Во всех типах ПГУ с прямым подводом части теплоты топлива в паровой цикл сжигание дополнительного топлива может осуществляться не перед котлом, а между компрессором и турбиной ГТУ. Избыток теплоты, по сравнению с требуемым для подогрева газов до температуры на входе в турбину передается пароводяной среде в расположенных там же поверхностях теплообмена, образующих вместе с устройствами для сжигания топлива высоконапорный парогенератор (ВПГ). Для утилизации теплоты отработавших в ГТУ газов в выходном тракте сохраняются экономайзерные поверхности, работающие при близком к атмосферному давлении с газовой стороны.Принципиальным достоинством схем с ВПГ является уменьшение массы и габаритов котельных поверхностей, работающих в тракте между компрессором и турбиной ГТУ при повышенных давлениях. Оно тем больше, чем меньше степень бинарности комбинированного цикла, т.е. чем большая доля теплоты подводится в паровой цикл в ВПГ, и проявляется при невысоких температурах газов в ГТУ, их небольшой относительной мощности и сжигании топлива с избытками воздуха, близкими к единице. Коэффициент полезного действия ПГУ с ВПГ при работе на жидком топливе и газе высокого давления, сжатия которого для подачи в ВПГ не требуется, повышается на 1%. С уменьшением доли сжигаемого в ВПГ топлива разница в к.п.д. пропорционально ей уменьшается. Вместе с тем ПГУ с ВПГ принципиально менее надежны, чем ранее рассмотренные ПГУ с «низконапорными» котлами, работающими на сбрасываемых из ГТУ газах. Оборудование в этих схемах жестко взаимосвязано, вследствие чего отказ ГТУ, паровой турбины, любого модуля ВПГ или поверхностей в тракте отработавших в ГТУ газов приводит к останову ПГУ до устранения неисправности. Автономная работа паровой или газотурбинной части и их разновременное сооружение невозможны.
Высоконапорный парогенератор конструктивно сложнее обычного котла. Его поверхности теплообмена тесно расположены внутри прочного корпуса, рассчитанного на давление 1–1,5 МПа. В результате предельная паропроизводительность ВПГ определяется транспортными габаритами блоков заводской поставки и составляет 250–350 т/ч на один корпус. Сборку их производят на заводе с использованием специальных приспособлений. Для более мощных ПГУ количество корпусов необходимо увеличивать. Большое количество единиц оборудования затрудняет компоновку и конструкцию газовых трактов высокого давления, увеличивает трудоемкость ремонтов, особенно сложных внутри ВПГ.
Наличие между топкой и газовой турбиной большой массы (сотен тонн) металла поверхностей нагрева ВПГ приводит к выносу в турбину окалины и ускоренному износу ее лопаток. Распространенные ГТУ со встроенными камерами сгорания, например ГТЭ-150, вообще нельзя применить в схемах с ВПГ.
Увеличение доли газотурбинной мощности для повышения экономичности ПГУ с ВПГ вызывает большие трудности. При начальных температурах газов 950–1100 °С в схемах с близким к термодинамически оптимальному соотношением газо- и паротурбинных мощностей происходит вырождение ВПГ. Так как температура газов в нем снижается всего на 300 °С, количество поверхностей теплообмена в ВПГ сокращается, а для охлаждения отработавших в ГТУ газов с 450–550 до 100–150 °С необходимы точно такие же, как в котле-утилизаторе, поверхности. Поскольку именно эти поверхности работают с небольшими температурными напорами, они составляют более 80% поверхности всего котла-утилизатора. Конечно, масса расположенных в ВПГ труб значительно меньше, чем поверхностей аналогичного назначения в котле-утилизаторе, но с учетом прочного корпуса ВПГ суммарная металлоемкость котельного оборудования в ПГУ с ВПГ оказывается больше, чем котла-утилизатора. Увеличение относительного расхода газов и доли теплоты, передаваемой в паровой цикл от отработавших в ГТУ газов, приводит к необходимости переноса из ВПГ в выходной тракт ГТУ части испарительных и пароперегревательных поверхностей с соответствующим усложнением тепловой схемы и трассировки трубопроводов. При дальнейшем повышении начальной температуры газов в ГТУ эти трудности возрастают.
Большинство действующих парогазовых установок, а их мощность составляет в настоящее время в мире несколько тысяч мегаватт, работает по «классическому» бинарному циклу. В этой схеме пар одного или двух давлений, выработанный в котле-утилизаторе (КУ) в результате использования тепла отработанных газов газовой турбины (ГТ), поступает в паровую турбину (ПТ). Повышение начальной температуры газа Тги соответствующей ее оптимальной степени повышение давления в компрессоре πкувеличивают к.п.д. верхней части цикла и установки в целом и изменяют соотношение мощностей ГТ и ПТ в пользу первой. К.п.д. выработки электроэнергии бинарными установками в диапазоне температур ГГ=1050-Н400 °С составляет 46–54%. Дальнейший рост к.п.д. парогазовых установок связан не только с ростом начальных параметров, но и со схемными решениями – переходом к ПГУ с вводом (инжекцией) пара непосредственно в ГТ. Эта схема впервые была предложена академиком С.А. Христиановичем с сотрудниками. В последние годы она нашла достаточно широкое применение за рубежом, получив по латинской аббревиатуре название схемы STIG или при наличии промежуточного охлаждения воздуха в компрессоре схемы ISTIG. В первоначальных вариантах пар в ограниченном количестве вводился в камеру сгорания для снижения образования оксидов азота (так называемый экологический впрыск пара). В последующем количество пара, подаваемого в камеру сгорания, было увеличено. Он стал составлять значительную долю рабочего тела ГТ (энергетический впрыск пара). Это дало возможность поднять удельную (на единицу расхода воздуха на входе в компрессор) мощность ГТУ. И наконец, на третьем этапе вырабатываемый в КУ пар полностью используется в тракте ГТ – большей частью как рабочее тело, а также для охлаждения высокотемпературного лопаточного аппарата ГТ, частично или полностью замещая охлаждающий воздух. Это увеличивает эффективность охлаждения лопаточного аппарата, обеспечивает возможность повышения Тгдо 1500–1600 °С при использовании современных конструкционных материалов и значительно снижает потребную мощность компрессора, что существенно, поскольку доля расхода воздуха на охлаждение при высоких Тг становится чрезвычайно большой (до 15–20%). К.п.д. выработки электроэнергии в установке 18Т1С в диапазоне температур 1400–1600 °С составляет 51–56%. Значительно выше и удельная мощность на единицу расхода рабочего тела ГТ, что позволяет на базе существующего технологического оборудования, прежде всего авиационного, резко увеличить полезную мощность выпускаемых ГТ.
Тепловая схема ПГУ с впрыском пара может быть предельно упрощена: из нее исключаются паровая турбина, конденсатор и соответствующая система охлаждения циркуляционной воды (рис. 1). Это создает предпосылки для существенного снижения капитальных затрат и срока ввода новых установок; при этом основная цель – достижение минимума затрат на получение электроэнергии – достигается не при предельно высоком к.п.д. установки, а при несколько более низких значениях тепловой экономичности, но при существенном упрощении тепловой схемы. Установление оптимального соотношения между целесообразным снижением тепловой экономичности и упрощением тепловой схемы представляет самостоятельную задачу и не является предметом данной статьи. К.п.д. этой установки составляет 55,8% при удельной мощности 1,18 МВт на 1 кг/с воздуха на входе в компрессор низкого давления.
При разработке тепловой схемы высокотемпературной ПГУ с впрыском пара преследовалась цель свести к минимуму затраты на получение электроэнергии, а не достижения максимальной тепловой экономичности. В связи с этим был принят ряд технических решений, направленных на снижение капитальных затрат и не оптимальных с точки зрения к.п.д.:
– выбран сравнительно простой термодинамический цикл с одним промохлаждением воздуха при сжатии;
– общая степень повышения давления и количество впрыскиваемого пара в продукты сгорания установлены ниже оптимальных значений;
– не использовано низкопотенциальное тепло уходящих газов и охлаждаемого воздуха.
Если оптимизировать представленный вариант для достижения максимального к.п.д. и внести ряд усложнений в принципиальную тепловую схему (например, использовать паротурбинный привод компрессора низкого давления, увеличить общую степень повышения давления и впрыск пара в камеру сгорания до оптимального с точки зрения термодинамики значения, уменьшить температурные напоры в котле-утилизаторе и т.п.), к.п.д. ПГУ (нетто) может достигнуть 58,0–58,5%, а при использовании низкопотенциального тепла уходящих газов (снижение их температуры до 105 °С) превысит 60%.
Однако анализ показывает, что подобное увеличение тепловой экономичности не оправдывает значительного усложнения установки и роста капитальных затрат, ухудшающих перспективы практической реализации установки.
Оценки показали, что стоимость выработки электроэнергии на ПГУ, работающих по циклу ISTIG, будет на 10–12% ниже, чем на обычных ПГУ, сочетающих ГТ и ПТ, и на 20–25% ниже, чем на обычных типовых паротурбинных электростанциях, использующих в качестве топлива природный газ, с турбинами К-300–240. Очень существенно (в 3–4 раза) снижаются сроки окупаемости капиталовложений.
В предложенной схеме ПГУ выработанный в КУ пар после прохождения газовой турбины выбрасывается вместе с отработанными газами в атмосферу. Эти потери восполняются химочищенной водой. Требуемая степень чистоты пара, идущего на охлаждение лопаточного аппарата и подаваемого непосредственно в камеру сгорания, разная. Это учитывается в схеме КУ, его водным режимом и схемой сепарации и промывки пара. Проведенные оценки показали, что расходы на химочистку повышенного количества воды в ПГУ с вводом пара не будут превышать 3,5–4% стоимости топлива. Частично они будут скомпенсированы более чем в 3 раза меньшим суммарным потреблением воды установкой на выработанный киловатт-час.