Введение. Учебно-методическое пособие

Учебно-методическое пособие

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время наиболее перспективной с точки зрения экономичности и возможности практической реализации является парогазовая установка (ПГУ), работающая по комбинированному циклу Брайтона (ГТУ) – Ренкина (ПТУ). Во-первых, в этой установке наиболее высока температура рабочего тела перед процессом расширения (до 1500ºС) и наиболее низка температура рабочего тела в конце процесса расширения (30ºС и ниже); во-вторых, накоплен большой опыт практического создания каждой из установок (ПТУ и ГТУ), входящих в состав ПГУ, в широком диапазоне изменения параметров.

В последнее десятилетие во всем мире наблюдается экспоненциальный рост числа и общей установленной мощности парогазовых установок (ПГУ) с ожидаемой перспективой дальнейшего развития этого процесса. Считается, что в настоящее время на долю ПГУ приходится примерно 35% общего объема новых мощностей, вводимых на тепловых электростанциях во всем мире.

Современные ПГУ характеризуются низким уровнем вредных выбросов в атмосферу. Выработка значительной доли мощности газотурбинной установкой обеспечивает меньшие потребности ПГУ в охлаждающей воде и меньшее тепловое загрязнение окружающей среды по сравнению с паротурбинными энергоблоками равной мощности.

Существенным достоинством ПГУ являются меньшие удельные капитальные затраты. Так, удельные капиталовложения для ПГУ мощностью 350 МВт составляют примерно 300 долл. США на 1 кВт. Для ПГУ малой мощности (от 3 до 100 МВт) эта цифра возрастает до 600...1200 долл./кВт. Сравнительно малые габариты ГТУ делают не только привлекательным, но и реальным преобразование существующих паротурбинных энергоблоков в процессе их реконструкции в ПГУ путем их надстройки ГТУ в пределах существующих строительных конструкций. При довольно большой единичной мощности и высокой экономичности ПГУ также обладают высокой маневренностью, что позволяет использовать их в равной мере для покрытия как базовой, так и переменной частей графиков нагрузки.

В настоящее время мощные ПГУ работают главным образом на природном газе, который резервируется жидким топливом. Наряду с этим разрабатываются проекты и существуют опытные ПГУ на базе различных технологий газификации угля.

Уже на сегодняшний день КПД современных ГТУ при их работе по простому циклу достигает 38...38,5% при единичной мощности до 280 МВт. Это позволяет получить КПД ПГУ на уровне 58%. С ростом температуры газов на входе до 1427°С становится реальным достижение КПД ПГУ 60%, а при повышении температуры газов до 1500°С – и 62%. Естественно, что при этом предполагается также и совершенствование ПТУ с повышением ее экономичности путем увеличения параметров пара (вплоть до использования сверхкритического давления), совершенствования проточной части, сокращения протечек пара через уплотнения и т.д.

Прогнозируется, что рост энергетических мощностей в развитых странах (США, Японии, Германии и России) в ближайшие десятилетия будет достигаться в основном за счет ввода ПГУ. Первым этапом будет являться строительство на ПГ ТЭС ГТУ, которые быстро устанавливаются и служат для покрытия пиков нагрузки. В дальнейшем они достраиваются паровой частью для преобразования в ПГУ.

ПГУ С ДВУХКОНТУРНЫМ КУ

ПГУ с двухконтурным КУ,
с несвязанными контурами, без ЭКНД (с ДВД)

Базовой схемой ПГУ с двухконтурным КУ для расчета рассматривается широко распространенная схема, представленная на рис. 1 и 2, отличающаяся следующими особенностями. Контуры КУ не связаны между собой и питаются от вынесенного деаэратора, в который подается недеаэрированная вода из ГПК и пар из ПЕНД.

Q-T-диаграмма теплообмена для этих котлов показана соответственно на рис. 3 и 4.

	Рис. 4. Q-T- диаграмма теплообмена в двухконтурном котле-утилизаторе без ЭКНД: – температуры продуктов сгорания по тракту КУ; – температуры пара и воды по тракту КУ; – температурные напоры

Потери давления на входе в ГТУ – 1 кПа, на выходе – 3,5 кПа без промперегрева и 4 кПа с промперегревом в котле-утилизаторе. Рост потерь на выходе снижает мощность ГТУ на 0,25%. Расход электроэнергии на собственные нужды составляет 3%. Для снижения выбросов NОх в камеру сгорания ГТУ может вводиться пар, получаемый, прежде всего, в части низкого давления котла. По данным [4] его количество составляет 0,5-1 кг на каждый килограмм топлива.

При работе на природном газе, не содержащем серы, принимается самая низкая температура уходящих газов.