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/ч	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