Основы современной малой энергетики

Снижение выбросов оксидов азота в газотурбинных и парогазовых установках электростанций

Особенности газотурбинных и парогазовых

установок электростанций

Газотурбинные и парогазовые установки – одни из самых перспективных энергетических установок для производства электрической и тепловой энергии. Их широкое применение во многих странах мира позволило существенно повы­сить экономичность электростанций и улучшить их экологические характеристики.

Газотурбинная установка (ГТУ) служит, как правило, основным звеном технологического процесса в схемах ПГУ и определяет специфику их работы. Современные тепловые схемы ГТУ выполнены по так называемой простой схеме, т. е. без промежуточного охлаждения воздуха и промежуточного подогрева продуктов сгорания. Газотурбинная установка с открытой схемой (рис. 4.9) состоит из осевого компрессора (ОК), камеры сгорания (КС) и газовой турбины (ГТ). Электрический генератор (ЭГ) обычно присоединяется к ГТУ посредством соединительной муфты со стороны всаса воздуха в компрессор. Атмосферный воздух подается в компрессор через комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ), которое обеспечивает поступление в осевой компрессор воздуха при остаточной среднегодовой запыленности не более 0,3 мг/м3, концентрации пыли с размером частиц более 20 мкм не выше 0,03 мг/м3. Современные ГТУ в большинстве случаев изготавливают одновальными с двухопорной конструкцией ротора.

Рабочими телами в ГТУ служат сжимаемый в компрессоре воздух и продукты сгорания топлива, поступающие после камеры сгорания в газовую турбину для расширения. Начальными параметрами рабочего цикла можно считать температуру Т3 и давление р3 газов перед ГТ.

Обязательным элементом современной ГТУ должна быть система охлаждения большинства ее горячих деталей. Охлаждаются почти все лопатки газовой турбины, а также диски рабочих колес и корпусные детали. При начальной температуре газов 1100 – 1300 °С допустимая температура лопаточного аппарата не должна превышать 900 °С по условиям длительной прочности. Для охлаждения обычно используют цикловой воздух, отбираемый за отдельными ступенями компрессора, и применяют открытую систему воздушного охлаждения почти всех рабочих ступеней газовой турбины. На эти цели расходуется до 15 % всасываемого компрессором воздуха, часть которого может предварительно охлаждаться в теплообменнике-воздухоохладителе.

Рис. 4.9. Простейшая тепловая схема

На рисунке обозначено: ОК – осевой компрессор; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; ЭГ – электрогенератор; ГТУ – газотурбинная установка; КУ – котел-утилизатор; ПТУ – паротурбинная установка; К – конденсатор; Н – насос; – электрическая мощность ГТУ и ПТУ; – теплота сжигаемого в ГТУ топлива

Газодинамический расчет осевого компрессора и определение характеристик установки в целом осуществляют для стандартных внешних условий при принятом сопротивлении систем всаса воздуха и выхлопа уходящих газов. В соответствии с требованиями Международной организации стандартов ISО, таковыми являются номинальная нагрузка и следующие параметры наружного воздуха: Тнв = 288 К (+15 °С), давление рнв = 0,1013 МПа, влажность dнв = 60 %. Такой режим работы ГТУ можно назвать расчетным (базовым). Однако ГТУ практически редко работают в таком режиме, так как изменяются начальные параметры воздуха и газа, частота тока в сети, электрическая нагрузка, сопротивление газовоздушного тракта, в результате чего меняются и основные показатели установки - мощность и КПД.

Выхлопные газы ГТУ имеют высокую температуру, которая в зависимости от начальных параметров воздуха и степени его сжатия в компрессоре составляет 500-630 °С. Содержание окислителя в этих газах находится на уровне 12-16 % при избытке воздуха 2,8-4,0. Эти значения уменьшаются при увеличении начальной температуры газов. Данное обстоятельство делает целесообразным использование ГТУ в различных тепловых схемах ПТУ.

Наибольшее распространение получили ПГУ с котлом-утилизатором (рис. 4.9). В них выхлопные газы ГТУ направляются в котел-утилизатор, где значительная часть теплоты передается пароводяному рабочему телу и генерируется перегретый пар, который поступает в паровую турбину.

Современные энергетические ГТУ, работающие на природном газе, дают весьма низкие уровни выбросов оксида азота.

Под подразумевается содержание в выхлопных газах оксидов азота (NO и NО2). В стандартных случаях NOX всегда рассчитывается как NО2 (молярная масса 46).

Под терминами «концентрация NOX», «содержание NOX» и «уровень NOX» обычно подразумевается количество NOX, в ррm. Для того чтобы привести концентрацию NOX во влажном газе к содержанию его в сухом газе или наоборот, используется формула

где - средняя концентрация МО, при реальном значении концентрации Н2О (%) во влажных газах; - то же для сухого газа; Н2О - заданное влагосодержание, измеренное в процентах (по объему).

Эта формула применима для перевода концентраций всех компонентов, содержащихся в выхлопных газах, из содержания в сухом газе в содержание во влажном газе и наоборот (за исключением Н2О). Реальное содержание О2 во влажном газе не равно содержанию О2 в сухом газе, т. е. нужно использовать вышеприведенную формулу.

Рис. 4.10 Схема установки СКВ DENOX фирмы «Хальдор Топсе АО»

для СКВ оксидов азота NOX

На рисунке обозначено: 1 - инжекторная решетка с соплами для подачи разбавленных паров водного раствора аммиака в поток выхлопных газов ГТУ; 2 - испаритель водного раствора аммиака; 3 - газодувка на байпасе выхлопных газов ГТУ; 4 - смеситель паров водного раствора аммиака с выхлопными газами байпасного потока; 5 - байпасный поток газов; 6 - клапан контроля водного раствора аммиака; 7 - насос подачи водного раствора аммиака с системой постоянного давления в коллекторе; 8 - бак хранения водного раствора аммиака; 9 - расходомер; 10 - катализатор

Для пересчета концентрации NOX в газовой смеси, содержащей любую концентрацию кислорода, в концентрацию газовой смеси, содержащей 15 % О2 (стандартная концентрация кислорода в газовой смеси), используется другая формула:

,

где - концентрация NOX, отнесенная к Z % объемной концентрации в О2 в сухом газе; – концентрация NOX, отнесенная к 15 % объемной концентрации в О2 в сухом газе.