10. Технико-экономические характеристики пгу. Пгу отопление10. Технико-экономические характеристики пгуТермический КПД парогазового цикла: Абсолютный электрический КПД ПГУ: В ПГУ топливо расходуется только в КС газовой части схемы, т.е. расход натурального и условного топлива на ПГУ равен: Общая электрическая мощность ПГУ равна: Удельный (на 1 кВт) расход натурального топлива: Удельный расход условного топлива: Коэффициент полезного теплоиспользования бинарной ПГУ: 11. Сводная таблица и анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установокОсновные технико-экономические показатели по 3-м видам установок, рассмотренных выше (ГТУ, ПТУ и ПГУ), сведены в таблицу 2 и представлены в графической части проекта. Таблица 2.
Произведя сравнительный анализ полученных данных, можно сделать вывод о том, что использование ПГУ наиболее выгодно, так как коэффициент полезного действия (КПД) объединенной установки получается более высоким, чем у ПТУ и ГТУ, из которых она составляется; кроме того, достигается ряд конструктивных преимуществ, которые удешевляют установку. Повышение КПД при объединении ПТУ и ГТУ получается в результате термодинамической надстройки парового цикла более высокотемпературным газовым и уменьшения удельных потерь тепла с уходящими газами. Еще одним преимуществом ПГУ является наименьший удельный расход натурального и условного топлива, что, несомненно, свидетельствует об экономичности данной установки. Список использованной литературы
studfiles.net ПГУ утилизационного типаПоиск ЛекцийЛекция № 31. Парогазовые установки электростанций Понятие о комбинированном, бинарном и парогазовом циклах Комбинированной теплоэнергетической установкой называют установку, в которой преобразование тепловой энергии в механическую работу осуществляется с помощью комбинрованного термодинамического цикла. В свою очередь комбинированный цикл – это последовательность простых циклов, реализуемых на различных рабочих телах и в различных температурных зонах. Между простыми циклами обязательно имеется термодинамическая связь: в цикле, осуществляемом в наиболее высокотемпературной зоне, часть подведенной теплоты преобразуется в работу, а другая часть в соответствии со вторым законом термодинамики передается в цикл, реализуемый в более низкой температурной зоне, для получения дополнительной работы. Вследствие термодинамической связи между простыми циклами комбинированный цикл представляет собой цикл с увеличенным отношением средних температур подвода и отвода тепловой энергии, чем каждый из циклов в отдельности. Поэтому его термический КПД всегда выше, чем КПД каждого из простых циклов. Технические трудности реализации сложных комбинированных циклов заставляют ограничиваться только двумя отдельными циклами: высокотемпературным и низкотемпературным. Такие циклы называются бинарными. Частным случаем комбинированных бинарных установок являются энергетические установки использующие газотурбинный и паросиловой циклы: их называют парогазовыми (ПГУ). Наиболе распространенными являются ПГУ утилизационного типа. ПГУ утилизационного типа В теплоэнергетике сегодня наиболее высоким уровнем КПД по производству электрической энергии обладают парогазовые установки (ПГУ). Высокий КПД ПГУ в сравнении с обычными установками формируется, прежде всего, на основе сочетания циклов газотурбинной установки (ГТУ) с высокой начальной температурой рабочей среды и паротурбинной установки (ПТУ) с низким давлением водяного пара на выходе из паровой турбины (рис. 31.1).
Рис. 31.1.Тепловая схема (а), цикл Брайтона–Ренкина (б) для ПГУ Здесь речь идет об использовании объединенного термодинамического цикла Брайтона–Ренкина (рис. 31.1,б), в котором теплота рабочей среды за газовой турбиной является источником реализации паротурбинной части цикла. Теплота уходящих из ГТ газов используется для образования в котле-утилизаторе (КУ) водяного пара, который далее расширяется в проточной части паровой турбины (ПТ). Фигура 123451 представляет собой ГТУ с подводом в камеру сгорания (линия 2-3) тепловой мощности QГТУ. Площадь этой фигуры пропорциональна мощности NГТУ, а разность (QГТУ - NГТУ) равна тепловой мощности выхлопных газов ГТУ. Эта тепловая мощность передается в теплосиловой цикл abcdefa и затрачивается на нагрев сжатой насосом воды (процесс bc), ее испарение (cd) и перегрев пара (de), который поступает в паровую турбину, расширяется в ней (ef), а затем конденсируется (fa). При этом электрическая мощность ПГУ NЭ,ПГУ=NЭ,ГТУ+NЭ,ПТУ, а ее электрический КПД , где Qтс – теплота сжигаемого в камере сгорания ГТУ топлива. Рассмотрим простейшую схему одноконтурной ПГУ (рис. 31.2) и на ее основе распределение энергии между ГТУ, ПТУ и КУ с использованием показанных экономических показателей. Так, например, при получении в камере сгорания QКС = 300 МВт·ч тепловой энергии рабочей среды в ГТУ можно при ее КПД hГТУ = 0,35 выработать количество электроэнергии ЭГТУ = QКС × hГТУ = 300×0,35 = 105 МВт·ч. Тогда в котел-утилизатор с рабочей средой из газовой турбины придет QКУ = QКС – ЭГТУ = 300 – 105 = 195 МВт·ч количества теплоты, а в дымовую трубу после КУ при его эффективности, оцениваемой hКУ = 0,8, уйдет Qух = QКУ·(1–hКУ) = 195·(1–0,8) = 39 МВт·ч. Количество теплоты водяного пара, направляемого из КУ в паротурбинную установку, QПТУ = QКУ – Qух = 195 – 39 = 156 МВт·ч. Допустим, что электрический КПД паротурбинной установки hПТУ = 0,4. Тогда электрогенератор паротурбинного агрегата произведет ЭПТУ = QПТУ·hПТУ = 156·0,4 = 62,4 МВт·ч электрической энергии. В итоге парогазовая установка выработает Э = ЭГТУ + ЭПТУ = 105 + 62,4 = 167,4 МВт·ч электроэнергии, а ее КПД hПГУ = Э/QКС = 167,4/300 = 0,558. Оценка КПД ПГУ утилизационного типа осуществляется по формуле:
Для приведенного ранее примера hПГУ = 0,35 + (1 – 0,35)·0,8 · 0,4 = 0,558.
Рис. 31.2. Пример распределения энергии между составляющими простейшей ПГУ Эта формула (16.1) объясняет, почему ПГУ стали строиться в последние 20 лет. Если взять ГТУ типа ГТ – 100 – 3М, то ее КПД = 28,5 %, а температура за ГТУ θd = 398 ºС. При такой температуре газов в котле-утилзаторе можно сгенерировать пар с температурой t0 = 370 ºC, и КПД ПТУ будет ≈ 14 %. Тогда при ηку = 0,75 КПД ПГУ составит ηПГУ = 36 %. В этом случае целесообразнее построить обычный паротурбинный энергоблок СКД с большей экономичностью. Используя приведенный пример, можно показать соотношение между мощностями ГТУ и ПТУ в ПГУ утилизационного типа: NГТУ/NПТУ = ηГТУ / [(1- ηГТУ) ηКУ ηПТУ] = 0,35 / [(1- 0,35)× 0,8× 0,4] = 1,7 ≈ 2, то есть это соотношение определяется только КПД элементов ПГУ. На рис.31.3 показана тепловая схема простейшей одноконтурной утилизационной ПГУ. Одноконтурной она называется потому, что в ней имеется только один контур генерации пара. Первым по ходу конденсата находится экономайзер, в котором конденсат нагревается от температуры tк на входе до почти температуры насыщения воды ts. В результате на выходе из КУ уходящие газы будут иметь более низкую температуру θух. Далее в испарителе, состоящем из барабана, опускных и испарительных труб, путем многократной циркуляции котловой воды обеспечивается генерация сухого насыщенного пара в верхней половине барабана. Температура образующегося насыщенного пара определяется давлением в барабане Pб котла: ts= ts(Pб). За испарителем находится пароперегреватель, в котором пар нагревается до тепературы t0 = θd - δt0. Обычно δt0 = 25-30 °С, чтобы, с одной стороны обеспечить максимально высокую температуру пара для увеличения КПД ПТУ, а с другой исключить большие затраты на трубную систему пароперегревателя. КПД котла-утилизатора и ПГУ в целом существенно зависит от температуры уходящих газов θух. При tк ≈ 30 °С можно получить θух ≈ 50 °С. Однако существует проблема коррозии трубного пучка экономайзера. В уходящих газах имеется SO2, NO2 и если температура θух будет ниже точки росы, то образуется кислота, которая вызывает коррозию наружной поверхности трубок экономайзера. Из-за этого предусматривают линию рециркуляции, которая позволяет увеличить tк, а θух при этом составляет θух ≈ 100 °С. В ПТУ существует регенеративный подогрев питательной воды, это позволяет увеличить ηt цикла. Однако в ПТ ПГУ регенерация не применяется, так как увеличение tк приведет к росту θух и, соответственно, к уменьшению КПД ПГУ.
Рис.31.3 Тепловая схема и Q, θ - диаграмма одноконтурной ПГУ утилизационного типа В одноконтурной ПГУ через поверхности нагрева котла-утилизатора проходит одинаковое количество рабочего тела (воды и пара). При этом обнаруживается серьезный недостаток, связанный с необходимостью удовлетворения двух противоречащих требований. С одной стороны, КУ должен генерировать пар высоких параметров, в первую очередь высокой температуры t0, для того, чтобы обеспечить высокую экономичность ПТУ. Но запас тепловой энергии, содержащийся в выхлопных газах ГТУ, может обеспечить эти параметры при малых расходах питательной воды. Но тогда этот расход не может охладить газы, поступающие в котел, до низкой температуры, и поэтому уменьшается КПД КУ: ηКУ = (td – tух)/( td – tн.в.). С другой стороны, пропуск большого количества питательной воды хотя и обеспечивает низкую температуру уходящих газов и, соответственно, высокое значение ηКУ, не позволяет получить высокие параметры пара на ПТУ (t0), что приводит к снижению КПД ПТУ. Отсюда возникает идея: необходимо через «хвостовые» поверхности котла (по газу) пропускать большое количество воды, а через входные – малое. Поэтому тепловые схемы современных парогазовых установок усложняются на основе роста числа контуров генерации пара в КУ до двух или трех, а также за счет введения промежуточного перегрева пара в ПТУ. Рис. 31.4. Схема двухконтурного котла-утилизатора(1, 2 – барабаны контуров низкого (НД) и высокого (ВД) давлений) Для таких схем обычно применяют ГТУ с более высокими температурами рабочей среды перед ГТ (1200оС и более). В этой связи используются паровые турбины двух давлений, а для трехконтурной схемы – трех давлений. Пример исполнения тепловой схемы ПГУ утилизационного типа (ПГУ-У) с двухконтурным КУ показан на рис. 31.4. Конденсат из конденсатора паротурбинной установки питательным насосом низкого давления ПННД направляется в экономайзер контура низкого давления котла-утилизатора (в таких схемах его называют газовым подогревателем конденсата – ГПК). Часть конденсата (25–30%), нагретого в ГПК почти до температуры кипения, направляется в барабан низкого давления 1, где он испаряется. Сухой насыщенный пар из пароперегревателя ПП контура низкого давления направляется в проточную часть турбины, а именно в камеру смешения после ее ЧВД. Оставшаяся часть питательной воды сжимается питательным насосом высокого давления ПН ВД и подается в контур высокого давления, состоящий из экономайзера ЭК, испарителя ИСП и пароперегревателя ПП. После перегрева свежий водяной пар направляется в паровую турбину, расширяется в ее ЦВД (ЧВД) и далее смешивается с паром из контура низкого давления КУ. На основе представленной двухконтурной схемы выполняется подавляющее число ПГУ утилизационного типа. В них через задние по ходу газа поверхности нагрева КУ проходит большее количество питательной воды, а через входные поверхности – меньшее, что экономически выгодно. Речь идет о реализации возможностей более высокого охлаждения газов в котле и нагрева водяного пара перед турбиной. Для этого расходы питательной воды в контурах должны быть разными. В итоге подобных решений КПД ПГУ достигает значений 54-56%. Оценки показывают, что оптимальным в ПГУ является соотношение, когда мощность ПТУ примерно в два раза меньше мощности ГТУ. Так в ПГУ-325 общей мощностью 325 МВт используются два газотурбинных двигателя ГТД-110, два котла-утилизатора П-88 и одна паровая турбина К-110-6,2 «ЛМЗ». 31.2.1 Принципиальная схема ПГУ-Т Наряду с ПГУ-У широкое применение нашли ПГУ-ТЭЦ, в которых используются теплофикационные паровые турбины с регулируемым отбором пара для подогрева сетевой воды в ПСВ (рис. 31.5). В России на Северо-Западной ТЭЦ (г. Санкт-Петербург) реализована ПГУ-450Т. Эта установка состоит из двух ГТУ типа V94.2 «Siemens» мощностью 150 МВт каждая и теплофикационной паровой турбины двух давлений Т-150-7,7 «ЛМЗ». Аналогичная ПГУ реализуется на Калининградской ТЭЦ-2. Ее энергоблоки состоят из двух ГТЭ-160 (V94.2 «Siemens») мощностью 150 МВт каждая и теплофикационной паровой турбины двух давлений Т-150-7,7 «ЛМЗ». В отличие от Северо-Западной ТЭЦ здесь применены котлы-утилизаторы горизонтального типа П-96 с температурой пара в контуре ВД 520оС (расход пара 242,3 т/ч), НД - 217оС (51,6 т/ч). Установленная электрическая мощность ТЭЦ 900 МВт, а тепловая – 680 Гкал/ч. КПД в конденсационном режиме при tа=15оС 51,0%. Температура сетевой воды с ее давлением на выходе 1,6 МПа 130оС.
Рис. 31.5 Принципиальная схема ПГУ-Т
poisk-ru.ru Парогазовая установка — ТеплоВики - энциклопедия отопленияМатериал из ТеплоВики - энциклопедия отопленииПарогазовая установка (ПГУ) - установка в которой комбинируется циклы паровых и газовых турбин. КлассификацияПГУ со сбросом газов в котелВ установках со сбросом отработавших газов ГТУ в топку (рис. а) тепло этих газов используется для генерации пара в котле, а сами газы, содержащие большое количество кислорода (до 16%), используются вместо воздуха для горения. Поскольку дополнительных воздух не требуется, то и воздухоподогреватель у котлов отсутствует. Для снижения температуры уходящих газов часть воды поступает в котел, минуя регенеративные подогреватели. Удельный расход топлива у ПГУ на 3-4% ниже, чем у паротурбинной установки с теми же начальными параметрами пара. ПГУ с высоконапорным парогенераторомВ ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) (рис. б) сжигание топлива и передача тепла происходят при весьма высоком давлении (0,6-0,7 МПа), благодаря чем металлоемкость и габариты парогенератора существенно меньше, чем обычного котла. Продукты сгорания после парогенератора поступают в газовую турбину, а генерируемый пар - в паровую турбину. Охлаждение уходящих газов производится частью питательной воды. Удельный расход топлива таких установок на 4-6% ниже, чем у паротурбинных блоков (при равенстве параметров пара), удельные капиталовложения - также ниже на 8-12%. ПГУ на парогазовой смесиПринципиально иной тип ПГУ показан на схеме рис. в. Пар, получающийся в парогазогенераторе, расширяется в противодавленческой паровой турбине от начального давления (11-13 МПа) до давления за компрессором (3 МПа). Затем этот пар возвращается в парогенератор, где смешивается с продуктами сгорания, и при температуре 750°С поступает в парогазовую турбину, в которой расширяется до 0,6 МПа. При этом давлении осуществляется промежуточный перегрев. Затем рабочее тело поступает в ТНД, где расширяется до атмосферного давления. Уходящая парогазовая смесь охлаждается питательной водой. Коэффициент полезного действия ПГУ со смешением на 6-8% (относительных) ниже, чем у паротурбинных установок, но применение их позволяет снизить капиталовложения примерно на 25%. Источники
ru.teplowiki.org Трухний — Расчет тепловых схем парогазовых установок (ПГУ) утилизационного типа | ТЕПЛОТА
В книге Трухний — Расчет тепловых схем парогазовых установок (ПГУ) утилизационного типа рассматривается формирование тепловой схемы ПГУ утилизационного типа, приводятся рекомендации по выбору опорных параметров котла-утилизатора и паротурбинной установки, тепловой расчет одноконтурного и двухконтурного котла-утилизатора, выбор концепции паровой турбины и расчет процесса расширения в ней, определение экономических показателей паровой турбины, котла, паросиловой и парогазовой установок. Текст книги Трухний — Расчет тепловых схем парогазовых установок (ПГУ) утилизационного типа содержит пример расчета для двухконтурной ПГУ. Книга Трухний — Расчет тепловых схем парогазовых установок (ПГУ) утилизационного типа будет полезна студентам энергомашиностроительного факультета, выполняющих выпускные работы на звание бакалавра, а также может быть использовано при изучении курса «Энергетические установки» и при дипломном проектировании. Ниже приводится содержание книги «Расчет тепловых схем парогазовых установок (ПГУ) утилизационного типа»: Введение1. Исходные данные для расчета тепловой схемы ПГУ2. Расчет тепловой схемы ПГУ2.1. Выбор опорных точек схемы2.2. Тепловой расчет котла-утилизатора2.2.1. Расчет одноконтурной схемы котла-утилизатора2.2.2. Расчет двухконтурной схемы котла-утилизатора3. Определение концепции паровой турбины и расчет процесса расширения пара в ней3.1. Выбор параметров последней ступени и числа цилиндров3.2. Размещение камеры смешения3.3. Выбор типа парораспределения3.4. Расчет процесса расширения пара в паровой турбине3.5. Расчет экономических показателей ПТУ, ПСУ и ПГУ4. Пример расчета двухконтурной комбинированной энергоустановки4.1. Исходные данные4.2. Расчет котла-утилизатора4.3. Приближенный расчет паровой турбины4.4. Определение экономических показателей ПТУ Скачать>> Зеркало>> www.teplota.org.ua |
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
.jpg)
