Електроцентралите с комбиниран цикъл са комбинация от парни и газови турбини. Такава комбинация позволява да се намалят загубите на отпадна топлина на газовите турбини или топлината на димните газове на парните котли, което осигурява повишаване на ефективността на инсталациите с комбиниран цикъл (CCGT) в сравнение с отделно взетите парни турбини и газови турбини. .
В момента има два вида инсталации с комбиниран цикъл:
а) с котли с високо налягане и с изхвърляне на отработените газове от турбината в горивната камера на конвенционален котел;
б) използване на топлината на отработените газове на турбината в котела.
Схематичните диаграми на CCGT от тези два типа са показани на фиг. 2.7 и 2.8.
На фиг. 2.7 показва схематична диаграма на CCGT с парен котел с високо налягане (HSG) 1 , който се захранва с вода и гориво, както в конвенционална топлоцентрала за производство на пара. Парата под високо налягане влиза в кондензационната турбина 5 , на същия вал, с който е разположен генератора 8 . Отработената пара от турбината първо влиза в кондензатора. 6 и след това с помпа 7 се връща в казана 1 .
Фиг. 2.7. Принципна диаграма на CCGT с VPG
В същото време газовете, образувани по време на изгарянето на гориво в котела, с висока температура и налягане, се изпращат към газовата турбина 2 . На същия вал с него има компресор 3 , както при конвенционална газова турбина, и друг електрически генератор 4 . Компресорът е предназначен за изпомпване на въздух в горивната камера на котела. Турбинен изпускател 2 също така загрява захранващата вода на котела.
Такава CCGT схема има предимството, че не изисква димоотвод за отстраняване на димните газове на котела. Трябва да се отбележи, че функцията на вентилатора се изпълнява от компресора 3 . Ефективността на такъв CCGT може да достигне 43%.
На фиг. 2.8 показва схематична диаграма на друг тип CCGT. За разлика от PGU, показан на фиг. 2.7 газ към турбина 2 идва от горивната камера 9 а не от котела 1 . Допълнително прекаран в турбината 2 газове, наситени с до 16–18% кислород поради наличието на компресор, влизат в котела 1 .
Такава схема (фиг. 2.8) има предимство пред CCGT, разгледана по-горе (фиг. 2.7), тъй като използва котел с конвенционален дизайн с възможност за използване на всякакъв вид гориво, включително твърдо гориво. В горивната камера 3 в същото време се изгаря много по-евтин газ или течно гориво, отколкото в схемата CCGT с парен котел с високо налягане.
Фиг. 2.8. Схематична диаграма на CCGT (разрядна верига)
Такава комбинация от два блока (пара и газ) в общ блок с комбиниран цикъл създава възможност за получаване на по-висока маневреност в сравнение с конвенционална топлоелектрическа централа.
Принципна схема на атомни електроцентрали
По предназначение и технологичен принцип на работа атомните електроцентрали практически не се различават от традиционните ТЕЦ. Тяхната съществена разлика се състои, първо, във факта, че в атомните електроцентрали, за разлика от топлоелектрическите централи, парата се генерира не в котела, а в активната зона на реактора, и второ, че атомните електроцентрали използват ядрено гориво, който включва изотопите уран-235 (U-235) и уран-238 (U-238).
Характеристика на технологичния процес в атомните електроцентрали е и образуването на значителни количества радиоактивни продукти на делене, поради което атомните електроцентрали са технически по-сложни от топлоелектрическите централи.
Схемата на АЕЦ може да бъде едноконтурна, двуконтурна и триконтурна (фиг. 2.9).
Ориз.2.9. Принципни схеми на АЕЦ
Схемата с една верига (фиг. 2.9, а) е най-простата. Освободен в ядрен реактор 1 поради верижната реакция на ядрено делене на тежки елементи, топлината се пренася от охлаждащата течност. Често парата се използва като топлоносител, който след това се използва както в конвенционалните парни турбини. Обаче парата, генерирана в реактора, е радиоактивна. Следователно, за да се защити персоналът на атомната електроцентрала и околната среда, по-голямата част от оборудването трябва да бъде защитено от радиация.
Съгласно двуконтурни и триконтурни схеми (фиг. 2.9, b и 2.9, c), топлината се отстранява от реактора чрез охлаждаща течност, която след това пренася тази топлина директно към работната среда (например, както в двуконтурен контурна схема през парогенератор 3 ) или през охлаждащата течност на междинния кръг (напр. като в трикръгова верига между междинен топлообменник 2 и парогенератор 3 ). На фиг. 2,9 цифри 5 , 6 И 7 показани са кондензаторът и помпите, изпълняващи същите функции като в конвенционална топлоелектрическа централа.
Ядреният реактор често се нарича "сърцето" на атомната електроцентрала. В момента има доста видове реактори.
В зависимост от енергийното ниво на неутроните, под въздействието на което се извършва деленето на ядреното гориво, атомните електроцентрали могат да бъдат разделени на две групи:
АЕЦ с реактори с топлинни неутрони;
АЕЦ с реактори на бързи неутрони.
Под въздействието на топлинни неутрони само изотопите на уран-235 са способни на делене, чието съдържание в естествения уран е само 0,7%, останалите 99,3% са изотопи на уран-238. Под въздействието на неутронен поток с по-високо енергийно ниво (бързи неутрони) от уран-238 се образува изкуствено ядрено гориво плутоний-239, което се използва в реактори на бързи неутрони. По-голямата част от работещите в момента енергийни реактори са от първи тип.
Принципна схема на ядрен енергиен реактор, използван в двуконтурна АЕЦ, е показана на фиг. 2.10.
Ядреният реактор се състои от активна зона, рефлектор, охладителна система, система за управление, регулиране и управление, корпус и биологична защита.
Активната зона на реактора е зоната, където се поддържа верижната реакция на делене. Състои се от делящ се материал, охлаждащ неутронен модератор и отражател, контролни пръти и структурни материали. Основните елементи на активната зона на реактора, които осигуряват отделянето на енергия и самоподдържането на реакцията, са делящият се материал и модераторът. Активната зона е отдалечена от външни устройства и работа на персонала чрез защитна зона.
За съжаление преходът към изграждането на когенерационни централи с комбиниран цикъл (CCGT CHPP) вместо парни турбини доведе до още по-рязко намаляване на топлогенерацията в общото производство на енергия. Това от своя страна води до увеличаване на енергийната интензивност на БВП и намаляване на конкурентоспособността на местните продукти, както и увеличаване на разходите за жилищни и комунални услуги.
¦ висока ефективност на производството на електроенергия в ТЕЦ CCGT по кондензационен цикъл до 60%;
¦ Трудности при разполагането на когенерационни централи CCGT в условия на гъсто градско застрояване, както и увеличаване на доставките на гориво за градовете;
¦ Съгласно установената традиция когенерационните централи и паротурбинните станции са оборудвани с Т-тип когенерационни турбини.
Изграждане на когенерационна централа с турбини тип P от 90-те години на миналия век. миналия век, практически е прекратено. Във времената преди перестройката промишлените предприятия представляват около 60% от топлинния товар в градовете. Тяхната нужда от топлина за упражнения технологични процесибеше сравнително стабилен през цялата година. В часовете на сутрешния и вечерния максимум на потреблението на електроенергия в градовете пиковете на електрозахранването бяха изгладени чрез въвеждане на подходящи режими за ограничаване на доставките. електрическа енергия индустриални предприятия. Инсталирането на турбини от тип P в когенерацията е икономически оправдано поради по-ниската им цена и по-ефективното използване на енергийните ресурси в сравнение с турбините от тип T.
Последните 20 години поради рязък спад промишлено производствоначинът на енергоснабдяване на градовете се промени значително. В момента градските ТЕЦ работят по график за отопление, при който летният топлинен товар е само 15-20% от изчислената стойност. Дневният график на потреблението на електроенергия стана по-неравномерен поради включването на електрическо натоварване от населението във вечерните часове, което е свързано с масово увеличение на доставката на електроенергия за населението. домакински уреди. В допълнение, изравняването на графика на потреблението на енергия чрез въвеждане на подходящи ограничения за промишлените потребители поради малкия им дял в общото потребление на енергия се оказа невъзможно. Единственият не много ефективен начинРешението на проблема беше намаляването на вечерния максимум поради въвеждането на намалени тарифи през нощта.
Ето защо в парни турбини за когенерация с турбини от тип P, където производството на топлинна и електрическа енергия е тясно свързано, използването на такива турбини се оказа нерентабилно. Турбините с обратно налягане вече се произвеждат само при ниска мощност, за да се подобри ефективността на градските парни котли чрез превключването им в режим на комбинирано производство на енергия.
Такъв установен подход беше запазен и при изграждането на ТЕЦ ПГУ. В същото време няма твърда зависимост между доставката на топлинна и електрическа енергия в комбинирания цикъл. В тези станции с турбини от тип P покриването на вечерния максимален електрически товар може да се извърши чрез временно увеличаване на подаването на електроенергия в цикъла на газовата турбина. Краткосрочното намаляване на подаването на топлина към топлоснабдителната система не оказва влияние върху качеството на отоплението поради капацитета за съхранение на топлина на сградите и отоплителната мрежа.
електрическа схема CCGT CHPP с турбини с обратно налягане включва две газови турбини, котел за отпадна топлина, турбина тип P и пиков котел (фиг. 2). Пиковият котел, който може да бъде инсталиран извън площадката на ПГУ, не е показан на диаграмата.
От фиг. 2, може да се види, че CCGT CHPP се състои от газова турбина, състояща се от компресор 1, горивна камера 2 и газова турбина 3. топлообменници, в които водата се нагрява, парата се отделя в барабаните на ниско 7 и високо налягане 8, се изпраща към парната турбина (STU) 11. Освен това наситената пара ниско наляганенавлиза в междинното отделение на STP, а парата под високо налягане се прегрява предварително в котела за отпадъчна топлина и се изпраща към главата на STP.Парата, напускаща STP, се кондензира в топлообменника на отоплителната вода 12 и се изпраща към нагревател за газов кондензат 14 от кондензни помпи 13, след което се изпраща до деаератора 9 и от него в KU.
При топлинен товар, който не надвишава базовия, станцията работи изцяло по отоплителния график (ATES=1). Ако топлинният товар надвишава базовия товар, пиковият котел се включва. Необходимото количество електроенергия идва от външни източниципроизводство на градски електрически мрежи.
Възможни са обаче ситуации, когато търсенето на електроенергия надвишава обема на доставката й от външни източници: в мразовити дни с увеличаване на потреблението на електроенергия от битови отоплителни уреди; при аварии в производствени съоръжения и в електрически мрежи. В такива ситуации капацитетът на газовите турбини при традиционния подход е тясно свързан с производителността на котела за отпадна топлина, което от своя страна е продиктувано от необходимостта от топлинна енергия в съответствие с отоплителния график и може да не е достатъчно, за да отговори на повишено търсене на електроенергия.
За да покрие възникналия недостиг на електроенергия, газовата турбина преминава частично към изхвърляне на отпадъчни продукти от горенето, освен в котела-утилизатор, директно в атмосферата. По този начин когенерационната централа CCGT временно преминава в смесен режим - с комбиниран цикъл и газови турбини.
Известно е, че газовите турбини имат висока маневреност (коефициент на печалба и загуба на електроенергия). Следователно дори и в съветско времете трябваше да се използват заедно с помпено-акумулиращите станции за изглаждане на режима на захранване.
Освен това трябва да се отбележи, че развиваната от тях мощност се увеличава с намаляване на външната температура и именно при ниски температури в най-студения сезон се наблюдава максимална консумация на енергия. Това е показано в таблицата.
Когато мощността достигне над 60% от изчислената стойност, емисиите на вредни газове NOx и CO са минимални (фиг. 3).
В отоплителния период, за да се предотврати намаляване на мощността на газовите турбини с повече от 40%, една от тях се изключва.
Повишаването на енергийната ефективност на когенерационните централи може да се постигне чрез централизирано охлаждане на градските микрорайони. При извънредни ситуациипри CCGT CHPP е целесъобразно изграждането на газови турбини с ниска мощност в отделни сгради.
В районите на гъсто градско застрояване на големите градове, когато се реконструират съществуващи когенерационни централи с изтощени парни турбини, е препоръчително да се създаде на тяхна база когенерационна централа CCGT с турбини тип R. В резултат на това значителни площи, заети от охладителната система (охладителни кули и т.н.) се освобождават, които могат да се използват за други цели.
Сравнението на CCGT CHP с турбини с обратно налягане (тип P) и CCGT CHP с турбини за извличане на кондензат (тип T) ни позволява да направим следното заключения.
- 1. И в двата случая коеф полезно използванегориво зависи от дела на производството на електроенергия въз основа на потреблението на топлинна енергия в общия обем на производство.
- 2. В когенерационните централи CCGT с турбини от тип Т топлинните загуби в контура за охлаждане на кондензата се случват през цялата година; най-големите загуби в летен периодкогато количеството потребление на топлина е ограничено само до захранване с топла вода.
- 3. В когенерационните централи CCGT с турбини от тип R, ефективността на централата намалява само за ограничен период от време, когато е необходимо да се покрие недостигът на електроенергия.
- 4. Маневрените характеристики (скорости на товарене и разтоварване) на газовите турбини са многократно по-високи от тези на парните турбини.
По този начин, за условията на изграждане на станции в центровете на големите градове, когенерационните централи CCGT с турбини за противоналягане (тип P) превъзхождат във всички отношения когенерационните централи с комбиниран цикъл с турбини за извличане на кондензат (тип T). Поставянето им изисква много по-малка площ, те консумират гориво по-икономично и техните вреден ефектНа заобикаляща средасъщо по-малко.
За целта обаче е необходимо да се направят съответните промени в нормативна уредбаза проектиране на инсталации с комбиниран цикъл.
Практиката от последните години показва, че инвеститорите, които изграждат крайградски когенерационни централи CCGT и в сравнително свободни територии, дават приоритет на производството на електроенергия, а топлоснабдяването се счита от тях за странична дейност. Това се обяснява с факта, че Ефективност на станциятадори в кондензационен режим може да достигне 60%, а изграждането на топлопроводи изисква допълнителни разходи и множество договорки с различни структури. В резултат на това коефициентът на топлоснабдяване на ТЕЦ може да бъде по-малък от 0,3.
Ето защо, когато се проектира когенерационна централа CCGT, не е препоръчително всяка отделна централа да включва в техническото решение оптималната стойност на ATES. Задачата е да се намери оптималният дял на парното в топлоснабдителната система на целия град.
Сега концепцията за изграждане на мощни топлоелектрически централи на места, където се добива гориво, далеч от големите градове, разработена в съветско време, отново стана актуална. Това е продиктувано както от увеличаване на дела на използването на местни горива в горивно-енергийния комплекс на регионите, така и от създаването на нови проекти на топлопроводи (въздушно полагане) с почти незначителен спад на температурния потенциал по време на транспортиране. на охлаждащата течност.
Такива топлоелектрически централи могат да бъдат създадени както на базата на цикъл на парна турбина с директно изгаряне на местно гориво, така и на комбиниран цикъл с използване на газ, произведен от газови генератори.
ИНСТАЛАЦИИ ЗА ПРОИЗВОДСТВО НА ПАРА С НИСКО И ВИСОКО НАЛЯГАНЕ За производството на електроенергия се използват комбинирани парни и газови инсталации (CCGT), обединени в един термичен кръг. В същото време се постига намаляване на специфичния разход на гориво и капиталовите разходи. Най-широко се използват агрегати CCGT с парогенератор с високо налягане (VNPPU) и с парогенератор с ниско налягане (NNPPU). Понякога VNPPU се наричат котли с високо налягане.
За разлика от котлите, работещи под вакуум от газовата страна, в горивната камера и газопроводите на котли под високо налягане и под налягане се създава относително ниско налягане при NNPPU (0,005-0,01 MPa) и се повишава при VNPPU (0,5-0,7 MPa) ,
Работата на котела под налягане се характеризира с редица положителни характеристики. По този начин всмукването на въздух в пещта и газопроводите е напълно изключено, което води до намаляване на топлинните загуби с изходящите газове, както и до намаляване на
намаляване на потреблението на електроенергия за изпомпването им. Увеличаването на налягането в горивната камера отваря възможността за преодоляване на всички въздушни и газови съпротивления, дължащи се на вентилатора (димната тяга може да липсва), което също води до намаляване на консумацията на електроенергия поради работата на вентилатора в студен въздух.
Създаването на свръхналягане в горивната камера води до съответно интензифициране на процеса на изгаряне на горивото и ви позволява значително да увеличите скоростта на газовете в конвективните елементи на котела до 200-300 m / s. В същото време коефициентът на топлопреминаване от газовете към нагревателната повърхност се увеличава, което води до намаляване на размерите на котела. В същото време работата му под налягане изисква плътна облицовка и различни устройства за предотвратяване на изхвърлянето на продуктите от горенето в помещението.
Ориз. 15.1. Схематична диаграма на инсталация с комбиниран цикъл с VNPPU:
/ - всмукване на въздух; 2 - компресор; 3 - гориво; 4 - горивна камера; 5 - газова турбина; 6 - изгорели газове; 7 - електрически генератор; 8 - котел; 9 - парна турбина; 10 - кондензатор; // - помпа; 12 - нагревател за високо налягане; 13 - регенеративен нагревател на отработените газове (икономайзер)
На фиг. 15.1 показва диаграма на инсталация с комбиниран цикъл (CCGT) с котел с високо налягане. Изгарянето на гориво в пещта на такъв котел става под налягане до 0,6-0,7 MPa, което води до значително намаляване на цената на метала върху повърхностите, приемащи топлина. След котела продуктите от горенето постъпват в газовата турбина, на чийто вал има въздушен компресор и електрически генератор.
тор Парата от котела постъпва в турбината с друг електрически генератор.
Термодинамичната ефективност на комбиниран парогазов цикъл с котел с високо налягане, газови и пароводни турбини е показана на фиг. 15.2. На Т, n-диаграмата: области 1-2-3-4-1 - работата на газовата степен bt, площта sye\abc - работата на парната степен bn; 1-5-6-7-1 - загуба на топлина с изходящи газове; cbdc - загуба на топлина в кондензатора. Газовото стъпало е частично надградено над парното, което води до значително повишаване на топлинната ефективност на инсталацията.
Работещият котел за високо налягане, разработен от НПО ЦКТИ, е с капацитет 62,5 kg/s. Котелът е водотръбен, с принудителна циркулация. Налягане на парата 14 MPa, температура на прегрятата пара 545 °C. Горивото --- газ (мазут) се изгаря с обемна плътност на отделяне на топлина от около 4 MW/m3. Продуктите от горенето, напускащи котела при температури до 775 ° C и налягане до 0,7 MPa, се разширяват в газовата турбина до налягане, близко до атмосферното. Отработените газове с температура 460 °C постъпват в економайзера, след което отработените газове са с температура около 120 °C.
Принципната топлинна схема на CCGT с VNPPU с мощност 200 MW е показана на фиг. 15.3. Инсталацията включва парна турбина К-160-130 и газова турбина ГТ-35/44-770. От компресора въздухът навлиза в пещта VNPPU, където се подава и гориво. Газовете под високо налягане след прегревателя при температура 770 ° C влизат в газовата турбина и след това в економайзера. Схемата предвижда допълнителна горивна камера, която осигурява номиналната температура на газовете пред GTU при промяна на натоварването. При комбинираните CCGT специфичният разход на гориво е с 4-6% по-малък, отколкото при конвенционалните парни турбини, а капиталовите инвестиции също са намалени. 
Ориз. 15.2. Т, ї-диаграма за комбиниран парогазов цикъл
За статията, кои подробности и с прости думиописан е цикълът CCGT-450. Статията наистина е много лесна за смилане. Искам да говоря за теория. Кратко, но по същество.
Материал, от който взех назаем учебно ръководство "Въведение в топлоенергетиката". Авторите на това ръководство са И. З. Полещук, Н. М. Цирелман.Помощта се предлага на студенти от USATU (Ufa State Aviation Технически университет) за изучаване на едноименната дисциплина.
Газотурбинната инсталация (GTU) е топлинен двигател, в който химическата енергия на горивото се преобразува първо в топлина, а след това в механична енергия на въртящ се вал.
Най-простият GTU се състои от компресор, в който се компресира атмосферен въздух, горивна камера, където горивото се изгаря в този въздух, и турбина, в която се разширяват продуктите от горенето. защото средна температурагазове по време на разширение е значително по-висока от въздуха по време на компресия, мощността, развивана от турбината, се оказва по-голяма от мощността, необходима за въртене на компресора. Тяхната разлика е полезната мощност на газовата турбина.
На фиг. 1 показва схемата, термодинамичния цикъл и топлинния баланс на такава инсталация. Процесът (цикълът) на газова турбина, работеща по този начин, се нарича отворен или отворен. Работният флуид (въздух, продукти от горенето) непрекъснато се обновява - взема се от атмосферата и се изхвърля в нея. Коефициентът на полезно действие на газовата турбина, подобно на всеки топлинен двигател, е съотношението на нетната мощност N на газовата турбина към консумацията на топлина, получена от изгаряне на гориво:
η GTU = N GTU / Q T.
От енергийния баланс следва, че N GTP = Q T - ΣQ P, където ΣQ P е общото количество топлина, отнета от цикъла на GTP, равно на сумата от външните загуби.
Основната част от топлинните загуби на газотурбинен агрегат с прост цикъл са загубите с отработени газове:
ΔQuh ≈ Quh - Qv; ΔQex — Qv ≈ 65…80%.
Делът на другите загуби е много по-малък:
а) загуби от недогаряне в горивната камера ΔQks / Qt ≤ 3%;
б) загуби от изтичане на работния флуид; ΔQut / Qt ≤ 2%;
c) механични загуби (еквивалентна топлина се отстранява от цикъла с маслено охлаждане на лагерите) ΔNmech / Qt ≤ 1%;
г) загуби в електрическия генератор ΔNeg / Qt ≤ 1…2%;
д) загуба на топлина чрез конвекция или радиация в околната среда ΔQenv / Qt ≤ 3%
Топлината, която се отстранява от цикъла на GTU с отработените газове, може частично да се използва извън цикъла на GTU, по-специално в цикъла на пара.
Схематични диаграми на инсталации с комбиниран цикъл различни видовепоказано на фиг. 2.
В общия случай ефективността на CCGT:
Тук - Qgtu е количеството топлина, подадено на работния флуид на газовата турбина;
Qpsu - количеството топлина, подадено на парната среда в котела.
Ориз. 1. Принципът на действие на най-простата газова турбина
а - принципна диаграма: 1 - компресор; 2 - горивна камера; 3 - турбина; 4 - електрически генератор;
b — термодинамичен цикъл на GTP в TS-диаграмата;
в - енергиен баланс.
В най-простата инсталация с двоичен комбиниран цикъл съгласно схемата, показана на фиг. 2а, цялата пара се произвежда в котела за отпадна топлина: η UPG = 0,6 ... 0,8 (в зависимост главно от температурата на димните газове).
При T G = 1400 ... 1500 K η GTP ≈ 0,35, а след това ефективността на двоичния CCGT може да достигне 50-55%.
Температурата на газовете, отработени в турбината на GTP, е висока (400-450 ° C), следователно загубите на топлина с отработените газове са високи и ефективността на газотурбинните електроцентрали е 38%, т.е. тя е почти същата като ефективността на съвременните паротурбинни електроцентрали.
Газотурбинните централи работят с газово гориво, което е значително по-евтино от мазута. Единичната мощност на съвременните газови турбини достига 250 MW, което е близко до мощността на паротурбинните централи. Предимствата на газовите турбини в сравнение с парните включват:
- ниска нужда от охлаждаща вода;
- по-малко тегло и по-ниски капиталови разходи за единица мощност;
- способността за бързо стартиране и увеличаване на товара.
Ориз. 2. Схематични диаграми на различни инсталации с комбиниран цикъл:
a - CCGT с парогенератор от оползотворен тип;
b - CCGT с изхвърляне на газ в пещта на котела (BPG);
c - CCGT върху смес газ-пара;
1 - въздух от атмосферата; 2 - гориво; 3 - отработени газове в турбината; 4 - изходящи газове; 5 - вода от мрежата за охлаждане; 6 - изход за охлаждаща вода; 7 - прясна пара; 8 - захранваща вода; 9 - междинно прегряване на пара; 10 - регенеративна отпадъчна пара; 11 - пара, влизаща в горивната камера след турбината.
K - компресор; Т - турбина; PT - парна турбина;
GV, GN - газови бойлери с високо и ниско налягане;
PVD, HDPE - регенеративни водонагреватели с високо и ниско налягане; НПГ, УПГ - парогенератори ниско налягане, утилизационни; CS - горивна камера.
Комбинирането на паротурбинни и газотурбинни инсталации с общ технологичен цикъл се получава инсталация с комбиниран цикъл (CCGT), чиято ефективност е значително по-висока от ефективността на отделните парни и газотурбинни инсталации.
Ефективността на електроцентрала с комбиниран цикъл е 17-20% по-висока от тази на конвенционална парна турбина. Във варианта на най-простия газотурбинен агрегат с оползотворяване на топлината на отработените газове коефициентът на оползотворяване на топлината на горивото достига 82-85%.
Комбинацията от парни турбини и газови турбини, обединени от общ технологичен цикъл, се нарича инсталация с комбиниран цикъл (CCGT) на електроцентрала. Комбинацията от тези инсталации в едно цяло позволява да се намалят загубите на топлина с отработените газове на газовата турбина или парния котел, да се използват газовете зад газовите турбини като нагрят окислител по време на изгаряне на гориво, да се получи допълнителна мощност чрез частично изместване регенерирането на парни турбини и в крайна сметка повишаване на ефективността на електроцентралите с комбиниран цикъл в сравнение с парните турбини и газовите турбини.
Използването на CCGT за днешната енергийна индустрия е най-ефективното средство за значително повишаване на топлинната и общата ефективност на електроцентралите с изкопаеми горива. Най-добре работещите ПГУ имат КПД до 46%, а тези в процес на проектиране - до 48-49%, т.е. по-висок от проектираните МГД инсталации.
Сред различните варианти на CCGT най-широко се използват следните схеми: CCGT с парогенератор с високо налягане (HPG), CCGT с изхвърляне на газове от газова турбина в пещ на парен котел, CCGT с котел за отработена пара (HRB) , полузависима CCGT, CCGT с вътрешноциклична газификация твърдо гориво.
Разработено от НПО ЦКТИ CCGT с парогенератор под високо наляганеработят с природен газ или течно гориво за газови турбини (фиг. 9.8). Въздушният компресор доставя сгъстен въздух към пръстена на корпуса HSVи в допълнителната горивна камера DCS,където температурата му се повишава. Горещите газове след изгаряне на горивото в горивната камера имат налягане от 0,6-1,2 MPa, в зависимост от налягането на въздуха зад компресора, и се използват за генериране на пара и нейното прегряване. След пренагревателя - последната нагревателна повърхност HSV- газове с температура около 700 °C постъпват в допълнителната горивна камера, където се нагряват до 900 °C и постъпват в газовата турбина. Газовете, отработени в газовата турбина, се изпращат в тристепенен газово-воден економайзер, където се охлаждат от захранващата вода и основния кондензат на парната турбина. Подобно свързване на економайзери осигурява постоянна температура на димните газове от 120-140 °C преди да излязат в комина. В същото време в такъв CCGT има частично изместване на регенерацията и увеличаване на мощността на парната турбина.
Ориз. 9.8. Принципна топлинна схема на парогазова инсталация PGU-250 с парогенератор с високо налягане VPG-600-140:
BS -сепараторен барабан; PE- прегревател; ПП -междинен прегревател; И- изпарителни нагревателни повърхности; ЦН-циркулационна помпа; EC1 - ЕКШ- газоводни економайзери за оползотворяване на топлината на отработените газове от газови турбини; WPV -деаератор на захранваща вода; DCS- допълнителна горивна камера
Парогенераторът с високо налягане е обща горивна камера за парна турбина и газова турбина. Характеристика на такъв CCGT е, че излишното налягане на газа във веригата ви позволява да не инсталирате димососи, а въздушният компресор замества вентилатора; няма нужда от нагревател за въздух. Парата от HSV се изпраща в паротурбинна инсталация, която има конвенционална термична схема.
Съществено предимство на тази инсталация е намаляването на размера и показатели за маса HSV, работещ под налягане в газовия път 0,6-1,2 MPa. Парогенераторът за високо налягане е изцяло произведен в завода. В съответствие с изискванията за транспортиране, паропроизводителността на едно VPG тяло не надвишава 350-10 3 kg/h. Парогенератор VPG-650-140-545/545 PO TKZ например се състои от две сгради. Неговите газопроводи са екранирани от заварени газонепроницаеми панели от оребрени тръби.
Целесъобразно е да се използва CCGT с HSV при умерени температури на газа преди GTP. С повишаване на тази температура делът на топлината, пренесена от газовете на нагревателната повърхност на парогенератора с високо налягане, намалява.
Автономната работа на парния етап на CCGT с HSV е невъзможна, което е недостатък на тази схема, която изисква еднаква надеждност на газотурбинната инсталация, парната турбина и парогенератора. Използването на газови турбини с вградени горивни камери (например GTE-150) също е неприемливо.
Използването на CCGT с HSV е обещаващо в схеми с вътрешноциклична газификация на въглища.
На фиг. 9.9 показва разположението на CCGT-200-250 с турбини K-160-130 и GT-35-770 или K-210-130 и GT-45-3. Подобен блок успешно работи от няколко години в Nevinnomysskaya GRES. Използването на такива CCGT може да осигури спестяване на гориво в топлоелектрически централи с 15%, намаляване на специфичните капиталови инвестиции с 12-20% и намаляване на потреблението на метал в оборудването с 30% в сравнение с парна турбина.
CCGT с газоразряднигазова турбина в пещта на парен котел се характеризират с факта, че отработените газове на газовата турбина са силно нагрят (450-550°C) баластен окислител със съдържание на кислород 14-16%. Поради тази причина е препоръчително да се използват за изгаряне на по-голямата част от горивото в парен котел (фиг. 9.10). CCGT по тази схема е внедрена и успешно работи в Молдавската ГРЕС (блокове № 11 и 12 на станцията). За CCGT е използвано серийно оборудване: парна турбина K-210-130 POT LMZ за параметри на парата 13 MPa, 540/540 ° C, газова турбина GT-35-770 POAT KhTZ, електрически генератори на парни и газови етапи TGV-200 и ТВФ-63-243, еднокорпусен парен котел с естествена циркулация тип ТМЕ-213, капацитет 670*10 3 kg/h. Котелът се доставя без въздухонагревател и може да работи както на принудителна, така и на балансирана тяга. За това в схемата са предвидени димоотводи. ДС.Тази схема CCGT ви позволява да работите в три различни режими: Режим CCGT и режими на автономна работа на газови и парни стъпала.
 |
Ориз. 9.9. Оформлението на основната сграда на CCGT-250 с парогенератор с високо налягане:
А- напречно сечение; b - план; вижте обозначенията на фиг. 9.8
Основният режим на работа на инсталацията е парогазовият цикъл. Отработените газове на газовата турбина (течното гориво за газовата турбина се изгаря в горивната й камера) се подават в основните горелки на котела. Горелката приема и загрятия в нагревателя въздух, който липсва за горивния процес и се изпомпва от допълнителен въздушен вентилатор. Въздушен.Димните газове на парния котел се охлаждат в економайзери с високо и ниско налягане и след това се изпращат в комина. Чрез економайзер за високо налягане ЕКВДкакто в режим CCGT, така и при автономна работа на парното стъпало приблизително 50% от захранващата вода се подава след захранващите помпи. След това цялата питателна вода постъпва в главния економайзер на котела с температура 250°C. Към економайзера за ниско налягане ECNDосновният конденз на турбината постъпва след PND5(при натоварвания над 50%) или след HDPE4(при натоварвания под 50%). В тази връзка регенеративните селекции на парната турбина са частично разтоварени и налягането на парата в нейната проточна част леко се увеличава; увеличен поток на пара към кондензатора на турбината.
 |
Ориз. 9.9. Продължение
При автономна работа на парното стъпало въздухът, необходим за изгаряне на горивото в котела, се подава от нагнетателен вентилатор. DVв нагреватели, където се нагрява до 180 °C и след това се изпраща към горелките. Парният котел работи под вакуум, създаден от димоотводи ДС.При автономна работа на газовата степен изгорелите газове се насочват към комина.
Възможността за работа на CCGT в различни режими се осигурява чрез инсталирането на автоматично управлявана система от бързо затварящи се газо-въздушни клапи (клапи) с голям диаметър, монтирани на газопроводи за затваряне на един или друг елемент на инсталацията. Това увеличава цената на веригата и намалява нейната надеждност.
С повишаване на температурата на газовете преди газова турбина CCGT и с по-ниска степен на компресия на въздуха в компресора, съдържанието на кислород в отработените газове на газовата турбина намалява, което изисква подаване на допълнителен въздух. Това води до увеличаване на обема на газовете, преминаващи през конвективните нагряващи повърхности на парния котел, както и топлинните загуби с отработените газове. . Консумацията на енергия за задвижването на вентилатора също се увеличава. Когато в котела се изгаря твърдо гориво, нагрятият въздух се използва в пулверизиращата система.
Експлоатационният опит на CCGT-250 в Молдавската ГРЕС показа, че неговата ефективност до голяма степен зависи от натоварването на парните и газовите етапи. Специфично потреблениееквивалентно гориво при номинален товар 240-250 MW достига 315 g/(kWh).
Този тип електроцентрали с комбиниран цикъл се използват широко в чужбина (САЩ, Англия, Германия и др.). Предимството на този тип CCGT е, че се използва парен котел с конвенционален дизайн, в който може да се използва всякакъв вид гориво, включително твърдо гориво. В горивната камера на газовата турбина се изгаря не повече от 15-20% от горивото, необходимо за целия CCGT, което намалява потреблението на неговите оскъдни класове. Стартирането на такъв CCGT обикновено започва с пускането на GTU, чието използване на топлината на отработените газове позволява да се увеличат параметрите на парата в парния котел и да се намали количеството изразходвано гориво до стартирайте оборудването на парната турбина.
 |
Ориз. 9.10. Принципна термична схема на CCGT-250 с изпускане на газове от GTU в пещта на парния котел:
PE-прегревател на свежа пара; PP-междинен прегревател; ЕК, ЕКВД, ЕКНД- економайзери: основно, високо и ниско налягане; P1–P7 -нагреватели на системата за регенерация на парния етап; DPA- обезвъздушител на питателна вода; PEN, KN, DN- хранителни, кондензни, дренажни помпи; HP- главна помпа за рециркулация на кондензат в ЕКНД; ДВ, ВДВ- вентилатор и допълнителни вентилатори ; CL1, CL11- нагреватели на първи и втори етап ; IN- инжектиране на захранваща вода от междинния етап на PEN; DC- димоотвод
CCGT с рециклиранепарните котли позволяват използването на отработени газове от газови турбини за генериране на пара. При такива инсталации е възможно да се реализира чисто бинарен цикъл без допълнително изгаряне на гориво с производството на пара с ниски параметри. На фиг. 9.11 показва схемата, предложена от MPEI за такъв CCGT, който използва газова турбина GTE-150-1100 и турбина с наситена пара K-70-29, използвани в атомните електроцентрали. Параметри на парата пред турбината 3 MPa, 230 °С. Съгласно условието за допустими температурни разлики между газовете и парата и най-пълното използване на топлината на отработените газове, междинният прегревател е направен от газ-пара и е разположен зад економайзера по протежение на газовия поток. Част от димните газове зад газовата турбина се въвеждат в разреза между нагревателните повърхности на изпарителя и економайзера на оползотворяващия парен котел Наказателно-процесуален кодекс,което осигурява желаната температурна разлика. Такива инсталации се характеризират с високи стойности на енергийния фактор CCGT и използването само на висококачествени изкопаеми горива, главно природен газ. При температура на външния въздух +15°C и температура на димните газове 160°C, общата електрическа мощност на CCGT е приблизително 220 MW, коефициентът на полезно действие е 44,7%, а специфичният разход на гориво е 281 g/(kWh). .
Ориз. 9.11. Принципна схема на CCGT-220 с котел-утилизатор и турбина с наситена пара без доизгаряне на гориво:
Наказателно-процесуален кодекс- котел-утилизатор (парогенератор); C - сепаратор на влага; DN- дренажна помпа; вижте други обозначения на фиг. 20.8, 20.10
Всесъюзният топлотехнически институт и ATEP разработиха вариант на маневрена CCGT без доизгаряне на гориво пред котел за отработени газове. Блокът CCGT включва една газова турбина GTE-150-1100, едноцилиндрова парна турбина с мощност 75 MW за параметри на парата 3,5 MPa, 465 ° C при дебит на парата 280-10 3 kg / h, a котел за отработена пара с нагряваща повърхност 40-10 3 m 2 от оребрени тръби. Модулът на основната сграда на електроцентралата на такъв CCGT-250 е проектиран като единичен участък с ширина на обхвата 24 м. Газовата турбина, парната турбина и електрическият генератор между тях са монтирани във формата на едновалов агрегат. При температура на външния въздух от +5 °C CCGT-250 има специфичен референтен разход на гориво от 279 g/(kWh).
Използването на по-мощни серийни парни турбини в схемата CCGT с котли за отпадна топлина ще изисква по-висок дебит на пара с високи параметри. Това е възможно, когато температурата на газа на входа на котела се повиши до 800-850 °C поради допълнително изгаряне на до 25% от общия разход на гориво (природен газ) в горелките на котела. На фиг. 20.12 показва схематична термична диаграма на CCGT-800 от този тип според проекта на VTI и ATEP. Включва два газотурбинни агрегата GTE-150-1100 POT LMZ, двукорпусен парен котел ZiO с обща паропроизводителност 1150-10 3 kg / h и параметри на парата 13,5 MPa, 545/545 ° C, пара турбина К-500- 166 ПОТ ЛМЗ. Тази схема има редица характеристики. Регенеративните обезвъздушавания на турбината (с изключение на последното) са запушени; в системата за регенерация има само смесване на HDPE. Беше използвана верига без обезвъздушител с обезвъздушаване на кондензата от турбината в кондензатора и в смесителния нагревател. Кондензат с температура 60 °C се подава от две захранващи помпи PE-720-220 към економайзера на котела. Липсата на регенеративно извличане на пара увеличава нейното преминаване към кондензатора на турбината, чиято електрическа мощност следователно е ограничена до 450 MW.
Използване парен котел U-образно оформление тип директен поток се състои изцяло от конвективни нагревателни повърхности. Изходящите газове в количество 680 kg / s с температура 430-520 ° C и съдържание на кислород 14-15,5% влизат във всяка от сградите на UPC след газотурбинния блок. В основните горелки CPC се изгаря природен газ. и температурата на газа пред нагревателните повърхности на котела се повишава до 840-850 °C. Продуктите от горенето се охлаждат последователно в прегревателите (междинен и основен), в нагревателните повърхности на изпарителя и економайзера и при температура ~125°C се изпращат в комина. специфична особеносткотел е работата му при значителен масов поток на газове. Съотношението на неговата паропроизводителност към потреблението на продукти от горенето е 5-6 пъти по-ниско от това на конвенционалните парни котли на енергийни блокове. В резултат на това минималната температурна разлика се премества от зоната на подгревателя (за еднократен котел на газьол) към горещия край на економайзера. Малката стойност на тази температурна разлика (20-40 ° C) принуди конструкторите на CPC да направят економайзер от оребрени тръби с диаметър 42X4 mm, което намали теглото му, но увеличи аеродинамичното съпротивление на котела. В резултат на това електрическата мощност на газовата турбина и цялата CCGT е намаляла донякъде.
Основният режим на CCGT-800 е работата му в комбиниран цикъл, докато парният котел за утилизация работи под налягане. Предимството на такива CCGT е възможността за автономна работа на етапите на газ и пара. Самостоятелна работа CCGT се осъществява при леко намалена мощност поради повишеното съпротивление на отработените газове, извършвани от транзита на газове през котела за отпадна топлина. За да се осигури автономна работа на парната турбина, е необходимо известно усложняване на веригата, в която допълнително трябва да бъдат включени клапи и димоотводи. В този режим на работа портите са затворени 1 и 2 (фиг. 9.12) и отворете портите 3 -5. Основното количество димни газове на котела (около 70%) се обогатява с въздух и с помощта на рециркулационен димоотвод д-рс температура 80 ° C се изпраща към допълнителни горелки пред котела. В същото време количеството гориво, изгорено в CPC, се увеличава три пъти. Неизползвано количество димни газове от котела (около 30%) от димоотвода DCхвърлен през комина.
За да работи CCGT на резервно течно гориво за газови турбини, е необходимо да се осигури допълнително нагряване на водата до 130-140 ° C в топлинната верига, за да се избегне корозия на нагревателните повърхности на опашката. Следователно този режим на работа ще бъде по-малко икономичен.
Инсталациите с комбиниран цикъл с използване на парни котли са много маневрени. Те са проектирани за приблизително 160 изстрелвания годишно; времето за стартиране след престой от 6-8 часа е 60 минути, а след спиране за 40-48 часа - 120 минути. При разтоварване на CCGT, на първо място, натоварването на газотурбинните агрегати се намалява от 100 до 80% чрез покриване на входните направляващи лопатки (VNA) на компресорите. По-нататъшното понижаване на товара се осъществява чрез намаляване на консумацията на гориво, изгорено в горелките на UPC, намаляване на капацитета на парата на последния, като същевременно се поддържа температурата на газовете пред газовите турбини. При достигане на 50% от номиналния товар на CCGT се изключва един от GTP и съответния корпус на CPC. С намаляване на натоварването на парния етап и парния капацитет на CPC, температурите се преразпределят по пътя и температурата на димните газове се повишава до 170-190 ° C (при 50% от натоварването на котела). Това повишаване на температурата е недопустимо поради условията на работа на димоотводите и комина. За поддържане на допустимата температура на димните газове парният котел-оползотворител при намалени натоварвания преминава от правоточен в сепараторен режим на работа с отвеждане на излишната топлина в кондензатора на парната турбина. Схемата на паротурбинната инсталация включва вграден сепаратор и разширител за запалване. Преходът към режим на сепаратор увеличава разхода на гориво в CCGT в сравнение с режима на работа с директен поток с 5-10%.
CCGT с оползотворяващи парни котли трябва да се монтират в газоносни зони Западен Сибир, Централна Азия и др. Според VTI CCGT-800 има висока енергийна ефективност. При температура на външния въздух от +5°C, температура на газа пред газовите турбини от 1100°C, мощността на CCGT ще бъде приблизително 766 MW, а специфичният референтен разход на гориво (нето) ще бъде 266 g/(kWh). ). При промяна на температурата на въздуха в диапазона от +40 до -40 ° C мощността на CCGT се променя в диапазона от 550-850 MW поради значителна промяна в мощността на два GTP. Спестяванията от въвеждането на CCGT-800 вместо конвенционален енергиен блок от 800 MW ще възлизат на 5,7-106 рубли годишно. (204-10 6 kg еталонно гориво).
Ориз. 9.12. Принципна топлинна схема на CCGT-800 с котел за отпадна топлина и гориво за допълнително изгаряне:
1-5 - превключваеми газонепроницаеми шибъри; DC- димоотвод; д-р- димоотвод за рециркулация на газ; СЪС- влагоотделител; RR- разширител за разпалване; СПИН- смесителен нагревател с ниско налягане
Вариант на оформлението на основната сграда на CCGT-800 според проекта на VTI и ATEP е показан на фиг. 9.13. Прогнозната инвестиция в основната сграда на CCGT е 89 рубли/kW. Конструкцията му ще позволи да се спестят до 9-10 6 кг стомана и до 8-10 6 кг стоманобетон в CPP с шест блока CCGT-800 в сравнение с инсталирането на шест газомазутни енергоблока от 800 MW.
Комбинацията от газови турбини и парни турбини, използващи стандартно серийно оборудване, се извършва в полузависима централа с комбиниран цикъл(фиг. 9.14). Предназначен е за използване по време на върховете на кривата на електрическото натоварване и включва пълно или частично изключване на парни нагреватели с високо налягане. В резултат на това преминаването му през пътя на парната турбина се увеличава и мощността на парното стъпало се увеличава с приблизително 10-11%. Намаляването на температурата на захранващата вода се компенсира чрез допълнителното й нагряване в економайзера газ-вода от отработените газове на газовата турбина. Температурата на отработените газове на GTU в този случай намалява до приблизително 190 °C. Общото увеличение на пиковата мощност, като се вземе предвид работата на газовата турбина, е 35-45% от базовата мощност на паротурбинния агрегат. Специфичният разход на еталонно гориво е близък до разхода при автономна работа на този агрегат .
 |
Ориз. 9.13. Вариант на оформление на основната сграда на централата с комбиниран цикъл CCGT-800:
1 газова турбина GTE-150-1100; 2 - електрогенератор GTU; 3-всмукване на въздух към компресора GTU; 4 – утилизационен парен котел; 5 - парна турбина К-500-166; 6- димоотвод; 7 - вентилатор; 8 - димоотвод
Ориз. 9.14. Схематична диаграма на полузависима газова инсталация с комбиниран цикъл:
GVE- економайзер газ-вода; настолен компютър- парен котел; вижте други обозначения на фиг. 9.8.
Препоръчително е да се инсталират полузависими CCGT в европейската част на СССР. Съгласно LMZ се препоръчват следните комбинации от парни и газови турбини: 1 X К-300-240+1 X GTE-150-1100; 1 X K-500-130+ 1 X GTE-150-1100; 1 X K-1200-240 + 2 X GTE-150-1100 и др. капиталови инвестициив газова турбина ще бъде около 20%, а еквивалентното спестяване на гориво в енергийната система по време на работа на CCGT в пиков режим ще бъде (0,5-1,0) X X10 6 kg/година. За да се получи пикова мощност, също е обещаващо да се използват отоплителни централи в схемата на полузависими CCGT.
Разглежданите схеми на CCGT предполагат частично или пълно използване на висококачествено органично гориво (природен газ или течно гориво за газови турбини), което възпрепятства тяхното широко разпространение. Значителен интерес представляват различните схеми на инсталации с комбиниран цикъл с парогенератори с високо налягане и вътрешноциклична газификация на твърди горива, разработени от CKTI (фиг. 20.15), които позволяват превключване на инсталации с комбиниран цикъл изцяло към въглища.
 |
Ориз. 9.15. Принципна термична схема на CCGT с HSV и вътрециклова газификация на въглища:
/- сушене на гориво ; 2 - газов генератор; 3 - парогенератор за високо налягане (HSG); 4 - сепараторен барабан; 5 - допълнителна горивна камера HSV; 6- циркулационна помпа VPG; 7-икономайзер за оползотворяване на топлината на отработените газове на газовата турбина; 8-комин; 9- скрубер; 10- генераторен газов нагревател; DC- бустер компресор; пт- парна задвижваща турбина; RGT-разширителна газова турбина; / - прясна пара; // - претопляне на пара ; /// - сгъстен въздух след компресора; IV- пречистен генераторен газ; V- пепел; VI-IX- турбинна захранваща вода и кондензат
Предварително натрошени въглища (натрошени въглища 3-10 mm) се подават в сушилнята за сушене и през окислителя (за предотвратяване на шлаката) в газовия генератор. Един от вариантите на схемата е газификация на въглища в газификатор с кипящ слой на паровъздушно обдухване. Газификацията на горивото се осигурява чрез подаване на въздух към газовия генератор след бустер компресора и пара от линията за "студено" повторно нагряване. Въздухът за газификация в количество от приблизително 3,2 kg на 1 kg кузнецки въглища се компресира последователно в главния и бустерния компресор (налягането се увеличава с 10%) и след смесване с пара постъпва в газовия генератор. Газификацията на въглищата протича при температура, близка до 1000 °C.
Генераторният газ се охлажда, отдавайки топлината си на работния флуид на частта на парната турбина, след което се почиства от механични примеси и съдържащи сяра съединения и след разширяване в разширителната газова турбина (за да се намали консумацията на пара от задвижващата турбина на бустер компресора), той влиза в парогенератора с високо налягане и неговата допълнителна горивна камера за изгаряне. Останалата част от топлинната верига съвпада с веригата на конвенционален CCGT с HSV.
VNIPIenergoprom, съвместно с NPO TsKTI, разработи проект за когенерационен блок с комбиниран цикъл с мощност 225 MW с вътрециклена газификация на въглища. За тази цел е използвано стандартно енергийно оборудване: двукорпусен парогенератор с високо налягане VPG-650-140 TKZ, газотурбинен агрегат GTE-45-2 KhTZ, топлоенергийна парна турбина T-180-130 LMZ, както и два газогенератора с паровъздушно вдухване GGPV-100-2 с капацитет 100 t/h кузнецки въглища. Проучванията за осъществимост показват, че в сравнение с конвенционална парна турбина за комбинирано производство на енергия от 180 MW, използването на мощност с комбиниран цикъл позволява да се увеличи специфичното производство на електроенергия за топлинна консумация с 1,5 пъти, да се осигурят икономии на гориво до 8 %, намаляват значително вредните емисии в атмосферата и получават общ годишен икономически ефектв 2.6-10 6 рубли. Разглежданият енергоблок с комбиниран цикъл ще бъде използван за създаване на по-мощен CCGT-1000 върху въглищата на Кузнецкия, Екибастузския и Канско-Ачинския басейни.
Инсталациите с комбиниран цикъл са широко използвани в САЩ, Германия, Япония, Франция и др. CCGT изгарят предимно природен газ и течни горива от различни видове. Въвеждането на CCGT беше улеснено от появата на мощни газови турбини (70-100 MW) с начална температура на газа 900-1100 ° C. Това направи възможно използването на CCGT с парни котли за използване (фиг. 9.16) от барабанен тип с принудителна циркулация на средата и налягане на парата от 4-9 MPa, в зависимост от това дали те допълнително изгарят гориво или не. На фиг. 9.17 е показана схема на оползотворяващ парен котел за CCGT с газова турбина МW701. Котелът е проектиран за две налягания на парата. Има нагревателни повърхности от оребрени тръби с ниско и високо налягане с барабани в блок с деаератор за захранваща вода.
