Парогазовая установка (ПГУ) газов ГТУ

Пиковые и полупиковые электростанции. В отдельных объединенных энергосистемах — Северо-Запада, Юга и Центра с наиболее неравномерными графиками нагрузок — требуется для обеспечения пиковых нагрузок применять энергетическое оборудование, обеспечивающее быстрый набор нагрузки и достаточно экономичную кратковременную работу в часы прохождения утренних и вечерних максимальных нагрузок. К таким мобильным установкам помимо гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций, как известно, относятся газотурбинные установки, работающие па газе или специальном жидком топливе, и парогазовые установки. К концу 1980 г. в работе находилось пять газотурбинных установок (ГТУ) мощностью по 100 МВт каждая и две парогазовые установки (ПГУ), из которых одна работает по схеме сброса отработанных газов от ГТУ мощностью по 40 МВт в топку котла энергоблока мощностью 210 МВт. [c.133]

Сочетание паротурбинной и газотурбинной установок, объединяемых общим технологическим циклом, называют парогазовой установкой (ПГУ) электростанции. Соединение этих установок в единое целое позволяет снизить потерю теплоты с уходящими газами ГТУ или парового котла, использовать газы за газовыми турбинами в качестве подогретого окислителя при сжигании топлива, получить дополнительную мощность за счет частичного вытеснения регенерации паротурбинных установок и в конечном итоге повысить КПД парогазовой электростанции по сравнению с паротурбинной и газотурбинной электростанциями. [c.297]

Парогазовая установка ПГУ-325 утилизационного типа выполнена по схеме дубль-блока (рис. 4.42). Две ГТУ типа ГТД-110 мощностью 110 МВт со своими электрогенераторами подают уходящие газы в две горизонтальные двухконтурные ГТУ. Расход газов в один котел составляет 361 кг/с, их температура 524 °С КУ обеспечивают генерацию пара двух давлений, параметры которого представлены в табл. 4.5. Этот пар поступает в двухцилиндровую конденсационную турбину К-110-6,5 ЛМЗ, конструкция ЦВД которой аналогична конструкции ЦВД турбины Т-150-7,7, описанной выше. Компоновка ПГУ-325 в машинном зале показана на рис. 4.43. Для работы в комплексе с ГТД-110 ЛМЗ разработал тепло- [c.410]

ПГУ со сбросом газов в котел. Электростанции, на которых сжигается твердое топливо, могут быть модернизированы по схеме ПГУ со сбросом газов от ГТУ в старые котлы, т. е. со сжиганием 20—30% газа или жидкого топлива и 70—80% твердого топлива. Установка газовых турбин без повышения параметров пара электростанции позволит при такой модернизации получить увеличение мощности на 30—40% и экономию топлива на 3—5%. Такие парогазовые установки нашли достаточно широкое применение за рубежом. [c.218]

Парогазовые установки получили достаточно широкое применение в США, ФРГ, Японии, Франции и др. В ПГУ в основном сжигается природный газ и жидкое топливо различных видов. Внедрению ПГУ способствовало появление мощных ГТУ (70—100 МВт) с начальной температурой газов 900—1100°С. Это позволило применить ПГУ с утилизационными паровыми котлами (рис. 20.16) барабанного типа с принудительной циркуляцией среды и давлением пара 4—9 МПа в зависимости от того, производится в них дополнительное сжигание топлива или нет. На рис. 20.17 дана схема утилизационного парового котла для ПГУ с газовой турбиной MW 701. Котел выполнен для двух давлений пара. Он имеет поверхности нагрева из сребренных труб низкого и высокого давления со своими барабанами в блоке с деаэратором питательной воды. [c.306]

Парогазовые установки с вытеснением паровой регенерации теплом газов ГТУ. В ПГУ-Р регенеративный подогрев питательной воды осуществляется последовательно в ГВП НД и ГВП ВД (см. рис. 4.25), подключенных параллельно группам регенеративных подогревателей. Последние используются при автономной работе паротурбинной части комбинированной установки. [c.399]

Многочисленные публикации посвящены ГТУ различного назначения, используемым в авиации, наземном и морском транспорте, на газоперекачивающих станциях. В последние годы значительно возрос интерес к энергетическим ГТУ и ПГУ, их особенностям и работе на электростанциях. Парогазовые установки на природном газе — единственные энергетические установки, которые в конденсационном режиме работы отпускают электроэнергию с КПД нетто более 58 %. [c.3]

В истории теплоэнергетики можно заметить своеобразное соревнование между паровыми и газовыми установками и их термодинамическими циклами. Отсутствие соответствующих технологий в прошлом не позволяло использовать продукты сгорания в качестве рабочего тела, и водяной пар применялся как промежуточное рабочее тело. Параллельное развитие газовых и паровых циклов, однако, не привело к их антагонизму. Напротив, наметилась тенденция максимально использовать их положительные свойства, создав комбинированную парогазовую установку. В ней теплота выходных газов ГТУ используется почти полностью в нижней паровой части объединенного цикла Брайтона—Ренкина, что значительно повышает экономичность ПГУ [c.11]

Прогресс в строительстве энергетических ГТУ связан прежде всего с ростом начальной температуры газов перед ГТ, которая за последние десятилетия увеличилась с 700 до 1500 °С. Начальное давление газа за этот период возросло с 0,6—0,9 до 1,5—3,0 МПа. В результате повысилась и температура выходных газов ГТУ с 350 до 630 °С, а объемная концентрация кислорода в них сократилось с 18 до 12 %. Эти обстоятельства заставили энергетиков по-иному выбирать схемы применяемых ПГУ. Парогазовые установки с котлом-утилизатором практически вытеснили ПГУ с высоконапорными парогенераторами. Шире применяются ПГУ с параллельной схемой, использование сбросных ПГУ сдерживается уменьшившимся содержанием окислителя и повышенной температурой выходных газов ГТУ. [c.22]

Вместе с тем все чаще в энергетике переходят к внедрению парогазовых установок, в которых теплота выходных газов ГТУ полезно используется для нагрева сетевой воды и генерации технологического пара (тепловые схемы ГТУ-ТЭЦ) или для генерации пара двух или трех давлений и выработки дополнительной электроэнергии в паротурбинной установке (тепловые схемы ПГУ). В этих условиях важными параметрами являются электрический КПД в автономном режиме, значения параметров выходных газов и диапазон их изменения. В ряде случаев система управления ГТУ не в состоянии воздействовать на эти параметры. Из-за влияния параметров наружного воздуха и прежде всего его температуры расход и температура выходных газов значительно изменяются, что не позволяет стабилизировать параметры рабочего тела в схемах ГТУ-ТЭЦ и ПГУ (рис. 6.14). Приходится прибегать к дожиганию топлива в среде выходных газов, что усложняет и повышает стоимость установки, зачастую снижая ее экономичность. [c.203]

Установки, в которых комбинируются циклы паровых и газовых турбин (рис. 10-6), называются парогазовыми (ПГУ). В установках со сбросом отработавших газов ГТУ в топку (рис. [c.150]

Совершенствование ГТУ, в первую очередь освоение высоких температур газа (до 1300—1500 °С) и повышение единичной мощности (250—300 МВт и выше), позволяет рассматривать ГТУ как весьма перспективный двигатель для тепловых электростанций. КПД собственно ГТУ пока не достигает значений 1ШД, полученных на крупных современных паротурбинных электростанциях, однако в сочетании с паротурбинной установкой ГТУ образует парогазотурбинную установку (парогазовую установку), которая может быть реализована во многих вариантах, и некоторые типы таких комбинированных установок достигают рекордных значений КПД среди всех тепловых двигателей. В настоящее время наиболее экономичные типы ПГУ имеют КПД выше 58 % и создаются также ПГУ с КПД, составляющим более 60 %. Все сказанное относится к ТЭС, использующим газообразное или жидкое (преимущественно газообразное) топливо в качестве основного и резервного. [c.421]

Парогазовые энергоустановки с впрыском (ПГУ), выполненные по упрощенным схемам, имеют весьма низкие значения капитальных затрат на сооружение электростанций, что наряду с хорошей маневренностью позволяет отнести их к классу пиковых и полупиковых. Кроме того, у парогазовых установок такого тина значительно больший к.п.д., чем у пиковых газотурбинных, а их предельная единичная мощность в несколько раз больше, чем у ГТУ. Увеличение предельной единичной мощности ПГУ по сравнению с ГТУ достигается в результате применения водяного пара в качестве охлаждающей среды для рабочего тела на входе в турбину, что позволяет держать коэффициент избытка воздуха в камере сгорания на уровне, необходимом лишь для процесса горения. Утилизация тепла уходящих газов для получения пара, идущего на впрыск в камеры сгорания установки, дает возможность увеличить к.п.д. ПГУ по сравнению с ГТУ на 4—6 абс. %. [c.133]

На рис. 1-4 и 1-5 показаны схемы парогазовой установки ПГУ с низкотемпературной очисткой продуктов газификации сернистых мазутов на базе типового энергетического оборудования. Для уменьшения перегрузки части низкого давления ЧНД паровых турбин в схемах предусмотрен конденсационный турбопривод питательных насосов. В схеме (рис. 1-4) отработавшие газы ГТУ сбрасываются в топку низконапорного парогенератора НПГ, в схеме (рис. 1-5) газы используются для нагрева питательной воды, паротурбинной части, частично вытесняя регенерацию. Технические показатели такбго типа установок приведены в табл. 1-3. [c.20]

Регенерация в паровой ступени ПГУ, Анализ особенностей регенеративной схемы паровой ступени ПГУ дан в [81 ], а также в ряде последующих исследований. Необходимость использования питательной воды для охлаждения отходящих газов ГТУ в парогазовой установке приводит к частичному вытеснению паровой регенерации. Параллельно или последовательно с регенеративными подогревателями в схеме ПГУ включаются газоводяные подогреватели (экономайзеры). [c.47]

Схема тепловых потоков ПГУ с высоконапорным парогенератором также вытекает из обобщенной схемы (см, рис. 20.18), а выражения для КПД имеют наиболее сложный вид, совладающяй со значениями, найденными по (20.8) и (20.9). Анализ тепловой экономичности такой ПГУ показал, что с понижением температуры наружного воздуха КПД парогазовой установки возрастает на 0,6% на каждые 10 °С. Снижение начальной температуры газов, так же как и для ПГУ со сбросом газов в паровой котел, уменьшает КПД ПГУ на 2—8 % на каждые 100°С в зависимости от нагрузки котла. При нагрузках ПГУ ниже 50 % целесообразно понижать начальную температуру газов ГТУ до ее оптимального для данной нагрузки значения при нагрузке 40% номинальной и"т я.т 100°С, при нагрузке 30% н"т в т 200 °С. Такое решение [c.309]

Парогазовые установки со сбросом отработавших газов ГТУ в энергетический котел. Рассмотренные выше схемы ПГУ-У имеют весьма высокую экономичность, однако при сегодняшнем уровне техники нуждаются в чистом топливе (газообразном или легком жидком), поскольку использование твердого или тяжелого жидкого топлива в ГТУ пока еще не освоено. Частичное решение проблемы сжигания энергетических топлив может быть получено, если выполнить надстройку традиционной ПСУ дополнительной ГТУ (см. рис. 4.24, а) вместо того чтобы подавать воздух для горения в топку дутьевыми вентиляторами котла, можно для сжигания топлива использовать кислород выходных газов ГТУ. [c.398]

Парогазовые установки с параллельной схемой работы (рис. В.5) в последние годы применяют достаточно часто. Выходные газы ГТУ направляются в КУ, где генерируется перегретый пар высокого или среднего давления. Пар поступает в головную часть паровой турбины либо в горячую нитку промежуточного перегрева. В обоих случаях он смешивается с паром, генерируемым в энергетическом паровом котле. Паровую нагрузку котла при этом несколько снижают, поддерживая номинальную или максимально возможную нагрузку паровой турбины. В хвостовой части КУ ГТУ размещают теплообменники, в которые подается часть основного конденсата и питательной воды ПТУ для снижения температуры уходящих газов. Значительным преимуществом установки является возможность достаточно просто перейти к автономной работе газовой и паровой частей ПГУ, которые связаны между собой только трубопроводами пара и воды, для этого достаточно перекрыть клапаны I, VI и VII. Установка дает дополнительную возможность работы по схеме ПГУ с КУ при отключенном энергетическом котле. При этом закрывают клапаны II—IV, VII и Щ а открытыми остаются клапаны I, V, VI и VIII. В этом режиме паровая турбина работает только на паре, генерируемом в КУ, а ее нагрузка соответственно занижена. [c.16]

На рис. 12 представлена схема парогазовой установки со сбросом выхлопных газов ГТУ в паровой котел и установкой дополнительного воздухо-водяного теплообменника, созданная путем надстройки теплофикационного энергоблока ГТУ. Примером такой схемы служит ПГУ Южной ТЭЦ Ленэнерго . Особенность заключается в том, что избыточное тепло рекуперативного воздухоподогревателя (РВП) снимается воздухо-водяным теплообменником (ВВТО). [c.238]

Повышенные начальные температуры газа в ГТ уменьшают срок службы оборудования, расположенного в зоне высоких температур, и, наоборот, пониженные температуры его увеличивают. Такая зависимость дает возможность уравновешивать негативное воздействие режимов пиковои нагрузки изменением продолжительности периодов работы на частичной нагрузке. Однако следует обратить внимание на тот факт, что снижение нагрузки не всегда приводит к снижению начальной температуры газов. При работе ГТУ в схеме ПГУ (режим утилизации теплоты), когда от мощности паротурбинной установки зависит общий КПД парогазовой электростанции, понижение нагрузки осуществляется постепенным закрытием ВНА. Это позволяет снизить количество рабочего тела и сохранить постоянной температуру диапазоне нагрузки 100—60 %. [c.172]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...