Газотурбинных агрегатов

но-монтажных работ, сроков строительства и численности обслуживающего персонала. ГТУ обладают высокой маневренностью. Широкое распространение газотурбинных электростанций сдерживается трудностью достижения высоких начальных температур газа и использования в ГТУ твердого топлива. Кроме того, мощность ГТУ в настоящее время ограничивается значением 100-200 МВт.

Использование природного газа в энергетике ведется по трем направлениям: 1) перевод существующих угольных станций на газовые, 2) строительство паровых станций на газовом топливе и 3) строительство газотурбинных электростанций.

При наличии газового топлива перевод действующих станций на газ всегда целесообразен, в первую очередь для ТЭЦ (по санитарным соображениям). Что касается строительства газотурбинных электростанций, то задача состоит в повышении мощности газотурбинных установок (ГТУ) и в усовер-

Таблица 2-23 Характеристики паротурбинных, парогазовых и газотурбинных электростанций

Рассмотрим основные принципы работы и принципиальные схемы паротурбинных и газотурбинных электростанций.

За последние годы большие успехи достигнуты в области исследования рациональных циклов и типов газовых турбин и газотурбинных установок. Ввиду трудностей использования твердых топлив, отсутствия достаточно проверенных на практике конструкций газовых турбин, газовых и воздушных компрессоров и необходимых теплообмен-ных аппаратов, обеспечивающих создание рациональных типов газотурбинных электростанций, газовые турбины большой мощности в ближайший период времени не смогут еще получить очень широкого применения на электрических станциях.

Компоновки газотурбинных электростанций, состоящих из ряда блочных однотипных агрегатов, которые расходуют большое количество воздуха и выделяют большое количество продуктов сгорания, выполняются в виде однопролетного здания, в котором размещаются газотурбинные агрегаты со вспомогательным оборудованием, и примыкающего к нему помещения щита управления. Специального помещения для размещения рас-

5.3. ОБЩЕСТАНЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ ГАЗОТУРБИННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Топливное хозяйство газотурбинных электростанций обеспечивает подачу основного и резервного топлива к блочным системам топливоподачи. Его назначение сводится к хранению запасов жидкого газотурбинного топлива, которое обычно является резервным, к организации ввода присадок в топливо для борьбы с коррозией и для интенсификации процесса горения. В топливном хозяйстве осуществляются очистка и промывка жидкого топлива, его подогрев.

Противопожарная система газотурбинных электростанций служит для обнаружения пожара и взрывоопасного состояния в помещениях ГТУ и для тушения пожаров. Датчики определяют концентрацию в воздухе газов, дыма и сопоставляют эти данные с допустимыми. Они реагируют и на максимальную температуру отдельных деталей ГТУ. На рис. 5.22 приведены схема системы сигнализации и пример датчика дифференциального типа.

Затраты на техническое обслуживание и обеспечение эксплуатационной готовности установки — важный показатель при эксплуатации газотурбинных электростанций. Контроль за плановым техническим обслуживанием и осмотрами ГТУ обеспечивает получение экономического эффекта (прибыли) благодаря сокращению вынужденных простоев и отказов при пусках. Это, в свою очередь, ведет к сокращению остановов для внеплановых ремонтов. На рис. 5.38 приведена схема основных факторов, влияющих на планирование технического обслуживания. Роль каждого из этих факторов зависит от режима эксплуатации, которого придерживаются на электростанции. Типовая программа технического обслуживания включает в себя ряд обязательных элементов: хорошее знание и понимание условий эксплуатации энергетической ГТУ, имеющей ряд особенностей по сравнению с другими энергетическими установками; обучение эксплуатационного и ремонтного персонала; оптимальную программу технического обслуживания; регулярные осмотры оборудования; обеспеченность запчастями; диагностические системы сбора эксплуатационных показателей; немедленное выполнение ремонта и осуществление мероприятий по поддержанию оборудования в рабочем состоянии; соблюдение заводских инструкций и др.

До последнего времени 77% ТЭС работали на импортном жидком топливе. После 1973 г. электроэнергия, вырабатываемая японскими ТЭС, работающими на угольном топливе, стала дешевле на 50—60%, чем стоимость электроэнергии, вырабатываемой на жидком топливе. Теперь все крупные ГЭС Японии строятся и проектируются на угле. В 1973 г. в Японии находились в эксплуатации и строительстве 24 ТЭС. КПД лучших из них превышает 40 %. На крупных ТЭС начали применять установку газотурбинных агрегатов. Общая мощность таких агрегатов в 1973 г. составила 744 МВт. Доля ТЭС в общей выработке электроэнергии в стране в 1972 г. составляла более 77%.

В конструкции газотурбинных агрегатов можно отличить два направления. Особенностями первого направления являются выполненная отдельно от турбины камера сгорания, самостоятельные конструкции компрессоров и турбин и связь между этими элементами газотурбинной установки, осуществляемая в виде воздухопроводов и газопроводов рациональной конструк-

Мощность газотурбинных агрегатов для привода компрессоров на перекачивающих станциях магистральных газопроводов-достигает 10—25 МВт. Количество компрессоров с газотурбинным приводом на отдельных компрессорных станциях достигает 10—12 единиц, а общая мощность станций 50 МВт. Приводные ГТУ таких станций мощностью 4—9 МВт имеют к. п. д. 25—27%.

В ИДТИ выполнены проектные разработки парогазового блока мощностью 400 МВт, состоящего из котлоагрегата под наддувом паропроизводительностью 800 т/ч, паровой турбины мощностью 300 МВт с параметрами пара 240 ата, 560/565° С и двух газотурбинных агрегатов мощностью по 30/50 МВт с начальной температурой 770° С. Тепловая схема блока представлена на рис. 44. Экономайзеры включены параллельно регенеративным подогревателям питательной воды. Отвод питательной воды в экономайзер после подогревателя ПНД-2 обеспечивает при номинальной нагрузке температуру уходящих газов не свыше 140° С при температурном напоре на холодном конце экономайзера 30° С. Топливо — угольная пыль.

Интересны конструкции одновальных газотурбинных агрегатов ПГУ «Хохе Ванд» и корабельных ВПГ США. В этих агрегатах компрессор и газовая турбина находятся на общем валу, опирающемся на два подшипника, что сводит к минимуму потери с утечками газа и воздуха через концевые уплотнения, так как на стороне высокого давления уплотнения отсутствуют. Такая конструкция уменьшает также габаритные размеры и вес агрегата.

Таблица 14. Характеристики газотурбинных агрегатов ПГУ

Тепловой расчет схемы регенеративного подогрева питательной воды из отборов паровой турбины производится по общепринятой методике. Однако расход воды через регенеративные подогреватели в схеме ПГУ определяется с учетом использования части воды для охлаждения газов после экономайзера и воздуха в промежуточных охладителях газотурбинных агрегатов сложной схемы. Таким образом, расход воды через регенеративный подогреватель может быть определен по формуле

1) степень повышения давления воздуха в КНД для газотурбинных агрегатов ПГУ с одним промежуточным нагревом газов и охлаждением воздуха

При расчете газотурбинных агрегатов ПГУ предварительно выбираются их схемы, начальные параметры и к. п. д. компрессоров и газовых турбин. Остальные величины определяются по известным формулам.

Для современных газотурбинных агрегатов можно принимать т)к_с = 0,98^-0,99; TJ" = 0,99^-0,995; ц1 = 0,985-нО,99; сопротивления экономайзеров ПГУ с ВПГ могут находиться в пределах Лрн.д = 0,07^-0,10 ата.

Правильность полученных на основе приведенных сравнений данных подтверждается опытом длительной эксплуатации ряда паро- и газотурбинных агрегатов и дает основание ставить вопрос и повышении удельных давлений в соединениях турбинных деталей и расширении технических требований на пригонку этих соединений.