ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Установки, работающие по комбинированному парогазовому циклу из "Комбинированные парогазовые установки и циклы " Применение комбинированного парогазового цикла вместо паросиловой установки с паровыми турбинами той же мощности и тех же параметров снижает удельный расход топлива примерно на 6—12% при использовании высоконапорных парогенераторов и на 4—8% при установке предвключенной газовой турбины. [c.46] При однократном подводе тепла в газовом цикле соотношение полезных мощностей газовой и паровой частей установки изменяется в зависимости от параметров в диапазоне %8—Промежуточный нагрев газа и искусственное увеличение избытка воздуха повышают это отношение до Уд—%.2. [c.46] Большой комплекс работ по созданию высоконапорного парогенератора для энергетических парогазовых установок был проделан в ЦКТИ А. Н. Ложкиным, М. И. Корнеевым и др. Были разработаны принципиальные конструктивные схемы высоконапорных парогенераторов производительностью 50, 120 и 430 т1ч. [c.47] Парогенератор мощностью 120 т1ч на давление 100 ama при перегреве 540 С, спроектированный ЦКТИ совместно с Ленинградским филиалом института Оргэнергострой , уже изготовлен и устанавливается на одной из ленинградских ГЭС. Схема этого парогенератора показана на рис. 2-11 (вклейка). По сравнению с паровыми котлами равных параметров парогенератор позволяет экономить до 30—40% металла (в том числе до 40—50% легированных сталей) и до 10% изоляционных и обмуровочных материалов. [c.47] Парогенератор устанавливается в блоке с газовой турбиной ГТ-700-4-1, компрессор которой создает давление порядка 5 ama. [c.47] Вначале считали нужным ставить центробежные сепараторы влаги, теперь же ориентируются на выделение пара обычными барабана.ми, имеющими зеркало испарения. [c.47] На рис. 2-12, а показана разработанная ЦКТИ тепловая схема блока ПГУ мощностью 200 Мет. Основные элементы установки ВПГ паропроизводительностью 430 т/ч ГТУ мощностью 30 Мет при = 6,8 и Ц = 750° С типовая паровая турбина К-150-130, стандартной мощностью 150 Л4ет, работающая при начальных параметрах 130 ama и 565° С. Давление после вторичного перегрева 27,5 ama. Топливо — природный газ. [c.47] При температуре наружного воздуха -И 5° С и температуре уходящих газов 140° С мощность на клеммах генераторов должна составить 191,8 Мет, чему соответствует к. п. д. брутто 43,4%. К- п. д. нетто при этом 42,3%. [c.47] В установке применен параллельный подогрев питательной воды как в водяном экономайзере, так и за счет отборов паровой турбины. Величина d приближается к предельному значению, так как коэффициент избытка воздуха а составляет перед газовой турбиной величину, равную 1,13. Таким образом, установка имеет предельно большую мощность при данной производительности компрессора. [c.47] В самом деле, значительная часть цикла второй ступени бинарной газопаровой установки может осуществляться не путем сообщения тепла питательной воде, а путем перегрева пара. Пар по сравнению с питательной водой имеет то преимущество, что высшая температура в цикле второй ступени не ограничивается точкой кипения, что позволяет снизить необратимые потери в бинарной части газопарового цикла. Поэтому вторичный перегрев пара в ПГУ целесообразно осуществлять только за счет тепла уходящих газов, заменяя частично или полностью водяной экономайзер вторичным пароперегревателем. [c.49] При такой схеме давление вторичного перегрева может быть значительно снижено против принятых в настоящее время величин, причем без ущерба для термодинамического совершенства цикла. Понижение давления, в свою очередь, позволит снизить температуру вторичного перегрева, необходимую для получения той же конечной влажности. [c.49] На рис. 2-12, б показан пример соответствующей схемы, разработанной в ЛПИ для установки той же мощности и тех же начальных параметров, что и установка по схеме рис. 2-12, а. Здесь исключены водяной экономайзер 3, работающий параллельно с регенераторами паровой турбины высокого давления, и концевой водяной экономайзер 4 (см. рис. 2-12, а). Их место заняли вторичный пароперегреватель 6 (рис. 2-12, б) и водяной экономайзер 5, включенный параллельно с регенеративными. подогревателями низкого давления. Благодаря снижению начальной температуры воды в экономайзере, температуру уходящих газов удалось снизить до 110° С. Выбранные параметры пара за вторичным пароперегревателем р = 5,1 ama, t = 400° С), возможно, не являются оптимальными. Тем не менее конечная влажность за турбиной 2 в схеме рис. 2-12, б оказалась на 3,5% меньше, чем в схеме рис. 2-12, а. Данный фактор и термодинамически более совершенный процесс во второй ступени бинарной части цикла позволили сохранить к. п. д. на том же уровне, что и в схеме рис. 2-12, а, несмотря на уменьшение температуры вторичного перегрева. Главное достоинство второй схемы состоит в том, что вторичный пароперегреватель и все его коммуникации более надежны, хотя и выполнены из сталей перлитного класса. [c.49] Основная часть электростанций, проектируемых и строящихся за рубежом по комбинированному парогазовому циклу, рассчитана на применение предвключенных газовых турбин. Это, по-видимому, объясняется прежде всего возможностью использовать котлы обычной конструкции, изменив лишь концевые поверхности нагрева воздухоподогреватель уступает здесь место дополнительной поверхности водяного экономайзера. Открываются перспективы модернизации уже существующих станций с использованием их паротурбинного и частично котельного оборудования. [c.50] Важным преимуществом парогазовой схемы с предвключенной газовой турбиной может явиться в некоторых случаях наличие в схеме двухступенчатого сжигания топлива. Из рис. 2-8 видно, что через газовую турбину проходят продукты сгорания только той части топлива, которая сжигается в камерах сгорания предвключенной ГТУ. Второй ступенью сжигания (на которую приходится основная часть потребляемого топлива) является топка обычного парового котла. Поскольку продукты сгорания этой части топлива в проточную часть газовой турбины не попадают, здесь может применяться любой вид энергетического топлива. [c.50] В 1958 г. в США была введена в эксплуатацию станция Крипе , специально запроектированная для работы по парогазовому циклу [Л. 2-4, 5]. Станция имеет схему ПГУ с предвключенной газовой турбиной. [c.51] Паровая конденсационная турбина обладает мощностью 12 500 кет, начальные параметры пара 43 ama и 440° С. Паропро-изводительность котла 59 т ч, к. п. д. 93,2%. Котел может работать на угольной пыли, мазуте и природном газе. Газовая турбина, работающая при 6900 об/мин, соединена через редуктор с электрическим генератором мощностью 4850 кет. К- п. д. станции при работе по комбинированному циклу составляет 28,4%. [c.51] В ее нынешнем виде станция незавершеиа. Мощность паровой турбины совершенно недостаточна для осуществления рационального процесса в бинарной части комбинированного цикла. В дальнейшем предполагается, используя кислород, содержащийся в выхлопе газовой турбины, обеспечить работу дополнительного котла паропроизводительностью 140 т/ч. Существующий котел будет форсирован, а его воздухоподогреватель ликвидирован. К. п. д. станции повысится до 32%. [c.51] Вернуться к основной статье