Молниезащита
Справочные данные
Статьи / Справочные данные / Газотурбинные электрические станции (ГТЭС)
  04.10.18  |  

Газотурбинные электрические станции (ГТЭС)

Газотурбинные электрические станции (ГТЭС)


В отличие от паротурбинного цикла (паросилового цикла Ренкина для водяного пара) в циклах газотурбинных установок (ГТУ) рабочим телом служат нагретые до высокой температуры сжатые газы. В качестве таких газов чаще всего используют смесь воздуха и продуктов сгорания жидкого (или газообразного) топлива.


Принципиальная схема ГТУ с подводом тепла при р = const представлена на рис. 4. Воздушный компрессор КП сжимает атмосферный воздух, повышая давление с р1 до р2, и непрерывно подает его в камеру сгорания КС. Туда же специальным насосом непрерывно подается необходимое количество


жидкого или газообразного топлива. Образующиеся в камере продукты сгорания выходят из нее с температурой Т3 и практически с тем же давлением р2 (если не учитывать сопротивления), что и на выходе из компрессора (р2 = р3). Следовательно, горение топлива (т. е. подвод теплоты) происходит при постоянном давлении.





В газовой турбине ГТ продукты сгорания адиабатно расширяются, в результате чего их температура снижается до Т4 (точка 4), где t4 ≈ 300÷400 °С, а давление уменьшается почти до атмосферного р0. Весь перепад давлений р3—р0 используется для получения технической работы в турбине lтех. Большая часть этой работы lк расходуется на привод компрессора; разность работ lтех– lк затрачивается на производство электроэнергии в электрическом генераторе G или на другие цели.


Для повышения КПД ГТЭС применяют способ регенерации теплоты уходящих газов из турбины. В отличие от предыдущей принципиальной схемы в данную схему включен теплообменник, в котором воздух, идущий от компрессора в камеру сгорания, нагревается отработавшими газами, уходящими из турбины, или теплота газов утилизируется в котлах-утилизаторах или газовых подогревателях сетевой воды (рис. 5 и 6).



Рис. 4. Принципиальная технологическая схема электростанции с газовыми турбинами: КС — камера сгорания; КП — компрессор; ГТ — газовая турбина; G — генератор; Т — трансформатор; М — пусковой двигатель



Рис. 5. Общий вид котла-утилизатора



Рис. 6. Общий вид газового подогревателя сетевой воды ГПСВ


Котел-утилизатор (КУ) для ГТУ мощностью 20 МВт — барабанного типа (табл. 5) с принудительной циркуляцией в испарительных контурах, одним обогреваемым водопаровым трактом, башенной компоновкой поверхностей нагрева с верхним отводом дымовых газов. Котел-утилизатор может иметь открытую компоновку или устанавливаться в здании.


Котел имеет собственный каркас, который является основной несущей конструкцией для поверхностей нагрева, трубопроводов, барабана и дымовой трубы.


Котел-утилизатор выполнен в газоплотном исполнении за счет металлической обшивки.





По ходу газов после газовой турбины последовательно расположены: линзовый металлический компенсатор, диффузор, компенсатор с гибкими неметаллическими элементами, поворотный газоход с выравнивающими элементами, вертикальный газоход с поверхностями нагрева:


• конвективный пароперегреватель (КПП);


• испаритель первой ступени (ИСП 1);


• испаритель второй ступени (ИСП 2);


• водяной экономайзер (ВЭ).


Все поверхности включены по противоточной схеме, выполнены из труб


с наружным оребрением (за исключением КПП) и поставляются в виде законченных изготовителем блоков-модулей.


За поверхностями нагрева расположен конфузор с глушителем. Основным, резервным и аварийным топливом для ГТУ мощностью 20 МВт является дизельное топливо или природный газ. Рабочий диапазон нагрузок составляет 110—50 % номинальной.


Котел оснащается системами контроля технологических параметров, защит, блокировок и автоматического регулирования, необходимыми для оперативного управления, безопасной эксплуатации и экономичной работы.


Таблица 5. Технико-экономические показатели КУ


Параметр

Значение

Паропроизводительность, т/ч

42

Давление пара, МПа

1,45

Температура пара, °С

275

Аэродинамическое сопротивление, кПа

2,5

Максимальная температура газов на входе в КУ, °С

508

Температура уходящих газов, °С

140


Газовый подогреватель сетевой воды (ГПСВ) предназначен для подогрева сетевой воды в замкнутом циркуляционном контуре ТЭЦ за счет тепла выхлопных газов (табл. 6).


Включение ГПСВ в состав газотурбинной электростанции позволяет обеспечить потребителей горячей водой, повысить КПД ГТУ, сократить расход природного газа, улучшить экологические показатели.


Газовый подогреватель сетевой воды выполнен в виде заводского транспортабельного блока и представляет собой теплообменник горизонтального типа, изготовленный из труб с поперечно-ленточным оребрением. Он имеет собственный каркас, металлическую газоплотную обшивку, теплоизоляцию и устанавливается на опорную металлоконструкцию здания за диффузором после газовой турбины. Сверху на ГПСВ устанавливается конфузор, соединяющий блок теплообменника с газоходом, идущим к дымовой трубе.


Теплообменная поверхность ГПСВ выполнена в виде горизонтального змеевикового пакета с шахматным расположением труб. Применение оребренных труб вместо гладких позволяет уменьшить габариты теплообменника примерно на 30%. Дистанционирование труб в пакете осуществляется с помощью трубных досок. Конструкция трубных досок позволяет обеспечить легкость сборки и ремонта пакета и свободу тепловых расширений труб и самих трубных досок. Все гибы змеевиков выведены за крайние трубные доски пакета в «теплые ящики» для облегчения доступа к ним в целях осмотра и ремонта.





В комплект поставки ГПСВ входят:


• блок теплообменника;


• щиты диффузора и конфузора;


• компенсаторы;


• запорная арматура.


Таблица 6. Технико-экономические показатели ГПСВ


Параметр

Значение

Номинальная тепловая мощность, Гкал/ч

24,7

Температура воды, °С:

на входе

70

на выходе

158

Давление воды на выходе, МПа

2,1

Температура продуктов сгорания, °С:

на входе

345

на выходе

99

Габариты, мм

8750x3230x3050

Масса одного блока, т

50


Основу современных газотурбинных электростанций России составляют газовые турбины мощностью 25—100 МВт.


В последние годы для электроснабжения газовых и нефтяных месторождений получили широкое распространение газотурбинные электростанции мощностью 2,5—25 МВт. Основные характеристики газотурбинных электростанций производства ЗАО «Искра-Энергетика» приведены в табл. 7, ОАО «КМПО» — в табл. 8.


Таблица 7. Основные характеристики газотурбинных электростанций ЗАО «Искра-Энергетика»


Параметр

ГТЭС-2,5

ГТЭС-4

ГТЭС-5

ГТЭС-6

ГТЭС-12

ГТЭС-16

ГТЭС-25

Электрическая мощность, кВт

2500

4000

5000

6000

12000

16000

25000

Напряжение, кВ/частота, Гц

6,3 или 10,5/50

КПД ГТУ, %, не менее

21,4

24,0

26,0

27,0

34,5

37,0

40,0

КПД генератора, %, не менее

97

КПД с утилизаторомтеплообменником, %

48—60

КПД с паровым котлом, %

72—87

Вид топлива

Природный газ, попутный нефтяной газ, жидкое топливо

Расход топливного газа, м3

825

1160

1360

1560

2496

3104

4425

Давление топливного газа, МПа

1,2—1,6

1,8—2,2

2,4—3,2

Температура топливного газа, °С

5—50

Тепловая мощность, Гкал/ч

6

8,2

9,5

10,7

16,7

20,7

30,1

Уровень выбросов NOх/CO, мг/м3

50/100

Уровень звуковой мощности, дБ, не более

80 (при обслуживании), 45 (на расстоянии 700 м)

Ресурс, ч:

до капитального ремонта назначенный

25 000, по техническому состоянию — до 35 000

100 000, по техническому состоянию — до 120 000





Таблица 8. Параметры газотурбинных энергетических установок ОАО «КМПО» (Казанское моторостроительное производственное объединение)


Параметр

ГТЭУ-4

ГТЭУ-16

ГТЭУ-18

ГТЭУ-20

Мощность установки при выработке электрической энергии, МВт

4

16

18

20

Одновременно вырабатываемая тепловая мощность, Гкал/ч

6

20

28

32

Модель устанавливаемого газотурбинного приводного двигателя

НК-127СТ

НК-16СТ

НК-16-18 СТ

НК-19СТ

Модель устанавливаемого электрического генератора

ТК-4-УХ ЛЗ

Т-16-23У З

ТС-20-2Р УЗ

Т-25-23У 3-Г

Наличие редуктора

С редуктором

Без редуктора

Мощность газотурбинного приводного генератора, МВт

4

16

18

20

Электрический КПД на выводах генератора при номинальной мощности, %, не менее

32

30

31

32

Расход топливного газа на номинальном режиме, м3/ч, не более

1340

6100

6540

7060

Коэффициент использования топлива при номинальной мощности

с учетом утилизации тепла, %, не менее

84

Рабочее топливо

Природный газ по ГОСТ 21199—89

Давление топливного газа на входе в двигатель, МПа

2,5

Частота вращения вала свободной турбины привода, мин–1

13000

3000

Температура воздуха в контейнере термоблока, °С, не более

70

Масло, применяемое для обеспечения работы двигателя

МС-8П (ОСТ 38.01163-78)

Масло, применяемое для обеспечения работы генератора

Тп-22 (ГОСТ 9972-74)

Безвозвратные потери масла при работе привода, кг/ч, не более

0,3

0,6

0,7

Содержание вредных веществ

в выхлопных газах, мг/м3, не более: оксидов азота

оксидов углерода

50

50

150

Уровень звуковой мощности на расстоянии 1 м от энергоблока, дБ, не более

80

Номинальное напряжение на клеммах генератора, В

6300/10500

Ресурс до списания энергетической установки, ч

100 000

Ресурс до первого капитального ремонта, ч

25000

20000

25000

Ресурс между капитальными ремонтами, ч

25000

20000

25000



Другие статьи:

Блочные паровые турбогенераторы (мини-ТЭЦ)
Воздушно-отопительное оборудование.
Теплообменное оборудование. Теплообменник. Виды, характеристики устройство теплообменников.