Введение. Основные типы установок высокой эффективности Лекция №1

установки электростанций: учебник для вузов / А.Д. Трухний. –М.: Издательский

дом МЭИ, 2015.-667 с.: ил.
Газотурбинные энергетические установки: учебное пособие для вузов / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.С. Земцов, А.С. Осыка; под ред. С.В. Цанева. — М.: Издательский дом МЭИ, 2011. — 428 c.
Парогазовые установки электростанций: учебное пособие для вузов / Трухний А.Д. – М: Издательский дом МЭИ, 2013 – 648 с. ил.
Цанев С.В., Буров В.Д., Ремизов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Изд. дом МЭИ, 2009. 584 с.
Цанев С.В., Буров В.Д. и др. Расчет показателей тепловых схем и элементов ГТУ и ПГУ электростанций, Изд-во МЭИ, 2000.
Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1987. 448 с.

б) дополнительная литература:
Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г.Тепловые и атомные электростанции, учебник. М.: Изд. дом МЭИ, 2010. 464 с.
Научно-технические журналы «Теплоэнергетика», «Турбины и дизели».

условиях развития энергетики.
Основные типы установок высокой эффективности
Перспективные технологические схемы

энергоустановок

на 130 атм;
3 – К-200-12,8;
4 – ПТ на

130 атм;
5 – К-800-23,5

Доля установленных мощностей различного типа на ТЭС России

Структура генерирующих мощностей

относятся к объектам и технологиям высокой энергоэффективности.
Он содержит наименование объектов

и технологий, код Общероссийского классификатора основных фондов, качественную характеристику, обусловливающую высокую энергоэффективность.
Перечень используется для реализации положений НК РФ, предусматривающих предоставление инвестиционного налогового кредита, применение к основной норме амортизации специального коэффициента (но не выше 2), освобождение от налога на имущество для организаций (в отношении вновь вводимых объектов).

Постановление Правительства РФ от 17 июня 2015 г. N 600 "Об утверждении перечня объектов и технологий, которые относятся к объектам и технологиям высокой энергетической эффективности"

энергетической эффективности в зависимости от применяемых технологий и технических решений

и вне зависимости от характеристики объектов

КПД ТЭС по России;
2 – КПД газомазутного энергоблока 800

МВт Нижневартовской ГРЭС;
3 – средний КПД пылеугольных энергоблоков 500 МВт Рефтинской ГРЭС;
4 – средний КПД зарубежных пылеугольных блоков нового поколения на повышенные параметры пара;
5 – КПД ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ (К-режим);
6 – «стандартная» западная ПГУ утилизационного типа;
7 – перспективные западные ПГУ.

к 2020 году p0=38МПа,t0=800 С;
Использование двухконтурного промперегрева;
Снижение давления в конденсаторе,

использование морской воды;
Совершенствование тепловых схем и систем регенеративного подогрева:
4.1 использование смешивающих подогревателей;
4.2 без деаэраторная схема (уже 26 блоков);
4.3 двухподъёмная схема питательных насосов;
4.4повышение температуры питательной воды до 310С;
4.5 деаэраторы повышенных давлений (10 атм и более);
4.6 использование турбинного экономайзера;
4.7повышение теплопроизводительности энергетического котла с целью компенсации недогрева в ПВД

ПГУ;
Циркулирующий кипящий слой;
Повышение экологических характеристик станции за счет установки экологичного

оборудования, либо хорошей системы очистки;
Разработка новых и совершенствование старых АСУТП;
Топливные элементы и гибридные станции

за счет применения регенерации тепла отработавших в турбине газов;
2) путем

ступенчатого сжатия воздуха с промежуточным его охлаждением;
3) путем применения ступенчатого расширения с промежуточным подогревом рабочего газа;
4) путем создания сложных и многовальных установок, что дает возможность повысить экономичность ГТУ особенно при работе на частичных нагрузках;

схем ГТУ:
а) без регенерации;

б) с применением регенерации;

в) сочетание регенерации с

промежуточным охлаждением воздуха в процессе его сжатия в компрессоре;

г) с регенерацией и промежуточным подогревом газов в газовой турбине;

д) схема с сочетанием вариантов б, в, г.

расхода топлива за счёт сокращения потерь теплоты с уходящими газами.
Основные

потери в газотурбинной установке - это потери теплоты с уходящими газами, которые составляют 60…70 %, а иногда и более процентов от подводимой с топливом энергии. В простой ГТУ газы, покидающие турбину, имеют высокую температуру 400...700 °С. Поэтому экономичность ГТУ существенно повысится, если применить регенерацию теплоты, т.е. использовать часть уходящей теплоты для подготовки сжатого воздуха, поступающего в камеру сгорания.

Степень регенерации

- температура нагрева воздуха в регенераторе

В регенераторе температура воздуха повышается на 180…250С

точке А, соответствующей такому значению степени повышения давления

, при котором T4 = T2. В этом случае регенерация становится невозможный;
при повышении степени регенерации  оптимальная степень повышения давления опт снижается. Это облегчает проектирование компрессора;
при значениях  = 0,4…0,5 влияние регенерации на к.п.д. ГТУ становится малоэффективным.

При  > 0,5 с увеличением степени регенерации экономичность ГТУ соответственно возрастает за счет уменьшения за­траты топлива в камере сгорания.
Величина  практически определяется поверхностью нагрева F регенератора. Эта зависимость установлена проф. В.В. Уваровым:

где:

- массовый расход воздуха через регенератор, кг/с;

- массовая теплоемкость воздуха, Дж/(кг  град);
К - коэффициент теплопереда­ча в регенераторе, Вт/(м2  град).

У большинства современных ГТУ с регенерацией обычно  = 0,6…0,8. При этом экономия в расходе топлива за счет регенерации составляет примерно 22...28 %. На практике известны ГТУ с  = 0,91 (регенератор фирмы "Эшер-Висс") и гелиевые реге­нераторы с  = 0,95. Здесь нужно иметь в виду, что при  > 0,8 поверхность нагрева регенератора, а, следовательно, его габариты и вес, получаются обычно очень большими. Выбор оптимального  производится на основе технико-экономического расчета с учетом всех влияющих факторов.

к.п.д. ГТУ с регенерацией теплоты в настоящие время составляет примерно 39...43 % в то время как без регенерации 35…38 %. Повышение к.п.д. на 4…5 %, например, для одного агрега­та 20 МВт, позволит сэкономить 140...180 м3/ч топливного газа или 0,9...1,1 млн. м3 в год.

расширением и промежуточным подводом теплоты
Основная идея – уменьшение затрачиваемой работы

на сжатие воздуха в компрессоре и увеличение работы, получаемой при расширении рабочего газа в турбине.

Процессы ступенчатого сжатия с промежуточным охлаждением

а, б, в - соответственно двухступенчатое, трехступен­чатое и четырехступенчатое сжатие о проме­жуточным охлаждением после каждой ступени

Внутренний к.п.д. ГТУ с промежуточным охлаждением

Промежуточное охлаждение снижает суммарную работу сжатия и повышает электрическую мощность установки. Более холодный воздух после компрессора не требует дополнительного топлива для его нагрева до начальной температуры перед ГТ , так как он получает больше тепла от выходных газов. Это существенно повышает удельную мощность и эффективность, которая может составить 47 – 48 %.

Находят применение циклы Брайтона с «влажной» регенерацией (Water-Injected Recuperated WIR). Вода в таких циклах впрыскивается после компрессора, а также в регенераторе. Это позволяет охладить сжатый воздух и забрать больше теплоты от уходящих газов, понизив при этом температуру отвода теплоты. Водяные пары, расширяясь в газовой турбине, повышают ее мощность за счет использования дополнительной теплоты.

зависимости от температуры наружного воздуха
Фирма GE разработала ГТУ типа LMS

100 с промежуточным охлаждением воздуха, но без регенерации, с высокой степенью повышения давления = 40. Ее КПД достигает 45 %.

ГТУ со ступенчатым сжатием с промежуточным охлаждением

ступеней с их независимым друг от друга числом оборотов, что

позволяет ре­гулировать мощность ГТУ при частичных нагрузках, не снижая эф­фективности изменением расхода и топлива, и воздуха.

Многовальные ГТУ дают возможность повысить эффективность ГТУ особенно при работе на частичных (неполных) нагрузках.

Изменение относительного к.п.д. ГТУ в зависимости от нагрузки:
1-простая одновальная ГТУ открытого цикла; 2-двухвальная ГТУ открытого цик­ла; 3-замкнутая ГТУ

В одновальных ГТУ мощ­ность в установке регулируется только изменением расхода топлива. Для уменьшения нагрузки, уменьшают расход топлива, а при этом расход воздуха остается постоянным, поскольку компрессор и газовая турбина жестко связаны одним валом.

Отсюда вывод, что всегда, когда по условиям эксплуатации большую часть времени приходится работать на частичных нагруз­ках, целесообразно применять многовальные ГТУ.

Одна часть, обычно высокого давления 2, служит приводом компрессора 1 и может работать с переменным числом оборотов. Вторая часть, силовая турбина 3, работает со строго постоянным числом оборотов, если она предназначена для привода электрогенератора, и может иметь практически любую скорость вращения, ес­ли она предназначена для привода нагнетателя. Регулирование в ГТУ этого типа осуществляется не только путем изменения расхо­да топлива, но и за счет изменения расхода воздуха, подаваемого компрессором 1.
Такой метод позволяет значительно меньше снижать или вооб­ще не снижать температуру Т1 при работе на частичных нагрузках и тем самым поддерживать к.п.д. цикла на более высоком уровне

Схема простой двухвальной ГТУ открытого цикла:
1-компрессор; 2-ТВД; 3-ТНД (силовая); 4-нагрузка; 5-камера сгорания

контуров (давлений пара) в КУ;
с дожиганием;
соотношение числа ГТУ и ПТУ:

моноблочные,
дубль-блочные и др.;
деаэраторные, бездаэраторные;
конденсационные, теплофикационные;
структура тепловой схемы;
одновальные ПГУ.

комбинированной схемой
на ТЭС «Peterhad» в Шотландии (Siemens)

~ 13%

схемой работы. Использованы ГТУ типа ГТЭ-115-1170 и ПТУ типа
К-340/400-23,5-6

(АО «Турбоатом»)

Парогазовые установки с полузависимой схемой работы

и получения синтетического газа; Б — секция ГТУ; В —

секция паросиловой установки; 1 — подача измельченного угля; 2 — газогенератор; 3 — удаление шлака; 4 — газоохладитель газогенератора; 5 — питательная вода; 6 — пар; 7 — газоочистка; 8 — элементарная сера; 9 — пыль; 10 — очищенный синтетический газ; 11 — установка расщепления воздуха; 12 — 02; 13 — N2; 14 — воздух; 15 — выходные газы в дымовую трубу

Парогазовые установки с газификацией угля

в) ПГУ ВП с открытой схемой и термодинамические циклы ПГУ

(б, г).
GГ, GВ, DП - массовые расходы газов, воздуха, пара (кг/с); dП = DП/GB – относительный расход пара (кг/кг).

ВП комбинированного типа (LOTHECO-цикл)
К – компрессор; ГТ – газовая турбина;

КС – камера сгорания (сжигание природного газа при использовании 50% воздуха и 50% водяного пара); КК – контактный конденсатор водяных паров; Б – воздушный байпас; КУ – котел-утилизатор (ПЕ – пароперегреватель; И – испаритель; ЭК-I, ЭК-II – экономайзеры; ТО-Д – теплообменник деаэратора питательной воды; ГПК – газовый подогреватель конденсата); ПТ – паровая турбина; ЭГ – электрогенератор; ТО – теплообменник; Ф – фильтрующая установка; 1 – испаритель в потоке сжатого воздуха; 2 – жалюзийный сепаратор; в – воздух; Т – топливо; т.в. – техническая вода.