Освоение серийного производства газовых турбин в Союзе, а также возрастающее значение природного газа и нефти в топливном балансе страны определяют возможность применения ПГУ на промышленных электростанциях. Достаточно указать, что за 1959—1965 гг. прирост мощности на тепловых электростанциях, в том числе промышленных, на жидком и газообразном топливах составит около 11 млн. кВт. Большинство современных ГТУ в СССР выполняется по открытой схеме, т. е. с удалением отработавших газов за пределы установки; малой мощности—до 12 тыс. кВт в виде одновальных, а 25 и 50 тыс. кВт и двухвальных машин. Степень повышения давления составляет от 2,5 до 20, а температура газов перед турбиной — от 650 до 800° С.
В зависимости от назначения, мощности и конструкции тепловая экономичность ГТУ характеризуется эффективным к. п. д. n от 8 до 37%. Наибольшее -влияние на значение nэ оказывают начальная температура и давление газов перед турбиной.
Рис. 6-1. Эффективный к. п. д. ГТУ в зависимости от степени повышения давления в компрессоре при различных температурах газов перед турбиной.
пк — степень повышения давления воздуха — отношение давления воздуха после компрессора к начальному;
— степень повышения температуры — отношение абсолютной температуры газов перед турбиной к абсолютной наружной температуре воздуха.
Принято: к. п. д. турбины = 0,9; к. п. д. компрессора = 0,85. Шкала по оси абсцисс логарифмическая.
На рис. 6-1 показана зависимость от степени повышения давления воздуха в компрессоре для различных значений температурного коэффициента, которая подтверждает это положение. Коэффициенты полезного действия турбины и компрессора, которые также влияют на эффективность работы ГТУ, достигли высоких значений: 92% для турбин и 90% для компрессора, и для повышения экономичности ГТУ основными средствами являются повышение температуры и давления газа перед турбиной. Экономичность стационарных ГТУ, выпускаемых в настоящее время, характеризуется данными табл. 6-5.
Из данных табл. 6-5 следует, что по тепловой экономичности ГТУ могут конкурировать с соответствующими по мощности конденсационными паротурбинными установками.
Таблица 6-5
Марка ГТУ | Характеристика ГТУ | Эффек | Топливо | Эффективный к. п. д., % |
ГТУ-6 | Одновальная с регенератором | 600 | Природный газ, жидкое топливо | 17 |
ГТУ-1,5 | То же | 1 500 | То же | 25 |
ГТ-4-700 |
| 4 000 | Природный газ | 25,5 |
ГТ-12-700 | Одновальная с промежуточным охлаждением воздуха, промежуточной камерой сгорания и регенератором | 12 000 | Природный газ, жидкое топливо | 28 |
ГТ-25-700 | Двухвальная с промежуточным охлаждением воздуха, промежуточной камерой сгорания и регенератором | 25 000 | То же | 28 |
ГТ-50-800 | То же | 50 000 | Природный газ | 33,5 |
ГТ-100-750 | --- | 100 000 | То же | 37,2 |
Эксплуатация ряда стационарных ГТУ подтверждает и достаточную надежность их работы. Капитальные затраты и металловложения на ГТУ, как показывают технико-экономические расчеты, произведенные рядом организаций, оказываются меньше на 25—30%, чем на конденсационных паротурбинных электростанциях соответствующей мощности.
При рассмотрении вопроса о целесообразности установки ГТУ на промышленных ТЭЦ, кроме указанных положений, необходимо учитывать следующие специфические условия их работы.
Современные предприятия потребляют большое количество тепла в виде пара и горячей воды. В настоящее время соотношение между расходами топлива на выработку пара и горячей воды и электроэнергии в котельных и на электростанциях предприятий ведущих отраслей промышленности характеризуется данными табл. 6-6.
Отрасли промышленности | Расход топлива на выработку электроэнергии, % | Расход топлива на выработку пара и горячей воды, |
Черная металлургия | 54 | 46 |
Цветная металлургия | 67 | 33 |
Машиностроение | 32 | 68 |
Нефтяная и газовая | 19 | 81 |
Химическая . | 15 | 85 |
Строительная | 19 | 81 |
Угольная . | 48 | 52 |
Лесная, бумажная и деревообделочная | 29 | 71 |
Пищевая . | 10 | 90 |
Легкая | 18 | .82 |
Прочие | 56 | 44 |
В среднем по промышленности . . | 24 | 76 |
На промышленных паротурбинных ТЭЦ в среднем расходы топлива на выработку электроэнергии, пара и горячей воды составляют 42,5 и 57,5%; соответственно удельный отпуск тепла от котлов и турбин составляет 6,2 Гкал/тыс. кВт•ч.
В дальнейшем с развитием теплофикации и увеличением выработки электроэнергии на тепловом потреблении отпуск тепла от ТЭЦ будет увеличиваться. Максимальный удельный отпуск тепла пара от турбин
Гкал/тыс. кВт-ч % имеет место при турбинах с противодавлением. Для этих турбин мощностью 6 тыс. кВт значения qт — величины, обратной удельной выработке электроэнергии на тепловом потреблении, составляют при противодавлении 1,2 ата: при начальных параметрах пара 35 ата, 435° С qT = = 3,15 Гкалтыс. кВт-ч, при начальных параметрах пара 90 ата, 500°С qт=2,45 Гкал/тыс. кВт-ч.
Возможный отпуск тепла от ГТУ определяется использованием части тепла отходящих газов после охлаждения их в регенераторе, а также тепла воздуха, поступающего в охладители, расположенные между ступенями компрессора, для подогрева сетевой воды. Минимальная температура газов и воздуха после водоподогревателей по условиям теплообмена и коррозии может быть принята равной ~80°-С. Для сопоставления ГТУ с паротурбинными электростанциями охлаждение газов и воздуха следует принять до температуры, равной температуре отходящих газов котельных установок, которая при работе на газе и мазуте составляет 130° С. Более глубокое охлаждение продуктов горения возможно и для котельных установок, но при существующей себестоимости топлива оно нецелесообразно по технико-экономическим соображениям и практически не применяется. Надо отметить, что использование тепла отходящих газов технологических агрегатов, как показано ниже, экономически оправдывается при охлаждении их до температуры не
ниже 150—160° С. В указанных условиях удельное количество тепла, которое может быть отпущено, например, от ГТУ-12-700, при полной электрической нагрузке 11,75 тыс, кВт, температуре наружного воздуха 0°С и степени регенерации 0,75, составляет: при температуре уходящих газов 80° С 1,1 Гкал/тыс. кВт-ч; при температуре уходящих газов 130° С 0,56 Гкал/тыс. кВт-ч.
Таким образом, удельный отпуск тепла от ГТУ в зависимости от принятой температуры уходящих газов в 5—12 раз меньше, чем в среднем от промышленных электростанций в настоящее время, и в 2,85—5,65 раза меньше возможного от турбин с противодавлением при параметрах пара 35 ата, 435°С и конечном давлении 1,2 ата.
Увеличение отпуска тепла от ГТУ возможно за счет снижения коэффициента регенерации, однако это, как показано ниже, снижает экономичность ее работы.
Надо отметить, что температура уходящих газов за регенератором в ГТУ не превышает ~250° С и использование тепла этих газов возможно только для подогрева воды или получения пара низкого давления, т. е. для сезонных потребителей.
Тепловая экономичность ГТУ с учетом использования части тепла отходящих газов и воздуха для подогрева сетевой воды характеризуется суммарным к. п. д. установки, который может быть определен из выражения
где N — выработанная электроэнергия, кВт-ч;
QT —отпущенное тепло установкой, ккал/ч;
Вн — расход топлива, нм3/ч;
Ор-- ккал
— теплота сгорания топлива. Для ГТУ-12-700 при ранее указанных условиях и температуре уходящих газов 130° С 0,51, а при 80° С —0,71.
Пониженное значение % определяется остающимися значительными потерями тепла с уходящими газами, которые составляют в зависимости от их температуры до 50% всего подведенного тепла к водоподогревателю.
Как видно, при всех условиях тепловая экономичность ТЭЦ с газотурбинными установками будет меньшей, чем при паровых турбинах с противодавлением.
На основании приведенных данных можно сделать следующие выводы:
1. Возможный удельный отпуск тепла от ГТУ меньше, чем от паровых турбин с противодавлением одинаковой электрической мощности. Для обеспечения производственного теплоснабжения промышленного предприятия обычно, кроме ГТУ, требуется сооружение котельной, мощность которой, исходя из среднего по промышленности соотношения тепловых и электрических нагрузок, должна быть примерно 5 Гкал на 1 тыс. кВт устанавливаемой мощности ГТУ. Это положение должно быть учтено при технико-экономических расчетах по сопоставлению вариантов энергоснабжения предприятий от ГТУ и паротурбинных установок.
2. Тепловая экономичность ГТУ ниже, чем ТЭЦ с паровыми турбинами с противодавлением, что определяется в основном большим расходом энергии на собственные нужды — привод компрессора.
Применение ГТУ может оказаться целесообразным на предприятиях, не связанных с системой, имеющих небольшое потребление тепла, в основном на отопление и вентиляцию и снабжаемых газом или жидким топливом. В этих условиях при значительно меньших капитальных затратах на ГТУ ее экономичность почти такая же как конденсационной паротурбинной электростанции среднего давления. Незначительный расход воды на ГТУ (0,06—0,08 мг/кВт-ч) создает предпосылки для установки их на предприятиях, расположенных в районах с малыми водными ресурсами. Широко распространены ГТУ на передвижных электростанциях, предназначенных для временного электроснабжения промышленных предприятий в период строительства и развертывания производства.
Газовые турбины могут быть применены также для привода турбовоздуходувок % турбокомпрессоров большой мощности, устанавливаемых на ТЭЦ металлургических, нефтеперегонных и машиностроительных заводах.
Наиболее экономично регулирование турбокомпрессоров большой мощности осуществляется изменением числа оборотов, что возможно при приводе их от паровых или газовых турбин. Годовой расход энергии на привод турбокомпрессора при этом оказывается на 10— 15%; меньше, чем при электроприводе с постоянным числом оборотов. Газотурбинный привод по тепловой экономичности примерно равноценен приводу от паровой турбины при начальных параметрах пара 90 ата, 535° С, однако при этом отпадает необходимость увеличения производительности котельной ТЭЦ и существенно снижаются капитальные затраты на комплекс установок, что и определяет перспективность применения такого привода. Надо отметить, что изменение в широких пределах числа оборотов при сохранении экономичности возможно только при двухвальных газовых турбинах.
