теплоэнергетика

турбиной и совершенством системы охлаждения газовой турбины. В большинстве современных ГТУ температура продуктов сгорания на выходе из газовой турбины составляет 530 – 580 °С, а в энергетическом котле температура продуктов сгорания даже на выходе из топочной камеры заметно превышает 1000 °С. По условиям надежности работы трубной системы экономайзера при работе на природном газе температура питательной воды tп.в на входе в котел-утилизатор не должна быть меньше 60 °С. Поэтому температура газов tух, покидающих КУ, всегда выше, чем температура tп.в. Реально она находится на уровне tух ≥ 100 °С, и, следовательно, КПД котла-утилизатора составит:

ηку = (tгаз - tух) / (tгаз – tн.в) = (550 – 100) / (550 – 20) = 0,849 или

85 %, где для приблизительной оценки КПД принято, что температура газов на входе в КУ tгаз = 550 °С, температура уходящих из КУ газов tух = 100 °С, а температура наружного воздуха

tн.в = 20 °С.

При работе на природном газе обычный паровой котел ТЭС имеет КПД на уровне 92 – 95 %. Таким образом, котелутилизатор в ПГУ имеет КПД заметно более низкий, чем КПД котла ТЭС.

Во-вторых, КПД паротурбинной установки, входящей в состав рассмотренной ПГУ, существенно ниже, чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, генерируемого котлом-утилизатором, ниже, чем у энергетического парового котла, но и с тем, что паровая турбина ПГУ не имеет системы регенерации. А иметь её она в принципе не может, так как повышение температуры питательной воды приведет к еще большему снижению КПД котла-утилизатора.

Тем не менее КПД ПГУ оказывается существенно более высоким, чем КПД классического паротурбинного конденсационного блока. Для того чтобы убедиться в этом, рассмотрим ПГУ с одноконтурной схемой (рис. 10.4), причем при рассмотрении будем принимать далеко не самые лучшие экономические показатели отдельных элементов оборудования ПГУ.

Пусть в камере сгорания ГТУ сожжено некоторое количество природного газа, из которого получено Qкс = 100 МВт·ч теплоты.

получаем 86 Гкал. В свою очередь, 86 Гкал теплоты эквивалентны 12 285,7 т условного топлива с теплотой сгорания

161

7 000 Ккал/кг. Заметим, что при измерении величин тепловой и электрической энергии в МВт·ч расчеты становятся более просты и наглядны. Рассмотрим стадии преобразования химической энергии топлива в электрическую энергию в одноступенчатой ПГУ утилизационного типа (рис. 10.4).

Допустим, что КПД ГТУ составляет 34 %. Это означает, что из 100 МВт·ч теплоты, полученной в результате сжигания топлива в КС, электрогенератор ГТУ выработает ЭГТУ = 34 МВт·ч электроэнергии, а в котел-утилизатор поступит Qку = Qкс – ЭГТУ = = 100 – 34 = 66 МВт ч тепловой энергии с уходящими из газовой турбины продуктами сгорания.

Рис. 10.4. Стадии преобразования теплоты топлива в электрическую энергию в одноступенчатой ПГУ утилизационного типа:

1– компрессор; 2 – газовая турбина; 3 – камера сгорания; 4 – электрогенератор; 5 – паровая турбина; 6 – конденсатор паровой турбины;

7 – питательный насос; 8 – котел-утилизатор

Примем КПД котла-утилизатора равным ηку = 85 %. Тогда в дымовую трубу из котла уйдет Qух = Qку (1 – ηку) = 66 (1 – 0,85) =

= 9,9 МВт ч, а количество тепла QПТУ = Qку – Qух = 56,1 МВт·ч поступит в паротурбинную установку с электрогенератором для

преобразования в электроэнергию. Пусть суммарный КПД паровой турбины и электрогенератора будет невелик, всего лишь ηПТУ = 0,3; тогда электрогенератор паровой турбины выработает

ЭПТУ = QПТУ ηПТУ = 56,1 0,3 = 16,83 МВт ч

электроэнергии.

162

Всего ПГУ выработает ЭПГУ = ЭГТУ + ЭПТУ = 34 + 16,83 = = 50,83 МВт ч электроэнергии, и, следовательно, КПД ПГУ со-

ставит ηПГУ = Э/Qкс= 0,5083, т.е. около 51 %.

Приведенные рассуждения позволяют получить простую формулу для определения КПД ПГУ утилизационного типа

Эта формула сразу же объясняет, почему ПГУ стали строиться лишь в последние 25 лет. Действительно, если к примеру взять ГТУ типа ГТ-100-ЗМ, которая выпускалась в 70-х гг. ХХ в., то ее КПД ηгту = 28,5 %, а температура продуктов сгорания за ГТУ tг= 398 °С. При такой температуре газов в котлеутилизаторе можно сгенерировать пар с температурой около 370 °С, и КПД паротурбинной установки будет составлять примерно 14 %. Заметим, что КПД котла-утилизатора по приведенной выше формуле будут также заметно ниже: ηку = (370 – 100) / / (370 – 20) = 0,77. Тогда при КПД котла-утилизатора ηку = 0,77 КПД парогазовой установки составит

ηПГУ = 0,285 + (1 – 0,285) 0,77 0,14 = 0,362.

При таких значениях КПД ПГУ было целесообразнее построить обычный паротурбинный энергоблок сверхкритического давления (СКД) с КПД на уровне 40 – 42 %. Строительство ПГУ стало экономически оправданным лишь после создания высокотемпературных ГТУ, которые не только обеспечили высокий КПД газовой турбины, но и создали условия для реализации паротурбинного цикла высокой экономичности.

Из выражения (10.1) можно получить практически универсальное соотношение между мощностями газотурбинной и паротурбинной частей ПГУ утилизационного типа

т.е. это отношение определяется только КПД элементов ПГУ. Для рассмотренного выше примера

(NГТ / NПТ) = 0,34 / (1 – 0,34) · 0,85 ∙ 0,3 = 2,02 ≈ 2,

т.е. мощность ГТУ в ПГУ утилизационного типа примерно вдвое выше, чем мощность паровой турбины.

163

10.3. Современные конструкции парогазовых установок утилизационного типа

Парогазовые установки утилизационного типа являются преобладающими благодаря своей простоте и высокой экономичности. Они обладают большим разнообразием.

Рассмотренная ранее одноконтурная ПГУ характерна тем, что через экономайзерные и пароперегревательные поверхности нагрева котла-утилизатора проходит примерно одинаковое количество воды и пара, как и в классическом энергетическом барабанном котле. Однако при работе котла-утилизатора обнаруживаются два весьма противоречивых требования.

Содной стороны, котел-утилизатор должен генерировать пар высокой температуры, чтобы обеспечить высокую экономичность паротурбинной установки. Но запас тепловой энергии в уходящих газах ГТУ может обеспечить высокотемпературный нагрев относительно небольшого количества перегретого пара,

т.к. уходящие газы ГТУ на входе в пароперегреватель КУ имеют температуру примерно 550 оС, а на выходе из ПП должны иметь не менее 320 оС (т.е. падение температуры газов в среднем составляет 130 оС), а температура сухого насыщенного пара, ко-

торая зависит от давления в барабане КУ, на входе в ПП обычно находится в диапазоне 285 – 305 оС и соответствует давлению насыщения 7,0 – 9,3 МПа

Отметим, что в барабанных котлах ТЭС с давлением пара на

входе в турбину ро = 14 МПа диапазон изменения температур

продуктов сгорания в газоходе пароперегревателя составляет примерно 350 – 400 оС (при средней температуре продуктов сгорания на входе в газоход пароперегревателя 1050 оС, а на выходе – 650 – 700 оС), что в 2,5 – 3 раза больше, чем в газоходе пароперегревателя котла-утилизатора. Уменьшение расхода перегретого пара в КУ ведет к пропорциональному снижению расхода питательной воды. Но этот расход питательной воды не может охладить уходящие газы в газоходе экономайзера КУ до достаточно низкой температуры, и потому уменьшается КПД котла-утилизатора.

Сдругой стороны, пропуск большого количества питательной воды хотя и обеспечивает низкую температуру уходящих газов котла и его высокую экономичность, но не позволяет получить высокие параметры пара за ним, что приводит к снижению КПД паротурбинной установки. Отсюда возникает идея: необходимо через экономайзерные поверхности котла пропускать заметно

164

больший расход воды, чем расход пара через пароперегревательные поверхности нагрева.

Так возникла идея двухконтурного котла-утилизатора,

схема которого в составе двухконтурной ПГУ показана на рис. 10.5. В этой схеме конденсат из конденсатора паровой тур-

бины питательным насосом низкого давления (ПННД) по-

дается в экономайзер контура низкого давления, который обыч-

но называют газовым подогревателем конденсата (ГПК).

Часть конденсата (25 – 30 %), нагретого в ГПК почти до температуры кипения, подается в барабан низкого давления 1, где он смешивается с ПВС, направляемой в барабан из испарительного контура низкого давления. Сухой насыщенный пар из барабана низкого давления 1 поступает в пароперегреватель ПП контура низкого давления и из него направляется в цилиндр низ-

кого давления(ЦНД) паровой турбины.

Рис. 10.5. Схема двухконтурной утилизационной ПГУ: 1 – барабан контура низкого давления; 2 – барабан контура высокого давления; 3 – компрессор; 4 – камера сгорания; 5 – газовая турбина; 6 – котелутилизатор; 7 – ЦВД паровой турбины; 8 – ЦНД паровой турбины; 9 – конденсатор

Вторая часть конденсата (70 – 75 %) после ГПК питатель-

ным насосом высокого давления (ПНВД) подается в контур высокого давления, состоящий из экономайзера ЭК, испарительных поверхностей ИСП и пароперегревателя ПП. Полученный в этом контуре пар высокого давления направляется в ЦВД

165

паровой турбины. Пройдя ЦВД, он смешивается с паром из контура низкого давления, и суммарный расход пара поступает в ЦНД.

Таким образом, в двухконтурной схеме только примерно 2/3 исходной воды, направляемой в КУ, превращается в пар высокого давления, а из одной трети воды генерируется пар низкого давления, который также участвует в выработке электроэнергии, проходя через ЦНД паровой турбины, но КПД этого потока пара значительно ниже, чем КПД потока пара из контура ВД. В то же время пропуск всего количества воды через ГПК заметно повышает КПД котла-утилизатора. При разработке двухконтурных схем ПГУ одной из важнейших задач является определение оптимальных расходов теплоносителей через поверхности нагрева первого и второго контуров ПТУ ПГУ. По описанной двухконтурной схеме выполняется подавляющее число утилизационных ПГУ, обеспечивающих КПД в 50 – 52 %.

Самые современные ПГУ выполняются трехконтурными. И двухконтурная, и трехконтурная ПГУ могут быть выполнены без промежуточного перегрева и с промежуточным перегревом пара в котле-утилизаторе. Как и в традиционных ПТУ, кроме повышения экономичности еще одной целью применения промежуточного перегрева в ПГУ является обеспечение допустимой влажности пара в последних ступенях паровой турбины.

На рис. 10.6 показана схема трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара с указанием основных параметров. Она выполнена на базе ГТУ с начальной температурой газов 1260 °С и температурой уходящих газов 550 °С. Уходящие газы ГТУ поступают в трехконтурный котел-утилизатор 23 и, двигаясь к выходу, отдают свое тепло рабочему телу, поступающему из конденсатора 4 паровой турбины. В результате температура уходящих газов за котлом составляет 102 °С, а его КПД, при температуре наружного воздуха tн.в. = 15 °С,

ηку= (550 – 102) / (550 – 15) = 0,826.

Проследим процесс генерации пара в котле-утилизаторе. Конденсат в количестве 349 т/ч подается ПННД5 в ГПК 22, нагревается в нем и поступает в барабан низкого давления 24. Часть питательной воды в количестве 48 т/ч, т.е. примерно 14 %, после барабана НД направляется в испарительные поверхности низкого давления 21, затем перегревается в пароперегревателе 17 и далее с параметрами 0,4 МПа и 207 °С поступает в ЦНД 2 паровой турбины.

166

Остальная вода из нижних коллекторов испарительных поверхностей НД поступает к питательному насосу среднего давления (ПНСД) 20 и ПНВД 19. На выходе из насоса 20 поток воды разделяется.

Рис. 10.6. Принципиальная схема трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара: 1, 2 – ЦВД и ЦНД паровой турбины; 3 – электрогенератор паровой турбины; 4 – конденсатор; 5 – ПННД; 6 – комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ); 7 – электрогенератор ГТУ; 8 – камера сгорания; 9 – нагреватель природного газа; 10 – выходная часть пароперегревателя контура ВД; 11 – промежуточный пароперегреватель; 12 – входная часть пароперегревателя контура ВД; 13 – испарительные поверхности высокого давления; 14 – пароперегреватель контура СД; 15 – выходная часть экономайзера ВД; 16 – испарительные поверхности среднего давления; 17 – пароперегреватель контура НД; 18 – входная часть экономайзера ВД; 19 – питательный насос ВД; 20 – питательный насос СД; 21 – испарительные поверхности низкого давления; 22 – ГПК; 23 – котел-утилизатор; 24 – барабан низкого давления; 25 – экономайзер СД; 26 – барабан СД; 27 – барабан ВД

Одна часть потока воды направляется в нагреватель природного газа 9, в котором газ нагревается перед поступлением в камеру сгорания ГТУ. Охладившаяся вода поступает на смешение с конденсатом, подаваемым питательным насосом низкого давления 5, и затем снова возвращается в ГПК 22 котла. Созда-

167

ние такой петли рециркуляции с нагревом топливного газа позволяет увеличить расход воды через ГПК и глубже охладить уходящие газы котла-утилизатора, тем самым повысив КПД КУ.

Другая часть воды насосом 20 подается в экономайзер 25, из него – в барабан контура 26 и испарительные поверхности контура СД, а затем в пароперегреватель 14. Таким образом, контур среднего давления генерирует пар в количестве 62 т/ч (т.е. примерно 18 %) с параметрами 2,8 МПа и 295 °С. Этот пар направляется не в паровую турбину, а на смешение с паром, покинувшим ЦВД паровой турбины 1. Образовавшаяся смесь в общем количестве 301 т/ч направляется во вход промежуточного пароперегревателя 11, и из него с температурой 518 °С пар поступает на вход в ЦНД паровой турбины.

Питательный насос высокого давления 19 создает напор воды, поступающей из барабана 24, примерно равный 12 МПа, и подает её в последовательно расположенные поверхности 18 и 15 экономайзера контура высокого давления. Из экономайзера вода поступает в барабан контура высокого давления 27, испаряется в нем и направляется в пароперегреватель высокого давления, образованный поверхностями 12 и 10. В результате свежий пар в количестве 239 т/ч с параметрами 10,6 МПа и 518 °С покидает контур высокого давления котла и подается в ЦВД паровой турбины 1. Таким образом, в паровую турбину поступают три потока пара: свежий пар в количестве 239 т/ч с параметрами, указанными выше, вторично перегретый пар в количестве 301 т/ч с параметрами примерно 2,5 МПа и 518 °С и пар низкого давления в количестве 48 т/ч с параметрами 0,4 МПа и 207 °С. Эти три потока пара обеспечивают мощность паровой турбины в 140 МВт.

10.4. Котлы-утилизаторы для ПГУ

Котлы-утилизаторы в зависимости от тепловой схемы ПГУ могут быть самых различных конструкций – с одним, двумя или тремя контурами давлений, вертикальные и горизонтальные, с естественной и принудительной циркуляцией, а также прямоточные.Если в классическом котле ТЭЦ организована система горения, в которой природный газ, угольная пыль или мазут должны поступать по магистралям топливоподачи, то в КУ все эти конструктивные элементы отсутствуют – высокотемпературные газы из ГТУ проходят сквозь котел, контактируя с поверхно-

168

стями нагрева, которые выполняются из труб с наружным спи- рально-ленточным оребрением.

К этим поверхностям относятся: пароперегреватели высокого, среднего и низкого давлений, промежуточный пароперегреватель, экономайзеры высокого, среднего и низкого давлений, испарители высокого, среднего и низкого давлений, газовый подогреватель конденсата (ГПК). Фото модуля поверхности нагрева кот- ла-утилизатора представлено на рис. 10.7.

Важнейшим элементом КУ является барабан. Фото барабана кот- ла-утилизатора представлено на рис. 10.8.

В зависимости от тепловой схемы ПГУ используют одно-, двух - и трехбарабанные КУ, в которых применяют барабаны низкого, среднего и высокого давлений. В

зависимости от паро- производительности контура циркуляции КУ длина и диаметр барабана варьируются

в широком диапазоне. Для примера приведем размеры барабана КУ типа П-88, который входит в ПГУ-325. В этом двухбарабанном КУ барабаны высокого и низкого давлений выполнены диаметром 1 600 мм при длине цилиндрической части 10,5 м с толщиной стенки 90 и 20 мм соответственно.

В первом десятилетии ХХI в. наибольшее распространение получили трехконтурные ПГУ, для которых был разработан го-

ризонтальный трехконтурный котел-утилизатор, внеш-

169

ний вид которого показан на рис. 10.9, а конструкция и схема поверхностей нагрева – на рис. 10.10.

Каркас котла имеет рамную конструкцию. На «крыше» котла (рис 10.9) помещают три барабана: высокого (ВД) 3, среднего (СД) 5 и низкого (НД) 6 давлений.

На этом же рисунке показаны пароперепускные трубы 2, направляющие пар из барабана ВД в первый пакет пароперегревателя ВД, а также контур циркуляции высокого давления, который включает:

-опускные трубы Г-образной формы 17 (рис. 10.10), внизу к которым подсоединяются нижние коллекторы 12 (рис. 10.9);

-систему испарительных труб 11 (рис. 10.9), в которую поступает вода из нижних коллекторов;

-верхние коллекторы 9 (рис. 10.10) испарительных труб контура ВД, из которых пароводяная смесь (ПВС) направляется в барабан ВД 3.

Движение воды и ПВС в контуре циркуляции котлаутилизатора происходит по тем же законам, что и в обычном барабанном паровом котле, т.е. движущий напор циркуляции образуется из-за разности плотностей воды и ПВС.

На рис 10.10 представлена часть поверхностей нагрева всех трех контуров котла-утилизатора. Они выполнены в виде отдельных пакетов, причем чередование поверхностей нагрева согласуется с уменьшающейся температурой греющих газов по тракту котла, что обеспечивает максимальную передачу теплоты от газов к рабочему телу. Проследим процесс генерации пара

вкотле-утилизаторе, который имеет три контура давлений (высокого, среднего и низкого).

Рассмотрим процессы, происходящие с водой, при преобразовании её в перегретый пар в контуре низкого давления котлаутилизатора. Питательный насос низкого давления направляет конденсат из конденсатора паровой турбины в экономайзер контура НД 7 и далее в барабан контура НД 5 (рис 10.10). Барабан НД одновременно является деаэратором и подготовленная в нем деаэрированная питательная вода обеспечивает питание всех контуров котла-утилизатора.

Поэтому часть питательной воды (12 – 15 %) из барабана НД по опускным трубам проходит в нижний коллектор, а из него распределяется по испарительным трубам контура НД 6, откуда пароводяная смесь (ПВС) направляется в барабан НД, в котором происходит разделение ее на пар и воду.

170