Методы повышения эффективности работы энергоблока

Методы повышения эффективности работы энергоблока

Коэффициент полезного действия электростанции по производству электроэнергии зависит от КПД ее основных элементов – турбоустановки, котла и трубопроводов.

 

-КПД котла при его тепловой нагрузке Qк равен . Потери теплоты в котле с физической теплотой уходящих газов, от химической и механической неполноты сгорания топлива, от рассеяния в окружающую среду, при удалении жидких шлаков определяют диапазон значений к=0,94-0,90.

   

-КПД трубопроводов (транспортировки  теплоты) =0,99-0,98, где Q0 – теплота водяного пара, подводимого к турбоустанове. Из-за аэродинамического сопротивления главного паропровода, средств измерения расхода пара и различного рода запорных и регулирующих органов давление водяного пара перед турбиной обычно на 1…1,5 МПа меньше, чем давление пара за котлом.

 

Наибольшее влияние на КПД электростанции оказывает КПД турбоустановки, учитывающий основную потерю теплоты в цикле производства электроэнергии – потерю с охлаждающей водой конденсатора Qк, достигающей 45-50% затрачиваемой в цикле теплоты.

Газотурбинные установки(гту)

Электрический КПД современных газотурбинных установок составляет 33–39%. КПД газотурбинных установок, в целом ниже, чем у газопоршневых силовых агрегатов. Но с газотурбинными установками значительно упрощается задача получения высокой мощности электростанции. При реализации всего теплового потенциала газовых турбин значимость высокого электрического КПД для потребителей становится менее актуальной. С учетом высокой температуры выхлопных газов в мощных газотурбинных установках имеется возможность комбинированного использования газовых и паровых турбин. Такой инженерный подход позволяет существенно повысить эффективность использования топлива и увеличивает электрический КПД установок до 57–59%. Этот способ хорош, но ведет к удорожанию и усложнению проекта.

 

Газотурбинные установки — ГТУ имеют единичную электрическую мощность от двадцати киловатт (микротурбины) и до нескольких десятков мегаватт - это классические газовые турбины.

Технические решения, направленные на повышение эффективности работы ГТУ:

-регенеративный подогрев воздуха;

-многоступенчатое сжатие с промежуточным охлаждением;

-повышение температуры рабочего тела;

-а также парогазовые схемы совместной работы ГТУ с паротурбинными блоками,(для которых характерно усложнение тепловой схемы, увеличение номенклатуры оборудования и эксплуатационных расходов)

• Последние десятилетия КПД газовых турбин повышается за счет увеличения температуры и степени сжатия на входе в турбину. Промышленные газовые турбины работают при температуре рабочего тела до 1400°С с повышенной степенью сжатия.
• Данное направление повышения эффективности работы газовых турбин является тупиковым по двум причинам:
• - дальнейшее повышение начальных параметров рабочего тела ограничивается конструкционными материалами, обеспечивающими надежность и необходимый ресурс работы ГТУ, кроме того, полученное снижение удельного расхода топлива не компенсирует дополнительные затраты на ГТУ высоких параметров; потери тепла на охлаждение проточной части турбины достигают 3-4%;
• - у паротурбинных установок относительная работа сжатия питательной воды не превышает 3-4%, тогда как у газотурбинных с повышением степени сжатия работа достигает 70% и более от мощности турбины.

 

Ближайшим аналогом по достигаемым результатам и техническим решениям является способ повышения эффективности работы газотурбинной установки , включающий впрыск воды в компрессор по ступеням давления, горение топлива в камере сгорания осуществляется с избытком воздуха 1,5, температуру рабочего тела перед турбиной регулируют подачей пара из котла-утилизатора и конденсата водяного пара в камеру сгорания, конденсат улавливают из парогазовой смеси выхлопа ГТУ в контактном конденсаторе с активной насадкой.

 

Недостатком рассматриваемой тепловой схемы являются:

- использование  впрыска конденсата в камеру  сгорания из-за отсутствия необходимого  баланса по пару, вырабатываемому  котлом-утилизатором и его количеством, необходимым для замещения избыточного  воздуха, требуемого для снижения  температуры рабочего тела на  выходе в турбину, что значительно  снижает прирост полезной мощности  турбины по сравнению с замещением  сжимаемого воздуха регенеративным  отбором пара, из-за затрат тепла  на испарение конденсата;

- в  проточную часть компрессора  подается конденсат без дополнительного  охлаждения в теплообменнике  подогрева подпиточной воды химводоподготовки станции.

• Энергетический процесс современных паротурбинных установок (ПТУ) основан на использовании термодинамического цикл Ренкина с полной конденсацией отработавшего в турбине водяного пара. Представлена Схема простейшей теплоэнергетической установки, посредством которой реализуется данный цикл, и идеальный цикл Ренкина в Т,s-диаграмме. Обозначения термодинамических параметров в соответствующих узлах и точках цикла (давление р, МПа (кПа), температура t, 0С) и параметра теплового состояния рабочих сред (удельная энтальпия h, кДж/кг) даны на представленных рисунках. Там же показаны расходы водяного пара G0, кг/с и теплоты Q0, кДж/ч в паровую турбину.                               

 

Простейшая схема ПТУ

 

 Идеальный цикл ПТУ в Т,s-диаграмме  

 

Паротурбинный энергоблок

Паровая турбина

 

Паротурбинная установка

В реальных паротурбинных установках с регенеративным подогревом питательной воды (РППВ) принцип регенерации реализуется путем подогрева питательной воды в регенеративных пароводяных подогревателях, в которые поступает пар, отбираемый из турбины. 

 

Регенеративный подогрев питательной 
воды в ПТУ

 

Тепловая схема ПТУ с регенеративным подогревом

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОБЛОКОВ  
ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

 

Существенное повышение тепловой экономичности традиционных

паровых энергоблоков осуществляется по двум направлениям.

    1. Совершенствование оборудования:

a) Повышение КПД проточной  части турбины на основе трехмер-

ного проектирования, уменьшение всех видов потерь, оптимизация теп-

ловой схемы турбоустановки,

б) Снижение температуры уходящих газов, гидравлического и аэ-

родинамического сопротивления котла,

с) Повышение эффективности вспомогательного оборудования,

уменьшение расходов тепла и электроэнергии на собственные нужды.

    2. Повышение параметров пара:

Повышение параметров пара, обеспеченное разработкой жаро-

прочных сталей ферритно-мартенситного класса для изготовления кри-

тических не обогреваемых деталей: коллекторов и перепускных труб

котла, паропроводов, горячей арматуры, корпусов и роторов турбин.

В целях повышения КПД энергоустановок тепловых электростанций внедряются комбинированные парогазовые энергоустановки (ПГУ). Продукты сгорания топлива проходят последовательно ГТУ и парогенератор паротурбинного блока в ПГУ со сбросом выхлопа ГТУ в парогенератор и, наоборот, в тепловой схеме с высоконапорным парогенератором, который выполняет функции камеры сгорания ГТУ.

 

Схема ПГУ с вытеснением регенерации

 

 схема работы ПГУ-800

Удельный расход топлива у ПГУ на 3-4% ниже, чем у паротурбинной установки с теми же начальными параметрами.

В ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) сжигание топлива и передача тепла происходят при весьма высоком давлении (0,6-0,7 МПа), благодаря чему металлоемкость и габариты парогенератора существенно меньше, чем обычного котла. Продукты сгорания после парогенератора поступают в газовую турбину, а генерируемый пар - в паровую турбину.

Охлаждение уходящих газов производится частью питательной воды. Удельный расход топлива у таких установок на 4-6% ниже, чем у паротурбинных блоков (при равенстве параметров пара) [1].

 

Находящиеся в эксплуатации ПГУ имеют следующие недостатки:

- жесткая  связь между мощностью ГТУ  и паротурбинным энергоблоком;

- сложность  тепловой схемы, т.к. для утилизации  теплосодержания выхлопа ГТУ  используется паротурбинный блок;

- снижается  КПД паротурбинного блока, т.к. снижается  коэффициент регенерации из-за  необходимости охлаждения отходящих  газов, используется часть питательной  воды, минуя регенеративные подогреватели.

Новым в предлагаемом техническом решении повышения эффективного КПД ПГУ и единичной мощности ГТУ и ПТУ является разгрузка компрессора, которая обеспечивает:

- сжигание топлива в камере  сгорания газовой турбины с  избытком воздуха;

- снижение температуры сжимаемого  воздуха посредством испарения  впрыскиваемого конденсата до 8% от количества сжимаемого воздуха, охлажденного подпиточной водой водоподготовки тепловой электростанции;

- замещение избытка воздуха  в рабочем теле турбины, необходимого  для снижения температуры рабочего  тела на вход в турбину водяным  паром котла-утилизатора и регенеративного  отбора паротурбинного энергоблока.

 

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение эффективности работы парогазовой энергоустановки смешения, обеспечение независимой нагрузки паротурбинной и газотурбинной установки и повышения их единичной мощности.

1. Разгрузка компрессора впрыском  конденсата водяного пара в  проточную часть (влажное сжатие).

 

2. Разгрузка компрессора снижением  избытка воздуха в рабочем  теле ГТУ с  замещением его паром котла-утилизатора ГТУ и регенеративным отбором ПТУ.

 

Разгрузка компрессора

1.Разгрузка компрессора впрыском конденсата водяного пара в проточную часть (влажное сжатие).

 

Известны работы по снижению мощности потребляемой компрессором впрыском воды на вход компрессора.

«Работы по изучению эффективности впрыска в компрессор ГТУ начаты еще в 60-е годы. Впервые был сделан термодинамический анализ эффекта впрыска воды на входе в компрессор, проведены испытания компрессоров с впрыском воды в полупромышленных и промышленных (в НПО «Тулачермет») условиях. В опытах для впрыска использовали дистиллированную воду» .

Внедрение известного способа впрыска воды на вход компрессора сдерживается из-за опасения, что проточная часть будет подвергаться эрозионному воздействию капельной влаги, которая исчезает в зоне, где температура сжимаемого воздуха превышает температуру насыщения водяного пара при давлении в данной зоне.

 

«В процессе сжатия впрыскиваемая вода испаряется, на что затрачивается тепло, отнимаемое от воздуха, и температура воздуха снижается. Благодаря этому уменьшается работа, потребляемая компрессором, и тем самым возрастает полезная работа турбины и КПД установки.

2. Разгрузка компрессора  снижением избытка воздуха в  рабочем теле ГТУ с 3-4 до 1,1-1,5  замещением его паром котла-утилизатора ГТУ и регенеративным отбором ПТУ.

 

В отличие от получивших довольно широкое распространение ПГУ с надстройкой паротурбинных энергоблоков газотурбинными установками, тепловые схемы со сбросом газов ГТУ в котел (ПГУ ПК), дополнительное использование пара регенеративного отбора для подогрева питательной воды парогенератора и замещения избыточного воздуха пропорционально повышает КПД цикла паротурбинной установки.

 

Традиционная тепловая схема (ПГУ ПК) значительно уменьшает регенеративный отбор пара и, следовательно, КПД паротурбинного цикла, т.к. весомая часть питательной воды и конденсата направляется, минуя регенеративные подогреватели турбины, в связи с необходимостью снижения температуры уходящих газов парового котла до заданной величины.

На чертеже предлагаемой тепловой схемы ПГУ смешения, со сбросом пара котла-утилизатора ГТУ и дополнительного регенеративного отбора ПТУ в камеру сгорания, зону законченного горения (контактный смеситель продуктов горения с водяным паром), включающей паротурбинный энергоблок «а» и газотурбинный энергоблок «б»:

 

а) паротурбинный энергоблок

Оборудование: 1 - парогенератор

2 - паровая турбина;

3 - конденсатор;

4 - конденсатный и питательный насосы;

5 - регенеративные теплообменники;

6 - деаэратор;

 

б) паротрубинный энергоблок

7 - вводное устройство конденсата в канал вала ротора компрессора; 8 - компрессор; 9 - камера сгорания; 10 - смеситель водяного пара с продуктами сгорания; 11 - газовая турбина; 12 - генератор; 13 - котел-утилизатор; 14 - экономайзер; 15 - питательный насос; 16 - активная насадка; 17 - подогреватель подпиточной воды; 18 - контактный конденсатор водяного пара; 19 - дымосос; 20 - распылитель охлаждающего конденсата; 21 - подогреватель конденсата водяного пара, поступающего в систему питания парогенератора паротурбинного энергоблока.

Оценочный расчет предлагаемого способа повышения КПД парогазовой установки и единичной мощности ГТУ и ПТУ при параметрах рабочего тела, не требующих специальных сталей и мероприятий для охлаждения проточной части турбины, которые значительно снижают полученную экономию от уменьшения удельного расхода топлива, показал повышение КПД ПГУ смешения до 70%.

 

«Одной из центральных проблем в реализации конверсионных ГТУ, работающих по рассматриваемому газовому циклу, является организация эффективного впрыска воды в компрессор для максимального снижения мощности компрессора и температуры сжатого воздуха».

 

В газотурбинном энергоблоке «б» из тепловой схемы» ГТУ ПГУ смешения с котлом-утилизатором, в отличие от традиционной схемы ПГУ КУ , исключена паровая турбина-утилизатор и отпадает необходимость в применении сложной конструкции многосекционного котла-утилизатора, т.к. продукты сгорания из котла-утилизатора дополнительно охлаждаются в теплообменнике 21.

Контактные когенерационные газотурбинные установки как альтернатива ПГУ 

 

Альтернативой ПГУ являются газопаровые установки с впрыском пара (контактные газотурбинные установки или ПГУ смешения). Их основное отличие от бинарной ПГУ состоит в отсутствии конденсационной паровой турбины с конденсатором и соответствующей системой охлаждения. В сравнении с бинарными ПГУ газотурбинные установки с впрыском пара имеют результирующий КПД на 1,5–2,0% ниже. Вместе с тем состав оборудования контактных газотурбинных установок проще, а удельные капиталовложения меньше, чем у ПГУ бинарного цикла. По своей технологической схеме газотурбинная установка с впрыском пара является наиболее простой из всех установок комбинированного цикла.