Паровой котел Описание паровых котлов типов ДКВР и Е (ДЕ) Вихревые горелки Автоматизированная система управления технологическими процессами Газотурбинная теплоэлектростанция Метрологическое обеспечение.

Эксплуатация топливоподачи и сушильно-мельничных установок Так как со временем слеживаемость топлива увеличивается, необходимо периодически (через 7…10 сут.) выбирать топливо из бункеров до минимального уровня, а перед выводом котла или системы пылеприготовления из работы на длительный срок - удалять его полностью и очищать стенки. Аналогично эксплуатируют пылевые бункера.

Парогазовые установки

Понятие о парогазовых энергетических технологиях и устройство простейшей ПГУ

Парогазовыми называются энергетические установки, в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.

Принципиальная схема простейшей парогазовой установки так называемого утилизационного типа показана на рис. 2.8. Уходящие газы ГТУ поступают в котел-утилизатор – теплообменник противоточного типа, в котором за счет тепла горячих газов генерируется пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину.

Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения, в которой размещены поверхности нагрева, образованные оребренными трубами, внутрь которых подается рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера 3, испарителя 2 и пароперегревателя 1. Центральным элементом является испаритель, состоящий из барабана 4 (длинного цилиндра, заполняемого наполовину водой), нескольких опускных труб 7 и достаточно плотно установленных вертикальных труб собственно испарителя 8. Испаритель работает на принципе естественной конвекции. Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные. Поэтому в них вода нагревается, частично испаряется, за счет чего становится легче, и поднимается вверх в барабан. Освобождающееся место заполняется более холодной водой по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3.

Рис. 2.8. Принципиальная схема простейшего ПГУ утилизационного типа

На рисунке обозначено: 1 − пароперегреватель; 2 − испаритель; 3 − экономайзер; 4 − барабан; 5 − конденсатор паровой турбины; 6 − питательный насос; 7 − опускная труба испарителя; 8 − подъемные трубы испарителя.

При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котел-утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией.

В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной пыли практически до температуры кипения (на 10−20 °С меньше температуры насыщенного пара в барабане, полностью определяемой давлением в нем). Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара t0 всегда, конечно, меньше чем температура газов θГ, поступающих из газовой турбины (обычно на 25−30 °С).

Под схемой котла-утилизатора (см. рис. 2.8.) показано изменение температур газов и рабочего тела при их движении навстречу друг другу. Температура газов плавно уменьшается от значения θГ на входе до значения θух температуры уходящих газов. Движущаяся навстречу питательная вода повышает в экономайзере свою температуру до температуры кипения (точка а). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель. В нем происходит испарение воды. При этом ее температура не изменяется (процесс а − b). В точке b рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения t0.

Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор, конденсируется и с помощью питательного насоса 6, повышающего давление питательной воды, направляется снова в котел-утилизатор.

Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки (ПСУ) ПГУ от обычной ПСУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берется от уходящих газов ГТУ. Однако сразу же необходимо отметить ряд важных технических отличий ПСУ ПГУ от ПСУ ТЭС.

1. Температура уходящих газов ГТУ θг практически однозначно определяется температурой газов перед газовой турбиной и совершенством системы охлаждения газовой турбины. В большинстве современных ГТУ температура уходящих газов составляет 530−580 °С (хотя имеются отдельные ГТУ с температурой вплоть до 640 °С). По условиям надежности работы трубной системы экономайзера при работе на природном газе температура питательной воды tп.в. на входе в котел-утилизатор не должна быть меньше 60 °С. Температура газов θух, покидающих котел-утилизатор, всегда выше чем температура tп.в.. Реально она находится на уровне θух = 100 °С и, следовательно, КПД котла-утилизатора составит:

ηку = (555−100)/(555−15) = 0,843,

где для оценки принято, что температура газов на входе в котел-утилизатор равна 555 °С, а температура наружного воздуха 15 °С. При работе на газе обычный энергетический котел ТЭС имеет КПД на уровне 94 %. Таким образом, котел-утилизатор в ПГУ имеет КПД существенно более низкий, чем КПД котла ТЭС.

2. Далее, КПД паротурбинной установки рассмотренной ПГУ существенно ниже чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, генерируемого котлом-утилизатором, ниже, но и с тем, что ПТУ ПГУ не имеет системы регенерации. А иметь ее она в принципе не может, так как повышение температуры tп.в. приведет к еще большему снижению КПД котла-утилизатора.

Тем не менее, при всем этом КПД ПГУ оказывается весьма высоким. Для того чтобы убедиться в этом, рассмотрим ПГУ простой схемы (рис. 2.9), причем при рассмотрении будем принимать далеко не самые лучшие экономические показатели отдельных элементов оборудования.

Qку = Qкс − Эгту = 100 − 34 = 66 МВт·ч.



Рис. 2.9. Превращения теплоты в работу

в простейшей ГТУ утилизационного типа

Пусть в камере сгорания ГТУ сожжено некоторое количество газа, из которого получено Qкс = 100 МВт·ч теплоты. Допустим, что КПД ГТУ составляет 34 %. Это означает, что в ГТУ будет получено ЭГТУ = 34 МВт·ч электроэнергии. Количество теплоты поступает в котел утилизатор. Пусть его КПД равен ηку = 75 %. Тогда в дымовую трубу котла уйдет

Qух = Qку (1 − ηку) = 66 (1 − 0,75) = 16,5 МВт·ч,

а количество тепла QПТУ = Qку – Qух = 49,5 МВт·ч поступит в паротурбинную установку для преобразования в электроэнергию. Пусть ее КПД всего лишь ηПТУ = 0,3; тогда электрогенератор паровой турбины выработает электроэнергии:

эПту = QПТУ·ηПТУ = 49,5·0,3 = 14,85 МВт·ч.

Всего ПТУ выработает

Э = ЭГТУ + ЭПТУ = 34 + 14,85 = 48,85 МВт·ч

и, следовательно, КПД ПГУ ηПТУ = Э/Qкс = 0,4885, т.е. около 49 %.

Приведенные рассуждения позволяют получить простую формулу для определения КПД ПГУ утилизационного типа:

 ηПТУ = ηГТУ + (1− ηГТУ) ηку ηПТУ. (2.1)

Эта формула сразу же объясняет, почему ПГУ стали строиться лишь в последние 20 лет. Действительно, если к примеру взять ГТУ типа
ГТ-100-3М, то ее КПД ηГТУ=28,5 %, а температура за ГТУ θг – 398 °С. При такой температуре газов в котле-утилизаторе можно сгенерировать пар с температурой около 370 °С, и КПД паротурбинной установки будет составлять примерно 14 %. Тогда при ηку = 0,75 КПД ПГУ составит

ηГТУ = (1− 0,285)·0,75·0,14 = 0,36,

и целесообразнее построить обычный паротурбинный энергоблок СКД с большей экономичностью. Строительство ПГУ стало экономически оправданным лишь после создания высокотемпературных ГТУ, которые не только обеспечили ее высокий КПД, но и создали условия для реализации паротурбинного цикла высокой экономичности.

Из соотношения (2.1) можно получить практически универсальное соотношение между мощностями газотурбинной и паротурбинной частью ПГУ:

NГТУ/ NПТУ = ηГТУ /(1− ηГТУ) · ηКУ·ηПТУ, (5.2)

т.е. это отношение определяется только КПД элементов ПГУ. Для рассмотренного примера

NГТУ/ NПТУ = 0,34/(1−0,34) ·0,75·0,3 = 2,3 ≈ 2,

т.е. мощность ГТУ примерно вдвое выше чем мощность паровой турбины. Именно это соотношение объясняет, почему ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга состоит из двух ГТУ и одной паровой турбины мощностью примерно по 150 МВт. 

Представление об устройстве электростанции с ПГУ дает рис. 2.10, на котором изображена ТЭС с тремя энергоблоками. Каждый энергоблок состоит из двух рядом стоящих ГТУ 4 типа V94.2 фирмы Siеmens, каждая из которых свои уходящие газы высокой температуры направляет в свой котел-утилизатор 8. Пар, генерируемый этими котлами, направляется в одну паровую турбину 10 с электрогенератором 9 и конденсатором, расположенным в конденсационном помещении под турбиной. Каждый такой энергоблок имеет суммарную мощность 450 МВт (каждая ГТУ и паровая турбина имеют мощность примерно 150 МВт). Между выходным диффузором 5 и котлом-утилизатором 8 устанавливают байпасную (обводную) дымовую трубу 12 и газоплотный шибер 6. Шибер позволяет отсечь котел-утилизатор 8 от газов ГТУ и направить их через байпасную трубу в атмосферу. Такая необходимость может возникнуть при неполадках в паротурбинной части энергоблока (в турбине, котле-утилизаторе, генераторе и т.д.), когда ее требуется отключить. В этом случае мощность энергоблока будет обеспечиваться только ГТУ, т.е. энергоблок может нести нагрузку в 300 МВт (хотя и со сниженной экономичностью). Байпасная труба весьма помогает и при пусках энергоблока: с помощью шибера котел-утилизатор отсекается от газов ГТУ, и последние выводятся на полную мощность в считанные минуты. Затем можно медленно, в соответствии с инструкцией, ввести в работу котел-утилизатор и паровую турбину. При нормальной работе шибер, наоборот, не пропускает горячие газы ГТУ в байпасную трубу, а направляет их в котел-утилизатор.

Газоплотный шибер имеет большую площадь, представляет собой сложное техническое устройство, главным требованием к которому является высокая плотность, поскольку каждый 1 % потерянного тепла через неплотности означает снижение экономичности энергоблока примерно на 0,3 %. Поэтому иногда отказываются от установки байпасной трубы, хотя это существенно усложняет эксплуатацию.

Между котлами-утилизаторами энергоблока устанавливают один деаэратор, который принимает конденсат для деаэрации из конденсатора паровой турбины и раздает его на два котла-утилизатора.

Рис. 2.10. Устройство электростанции с ПТУ (проспект фирмы Siеmens)

На рисунке обозначено: 1 – КВОУ; 2 – блочный трансформатор;
3 – электрогенератор ГТУ; 4 – ГТУ типа V94.2; 5 – переходной диффузор от газовой турбины к байпасной трубе; 6 – шиберная задвижка; 7 – деаэратор; 8 – котел-утилизатор вертикального типа; 9 − электрогенератор паровой турбины; 10 – паровая турбина; 11 – дождевая заслонка котла-утилизатора; 12 – байпасная труба; 13 − помещение для оборудования очистки жидкого топлива; 14 – баки жидкого топлива.

2.2. Преимущества и недостатки ГТУ

1. Главное преимущество ГТУ заключается в ее компактности. Перечислим следующие доводы в пользу этого вывода:

- небольшие габариты;

- отсутствуют паровой котел со сложным оборудованием, требующий отдельное высотное помещение, паровая турбина с конденсатором и циркуляционными и конденсатными насосами, системой регенерации из 7–9 подогревателей, деаэратором и пр.;

- процесс расширения газов происходит в газовой турбине, состоящей из 3–5 ступеней, в то время как паровая турбина при той же мощности состоит из 3–4 цилиндров в составе 20–30 ступеней. При этом длина паровой турбины в трехцилиндровом исполнении в 1,5 раза больше газовой турбины;

- как следствие, ГТУ может быть установлена на бетонное основание на нулевой отметке машинного зала, а ПТУ требует рамного фундамента высотой 9-16 м с размещением паровой турбины на верхней фундаментной плите и вспомогательного оборудования под ней.

Компактность ГТУ позволяет осуществлять ее сборку еще на заводе-изготовителе. Для нее характерна быстрая окупаемость капиталовложений и минимальные затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание.

2. ГТУ не требует охлаждающей воды.

В результате удельные капиталовложения в рублях на 1 кВт мощности газотурбинной электростанции значительно меньше.

3. Важным достоинством ГТУ является ее высокая маневренность, определяемая малым уровнем давления (по сравнению с давлением в паровой турбине) и, следовательно, легким прогревом и охлаждением без возникновения опасных температурных напряжения и деформаций.

4. Практически полная автоматизация производственных процессов и слабое воздействие на окружающую среду.

Однако ГТУ имеют и существенные недостатки.

1. Это, прежде всего, меньшая экономичность, чем ПТУ. КПД простой ГТУ невелик и для его повышения необходимо увеличение температуры газа перед турбиной (tГ). В перспективных газовых энергетических турбинах этот показатель находится на уровне tГ = 1300–1500 °С. Несмотря на высокий уровень этой температуры, средний КПД достаточно хороших ГТУ составляет лишь 37–38 % против паротурбинных энергоблоков – 42–43 %. Потолком для мощных энергетических ГТУ сейчас является КПД на уровне 42–43 %. Все это объясняется высокой температурой отработавших в турбине газов и, следовательно, значительной потерей теплоты с уходящими газами. Дальнейшее повышение КПД возможно путем усложнения схемы ГТУ.

2. Другим недостатком является невозможность использования в них низкосортных топлив, по крайней мере, в настоящее время. ГТУ может хорошо работать только на газе или дизельном топливе, которые не дают отложений на лопатках турбин. Паросиловые энергоблоки могут работать на любом топливе, в том числе на некачественном.

3. ГТУ имеют сравнительно небольшие величины единичной мощности и низкую долю полезной мощности.

Однако ситуация коренным образом изменяется при использовании теплоты уходящих газов ГТУ в теплофикационных установках или в комбинированном (парогазовом) цикле. Об этом будет идти речь далее.

2.3. Области применения ГТУ

В настоящее время на электростанциях России и в ряде стран СНГ эксплуатируются 110 энергетических ГТУ единичной мощности более 10 МВт. Их суммарная мощность невелика и составляет примерно 2500 МВт. На электростанциях в отдаленных районах ГТУ несет базовую нагрузку, а в крупных энергосистемах они используются в качестве агрегатов для покрытия пиковых нагрузок и аварийного резерва, а также в составе ПГУ. Пиковые ГТУ быстро запускаются в работу и эксплуатируются в году сравнительно немного времени по простой схеме.

Большинство мощных ГТУ как в нашей стране, так и за рубежом проектируются сейчас по простой схеме в расчете на возможность работы в составе ПГУ.

Парогазовые установки электростанций. Проблемы использования энергоносителей в теплоэнергетике

Газотурбинные установки в водогрейных котельных В настоящее время считается бесспорной выгодность надстройки существующих котельных газотурбинными установками (ГТУ), поскольку при этом утилизируется теплота выхлопных продуктов сгорания (ПС) ГТУ в котлах

Газотурбинные установки (ГТУ) применяются для производства электроэнергии в ряде стран. Работающие и строящиеся в настоящее время ТЭС такого типа характеризуются высокой маневренностью (возможностью быстрых пусков и остановов, форсирования электрических нагрузок); более низкими, чем для КЭС на органическом топливе, удельными капитальными затратами; незначительной потребностью в охлаждающей воде; малыми габаритами и небольшими сроками строительства. Однако работают они на дорогом и для ряда стран дефицитном топливе (природном газе или жидком малосернистом газотурбинном топливе) со сравнительно низким КПД.

Парогазовые электростанции Установки, в которых комбинируются циклы паровых и газовых турбин, называются парогазовыми (ПГУ).

Расход топлива на горелки регулируют, изменяя загрузку питателей сырого топлива (в схемах прямого вдувания) и пыли (в схемах с промбункером). Расход топлива в питателях регулируется специальным устройством (регулятором слоя) и изменением частоты вращения приводного устройства, а в пылепитателях только изменением частоты вращения. При попадании в питатель крупных посторонних предметов и увеличении влажности топлива увеличивается потребляемый приводом ток.
Малая теплоэнергетика