Комбинирование установок снижает потери с уходящими газами ГТУ и этим повышает эффективность используемого дорогостоящего органического топлива. Однако здесь требуется установка утилизационного ГПП, имеющего довольно значительную площадь поверхности теплообмена. В связи с этим необходимо обоснованное решение по выбору основных параметров пиковой ГТУ с тем, чтобы получить максимальный технико-экономический эффект в результате комбинирования двух циклов газового и парового.
Для пиковых эксплуатируемых газотурбинных установок характерны технические решения, обеспечивающие максимальную простоту и дешевизну устанавливаемого оборудования, например, простейшая тепловая и конструкционная схема: одна степень сжатия — одна ступень расширения. Максимальная температура газа на входе в газовую турбину ограничивается таким значением, при котором не возникает необходимости применения сложных и недостаточно освоенных систем охлаждения основных деталей.
Однако один из важнейших параметров цикла ГТУ — степень повышения давления σ — должен выбираться в результате оптимизации. При комбинировании ГТУ и АЭС принятая величина σ довольно сильно влияет на поверхность теплообмена ГПП, так как при ее изменении меняется температура газов на выходе из турбины, а также температурный напор в ГПП. Одновременно из-за изменения температур на напорной стороне компрессора при заданной номинальной мощности расход топлива на ГТУ будет переменным. Если принять постоянным массовый расход газа через ГТУ, то изменение σ будет однозначно определять мощности ГТУ (NГТУ).
В общем виде переменную часть приведенных затрат в производство пиковой энергии в этом случае можно записать в соответствии с (8.1).
Рис. 8.4. Схемы подключения газопарового перегревателя к промежуточной системе турбоустановки АЭС:
а — отключение только пароперегревателя; б — отключение всего СПП; в — отключение половины имеющихся в блоке СПП
Дополнительная пиковая мощность АЭС — может иметь различные значения в зависимости от схемы комбинирования АЭС и ГТУ (рис.'8.4, а—в). Рассмотрим три различные схемы подобного комбинирования. По схеме на рис. 8.4, а при включении ГТУ отключаются полностью все паро-паровые перегреватели. Поток пара после сепаратора подогревается до температуры промперегрева в ГПП уходящими газами ГТУ. По схеме на рис. 8.4, б полностью отключается весь СПП и пар после ПВД нагревается в ГПП, куда поступает газ уже от двух ГТУ (в отличие от схемы на рис. 8.4, а), так как избыточного тепла уходящих газов одной ГТ недостаточно для подогрева пара до требуемой расчетной температуры. Схема на рис. 8.4, в отличается от схемы на рис. 8.4, 6, лишь тем, что отключается только половина всех имеющихся СПП. Схема на рис. 8.4, а может быть реализована, очевидно, только при раздельном выполнении сепараторов и пароперегревателей.
Для оценки затрат в ГПП были проведены его предварительные проработки. Высокий уровень величины кГПП (рис. 8.5) обусловлен низким значением коэффициента теплопередачи от газов к перегреваемому пару и большой потребной поверхностью нагрева.
Рис. 8.5. Зависимость затрат на ГПП от коэффициента теплопередачи в нем
Расчет ГПП проводился нормативным методом. Коэффициенты теплоотдачи по паровой и газовой сторонам определялись номограммным путем для предварительно заданных скоростей газов и пара и геометрии трубного пучка.
Для уточнения среднелогарифмического температурного напора в ГПП проводился тепловой расчет ГТУ.
По результатам расчетов для принятых исходных данных коэффициент теплопередачи составил около 80 Вт/(м2 ·К). Однако, учитывая имеющиеся возможности интенсификации теплообмена в аппаратах такого типа, исследованы и более низкие затраты.
В качестве расчетных взяты тепловые схемы турбины К-1000-60/1500 ПОАТ ХТЗ и ГТ-150-1100. Все параметры пересчитывались на форсировочном режиме для каждой из названных выше схем комбинирования. Дополнительная мощность турбины АЭС по расчетам составила: для схемы на рис. 8.4, а 7,2%; схемы на рис. 8.4, б 12,6%; схемы на рис. 8.4, в 6,1%.
Особо должен быть рассмотрен способ ввода дополнительного свежего пара, вытесненного из СПП, в проточную часть турбин АЭС, как правило, имеющих дроссельное парораспределение. Предварительные исследования показывают целесообразность форсировки повышением давления перед турбиной (в сравнении с внешним байпасированием или наличием исходного дросселирования на номинальном режиме). Некоторое незначительное (до 12—15%) повышение давления не лимитируется пределами прочности применяемых сталей. К тому же известен опыт проектирования ПГ, главных паропроводов на повышенное по сравнению с номинальным начальное давление исходя из роста давления в парогенераторе на нагрузках 70—100%, когда регулирование первого контура ведется по программе с постоянной средней температурой реакторной воды в активной зоне.
Для отыскания оптимальной σ в ГТУ воспользуемся известными расчетными соотношениями, предварительно продифференцировав их в частных производных и приравняв
нулю:
Рис. 8.6. Оптимальная степень повышения давления в комбинированной ПГУ:
------------ для схемы, изображенной на
рис. 8.4, а; рис. 8.4,6;
— · — ·---- рис. 8.4, в
Рис. 8.7. Экономия затрат на выработку пиковой энергии при использовании комбинированных схем ГТУ и АЭС по сравнению с затратами при использовании установки ГТ-150-1100 (обозначения те же, что на рис. 8.6)
Из рис. 8.6 видно, что оптимальные значения σ оказываются наибольшими для схемы на рис. 8.4, в и наименьшими для схемы на рис. 8.4, а. В основном это объясняется различием капиталовложений в пиковую мощность. Анализ показал, что доля дополнительной мощности, получаемой на турбине АЭС за счет ее форсировки, наименьшая в схеме на рис. 8.4, в и наибольшая в схеме на рис. 8.4, а.
В этих условиях более целесообразно повышение σ при одновременном увеличении экономичности газотурбинной части.
На рис. 8.7 представлены результаты расчетов по определению сравнительной эффективности получения пиковой мощности при комбинировании АЭС и ГТУ и для автономной их работы. Как видно из этого рисунка, наибольшая экономия удельных приведенных затрат в производстве пиковой мощности достигается в схеме на рис. 8.4, а, а наименьшая в схеме на рис. 8.4, в. Это также объясняется повышенной долей мощности ГТУ в схеме на рис. 8.4, в, что приближает ее по своим показателям к чисто газотурбинному варианту. Вместе с тем необходимо учитывать, что современные СПП выполняются в виде единого аппарата и организация отбора рабочего тела за сепарационной частью СПП затруднена. Поэтому схема на рис. 8.4, а имеет пока скорее теоретическое, чем практическое значение. По-видимому, следует ориентироваться на схему на рис. 8.4, 6, тем более что по оптимальным параметрам она мало отличается от схемы на рис. 8.4, а.
