Теоретические сведения о парогазовых установках и двухтопливных парогазовых установках

Парогазовые установки (ПГУ) являются современными и перспективными генерирующими энергию установками. Впервые идея создания парогазовых установок, была предложена в 1824 г. французским ученым Карно, который предложил схему поршневой парогазовой установки и обосновал основное условие создания эффективных парогазовых установок – использование продуктов сгорания топлива в качестве рабочего тела в области высоких температур с одновременной утилизацией сбросного тепла газов для получения рабочего пара [37].

В 1913 – 1917 годах в Хольцварт (Германия) осуществил ПГУ на базе ГТУ с пульсирующей камерой сгорания, эффективность такой ПГУ составила не более 14 % [37]. В 1932 году фирма Brown Boveri разработала высоконапорный парогенератор «Велокс», в топку которого воздух подавался осевым компрессором, приводом компрессора служила осевая газовая турбина. Сочетание паровой турбины с «Велокс» позволяло получать парогазовую установку с нулевой выработкой полезной мощности газовой турбиной [37].

В России исследования комбинированных термодинамических циклов в разные годы выполнялись в Центральном научно-исследовательском и проектноконструкторском котлотурбинном институте (ЦКТИ) 1934 – 1940 гг. с продолжением в послевоенные годы.

Схему ПГУ со сгоранием топлива при постоянном давлении разработал Ложкин А. Н. в 1944 – 1945 гг. в ЦКТИ. Повышение эффективности установки за счет подогрева питательной воды параллельно с регенеративной системой паровых турбин и теоретические основы комбинированного парогазового цикла с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ) были рассмотрены в работах А.Н. Ложкина, А.Э. Гельтмана. Были разработаны основные принципы комбинирования газовых и паровых турбин, выполнен термодинамический анализ парогазовых циклов, проведено сравнение различных комбинированных схем на базе газовых турбин, с начальной температурой газов перед ними до 950…1000 °С, которое выявило преимущество установок с высоконапорными парогенераторами по сравнению с ПГУ сбросного типа (с низконапорными парогенераторами) и с котлами-утилизаторами. Преимущество ПГУ с ВПГ заключается в значительном снижении металловложений в высоконапорные парогенераторы по сравнению с котлоагрегатами обычного типа, а также они обеспечивают большую экономию топлива.

Начатые в ЦКТИ термодинамические исследования циклов ПГУ получили развитие в работах Одесского политехнического института (под руководством профессора Д. П. Гохштейна), Саратовского политехнического института (под руководством профессора А.И. Андрющенко), Ленинградского политехнического института (под руководством профессора И. И. Кириллова и В. А. Зысина), ЭНИНа, ВТИ и др. [37].

Сегодня парогазовые установки разрабатываются мировыми лидерами энергомашиностроения в разных конфигурациях [38, 39, 40, 41]. Такие установки применяются все более широко как при новом строительстве, так и в рамках модернизации действующих энергоблоков и станций. В частности, в Российской Федерации за период с 2007 по 2017 годы доля генерации электроэнергии на основе применения парогазовых установок увеличена с 0,6 до 8 %, и их установленная мощность в 2017 году составила свыше 20 ГВт, против 1,3 ГВт в 2007 году.

Строгой классификации парогазовых установок к сегодняшнему дню не выработано из-за многообразия технических схем и возможностей их применения. Вместе с тем, с достаточной степенью условности можно выделить установки следующих типов: однотопливные (с коэффициентом бинарности равным 1), двухтопливные параллельного типа, и с дожиганием (Рисунок 3.1).

Наиболее широко в мировой и отечественной энергетике применяют установки низконапорные сбросного типа с котлом-утилизатором, поскольку сегодня начальная температура газа перед газовой турбиной достигает 1200…1300 °С и выше.

 Рисунок 3.1 – Классификация ПГУ: ННПГ – низконапорный парогенератор; ВНПГ – высоконапорный парогенератор; γ – коэффициент бинарности

 

Термодинамический цикл и принципиальная тепловая схема простейшей установки с котлом утилизатором показаны на Рисунке 3.2. Здесь реализованы два термодинамических цикла: цикл Брайтона – для газотурбинной и цикл Ренкина – для паротурбинной частей установки. Теплоту к ПГУ подводят в камере сгорания газотурбинной установки (ГТУ), где нагревается воздух, предварительно сжатый в компрессоре, который затем совершает работу в газовой турбине. После ГТУ воздух, имеющий еще достаточно высокую температуру, направляют в котел-утилизатор (КУ), в котором обеспечивают генерацию пара, и затем сбрасывают в атмосферу. Пар, двигаясь по собственному замкнутому контуру подобно традиционной паросиловой ТЭС, совершает работу в паротурбинной установке (ПТУ). Пар не имеет высоких параметров, характерных для автономных паросиловых установок, так как генерируется на «сбросном» тепле ГТУ. Отсюда получены классификационные признаки – низкий напор в парогенераторе (ННПГ) и сбросной тип. Топливом в таких установках является чаще всего газ, реже – жидкое топливо.

 Рисунок 3.2 – Теоретический цикл (а) и принципиальная тепловая схема (б) простейшей ПГУ сбросного типа с низконапорным парогенератором (котломутилизатором): Qпод, Qотв – подведенная к установке и отведенная от нее теплота; А – работа; t* – температура окружающей среды; ГТУ –газотурбинная установка, ПТУ – паротурбинная установка; КУ – котел-утилизатор

 

Кроме установок сбросного типа в учебной и научной литературе [37, 42, 43] чаще всего встречаются описания высоконапорных установок и установок с дожиганием топлива.

В высоконапорных установках (или установках с высоконапорным парогенератором, ВНПГ) теплота в комбинированный цикл (Рисунок 3.3), подводится в ВНПГ, где обеспечивается генерация пара высоких параметров и, затем, продукты сгорания совершают работу в газовой турбине (цикл Брайтона). Отработавшие в ГТУ газы отдают оставшуюся часть теплоты в низкопотенциальной группе паросилового контура установки. Паросиловой контур работает по циклу Ренкина, и в нем обеспечиваются более высокие параметры, чем в ПГУ сбросного типа (Рисунок 3.3).

 Рисунок 3.3 – Теоретический цикл (а) и принципиальная тепловая схема (б) простейшей высоконапорной ПГУ: ВНПГ – высоконапорный парогенератор; ТВД, ТНД – теплообменники высокого и низкого давления; КН, ПН – конденсатный и питательный насосы; остальные обозначения те же, что и на рисунке 3.2

 

В установках с паровым энергетическим котлом и котлом-утилизатором реализуют подвод теплоты в двух точках термодинамического цикла (Рисунок 3.4). С одной стороны – в камере сгорания ГТУ (при реализации цикла Брайтона), где топливом является газ, с другой – в паровом котле (при реализации цикла Ренкина), где топливом может являться уголь [37, 44, 45]. Подвод теплоты в паровом котле за счет сжигания топлива обеспечивает высокие параметры цикла Ренкина, а использование угля расширяет возможности его применения до рамок ПГУ, при обеспечении КПД комбинированного цикла недостижимого для других «чисто» угольных технологий.

Отработавшие в ГТУ газы используют в котле-утилизаторе для генерации пара, который затем направляют в ПТУ, что повышает общую эффективность установки (Рисунок 3.4). Учитывая, что пар в паровом котле и котле-утилизаторе генерируют с разделением общего потока питательной воды и дальнейшим смешением парового потока в проточной части турбины, такие схемы получили название параллельных.

Рисунок 3.4 – Теоретический цикл (а) и принципиальная тепловая схема (б) для ПГУ с параллельной схемой работы: ПК – паровой котел; остальные обозначения те же, что и на рисунке 3.2

 

В современной энергетике большое внимание уделяется разработке тепловых схем с суперсверхкритическими (ССКП) и ультрасверхкритическими параметрами (УСКП) пара перед паровой турбиной. Вместе с тем, по применению ССКП и УСКП в отечественной энергетике существуют разные точки зрения, часто противоположные. С одной стороны повышение параметров ведет к повышению термодинамической эффективности [47, 48], c другой стороны – к увеличению капиталовложений [48]. Поскольку в двухтопливном парогазовом цикле подвод угольного топлива осуществляется в котле, то возможно рассмотрение широкого диапазона параметров, в том числе и суперсверхкритических. В работе рассмотрены различные параметры пара в ПТУ, но без учета показателей надежности и капиталовложений (Рисунок 3.9).

Анализ Рисунка 3.9 показывает, что КПД цикла Ренкина в зависимости от параметров увеличивается «быстрее» в 1,1 раз, чем КПД ПГУ в целом, что объясняется влиянием на эффективность ГТУ.

 Применение ПГУ с коэффициентом бинарности меньше единицы позволяет использовать в парогазовом цикле уголь, который сжигают для генерации пара высоких параметров, сжигание газа применяют для нагрева воздуха в газотурбин-ной установке (Рисунок 3.5)

Рисунок 3.5 – Термодинамическая диаграмма (а) и тепловая схема (б) ПГУ с дожиганием топлива

Рисунок 3.9 – КПД паротурбинной и двухтопливной парогазовой установок в зависимости от давления пара

 

 

Лекция 21 Принцип когенерации. Схема когенерационной установки

Когенерационные установки представляют собой технологическое оборудование, используемое для совместного производства электро- и тепловой энергии. Процесс когенерации осуществляется посредством агрегата, включающего в себя электрогенераторную установку с поршневым двигателем (газопоршневая электростанция) и систему утилизации вырабатываемого тепла.

Применение электростанций с технологией когенерации позволяет с используемого топлива получать две формы энергии — электрическую и тепловую. В качестве топлива для когенерационных установок на базе газопоршневых электростанций может использоваться газ — природный, коксовый, биогаз, попутный нефтяной газ (ПНГ) и т.д. Когенерационные установки являются альтернативой существующему энергоснабжению в промышленной и социально значимой сфере, что обуславливается очевидными преимуществами используемого агрегата.

Принцип действия когенерации позволяет использовать тепловую энергию, которая, как правило, уходит в атмосферу вместе с дымовым газом, либо через градирни.

В когенерационной установке имеются 4 основных узла:

· газопоршневой двигатель внутреннего сгорания

· электрогенератор

· система утилизации тепла

· система управления

Рис. схема когенерационной установки на базе газопоршневой электростанции серии АГП производства ЗАО «ПФК «Рыбинсккомплекс»

 

Принцип работы системы утилизации тепла основан на использовании тепловой энергии выхлопных газов газопоршневой установки.

Жидкостный теплоноситель потребителя (вода) направляется в котёл-утилизатор выхлопных газов. Отходящие газы двигателя внутреннего сгорания проходят через кожухотрубный теплообменник, где производится перенос тепловой энергии жидкостному теплоносителю когенерационной установки, нагревая его до температуры в 90 °С. Далее теплоноситель (вода) отправляется в тепловую сеть потребителя.

Данный контур является основным тепловым контуром оборудования, так как именно здесь осуществляется передача тепловой мощности на теплообменник потребителя.

Тепловой баланс когенерационной установки, (если потребление тепловой энергии клиентом становится меньше, чем вырабатывается когенерационной установкой), обеспечивается байпасным клапаном, который отводит часть выхлопных газов, минуя котёл-утилизатор, в атмосферу через глушитель двигателя.