Газовые турбины проблемы и перспективы. Манушин Э.А. (1014151), страница 9
Текст из файла (страница 9)
будет ре Р абатываются различные способы переработки (газификации) угля Разра для по. получения его в ГТУ и ПГУ. Такая переработка угля происходит в само мой установке с использованием циклового воздуха, поэтому схема называется "установкой с внутрицикловой газификацией угля". В таких ПГУ может расходоваться на 20 — 25 % меньше угля, чем в любых современных паротурбинных энергоблоках. Столь существенное новь овышение экономичности знергоустановок служит причиной резкой активизации работ по созданию таких ПГУ. В нашей стране в течение нескольких лет ведутся исследовательские работы по внутрицикловой газификации углей применительно к использованию оборудования в ГТУ и ПГУ. В настоящее время ведущими организациями ряда министерств создается оборудование лля опытной ПГУ-250 с внутрицикловой газификацией твердого топлива для Новотульской те~повей электроцензрали. Работы по созданию ПГУ с внутрицикловой газификацией У!ля интен-~ сивно ведутся в США.
Министерство энергетики США с 1976 г. начало разрабатывать программу создания ГТУ с Тг = 1700 —: 1920 К, предназначею ных для ПГУ мощностью 500 — 1000 МВт с газификацией угли. Предполагается, что мощные ПГУ такого типа станут основным оборудованием базовых ТЭС США; это позволит экономить к 2000 г. 4 . 10" кДж в год теплоты, расходуемой энергетикой США. Кроме того, отдельными фирмами и организациями разработано около 50 проектов различных ПГУ. Проектируются и сооружаются крупные демонстрационные установки с ПГУ с целью отработки процесса сжигания угля в газогенераторе, очистки продуктов газификации и сжигания их в камере сгорания ГТУ. Так, на ТЭС "Кул Уотер" сооружена ПГУ мощностью 100 МВт, состоящая из ГТУ номинальной мощностью 60 — 65 МВт и ПТУ мощноСтью 30 МВт.
Процесс газификации в установке провоцится при давлении 6,2 МПа и температуре до 1810 К. Разработка ПГУ с газификацией угля ведется в Англии, Швеции, Италии, ФРГ и других странах. Одна из первых опытно-промышленных ПГУ такого типа работала на электростанции "Келлерман" (ФРГ). По сравнению с паросиловой установкой на пьпеугольном топливе на начальное давление пара 19 МПа, температуру основного и промежуточного перегрева 803 К она обеспечивала снижение удельных капитальных затрат на 25 % при практически одинаковой тепловой эффективности, несмотря на умеренную температуру газа перед турбиной (1095 К) и отсутствие промежуточного перегрева пара. Еще далеко не использованы возможности выпускаемой машины П .100.
Она спроектирована на весьма низкую температуру газа (все. го 1023 К). Расчеты, проведенные в МВТУ им. Н.Э. Баумана, показали, что повышение температуры газа перед обеими турбинами на 100 К при неизменных материалах и увеличении расхода воздуха на охлаждение лопаточного аппарата на 3 % позволит увеличить мощность установки "Т-100 на 20 — 24 %; повышение Тг на 200 К увели аз мощность на 45-.50 % при сохранении прежнего или при несколько более высоком КПД установки. Но уровень Тг~= !223.К реализуется значительно про- 41 ь н Гр В ер ь 2р рнс.
2.2. Место ВАГТУ в графике нагрузок энергосистем: Л/ — *'переброс" энергии, накопленной в воздушном аккумуляторе, в период уменьшения нагрузки в энергосистеме для срабатывания се в период пика нагрузок Р Р 12 15 24 ще, чем уровень Тг = 1373 К в ГТЭ.150 л»л»лсрлэсх;» и тем более Тг = 1523 К в ГТЭ-200у Еше более высокую мощность и КЦД можно получить в снециально спроектированных многоагрегатных ГТУ с температурой газа значительно более низкой, чем в установках ГТЭ-150 и.ГТЭ-200 Так, применение многоагрегатных ГТУ мощностью 300 МВт (ГТУ-300-800) с Тг = 1073 К, в которых использованы узлы установки ГТ-100, может обеспечить уменьшение удельной стоимости установки (в расчете на 1 кВт) по сравнению с установокй ГТ-100 более чем на 35 % [27]. КПД такой установки может достигать 36 — 40 %, что на 5 — 9 и 3 — 7% (абсолютных) превышает КПД установок ГТЭ-150 и ГГЭ-200 соответственно. Повышение температуры газа до Т, = 1500 К за всеми камерами сгорания позволит получить КПЛ многоагрегатных ГТУ на уровне 53 — 55 % (54].
Примечательно, что в настоящее время, когда многие организации в СССР и фирмы за рубежом ориентируют стационарное энергетическое газотурбостросние на применение ГТУ простейших схем (в том числе и в составе ПГУ нли ГПУ), вновь появилась тецпенция к переходу к ГТУ сложных схем. Так, в Японии с 1978 г. разрабатывается высокотемпературная (Т„= 1573 К) энергетическая ГТУ мощностью 122 МВт, термодинамический цикл которой аналогичен циклу установки ГТ-100. Об. щая степень повышения давления в цикле лт = 55, это значение близко к тем, которые неоднократно указывались в работах МВТУ по созданию ГТУ большой мощности более 20 лет назад.
Установка предназначена для работы в составе указанных выше высокотемпературных мощных ГПУ с КПД до 55 % [60]. Уже в 1984 г. началась опытно-промышленная эксплуатация установки. В настоящее время ГГУ типа АО3-1ООА проходи~ испытания (62]. ГТУ большой мощности могут успению применяться в схемах с аккумулированием энергии, одна из которых приведена на рис. 1.5, на газо. турбинных воздушно-аккумулирующнх электростанциях (ВАЭС) . Такие ГТУ (ВАГТУ) в последнее время благодаря относительной простоте и эффективности привлекают все большее внимание. Интерес к ВАГТУ объясняется и тем, что с ноября 1978 г. на ТЭС "Хунторф" в ФРГ успешно работает пока единственная установка этого типа мощностью 290 МВт. К марту 1982 г.
на ней выработано 137 000 МВт ч электроэнергии. На ВАЭС воздух в аккумуляторы закачивается компрессорами, приводимыми от электродвигателя, в период уменьшения нагрузки в энергосистемах. Для привода компрессоров электрическая энергия может производиться наиболее экономичными электростанциями. При этом 42 рис. 2.3. Компоновка ВАГТУ на электростанции "Оойланд" (США): 1' — турбина; 2 — камеры сгорания; 5 — электромотор.
генератор; 4 — пусковой электродвнгателтч 5 — компрессор низкого давления; б — компрессор среднего давления; у — компрессор высокого давления; 8 — промежуточные воздухоохладлтелн; 9 — концевой воздухоохладнтелаи 10 — муфты; 11 — теплообменннкрекуператор; ! 2 — выпускная труба основное оборудование на твердотопливных или атомных электростан. циях продолжает работать в постоянном режиме с высоким КПЛ.
В период пика нагрузки воздух из воздушного аккумулятора подается в газотурбинную часть ВАГТУ; в камере сгорания перед турбиной в воздух подается и сгорает топливо. Мощность турбин передаешься злектрогенератору, включенному в электрическую систему. "Переброс" нагрузки ВАЭС в энергосистеме показан на рис. 2.2 [61]. Работа по созданию ВАЭС щюдолжается и в СССР, и за рубежом.
Отечественные проработки показали возможность сооружения ВАЭС единичной мощностью 300 — 500 Вт на базе установок ГГ-100 и ГТЭ.150. В 1986 г. в США должна быть введена в эксплуатацию ВАЭС "Сойланд" мощностью 220 МВт (рис. 2.3). Наземное оборудование для нее будет поставлять швейцарская фирма "Броун Бовери", изготовившая аналогичное оборудование для ВАЭС '*Хунторф". В электроэнергетике успешно применяются ГТУ меньшей мощности, чем указанные выше. Эти установки в основном служат для энерго. снабжения отдзленных районов.
В системе Якутзнерго длительное время успешно зксштуатирустся газотурбинная ГРЭС общей мощностью 170 МВт, состоящая из четырех установок ГГ-25 (см. табл. 2.4), работающих в системе с 1970 г., и двух установок ГТ-35-770 (см. ту же табл.), работающих с 1977 г. При полной тепловой нагрузке ГТУ работают со средним удельным расходом топлива (в пересчете на условное) се = 300 г1'(кВт ч). Имеется возможность повышения мощности ГТУ более чем на 5% путем введения воды или пара в тракт высокого давления [41]. Ввод пара, полученного за счет теплоты отработавших в турбинс газов, почти на 4 % повышает КПЛ установки [41].
Электростанции типа Якутской ГРЭС пелесообразно использовать дпя энергоснабжения вновь осваиваемых районов добычи природного газа лри необходимой мощности до 300 — 500 МВт. Такие электростанции 43 Таблица 2.7. Характеристики ГТУ передвижных электростанций иа базе судовых и авиационных ГТД (31) Тип ГТУ, начало эксплуатации ГТГ-1 ГТГ-12 ГТГ-4 ГТА-18 Показатель 1969 г. 1974 г. 1974 г. 1976 г.
1О 114,8 22 60,9 27 97,6 1 0,63* 118,6 21,1 154 1000 Число работающих ГТУ Обшал наработка ГТУ, тыс. ч Мощность, МВт КПД,% Расход зоздуха, кг!с Температуре газа перед турбиной, К Степень повышения давления Время пуска и натруженна, мин Масса ГТУ, т Ресурс ГТУ, тые. ч 10 23 86,5 12 27 86,6 1060 4 33,2 1015 8,6 6,0 10,6 15 15 6 (Ззз! 20 20 20 20. 13 20 28,7 10 *В пиковом режиме при 410 пусках.
м Аварийный пуск. можно оснащать агрегатами единичной мощностью 16 —.60 МВт, как слецизльно разработанными, так и унифицированными с ГТУ, предназначенными для ГПА газопроводов [31]. Установки типа ГТ-!2М (см. табл. 2.4) успешно проработали по 60 — 70 тыс. ч на Небит-Дагской ГРЭС; сейчас они демонтированы и заме. иены на более совершенные агрегаты типа ГТГ-12 (табл. 2,7) [31]. Для снабжения электроэнергией отдзленных районов, особенно таких, в которых начинается промышленное строительство или которые только начинают осваиваться, примеэиют передвижные электростанции с ГТУ, выполненными на базе судовых или авиационных двигателей (табл, 2.7) [3! ].
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
