Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Парогазовая установка (ПГУ) с котлом-утилизатором (КУ) — комбинированная энергетическая установка, объединяющая газотурбинный и паротурбинный циклы. Выходные газы газовой турбины (ГТ) с температурой 500–620 °C направляются в котёл-утилизатор, где их теплота используется для генерации пара. Генерируемый пар поступает в паровую турбину (ПТ), где вырабатывается дополнительная электроэнергия.
Принципиальная последовательность: воздух → компрессор → камера сгорания (КС) → газовая турбина → котёл-утилизатор → дымовая труба. Параллельно: КУ → пар → паровая турбина → конденсатор → насос → КУ.
Теоретической основой ПГУ является комбинированный цикл Брайтона–Ренкина. Верхний (газотурбинный) цикл Брайтона работает в области высоких температур (1200–1600 °C на входе в ГТ). Нижний (паротурбинный) цикл Ренкина утилизирует теплоту выходных газов ГТУ (500–620 °C) и отводит теплоту в конденсаторе при 30–40 °C.
Электрический КПД ПГУ определяется формулой:
ηПГУ = ηГТУ + (1 − ηГТУ) · ηКУ · ηПТУ
где ηГТУ — КПД газотурбинной установки (34–42%); ηКУ — КПД котла-утилизатора (доля утилизированной теплоты, 75–90%); ηПТУ — КПД паротурбинного цикла (30–40%).
При типичных значениях ηГТУ = 38%, ηКУ = 85%, ηПТУ = 35%: ηПГУ = 0,38 + 0,62 × 0,85 × 0,35 = 0,38 + 0,184 = 0,564 ≈ 56,4%. Современные ПГУ достигают электрического КПД 55–63%.
КУ — водотрубный теплообменный аппарат барабанного типа. Основные конструктивные элементы:
Последовательность поверхностей по ходу газов (от горячего к холодному концу): пароперегреватель → испаритель → экономайзер → газовый подогреватель конденсата. Эта компоновка обеспечивает противоточный теплообмен и максимальную утилизацию теплоты.
По направлению движения газов КУ подразделяются на горизонтальные и вертикальные.
Газы движутся горизонтально, трубные пакеты расположены вертикально и подвешены к потолку газохода. Барабаны расположены сверху. Циркуляция в испарительных контурах — естественная (за счёт разности плотностей воды и пароводяной смеси). Каждая секция состоит из верхнего и нижнего коллекторов, соединённых вертикальными оребрёнными трубами.
Газы движутся вертикально вверх, трубные модули расположены горизонтально. Циркуляция в испарительных контурах — принудительная (циркуляционные насосы). Поверхности нагрева выполнены в виде отдельных модулей, укреплённых в каркасе.
Одноконтурный КУ генерирует пар одного давления. Типичное давление в барабане — 4–5 МПа, температура насыщения 250–265 °C. Перегрев пара на 25–30 °C выше температуры насыщения.
Достоинства: простота тепловой схемы, меньшее количество оборудования, упрощённая эксплуатация. Недостаток: невозможность глубокого охлаждения уходящих газов — температура газов за КУ составляет 160–200 °C, КПД КУ — 65–70%. Это ограничивает общий КПД ПГУ.
Наиболее распространённый тип. Содержит контуры высокого давления (ВД, 6–12 МПа) и низкого давления (НД, 0,4–0,8 МПа). Контур НД размещается за контуром ВД по ходу газов и обеспечивает дополнительное охлаждение газов до 80–120 °C. Барабан НД одновременно выполняет функцию деаэратора.
Содержит контуры ВД, среднего давления (СД) и НД. Пар СД направляется в промежуточный пароперегреватель, где нагревается газами ГТУ, и затем поступает в паровую турбину. Обеспечивает максимальный КПД ПГУ (до 60–63%), но имеет наибольшую сложность и число единиц оборудования.
Q-T диаграмма — графическое представление передачи теплоты от газов к пароводяному рабочему телу в координатах «количество теплоты Q — температура T». На этой диаграмме отображаются линии охлаждения газов (наклонная прямая) и нагрева/испарения/перегрева рабочего тела (ломаная линия).
Ключевой параметр — пинч-точка (pinch point) — минимальная разность температур между газами и рабочим телом. Она располагается на холодном конце испарителя (точка начала кипения воды).
Δtпинч = tг,исп − tнас
tг,исп — температура газов на выходе из испарителя; tнас — температура насыщения при давлении в барабане.
Типичные значения Δtпинч = 8–15 °C. Уменьшение пинч-точки увеличивает паропроизводительность КУ и КПД ПГУ, но требует бо́льших поверхностей нагрева. При Δtпинч < 8 °C резко возрастает металлоёмкость испарителя, что нецелесообразно.
Поверхности нагрева КУ выполняются из труб с наружным спиральным оребрением, что увеличивает площадь теплообмена со стороны газов (коэффициент теплоотдачи от газов значительно ниже, чем от воды/пара). Типы оребрения:
Типичные параметры оребрённых труб: наружный диаметр трубы 32–42 мм, высота ребра 12–19 мм, шаг рёбер 3–7 мм, коэффициент оребрения 5–10. Материал труб — углеродистая сталь 20 (для низких температур) и легированная сталь 12Х1МФ (для пароперегревателей).
КУ работает при скользящих параметрах пара: давление и температура пара определяются текущей нагрузкой ГТУ и не регулируются в КУ отдельно. При снижении нагрузки ГТУ уменьшаются расход и температура газов, что приводит к снижению давления и расхода пара.
Различают холодный (после простоя более 72 ч), тёплый (8–72 ч) и горячий (менее 8 ч) пуски. Скорость набора нагрузки ограничивается допустимыми термическими напряжениями в барабанах и коллекторах. Разность температур между верхней и нижней образующими барабана не должна превышать 40–60 °C.
Рабочий диапазон КУ: 50–100% от номинальной нагрузки. Ниже 50% возрастает опасность коррозии хвостовых поверхностей из-за снижения температуры уходящих газов ниже точки росы.
ПГУ с КУ — наиболее экономичные тепловые энергетические установки. Сравнение КПД различных типов электростанций:
Высокий КПД ПГУ обусловлен широким температурным диапазоном комбинированного цикла: от 1200–1600 °C (вход в ГТ) до 30–40 °C (конденсатор ПТУ). По теореме Карно, чем больше разность температур, тем выше предельный КПД.
КУ не имеет собственной топки и воздухоподогревателя. Источник теплоты — выходные газы ГТУ (500–620 °C), а не продукты сжигания топлива в топке (1200–1500 °C). Температурный напор в КУ значительно ниже, поэтому применяются оребрённые трубы для компенсации низкого коэффициента теплоотдачи со стороны газов.
Пинч-точка — минимальная разность температур между газами и рабочим телом в КУ, расположенная на холодном конце испарителя. Типичное значение 8–15 °C. Она определяет паропроизводительность КУ: чем меньше пинч-точка, тем больше пара генерируется, но тем больше требуется поверхность нагрева. Оптимум — компромисс между КПД и металлоёмкостью.
Коэффициент теплоотдачи от газов к наружной поверхности трубы (30–80 Вт/(м2·K)) в 10–50 раз ниже, чем от внутренней поверхности к воде/пару. Оребрение увеличивает площадь теплообмена со стороны газов в 5–10 раз, компенсируя низкую теплоотдачу и уменьшая габариты КУ.
Контур НД размещается за контуром ВД по ходу газов и утилизирует теплоту, которую невозможно использовать в контуре ВД из-за температурных ограничений. Это позволяет охладить газы до 80–120 °C (вместо 160–200 °C для одноконтурного КУ), повышая КПД КУ на 10–15% и КПД ПГУ на 4–6%.
На входе: 500–620 °C (зависит от типа ГТУ). На выходе: 75–130 °C в зависимости от числа контуров давления. Для одноконтурного КУ — 160–200 °C, для двухконтурного — 80–120 °C, для трёхконтурного — 75–100 °C.
При сжигании природного газа продукты сгорания содержат водяные пары. Точка росы водяных паров при типичном составе газов — около 55 °C. Если температура стенки трубы опустится ниже точки росы, на ней конденсируется влага, вызывающая низкотемпературную коррозию. Поддержание Tконд ≥ 55–60 °C предотвращает эту коррозию.
При скользящих параметрах: снижение нагрузки ГТУ уменьшает расход и температуру газов. Давление пара в КУ снижается пропорционально. Рабочий диапазон КУ: 50–100% от номинала. Ниже 50% возрастает риск коррозии и неустойчивой циркуляции.
Горизонтальный КУ использует естественную циркуляцию (без циркуляционных насосов), имеет низкий центр тяжести (лучшая сейсмостойкость), проще в обслуживании. Вертикальный КУ компактнее по площади застройки, но требует принудительной циркуляции и имеет бо́льшую высоту (25–45 м).
Настоящая статья носит исключительно ознакомительный и информационно-справочный характер. Материалы не являются проектной документацией и не заменяют расчёты квалифицированных специалистов.
Автор и правообладатель не несут ответственности за последствия использования информации для проектирования, строительства или эксплуатации энергетического оборудования. Конкретные параметры КУ и ПГУ определяются проектом и документацией производителя.
1. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. — М.: Издательство МЭИ, 2002.
2. Трухний А.Д. Парогазовые установки электростанций. — М.: Издательство МЭИ, 2013.
3. Хуторненко С.Н., Фурсов И.Д., Пронь Г.П. Котлы-утилизаторы, предназначенные для работы в составе энергоблоков ПГУ // Ползуновский вестник. — 2013. — N 4/3.
4. Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. — Л.: Машиностроение, 1982.
5. Культышев А.Ю. Парогазовые установки. — СПб.: Издательство Политехнического университета, 2018.
6. ГОСТ Р 51852-2001. Установки газотурбинные. Термины и определения.
7. ГОСТ Р 54874-2012. Котлы паровые, водогрейные и котлы-утилизаторы. Термины и определения.
8. СТО 70238424.27.100.037-2009. Парогазовые установки. Условия поставки. Нормы и требования.
9. РД 153-34.1-26.303-98. Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и останову газотурбинной установки.
10. Kehlhofer R., Hannemann F. et al. Combined-Cycle Gas and Steam Turbine Power Plants. 3rd ed. — PennWell, 2009.
11. Ganapathy V. Industrial Boilers and Heat Recovery Steam Generators. — Marcel Dekker, 2003.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.