Парогазовые установки. 
Парогазовые установки

Парогазовые установки парогазовый регенеративный котел.

Основные типы парогазовых установок

Парогазовые установки с котлами полного горения (ПГУПГ) создают, объединяя серийные газотурбинные агрегаты и паротурбинные установки [12]. Принципиальная тепловая схема конденсационной ПГУПГ представлена на рис. 52. При работе в парогазовом режиме выхлопные газы газотурбинного агрегата 1 поступают к горелкам парового котла 2, куда подают также топливо с расходом Bп. Полученный в котле пар направляют в паровую турбину 4, имеющую систему регенеративного подогрева 5. Уходящие газы котла проходят через газоводяные теплообменники 6, где отдают теплоту конденсату и питательной воде.

Рис. 52. Принципиальная тепловая схема ПГУПГ: 1 — газотурбинный агрегат; 2 — паровой котёл; 3 — газовая горелка для сжигания дополнительного газа; 4 — паровая турбина; 5 — система регенеративного подогрева; 6 — газоводяные теплообменники; 7 — вентилятор; 8 — переключающая арматура газовоздухопроводов; 9 — выхлопная труба; К — компрессор; КС — камера сгорания; ГТ — газовая турбина; Д — деаэратор; КД — конденсатор; КН — конденсатный насос; ПН — питательный насос; ЭГ — электрогенератор При останове газотурбинного агрегата (ГТА) паротурбинная часть парогазовой установки может работать автономно по паротурбинному циклу. На этом режиме к горелкам котла подают воздух от дутьевого вентилятора 7. Возможна также автономная работа и газотурбинного агрегата, для чего предусмотрена выхлопная труба 9. При переходе с режима на режим соответствующие переключения выполняют с помощью арматуры газовоздухопроводов 8.

В суммарной электрической мощности парогазовых установок с котлами полного горения доля мощности газотурбинного агрегата обычно составляет 15—35%. Температура выхлопных газов современных энергетических ГГУ в большинстве случаев составляет 450—550 °С, а содержание кислорода в них — 14−16% по объему. Такие параметры выхлопных газов позволяют успешно использовать их в качестве как окислителя при сжигании топлива в котлах, так и теплоносителя, передающего часть теплоты топлива ГТА рабочему телу паротурбинной установки.

Паровые котлы, входящие в состав парогазовых установок рассматриваемого типа, от серийных паровых котлов отличаются наличием газоводяных теплообменников, устанавливаемых вместо ненужных в парогазовом цикле воздухоподогревателей, и увеличенным сечением газового тракта горелок. В ряде случаев незначительно корректируется поверхность нагрева котла.

В составе парогазовых установок с котлами полного горения обычно используют серийные паровые турбины большой мощности с высокими или закритическими начальными параметрами и промежуточным перегревом пара. Основная особенность работы этих турбин в составе парогазовых установок — значительное снижение расхода конденсата и питательной воды через регенеративные подогреватели паровой турбины, что приводит к пропорциональному уменьшению регенеративных отборов пара. Направление значительной части конденсата и питательной воды помимо регенеративных подогревателей турбины в газоводяные теплообменники объясняется необходимостью снижения температуры уходящих газов котла до заданной величины.

Указанное уменьшение регенеративных отборов пара может вызвать значительное снижение мощности паровой турбины и связанное с этим ухудшение экономических показателей установки. Если же вытесненный пар регенеративных отборов направить в часть низкого давления турбины, можно получить дополнительную электрическую мощность. Вместе с тем пропуск дополнительного количества пара, как правило, ограничен прочностными характеристиками турбины. Поэтому номинальная мощность серийной паровой турбины при ее работе в составе парогазовой установки может быть получена либо при наличии значительных запасов прочности в конструкции этой турбины, либо после реконструкции проточной части турбины.

На рис. 53 в Т, S координатах показан идеальный цикл парогазовой установки с котлом полного горения. Цифрами 1, 2, 3, 4 обозначен идеальный цикл газотурбинного агрегата, являющийся верхним циклом в комбинированном парогазовом цикле. Подвод теплоты к рабочему телу верхнего цикла осуществляется по изобаре 2 — 3, а отвод — по изобаре 4 — 1. При этом часть отводимой из верхнего цикла теплоты передается рабочему телу нижнего цикла. Остальная часть теряется в атмосфере.

Рис. 53. Идеальный цикл ПГУПГ Нижний цикл, цикл паротурбинной установки, на рис. 50 показан буква-ми. Подвод теплоты к этому циклу осуществляется по изобаре b — с — d — е, а отвод — по изобаре-изотерме f — а. Отвод теплоты от продуктов сгорания топлива котла осуществляется по изобаре 11 — 5 (4−11 подвод теплоты при сжигании дополнительного количества топлива в паровом котле). Суммарное количество теплоты, подведенное к рабочему телу нижнего цикла, равно площади h, а b c d е k. Часть этой теплоты, равная площади, а b c d е f в паровой турбине преобразуется в механическую энергию, а остальная теплота теряется с охлаждающей водой конденсатора.

В комбинированном парогазовом цикле удачно сочетаются достоинства двух исходных циклов: высокая средняя температура подвода теплоты, свойственная газотурбинному циклу, и низкая средняя температура отвода теплоты, характерная для паротурбинного цикла. Значительная часть отводимой из верхнего цикла теплоты используется в нижнем цикле. Поскольку к рабочему телу нижнего цикла наряду с теплотой, отводимой из верхнего цикла, подводится и теплота от собственного горячего источника — от продуктов сгорания топлива котла, то цикл парогазовой установки с котлом полного горения является частично бинарным циклом.

Парогазовые установки с высоконапорными парогенераторами (ПГУВ) Принципиальная тепловая схема ПГУВ представлена на рис. 54. В тепловой схеме парогазовых установок этого типа паровой котел расположен в газовоздушном тракте газотурбинного агрегата между компрессором и газовой турбиной. Такой котел совмещает функции камеры сгорания газотурбинного агрегата и парогенерирующего устройства паротурбинной установки. Рабочие процессы в газовоздушном тракте этого котла протекают при повышенном избыточном давлении, что приводит к радикальным изменениям в его конструкции. Поэтому такие котлы называют высоконапорными парогенераторами.

Рис. 54. Принципиальная тепловая схема ПГУВ: 1, 2 — высоконапорный парогенератор, совмещённый с камерой сгорания; 3 — подача топлива; 4 — паровая турбина; 5 — система регенеративного подогрева; 6 — газоводяные теплообменники; К — компрессор; ГТ — газовая турбина; Д — деаэратор; КД — конденсатор; КН — конденсатный насос; ПН — питательный насос; ЭГ — электрогенератор Сжатый в компрессоре 1 воздух поступает в топку высоконапорного парогенератора (ВПГ), в котором осуществляется сжигание всего топлива парогазовой установки и где расположены испарительные и перегревательные поверхности нагрева. Горение топлива и теплообмен в ВПГ происходят при давлении воздуха за компрессором ГТА, которое в современных установках составляет 1,0 — 2,0 МПа. Осуществление рабочих процессов в ВПГ при высоком давлении продуктов сгорания приводит к их интенсификации и значительному сокращению поверхностей нагрева.

После ВПГ продукты сгорания топлива поступают в газовую турбину. Через газовую турбину ПГУВ проходят продукты сгорания всего топлива парогазовой установки, что при прочих равных условиях обеспечивает повышенную мощность ГТА. После газовой турбины продукты сгорания топлива направляются в газоводяные теплообменники 6, где их температура понижается до требуемого уровня.

Серийные газотурбинные установки, как правило, не могут быть использованы в составе парогазовых установок с высоконапорными парогенераторами. В связи с увеличенным расходом продуктов сгорания топлива через газовую турбину для этих установок либо разрабатывают специальные газотурбинные агрегаты, либо реконструируют серийные. Доля ГТА в суммарной мощности ПГУВ составляет обычно 15 — 30%. Входящая в состав ПГУВ паротурбинная установка практически ничем не отличается от рассмотренной ранее паротурбинной установки, входящей в состав ПГУПГ.

На рис. 55 в Т, S координатах показан идеальный цикл парогазовой установки с высоконапорным парогенератором. Сравнение этого цикла с идеальным циклом парогазовой установки с котлом полного горения показывает, что эти циклы практически одинаковы. Единственное отличие состоит в том, что подвод теплоты к пароводяному рабочему телу в ПГУВ осуществляется по изобаре 3 — 11, соответствующей давлению воздуха за компрессором ГТА.

Рис. 55. Идеальный цикл ПГУВ

Парогазовые установки с котлами-утилизаторами были созданы позже парогазовых установок других типов [12]. Их реализации предшествовало освоение высокотемпературных газовых турбин и котельных труб с устройствами для интенсификации теплообмена. К настоящему времени этот тип парогазовых установок получил наибольшее распространение.

Принципиальное отличие парогазовых установок с котлами-утилизаторами от парогазовых установок с котлами полного горения заключается в том, что котлы-утилизаторы не рассчитаны на обеспечение автономной работы паротурбинной части установки при останове газотурбинного агрегата.

Принципиальная тепловая схема парогазовой установки с котлом-утилизатором представлена на рис. 56. Выхлопные газы газотурбинного агрегата 1 поступают в котел-утилизатор 2. В секции высокого давления 3 этого котла вырабатывается пар для паровой турбины 5. Для более полной утилизации теплоты выхлопных газов ГТА котел-утилизатор имеет секцию низкого давления 4, в которой подогревается конденсат паровой турбины и вырабатывается пар низкого давления для паровой турбины и греющий пар для деаэратора. Автономная работа газотурбинного агрегата и пусковые режимы установки обеспечиваются с помощью выхлопной трубы 6 и отключающей арматуры 7.

В составе парогазовых установок с котлами-утилизаторами, как правило, используют несколько серийных газотурбинных установок. Чаще всего их бывает две, но бывает одна, три, четыре и даже пять. Доля мощности газотурбинных агрегатов в суммарной мощности современных парогазовых установок с котлами-утилизаторами достигает 70%.

Рис. 56. Принципиальная тепловая схема ПГУКУ: 1 — газотурбинный агрегат; 2 — котёл-утилизатор; 3 — секция высокого давления; 4 — секция низкого давления; 5 — паровая турбина; 6 — выхлопная труба; 7 — переключающая арматура; К — компрессор; КС — камера сгорания; ГТ — газовая турбина; Д — деаэратор; КД — конденсатор; КН — конденсатный насос; ПНВ — питательный насос высокого давления; ПНВ — питательный насос низкого давления; ЦН — циркуляционные насосы; ЭГ — электрогенератор Количество котлов-утилизаторов в составе ПГУКУ равно количеству газотурбинных агрегатов. Применяют котлы одного, двух и трех давлений обогреваемой среды. В странах Западной Европы, как правило, применяют котлы-утилизаторы с принудительной циркуляцией среды, в США — с естественной циркуляцией.

Параметры пара, получаемого в котлах-утилизаторах первых ПГУ этого типа: приблизительно 3 МПа и 400 С. Котлы-утилизаторы современных ПГУКУ вырабатывают пар с давлением 11 МПа и температурой 540 С. На некоторых установках предусмотрен промежуточный перегрев пара. По мере дальнейшего увеличения температуры выхлопных газов ГТА будут повышаться и параметры пара, получаемого в котлах-утилизаторах. Паровые турбины для парогазовых установок с котлами-утилизаторами также разрабатывают специально для этих установок. В составе парогазовой установки, как правило, используют одну паровую турбину. Эта турбина обычно представляет собой простейший одноцилиндровый агрегат с одним потоком пара без регенеративных отборов пара.

Рис. 57. Идеальный цикл ПГУКУ

На рис. 57 в Т, S координатах показан идеальный цикл парогазовой установки с котлом-утилизатором. Верхний цикл, цикл газотурбинной установки, обозначен цифрами 1 2 3 4, а нижний цикл, цикл паротурбинной установки, — буквами аbсdеf. Часть отводимой из верхнего цикла теплоты подводится к нижнему циклу. Другая часть этой теплоты теряется в атмосфере. Верхний цикл — единственный источник теплоты для нижнего цикла, поэтому комбинированные циклы парогазовых установок с котлами-утилизаторами являются полностью бинарными.

Количественные показатели термодинамических циклов ПГУ Основные расчетные соотношения цикла ГТУ Температура воздуха после компрессора:

. (98).

Температура газов на выходе из турбины:

. (99).

Степень повышения давления в компрессоре:

(100).

коэффициент полезного действия идеального цикла:

. (101).

Количество подведенной теплоты в цикле ГТУ:

. (102).

Количество отведенной теплоты:

. (103).

Полезная работа цикла:

(104).

где е = (k-1)/k.

Производная от полезной работы по степени сжатия, при которой полезная работа максимальна, будет равна.

. (105).

Отсюда оптимальная степень сжатия при ограниченной температуре перед газовой турбиной будет равна [13].

. (106).

На рис. 58 приведены зависимости удельной полезной работы от степени повышения давления в компрессоре, рассчитанная при температурах на входе в газовую турбину равных 1000 и 1100 °C. Оптимальное значение степени повышения давления при температуре 1000 °C составило 15. С увеличением температуры газов перед турбиной возрастает и оптимальное значение степени повышения давления.

Рис. 57. Зависимость полезной работы ГТУ от степени повышения давления

Цифры у кривых — температура газов на входе в турбину Теплота в камере сгорания подводится за счет сжигания природного газа. Сжигание осуществляется с повышенным коэффициентом избытка воздуха, поскольку температура T3 ограничена. Количество природного газа, сожженного в камере, сгорания в расчете на 1 кг рабочего тела определится из следующих соображений. Массовый расход газа через турбину:

. (107).

Суммарное количество теплоты, выделившееся при сжигании газа в турбине с расходом Bг, будет равно. Удельное количество теплоты на 1 кг рабочего тела.

(108).

с другой стороны, это количество теплоты. Отсюда находим требуемый избыток воздуха, обеспечивающий допустимую температуру на входе в проточную часть газовой турбины:

. (109).

Таким образом, полезная работа зг газовой турбины, степень сжатия в компрессоре и коэффициент избытка воздуха оказываются связанными между собой. Чем выше степень сжатия КПД, тем до большей температуры подогревается воздух в компрессоре, тем меньше расход газа в камере сгорания и тем выше коэффициент избытка воздуха на входе в газовую турбину (рис. 59).

Рис. 59. Зависимость коэффициента избытка от степени сжатия в компрессоре

Существуют объективные показатели, с помощью которых можно осуществить количественную оценку характеристик парогазовых установок. Один из таких показателей это доля теплоты топлива газотурбинной установки д. Этот показатель представляет собой отношение количества теплоты, выделенной при сжигании топлива в газотурбинной части установки, к общему количеству теплоты, выделенной в парогазовой установке.

Сжигание топлива в камере сгорания газовой турбины согласно условиям прочности лопаток турбин осуществляется с повышенными значениями коэффициента избытка воздуха бг. В этом случае объем продуктов сгорания практически равен объему воздуха, подаваемого на горение:

(110).

где Bг — расход топлива, сжигаемый в газовой турбине; Gг — расход продуктов сгорания, покидающих газовую турбину. При сжигании дополнительного количества топлива в парогенераторе Bп расход продуктов сгорания почти не изменится и будет связан с суммарным расходом топлива соотношением.

. (111).

Приравнивая расход продуктов сгорания, получим соотношение между суммарным расходом топлива и расходом топлива на газовую турбину в виде.

. (112).

Совершенно очевидно, что соотношение теплоты, выделенной при сжигании топлива в газотурбинной части установки, к общему количеству теплоты, подведенному к парогазовой установке, также будет пропорционально отношению коэффициентов избытка воздуха:

. (113).

Отношение расхода топлива Bп, дополнительно сожженного в парогенераторе, к расходу топлива Bг, сожженного в газовой турбине, выразится соотношением.

. (114).

В ПКУПГ в паротурбинной части топливо сжигается до полного использования кислорода выхлопных газов газовой турбины, значение бух близко к единице и доля теплоты топлива газотурбинной установки минимальна. При бух = бг, д = 1 сжигание топлива в паротурбинной части не производится, что соответствует бинарным ПГУ с котлами-утилизаторами.

Второй показатель, позволяющий осуществлять количественную оценку некоторых характеристик парогазовых циклов, — степень бинарности цикла в. Степень бинарности показывает, какую часть в суммарном количестве теплоты, подведенной к рабочему телу нижнего цикла, составляет теплота, отведенная от рабочего тела верхнего цикла. Применительно к парогазовым установкам можно записать:

(115).

где зг — термический КПД газотурбинной установки.

Разделив числитель и знаменатель на Bг, с учетом (114) получим:

. (116).

При (в случае ПГУКУ) степень бинарности цикла равна единице. Для ПГУПГ с увеличением степени повышения давления степень бинарности цикла уменьшается (рис. 60).

Третий показатель — отношение электрической мощности теплофикационной установки к ее тепловой мощности у:

(117).

где Nэ и Ф — соответственно электрическая и тепловая мощность установки.

Рис. 60. Зависимость степени бинарности цикла от степени сжатия в компрессоре

Термическая эффективность парогазовых установок Коэффициент термической эффективности определяется из уравнения.

. (118).

Для конденсационных парогазовых установок коэффициент термической эффективности определяется уравнением.

(119).

где электрическая мощность соответственно газовой и паровой турбины. Уравнения электрической мощности турбин имеют вид.

(120).

(121).

где Qпот — потери теплоты в котельном агрегате, основными из которых являются потери теплоты с уходящими газами, существенно зависящие от величины коэффициента избытка воздуха в уходящих газах. Пренебрегая потерями с наружным охлаждением и с химической неполнотой сгорания, запишем потери теплоты как потери с уходящими газами в виде.

. (122).

Подставляя в (119) выражения (120), (121) и (122), с учетом (114) получим:

(123).

Преобразуем комплекс, содержащий потери теплоты с уходящими газами к следующему виду:

где 3,65 — отношение теплоты сгорания газа к теоретически необходимому количеству воздуха, МДж/м3 воздуха. Тогда выражения для коэффициента термической эффективности ГТУ будет иметь вид.

. (124).

Для ПГУКУ и выражение преобразуется к виду.

. (125).

Уравнение (124) включает в себя основные характеристики ПГУ, что позволяет расчетным путем определить их характеристики. Термическая эффективность парогазовых установок с котлом полного горения слабо зависит от термической эффективности ГТА, т. е. от степени повышения давления в компрессоре. С увеличением степени повышения давления в компрессоре возрастает избыток воздуха в отходящих из турбины газов, увеличивается доля выработки электроэнергии по паровому циклу и суммарная эффективность ПГУ возрастает незначительно (см. рис. 58).

Термическая эффективность парогазовых установок с котлами-утилизаторами несколько возрастает при увеличении степени повышения давления, несмотря на то, что из-за повышения избытка воздуха в уходящих газах падает эффективность выработки электроэнергии по паровому циклу (возрастают потери с уходящими газами). Во всем диапазоне изменения термической эффективности ГТУ величина эффективности ПГУ полного горения ниже, чем у ПГУ с котлами-утилизаторами (рис. 61).

Рис. 61.Зависимость КПД ПГУ от степени повышения давления в компрессоре

Соотношения между параметрами газового и парового циклов Критерием, определяющим целесообразность утилизации теплоты отходящих газов, является термический КПД Для определения термического КПД рассмотрим термодинамический цикл, состоящий из двух циклов — пароводяного и газового (рис. 62).

Рис. 62. Цикл ПГУ полного горения

Термический КПД парогазовой установки с котлом-утилизатором вычислим по формуле.

(126).

где работа и полезно используемая теплота 1 кг продуктов сгорания соответственно в газовом и паров цикле; q1- теплота, подведенная к 1 кг рабочего тела в ГТУ, которая определяется выражением (102):. Термический КПД цикла самой ГТУ определяется выражением (101):

.

Подогрев питательной воды в экономайзере котла-утилизатора (процесс 5−6), парообразование 6−7, и перегрев пара 7−8 осуществляются за счет охлаждения продуктов сгорания ГТУ в процессе 4−1. В этом случае теплота 1 кг продуктов сгорания ГТУ, полезно используемая в паровом цикле, равна.

(127).

где T10 — температура продуктов сгорания на выходе из котла утилизатора; зпт — термический КПД паротурбинной установки. КПД парового цикла определяется параметрами пара в котле-утилизаторе, которые в свою очередь зависят от параметров ГТУ и давления отработанного пара в конденсаторе паровой турбины. При невысоком давлении парового цикла можно записать:

(128).

где i8, i9 — удельная энтальпия пара соответственно на выходе из котла-утилизатора и в конденсаторе паровой турбины, i5 — удельная энтальпия конденсата на линии насыщения.

Температура Т10 может быть определена из уравнения теплового баланса составленного для водяного экономайзера котла-утилизатора.

(129).

где G — массовый расход продуктов сгорания; T6 — температура продуктов сгорания перед экономайзером; i6 — удельная энтальпия воды на выходе из экономайзера. Преобразуя, получим:

(130).

где d — относительный расход пара на единицу рабочего тела в газотурбинном цикле. В идеальном цикле (при бесконечно большой поверхности испарителя) температура газа на выходе из испарителя равна температуре кипящей воды (температуре насыщения) Т6 = Тs, тогда.

. (131).

Выразим относительный расход пара через его параметры. Для этого используем уравнение теплового баланса для пароперегревателя и испарителя котла-утилизатора.

(132).

где i6 удельная энтальпия воды на линии насыщения в котле-утилизаторе. Вычислим из последнего уравнения значение и подставим в выражение (131) для определения температуры газов на выходе из котла-утилизатора:

. (133).

Количество теплоты, полезно используемое в паровом цикле, составит:

=.

(134).

где K= коэффициент, учитывающий соотношение полезно полученной работы и теплоты, подведенной в испарителе и пароперегревателе котла-утилизатора. Термический КПД паровой части цикла определится следующим выражением:

(135).

где степень сжатия в компрессоре; отношение температур в адиабатном процессе связано со степенью сжатия следующим соотношением:; коэффициент соотношения температуры насыщения и температуры газов перед турбиной; коэффициент соотношения начальной температуры и температуры газов перед турбиной.

Парогазовые установки с впрыском пара В парогазовых установках с впрыском пара (ПГУ ВП) в воздушный или газовый тракт энергетической газотурбинной установки (ГТУ) подаются продукты сгорания топлива и водяной пар, которые в виде парогазовой смеси расширяются в газовой турбине [14].

В ГТУ со впрыском пара увеличение удельной полезной работы установки кроме обычного повышения температуры газа и оптимизации степени сжатия в цикле обеспечивается сокращением затрат работы на сжатие в компрессоре. Это сокращение можно осуществить либо охлаждением воздуха в тракте компрессора за счет впрыска воды, либо вводом в расширительную часть тракта ГТУ дополнительного рабочего тела — воды или водяного пара. Такое техническое решение превращает энергетическую ГТУ в ПГУ ВП, в которой дополнительное пароводяное рабочее тело сжимается в жидкой фазе при относительно малой работе сжатия, что повышает экономичность установки. Существует несколько вариантов тепловых схем ПГУ ВП. Они могут быть выполнены как с отводом отработанной парогазовой смеси в атмосферу и потерей водяного пара (открытая схема), так и с конденсацией водяных паров в контактном конденсаторе или конденсаторе другого типа с возвратом рабочего тела в цикл.

Парогазовые установки с впрыском пара открытой схемы обычно являются установками, вырабатывающими только электроэнергию. В ПГУ ВП с конденсацией и возвратом в цикл всего количества водяных паров приходится существенно снижать температуру выхлопных газов для конденсации из них воды. Для этого используются газовые сетевые подогреватели (ГСП) или другие технические решения, а в установке возникает необходимость отпуска тепла внешним потребителям. Таким образом, ПГУ ВП становятся теплофикационными установками.

Тепловая схема ПГУ ВП с отводом парогазовой смеси в атмосферу (открытая схема) приведена на рис. 63. На рис. 64 изображен идеализированный газовый и паровой циклы, а также дополнительно приведен совмещенный термодинамический цикл работы парогазовой смеси в газовой турбине. Основными элементами схем являются энергетическая ГТУ и котел-утилизатор, в котором из химически очищенной питательной воды генерируется перегретый пар, вводимый затем в камеру сгорания ГТУ. Воздух и пар нагреваются сжигаемым топливом до начальной температуры газов T3 = Тf = Tсм (Тf — температура перегретого пара перед ГТУ; индекс «см» означает, что параметр относится к парогазовой смеси).

Рис. 63. Тепловая схема ПГУ ВП открытого типа: ГТ газовая турбина; КС — камера сгорания ГТУ; ЭГ — электрогенератор; ОК — осевой компрессор; КУ — котел-утилизатор; ПЕ — перегреватель; И — испаритель; ЭК — экономайзер; Н — насос; ХВО — химическая водоочистка

Выхлопные газы ГТ охлаждаются на поверхностях нагрева кота-утилизатора от температуры Т4см до Т5см и направляются в дымовую трубу. Утилизация теплоты этих газов ограничивается минимальным значением температуры Т5см (рис. 61). Ее влияние на характеристики системы проявляется двояко: во-первых, в образовании при низких температурах конденсата, вызывающего коррозию, и, во-вторых, в появлении выхлопной струи газов повышенной температуры, порождающей более позднюю конденсацию влаги, когда выходящие из трубы газы смешиваются с более холодным наружным воздухом. По этой причине обычно принимают Т5= 125−135 °С.

Для повышения температуры перегретого пара Те до начальной температуры газов приходится увеличивать количество сжигаемого в камере сгорания ГТУ топлива, однако в дальнейшем это компенсируется ростом мощности газовой турбины в тепловой схеме ПГУ ВП, так как присутствие перегретого пара в потоке газов увеличивает теплоемкость среды при том же перепаде температур.

Рассмотрим изменение работы газовой турбины при условии, что массовый расход газов через турбину останется неизменным. Массовый расход смеси Gсм перегретого пара и продуктов сгорания равны расходу продуктов сгорания через турбину при обычных условиях (Gг). Относительный расход пара составит, тогда расход продуктов сгорания уменьшится на величину, равную (1-d)Gг. Будем считать, что пар нагревается в котле до той же температуры, что и воздух при сжатии в компрессоре.

Теплота, подведенная в камере сгорания:

(136).

где cp — массовая теплоемкость водяного пара.

Работа газовой турбины:

. (137).

Рис. 64. Термодинамический цикл ПГУ с впрыском пара

Работа компрессора:

. (138).

Полезная работа в цикле ГТУ:

. (139).

КПД газотурбинной установки с впрыском пара:

(140).

Комплекс, в который входят отношения температур, преобразуем к следующему виду:

.

где коэффициент соотношения начальной температуры и температуры газов перед турбиной.

Тогда для КПД ГТУ с впрыском пара получим выражение.

(141).

На рис. 65 приведена расчетная зависимость изменения КПД газовой турбины при увеличении доли впрыскиваемого пара.

Рис. 65. Изменение КПД газовой турбины при увеличении доли впрыскиваемого пара

Рис. 66. Тепловая схемы ПГУ со впрыском пара и промежуточным пароперегревателем: ГТ газовая турбина; КС — камера сгорания ГТУ; ЭГ — электрогенератор; ОК — осевой компрессор; КУ — котел-утилизатор; ПЕ — перегреватель; И — испаритель; ЭК — экономайзер; Н — насос; ХВО — химическая водоочистка; ПТ — паровая турбина; ПП — промежуточный перегреватель

В отличие от схемы на рис. 63 без промежуточного пароперегревателя в тепловой схеме на рис. 66 часть потенциала перегретого пара срабатывается за котлом-утилизатором в паровой турбине, затем снова подогревается в промежуточном пароперегревателе и после этого вводится в камеру сгорания ГТУ. Такое решение повышает мощность и экономичность установки, но приводит к усложнению конструкции КУ и схемы ПГУ.

Модернизация котельных в ТЭЦ При существующем соотношении цен на энергоносители и оборудовании стала чрезвычайно целесообразной выработка электроэнергии на тепловом потреблении. Наиболее простой путь это реконструкция существующих котельных с установкой паровых противодавленческих турбин или дополнительной установкой газовых турбин.

Количество теплоты, вырабатываемое паровым котлом, связано с расходом газа очевидным соотношением:

. (142).

При установке за котлом паровой турбины с противодавлением может быть выработана электрическая энергия в размере:

. (143).

При установке перед котлом газовой турбины фактически реализуется схема ПГУ полного горения (рис. 67). В качестве окислителя при сжигании газа в паровом котле используются газы, выбрасываемые газовой турбиной, расход которых практически равен расходу газов, покидающих паровой котел. Расход продуктов сгорания связан с расходом топлива на паровой котел и на газовую турбину соотношением.

. (144).

Тот же расход продуктов сгорания связан с расходом топлива на газовую турбину соотношением.

(145).

где Bг — расход топлива на газовую турбину; г — коэффициент избытка воздуха при сжигании газа в газовой турбине.

Расходы топлива на газовую турбину и суммарный расход топлива связаны соотношением.

. (146).

Количество теплоты, затраченное на выработку пара с учетом физической теплоты газов, отходящих от газовой турбины, можно записать в виде.

. (147).

Рис. 67. Принципиальная тепловая схема мини-ТЭЦ: К — компрессор; КС — камера сгорания; ГТ — газовая турбина; ПК — паровой котёл; Б — бойлер; ПТ — паровая турбина с противодавлением; ПН — питательный насос; ЭГ — электрогенератор; ТС — тепловая сеть

Расход топлива на паровой котел связан с общим расходом топлива соотношением.

. (148).

Подставляя (143) в (142), получим выражение для расчета суммарного расхода топлива:

. (149).