Опытные парогазовые установки появились в начале XX в. Их создание связано с именами П.Д. Кузьминского (Россия), Хольцварта, Шюле (Герма­ния), А.Н. Ложкина (ЦКТИ, Россия) и специалистами фирмы «Браун-Бовери» (Швейцария).

В 60-х годах XX в. начался бурный рост и практическое осушествлеиие целого ряда парогазовых установок (фирмы General Electric США, АВВ, Швейцария-Швеция, Siemens , Германия, Alstom , Великобрита­ния и др.) Мощность парогазовых установок составляет от 5 до 700 МВт при КПД производства электроэнергии в конденса-ционном режиме 50-60 %. Это единственные конденсационные ТЭС с такими высокими энерге­тическими показателями.

В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенно­сти и различия в технологическом процессе. Ниже рассмотрены примеры про­стейших тепловых схем ПГУ и их термодинамические циклы в Т, s -диаграмме. Наиболее распространены парогазотурбинные установки с котлом-утилизатором (рисунок 1.1), в которых выходные газы ГТУ направлены в котел-утилизатор и значительная часть теплоты (процесс 4 -5) передается пароводяному рабочему телу и превращается в перегретый пар, а затем пар идет в паровую турбину. Общая электрическая мощность ПГУ составит:

N э пгу = N э г + N э п (1.1)

где N э г и N э п - электрические мощности газовой и паровой турбинных уста­новок. Для повышения экономичности всей установки необходимо увеличить на 40 - 50 % электрические мощности газовой и паровой ступени.

Площадь 1' - 1 - 5 - 5' показывает потери теплоты с выхлопными газами. Для того, чтобы наиболее полно утилизировать теплоту этих газов в котле-утилизаторе необходимо под­держивать минимальные значения температурных напоров Ө 1 и Ө 2 . При этом температура уходящих газов в котле должна быть равно 80 - 140 °С (при работе на природном газу). Должно быть наблюдаться  равенство тепловых потоков, эквивалентных площадям 5' - b - с - d - f ' и 5' - 5 - 4 - 4 ', что определяется относительным расходом пара, кг/кг:

d = D п /G г = c рг ( Т 4 - Т 5 )/h e -h a (1.2)

где D п - абсолютный расход пара;

G г - масса газа;

c рг - удельная тепло­емкость газа при постоянном давлении р .

Уменьшение потерь теплоты с уходящими газами котла-утилизатора q 2 г и в конденсаторе ПТУ q 2 п , а также увеличение удельного расхода пара ведет к повы­шению экономичности ПГУ.

Электрический КПД ПГУ брутто с КУ определяется по формуле

η э пгу = N э г + N э п / Q с г (1.3)

где Q с г - теплота сгорания сжигаемого в камере сгорания ГТУ топлива, кВт.

В определенных случаях в целях стабилизации параметров рабочих тел в рассмотренной выше ПГУ и увеличения ее мощности в схеме, представлен­ной на рис унке 1 .1, можно применить дожигание топлива в среде выходных га­зов ГТУ на входе КУ (рис унок 1 .2). Для ПГУ с КУ и дожиганием топливо элек­трический КПД определяется из соотношения

η э пгу = N э г + N э п /Q с г +Q c д (1.4)

где Q c д - теплота сгорания топлива, дополнительно сжигаемого в камере дожигания перед КУ, кВт.

Выходные газы ГТУ представляют собой горячий воздух, забалластиро­ванный продуктами сгорания топлива. Это связано с формированием в камере сгорания ГТУ начальной температуры газов перед газовой турбиной (ГТ) (добавлением воздуха).

В итоге в зависимости от начальной температуры из­быток воздуха в газах за ГТУ а ух =2,5 - 5, объемная концентрация кислоро­да                   С о =13 - 16 % и температура выходных газов Т 4 = 450 - 630 °С.

Это по­зволяет создать тепловую схему ПГУ со сбросом газов ГТУ в топочную ка­меру энергетического котла.

а)

б)

К - компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина; ЭГ - электрогенера­тор; ГТУ - газотурбинная установка; КУ - котел-утилизатор; ПТ - паровая турбина; К-р - конденсатор, H - насос; N э г и N э п -электрические мощности ГТУ и ПТУ.

Рисунок 1. 1 - Простейшая тепловая схема (а) и цикл Брайтона-Ренкина в Т - s диаграмме ( б ) ПГУ с котлом-утилизатором




Для охлаждения дымо­вых газов котла (их количество возрастает на 30 - 40 %) до приемлемой тем­пературы в его хвостовой части взамен воздухоподогревателя устанавлива­ют теплообменник, питаемый частью основного конденсата и питательной водой ПТУ. Технологическое преимущество данной схемы ПГУ заключается в возможности обеспечить автономный режим работы газовой и паровой частей установки.

Рис унок 1. 2 - Простейшая тепловая схема ПГУ-КЭС с дополнительным сжиганием топлива ( дожиганием) перед одноконтурным КУ

Ее электрический КПД можно определить по формуле :

η э пгу = N э г + N э п /Q с г +Q c п (1.5)

Парогазовые установки с параллельной схемой работы (рис унок 1 .3) в по­следние годы применяют достаточно часто. Выходные газы ГТУ направля­ются в КУ, где генерируется перегретый пар высокого или среднего давле­ния.


Пар поступает в головную часть паровой турбины либо в горячую нитку промежуточного перегрева. В обоих случаях он смешивается с паром, гене­рируемым в энергетическом паровом котле. Паровую нагрузку котла при этом несколько снижают, поддерживая номинальную или максимально воз­можную нагрузку паровой турбины. В конвективной шахте котла-утилизатора ГТУ размещают теплообменники, в которые подают часть основного конденсата и пита­тельной воды ПТУ для снижения температуры уходящих газов. Преимущество установки - это возможность достаточно просто перейти к автономной работе газовой и паровой частей ПГУ которые связаны между собой только трубопроводами пара и воды, для этого достаточно пе­рекрыть клапаны I , VI и VII . Установка дает дополнительную возможность работы по схеме ПГУ с КУ при отключенном энергетическом котле.

При этом закрывают клапаны II - IV , VII и IX , а открытыми остаются клапаны I , V , VI и VIII . В этом режиме паровая турбина работает только на паре, генери­руемом в КУ, а ее нагрузка соответственно занижена.

Преимущество ПГУ с параллельной схемой заключается в возможности сжигать в энергетическом паровом котле органическое топливо любого ви­да по обычной схеме. Электрический КПД ПГУ можно определить по фор­муле

η э пгу = N э г + N э п /Q с г +Q c п (1.6)

Рис. B.4. Простейшая тепловая схема (о) и цикл Брайтона—Ренкина [6) в Г, s-диаграмме ПГУ сбросного типа

Рис унок 1 .3 - Простейшая ПГУ с параллельной схемой работы

Одной из первых ПГУ, применяемых а энергетике, была ПГУ с высокона­порным парогенератором (рис унок 1 .4). Ее особенность - наличие общей ка­меры сгорания газовой и паровой част и ПГУ, функции которой выполняет высоконапорный парогенератор (ВПГ). Технологический процесс ГТУ раз­делен. Сжатый воздух после компрессора поступает в ВПГ, куда подается для сжигания топлива. Дымовые газы генерируют в топке ВПГ пар, имеются также основной и промежуточный пароперегреватели, пар направляется в паровую турбину. После промежуточного перегревателя уходящие газы ВПГ с температурой 600 - 700 °С поступают в газовую турбину, где, расширяясь, совершают работу. Уходящие газы ГТУ подаются в теплообменники (экономайзеры) нагрева части конденсата и питательной воды и нагревают их до состояния насыщения.

В связи с тем, что на входе в ГТУ температура газов пре­вышает 1000 0 С, за ВПГ приходится устанавливать камеру дожигания топ­лива для повышения и стабилизации температуры газов на входе в газовую турбину (ГТ). Это во многом сводит на нет преимущества такой схемы ПГУ. Из рис унка 1 .4 следует, что процесс 2 - 3' соответствует подводу теплоты в ВПГ при сжигании топлива (теплота Q с г+п ), а процесс 3' - 3" - передаче тепло­ты в ВПГ пароводяному рабочему телу (процессы с - d - е и f - g цикла Ренкина). Догрев уходящих газов за ВПГ до начальной температуры газов в га­зовой турбине (Т 3 ) происходит в камере дожигания за счет теплоты топлива Q c д (процесс 3" - 3). Процесс 3 - 4 соответствует расширению газов в газовой турбине .

Те­плота выходных газов ГТУ используется для нагрева воды перед ее подачей в испарительные поверхности ВПГ (процесс охлаждения газов 4 - 5 и про­цесс нагрева воды b - с на рис унке 1 .4).

Рис унок 1 .4 - Простейшая тепловая схема (а) и цикл

Брайтона - Ренкина (б)  в Т, s - d диаграмме ПГУ

с высоконапорным парогенератором

Электрический КПД ПГУ можно определить из выражения:

η э пгу = N э г + N э п /Q с г+п +Q c д (1.7)

В ПГУ, рассмотренных выше, рабочие тела - газ и пар/вода - передают один другому теплоту через поверхности теплообмена. На рис унке 1 .6 приведе­на схема контактной парогазовой установки. В ней вода или пар вводится непосредственно в газовый тракт ГТУ (в осевой компрессор, камеру сгора­ния или в первую ступень ГТ).

Рис унок 1 .5 - Простейшая тепловая схема (а) и цикл

Брайтона - Ренкина (б)  в Т, s - d диаграмме ПГУ

с полузависимой схемой

Получающаяся газопаровая смесь расширяет­ся в проточной части ГТ. При этом совместная работа пара и газа примерно соответствует работе, которую они совершали бы при раздельном расширении от начальной температуры Т 3 в интервале давлений р 3 - р 4 . Происходит увеличение мощности установки, отнесенной к расходу воздуха в компрес­соре, обусловленное как ростом общего расхода рабочего тела через ГТ, так и большей теплоемкостью потока. Следует учитывать, что пар не требует за­трат механической энергии на сжатие в газовом состоянии). В зарубежной практике эти схемы обозначаются как ПГУ - STIG .

Применение ПГУ с параллельной схемой работы (рис унок 1. 4) позволяет вовлечь в парогазовую технологию пылеугольные энергоблоки. При этом доля угля в общем балансе топлива составляет при­мерно 70-75 %. Остальная часть приходится на природный газ, сжигаемый в камерах сгорания ГТУ.

процесс 3 - 4 - расширение парогазовой смеси в ГТ; процесс 3 - 4 ' - раздельное расширение газов в ГТ; процесс е - f ' - раздельное расширение пара в ГТ, ХВО - химводоочистка

Рисунок 1.6 - Простейшая тепловая схема и термодинамический цикл контактной парогазовой установки