Термодинамічний аналіз традиційних циклів ГТУ і ПТУ показує, що у процесі їх реалізації мають місце великі втрати работоздатності (ексергії). У ПТУ основні втрати виникають у процесі підведення теплоти до робочого тіла, а в ГТУ - у. процесі відведення теплоти від робочого тіла до холодного джерела.
Прагнення поєднати переваги і зменшити недоліки традиційних циклів ГТУ і ПТУ зумовило створення бінарних парогазових установок (БПГУ), подальший розвиток яких гальмується рядом властивих їм недоліків. Загальним недоліком усіх БПГУ є ускладнення теплової схеми ТЕС, що збільшує капітальні витрати на будівництво станції та експлуатаційні витрати і знижує надійність роботи устаткування.
Щодо цього перспективними є ГПУ, у яких замість газової та парової турбіни застосовують одну турбіну, що працює на суміші продуктів згорання і пари. Спрощену схему такої ГПУ показано на рис. 8.6.
Рис. 8.6. Схема ГПУ, що працює за циклом STIG: 1 - компресор; 2 - камера згорання; З - газопарова турбіна; 4 - електрогенератор; 5 - парогенерувальний контур |
Установки такого типу називають STIG (Steam Intention Gas Turbine) і ще контактними ПГУ. Під час реалізації циклу STIG пара генерується в теп-лоутилізаційному контурі і далі змішується з продуктами згорання, після чого газопарове робоче тіло надходить до турбіни. При цьому зменшуються суттєві обмеження в БПГУ щодо відносної кількості водяної пари та підвищення рівня її температури, недосяжного у традиційних ПГУ та ПТУ. Робочим тілом у компресорі є повітря, а у турбіні - суміш продуктів згорання і пари.
Висока ефективність циклу STIG зумовлена двома обставинами: використанням теплоти газів після турбіни (у теплоутилізаційному контурі) з метою генерування перегрітої пари і підвищенням коефіцієнта корисної роботи, що визначають зі співвідношення
(8.5)
де lн - робота нагнітача (компресора і насоса); lт - корисна робота турбіни.
Для ГТУ, що працює за циклом Брайтона, робота компресора становить 60-70 % від корисної роботи газової турбіни. Водночас робота живильного насоса в циклі ПТУ - усього декілька відсотків від корисної роботи парової турбіни. У результаті дії зазначених факторів значно підвищується ККД циклу STIG порівняно з традиційним циклом Брайтона (за однакових початкових параметрів) та збільшується питома потужність.
Свого часу фірма General Electric освоїла випуск ГТУ за циклом STIG, ККД яких досягав 43 %, тобто відповідав рівневі економічності ПТУ, що працюють із закритичними параметрами пари.
Подальше підвищення ККД циклу STIG гальмується такими обставинами: потрібна хімічна очистка води, що збільшує експлуатаційні витрати; температура димових газів після теплоутилізаційного контуру циклу STIG ще досить висока і становить 150...160 °С.
Зменшення (або повне усунення) витрат на хімводоочистку з одночасним зниженням температури димових газів стає можливим за рахунок використання неізотермічного процесу конденсації у конденсаторі контактного типу.
Зменшення коефіцієнта надлишку повітря в камері згорання аж до використання «стехіометричного» горіння (у результаті чого підвищується паромісткість суміші в контактному конденсаторі) в сукупності зі зниженням температури димових газів до 80...86 °С уможливлює практично повну конденсацію водяної пари, зокрема хімічної вологи палива.
Істотним моментом підвищення ефективності циклу STIG є використання додаткового ступеня випаровування у вигляді неізотермічного апарата контактного типу.
Одну з можливих схем реалізації циклу ГПУ з неізотермічними процесами випарову-вання та конденсації показано на рис. 8.7.
Рис. 8.7. Схема ГПУ, що працює за циклом «Водолій»: 1 - компресор; 2 - камера згорання; 3 - газопарова турбіна; 4 - електрогенератор; 5 - парогенерувальний контур; б - контактний конденсатор; 7 - контактний випарник
У зв'язку з генеруванням надлишкового конденсату в хвостовій частині теплоутилізаційного контуру установки такого типу одержали назву «Водолій». Використання циклів «Водолій» (рис. 8.7) в енергетичних установках дозволяє:
- довести ККД ТЕС до 48-49 %, а в перспективі - до 60 %;
- під час роботи на газоподібному і рідкому паливі поєднати газопарову технологію виробництва енергії з «мокрою» технологією зниження емісії токсичних оксидів азоту до рівня 40 мг/м3 (з концентрацією кисню в продуктах згорання 15 %);
- забезпечити власні потреби в прісній воді та її постачання стороннім споживачам;
- розчинити частину СО2, що міститься в димових газах під час конденсації водяної пари, і помітно зменшити викиди СО2 в атмосферу порівняно з установками інших типів;
- поєднати газопарову технологію з внутрішньоцикловою технологією газифікації твердого палива;
- за потреби здійснити комбіноване виробництво теплової і електричної енергії;
- зменшити локальне теплове забруднення навколишнього середовища.