Газовые турбины проблемы и перспективы. Манушин Э.А. (1014151), страница 19
Текст из файла (страница 19)
Кроме указанных ПГУ и ГТУ возможно применение комбинированных энергетических ПГУ других типов [52) . Повышение начальной температуры газа в ГТУ и необходимость охлаждения при этом турбины в сочетании с достоинствами комбинированных установок привели к разработке ГПУ, в которых осуществляется охлаждение газовой турбины паром.
В установке по схеме ПКТИ вЂ” ЛПИ (рис. 3.21, а) пар генерируется в низкотемлературном парогенераторе в основном за счет отходящей от ГТУ теплоты или, как показано, при некотором доползительном подводе топлива. В схему включена пред- включенная паровая турбина, после которой весь пар направляется на охлаждение проточной части турбины и перегревается в ней. Таким образом, м, газовая турбина играет роль промежуточного перегревателя устаиовк вки.
Для осуществления парового охлаждения система охлаждения вььгьолняется закрытой, герметичной. Трудности практического осуществле пения ГПУ такой схемы заключаются в необходимости тщательного Упло отнения охлаждающего парового тракта, которое позволило бы свести к мн минимуму утечки пара в газовый тракт. Проектные проработки ГПУ мощностью 300 МВт по схеме ЦКТИ вЂ” ЛПИ показали, что при Гг = 1473 К, Расхо оде воздУха 486 кг(с, пк = 9,2, Расходе паРа 360 т(ч, темпеРатУРе па Ра ! 3 К, давлении пара 24 МПа и давлении в конденсаторе 3,5 кПа КПД У должен составить 50% [11. П Ри небольшой удельной теплоте охлаждения (на 1 кг рабочего тела в 93 а,вгмпп гггк ваак Мвк авмг 'мпа югвк д;-а,гаг Мпа т =6656 б-ггама Р =550 Мат гг /7 =6,757мпа т,=гввк В =гагкпс в гак гввк Вгь'мпс ам 667/с 6,65МПа вгкк Ввг мпе хгв к а =чмкк/с 16 Рис.
3.22. Принципиальная схема ПГУ с внутрицнкловой газификацией каменно угля: 1 — компрессор; 2 — дожимаюший компрессор; 3 — газогенератор; 4 — скруб бер; 5 — расширительная газовая турбина; б — высоконалорный лпрогенсратор; 7 — газовая турбина; В " зпсктрогенератор; 9 — зкономайзер; 10 — питательнма насос; 11 — регелеративный подогреватель; 12 — конденсатный насос; !3— паровая турбина; 14 — конденсатор турбине) возможно применение ГПУ по схеме ЛПИ (рнс. 3.21, б). В этой установке лля охлажцення газовой турбины отбирается часть пара па ступени предвключенной паровой турбины.
После охлаждения газовой турбины пар смешивается с основным потоком в специальной камере смешения. Выполненные в ЛПИ расчеты (1) показали, что прн указанных параметрах пара, при применении компрессора на расход воздуха 630 кг/с и пк = 13 —; 15 (т.е. компрессора установок типа ГТЭ-150 и ГТЭ-200) и при Гг = 1473 К КПД ГТУ по схеме ЛПИ будет выше 50%, а се единичная мощность составит 350 — 370 МВт.
Основная сложность применения угля в ГТУ вЂ” невозможность его прямого использования из-за сильнейшей эрозии проточных частей. Имеющийся опьп эксплуатации газовых турбин показывает, что их надежная работа обеспечивается при содержании пыли в газах не более 2 — 3 мг/м . Поэтому продукты газификации угля должны проходить тщательную очистку перед подачей в турбину в качестве топлива. Необходи. мость очистки от пыли сочетается с необходимостью очистки от серы, содержащейся в угле, а также от оксидов азота и золы. Одним из экономичных способов использования угля, обеспечивающих низкую токсичность отработавших газов, является газификация в ПГУ В ПГУ типичной схемы на угле (рис.
3.22) размогвотьш уголь, вода (пар) и сжатый воздух (кислород) подаются в газогенератор; получившийся нагретый горючий газ проходит очистку от пыли, смол и соединений серы и подается в камеру сгорания высоконапорного, парогенератора, где сжэвгается. После расширения в турбине продукты сгорания поступаю~ 94 рис. 3.23. Принципиальная схема и параметры ВАГТУ ЛМЗ: ! — КГ1 1! — ТГ; 1 — злсктролвигателтч 2 - КНД; 3 — КСД-1; 4 — КЕД-2; 5— КВД; б — 8 —. промежуточные воздухоохладителн; 9 — концевой воздухоохладитель; 10 —.
воздушный аккумулятор; 11 — камера сгорания высокого давления; 12 — злектрогенератор; 13 — ТВД; ! 4 — камера сгорания низкого давления; -15— 1102 а паровой экономайзер, где получается пар, направляемый в паровую турбину. Среди способов газификации угля предпочтение отдается газификации в "кипящем" слое под избыточным давлением с воздушным или кислородно-воздугпным дутьем н с подачей в газогенератор пара от постороннего источника (в ГТУ), от котла-утилизатора (в ПГУ) или от котла (в ПТУ) . В разрабатываемую отечественную ПГУ с внутрицикловой газификацией угля в "кипящем" слое включена газотурбинная установка ГТ-45-850 (ес параметры приведены в табл. 2.4), высоконапорный парогенератор ВПГ-600-140-545/545 и паровая турбина Т-180-130 [35).
За исключением агрегатов, обеспечивающих процесс газификации угля в кипящем слое, основные агрегаты этой ПГУ в принципе нс отличаются от ПГУ на жидком и газообразном топливе (см., например, рис. 3.19). В упомянутой в й 2.2 ПГУ электростанции "Келлерман" на угле газификация проводилась паровоздушной смесью вюд давлениеьг 2 МПа с неполным его окислением в генераторе типа Лурги, со стационарным (плотным) слоем. процесс газификации В кипящем слое имеет преимущества по сравнению с продессом газификации в плотном слое топлива, тах как при этом способе в генераторном газе отсутствуют смолы н масла, термическое разложение которых заканчивается в пространстве над слоем, П н рн создании воздушно-аккумулируннцих электростанций отечественное э 1 на нергомашиностроенис ориентируется на оборудование двух типов: ) на ранее разработанные и выпускаемые (или выпущенные) агрегаты т"ла ГТ-25-700, ГТ.12-3 н ГТ-100; 2) на перспективныс ГТУ типа ГТЭ-!50.
С хема ВАГТУ первого типа (рис. 3.23), разработанная ЛМЗ, включает комп рессорную группу с приводом от электродвигателя, питаемого от д ботабшии а тора Рис. 3.24. Принципиальная схема ВАГТУ с использованием турбины установки ГТЗ-150 ЛМЗ: ! - компрессорная группа; 11 — турбинная группа; 1 — КНД; 2 — КСД; 3— КВД; 4, 5 — промежуточные воздухоохладители; б — электродвигатель; 7 — конце вой возпухоохлэдителгп д — воздуптный аккумулятор; 9 — камера сторевия высо. кого давления; 10 — ТВД; 11 — камера сгорания низкого давления; 12 — ТНД; 13 — электрогенератор сети, которая предназначена для заполнения воздушного аккумулятора, и турбинную группу, питаемую от воздушного аккумулятора и приводящую электрогенератор. Для перспективной ВАЭС мощностью 1000 МВт предполагается установка трех турбинных групп мощностью по 350 МВт каждая.
Турбинная группа установки представляет собой единый блок, состоящий из ТВД и ТНД на одном валу, и служит приводом серийно выпускаемого электрогенератора. В ней применяется без существенных измене. ний турбина низкого давления установки ГТ-100 ЛМЗ. Расчетный удельный расход топлива (в пересчете на условное) в тур бинпой группе без регенератора ориентировочно должен составить 185 — 195 г!(кВт . ч) и 150 — 165 г/(кВт . ч) в турбинной группе с регене.
ратором. В проекте станции, выполненном ННО НКТИ, выбрана схема установ. ки с одной камерой сгорания, с двойным промежуточным охлажцениеы воздуха в компрессорной группе. Мощность турбины равна 350, моп1. ность компрессоров 240 МВт; температура перед турбиной 1193 К; дав. ление в аккумуляторе 7 МНа.
Особенностью этого варианта является вы. сокая тепловая экономичность при максимзльной конструкпнонной про. стоте и высокой степени унификации по наиболее эффективным турбо машинам и узлам установки ГТ.100 ЛМЗ. ° Эффективная пиковая воздушно-аккумулирующая установка может быть разработана на базе ГТУ типа ГТЭ-150. Тепловая схема такой уста' нонки мощностью 500 МВт показана на рис.
3.24. В этой установке в ка' честве ТНД использована турбина установки ГТЭ-150. Для работы уста нонки в генсраторном режиме в течение 1 ч необходим аккумулятор 96 Рис. 3.25. Принципиальная схема ВАГТУ станции "Хунторф'*: 1 — осевой КНД; 2 — двухступенчатый центробежный КВД с охлажденкем воздуха между ступенями; 3 — редуктор; 4 — промежуточный воздухоохладитсль между компрессорами; 5 — концевой воздухоохлапителгл б — воздУшный аккумулятор; 7 — камера сгорания высокого давления; 0 — ТВД; 9 камера ссора~ми низкого давления; 10 — ТНД; !1 — мотор генератор; 12 — муфта постоянного объема, равного 200 000 мз либо аккумулятор постоянного давления объемом 50 000 м'. Тепловая схема (рис. 3.25) пока единственной в мире работающей ВАГТУ РХунторф" (см.
3 2.2) отличается от рассмотренных проектных отечественных установок тем, что вместо двух электрических машин в ней применен единственный мотор. генератор, соединяемый саморасцепляющейся муфтой с компрессорной группой при работе ВАГТУ в комп. рессорном режиме, либо другой саморасцепляющейся муфтой с т би н й н о группой прн работе в турбинном режиме.
Такое 'объединение й турзпектрических машин рационально, поскольку позволяет значительно сзизить капиталовложения в установку. При разработке АЗГТУ на гелии с ядерным реактором в качестве источника энергии рассматриваются возможности компоновки всего энергоснлового оборудования в полостях, образованных в корпусе нз предваРительно напряженного железобетона, например так, как показано на рис. 3,26, где три ГТУ вместе с реактором и другими агрегатами установлены в единый корпус. Такая компоновка называется интегральной; она предусмотрена для АЭС электрической мощностью 1100 МВт с т мя ГТУ о м щностью по 360 МВт каждая 140]. ГТУ приводят электрогенет с треРаторы, непосредственно соединенные с взлами ГТУ и расположенные вн утри бетонной защитной оболочки.
Большие мощности и разме ы ГТУ приво т дя к тому, что размеры бетонной оболочки получаются очень боль-- ры Шими: дпя описываемой АЭС диаметр оболочки свыше 79, высота 78 м. вок на Как показано в ч 2.2, опьп работы замкнутых энергетических устан она гелии имеется лишь на станции в г. Оберхаузен (ФРГт, г е ловка аботал ), где устара тала на стенде не с ядерным, а с огневым подогревом гелия до температуры 1023 К. Установка (рис .3.27) выполнена одновальной, 7-5278 97 Рне. 3.26. Интегральная компоновка оборудования нз АЭС (ФРГ): 1 — блок компрессора н газовой турбины; 2 — регенератор; 3 — регулирУющие органы; 4 — активная зона реактора; 5 — бетонный корпус; б — газоохлзлнтель но для обеспечения оптимальных размеров компрессоров и турбины высокого давления вал, на котором эти агрегаты расположены, вращается с частотой 5500 мин ' н соединяется с ~урбиной низкого давления, вращающейся с частотой 3000 мин ', не напрямую, а через редуктор, Тепловая схема этой установки в принципе не отличается от типичной схемы АЗГТУ, приведенной на рис.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
