Een gecombineerde cyclusinstallatie bestaat uit een stoomturbine. Gecombineerde cyclusinstallatie

Afhankelijk van wat ze kiezen stoom-gascycli Welke keuze zal optimaal zijn en hoe zal het technologische schema van de STEG-centrale eruit zien?

Zodra de kapitaalpariteit en configuratie met betrekking tot de plaatsing van de as bekend zijn, kan de voorlopige cyclusselectie beginnen.

Het bereik strekt zich uit van zeer eenvoudige “enkele drukcycli” tot uiterst complexe “drievoudige drukopwarmcycli”. De efficiëntie van de cyclus neemt toe met toenemende complexiteit, maar de kapitaalkosten nemen ook toe. De sleutel tot het selecteren van de juiste cyclus is het bepalen van de drukcyclus die het beste past bij een gegeven efficiëntie- en kostendoelstelling.

Installatie met gecombineerde cyclus en enkele drukcyclus

Deze cyclus wordt vaak gebruikt voor kosteneffectievere, gedegradeerde brandstoffen zoals ruwe olie en zware stookolie met een hoog zwavelgehalte.

Vergeleken met complexe cycli zijn investeringen in STEG-eenheden van eenvoudige cycli onbeduidend.

Het diagram toont een STEG-eenheid met een extra verdamperspiraal aan het koude uiteinde van de restwarmteketel. Deze verdamper haalt extra warmte uit de uitlaatgassen en geeft stoom af aan de ontluchter, die gebruikt wordt om het voedingswater te verwarmen.

Hierdoor hoeft er geen stoom voor de ontluchter uit de stoomturbine te worden gehaald. Het resultaat, vergeleken met het eenvoudigste ontwerp met één druk, is een verbetering van de efficiëntie, maar de kapitaalinvestering neemt dienovereenkomstig toe.

STEG met twee drukcycli

De meeste gecombineerde eenheden die in bedrijf zijn, hebben dubbele drukcycli. Water wordt door twee afzonderlijke voedingspompen aan de dubbele drukeconomiser geleverd.

Lees ook: Hoe een gasturbine-eenheid kiezen voor een station met een STEG-eenheid

Het water onder lage druk komt vervolgens de eerste verdamperspiraal binnen en het water onder hoge druk wordt verwarmd in de economiser voordat het wordt verdampt en oververhit in het hete uiteinde van de terugwinningsketel. De ontluchting uit het lagedrukvat levert stoom aan de ontluchter en de stoomturbine.

Het rendement van de dubbele drukcyclus, zoals weergegeven in het T-S-diagram in de figuur, is hoger dan het rendement van de enkele drukcyclus, vanwege het vollediger gebruik van de uitlaatenergie van de gasturbine (extra oppervlak CC"D"D) .

Dit verhoogt echter de kapitaalinvestering voor extra apparatuur zoals voedingspompen, dubbele druk-economisers, verdampers, lagedrukleidingen en twee LP-stoomleidingen naar de stoomturbine. Daarom wordt de beschouwde cyclus alleen gebruikt bij een hoge kapitaalpariteit.

STEG met drievoudige drukcyclus

Dit is een van de meest complexe schema's die tegenwoordig worden gebruikt. Het wordt gebruikt in gevallen met een zeer hoge kapitaalpariteit en een hoog rendement kan alleen tegen hoge kosten worden bereikt.

Er wordt een derde trap toegevoegd aan de restwarmteketel, die bovendien de warmte van de uitlaatgassen gebruikt. De hogedrukpomp levert voedingswater aan de drietraps hogedrukeconomiser en vervolgens aan de hogedrukscheidertrommel. De middendruktoevoerpomp levert water aan de middendrukafscheidertrommel.

Een deel van het voedingswater uit de middendrukpomp komt via een smoorinrichting in de lagedruk-afscheidertrommel terecht. De stoom uit de hogedruktrommel komt de oververhitter binnen en vervolgens in het hogedrukgedeelte van de stoomturbine. De stoom die wordt afgevoerd in het hogedrukgedeelte (HPP) wordt gemengd met stoom afkomstig uit de middendruktrommel, oververhit en geleverd aan de inlaat van het lagedrukgedeelte (LPP) van de stoomturbine.

Lees ook: Waarom thermische centrales met gecombineerde cyclus bouwen? Wat zijn de voordelen van gascentrales met gecombineerde cyclus?

De efficiëntie kan verder worden verhoogd door de brandstof voor te verwarmen met water onder hoge druk voordat deze de gasturbine binnengaat.

Cyclusselectiediagram

Cyclustypen variërend van een enkele drukcyclus tot een drievoudige drukheropwarmcyclus worden gepresenteerd als functies van voedingspariteit.

De cyclus wordt geselecteerd door te bepalen welke cycli overeenkomen met een gegeven kapitaalpariteitsratio voor een bepaalde toepassing. Als de kapitaalpariteit bijvoorbeeld $ 1.800 is. US/kW, dan wordt de dubbele of drievoudige drukcyclus geselecteerd.

Als eerste benadering wordt gekozen voor de drievoudige drukcyclus, omdat bij constante kapitaalpariteit de efficiëntie en het vermogen hoger zijn. Bij nader onderzoek van de parameters kan het echter zijn dat een dubbele drukcyclus geschikter is om aan andere eisen te voldoen.

Er zijn gevallen waarin het cyclusselectiediagram niet van toepassing is. Het meest voorkomende voorbeeld van zo’n geval is een situatie waarin de klant zo snel mogelijk over elektrische stroom wil beschikken en optimalisatie voor hem minder belangrijk is dan korte levertijden.

Afhankelijk van de omstandigheden kan het raadzaam zijn om een ​​enkele drukcyclus te verkiezen boven een meervoudige drukcyclus, omdat het tijdsverbruik minder is. Voor dit doel is het mogelijk een reeks gestandaardiseerde cycli met gespecificeerde parameters te ontwikkelen, die in dergelijke gevallen met succes worden gebruikt.

(2.507 keer bezocht, 1 bezoek vandaag)

Helaas heeft de overgang naar de bouw van gecombineerde warmte- en krachtcentrales (STEG's) in plaats van stoomturbines geleid tot een nog scherpere afname van de verwarming van de totale energieproductie. Dit leidt op zijn beurt tot een toename van de energie-intensiteit van het bbp en een afname van het concurrentievermogen van binnenlandse producten, evenals tot een stijging van de kosten voor huisvesting en gemeentelijke diensten.

¦ hoog rendement van de elektriciteitsopwekking bij STEG-WKK met behulp van de condensatiecyclus tot 60%;

¦ problemen bij het lokaliseren van STEG-WKK-centrales in dichtbevolkte stedelijke gebieden, evenals een toename van de brandstoftoevoer naar steden;

¦ volgens de gevestigde traditie zijn STEG-WKK's, net als stoomturbinestations, uitgerust met verwarmingsturbines van het T-type.

Bouw van thermische centrales met turbines van het type P, vanaf de jaren negentig. vorige eeuw, werd praktisch stopgezet. In de tijd vóór de perestrojka was ongeveer 60% van de warmtebelasting van steden afkomstig van industriële ondernemingen. Hun behoefte aan warmte om technologische processen uit te voeren was het hele jaar vrij stabiel. Tijdens de ochtend- en avonduren van het maximale stroomverbruik in de steden werden pieken in de stroomvoorziening afgevlakt door het invoeren van passende regimes om de levering van elektrische energie aan industriële ondernemingen te beperken. De installatie van turbines van het P-type in de WKK-centrale was economisch gerechtvaardigd vanwege de lagere kosten en het efficiëntere verbruik van energiebronnen in vergelijking met turbines van het T-type.

Als gevolg van een scherpe daling van de industriële productie is het energievoorzieningsregime in steden de afgelopen twintig jaar aanzienlijk veranderd. Momenteel werken thermische stadscentrales volgens een verwarmingsschema, waarbij de zomerwarmtebelasting slechts 15-20% van de berekende waarde bedraagt. Het dagelijkse schema van het elektriciteitsverbruik is ongelijker geworden door het opnemen van elektrische belasting door de bevolking in de avonduren, wat gepaard gaat met een snelle groei in het uitrusten van de bevolking met elektrische huishoudelijke apparaten. Bovendien bleek het onmogelijk om het energieverbruik gelijk te trekken door passende beperkingen in te voeren voor industriële consumenten vanwege hun kleine aandeel in het totale energieverbruik. De enige niet erg effectieve manier om het probleem op te lossen was het verlagen van het avondmaximum door het invoeren van verlaagde nachttarieven.

Daarom bleek het gebruik van dergelijke turbines in thermische stoomturbinecentrales met P-type turbines, waar de opwekking van thermische en elektrische energie strikt met elkaar verbonden is, niet rendabel. Tegendrukturbines worden nu alleen met een laag vermogen geproduceerd om de bedrijfsefficiëntie van stoomketelhuizen in de stad te vergroten door ze over te zetten naar warmtekrachtkoppeling.

Deze gevestigde aanpak werd ook bij de bouw van de STEG-WKKcentrale behouden. Tegelijkertijd bestaat er in de stoom-gascyclus geen strikte relatie tussen het aanbod van thermische en elektrische energie. Op deze stations met P-type turbines kan de maximale elektrische belasting 's avonds worden bereikt door het elektriciteitsaanbod in de gasturbinecyclus tijdelijk te vergroten. Een korte termijn vermindering van de warmtetoevoer naar het verwarmingssysteem heeft geen invloed op de kwaliteit van de verwarming vanwege het warmteopslagvermogen van gebouwen en het verwarmingsnetwerk.

Het schematische diagram van een STEG-WKK-eenheid met tegendrukturbines omvat twee gasturbines, een afvalwarmteketel, een P-type turbine en een piekketel (Fig. 2). De piekketel, die buiten de STEG-site kan worden geïnstalleerd, is niet weergegeven in het diagram.

Vanaf afb. In figuur 2 is te zien dat de STEG-eenheid van een thermische energiecentrale bestaat uit een gasturbine-eenheid bestaande uit een compressor 1, een verbrandingskamer 2 en een gasturbine 3. De uitlaatgassen van de gasturbine-eenheid worden naar de afvalwarmte geleid ketel (HRB) 6 of naar de bypassleiding 5, afhankelijk van de positie van de poort 4, en passeren een reeks warmtewisselaars waarin water wordt verwarmd, stoom wordt gescheiden in lagedruktrommels 7 en hogedruktrommels 8 , en wordt naar een stoomturbine-eenheid (STU) 11 gestuurd. Bovendien komt verzadigde lagedrukstoom het tussencompartiment van de STU binnen, en wordt hogedrukstoom voorverwarmd in een afvalwarmteketel en naar de kop van de STU gestuurd. De stoom die de STU verlaat, wordt gecondenseerd in de verwarmingswaterwarmtewisselaar 12 en door condensaatpompen 13 naar de gascondensaatverwarmer 14 gestuurd, en vervolgens naar de ontluchter 9 en van daaruit naar de HRSG gestuurd.

Wanneer de warmtebelasting de basisbelasting niet overschrijdt, werkt het station volledig volgens het verwarmingsschema (ATEC = 1). Als de warmtebelasting de basislast overschrijdt, wordt de piekketel ingeschakeld. De benodigde hoeveelheid elektriciteit is afkomstig van externe opwekkingsbronnen via stadselektriciteitsnetwerken.

Er zijn echter situaties mogelijk waarin de behoefte aan elektriciteit groter is dan het volume van de levering uit externe bronnen: op ijzige dagen met een toename van het elektriciteitsverbruik door huishoudelijke verwarmingstoestellen; in geval van ongevallen bij productie-installaties en elektrische netwerken. In dergelijke situaties is het vermogen van gasturbines in de traditionele benadering nauw verbonden met de prestaties van de restwarmteketel, die op hun beurt worden bepaald door de behoefte aan thermische energie in overeenstemming met het verwarmingsschema en mogelijk onvoldoende zijn om te voldoen aan de toegenomen behoefte aan thermische energie. vraag naar elektriciteit.

Om het resulterende tekort aan elektriciteit op te vangen, schakelt de gasturbine naast de restwarmteketel gedeeltelijk over op het rechtstreeks lozen van afvalverbrandingsproducten in de atmosfeer. Zo wordt de STEG-WKK-eenheid tijdelijk overgeschakeld naar een gemengde modus - met stoom-gas- en gasturbinecycli.

Het is bekend dat gasturbine-eenheden een hoge manoeuvreerbaarheid hebben (snelheid van het verkrijgen en ontladen van elektrisch vermogen). Daarom moesten ze in de Sovjettijd samen met pompopslagstations worden gebruikt om het stroomvoorzieningsregime glad te strijken.

Bovendien moet worden opgemerkt dat het vermogen dat ze ontwikkelen toeneemt met een daling van de buitenluchttemperatuur, en dat het maximale energieverbruik wordt waargenomen bij lage temperaturen in de koudste tijd van het jaar. Dit is weergegeven in de tabel.

Wanneer het vermogen meer dan 60% van de berekende waarde bereikt, is de uitstoot van de schadelijke gassen NOx en CO minimaal (Fig. 3).

Om te voorkomen dat het vermogen van de gasturbines met meer dan 40% afneemt, wordt tijdens de tussenverwarmingsperiode één ervan uitgeschakeld.

Het verhogen van de energie-efficiëntie van thermische energiecentrales kan worden bereikt door gecentraliseerde koelingstoevoer naar stedelijke microdistricten. In geval van noodsituaties bij een STEG-WKK is het raadzaam gasturbine-eenheden met laag vermogen in aparte gebouwen te bouwen.

In gebieden met een dichte stedelijke ontwikkeling van grote steden is het bij het reconstrueren van bestaande thermische energiecentrales met stoomturbines die hun levensduur hebben uitgeput, raadzaam om op basis daarvan een energiecentrale met gecombineerde cyclus en R-type turbines te creëren. Er komen ruimtes vrij die worden ingenomen door het koelsysteem (koeltorens etc.), die voor andere doeleinden kunnen worden gebruikt.

Door een vergelijking van STEG-WKK met tegendrukturbines (type P) en STEG-WKK met condenserende extractieturbines (type T) kunnen we het volgende concluderen conclusies.

• 1. In beide gevallen hangt de brandstofefficiëntiefactor af van het aandeel van de elektriciteitsopwekking op basis van het thermisch verbruik in het totale opwekkingsvolume.
• 2. In STEG-WKK-installaties met turbines van het T-type treden er het hele jaar door verliezen aan thermische energie in het condensaatkoelcircuit op; de grootste verliezen treden op in de zomer, wanneer de hoeveelheid warmteverbruik alleen wordt beperkt door de warmwatervoorziening.
• 3. In STEG-WKK-centrales met turbines van het R-type neemt de efficiëntie van het station slechts in een beperkte periode af, wanneer het nodig is om het resulterende tekort aan stroomvoorziening te dekken.
• 4. De m(laad- en afwerpsnelheid) van gasturbines zijn vele malen hoger dan die van stoomturbines.

Wat de bouwomstandigheden van stations in de centra van grote steden betreft, zijn STEG-WKK's met tegendrukturbines (type P) dus in alle opzichten superieur aan WKPP's met gecombineerde cyclus en condensatie-extractieturbines (type T). Hun plaatsing vergt een aanzienlijk kleiner oppervlak, ze verbruiken zuiniger brandstof en hun schadelijke impact op het milieu is ook minder.

Hiervoor is het echter noodzakelijk om passende wijzigingen aan te brengen in het regelgevingskader voor het ontwerp van tankstations met gecombineerde cyclus.

De praktijk van de afgelopen jaren laat zien dat investeerders die WKK-centrales in voorsteden bouwen in redelijk vrije gebieden prioriteit geven aan de opwekking van elektriciteit, en dat zij de warmtevoorziening als een nevenactiviteit beschouwen. Dit wordt verklaard door het feit dat de efficiëntie van stations, zelfs in condensatiemodus, 60% kan bereiken, en dat de aanleg van verwarmingsleidingen extra kosten en talrijke goedkeuringen van verschillende structuren vereist. Als gevolg hiervan kan de verwarmingscoëfficiënt van de ATPP kleiner zijn dan 0,3.

Daarom is het bij het ontwerpen van een STEG-WKK-centrale ongepast dat elk afzonderlijk station in de technische oplossing de optimale waarde van de ACHP opneemt. De taak is om het optimale aandeel warmte in het warmtetoevoersysteem van de hele stad te vinden.

Tegenwoordig is het concept van het bouwen van krachtige thermische energiecentrales op plaatsen waar brandstof wordt geproduceerd, ver van de grote steden, ontwikkeld in de Sovjettijd, opnieuw relevant geworden. Dit wordt zowel gedicteerd door een toename van het aandeel van het gebruik van lokale brandstoffen in het regionale brandstof- en energiecomplex, als door de creatie van nieuwe ontwerpen van warmtepijpleidingen (luchtlegging) met een vrijwel verwaarloosbare daling van het temperatuurpotentieel tijdens het transport van koelvloeistof.

Dergelijke thermische energiecentrales kunnen worden gecreëerd op basis van een stoomturbinecyclus met directe verbranding van lokale brandstof, of op basis van een gascyclus met gecombineerde cyclus waarbij gebruik wordt gemaakt van gas dat wordt verkregen uit gasopwekkingsinstallaties.

LAGEDRUK- EN HOGEDRUKSTOOMPRODUCTIE-EENHEDEN
Voor de productie van elektriciteit worden gecombineerde stoom-gaseenheden (CCG's) gebruikt, verenigd in één thermisch circuit. Hierdoor wordt een reductie van het specifieke brandstofverbruik en de kapitaalkosten bereikt. Het grootste gebruik wordt gevonden in STEG-eenheden met een hogedrukstoomgenerator (HNPPU) en met een lagedrukstoomgenerator (LNPPU). Soms worden VNPPU's hogedrukketels genoemd.
In tegenstelling tot ketels die aan de gaszijde onder vacuüm werken, wordt bij NNPPU (0,005-0,01 MPa) een relatief lage druk gecreëerd in de verbrandingskamer en gaskanalen van hogedruk- en supercharged ketels (0,005-0,01 MPa) en verhoogd bij VNPPU (0,5-0,7 MPa).
De werking van een ketel onder druk wordt gekenmerkt door een aantal positieve eigenschappen. Zo wordt luchtaanzuiging in de oven en gaskanalen volledig geëlimineerd, wat leidt tot een vermindering van het warmteverlies met uitlaatgassen, evenals tot een vermindering van
het verminderen van het energieverbruik voor het verpompen ervan. Het verhogen van de druk in de verbrandingskamer opent de mogelijkheid om alle lucht- en gasweerstand als gevolg van de blaasventilator te overwinnen (er kan geen rooktrek zijn), wat ook leidt tot een afname van het energieverbruik als gevolg van de werking van het blaasapparaat in koude omstandigheden. lucht.
Het creëren van overdruk in de verbrandingskamer leidt tot een overeenkomstige intensivering van het brandstofverbrandingsproces en maakt het mogelijk om de gassnelheden in de convectieve elementen van de ketel aanzienlijk te verhogen tot 200-300 m/s. Tegelijkertijd neemt de warmteoverdrachtscoëfficiënt van gassen naar het verwarmingsoppervlak toe, wat leidt tot een verkleining van de afmetingen van de ketel. Tegelijkertijd vereist de werking onder druk een dichte voering en verschillende apparaten om te voorkomen dat verbrandingsproducten de kamer in worden geslagen.

Rijst. 15.1. Schematisch diagram van een gasinstallatie met gecombineerde cyclus en VNPPU:
/ - luchtinlaat; 2 - compressor; 3 - brandstof; 4 - verbrandingskamer; 5 - gasturbine; 6 - uitlaatgasuitlaat; 7 - elektrische generator; 8 - ketel; 9 - stoomturbine; 10 - condensator; // - pomp; 12 - hogedrukverwarmer; 13 - regeneratieve verwarmer die afvalgassen gebruikt (economiser)

In afb. Figuur 15.1 toont een diagram van een gasinstallatie met gecombineerde cyclus (CCP) met een hogedrukketel. Brandstofverbranding in de oven van een dergelijke ketel vindt plaats onder druk tot 0,6-0,7 MPa, wat leidt tot een aanzienlijke verlaging van de metaalkosten voor warmteontvangende oppervlakken. Na de ketel komen de verbrandingsproducten de gasturbine binnen, op de as waarvan zich een luchtcompressor en een elektrische generator bevinden.
torus Stoom uit de ketel komt een turbine binnen met een andere elektrische generator.
Het thermodynamische rendement van een gecombineerde stoom-gascyclus met een hogedrukketel, gas- en stoom-waterturbines wordt getoond in Fig. 15.2. Op het T, i-diagram: gebied 1-2-3-4-1 - werk van de gasfase bm, gebied cе\алс - werk van de stoomfase b„; 1-5-6-7-1 - warmteverlies met uitlaatgassen; sbdps - warmteverlies in de condensor. De gastrap is gedeeltelijk boven de stoomtrap gebouwd, wat leidt tot een aanzienlijke verhoging van het thermisch rendement van de installatie.
De in bedrijf zijnde hogedrukketel, ontwikkeld door NPO TsKTI, heeft een productiviteit van 62,5 kg/s. Waterpijpketel, met geforceerde circulatie. Stoomdruk 14 MPa, oververhitte stoomtemperatuur 545 °C. De brandstof is gas (stookolie), verbrand met een volumetrische warmteafgiftedichtheid van ongeveer 4 MW/m3. Verbrandingsproducten die de ketel verlaten bij temperaturen tot 775 °C en drukken tot 0,7 MPa zetten in een gasturbine uit tot een druk die dicht bij de atmosferische druk ligt. De uitlaatgassen komen met een temperatuur van 460 °C de economiser binnen, waarna de uitlaatgassen een temperatuur van ongeveer 120 °C hebben.
Het belangrijkste thermische diagram van een STEG-eenheid met een VNPPU met een vermogen van 200 MW wordt getoond in Fig. 15.3. De installatie omvat een K-160-130 stoomturbine en een GT-35/44-770 gasturbine. Vanuit de compressor komt lucht de VNPPU-oven binnen, waar brandstof wordt toegevoerd. Hogedrukgassen komen na de oververhitter bij een temperatuur van 770 °C de gasturbine binnen en vervolgens de economizer. Het schema voorziet in een extra verbrandingskamer die de nominale temperatuur van de gassen voor de gasturbine garandeert wanneer de belasting verandert. In gecombineerde STEG-eenheden is het specifieke brandstofverbruik 4-6% lager dan in conventionele stoomturbines, en de kapitaalinvesteringen worden ook verminderd.


Rijst. 15.2. T, ї-diagram voor een gecombineerde stoom-gascyclus

Invoering

Gecombineerde cyclusplanten

Beoordeling van de technische en economische efficiëntie van de modernisering van thermische gasturbinecentrales met behulp van gecombineerde cyclustechnologie

Economische haalbaarheid van versnelde implementatie van stoomturbine- en gasturbine-eenheden bij het upgraden van thermische energiecentrales

Een geïntegreerde aanpak voor de bouw en reconstructie van energiecentrales met behulp van PU en STEG

Het testen van technische oplossingen in onze eigen energiecentrales is de sleutel tot een betrouwbare werking van de apparatuur van de klant

Condensatiecentrale met gecombineerde cyclus voor betrouwbare stroomvoorziening aan industriële consumenten

De reconstructie van stoomturbinecentrales is een effectieve manier om de energiesector opnieuw uit te rusten

Ervaring met het bedienen van een gas-stoomturbine-eenheid GPU-16K met stoominjectie Warmtekrachtkoppelingseenheden met gecombineerde cyclus voor het vervangen van verouderde apparatuur in de thermische energiecentrale van JSC Lenenergo.

Verbetering van de operationele kenmerken van energiecentrales

Vergelijking van een stoomkrachtunit met een T-265 en een krachtbron met twee PGU-170T

De omvang van de implementatie van STEG en GTU op de middellange termijn

Invoering

In elk land is energie een basissector van de economie, van strategisch belang voor de staat. De overeenkomstige groeicijfers van andere sectoren van de economie, de stabiliteit van hun werk en de energievoorziening zijn afhankelijk van de toestand en ontwikkeling ervan. Energie schept de voorwaarden voor het gebruik van nieuwe technologieën en zorgt, samen met andere factoren, voor een moderne levensstandaard voor de bevolking. De hoge positie van het land in de internationale politieke arena is gebaseerd op de onafhankelijkheid van het land van externe, geïmporteerde energiebronnen, evenals op het ontwikkelde gewapende defensiecomplex.

In de industrie wordt elektrische energie verkregen uit thermische energie door deze tussentijds om te zetten in mechanische arbeid. Warmte met een voldoende hoog rendement omzetten in elektriciteit, zonder deze tussentijds om te zetten in mechanische arbeid, zou een grote stap voorwaarts zijn. Dan zouden er geen thermische energiecentrales nodig zijn, het gebruik van thermische motoren daarop, die een relatief laag rendement hebben, is zeer complex en vereist tijdens de werking behoorlijk gekwalificeerde zorg. De moderne technologie maakt het nog niet mogelijk om meer of minder krachtige installaties te creëren voor het rechtstreeks opwekken van elektriciteit uit warmte. Alle installaties van dit type kunnen tot nu toe slechts korte tijd, of met extreem laag vermogen, of met een laag rendement werken, of zijn afhankelijk van tijdelijke factoren zoals weersomstandigheden, tijdstip van de dag, enz. Ze kunnen hoe dan ook geen voldoende stabiliteit in de energievoorziening van het land garanderen.

Daarom kunnen thermische energiecentrales niet zonder warmtemotoren. Een veelbelovende richting van energieontwikkeling wordt geassocieerd met gasturbine- (GTU) en gecombineerde cyclus-(CCG) energiecentrales van thermische energiecentrales. Deze installaties hebben speciale ontwerpen van hoofd- en hulpapparatuur, bedrijfsmodi en bedieningselementen. STEG-eenheden die op aardgas werken, zijn de enige elektriciteitscentrales die elektriciteit leveren met een elektrisch rendement van meer dan 58% in condenserende werking.

In de energiesector zijn een aantal thermische STEG-circuits geïmplementeerd, die hun eigen kenmerken en verschillen in het technologische proces hebben. Er is een constante optimalisatie van zowel de circuits zelf als de verbetering van de technische kenmerken van de componenten en elementen. De belangrijkste indicatoren die de kwaliteit van de werking van een energiecentrale kenmerken, zijn de productiviteit (of efficiëntie) en betrouwbaarheid.

In dit werk wordt speciale aandacht besteed aan de praktische kant van de kwestie, d.w.z. Hoe winstgevend is het gebruik van STEG-eenheden in de energiesector vanuit economisch en milieuoogpunt?

Gecombineerde cyclusinstallaties ( GOST 27240-87)

Gecombineerde energiecentrales (in de Engelssprekende wereld wordt de naam gecombineerde energiecentrale gebruikt) is een relatief nieuw type elektriciteitscentrales die op gas of vloeibare brandstof werken. Het werkingsprincipe van het meest economische en wijdverbreide klassieke schema is als volgt. Het apparaat bestaat uit twee blokken: gasturbine- (GTU) en stoomkracht-eenheden (PS). In een gasturbine-eenheid wordt de rotatie van de turbine-as verzekerd door verbrandingsproducten - gassen - die voortkomen uit de verbranding van aardgas, stookolie of dieselbrandstof. De verbrandingsproducten die in de verbrandingskamer van een gasturbine-eenheid worden gevormd, roteren de turbinerotor, die op zijn beurt de as van de eerste generator roteert.

In de eerste gasturbinecyclus overschrijdt het rendement zelden de 38%. Verbrandingsproducten die in de gasturbine-eenheid worden verbruikt, maar nog steeds een hoge temperatuur behouden, komen in de zogenaamde restwarmteketel terecht. Daar verwarmen ze de stoom tot een temperatuur en druk (500 graden Celsius en 80 atmosfeer) voldoende om een ​​stoomturbine te laten werken, waaraan een andere generator is gekoppeld. In de tweede stoomkrachtcyclus wordt ongeveer 20% van de energie van de verbrande brandstof gebruikt. In totaal bedraagt ​​het rendement van de gehele installatie ongeveer 58%. Er zijn nog enkele andere soorten gecombineerde STEG-eenheden, maar deze maken geen verschil in de moderne energieproductie. Dergelijke systemen worden doorgaans gebruikt door wanneer het nodig is om de productie van elektrische energie te maximaliseren. Warmtekrachtkoppeling speelt in dit geval een ondergeschikte rol en wordt verzekerd door een deel van de warmte uit de stoomturbine te verwijderen. Stoomkrachteenheden zijn goed ontwikkeld. Ze zijn betrouwbaar en duurzaam. Hun eenheidsvermogen bereikt 800-1200 MW, en de efficiëntiefactor (efficiëntie), die de verhouding is tussen de opgewekte elektriciteit en de calorische waarde van de gebruikte brandstof, bedraagt ​​maximaal 40-41%, en bij de meest geavanceerde elektriciteitscentrales in het buitenland - 45-48%. Ook in de energiesector worden gasturbine-eenheden (GTU’s) al lange tijd gebruikt. Dit is een heel ander type motor. In een gasturbine-eenheid wordt atmosferische lucht gecomprimeerd tot 15-20 atmosfeer, waarin brandstof wordt verbrand om verbrandingsproducten van hoge temperatuur (1200-1500 °C) te vormen, die in de turbine uitzetten tot atmosferische druk. Door de hogere temperatuur ontwikkelt de turbine ongeveer tweemaal zoveel vermogen als nodig is om de compressor te laten draaien. Het overschot wordt gebruikt om een ​​elektrische generator aan te drijven. In het buitenland worden gasturbines met een eenheidsvermogen van 260-280 MW met een rendement van 36-38% geëxploiteerd. De temperatuur van de uitlaatgassen daarin is 550-620 °C. Vanwege de fundamentele eenvoud van de cyclus en het ontwerp zijn de kosten van gasturbine-installaties aanzienlijk lager dan die van stoominstallaties. Ze nemen minder ruimte in beslag, vereisen geen waterkoeling, starten snel op en veranderen van bedrijfsmodus. GTU's zijn eenvoudiger te onderhouden en volledig geautomatiseerd.

Omdat het werkmedium van gasturbines verbrandingsproducten zijn, is het mogelijk om de functionaliteit van de onderdelen die erdoor worden gewassen alleen te behouden door schone brandstoffen te gebruiken: aardgas of vloeibare destillaten

Gasturbines ontwikkelen zich snel, met toenemende parameters, eenheidsvermogen en efficiëntie. Ze zijn in het buitenland onder de knie en worden met dezelfde betrouwbaarheidsindicatoren gebruikt als stoomkrachteenheden.

Uiteraard kan de warmte van de gassen die in een gasturbine-eenheid worden uitgestoten, worden gebruikt. De eenvoudigste manier om dit te doen is door water te verwarmen of processtoom te genereren. De hoeveelheid geproduceerde warmte blijkt iets groter te zijn dan de hoeveelheid elektriciteit, en de totale brandstofwarmtebenuttingsfactor kan 85-90% bereiken.

Er is nog een andere, nog aantrekkelijkere mogelijkheid om deze hitte te laten werken. Uit de thermodynamica is bekend dat de efficiëntie van de meest geavanceerde cyclus van een warmtemotor (deze werd bijna 200 jaar geleden uitgevonden door Carnot) evenredig is aan de verhouding tussen de temperaturen van warmtetoevoer en -afvoer. In een gasturbine-eenheid wordt tijdens het verbrandingsproces warmte toegevoerd. De temperatuur van de resulterende producten, die het werkmedium van turbines vormen, wordt niet beperkt door de wand (zoals in een ketel) waardoor warmte moet worden overgedragen, en kan aanzienlijk hoger zijn. Het koelen van door hete gassen gewassen onderdelen is onder de knie, waardoor ze hun temperatuur op een acceptabel niveau kunnen houden.

In stoomkrachtcentrales kan de temperatuur van oververhitte stoom niet hoger zijn dan de toegestane temperatuur voor de metalen buizen van oververhitters van ketels en voor ongekoelde componenten zoals stoompijpleidingen, spruitstukken en fittingen - deze is nu 540-565 °C, en in de modernste installaties - 600-620°C. Maar de warmteafvoer in de condensors van stoomturbines wordt uitgevoerd door water te laten circuleren bij temperaturen die dicht bij de omgevingstemperatuur liggen.

Deze kenmerken maken het mogelijk om de efficiëntie van de elektriciteitsproductie aanzienlijk te verhogen door de toevoer van hoge temperatuur (in de gasturbine-eenheid) en warmteafvoer bij lage temperatuur (in de condensor van de stoomturbine) te combineren in één centrale met gecombineerde cyclus (CCG). . Om dit te doen, worden de gassen die in de turbine worden uitgestoten naar een restwarmteketel gevoerd, waar stoom wordt gegenereerd en oververhit, die vervolgens de stoomturbine binnengaat. De daardoor geroteerde elektrische generator, bij een constant brandstofverbruik in de verbrandingskamer van de gasturbine, verhoogt de elektriciteitsproductie met 1,5 keer. Als gevolg hiervan is de efficiëntie van de beste moderne STEG-eenheden 55-58%. Dergelijke STEG-installaties worden binair genoemd omdat ze een dubbele thermodynamische cyclus uitvoeren: de stoom in de terugwinningsketel en de werking van de stoomturbine worden geproduceerd door de warmte die wordt toegevoerd in de verbrandingskamer van de gasturbine-installatie en al wordt afgevoerd in de bovenste delen van de installatie. gasturbine cyclus.

Rekening houdend met alle voordelen van STEG-eenheden, is de belangrijkste taak voor de binnenlandse energiesector de ombouw van talrijke stoomkrachtcentrales, die voornamelijk op aardgas werken, naar centrales met gecombineerde cyclus.

De aantrekkelijke kenmerken van dergelijke STEG-eenheden zijn, naast het hoge rendement, de gematigde specifieke kosten (1,5-2 keer lager dan die van stoomkrachteenheden met een vergelijkbaar vermogen), de mogelijkheid om in korte (twee jaar) tijd te bouwen, de helft van de behoefte aan koelwater, goede manoeuvreerbaarheid.

Rekening houdend met alle voordelen van STEG-eenheden, is de belangrijkste taak voor de binnenlandse energiesector de ombouw van talrijke stoomkrachtcentrales, die voornamelijk op aardgas werken, naar centrales met gecombineerde cyclus. Bij het technisch opnieuw uitrusten van energiecentrales zijn er twee opties mogelijk voor het creëren van binaire STEG-eenheden.

De combinatie van stoomturbine- en gasturbine-eenheden, verenigd door een gemeenschappelijke technologische cyclus, wordt een gecombineerde cycluscentrale (STEG) van een elektriciteitscentrale genoemd. Door deze eenheden te combineren tot één enkele eenheid is het mogelijk om het warmteverlies uit de uitlaatgassen van een gasturbine-eenheid of stoomketel te verminderen, gassen achter gasturbines te gebruiken als verwarmde oxidator bij het verbranden van brandstof, extra vermogen te verkrijgen door gedeeltelijke verplaatsing van de regeneratie van stoomturbine-eenheden, en uiteindelijk de efficiëntie van een energiecentrale met gecombineerde cyclus verhogen in vergelijking met stoomturbine- en gasturbinecentrales.

Het gebruik van STEG-eenheden voor de huidige energiesector is de meest effectieve manier om de thermische en algehele efficiëntie van elektriciteitscentrales op fossiele brandstoffen aanzienlijk te verhogen. De best werkende STEG-eenheden hebben een efficiëntie tot 46%, en die in ontwikkeling - tot 48-49%, d.w.z. hoger dan in de ontworpen MHD-installaties.

Van de verschillende STEG-opties zijn de volgende schema's het meest wijdverspreid: een STEG met een hogedrukstoomgenerator (HPSG), een STEG met de lozing van gasturbinegassen in de oven van een stoomketel, een STEG met een terugwinningstoomketel (UPB), semi-afhankelijke STEG, een STEG met intracyclusvergassing van vaste brandstof.

Ontwikkeld bij NPO TsKTI STEG-eenheid met hogedrukstoomgenerator werken op aardgas of vloeibare gasturbinebrandstof (Fig. 9.8). De luchtcompressor levert perslucht aan de ringvormige opening van de behuizing HSV en in een extra verbrandingskamer DKS, waar de temperatuur stijgt. Hete gassen na het verbranden van brandstof in de verbrandingskamer hebben een druk van 0,6-1,2 MPa, afhankelijk van de luchtdruk achter de compressor, en worden gebruikt om stoom te genereren en deze te oververhitten. Na de tussenliggende oververhitter - het laatste verwarmingsoppervlak HSV- Gassen met een temperatuur van circa 700 °C komen in een extra verbrandingskamer terecht, worden daar verwarmd tot 900 °C en komen in de gasturbine terecht. De gassen die in de gasturbine worden uitgestoten, worden naar een drietraps gas-water-economiser gestuurd, waar ze worden gekoeld door voedingswater en het hoofdcondensaat van de stoomturbine. Deze aansluiting van economizers zorgt voor een constante temperatuur van de rookgassen van 120-140°C voordat deze de schoorsteen in gaan. Tegelijkertijd is er in een dergelijke STEG een gedeeltelijke verplaatsing van de regeneratie en een toename van het vermogen van de stoomturbine-eenheid.

Rijst. 9.8. Schematisch thermisch diagram van de gasinstallatie met gecombineerde cyclus PGU-250 met hogedrukstoomgenerator VPG-600-140:

BS - scheidingstrommel; PE- stoomoververhitter; PP- tussenliggende oververhitter; EN-en; CN- circulatiepomp; EK1 - EKSH- gas-water-economisers voor warmteterugwinning uit uitlaatgassen van gasturbines; DPV- voedingswater ontluchter; DKS- extra verbrandingskamer

Een hogedrukstoomgenerator is een gemeenschappelijke brandstofverbrandingskamer voor een stoomturbine en een gasturbine-eenheid. Een speciaal kenmerk van een dergelijke STEG is dat de overmatige gasdruk in het circuit het mogelijk maakt om geen rookafzuigers te installeren, en dat de luchtcompressor de ventilator vervangt; er is geen luchtverwarmer nodig. Stoom van de HPG wordt naar een stoomturbine-eenheid gestuurd, die een conventioneel thermisch circuit heeft.

Een belangrijk voordeel van deze installatie is de verkleining van de grootte en massa-indicatoren van de HSV, die werkt bij een druk in het gaspad van 0,6-1,2 MPa. De hogedrukstoomgenerator wordt volledig in de fabriek vervaardigd. In overeenstemming met de transportvereisten bedraagt ​​de stoomproductie van één HPG-behuizing niet meer dan 350-103 kg/uur. De stoomgenerator VPG-650-140-545/545 PO TKZ bestaat bijvoorbeeld uit twee gebouwen. De rookkanalen zijn afgeschermd met gelaste gasdichte panelen gemaakt van lamellenpijpen.

Het is raadzaam om STEG-eenheden met HPG bij gematigde gastemperaturen vóór de gasturbine-eenheid te gebruiken. Naarmate deze temperatuur stijgt, neemt het deel van de warmte die door de gassen wordt overgedragen naar het verwarmingsoppervlak van de hogedrukstoomgenerator af.

Autonome werking van de stoomtrap van een STEG-eenheid met HPG is onmogelijk, wat een nadeel is van dit schema, dat gelijke betrouwbaarheid vereist van de gasturbine-eenheid, stoomturbine en stoomgenerator. Het gebruik van gasturbines met ingebouwde verbrandingskamers (bijvoorbeeld GTE-150) is ook onaanvaardbaar.

Het gebruik van STEG-eenheden met HPG is veelbelovend in schema's met intra-cyclus steenkoolvergassing.

In afb. Figuur 9.9 toont de lay-out van de PGU-200-250 met turbines K-160-130 en GT-35-770 of K-210-130 en GT-45-3. Een soortgelijke installatie draait al een aantal jaren met succes in de energiecentrale van het staatsdistrict Nevinnomyssk. Het gebruik van dergelijke STEG's kan bij thermische energiecentrales een brandstofbesparing van 15% opleveren, een vermindering van specifieke kapitaalinvesteringen met 12-20% en een vermindering van het metaalverbruik van apparatuur met 30% vergeleken met een stoomturbinecentrale.

STEG met gasafvoer gasturbine in de oven van een stoomketel worden gekenmerkt door het feit dat de uitlaatgassen van de gasturbine een sterk verwarmde (450-550°C) geballaste oxidator zijn met een zuurstofgehalte van 14-16%. Om deze reden is het raadzaam om ze te gebruiken voor het verbranden van het grootste deel van de brandstof in een stoomketel (Fig. 9.10). Een STEG-eenheid volgens dit schema is geïmplementeerd en functioneert met succes in de energiecentrale van het Moldavische staatsdistrict (centrale krachtcentrales nr. 11 en 12). Voor de STEG-eenheid werd seriële apparatuur gebruikt: stoomturbine K-210-130 POT LMZ met stoomparameters van 13 MPa, 540/540 ° C, gasturbine GT-35-770 POAT HTZ, elektrische generatoren van stoom- en gastrappen TGV- 200 en TVF-63-243, enkelwandige stoomketel met natuurlijke circulatie type TME-213 met een capaciteit van 670 * 10 3 kg/u. De ketel wordt geleverd zonder luchtverwarmer en kan zowel “onder druk” als met evenwichtige trek werken. Voor dit doel voorziet de regeling in rookafzuigers DS. Dit STEG-schema maakt werking in drie verschillende modi mogelijk: STEG-modus en modi voor autonome werking van de gas- en stoomfasen.

Rijst. 9.9. Indeling van het hoofdgebouw van PGU-250 met hogedrukstoomgenerator:

A- dwarsdoorsnede; b - plattegrond; voor aanduidingen zie afb. 9.8

De belangrijkste bedrijfsmodus van de installatie is de stoom-gascyclus. De uitlaatgassen van de gasturbine (vloeibare gasturbinebrandstof wordt verbrand in de verbrandingskamer) worden naar de hoofdbranders van de ketel gevoerd. De branders ontvangen ook de in de verwarming opgewarmde lucht, die ontbreekt voor het verbrandingsproces en door een extra luchtventilator wordt gepompt. Luchtlandingstroepen De uitlaatgassen van de stoomketel worden in hoge- en lagedruk-economisers gekoeld en vervolgens naar de schoorsteen gestuurd. Via hogedrukeconomiser EKVD Zowel in de STEG-modus als tijdens de autonome werking van de stoomtrap wordt ongeveer 50% van het voedingswater na de voedingspompen aangevoerd. Vervolgens komt al het voedingswater in de economiser van de hoofdketel met een temperatuur van 250°C. In lagedrukeconomiser EKND het hoofdturbinecondensaat arriveert daarna PND5(bij belastingen groter dan 50%) of daarna PND4(bij belastingen onder 50%). In dit opzicht worden de regeneratieve extracties van de stoomturbine gedeeltelijk gelost en neemt de stoomdruk in zijn stroompad enigszins toe; verhoogde stoomstroom naar de turbinecondensor.

Rijst. 9.9. Voortzetting

Tijdens de autonome werking van de stoomtrap wordt de lucht die nodig is voor de verbranding van brandstof in de ketel aangevoerd door een ventilator Verre Oosten in verwarmingstoestellen, waar het wordt verwarmd tot 180 °C en vervolgens naar de branders wordt gestuurd. De stoomketel werkt onder vacuüm gecreëerd door rookafzuigers DS. Wanneer de gastrap autonoom werkt, worden de uitlaatgassen naar de schoorsteen geleid.

De mogelijkheid om de STEG in verschillende modi te laten werken wordt verzekerd door de installatie van een automatisch geregeld systeem van snelsluitende gas-luchtkleppen (dempers) met grote diameter, gemonteerd op gas-luchtkanalen om een ​​of ander element van de installatie af te sluiten. Dit verhoogt de kosten van het circuit en vermindert de betrouwbaarheid ervan.

Met een stijging van de temperatuur van de gassen vóór de STEG-gasturbine en bij een lagere mate van luchtcompressie in de compressor neemt het zuurstofgehalte in de uitlaatgassen van de gasturbine af, wat de toevoer van extra lucht vereist. Dit leidt tot een toename van het gasvolume dat door de convectieve verwarmingsoppervlakken van de stoomketel stroomt, evenals tot warmteverlies met uitlaatgassen . Ook het energieverbruik voor het aandrijven van de ventilator neemt toe. Wanneer vaste brandstof in een ketel wordt verbrand, wordt verwarmde lucht gebruikt in het stofvoorbereidingssysteem.

De operationele ervaring met de PGU-250 bij de Moldavische State District Power Plant heeft geleerd dat de efficiëntie ervan grotendeels afhangt van de belasting van de stoom- en gasfasen. Het specifieke verbruik van equivalente brandstof bij een nominale belasting van 240-250 MW bedraagt ​​315 g/(kWh).

Gecombineerde energiecentrales van dit type zijn wijdverspreid in het buitenland (VS, Engeland, Duitsland, enz.). Het voordeel van dit type STEG is dat er gebruik wordt gemaakt van een stoomketel met een conventioneel ontwerp, waarbij het mogelijk is om elk type brandstof te gebruiken, inclusief vaste brandstof. In de verbrandingskamer van een gasturbine-eenheid wordt niet meer dan 15-20% van de brandstof die nodig is voor de gehele gasturbine-eenheid verbrand, wat het verbruik van de schaarse varianten ervan vermindert. Het opstarten van een dergelijke STEG-eenheid begint doorgaans met het opstarten van een gasturbine-eenheid, waarvan het gebruik van de warmte van de uitlaatgassen het mogelijk maakt de stoomparameters in de stoomketel te verhogen en de hoeveelheid stoom te verminderen. brandstof die wordt verbruikt om de stoomturbineapparatuur op te starten.

Rijst. 9.10. Schematisch thermisch diagram van de PGU-250 met de afvoer van GTU-gassen in de oven van de stoomketel:

PE- levende stoomoververhitter; PP-tussenoververhitter; EG, EKVD, EKND- economizers: hoofd-, hoge- en lagedruk; P1–P7 - verwarmers van stoomtrapregeneratiesystemen; DPV- voedingswaterontluchter; PEN, KN, DN- toevoer-, condens-, afvoerpompen; PK- pomp voor het recirculeren van het hoofdcondensaat naar de EKND; Verre Oosten, luchtlandingstroepen- ventilator en extra luchtventilatoren ; KL1, KL11- verwarmingselementen van de eerste en tweede trap ; IN- injectie van voedingswater uit de tussenfase van de PEN; DS- rookafzuiger

STEG met recycling Met stoomketels kunnen de uitlaatgassen van gasturbines worden gebruikt om stoom op te wekken. In dergelijke installaties is het mogelijk om een ​​puur binaire cyclus te implementeren zonder extra verbranding van brandstof om stoom met lage parameters te produceren. In afb. Figuur 9.11 toont het voorgestelde MPEI-diagram van een dergelijke STEG-eenheid, die gebruik maakt van de GTE-150-1100 gasturbine en de K-70-29 verzadigde stoomturbine die in kerncentrales worden gebruikt. Stoomparameters vóór de turbine zijn 3 MPa, 230 °C. Afhankelijk van de omstandigheden van toegestane temperatuurverschillen tussen gassen en stoom en het meest volledige gebruik van de warmte van uitlaatgassen, is de tussenliggende oververhitter gemaakt van gas-stoom en bevindt deze zich achter de economiser langs de gasstroom. Een deel van de rookgassen achter de gasturbine wordt in de snede tussen de verdampings- en economizer-verwarmingsoppervlakken van de terugwinningstoomketel geleid Wetboek van Strafvordering, die de vereiste temperatuurdruk levert. Dergelijke installaties worden gekenmerkt door hoge waarden van de STEG-energiecoëfficiënt en het gebruik van alleen hoogwaardige organische brandstof, voornamelijk aardgas. Bij een buitenluchttemperatuur van +15°C en een rookgastemperatuur van 160°C bedraagt ​​het totale elektrische vermogen van de STEG-eenheid circa 220 MW, het rendement 44,7% en het specifieke brandstofverbruik 281 g/(kWh ).

Rijst. 9.11. Schematisch thermisch diagram van een PGU-220 met een restwarmteketel en een turbine die draait op verzadigde stoom zonder naverbranding van brandstof:

Wetboek van Strafvordering- terugwinningsketel (stoomgenerator); C - vochtafscheider; DN- drainagepomp; Voor andere benamingen, zie afb. 20.8, 20.10

Het All-Union Thermal Engineering Institute en ATEP hebben een versie ontwikkeld van een manoeuvreerbare STEG zonder naverbranding van brandstof vóór de terugwinningstoomketel. De STEG omvat een gasturbine GTE-150-1100, een eencilinderstoomturbine met een vermogen van 75 MW voor stoomparameters van 3,5 MPa, 465 °C met een stoomstroom van 280-10,3 kg/u, een terugwinningstoom ketel met een verwarmingsoppervlak van 40-10 3 m 2 lamellenbuizen. De module van het hoofdgebouw van de energiecentrale van een dergelijke PGU-250 is ontworpen als enkele overspanning met een overspanningsbreedte van 24 m. De gasturbine-eenheid, stoomturbine en elektrische generator ertussen zijn gemonteerd in de vorm van een eenheid met één as. Bij een buitenluchttemperatuur van +5 °C heeft de PGU-250 een specifiek brandstofverbruik van 279 g/(kWh).

Het gebruik van krachtigere seriële stoomturbine-eenheden in een STEG-systeem met restwarmteketels zal een groter verbruik van stoom met hoge parameters vereisen. Dit is mogelijk door de gastemperatuur aan de ketelinlaat te verhogen tot 800-850 °C vanwege extra verbranding tot 25% van het totale brandstofverbruik (aardgas) in de ketelbranderapparaten. In afb. 20.12 toont een thermisch basisdiagram van een PGU-800 van dit type volgens het VTI- en ATEP-project. Het omvat twee gasturbine-eenheden GTE-150-1100 POT LMZ, een herstelstoomketel met twee behuizingen ZiO met een totale stoomproductie van 1150-10,3 kg/u en stoomparameters van 13,5 MPa, 545/545 °C, stoomturbine K-500-166 POT LMZ. Dit schema heeft een aantal kenmerken. De regeneratieve ontluchtingen van de turbine (behalve de laatste) zijn verstopt; Het regeneratiesysteem beschikt alleen over gemengd HDPE. Er werd gebruik gemaakt van een ontluchtingsvrij schema met ontluchting van turbinecondensaat in de condensor en in de mengverwarmer. Condensaat met een temperatuur van 60 °C wordt door twee voedingspompen PE-720-220 aan de keteleconomiser geleverd. De afwezigheid van regeneratieve stoomextractie vergroot de doorgang ervan naar de turbinecondensor, waarvan het elektrisch vermogen dus beperkt is tot 450 MW.

Een U-vormige terugwinningsstoomketel met directe stroom bestaat volledig uit convectieve verwarmingsoppervlakken. Na de gasturbine-eenheid komen uitlaatgassen in een hoeveelheid van 680 kg/s met een temperatuur van 430-520 ° C en een zuurstofgehalte van 14-15,5% elk van de UPC-gebouwen binnen. In de hoofdbranders van het UPC wordt aardgas verbrand. en de temperatuur van de gassen vóór de verwarmingsoppervlakken van de ketel stijgt tot 840-850 °C. Verbrandingsproducten worden achtereenvolgens gekoeld in stoomoververhitters (tussen- en hoofdverwarmers), in verdampings- en economizer-verwarmingsoppervlakken en bij een temperatuur van ~125°C naar de schoorsteen gestuurd. Een specifiek kenmerk van de ketel is de werking ervan bij een aanzienlijke massastroom van gassen. De verhouding tussen de stoomproductie en het verbruik van verbrandingsproducten is 5-6 keer lager dan die van conventionele stoomketels van krachtbronnen. Als gevolg hiervan verplaatst het minimale temperatuurverschil zich van het gebied van de tussenliggende oververhitter (voor een doorstroomgasolieketel) naar het hete uiteinde van de economiser. De kleine waarde van dit temperatuurverschil (20-40 °C) dwong de UPC-ontwerpers om een ​​economizer te maken van lamellenbuizen met een diameter van 42X4 mm, waardoor het gewicht werd verminderd, maar de aerodynamische weerstand van de ketel werd vergroot. Als gevolg hiervan daalde het elektrisch vermogen van de gasturbine-eenheid en de gehele STEG licht.

De belangrijkste modus van de PGU-800 is de werking in de stoom-gascyclus, terwijl de terugwinningsstoomketel onder druk werkt. Het voordeel van dergelijke STEG's is de mogelijkheid van autonome werking van gas- en stoomtrappen. De onafhankelijke werking van de STEG-eenheid vindt plaats met een iets lager vermogen als gevolg van de verhoogde uitlaatweerstand die wordt veroorzaakt door de doorvoer van gassen door de afvalwarmteketel. Om de autonome werking van de stoomturbine-eenheid te garanderen, is een complicatie van het circuit noodzakelijk, die bovendien dempers en rookafzuigers moet omvatten. In deze bedrijfsmodus zijn de poorten gesloten 1 en 2 (Fig. 9.12) en open de hekken 3 -5. Het grootste deel van de rookgassen van de ketel (ongeveer 70%) wordt verrijkt met lucht en recirculatie met behulp van een rookafzuiger DR met een temperatuur van 80 °C worden naar extra branders vóór de ketel gestuurd. Tegelijkertijd verdrievoudigt de hoeveelheid brandstof die in de CPC wordt verbrand. Ongebruikte hoeveelheid ketelrookgassen (ongeveer 30%) door rookafzuiging DS in de schoorsteen gegooid.

Om een ​​STEG-eenheid te laten werken die reservebrandstof voor vloeibare gasturbines gebruikt, is het noodzakelijk om in het thermische circuit te voorzien in extra verwarming van water tot 130-140°C om corrosie van de verwarmingsoppervlakken van de staart te voorkomen. Deze bedrijfsmodus zal daarom minder economisch zijn.

STEG-eenheden met terugwinningsstoomketels zijn zeer wendbaar. Ze zijn ontworpen voor ongeveer 160 lanceringen per jaar; De opstarttijd na stilstand van 6-8 uur bedraagt ​​60 minuten en na stilstand van 40-48 uur 120 minuten. Bij het lossen van de STEG-eenheid wordt allereerst de belasting van de gasturbine-eenheden verminderd van 100 naar 80% door de inlaatleischoepen (IGU's) van de compressoren af ​​te dekken. Een verdere vermindering van de belasting wordt bereikt door het brandstofverbruik in de branders van de UPC te verminderen, waardoor de stoomproductie van deze laatste wordt verminderd, terwijl de temperatuur van de gassen vóór de gasturbines behouden blijft. Wanneer 50% van de nominale belasting van de STEG-eenheid wordt bereikt, wordt een van de gasturbine-eenheden en de bijbehorende CCP-behuizing uitgeschakeld. Met een afname van de belasting van de stoomtrap en de stoomproductie van de UPC vindt er langs het traject een herverdeling van de temperaturen plaats en neemt de temperatuur van de rookgassen toe tot 170-190 ° C (bij 50% ketelbelasting). Deze temperatuurstijging is onaanvaardbaar vanwege de bedrijfsomstandigheden van de rookafzuigers en de schoorsteen. Om de toegestane temperatuur van de rookgassen te behouden, wordt de terugwinningstoomketel met verminderde belasting overgeschakeld van directe stroom naar separatorbedrijf, waarbij overtollige warmte wordt afgevoerd naar de condensor van de stoomturbine. Het ontwerp van de stoomturbine-installatie omvat een ingebouwde afscheider en een pilot-expander. De overgang naar de afscheidermodus verhoogt het brandstofverbruik van de STEG-eenheid met 5-10% in vergelijking met de directe stroommodus.

Het is raadzaam om STEG-eenheden met stoomketels te installeren in gashoudende regio's van West-Siberië, Centraal-Azië, enz. Volgens VTI heeft STEG-800 hoge energieprestaties. Bij een buitenluchttemperatuur van +5°C en een gastemperatuur vóór de gasturbines van 1100°C zal het vermogen van de STEG-eenheid ongeveer 766 MW bedragen en zal het specifieke verbruik van equivalente brandstof (netto) 266 MW bedragen. g/(kWh). Bij een verandering in de luchttemperatuur in het bereik van +40 tot -40 °C verandert het vermogen van de STEG-eenheid in het bereik van 550-850 MW als gevolg van een aanzienlijke verandering in het vermogen van de twee gasturbine-eenheden. De besparingen door de introductie van een PGU-800 in plaats van een conventionele krachtbron van 800 MW bedragen 5,7-10,6 roebel per jaar. (204-10 6 kg standaardbrandstof).

Rijst. 9.12. Schematisch thermisch diagram van PGU-800 met restwarmteketel en naverbranding van brandstof:

1-5 - schakelbare gasdichte poorten; DS- rookafzuiger; DR- rookafzuiging voor gasrecirculatie; MET- vochtafscheider; RR- aanmaakhoutexpander; AIDS- lagedruk mengverwarmer

Een variant van de indeling van het hoofdgebouw van PGU-800 volgens het ontwerp van VTI en ATEP wordt getoond in Fig. 9.13. De geschatte kapitaalinvestering in het hoofdgebouw van de STEG bedraagt ​​89 RUR/kW. De constructie ervan zal het mogelijk maken om tot 9-10.6 kg staal en tot 8-10.6 kg gewapend beton te besparen op een CPP met zes PGU-800-eenheden vergeleken met de installatie van zes 800 MW gasolie-energie-eenheden .

De combinatie van gasturbine- en stoomturbine-installaties met behulp van standaard seriële apparatuur wordt uitgevoerd in semi-onafhankelijke fabriek met gecombineerde cyclus(Afb. 9.14). Het is bedoeld voor gebruik tijdens pieken in het elektrische belastingsschema en omvat het geheel of gedeeltelijk uitschakelen van hogedrukstoomverwarmers. Als gevolg hiervan neemt de doorgang door het stromingsgedeelte van de stoomturbine toe en wordt een toename van het stoomtrapvermogen van ongeveer 10-11% gerealiseerd. De temperatuurdaling van het voedingswater wordt gecompenseerd door de extra verwarming ervan in de gas-water-economiser door de uitlaatgassen van de gasturbine. De temperatuur van de uitlaatgassen van de gasturbine daalt tot ongeveer 190 °C. De totale toename van het piekvermogen, rekening houdend met de werking van de gasturbine-eenheid, bedraagt ​​35-45% van het basisvermogen van de stoomturbine-eenheid. Het specifieke verbruik van standaardbrandstof ligt dicht bij het verbruik tijdens de autonome werking van deze unit .

Rijst. 9.13. Indelingsoptie voor het hoofdgedeelte van de gecombineerde cyclusgasinstallatie PGU-800:

1-gasturbine GTE-150-1100; 2 - elektrische generator GTU; 3-luchtinlaat in de gasturbinecompressor; 4 – terugwinningstoomketel; 5 -stoomturbine K-500-166; 6- rookafzuiger; 7 - ventilator; 8 -gaskanaal

Rijst. 9.14. Schematisch thermisch diagram van een semi-onafhankelijke installatie met gecombineerde cyclus:

GVE- gas-watereconomiser; PC- stoomketel; Voor andere benamingen, zie afb. 9.8.

Het is raadzaam om semi-afhankelijke STEG-eenheden te installeren in het Europese deel van de USSR. Volgens LMZ worden de volgende combinaties van stoom- en gasturbines aanbevolen: 1 X K-300-240 + 1 X GTE-150-1100; 1 x K-500-130+ 1 x GTE-150-1100; 1 X K-1200-240 + 2 X GTE-150-1100, enz. De toename van de geschatte kapitaalinvesteringen in een gasturbine-eenheid zal ongeveer 20% bedragen, en de equivalente brandstofbesparingen in het energiesysteem bij het exploiteren van een STEG-eenheid in piekmodus is (0,5-1,0) X X10 6 kg/jaar. Om piekvermogen te verkrijgen, is het veelbelovend om verwarmingsinstallaties te gebruiken in het schema van semi-onafhankelijke STEG-eenheden.

De overwogen STEG-regelingen omvatten een gedeeltelijk of volledig gebruik van hoogwaardige organische brandstof (aardgas of vloeibare gasturbinebrandstof), wat de wijdverbreide implementatie ervan belemmert. Van aanzienlijk belang zijn de verschillende door CKTI ontwikkelde schema's van gascentrales met gecombineerde cyclus, met hogedrukstoomgeneratoren en intracyclusvergassing van vaste brandstof (Fig. 20.15), die het mogelijk maken om de gascentrales met gecombineerde cyclus volledig op steenkool om te zetten.

Rijst. 9.15. Schematisch thermisch diagram van een STEG-eenheid met HPG en kolenvergassing in de cyclus:

/- brandstof drogen ; 2 - gasgenerator; 3 - hogedrukstoomgenerator (HPG); 4 - trommelscheider; 5 - extra HPG-verbrandingskamer; 6- HSV-circulatiepomp; 7-economiser voor het terugwinnen van warmte uit uitlaatgassen van een gasturbine; 8-schoorsteen; 9- scrubber; 10- generator gaskachel; Weet niet- boostercompressor; PT- stoomaandrijfturbine; RGT- expansie gasturbine; /- verse stoom; // - stoom opnieuw verwarmen ; /// - perslucht na de compressor; IV- gezuiverd generatorgas; V- as; VI-IX- turbinevoedingswater en condensaat

Voorgemalen steenkool (steenkool 3-10 mm) wordt in de droger gevoerd om te drogen en via de oxidator (om slakvorming te voorkomen) in de gasgenerator. Eén van de schemaopties is steenkoolvergassing in een gasgenerator met een “gefluïdiseerd” bed met behulp van stoom-luchtstoot. De brandstofvergassing wordt verzekerd door lucht toe te voeren aan de gasgenerator na de boostercompressor en stoom uit de “koude” tussenliggende oververhittingsleiding. Lucht voor vergassing in een hoeveelheid van ongeveer 3,2 kg per 1 kg Kuznetsk-steenkool wordt achtereenvolgens gecomprimeerd in de hoofd- en boostercompressoren (de druk neemt toe met 10%) en komt, na vermenging met stoom, de gasgenerator binnen. Kolenvergassing vindt plaats bij temperaturen rond de 1000 °C.

Het generatorgas wordt gekoeld, waarbij het zijn warmte afgeeft aan de werkvloeistof van het stoomturbinedeel, vervolgens wordt het ontdaan van mechanische onzuiverheden en zwavelhoudende verbindingen en, na expansie in de expansiegasturbine (om het stoomverbruik door de aandrijfturbine te verminderen van de boostercompressor), gaat het de hogedrukstoomgenerator en de extra verbrandingskamer binnen voor verbranding. De rest van het thermische circuit valt samen met het circuit van een conventionele STEG met HSV.

VNIPIenergoprom heeft samen met NPO TsKTI een ontwerp ontwikkeld voor een warmtekrachtkoppelingseenheid met een capaciteit van 225 MW met in-cycle vergassing van steenkool. Voor dit doel werd standaard stroomapparatuur gebruikt: een hogedrukstoomgenerator met dubbele behuizing VPG-650-140 TKZ, een gasturbine-eenheid GTE-45-2 KhTZ, een verwarmingsstoomturbine T-180-130 LMZ, evenals als twee gasgeneratoren met stoomluchtstoot GGPV-100-2 met een capaciteit van 100 ton/uur Kuznetsk-steenkool. Technische en economische berekeningen hebben aangetoond dat, vergeleken met een conventionele stoomturbine-verwarmingseenheid van 180 MW, het gebruik van een gecombineerde cyclus-energie-eenheid het mogelijk maakt de specifieke elektriciteitsopwekking uit thermisch verbruik met 1,5 keer te verhogen, waardoor brandstofbesparingen tot 8% worden gegarandeerd. de schadelijke uitstoot in de atmosfeer aanzienlijk verminderen en een totaal jaarlijks economisch effect van 2,6-10 6 roebel verkrijgen. De overwogen krachtbron met gecombineerde cyclus zal worden gebruikt om krachtigere STEG-1000 te creëren met behulp van steenkool uit de Kuznetsk-, Ekibastuz- en Kansk-Achinsk-bekkens.

Gecombineerde-cyclusinstallaties worden op grote schaal gebruikt in de VS, Duitsland, Japan, Frankrijk, enz. STEG-eenheden verbranden voornamelijk aardgas en vloeibare brandstoffen van verschillende typen. De introductie van STEG-eenheden werd vergemakkelijkt door de opkomst van krachtige gasturbine-eenheden (70-100 MW) met een initiële gastemperatuur van 900-1100°C. Dit maakte het mogelijk om STEG-eenheden te gebruiken met terugwinningsstoomketels (Fig. 9.16) van het trommeltype met geforceerde circulatie van het medium en een stoomdruk van 4-9 MPa, afhankelijk van het feit of daarin al dan niet extra brandstofverbranding wordt uitgevoerd. . In afb. Figuur 9.17 toont een schema van een terugwinningstoomketel voor een STEG-eenheid met een gasturbine MW701. De ketel is ontworpen voor twee stoomdrukken. Het heeft verwarmingsoppervlakken gemaakt van lage- en hogedruklamellenbuizen met hun eigen vaten in een blok met een voedingswaterontluchter.