Лекция Развитие топливно-энергетического комплекса (тэк) страны

ВП — воздухоподогреватель; ГТ — газовая турбина; Р — реге­нератор; ВК—воздушный компрессор; Г— электрогенератор; ПУ — пусковое устройство



Рис. 9.3. Конструктивные схемы различных типов ГТУ:
а — ГТУ простого цикла без регенерации; б — ГТУ простого цикла с регенератором теплоты уходящих газов; в — двухвальная ГТУ с двухступенчатым подводом теплоты топлива: Т — подвод топлива; КВД. КПД — воздушные компрессоры высо­кого и низкого давления; ГТВД, ГТНД — газовые турбины вы­сокого и низкого давления

В Советском Союзе работают газотурбин­ные электростанции с ГТУ типов ГТ-25-700, ГТ-45-3, ГТ-100-750-2 и других с начальной температурой газов перед газовой турбиной 700—950 °С. Ленинградским металлическим заводом разработаны проекты новой серии ГТУ мощностью 125—200 МВт при начальной температуре газов соответственно 950, 1100 и 1250 °С. Они выполнены по простой схеме с открытым циклом работы, одновальными, без регенератора (табл. 9.1). Тепловая схема газотурбинной установки ГТ-100-750-2 ЛМЗ показана на рис. 9.4,а, а компоновка электростанции с такими турбинами — на рис. 9.4,б. Эти ГТУ эксплуатируются на Краснодарской ТЭЦ, на ГРЭС им. Классона Мосэнерго, на пиковой ТЭС в г. Инота Вен­герской Народной Республики и др.

Таблица 9.1

	Показатели ГТУ
Газотурбинная установка	Электрическая мощность, МВт	Расход возду- ха через ком- прессор,кг/с	Степень сжа- тия в компрес- соре	Начальная тем-ра газов, ^оС	Электрический КПД,%
ГТ-25-700*	25	194,5	4,7/9,7	700	27
ГТ-35-770	35	213	6,7	770	27,5
ГТЭ-45-2**	54,3(52,9)	271	7,7	900	28(27,6)
ГТ-100-750-2М*	105	460	4,5/6,4	750/750	29
ГТЭ-150	150	630	13	1100	31
ГТЭ-200	200	630	15,6	1250	34
М9 7001 «Дженерал электрик»	59	239	9,6	980	30,7

* Турбина и компрессор двухвальные; вал с турбиной и компрессором высокого давления имеет повышенную частоту вращения.
** При работе на природном газе (жидком газотурбинном топливе).







Рис. 9.4. Газотурбинная установка ГТ-100-750-2 ЛМЗ:
а — тепловая схема: 1—8 — подшипники ГТУ; / — воздух из атмосферы; II — охлаждающая вода; III— топливо (природ­ный газ); /V — уходящие газы; V — пар к пусковой турбине (р=1,2 МПа, t=235°С); ГШ— глушитель шума; КНД — компрессор низкого давления; ВО — воздухоохладители; КВД — ком­прессор высокого давления; КСВД — камера сгорания высокого давления; ТВД — турбина высокого давления; КСНД — камера сгорания низкого давления; ТНД — турбина низкого давления; ВП — внутренний подшипник; В — возбудитель; ПТ — пусковая турбина; АПК — антипомпажные клапаны за КНД; б — компоновка (поперечный разрез):/ — КНД; 2-ВО; 3 - КВД; 4 - КСВД; 5 - ТВД; 6 - КСНД; 7-ТНД; 8 — ПТ; 9 — дымовая труба; 10 — антипомпажный кла­пан (АПК); Л—электрогенератор (Г); 12— мостовой кран; 13— фильтры для очистки воздуха; 14 — глушители шума; 15 — маслонасосы системы регулирования; 16— теплофикационные подо­греватели; /7 — шиберы на выхлопных газоходах; 18 — масло­охладители

Жидкое газотурбинное топливо, применяе­мое для отечественных ГТУ, на электростан­ции подвергается фильтрации и промывке от солей щелочных металлов. Затем в топливо добавляют присадку с содержанием магния для предотвращения ванадиевой коррозии. По данным эксплуатации такая подготовка топлива способствует длительной работе га­зовых турбин без загрязнения и коррозии проточной части.

Ростовским отделением АТЭП разработан типовой проект пиковой газотурбинной элек­тростанции с ГТУ ГТЭ-150-1100. На рис. 9.5 приведена принципиальная тепловая схема такой ГТУ, рассчитанной на сжигание жид­кого газотурбинного топлива или природного газа. ГТУ выполнена по простой открытой схеме, роторы газовой турбины и компрессора расположены в одном транспортабельном кор­пусе, что значительно сокращает сроки мон­тажа и трудозатраты. Газотурбинные агрега­ты устанавливаются поперечно в машинном зале электростанции с пролетом 36 и ячейкой блока в 24 м. Дымовые газы отводятся в ды­мовую трубу высотой 120 м с тремя металли­ческими газоотводящими стволами.

Рис. 9.5. Принципиальная тепловая схема газотурбин ной установки ЛМЗ ГТЭ-150-1100:

ВК — вспомогательный компрессор пневмораспыления топлива: ПТ — паровая турбина; Р — редуктор блока разгонного устройства; ЭД — электродвигатель вспомогательного компрессора ГТ— газовая турбина; Т— подвод жидкого топлива, соответствующего ГОСТ 10743-75, = 42,32 МДж/кг (10 110 ккал/кг) ДТ — дымовая труба; АПК — антипомпажный клапан
Важной особенностью газотурбинных ус­тановок является зависимость их показателей от параметров наружного воздуха, а в первую очередь от его температуры. Под ее влиянием изменяется расход воздуха через компрессор, соотношение внутренних мощностей компрес­сора и газовой турбины и в итоге — электри­ческая мощность ГТУ и ее КПД. В МЭИ вы­полнены многовариантные расчеты работы ГТЭ-150 на жидком газотурбинном топливе и на тюменском природном газе в зависимости от температуры и давления наружного возду­ха (рис. 9.6, 9.7). Полученные результаты подтверждают повышение тепловой эконо­мичности ГТУ с ростом температуры газов перед газовой турбиной и с понижением температуры наружного воздуха . Повы­шение температуры от =800°С до = =1100°С повышает электрический КПД ГТУ на 3% при = -40 °С и на 19% при = 40 °С. Понижение температуры наружного воздуха с +40 до -40°С приводит к значи­тельному увеличению электрической мощно­сти ГТУ. Для различных начальных темпера­тур это увеличение составляет 140—160%. Для ограничения роста мощности ГТУ при понижении температуры наружного воздуха и с учетом возможности перегрузки электро­генератора (в рассматриваемом случае типа ТГВ-200) приходится воздействовать либо на температуру газов перед газовой турбиной, уменьшая расход топлива (кривые 4 на рис. 9.6 и 9.7), либо на температуру наруж­ного воздуха, подмешивая небольшое количе­ство уходящих газов (2—4%) к засасываемо­му компрессором воздуху. Постоянный расход воздуха в диапазоне нагрузок 100—80% мож­но поддерживать также прикрытием входного направляющего аппарата (ВНА) компрессо­ра ГТУ.



Рис. 9.6. Зависимость электрической мощности ГТУ от температуры наружного воздуха :
1- =1100°С; 2- = 950°С; 3 - = 800 °С; 4- = ; — работа ГТУ на природном газе; работа ГТУ на жидком топливе



Рис. 9.7. Зависимость электрического КПД ГТУ от температуры наружного воздуха (обозначения см. на рис. 9.6)

Изменение электрического КПД в сторону его уменьшения особенно значительно при температуре наружного воздуха выше 5-10 °С (рис. 9.7). С повышением температуры наружного воздуха от +15 до +40 ^СС этот КПД уменьшается на 13—27% в зависимости от температуры газов перед газовой турбиной и вида сжигаемого топлива.

Повышение наружной температуры воз­духа увеличивает коэффициент избытка воз­духа за газовой турбиной и температуру ухо­дящих газов, что способствует ухудшению энергетических показателей ГТУ.
Повышение атмосферного давления при­водит к повышению расхода воздуха через компрессор вследствие увеличения плотности воздуха. С ростом этого давления в диапазо­не кПа (720—800 мм рт. ст.) при постоянном значении температуры наруж­ного воздуха электрическая мощность ГТУ возрастает примерно на 10 %, тогда как электрический КПД установки остается прак­тически постоянным.
Расчет принципиальной тепловой схемы ГТУ производят, последовательно рассчиты­вая показатели работы компрессора и газо­вой турбины. Для определения энергетических показателей одноступенчатой простой ГТУ (см. рис. 9.1) с достаточной точностью мож­но использовать следующие зависимости:
Мощность, кВт, привода компрессора

где — удельная теплоемкость воздуха, кДж/(кг-К); — температура наружного воздуха, К; — степень сжатия воздуха в компрессоре; — показатель изоэнтропы; — политропный КПД компрессора; — расход воздуха через ком­прессор, кг/с.
Расход топлива в камере сгорания, кг/с,

где — температура воздуха за компрессо­ром, °С; — утечка воздуха через концевые уплотнения компрессора, кг/с; — расход воздуха на охлаждение лопаточного аппарата газовой турбины, кг/с; — КПД камеры сго­рания.
Внутренняя мощность газовой турбины, кВт,

Энтальпию газов , кДж/кг, при температурах на входе и выходе газовой тур­бины приближенно можно определить по выражению


.
Поправочный коэффициент, учитывающий влияние сжигаемого топлива на состав газов, можно оценить приближенно: =1,0125 при сжигании жидкого топлива, при сжигании природного газа.
Температуру газов за газовой турбиной, °С,

определяют, принимая сначала ; внутренний относительный КПД газовой тур­бины ; — степень расширения газов в газовой турбине с уче­том потерь давления воздуха в камере сгора­ния и на выхлопе турбины. По полученному значению определяют значение , а затем рассчитывают истинное значение тем­пературы t_к.т, подставляя в (20.5) значения
k=0.5(k_н.т-k_к.т).

Электрическая мощность ГТУ, кВт,

где .
Электрический КПД ГТУ
.