Основные типы парогазовых установок

Парогазовые установки с котлами полного горения (ПГУПГ) создают, объединяя серийные газотурбинные агрегаты и паротурбинные установки [12]. Принципиальная тепловая схема конденсационной ПГУПГ представлена на рис. 1. При работе в парогазовом режиме выхлопные газы газотурбинного агрегата 1поступают к горелкам парового котла 2, куда подают также топливо с расходом B_п. Полученный в котле пар направляют в паровую турбину 4, имеющую систему регенеративного подогрева 5. Уходящие газы котла проходят через газоводяные теплообменники 6, где отдают теплоту конденсату и питательной воде.

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема ПГУПГ:

1 – газотурбинный агрегат; 2 – паровой котёл; 3 – газовая горелка для сжигания дополнительного газа; 4 – паровая турбина; 5 – система регенеративного подогрева;
6 – газоводяные теплообменники; 7 – вентилятор; 8 – переключающая арматура газовоздухопроводов; 9 – выхлопная труба; К – компрессор; КС – камера сгорания;
ГТ – газовая турбина; Д – деаэратор; КД – конденсатор; КН – конденсатный насос;
ПН – питательный насос; ЭГ – электрогенератор

При останове газотурбинного агрегата (ГТА) паротурбинная часть парогазовой установки может работать автономно по паротурбинному циклу. На этом режиме кгорелкам котла подают воздух от дутьевого вентилятора 7. Возможна также автономная работа и газотурбинного агрегата, для чего предусмотрена выхлопная труба 9. При переходе с режима на режим соответствующие переключения выполняют с помощью арматуры газовоздухопроводов 8.

В суммарной электрической мощности парогазовых установок с котлами полного горения доля мощности газотурбинного агрегата обычно составляет 15—35 %. Температура выхлопных газов современных энергетических ГГУ в большинстве случаев составляет 450—550 °С, а содержание кислорода в них – 14–16 % по объему. Такие параметры выхлопных газов позволяют успешно использовать их в качестве как окислителя при сжигании топлива в котлах, так и теплоносителя, передающего часть теплоты топлива ГТА рабочему телу паротурбинной установки.

Паровые котлы, входящие в состав парогазовых установок рассматриваемого типа, от серийных паровых котлов отличаются наличием газоводяных теплообменников, устанавливаемых вместо ненужных в парогазовом цикле воздухоподогревателей, и увеличенным сечением газового тракта горелок. В ряде случаев незначительно корректируется поверхность нагрева котла.

В составе парогазовых установок с котлами полного горения обычно используют серийные паровые турбины большой мощности с высокими или закритическими начальными параметрами и промежуточным перегревом пара. Основная особенность работы этих турбин в составе парогазовых установок — значительное снижение расхода конденсата и питательной воды через регенеративные подогреватели паровой турбины, что приводит к пропорциональному уменьшению регенеративных отборов пара. Направление значительной части конденсата и питательной воды помимо регенеративных подогревателей турбины в газоводяные теплообменники объясняется необходимостью снижения температуры уходящих газов котла до заданной величины.

Указанное уменьшение регенеративных отборов пара может вызвать значительное снижение мощности паровой турбины и связанное с этим ухудшение экономических показателей установки. Если же вытесненный пар регенеративных отборов направить в часть низкого давления турбины, можно получить дополнительную электрическую мощность. Вместе с тем пропуск дополнительного количества пара, как правило, ограничен прочностными характеристиками турбины. Поэтому номинальная мощность серийной паровой турбины при ее работе в составе парогазовой установки может быть получена либо при наличии значительных запасов прочности в конструкции этой турбины, либо после реконструкции проточной части турбины.

На рис. 2 в Т, S координатах показан идеальный цикл парогазовой установки с котлом полного горения. Цифрами 1, 2, 3,4 обозначен идеальный цикл газотурбинного агрегата, являющийся верхним циклом в комбинированном парогазовом цикле. Подвод теплоты крабочему телу верхнего цикла осуществляется по изобаре 2 — 3, а отвод — по изобаре 4 — 1. При этом часть отводимой из верхнего цикла теплоты передается рабочему телу нижнего цикла. Остальная часть теряется в атмосфере.

Рис. 2. Идеальный цикл ПГУПГ

Нижний цикл, цикл паротурбинной установки, на рис. 2 показан буквами. Подвод теплоты к этому циклу осуществляется по изобаре b — с — d — е, а отвод — по изобаре-изотерме f — а. Отвод теплоты от продуктов сгорания топлива котла осуществляется по изобаре 11 — 5 (4-11 подвод теплоты при сжигании дополнительного количества топлива в паровом котле). Суммарное количество теплоты, подведенное к рабочему телу нижнего цикла, равно площади h а b c d е k. Часть этой теплоты, равная площади а b c d е f в паровой турбине преобразуется в механическую энергию, а остальная теплота теряется с охлаждающей водой конденсатора.

В комбинированном парогазовом цикле удачно сочетаются достоинства двух исходных циклов: высокая средняя температура подвода теплоты, свойственная газотурбинному циклу, и низкая средняя температура отвода теплоты, характерная для паротурбинного цикла. Значительная часть отводимой из верхнего цикла теплоты используется в нижнем цикле. Поскольку к рабочему телу нижнего цикла наряду с теплотой, отводимой из верхнего цикла, подводится и теплота от собственного горячего источника — от продуктов сгорания топлива котла, то цикл парогазовой установки с котлом полного горения является частично бинарным циклом.

Парогазовые установки с высоконапорными парогенераторами (ПГУВ) Принципиальная тепловая схема ПГУВ представлена на рис. 3. В тепловой схеме парогазовых установок этого типа паровой котел расположен в газовоздушном тракте газотурбинного агрегата между компрессором и газовой турбиной. Такой котел совмещает функции камеры сгорания газотурбинного агрегата и парогенерирующего устройства паротурбинной установки. Рабочие процессы в газовоздушном тракте этого котла протекают при повышенном избыточном давлении, что приводит к радикальным изменениям в его конструкции. Поэтому такие котлы называют высоконапорными парогенераторами.

Рис. 3. Принципиальная тепловая схема ПГУВ:

1, 2 – высоконапорный парогенератор, совмещённый с камерой сгорания; 3 – подача топлива; 4 – паровая турбина; 5 – система регенеративного подогрева; 6 – газоводяные теплообменники; К – компрессор; ГТ – газовая турбина; Д – деаэратор; КД – конденсатор;
КН – конденсатный насос; ПН – питательный насос; ЭГ – электрогенератор

Сжатый в компрессоре 1 воздух поступает в топку высоконапорного парогенератора (ВПГ), в котором осуществляется сжигание всего топлива парогазовой установки и где расположены испарительные и перегревательные поверхности нагрева. Горение топлива и теплообмен в ВПГ происходят при давлении воздуха за компрессором ГТА, которое в современных установках составляет 1,0 — 2,0 МПа. Осуществление рабочих процессов в ВПГ при высоком давлении продуктов сгорания приводит к их интенсификации и значительному сокращению поверхностей нагрева.

После ВПГ продукты сгорания топлива поступают в газовую турбину. Через газовую турбину ПГУВ проходят продукты сгорания всего топлива парогазовой установки, что при прочих равных условиях обеспечивает повышенную мощность ГТА. После газовой турбины продукты сгорания топлива направляются в газоводяные теплообменники 6, где их температура понижается до требуемого уровня.

Серийные газотурбинные установки, как правило, не могут быть использованы в составе парогазовых установок с высоконапорными парогенераторами. В связи с увеличенным расходом продуктов сгорания топлива через газовую турбину для этих установок либо разрабатывают специальные газотурбинные агрегаты, либо реконструируют серийные. Доля ГТА в суммарной мощности ПГУВ составляет обычно 15 — 30 %. Входящая в состав ПГУВ паротурбинная установка практически ничем не отличается от рассмотренной ранее паротурбинной установки, входящей в состав ПГУПГ.

На рис. 4 в Т, S - координатах показан идеальный цикл парогазовой установки с высоконапорным парогенератором. Сравнение этого цикла с идеальным циклом парогазовой установки с котлом полного горения показывает, что эти циклы практически одинаковы. Единственное отличие состоит в том, что подвод теплоты к пароводяному рабочему телу в ПГУВ осуществляется по изобаре 3 — 11, соответствующей давлению воздуха за компрессором ГТА.

Рис. 4. Идеальный цикл ПГУВ

Парогазовые установки с котлами-утилизаторами были созданы позже парогазовых установок других типов. Их реализации предшествовало освоение высокотемпературных газовых турбин и котельных труб с устройствами для интенсификации теплообмена. К настоящему времени этот тип парогазовых установок получил наибольшее распространение.

Принципиальное отличие парогазовых установок с котлами-утилизаторами от парогазовых установок с котлами полного горения заключается в том, что котлы-утилизаторы не рассчитаны на обеспечение автономной работы паротурбинной части установки при останове газотурбинного агрегата.

Принципиальная тепловая схема парогазовой установки с котлом-утилизатором представлена на рис. 5. Выхлопные газы газотурбинного агрегата 1 поступают в котел-утилизатор 2. В секции высокого давления 3 этого котла вырабатывается пар для паровой турбины 5. Для более полной утилизации теплоты выхлопных газов ГТА котел-утилизатор имеет секцию низкого давления 4, в которой подогревается конденсат паровой турбины и вырабатывается пар низкого давления для паровой турбины и греющий пар для деаэратора. Автономная работа газотурбинного агрегата и пусковые режимы установки обеспечиваются с помощью выхлопной трубы 6 и отключающей арматуры 7.

В составе парогазовых установок с котлами-утилизаторами, как правило, используют несколько серийных газотурбинных установок. Чаще всего их бывает две, но бывает одна, три, четыре и даже пять. Доля мощности газотурбинных агрегатов в суммарной мощности современных парогазовых установок с котлами-утилизаторами достигает 70 %.

Рис. 5. Принципиальная тепловая схема ПГУКУ:

1 – газотурбинный агрегат; 2 – котёл-утилизатор; 3 – секция высокого давления;
4 – секция низкого давления; 5 – паровая турбина; 6 – выхлопная труба;
7 – переключающая арматура; К – компрессор; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; Д – деаэратор; КД – конденсатор; КН – конденсатный насос; ПНВ – питательный насос высокого давления; ПНВ – питательный насос низкого давления;
ЦН – циркуляционные насосы; ЭГ – электрогенератор

Количество котлов-утилизаторов в составе ПГУКУ равно количеству газотурбинных агрегатов. Применяют котлы одного, двух и трех давлений обогреваемой среды. В странах Западной Европы, как правило, применяют котлы-утилизаторы с принудительной циркуляцией среды, в США — с естественной циркуляцией. Параметры пара, получаемого в котлах-утилизаторах первых ПГУ этого типа: приблизительно 3 МПа и 400 °С. Котлы-утилизаторы современных ПГУКУ вырабатывают пар с давлением 11 МПа и температурой 540 °С. На некоторых установках предусмотрен промежуточный перегрев пара. По мере дальнейшего увеличения температуры выхлопных газов ГТА будут повышаться и параметры пара, получаемого в котлах-утилизаторах. Паровые турбины для парогазовых установок с котлами-утилизаторами также разрабатывают специально для этих установок. В составе парогазовой установки, как правило, используют одну паровую турбину. Эта турбина обычно представляет собой простейший одноцилиндровый агрегат с одним потоком пара без регенеративных отборов пара.

Рис. 6. Идеальный цикл ПГУКУ

На рис. 6 в Т, S - координатах показан идеальный цикл парогазовой установки с котлом-утилизатором. Верхний цикл, цикл газотурбинной установки, обозначен цифрами 1 2 3 4,а нижний цикл, цикл паротурбинной установки, — буквами аbсdеf. Часть отводимой из верхнего цикла теплоты подводится к нижнему циклу. Другая часть этой теплоты теряется в атмосфере. Верхний цикл — единственный источник теплоты для нижнего цикла, поэтому комбинированные циклы парогазовых установок с котлами-утилизаторами являются полностью бинарными.