Тепловые электрические станции

ОГЛАВЛЕНИЕ 4. ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ ........................................................................ 2 4.1. ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ................................................................ 2 4.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ НА ТЭС..................................................................................................... 6 4.3. РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ .......................................... 10 4.4. ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ТЭС ................................................. 20 4.5. ПАРОГАЗОВЫЕ ЦИКЛЫ И УСТАНОВКИ ..................................................................... 22 4. ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ 4.1. Потребление электрической энергии Основным потребителем электроэнергии является промышленность. Значительная часть электроэнергии расходуется на внутреннее и наружное освещение, бытовые нужды, транспорт и сельское хозяйство. Характерной особенностью электрических станций является строгое соответствие объёма производства электрической энергии и теплоты объёму их потреблению. Поэтому для обеспечения надежной работы электростанции необходимо знать потребление энергии во времени, графическое изображение которого в плоской системе координат (рис. 5.1) называют графиком нагрузки. Различают суточные, месячные и годовые графики нагрузок. Рис. 5.1. Суточный график суммарной электрической нагрузки График суточных нагрузок получается почасовым сложением нагрузок всех потребителей обслуживаемого района за типично летние (июнь) и зимние (декабрь) сутки. В годовом графике нагрузок по оси абсцисс откладывается продол- 2 жительность нагрузки  в часах за год (год = 8760 ч), а по оси ординат − нагрузка N, кВт. Продолжительность какой-либо нагрузки в течение года определяют суммированием ее длительности за 210 зимних и 155 летних суток (рис. 5.2). Площадь под кривой графика годовой продолжительности показывает суммарную годовую потребность в электроэнергии Wэ. Если площадь эту представить в виде прямоугольника со стороной год = 8760 ч, то другая сторона покажет среднюю годовую нагрузку Nср, кВт. Если при таком представлении за сторону прямоугольника взять максимально требуемую мощность Nм, то его другая сторона будет эквивалентна числу часов использования в год максимальной мощности м. С учетом изложенного потребность в электроэнергии определяется выражением τ год Wэ =  Ndτ = N ср 8760 = N м τ м τ =0 . Рис. 5.2. Построение годового графика продолжительности электрических нагрузок Годовой график месячных максимумов (рис. 5.3) имеет седлообразный характер со значительным снижением абсолютных величин нагрузок в 3 летние месяцы. По образующейся разности между установленной мощностью электростанции Nу и требуемой текущей величиной нагрузки определяется необходимость вывода части оборудования в ремонт. Рис. 5.3. Годовой график месячных максимумов нагрузки Отношение количества выработанной электроэнергии за год Wэ к установленной мощности электростанции Nу называют числом часов использования установленной мощности у, а отношение у / год − коэф- фициентом использования установленной мощности kи: у = Wэ / Nу ; kи = у / 8760 = Nср / Nу Для обеспечения необходимой надежности в энергоснабжении установленная мощность электростанции Nу должна превышать максимальную мощность Nм, требуемую потребителем, на величину резерва. Отношение kр = Nу / Nм называют коэффициентом резерва. Он характеризует установленную на электростанции избыточную мощность и играет важную роль при экономическом анализе энергопроизводства. Для покрытия плановой нагрузки потребителей составляются графики работы электростанций. Если электростанция работает в энергетической 4 системе, то ее электрическая нагрузка определяется графиком, задаваемым этой системой. Большинство энергосистем состоит из разнотипных агрегатов. Для каждого значения суммарной мощности, потребляемой в энергосистеме, существует оптимальное распределение нагрузки между агрегатами, обеспечивающее наивысшую экономичность выработки электроэнергии. Возникающие неплановые отклонения нагрузок распределяются между электростанциями и отдельными агрегатами. Таким образом, плановые и неплановые изменения нагрузки потребителей являются причиной работы значительной части энергетического оборудования в переменных режимах, подразумевающих эксплуатацию оборудования на пониженных нагрузках, полный останов в ночные часы, перегрузку в периоды максимального потребления. Под маневренностью ТЭС понимают способность поддерживать и выполнять график электрической нагрузки. Маневренность включает в себя следующую совокупность технико-экономических характеристик оборудования: скорость изменения нагрузки, диапазон изменения мощности, способность быстрого пуска и останова, приемлемую экономичность работы при частичных нагрузках. Допустимые скорости изменения нагрузки зависят от изменения температурного режима отдельных элементов и деталей оборудования и возникающих в связи с этим температурных напряжений, которые, действуя совместно со статическими напряжениями, не должны превышать допустимых значений. Скорость нагружения энергоблока определяется как характеристиками турбины, так и котла, а турбины − в основном способом регулирования ее мощности. Допустимая скорость изменения нагрузки котла зависит от его типа. Диапазон изменения нагрузки характеризуется минимальной нагрузкой энергоблока, которая определяется в основном котлом и зависит от его типа, конструкции топки, вида сжигаемого топли- 5 ва. Барабанные котлы на газе или мазуте допускают снижение нагрузки до 20 % от номинальной, а прямоточные − до 40...50 %. При частичных нагрузках в диапазоне 50...100 % от номинальной экономичность энергоблока снижается в основном из-за уменьшения КПД турбоустановки. При снижении нагрузки менее 50 % от номинальной существенно уменьшается КПД котла и возрастает относительный расход электроэнергии на собственные нужды. 4.2. Технологическая схема производства электрической и тепловой энергии на ТЭС Электрическая станция − совокупность установок и оборудования, предназначенных для производства электрической и тепловой энергии, а также необходимые для этого сооружения и здания. Наиболее распространены паротурбинные тепловые электрические станции (ТЭС), использующие теплоту, выделяемую при сжигании органического топлива. Электрическая энергия на ТЭС вырабатывается генератором с приводом от паротурбинной установки. Конденсационные электрические станции (КЭС) вырабатывают только электрическую энергию. На теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) совместно вырабатывается тепловая и электрическая энергия. На ТЭС с докритическим давлением пара устанавливаются барабанные котлы с естественной циркуляцией. Прямоточные котлы применяют на ТЭС с критическим и сверхкритическим давлением пара. Технологическая схема производства энергии на ТЭС, работающей на твердом топливе (угле), представлена на рис. 5.4. Уголь со склада 4 поступает в систему пылеприготовления 3, где он дробится, подсушивается и размалывается до пылевидного состояния. Размолотое топливо поступает в горелки 5, в которых смешивается с воздухом и сгорает в топочной камере парового котла 6. Теплота, выделившаяся при сгорании топлива, передает- 6 ся через поверхность нагрева (трубы) воде, которая превращается сначала в насыщенный, а затем в перегретый пар, энергией которого приводится во вращение ротор паровой турбины 13. В электрическом генераторе 14, соединенном с турбиной, вырабатывается электрическая энергия, которая после повышения напряжения в трансформаторе 15 направляется по линиям электропередачи 16 потребителю. Воздух, необходимый для процесса горения в топке, нагнетается дутьевым вентилятором 8 и подогревается за счет теплоты дымовых газов в воздухоподогревателе 7. Продукты сгорания топлива, пройдя газовый тракт котла и передав свою теплоту поверхностям нагрева, поступают в систему очистки дымовых газов (электрофильтры) 9, а затем дымососом 10 выбрасываются в дымовую трубу 11 и рассеиваются в атмосфере. Уловленная в системе очистки зола вместе со шлаком, выпадающим в топочной камере, направляется на золоотвал 12. Пар, совершив работу в турбине, конденсируется в конденсаторе 17 за счет отвода теплоты охлаждающей водой, перекачиваемой циркуляционным насосом 18 из охладителей 19, в качестве которых служат градирни, пруды-охладители или естественные водоемы (реки, озера, водохранилища). Конденсат отработавшего пара откачивается из конденсатора насосом 21 и пропускается через систему подогревателей низкого давления 22, где подогревается паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины. Далее конденсат поступает в деаэратор 23, в котором он освобождается от кислорода и углекислоты. Деаэрированная вода питательным насосом 1 через систему подогревателей высокого давления 2 подается в котел, в результате чего обеспечивается замкнутый цикл движения рабочего тела. Потери рабочего тела в цикле компенсируются химически очищенной добавочной водой в установке 20. 7 116 Рис. 5.4. Технологическая схема производства энергии на ТЭС 8 Типовая тепловая схема конденсационной электростанции представлена на рис. 5.5. Рис. 5.5. Тепловая схема конденсационной электростанции: 1 – паровой котел; 2 – паровая турбина; 3 – электрический генератор; 4 – конденсатор; 5 – конденсатный насос; 6 – регенеративные подогреватели низкого давления; 7 – дренажный насос; 8 – деаэратор; 9 – питательный насос; 10 – регенеративные подогреватели высокого давления Пар из парового котла 1 направляется в турбину 2, находящуюся на одном валу с электрическим генератором 3. Отработавший в турбине пар конденсируется в конденсаторе 4 за счет охлаждающей воды, циркулирующей в трубках. Образовавшийся конденсат прокачивается конденсатным насосом 5 через группу подогревателей низкого давления 6 (ПНД) и направляется в деаэратор 8. Деаэратор служит для удаления из конденсата растворенных в нем коррозионно-опасных газов – кислорода (О2) и углекислого газа (СО2). В деаэраторе так же, как и в регенеративных подогревателях, конденсат подогревается из отборов турбины. После деаэратора питательная вода питательным насосом 9 прокачивается через группу по- 9 догревателей высокого давления 10 (ПВД). Греющей средой в группе ПВД является пар повышенного давления из отборов турбины. После подогревателей высокого давления питательная вода поступает в паровой котел. Пар из регенеративных отборов турбины конденсируется в ПНД и ПВД, и конденсат этого пара – дренаж – каскадно сливается в предыдущий подогреватель. Дренаж после подогревателей высокого давления направляется в деаэратор, а после подогревателей низкого давления – при помощи дренажного насоса 7 – в линию главного конденсата турбины. 4.3. Регенеративный подогрев питательной воды Пар, совершив работу в турбине, конденсируется в подогревателях. Выделенная этим паром теплота (теплота конденсации) возвращается в котел, как бы регенерируется. Регенеративный подогрев воды повышает коэффициент полезного действия (КПД) турбоустановки на 10 – 12 % и применяется на всех современных паротурбинных электростанциях. Турбины выпускают с 7 – 9 регенеративными отборами пара и применяют соответствующее число последовательно включенных по- догревателей. Повышение КПД турбоустановки обусловливается выработкой электроэнергии без потерь теплоты в конденсаторе турбины. Для регенеративного подогрева воды на ТЭС применяют преимущественно поверхностные подогреватели и частично смешивающие. Смешивающие подогреватели энергетически выгоднее, так как в них возможен подогрев воды практически до температуры насыщения греющего пара. Для поверхностных подогревателей tв = tн − tн, где tв, tн − температуры подогретой воды и конденсата греющего пара (температура насыщения при данном давлении пара в отборе); tн − недогрев воды до температуры насыщения. 10 Смешивающие подогреватели дешевле и надежнее поверхностных, обеспечивают лучший водный режим установки. Однако после каждого смешивающего подогревателя необходима установка перекачивающих насосов, так как давление в каждом последующем по ходу воды подогревателе выше, чем в предыдущем. Поверхностные подогреватели не имеют этого недостатка: достаточно иметь конденсатный насос, перекачивающий воду через группу подогревателей низкого давления (ПНД), и питательный насос, перекачивающий воду через группу подогревателей высокого давления (ПВД). В поверхностных подогревателях из-за термического сопротивления теплопроводности стенки трубок величина недогрева tн > 0 и составляет 3–5 °С. Чем меньше недогрев, тем меньше расход теплоты и топлива, но тем больше поверхность нагрева и стоимость подогревателя. В ПВД применяют стальные трубки. В ПНД применяют латунные трубки, обеспечивающие небольшое термическое сопротивление теплопроводности стенки и, следовательно, меньшие величины недогрева tн. Однако медь из латуни вымывается конденсатом и переносится в котел и турбину. Надежность и экономичность работы паротурбинной установки снижается. В настоящее время применяют ПНД-НЖ с трубками из нержавеющей стали, а также комбинацию подогревателей поверхностного и смешивающего типов. Один из смешивающих подогревателей с давлением пара 0,6–1,0 МПа применяется в качестве деаэратора для удаления газов из воды. Примеры включения регенеративных подогревателей представлены на рис. 5.6. 11 а б Рис. 5.6. Схема включения регенеративных подогревателей: а − с перекачивающими насосами; б − с каскадным сливом дренажей после поверхностных подогревателей; КН − конденсатные насосы соответствующей ступени (КН1, КН2, КНЗ); П1-ПЗ − регенеративные подогреватели; К − конденсатор; СП − сальниковый подогреватель Регенеративные подогреватели высокого давления предназначены для подогрева питательной воды, находящейся под полным давлением питательного насоса. Греющей средой в них является пар из отборов турбины в ЧВД и ЧСД. ПВД изготавливаются только как теплообменники поверхностного типа. Конструкция их существенно отличается от конструкции ПНД и предполагает наличие нескольких зон поверхности теплообмена, различающихся по принципу использования теплоты отборного пара. Обычно выделяют три зоны поверхности теплообмена, расположенные в одном корпусе ПВД: зону охлаждения пара, в которой происходит конвективный теплообмен при охлаждении перегретого пара (снятие теплоты перегрева); зону конденсации, в которой сухой насыщенный пар полностью конденсируется; зону охлаждения конденсата, где происходит конвективный теплообмен при охлаждении конденсата. ПВД представляет собой вертикальный теплообменник, основными узлами которого являются корпус и трубная система (рис. 5.7). 12 б а в Рис.5.7. Конструкция подогревателя высокого давления: а − вертикальный разрез; б − поперечный разрез; в − схема движения питательной воды в трубной системе (условно показаны две колонны спиралей между коллекторными трубами вместо четырех колонн); 1 − водоподводящая труба; 2 − входной патрубок питательной воды; 3 − выходной патрубок питательной воды; 4 − приемные коллекторные трубы; 5 − питающие коллекторные трубы; 6 − кронштейн с роликом; 7 − отверстие для слива конденсата греющего пара; 8, 9 − патрубки для присоединения трубок к поплавковой камере конденсатоотводчика; 10 − патрубок отсоса воздуха; 11 − направляющие перегородки; 12 − патрубок входа греющего пара; 13 − направляющий желоб греющего пара; 14 − двойные спирали труб; 15, 16 − диафрагмы в коллекторных трубах 13 В трубной системе ПВД обязательно наличие коллекторных распределительных труб. Поверхность теплообмена представляет собой круглые спиральные бифилярные (двухтрубные) змеевики. При этом навивка спиральных труб может быть выполнена в одной или двух плоскостях (рис. 5.8.). а б Рис.5.8. Формы навивки спиральных труб: а − одноплоскостные; б − двухплоскостные Обычно трубная система ПВД имеет четыре или шесть коллекторных труб для распределения и сбора питательной воды. В верхней части ПВД к этим трубам присоединяют патрубки входа и выхода питательной воды. Между спиральными трубами в средней (основной) зоне ПВД (зоне конденсации) через 8–12 рядов плоскостей змеевиков устанавливают горизонтальные направляющие перегородки, обеспечивающие многоходовое движение пара и отвод конденсата, образующегося на поверхности теплообмена. Поток питательной воды разветвляется по распределительным коллекторам, в которых установлены диафрагмы, обеспечивающие прохождение через охладитель пара и охладитель конденсата определенной части потока питательной воды. 14 Перегретый пар из отбора турбины подводится в корпус подогревателя через патрубок и через вертикальный направляющий желоб попадает в верхнюю зону (зону охлаждения пара), где в несколько ходов омывает трубный пучок, отдает теплоту перегрева и уже при температуре, близкой к температуре насыщения, поступает в зону конденсации. Конденсат пара отводится за пределы трубной системы и вдоль стенок корпуса стекает в нижнюю часть ПВД, в зону охлаждения конденсата. Неконденсирующиеся газы отводятся в подогреватель с более низким давлением. Регенеративные подогреватели низкого давления поверхностного типа (ПНД) выполняются в виде цилиндрического вертикального корпуса, в верхней части которого помещается водяная камера для подвода и отвода нагреваемого основного конденсата (рис. 5.9). Водяная камера отделяется от основной части корпуса трубной доской, в которой закреплены U-образные трубки, составляющие поверхность нагрева подогревателя (трубную систему). Пар подается через патрубок в верхнюю часть корпуса и омывает трубную систему, двигаясь к нижней части корпуса. В паровом пространстве между трубками устроены специальные перегородки, которые направляют паровой поток и осуществляют его движение в несколько ходов. Конденсат греющего пара отводится через патрубок в днище корпуса. В нижней части корпуса из конденсата пара образуется водяной объем. В эту часть подводится конденсат греющего пара (дренаж) подогревателей более высокого давления. Над водяным объемом расположена кольцевая перфорированная трубка, через которую отводится воздух. Недогрев в ПНД в номинальном режиме работы не должен превышать 2–3 °С. Эта величина обусловлена малым термическим сопротивлением трубок ПНД из-за небольшой (1–2 мм) толщины стенки. 15 Рис. 5.9. Конструкция подогревателя низкого давления: 1 − водяная камера; 2 − трубная доска; 3 − трубки подогревателя; 4 − патрубок для подвода греющего пара; 5 − каркас трубной системы; 6 − корпус; 7 − направляющие перегородки 16 Деаэрация воды на ТЭС Удовлетворительное коррозионное состояние пароводяного тракта электростанции обеспечивается соблюдением водного режима и удалением коррозионно-агрессивных газов из питательной воды и конденсата. Соблюдение норм жесткости воды, содержания кислорода и удельной электрической проводимости для всех режимов работы оборудования позволяет избежать выноса продуктов коррозии в зону высокотемпературных поверхностей нагрева, связанного с ним ухудшения теплообмена и снижения надежности работы, а также предотвращает язвенную (подшламовую) коррозию в пароводяном тракте. В конденсате, питательной воде содержатся агрессивные газы (кислород, углекислый газ), вызывающие коррозию оборудования и трубопроводов электростанции. Эти газы поступают в пароводяной тракт преимущественно в конденсаторе турбины и в вакуумной части системы регенерации. Для защиты от газовой коррозии применяют деаэрацию воды − удаление растворенных в ней газов. Основное коррозионное действие на металл оборудования оказывает кислород, тем более что содержание его в воздухе и при растворении в воде значительно. Углекислота вызывает коррозию самостоятельно и действует как катализатор агрессивного воздействия кислорода, а также способствует загрязнению пароводяного тракта соединениями железа и меди, которые затем откладываются в трубах паровых котлов. Для удаления растворенных в воде газов на паротурбинных ТЭС применяют термическую деаэрацию воды. Согласно закону Генри для идеального разбавленного раствора газов в жидкости, равновесная массовая концентрация газов в растворе Сг, мг/кг, пропорциональна парциальному дав- 17 лению Рг в газовой фазе над раствором: Сг = kг Рг , где kг − константа фазового равновесия (константа Генри), зависящая от температуры и не зависящая от количественного состава и давления в системе. Следовательно, для деаэрации воды и удаления (десорбции) агрессивных газов необходимо понижать их парциальные давления над жидкостью. Это можно осуществить либо понижением общего давления газовой смеси над водой, либо перераспределением парциальных давлений газов при постоянном давлении газовой смеси. Второй способ основан на том, что абсолютное давление над жидкой фазой представляет собой сумму парциальных давлений газов и водяного пара P =  Pг + PH O . 2 В связи с этим необходимо увеличить парциальное давление водяных паров над поверхностью воды, добиваясь PH 2 O  Р, и, как следствие этого, получить  Рг  0. Когда температура воды повышена до температуры насыщения, парциальное давление водяного пара над уровнем воды достигает полного давления над водой, а парциальное давление других газов снижается до нуля, вода освобождается от растворенных в ней газов. Недогрев воды до температуры насыщения при данном давлении увеличивает остаточное содержание в ней газов. Термическая деаэрация воды сочетается с ее подогревом в специальном теплообменнике − деаэраторе. Наиболее эффективное решение устройства процесса деаэрации − объединение струйного и барботажного принципов в деаэрационной колонке. Принципиальная схема деаэрационной барботажного типа приведена на рис. 5.10. 18 колонки струйно- Рис. 5.10. Принципиальная схема деаэрационной колонки струйно-барботажного типа: 1 − деаэрационная колонка; 2 − водосмесительное устройство; 3 − штуцеры подвода конденсата из подогревателя низкого давления; 4 − штуцер выпара; 5 − дырчатая тарелка; 6 − перепускная тарелка; 7 – окно; 8 − порог; 9 – гидрозатвор; 10 − коллектор подвода греющего пара; 11 − деаэраторный бак-аккумулятор; 12 − кожух; 13 − кольцевые перегородки; 14 − барботажный лист Основной конденсат после ПНД поступает в смесительное устройство через штуцеры и затем сливается на дырчатую тарелку первой ступени деаэрации. Через отверстия дырчатой тарелки вода стекает в виде струй и образует водяную завесу для контакта с греющим паром. После этого вода сливается на перепускную тарелку и поступает через горловину во вторую ступень деаэрации − барботажное устройство. Оно состоит из двух кольцевых перфорированных зон, ограниченных снизу разновысокими кольцевыми перегородками. При минимальной нагрузке деаэратора работает первая (внутренняя) зона. С увеличением нагрузки и расхода пара увеличива19 ется паровая подушка под барботажным листом и в работу включается вторая зона перфорации. Избыток пара перепускается через окно на периферии барботажного листа. После обработки в барботажном устройстве вода через гидрозатвор сливается в деаэраторный бак. Греющий пар из парового коллектора поступает в переходный штуцер, соединяющий колонку с баком. Выпар отводится через верхний штуцер. 4.4. Показатели тепловой экономичности ТЭС Коэффициент полезного действия (КПД) электростанции без учета расхода энергии на привод механизмов собственных нужд называют КПД брутто и определяют из выражения c = N э / Qc = N э / (B  Qнр ), где Qс − теплота, выделившаяся при сжигании топлива в котле; В − расход топлива; Qнр − теплота сгорания топлива. Если мощность механизмов собственных нужд составляет Nсн, то КПД электростанции с учетом расхода энергии на собственные нужды называют КПД нетто: нс = N э − N сн . Qc Потери теплоты в паровом котле характеризуются КПД парового котла: к = Qпк / Qс , где Qпк − количество теплоты, отпускаемой паровым котлом для турбоустановки. Потери теплоты при транспорте рабочего тела по трубопроводам между котлом и турбиной составляют 1-2 % и характеризуются КПД транспорта теплоты: тр = Qту / Qпк , 20 где Qту − расход теплоты пара на турбоустановку. Общий КПД КЭС учитывает потери теплоты в турбоустановке, паровом котле, при транспортировке и может быть представлен в виде с = ту  к  тр Полный расход теплоты на турбоустановку без промежуточного перегрева определяется из выражения Qтy=D (io – iпв ), где D − расход пара турбиной; iпв − энтальпия отводимой от турбоустановки питательной воды (перед котлом). Тепловая нагрузка парового котла: Qпк= D0(i0 – iпв ), где D0 − паровая нагрузка котла; i0 − энтальпия пара на выходе из котла. Тепловую экономичность турбоустановки ТЭЦ характеризуют КПД по производству электроэнергии, равный  эту = N э / (Qту − Qт ), и КПД по отпуску тепловой энергии, равный  тту = Qотп / Qт = сп   тр . Здесь Qотп , Qт − отпуск теплоты внешнему потребителю и затраты теплоты турбоустановкой на его отпуск, учитывающие потери теплоты в окружающую среду в сетевых подогревателях сп и трубопроводах тр. КПД ТЭЦ по производству электроэнергии Nэ сэ = = эту  тр  к . р Bэ Qн КПД ТЭЦ по производству теплоты для внешнего потребителя Q ст = опт р = тту  тр  к . Bт Qн Здесь Вэ, Вт – расходы топлива на производство электроэнергии и теплоты, отпускаемой потребителю. 21 Для общей оценки использования теплоты топлива на ТЭЦ иногда применяют полный (общий) КПД ТЭЦ N + Qопт . cn = э Qс Недостатком такого КПД является суммирование в числителе двух видов энергии, имеющих различную ценность. 4.5. ПАРОГАЗОВЫЕ ЦИКЛЫ И УСТАНОВКИ В современных паротурбинных циклах воздействовать на факторы, обеспечивающие рост термического коэффициента полезного действия, не всегда представляется возможным. Снижение температуры отвода теплоты (при давлении в конденсаторе Рк = 3-5 кПа и температуре конденсации tк = 25-30 С) невозможно по условиям водоснабжения ТЭС или экономически нецелесообразно. Повышение средней температуры подвода теплоты в цикле по сравнению с широко распространенными параметрами с промежуточным перегревом (24 МПа, 540/540 С) требует решения ряда металловедческих, металлургических и конструкторских задач для обеспечения требуемых показателей надежности и маневренности, т. е. возможности длительной работы при частых пусках-остановках, быстрых изменениях нагрузки. Действующие и разрабатываемые энергетические газотурбинные установки с высокой начальной температурой газов перед турбиной, t1г = 1100-1250 С, имеют и высокую температуру газов на выходе из турбины, t2г = 500-550 С (если эту теплоту не использовать для внешнего теплового потребителя). Такие ГТУ при обычно применяемых простых схемах имеют более низкий КПД по сравнению с КПД современных паротурбинных энергоблоков, равным 38-40 %. 22 Сочетание газо- и паротурбинных установок при высокой температуре подвода теплоты, присущей ГТУ, и низкой температуре отвода теплоты, характерной для ПТУ, позволяет существенно повысить КПД теплосилового цикла. Сочетание ГТУ и ПТУ в таком комбинированном цикле называется парогазовой установкой (ПГУ). Рассмотрим некоторые типы ПГУ, имеющие наибольшее распространение в энергетике. Экономичность ПГУ характеризуется КПД, равным, пгу = N пгу Q0 = N гту + N пту Q0 = Qгту  гту + Qпту  пту Q0 . Здесь Q0 – суммарный подвод теплоты в ПГУ; Qгту – теплота, подводимая в ГТУ; Qпту – теплота, подводимая в паротурбинной установке; Nгту и Nпту – электрические мощности газо- и паротурбинных агрегатов; гту и пту – коэффициенты полезного действия ГТУ и ПТУ. Наивысший КПД ПГУ может быть достигнут в случае, когда для ПТУ используется только теплота газа, отработавшего в газовой турбине и имеющего температуру t2г, т.е. при наивысшей бинарности цикла. Поскольку Q0 = Qгту, а газы покидают котел-утилизатор с температурой tyx, которая в основном и определяет КПД котла-утилизатора, то можно представить теплоту, подводимую в ПТУ, в виде: Qпту = Qгту (1 − гту ) ку , где ку – КПД котла-утилизатора, приближенно равный, ку  t 2 г − t yx ; tнар – температура окружающей среды. t 2 г − t нар Тогда КПД ПГУ равен пгу = гту + (1 − гту ) ку  пту . Схема ПГУ с котлом-утилизатором представлена на рис.6.1, а изоб- ражение такого цикла в T,s-координатах – на рис. 6.2. 23 В котле-утилизаторе температура уходящих газов tyx зависит от минимального температурного напора на выходе экономайзера, tэк = 10-30 С, температуры питательной воды, температуры пара на выходе из котла, т.е. температуры пара на входе в паровую турбину. В некоторых случаях минимальная температура tyx определяется условиями надежности котла (во избежание низкотемпературной коррозии при сжигании жидкого топлива tyx > 160-180С). Рис. Рис. 6.1. Схема ПГУ с котлом-утилизатором и одноконтурной паротурбинной установкой: 1 – компрессор; 2 – газовая турбина; 3 – камера сгорания; 4 – паровая турбина; 5 – котел-утилизатор; 6 – насос рециркуляции; 7 – питательный насос; 8 – барабан котла-утилизатора; 9 – конденсатор; 10 – конденсатный насос; 11 – дымовая труба Коэффициент полезного действия ПГУ определяется, с одной стороны, экономичностью газотурбинного цикла, гту, с другой – экономичностью паросилового цикла, псу = птуку. КПД газотурбинной установки зависит от температур на входе в компрессор tнар, на входе в газовую турбину t1г, степени повыРис. 6.2. Изображение цикла ПГУ с котлом-утилизатором в T,s-диаграмме шения давления, КПД компрессора и собственно газовой турбины. 24 КПД паротурбинной установки зависит от параметров пара перед турбиной, наличия промежуточного перегрева и его температуры, давления в конденсаторе Рк, системы регенеративного подогрева питательной воды и ее конечной температуры tпв, внутреннего относительного КПД собственно паровой турбины оiт . Однако от этих параметров и характеристик тепловой схемы зависит и ку. При этом оказывается, что система регенерации и повышение температуры питательной воды не дают выигрыша в пту, так как расход теплоты в котле-утилизаторе не зависит от температуры питательной воды, а мощность паровой турбины при том же расходе свежего пара из-за отборов уменьшается; снижается и ку. В связи с этим ПГУ с котлом-утилизатором, как правило, не имеют регенеративных отборов в паровой турбине; на линии питательной воды устанавливается лишь один подогреватель ПНД смешивающего типа, служащий деаэратором. Этот ПНД обеспечивает некоторое повышение температуры в котле-утилизаторе, чтобы избежать его низкотемпературной коррозии. Если нет подогрева питательной воды и температура ее равна температуре конденсата (на выходе из конденсатора) tпв = tк, то tyx будет зависеть от температуры конденсата, следовательно от давления в конденсаторе Рк. Повышение Рк приводит к снижению псу, однако влияние Рк на псу не столь существенно по сравнению с этим влиянием в самостоятельной паротурбинной установке. Начальное давление острого пара Р1п влияет на КПД паросиловой установки псу по разному при заданных значениях температуры острого пара t1п, температурного напора в экономайзере котла-утилизатора tэк, от которого зависит температура уходящих газов tyx. Имеется оптимальное значение P1попт , при котором псу будет наивысшим. Однако зависимость псу = f(P1п ) довольно пологая, что позволяет выбирать P1п в широких пределах, учитывая конструкции паровой турбины, котла, конденсатора. При температуре газа за газовой турбиной t2г = 425-520 С, что соответствует температуре газа перед турбиной t1г = 950-1100 С, оптимальное давление 25 острого пара Р1п = 2-7 МПа. В этом случае нет необходимости во вторичном перегреве, выигрыш в экономичности от которого будет очень мал, а влажность в конце расширения пара в турбине не представляется эрозионно опасной. В некоторых случаях для использования параметров пара, применяемых на обычных ПТУ ТЭС, целесообразна схема ПГУ со сбросом газов в котел и дожиганием топлива в паровом котле. Схема такой установки представлена на рис. 6.3, а изображение этого цикла в Т,s-диаграмме иллюстрирует рис. 6.4. Q '0 Q '0' Рис. 6.3. Схема ПГУ со сбросом газа в котел и дожиганием: 1 – компрессор; 2 – газовая турбина; 3 – камера сгорания; 4 – паровая турбина; 5 – паровой котел с дополнительными горелками; 6 – насос рециркуляции; 7 –питательный насос; 8 –барабан парового котла; 9 – конденсатор; 10 – конденсатный насос; 11 – дымовая труба Дожигание означает дополнительный расход теплоты Q0 в паровом котле сверх теплоты Q0 , подводимой в камере сгорания ГТУ. 26 Коэффициент Рис. 6.4. Изображение цикла ПГУ со сбросом газа в котел и дожиганием в T,s-диаграмме полезного действия парогазовой установки с дополнительным подводом теплоты в котле определяется по общему выражению ηпгу = N пгу N + N пту = гту , Q0 + Q0 Q0 (1 + m) где m = Q0 / Q0 − доля теплоты, подводимой дополнительно в паровом котле. Теплота, подводимая в паротурбинной установке, Qпту = (Q0 + Q0 (1 − ηгту ) )  ηк , где к – КПД парового котла, учитывает потери теплоты, сопровождающие процесс получения перегретого пара. Ввиду того, что η гту = пгу = N гту и Q0 η пту = N пту Qпту гту  Q0 + ηпту  Qпту , Q0 (1 + m) 27 , получим η пгу = η гту (1 + m) η пгу = + η пту  (m + 1 − η гту )  η к m +1 и η   + 1 − гту   η псу . 1 + m  m + 1 η гту Экономичность такого типа ПГУ ниже, чем ПГУ с котломутилизатором (без дожигания), хотя у собственно паротурбинной установки КПД возрастает из-за повышения параметров пара P1n и t1n и возможности применения вторичного перегрева. Если ПГУ предназначена для работы с температурой газа t1г = 1100 C, а сначала работает с t1г = 950 C, то, для того чтобы использовать без изменения паросиловую часть при этой пониженной t1г необходим дополнительный подвод теплоты в котел и m = 0,17. Такая величина m мало изменит параметры пара ПТУ, однако приведет к снижению пгу на 1,5 % при той же t1г = 950 C. Преимуществом ПГУ со сбросом газа в топку котла является возможность использования практически без изменений традиционных паротурбинных установок и автономной работы паротурбинной установки, что требует некоторого усложнения конструкции котельной установки. Рис. 6.5. Схема ПГУ с высоконапорным парогенератором: 1 – компрессор; 2 – газовая турбина; 3 – высоконапорный парогенератор; 4 – экономайзер ГТУ; 5 – паровая турбина; 6 – конденсатор; 7 – конденсатный насос; 8 – питательный насос; 9 – дымовая труба 28 Возможна также схема ПГУ с прямым подводом теплоты топлива не только в ГТУ, но и в ПТУ из линии между компрессором и газовой турбиной. Для этого используется специальный котельный агрегат – высоконапорный парогенератор (ВПГ). Схема ПГУ с ВПГ представлена на рис. 6.5, а изображение такого цикла иллюстрирует рис. 6.6. Паротурбинной установкой в такого Рис. 6.6. Изображение цикла ПГУ с высоконапорным парогенератором в Т,s-диаграмме типа ПГУ может быть обычная паровая турбина, применяемая на традиционных тепловых электростанциях. На Невинномысской ГРЭС с 1972 г. эксплуатируется ПГУ-200 с высоконапорным парогенератором, имеющая в составе газовую турбину ГТ-35/44-770 и паровую турбину К-160-130. Топливом является природный газ или газотурбинное (либо смесь обоих топлив). Среднегодовой расход условного топлива составляет 344 г/кВтч, а максимальная мощность ПГУ – 170 МВт. Принципиальная тепловая схема ПГУ-250 с высоконапорным парогенератором ВПГ-600-140, газовой турбиной ГТ-45 и паровой турбиной К-210-130 представлена на рис. 6.7. 29 Рис. 6.7. Принципиальная тепловая схема парогазовой установки ПГУ-250 с высоконапорным парогенератором ВПГ-600-140: 1 – воздушный фильтр; 2 – компрессор; 3 – газовая турбина; 4 – барабан-сепаратор; 5 – парогенератор ВПГ-600-140; 6 – циркуляционный насос; 7 – испарительные поверхности нагрева; 8 – пароперегреватель; 9 – промежуточный пароперегреватель; 10 – цилиндр высокого давления турбины; 11 – цилиндр среднего давления; 12 – цилиндр низкого давления; 13 – конденсатный насос; 14 – подогреватели низкого давления; 15 – деаэратор; 16 – питательный насос; 17 – подогреватели высокого давления; 18 – дополнительная камера сгорания; 19, 20, 21 – газоводяные экономайзеры утилизации теплоты уходящих газов ГТУ; 22 – дымовая труба Разработанные в научно-производственном объединении «Центральный котлотурбинный институт» ПГУ с высоконапорным парогенератором работают на природном газе или на жидком газотурбинном топливе. Воздушный компрессор подает сжатый воздух в кольцевой зазор корпуса ВПГ и в дополнительную камеру сгорания ДКС, где его температура повышается. Горячие газы после сжигания топлива в топочной камере имеют давление 0,6-1,2 МПа в зависимости от давления воздуха за компрессором и используются для генерации пара и его перегрева. После промежуточно- 30 го перегревателя – последней поверхности нагрева ВПГ – газы с температурой примерно 700 С поступают в дополнительную камеру сгорания, где догреваются до 900 С и поступают в газовую турбину. Отработавшие в газовой турбине газы направляются в трехступенчатый газоводяной экономайзер, где они нагревают питательную воду и основной конденсат паровой турбины. Такое подключение экономайзеров обеспечивает постоянную температуру уходящих газов 120-140 С перед их выходом в дымовую трубу. Вместе с тем в такой ПГУ происходит частичное вытеснение регенерации и увеличение мощности паротурбинной установки. Высоконапорный парогенератор является общей камерой сгорания топлива для паротурбинной и для газотурбинной установки. Особенностью такого ПГУ является и то, что избыточное давление газов в схеме позволяет не устанавливать дымососы, а воздушный компрессор заменяет дутьевой вентилятор; отпадает необходимость в воздухоподогревателе. Пар из ВПГ направляется в паротурбинную установку, имеющую обычную тепловую схему. Существенным преимуществом данной установки является уменьшение габаритов и массовых показателей ВПГ, работающего при давлении в газовом тракте 0,6-1,2 МПа. Высоконапорный парогенератор целиком изготавливается в заводских условиях. В соответствии с требованиями транспортировки паропроизводительность одного корпуса ВПГ не превышает 350103 кг/ч. Парогенератор ВПГ-650-140-545/545 ПО ТКЗ, например, состоит их двух корпусов. Его газоходы экранированы сварными газоплотными панелями из оребренных труб. 31 Рис. 6.8. Один из корпусов парогенератора ВПГ-450 для парогазовой установки ПГУ-200-130: 1 – продольный кольцевидный канал для воздуха (направление его движения показано светлыми стрелками); 2 – горелки; 3 – топка; 4 – барабан; 5 – испарительные ширмы; 6 – переходный газоход; 7 – ленточная (конвективная) часть первичного пароперегревателя; 8 – выход первичного пара; 9 – промежуточный пароперегреватель; 10 и 11 – вход и выход пара промежуточного перегрева; 12 – конвективный газоход; 13 – фланцевое соединение переходного газохода с вертикальными участками корпуса; 14 – выход дымовых газов (направление их движения показано темными стрелками) Высоконапорный парогенератор ВПГ-450, входящий в состав ПГУ-200, имеет два одинаковых корпуса П-образной компоновки (рис. 6.8). Необходимый для горения воздух поступает из компрессора при избыточном давлении примерно 0,6 МПа, температуре 250 С и нагревается дополнительно, проходя вдоль всего парогенератора по кольцевому каналу, внутри которого движутся дымовые газы. Газотурбинное жидкое 32 топливо, нефтяной попутный или природный газ вводится в топочную камеру через подовые горелки и сгорает при очень высоком тепловом напряжении топочного обмена (qv = 4,5 МВт/м3), во много раз превосходящем эту величину для обычных котельных агрегатов. Рассмотрим парогенератор барабанного типа с принудительной циркуляцией воды. Барабан имеется в каждом корпусе. Вода из барабана циркуляционным насосом подается в вертикальные экранные трубы, ограждающие стены цилиндрической топочной камеры. Часть воды насосом подается в ширмы. Пар из барабана направляется сначала в трубные панели, ограждающие стены верхнего полукольцевого и вертикального опускного газоходов, а затем через выносной пароохладитель – в змеевики конвективной (ленточной) части первичного пароперегревателя. Промежуточный пароперегреватель расположен за первичным по ходу газов. Из-за высокой температуры стенок поверхности пароперегревателей и верхнего полукольцевого газохода изготовлены из аустенитной стали, более жаропрочной, чем обычно применяемая в этих поверхностях сталь 12Х1МФ. Дымовые газы (их движение отмечено темными стрелками, а воздуха – светлыми) выходят из газохода промежуточного пароперегревателя при температуре около 770 С и направляются в газовую турбину, из которой при давлении, незначительно большим атмосферного, и температуре около 450 С поступает в общий для двух корпусов экономайзер. ПГУ с ВПГ целесообразно применять при умеренных температурах газов перед ГТУ. С увеличением этой температуры уменьшается доля теплоты, передаваемой газами поверхности нагрева высоконапорного парогенератора. Автономная работа паровой ступени ПГУ с ВПГ невозможна, что является недостатком этой схемы, требующей равной надежности газотурбинной установки, паровой турбины, парогенератора. В тех случаях, когда требуется увеличение мощности уже действу33 ющих станций, целесообразна схема с подогревом питательной воды теплотой газов от газовой турбины. В этой схеме в базовом режиме работает только паротурбинная установка по обычной схеме с регенерацией – подогревом питательной воды паром из отборов турбины, а ГТУ не работает. В пиковом режиме включается в работу ГТУ, система регенерации паровой турбины отключается, и пар из регенеративных отборов направляется в конденсатор, вырабатывая дополнительную мощность. Подогрев питательной воды производится теплотой газов после ГТУ. Мощность парогазового блока возрастает за счет увеличения мощности ПТУ и дополнительной мощности, вырабатываемой ГТУ. Оптимальные параметры элементов ПГУ и высокая температура газов перед газовой турбиной (1100-1200 С) позволяют получить КПД турбоустановки нетто, равный 47-52 %. Использование теплоты газов, покидающих газовую турбину, для выработки тепловой энергии (получение пара с дальнейшим его использованием без паровой турбины) реализуется в схемах мини-ТЭЦ. Одна из таких схем совместной выработки электрической и тепловой энергии на базе газовой турбины GT M7 (KAWASAKI M7A-01) и котла, утилизирующего теплоту газов после газовой турбины, представлена на рис. 6.9. Компрессор всасывает воздух и подает его в камеру сгорания, сюда же поступает топливо – природный газ. Продукты сгорания при температуре 850-1000 С направляются в газовую турбину, находящуюся на общем валу с компрессором. Совершив работу в турбине, газы при температуре 550600 С направляются в котел-утилизатор, где размещены подогревательные (водяной экономайзер), испарительные и пароперегревательные поверхности нагрева. Питательная вода после системы водоподготовки проходит через поверхности нагрева котла-утилизатора и, восприняв теплоту газов от газовой турбины, превращается в пар. В зависимости от температуры пара, которую требует потребитель, пар может быть перегретым 34 (вариант 1), с использованием в дальнейшем на производственные цели, а также в паротурбинной установке, или сухим насыщенным (вариант 2), с использованием его для теплоснабжения (в подогревателях сетевой воды) и производства. Рис. 6.9. Схема совместной выработки электрической и тепловой энергии на базе газовой турбины GT 7 и котла-утилизатора: 1 – подвод воздуха; 2 – подвод топлива; 3 – компрессор; 4 – камера сгорания; 5 – газовая турбина GT 7; 6 – электрический генератор; 7 – питательная вода; 8 – система водоподготовки; 9 – экономайзер; 10 – уходящие газы; 11 – испарительные поверхности нагрева; 12 – пароперегреватель; 13 – перегретый пар (вариант 1); 14 – сухой насыщенный пар (вариант 2) Вид газотурбинной установки GT 7 – компрессора, газовой турбины и шести камер сгорания, размещенных по периметру в средней части установки, представлен на рис. 6.10. Осевой воздушный компрессор имеет 12 ступеней, степень сжатия  = 12,7, расход воздуха 21,5 кг/с и расчетные обороты 14000 об/мин. Камера сгорания выполнена в виде 6 цилиндрических секционных камер, имеет искровое зажигание, 2 взрывателя и 6 топливных жиклеров. Сокращенная длина переходной секции, ведущей продукты сгорания к входу в турбину, обусловила пониженное потребление охлаждающего воздуха для этой секции. В результате снизились температура пламени и количество образующихся NOx даже при высокой входной температуре газов на турбину (1175 С). 35 Рис. 6.10. Газотурбинная установка GT 7 Четырехступенчатая осевая турбина имеет расчетные обороты 14000 об/мин. Ввиду высокой температуры продуктов сгорания на входе в турбину лопатки первой и второй ступеней охлаждаются воздухом. Данная конструкция, использующая технологию охлаждения авиационных турбин внутреннего сгорания (газовых турбин), обеспечивает высокий коэффициент полезного действия турбины. Передача мощности с вала газотурбинной установки (со стороны компрессора) на вал электрического генератора осуществляется с помощью коробки передач, имеющей параллельные валы и число оборотов на выходе 1500 или 1800 об/мин. 36