Газовые турбины могут применяться на электростанциях для комбинированной работы с паровыми агрегатами.
Рис. 6-2,а, б, в, г, д. Схемы парогазовых установок.
а — парогазовая установка с использованием газов от турбины для сжигания топлива в котле и применением промежуточного подогревателя питательной воды; б — парогазовая установка с использованием воздуха от турбины для сжигания топлива и применением нагрева воздуха в газоходах котла; в — парогазовая установка с использованием газов от турбины для подогрева воздуха и питательной воды; г — парогазовая ТЭЦ с высоконапорным парогенератором.
В схемах а, б, в и г:
1 — газовая турбина; 2 — компрессор; 3 — камера сгорания; 4 — котел; 5 — денсатор; 8 — конденсатный насос; 9 — подогреватель низкого давления; 10 — 13 — воздушный котел; 14 — регенератор; 15 — высоконапорный парогенератор; подогреватели; д — парогазовая установка, предложенная акад. С. П. Христи
паровая турбина; 6 — промежуточный газовый подогреватель воды; 7 — кондеаэратор; 11 — питательный насос; 12 — подогреватель высокого давления; 16 — барабан парогенератора; 17 — циркуляционный насос; 18 — водогазовые ановичем и др., предусматривающая работу турбин на парогазовой смеси.
Ряд парогазовых электростанций имеется за рубежом; большая работа по их созданию ведется и в СССР.
В схеме д:
1 — первая ступень компрессора; 2 — вторая ступень компрессора; 3 — первая ступень компрессора высокого давления; 4 — вторая ступень компрессора высокого давления; 5 — камера сгорания высокого давления; 6 — водогазовый подогреватель; 7 — турбина высокого давления; 8 — камера сгорания среднего давления; 9 — турбина среднего давления; 10 — турбина низкого давления; 11 — промежуточные охладители; 12 — камера сгорания низкого давления.
Термодинамическим преимуществом парогазовых установок является возможность повышения средней температуры рабочего вещества при подводе к нему тепла от горячего источника по сравнению с паровыми установками при сохранении более низкой температуры отвода тепла к холодному источнику, чем в ГТУ.
Вследствие этого к. п. д. парогазовой установки может быть выше на 8—12%, чем к. п. д. соответствующих паровой и газовой установок при автономной их работе. Парогазовые установки осуществляются но различным схемам, основные из которых показаны на рис. 6-2.
Эти установки могут быть разделены на две характерные группы:
1. Парогазовые установки с энергетическими котлами, в том числе: с использованием отработавших газов от газовой турбины для сжигания топлива в топках котлов; с использованием тепла отработавших газов от газовой турбины для подогрева питательной воды или в котле-утилизаторе, пар от которого направляется к паровой турбине, с высоконапорным парогенератором специальной конструкции, топка которого является камерой сгорания ГТУ, отработавшими газами которой подогревается питательная вода парогенератора.
2. Парогазовые установки без энергетических котлов, в которых пар получается за счет тепла отходящих газов от газовой турбины и, смешиваясь с продуктами горения топлива, непосредственно используется в ее цикле.
Установки второй группы предназначены для выработки электроэнергии и не предусматривают отпуска тепла внешним потребителям, а поэтому далее не рассматриваются.
Установки первой группы с энергетическими котлами обычной конструкции применяются при реконструкции действующих паротурбинных электростанций с целью повышения их мощности и экономичности.
За рубежом имеется ряд установок, предусматривающих использование отработавших газов газовой турбины, содержащих 17—18% кислорода, для сжигания топлива в топке котлов. При этом часть или вся поверхность нагрева воздухоподогревателя котлов заменяется поверхностью водяного экономайзера или в газоходах котла устанавливается газовый подогреватель конденсата вместо части регенеративных подогревателей питательной воды, для того чтобы обеспечить требуемое снижение температуры уходящих газов котлов.
В некоторых установках наряду с увеличением экономайзерной поверхности оставляется часть воздухоподогревателя, воздух от которого смешивается с отходящими газами газовой турбины.
Тепловая экономичность установки будет ниже, чем при использовании отработавших газов для сжигания топлива, вследствие вытеснения регенеративных отборов турбин и подогрева питательной воды газами, а также дополнительных потерь с уходящими газами после водоподогревателя.
Надо отметить, что вытеснение регенеративных отборов может привести к некоторому уменьшению мощности паровых турбин ввиду ограничения пропускной способности их последних ступеней.
При автономной работе паротурбинной части установки при включении регенеративных паровых подогревателей ее экономичность остается на прежнем уровне. Суммарный к. п. д. установки может быть определен из приведенного ранее общего выражения.
Парогазовые установки с газотурбинной «надстройкой» применяются при реконструкции существующих паротурбинных электростанций низкого и среднего давления для повышения их электрической мощности и экономичности.
Наиболее перспективны и эффективны парогазовые установки с котлом, работающим под давлением со стороны газового тракта. Основными термодинамическими и энергетическими преимуществами таких установок являются: повышение к. п. д. по сравнению с другими парогазовыми установками за счет сжигания всего топлива в камере под наддувом и пропуска всех получившихся продуктов горения через газовую турбину; значительное увеличение коэффициента теплопередачи к поверхностям нагрева котла, вследствие чего уменьшаются затраты металла на его изготовление и габариты; возможность выработки всей электроэнергии на тепловом потреблении; возможность отпуска пара повышенного давления от установки.
В таких парогазовых установках могут быть использованы серийные паровые и газовые турбины, выпускаемые в настоящее время. Новым агрегатом является высоконапорный парогенератор. В настоящее время в ЦКТИ разработано оборудование парогазовых теплофикационных установок малой, средней и большой мощности. Парогазовые установки с парогенераторами 25 и 50 т/ч на параметры пара 40 ата, 450° С предусматривают использование газовых турбин 600 и 1 500 кВт и теплофикационных турбин типов Т, Р и ПР мощностью 2,5; 4; 6 и 12 тыс, кВт, которые компонуются по блочной схеме или по два парогенератора на турбину.
Парогазовые установки средней мощности с парогенераторами 120 т/ч на параметры пара 100 ата, 540° С и парогенераторами 240 т\ч на параметры пара 140 ата, 570° С разработаны на базе типовых газовых турбин 4 и 12 тыс. кВт и теплофикационных паровых турбин Т-25, Т-50, Р-12-П, Р-25-1,5.
Для конденсационных парогазовых установок мощность газовой турбины
составляет 12—18% мощности парового турбоагрегата.
Для теплофикационных установок соотношение Nг и Nп зависит от типа паровых турбин, начальных параметров и давления пара, отбираемого от турбин.
Для ТЭЦ с турбинами Р-12-90 при противодавлении 11 ата мощность газовой турбины возрастает до 30% Nn.
Выработка электроэнергии на тепловом потреблении в данной установке по сравнению с паротурбинной возрастает пропорционально отношению
Например, для парогазовых ТЭЦ, оборудованных паровыми турбинами Р-12-90, при начальных параметрах пара 90 ата, 535° С, противодавлении 8 ата и избытке воздуха перед газовой турбиной d=l,l удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении составляет 0,32 тыс. кВт/Гкал против 0,24 тыс. кВт/Гкал при установке только паровых турбин, т. е. в ~1,34 раза больше.
Коэффициент полезного действия установки определяется выражением
Значение к. п. д. возрастает с увеличением отпуска тепла и экономичности паровой и газовой турбин. Парогазовые ТЭЦ с выработкой электроэнергии на тепловом потреблении по проектным данным ЦКТИ и Промэнергопроекта в зависимости от начальных и конечных параметров пара, характеристики оборудования, а также режима его работы имеют следующие проектные показатели. Удельный расход топлива при установке турбин с противодавлением и параметрами пара 35 ата, 435° С 0,18 кг/кВт-ч; при турбинах с отбором пара и параметрами пара 130 ата, 565° С 0,19 кг/кВт -ч.
Удельный расход топлива на отпущенное тепло 160 кг/Гкал.
Удельная кубатура главного здания электростанции малой мощности 1,4—1,5 м3/кВт, средней мощности — 0,7—0,8 м3/кВт.
Капитальные затраты на электростанцию малой мощности ~120 руб/кВт.
Парогазовая ТЭЦ по сравнению с паротурбинной такой же электрической и тепловой мощности имеет на 10—12% меньший расход топлива и примерно на 20% меньшие капитальные затраты, главным образом за счет уменьшения затрат металла на котлы и объема главного здания электростанции.
Как видно из приведенных данных, парогазовые электростанции обеспечивают высокую экономичность комбинированной выработки электроэнергии на тепловом потреблении и применение их целесообразно на ряде промышленных предприятий при условии бесперебойного снабжения газом или жидким топливом.
