Обратимся теперь к циклу, который лежит в основе развития современной энергетики – бинарному парогазовому циклу. Правильнее было бы назвать его газопаровым, потому что основная часть работа производится в верхней (газотурбинной) ступени. Еще одно встречающееся название подобного цикла – цикл Брайтона-Ренкина, поскольку данные циклы спользуются в первой и второй бинарных ступенях.
Здесь цикл 1–2–3–4–1 —цикл газотурбинной установки (цикл Брайтона) является первой (верхней) ступенью бинарного цикла. Подведенное к первой ступени тепло обозначено Q1, отводимое из газотурбинного тепло назовем бинарным QБ, Тем самым подчеркнем, что это тепло, которое может быть подведено ко второй (бинарной) ступени цикла. Чтобы максимально использовать QБ, цикл второй ступени должен соответствовать контуру a–b–c–3–d–a, форма которого близка к треугольнику, посему условно будем называть его «треугольным».
Среди технически освоенных в настоящее время термодинамических циклов ближе всего приближается к треугольному циклу цикл Ренкина на паре сверхкритических параметров. Однако возможности его применения пока ограничены. Последнее связано с тем, что для исключения повышенной влажности водяного пара в конце процесса расширения пара, его начальная температура должна быть на уровне 620–650 ºС, что пока ниже температуры газов на выходе большинства современных ГТУ. Таким образом, ограничивающим фактором применения цикла сверхкритических параметров является значение ТКТ (см. рис. 2). Конечно, можно было бы применить цикл сверхкритических параметров не на воде, а на какой-либо низкокипящей жидкости, однако дороговизна таких жидкостей пока сдерживает их применение в энергетике.
Еще один путь повышения эффективности второй бинарной ступени сопряжен с дополнительным подводом тепла к выхлопным газам ГТУ за счет дожигания в них новой порции топлива. Избыток воздуха α в выхлопных газах ГТУ находится в пределах 2,5–4,5, поэтому в них технически возможно сжигание топлива. В результате удается увеличить количество генерируемого пара, его параметры, ввести промежуточный перегрев пара, улучшить маневренные качества установки и др. На рисунке пунктиром показан процесс дожигания топлива а–а' и соответствующее ему дополнительное тепло Qкд. На том же рисунке, также пунктиром, показана возможность увеличения параметров цикла Ренкина с перегревом до температуры, соответствующей точке а'.
Наиболее близок по форме к треугольному циклу цикл Ренкина с перегревом пара. На рисунке в треугольный цикл вписан простейший цикл Ренкина с одним перегревом пара. На рисунке ему соответствует контур a–c–d–e–a, охватывающий зачерненную площадь.
В приведенном классическом бинарном цикле имеет место только один подвод тепла Q1 в камере сгорания ГТУ. Нагревание, испарение и перегрев пара в нижней ступени осуществляется за счет передачи тепла уходящих газов ГТУ. Техническое устройство для передачи указанного тепла называется котлом-утилизатором. Котел-утилизатор является обычным конвективным газо-водяным теплообменником, имеющим как минимум три зоны: экономайзерную, испарительную зоны и зону пароперегрева.
Конечно, степень использования бинарного тепла QБ можно увеличить, если заменить во второй ступени один цикл Ренкина на несколько подобных совмещенных циклов разного давления. В пределе таким приемом можно дойти до треугольного цикла. Однако техническая реализация такого приема сложна и применима в ограниченных масштабах.
Слайд
На следующем рисунке дан пример бинарного цикла, в нижней ступени которого использованы три цикла Ренкина разного давления, соответственно циклы А, Б и В.
Если заменить в нижней бинарной ступени один пароводяной цикл на несколько циклов разного давления, то, соответственно, потребуется несколько паровых турбин, что сложно и металлоемко. Вместо этого для подобных ПГУ разработаны специальные паровые турбины. Их проточная часть разделена на несколько частей. Первая часть рассчитана на пропуск пара самых высоких параметров (цикл А на рис. 3). Далее к пару, отработавшему в первой ступени, примешивают пар, получаемый по циклу Б (рис. 3), и оба потока совместно расширяются в следующей части турбины. Потом примешивается пар, генерируемый по циклу В, и уже три смешанные потока совместно расширяются в следующей части турбины.
Слайд
Итак, если делать вывод по всем парогазовым установкам, то:
Преимущества:
ü Парогазовые установки позволяют достичь электрического КПД более 60 %. Для сравнения, у работающих отдельно паросиловых установок КПД обычно находится в пределах 33-45 %, для газотурбинных установок — в диапазоне 28-42 %;
ü Низкая стоимость единицы установленной мощности;
ü Парогазовые установки потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками;
ü Короткие сроки возведения (9-12 мес.);
ü Нет необходимости в постоянном подвозе топлива ж/д или морским транспортом;
ü Компактные размеры позволяют возводить непосредственно у потребителя (завода или внутри города), что сокращает затраты на ЛЭП и транспортировку электроэнергии;
ü Более экологически чистые в сравнении с паротурбинными установками.
Слайд
Недостатки:
Необходимость осуществлять фильтрацию воздуха, используемого для сжигания топлива;
Ограничения на типы используемого топлива. Как правило, в качестве основного топлива используется природный газ, а резервного — дизельное топливо. Применения угля в качестве топлива возможно только в установках с внутрицикловой газификацией угля, что сильно удорожает строительство таких электростанций. Отсюда вытекает необходимость строительства дорогих коммуникаций транспортировки топлива — трубопроводов;
Сезонные ограничения мощности. Максимальная производительность в зимнее время.
Слайд
Газопаровые установки
В газотурбинных установках простого цикла с целью уменьшения температуры газа перед турбиной до приемлемых значений в камеру сгорания подается от компрессора воздуха больше, чем это требуется для сгорания топлива. Для сжатия избыточного воздуха затрачивается значительная доля работы турбины. Эту работу можно уменьшить, если уменьшить коэффициент избытка воздуха, что может быть достигнуто за счет ввода в цикл дополнительного рабочего тела, которое требует малых затрат энергии на его сжатие. Этому требованию отвечает пароводяное рабочее тело. Ввод пароводяного рабочего тела в газовый поток является средством повышения удельной работы установки. Соответственно увеличивается мощность ГТУ и КПД.
Газопаровые установки подразделяются на установки с впрыском пара (контактные) в газовый тракт и установки с вводом в газовый тракт воды и пароводяной смеси (полуконтактные). В первом случае пар, генерируемый в котле-утилизаторе, вводится в тракт высокого давления после компрессора (в камеру сгорания) и испарение происходит в потоке продуктов сгорания. Во втором случае вода или пароводяная смесь испаряется в самом тракте высокого давления как до, так и после камеры сгорания. В обоих типах ГПУ предусматривается химическая очистка поступающей воды. В обоих случаях пары воды вместе с уходящими продуктами сгорания выбрасываются в атмосферу, что приводит к потере теплоты испарения этой воды и самой воды. В установках типа «Водолей» данный недостаток устранен введением контактного конденсатора, в котором конденсируются содержащиеся в отработанных газах водяные пары, и вода вновь возвращается в цикл установки.
Слайд
Рассмотрим газопаровые установки, контактного типа.
На рисунке, а представлена принципиальная схема контактной газопаровой установки (ГПУ) при вводе воды(а) или пара(б), для генерации которого предусмотрен котел-утилизатор, работающий на отходящей теплоте газовой турбины. Испарительная камера может быть расположена как перед камерой сгорания, так и за ней. Ввод пароводяного рабочего тела целесообразен в тракт высокого давления, при котором затраты работы на сжатие минимальны. Ввод воды или пара увеличивает расход рабочего тела через турбину, а, следовательно, и её работу. Так как требования к чистоте вводимой среды достаточно высокие, в схеме предусмотрена химическая очистка поступающей воды.
Слайд
Рассмотрим контактный парогазовый цикл в T-s диаграмме.
Для наглядности изображения работы контактной установки и для упрощения ее термодинамического анализа общий процесс, совершаемый смесью газа и пара, условно заменим двумя процессами, которые определяются каждым из компонентов рабочего тела. В соответствии с этим допущением идеальный цикл контактной установки представлен на рисунке. Площадь l—2t—3—4t представляет собою газовый цикл, точки а — b — с — d — et — k — паровой цикл. Процесс расширения пара заканчивается в точке е, а затем следует охлаждение отрабатываемого перегретого пара в котле-утилизаторе до температуры в точке m, соответствующей температуре уходящих газов, и в окружающем воздухе до полной его конденсации. Теплоту высокого потенциала (теплоту сгорания топлива) qтоп разделим на две части: одна (qгтоп) подводится к газу, другая (qптоп) — к пароводяному рабочему телу. Часть отходящей теплоты обоих компонентов используется в утилизационном теплообменнике. При этом от газового цикла утилизируется теплота qгyт, эквивалентная площади 4t—4t'—5'—5, а от парового цикла — теплота qпyт, эквивалентная площади et —e't —m' —m. Чем больше теплота утилизации qyт = qпyт + qгyт, тем меньше затраты теплоты сгорания топлива в паровой части qптоп при заданном расходе пара, или больше расход пара при заданном расходе топлива.
При отсутствии утилизации отходящей теплоты затраты qптоп возрастают, и её количество зависит от температуры вводимой воды (точка а).
Максимальные значения КПД контактной установки определяются введенными ограничениями на работу котла-утилизатора. При принятом уровне температур уходящих из котла-утилизатора газов порядка 120–160 °С КПД установки при степени сжатия 18 достигает 43%, что на 9–10 % превышает КПД ГТУ при тех же параметрах газа.
Слайд
Недостатком газопаровых установок открытого цикла является потеря химически подготовленной питательной воды с уходящими газами. При этом непрерывный выброс большого количества водяного пара в окружающую среду существенно влияет на экологическую обстановку окружающей среды. Проблема эта была решена созданием газопаровой установки закрытого цикла типа «Водолей». На выходе ГТД устанавливается утилизационный котел(2), производящий водяной пар, подаваемый в камеру сгорания ГТУ. Поток парогазовой смеси, покидающий котел-утилизатор, поступает в контактный конденсатор(3), где с помощью впрыскиваемой против потока газа охлаждающей воды достигается конденсация водяного пара. Смесь охлаждающей воды и конденсата отводится из контактного конденсатора в бак-накопитель(4), откуда предварительно очищенная вода поступает в котел-утилизатор, а также через охладитель – в контактный конденсатор. Пар, подаваемый в камеру сгорания ГТД, состоит из двух частей: большей части (около 90%) – так называемый энергетический впрыск пара, подаваемого непосредственно в камеру сгорания и «ответственного» за увеличение мощности турбины, и меньшей части (порядка 10%) – так называемый экологический впрыск пара, подаваемого в топливные форсунки с целью уменьшения вредных выбросов в продуктах сгорания за счет снижения температуры горения.
Газопаровые установки типа «Водолей» наиболее перспективны для применения в маловодных регионах или в местах, где есть затруднения в подготовке большого количества котловой воды.