ПГУ с параллельной схемой. Пгу схема

9.1. Цикл пгу с котлом-утилизатором

Простейшим из циклов ПГУ является цикл с котлом-утилизатором (ПГУ с КУ). Схема и цикл вT,s- диаграмме ПГУ с КУ представлены на рис. 9.3 и 9.4.

Газы, выходящие из газовой турбины ГТУ, поступают в котел-утилизатор ПТУ, где за счет их изобарного охлаждения нагревается вода и получается пар для паровой турбины. В КУ нет сжигания топлива, топливо сжигается только в камере сгорания ГТУ.

Соотношение расходов газов, выходящих из ГТУ (G), и водяного пара в ПТУ (D) в данной схеме находится в строгом соответствии, определяемым тепловым балансом котла-утилизатора

. (9.1)

В выражении (9.1) повышение энтальпии в насосе ПТУ не учитывается.

Для расчета таких схем в удельных величинах вводится удельный расход газов ГТУ на 1 кг водяного пара ПТУ

. (9.2)

Цикл ПГУ с КУ вT,s- диаграмме строится в соответствии с величиной d, т.е. для 1 кг водяного рабочего тела и dг кг газового рабочего тела (рис.9.4). При этом размерность удельной энтропии данной диаграммы будет измеряться в джоулях на килограмм пара и на Кельвин (кДж/(кгпараК)).

Удельная теплота, подведенная к рабочему телу, в ПГУ с КУ соответствует процессу 2-3 и рассчитывается как

. (9.3)

Удельная теплота, отведенная от рабочих тел, в данном цикле соответствует процессам: 5-1 (для газа) и вс (для водяного пара). Она рассчитывается как сумма

, (9.4)

где q2г и q2п – удельные потери теплоты в газовом и паровом контурах соответственно.

Удельная работа газового цикла определяется как

, (9.5)

где liк и liгт – удельные работы компрессора и газовой турбины.

Удельная работа парового цикла (без учета работы насоса) определяется как

. (9.6)

Удельная работа цикла ПГУ определяется как сумма работ ГТУ и ПТУ

. (9.7)

Внутренний абсолютный КПД ПГУ с КУ определяется обычным образом:

. (9.8)

КПД ПГУ с КУ может достигать 55 %. Основным недостатком данной схемы является ограничение температуры пара на входе в паровую турбину (То) температурой уходящих газов ГТУ (Т4). В связи с этим температура tо не превышает 450 оС.

Особенностью ПГУ с КУ является нецелесообразность регенерации как в газовом, так и в паровом контурах. Регенерация в газовом контуре приведет к снижению температуры tо в паровом контуре, а регенерация в паровом контуре приведет к повышению температуры уходящих газов ГТУ Т5. Оба эти фактора вызовут снижение КПД ПГУ с КУ.

Второй особенностью ПГУ с КУ является отличие оптимальной степени повышения давления воздуха в компрессоре (оптПГУ) от опт простого цикла ГТУ. Величина оптПГУ > опт , нахождение ее численного значения требует оптимизационных расчетов с учетом практически всех параметров ПГУ.

9.2. Цикл пгу с низконапорным парогенератором

В данной схеме ПГУ газы ГТУ также сбрасываются в паровой котел, но в отличие от ПГУ с КУ в данном паровом котле, который называют низконапорным парогенератором (НПГ), происходит сжигание топлива. За счет сжигания топлива в НПГ в данной схеме нет ограничения температуры пара перед паровой турбиной, обусловленного температурой уходящих газов ГТУ. Поэтому температура пара на выходе из НПГ to>t4 , что позволяет использовать серийные ПТУ с to=540 оС.

Схема и цикл вT,s- диаграмме ПГУ с НПГ представлены на рис. 9.5 и 9.6.

Соотношение газов, выходящих из ГТУ (G), и водяного пара в ПТУ (D) в данной схеме определяется тепловым балансом НПГ:

. (9.9)

Расчет величины удельного расхода газов ГТУ на 1 кг водяного пара ПТУ в соответствии с выражением (9.9) выполняется по уравнению

. (9.10)

Удельная теплота, подведенная к рабочему телу, в ПГУ с НПГ соответствует процессам 2-3 и 4-5, она рассчитывается как

. (9.11)

Удельная теплота, отведенная от рабочих тел, в данном цикле соответствует процессам: 6-1 (для газа) и вс (для водяного пара). Она рассчитывается как сумма

, (9.12)

где q2г и q2п – удельные потери теплоты в газовом и паровом контурах соответственно.

Удельная работа цикла ПГУ определяется как сумма работ ГТУ и ПТУ

. (9.13)

Внутренний абсолютный КПД ПГУ с НПГ определяется обычным образом:

КПД ПГУ с НПГ может достигать 50 %. В таких установках может использоваться серийное паротурбинное оборудование с температурой to=550 оС и регенерацией. По типу таких схем ПГУ может быть проведена реконструкция морально устаревших ПТУ на низких параметрах пара. В этом случае не потребуется серьезной реконструкции парового котла.

studfiles.net

ПГУ с параллельной схемой

Поиск Лекций

ПГУ с параллельной схемой представляет собой комбинацию традиционной ПСУ и утилизационной ПГУ. В традиционной ПСУ может использоваться любое топливо, в том числе твердое. Другое очевидное преимущество ПГУ с параллельной схемой состоит в исключении необходимости в отдельной ПТ, подключенной к КУ.

Рис. 31.8. Одновальные компоновки турбоагрегатов ПГУ

а) без расцепной муфты и ПТУ с подвальным расположением конденсатора;

б) с расцепной муфтой и ПТУ с осевым расположением конденсатора

Из конденсатора паровой турбины конденсат с помощью двух питательных насосов (см. рис.31.9) с различным напором направляется в разные котлы. Основная часть через ПНД и ПВД направляется в энергетический котел (ЭК) с промежуточным перегревом пара, расширяется в ПТ, вырабатывая мощность, и затем конденсируется в конденсаторе. Другая часть конденсата направляется в КУ, превращается в перегретый пар, который поступает в паропровод горячего промежуточного перегрева и затем в ЦСД паровой турбины.

Работа КУ обеспечивается тепловой энергией выхлопных газов ГТУ. ГТУ совместно с КУ и ПТ, включающей в себя ЦСД и ЦНД – это утилизационная ПГУ, а ЭК совместно с тремя цилиндрами ПТ и системой регенерации – традиционный ПС энергоблок с промежуточным перегревом пара.

КПД ПГУ:

ηэПГУ = β ηэУТ + (1- β) ηэПСУ, где (31.2)

степень бинарности цикла β = Qк.с. / (Qк.с. + Qэ.к.).

Из этого выражения следует, что увеличение экономичности при параллельной схеме будет только при условии, что ηэУТ > ηэПСУ.

Перспективным является использование параллельной схемы для модернизации устаревших ТЭЦ, выполненных по неблочной схеме. В этом случае пар, производимый КУ, можно направить в главный паровой коллектор ТЭЦ и при этом сокращать генерацию пара энергетическими котлами. Кроме того, для повышения экономичности ПГУ с параллельной схемой необходимо увеличивать β.

ПГУ с дожиганием

По конструктивному исполнению ПГУ с дожиганием очень похожа на утилизационную ПГУ. Разница состоит в том, что на входе в КУ устанавливается дожигающее устройство в виде определенного числа газовых горелок, к которым подается природный газ (рис.31.10).

Поскольку в выхлопных газах ГТУ коэффициент избытка воздуха равен не менее 2,5-3,0, то происходит сгорание этого топлива, т. е. на входе в КУ подводится дополнительная тепловая мощность Qдож.. В результате смешения продуктов сгорания дополнительного топлива и основного потока газов, поступающих из ГТУ, образуется смесь с увеличенной температурой. Процесс образования этой смеси показан на рис.31.11. Это изобарический подвод dd' тепловой энергии Qдож. К продуктам сгорания. После подвода энергии Qдож. Газы омывают поверхности теплообмена КУ, отдавая свою тепловую энергию рабочему телу (процесс d'da'). Процесс генерации пара в КУ протекает точно так же, как в КУ утилизационной ПГУ.

Подвод дополнительной тепловой энергии в КУ ведет к увеличению параметров и расхода рабочего тела, используемого в ПТУ. Поэтому он всегда обеспечивает рост Nэ ПСУ и ПГУ в целом.

При этом необходимо учитывать, что сжигание дополнительного топлива в КУ означает дополнительный подвод тепловой энергии в низкотемпературный цикл. Поэтому степень бинарности ПГУ с дожиганием:

β = [Qк.с. / (Qк.с. + Qдож.)] < 1.

Следовательно КПД цикла уменьшается по сравнению с ПГУ-У (β = 1).

Однако в ряде случаев дожигание может оказаться технически необходимым. Например, если для утилизационной ПГУ используется ГТУ с низкой температурой уходящих газов (Td).

Рис.31.9 Принципиальная тепловая схема ПГУ с параллельной схемой

Рис.31.10 Принципиальная тепловая схема ПГУ с дожиганием

Рис.31.11 Теплосиловой цикл ПГУ с дожиганием

Сбросные ПГУ

В этой схеме ПГУ выхлопные газы ГТУ сбрасываются в энергетический котел. Принципиальная схема и теплосиловой цикл такой ПГУ показаны на рис.31.12.

Базовым элементом сбросной ПГУ является традиционная паросиловая установка, включающая в себя энергетический котел, который может работать на любом топливе, и обычную ПТУ. Эта установка надстраивается ГТУ, выхлопные газы которой, содержащие достаточное количество кислорода, направляются в ЭК. При этих условиях отпадает необходимость в дутьевых вентиляторах и воздухоподогревателях, обеспечивающих непрерывную подачу горячего воздуха из котельного помещения в топку котла.

А) Б)

Рис.31.12 Принципиальная схема (а) и теплосиловой цикл (б) сбросной ПГУ

Таким образом, горение топлива с получением тепловой мощности Q1эк в ЭК происходит в среде горячих выхлопных газов ГТУ, приносящих в топку тепловую мощность Q2ГТУ и имеющих температуру 500-600 °С. В результате температура газов в котле растет (процесс dd'), и далее за счет суммарной тепловой мощности (Q1эк + Q2ГТУ) в трубной системе ЭК осуществляется генерация пара для ПТУ.

Нетрудно видеть, что теплосиловой бинарный цикл сбросной ПГУ не отличается от теплового цикла ПГУ с дожиганием. Его степень бинарности:

β = [Q1кс. / (Q1кс. + Q1эк.)].

Значительное влияние на экономичность ПГУ оказывает β, то есть в нашем случае та тепловая мощность Q1эк, которая добавляется в ЭК. Это значение не может быть произвольным. Ввод в ЭК избыточного топлива по отношению к количеству О2, содержащегося в выхлопных газах ГТУ, не позволит топливу сгореть полностью. Сжигание этого же топлива с избытком О2 приведет к снижению КПД ЭК, так как при этом возрастут потери тепловой энергии с его уходящими газами. Из-за этого степень бинарности сбросной ПГУ β = 1/3, поэтому КПД существенно ниже, чем у ПГУ утилизационного типа (β = 1). КПД сбросных ПГУ может достигать 45 – 48 %, но при этом ≈ 30 % топлива должен быть газ (для ГТУ).

Реальная паросиловая установка сбросной ПГУ должна содержать в резерве все атрибуты традиционной ПСУ для обеспечения автономной работы ПСУ в отсутствие газа. Это сильно усложняет ее компоновку, однако повышает надежность.

Следует отметить, что утилизационные и сбросные ПГУ в совокупности составляют подавляющую часть в общем количестве построенных ПГУ.

poisk-ru.ru

Содержание

Введение………………………………………………………………………5 1. Общая характеристика парогазовых установок (информационный обзор)……………………………………………………………………...........6

2. Выбор схемы ПГУ и ее описание………………………………………...10

3. Цикл ПГУ в T,s-диаграмме……………………………………………......11

4. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки………….12

5. Расчет цикла паротурбинной установки………………………………....13

6. Определение технико-экономических показателей ПТУ…………….....17

7. Расчет цикла ПГУ………………………………………………………….24

8. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономические показатели…………………………………………………..26

9. Технико-экономические характеристики ПГУ………………………..27

10. Сводная таблица и анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок…………………………………………….30

Список использованной литературы………………………………………..31

Введение

Рост внутренних цен на топливо становится важным, и во многих случаях главным стимулом модернизации экономики, позволяя избавиться от затратных и неэффективных производств. Одновременно с этим рост КПД энергоустановок позволяет снизить себестоимость производимой электроэнергии, компенсируя в значительной степени рост стоимости топлива.

Стратегическим направлением развития мировой энергетики является внедрение парогазовых технологий (ПГУ) при выработке электроэнергии и тепла. Это направление дает возможность существенно повысить КПД конденсационных установок с 38%-40% до 55%-60%. ПГУ особенно актуальны для отечественной электроэнергетики, которая почти на 90% зависит от привозного топлива. Рост производства электроэнергии нужно рассматривать еще и с точки зрения наращивания экспортного потенциала в качестве важной валютной составляющей совокупного дохода. С этих позиций назрела необходимость внедрения современных ПГУ или надстройки паровой части в установленных ГТУ. Это позволяет значительно снизить удельные расходы топлива на выработку тепла и электроэнергии, сократить эксплуатационные расходы и численность персонала, существенно улучшить экологическую обстановку.

Общая характеристика парогазовых установок (информационный обзор)

Парогазовые установки производят электричество и тепловую энергию. Парогазовая установка состоит из двух отдельных блоков: паросилового и газотурбинного. Топливом ПГУ может служить как природный газ, так и продукты нефтехимической промышленности, например мазут. В парогазовых установках на одном валу с газовой турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из турбины все ещё имеют высокую температуру. Далее продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают водяной пар. Температуры продуктов сгорания достаточно для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для вращения паровой турбины (температура 500 градусов по Цельсию и давление 80 атмосфер). С паровой турбиной механически связан второй генератор.

Существуют различные схемы ПГУ: ПГУ с высоконапорным парогенератором (ПГ), ПГУ с котлом-утилизатором, ПГУ с обычным (низконапорным) парогенератором. Рассмотрим схему ПГУ с высоконапорным парогенератором:

Рисунок 1.1 – Принципиальная схема ПГУ с высоконапорным ПГ

В такой ПГУ высоконапорный парогенератор (ВПГ) играет одновременно роль и энергетического котла ПТУ и камеры сгорания ГТУ. Для этого в нем поддерживается высокое давление, создаваемое компрессором ГТУ. Для повышения экономичности перед ВПГ устанавливается газовый подогреватель конденсата ГПК, уменьшающий температуру уходящих газов ГТУ.

Экономический эффект этой схемы ПГУ состоит в уменьшении объема выбрасываемых дымовых газов, так как для создания приемлемой температуры рабочего тела перед ГТ процесс горения топлива в этой схеме происходит не с большим избытком воздуха как в ГТУ, а с обычным коэффициентом расхода воздуха как в ПГ. Снижение температуры дымовых газов происходит за счет отдачи этими газами энергии воде, которая превращается в пар. Если в схему поставлен ГПК, в котором выхлопными газами ГТ нагревается питательная вода, поступающая в ВПГ, то только это мероприятие объединяет циклы ПТУ и ГТУ. Это неполная бинарность циклов.

Серьезную проблему для ПГУ с ВПГ представляет износ проточной части газовой турбины под действием продуктов коррозии внутренней части парогенератора.

Из-за высокой стоимости и низкой надежности работы ВПГ сделала эту установку практически неиспользуемой в энергетике.

Рассмотрим ниже схему ПГУ с котлом-утилизатором (рисунок 1.2):

Рисунок 1.2 - Принципиальная схема ПГУ с парогенератором утилизационного типа

( 1 - воздух из атмосферы; 2 - топливо; 3 - отработавшие в турбине газы; 4 - уходящие газы; 5 - свежий пар; 6 - питательная вода)

На рисунке 1.2 представлена схема простейшей установки со сбросом еще горячих газов (продуктов сгорания) 3, поступающих из газовой турбины (Т) в котел-утилизатор (КУ).

Как видно из рисунка 1.2, топливо 2 (газотурбинное, жидкое, газ) поступает в камеру сгорания, куда также с помощью компрессора (К) подается воздух. Компрессор размещен на одном валу с газовой турбиной и электрическим генератором; компрессор и генератор приводятся в действие газовой турбиной.

В котле-утилизаторе за счет тепла продуктов сгорания 3 вода 6 превращается в пар 5, поступающий в паровую турбину (ПТ), на одном валу с которой находится второй электрический генератор. Такого рода парогазовая установка позволяет использовать (утилизировать) тепло отработавших в газовой турбине продуктов сгорания 3. Охладившиеся в котле-утилизаторе продукты сгорания 4 выбрасываются наружу. Отработавший в паровой турбине пар поступает, как обычно, в конденсатор, в котором отдает тепло охлаждающей воде, превращается в конденсат и затем с помощью питательного насоса 6 снова поступает в котел-утилизатор.

Рассмотрим принцип действия ПГУ с обычным (низконапорным) парогенератором, схема которой изображена на рисунке 1.3:

Рисунок 1.3 – Принципиальная схема ПГУ с обычным парогенератором

В этой установке тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы. При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле недорогих энергетических твердых топлив.

В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания ГТУ, но и в энергетический котел, причем ГТУ работает на легком топливе (газ или дизельное топливо), а энергетический котел — на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуется два термодинамических цикла. Теплота, поступившая в камеру сгорания ГТУ вместе с топливом, преобразуется в электроэнергию так же, как и в утилизационной ПГУ, т.е. с КПД на уровне 50 %, а теплота, поступившая в энергетический котел — как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40 %. Однако достаточно высокое содержание кислорода в уходящих газах ГТУ, а также необходимость иметь за энергетическим котлом малый коэффициент избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ — 1/3 (в отличие от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому КПД сбросной ПГУ составляет примерно, т.е. существенно меньше, чем у утилизационной ПГУ. Ориентировочно можно считать, что в сравнении с обычным паротурбинным циклом экономия топлива при использовании сбросной ПГУ примерно вдвое меньше, чем экономия топлива в утилизационной ПГУ.

Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так как необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной части (при выходе из строя ГТУ), а поскольку воздухоподогреватель в котле отсутствует (ведь в энергетический котел при работе ПГУ поступают горячие газы из ГТУ), то необходима установка специальных калориферов, нагревающих воздух перед подачей его в энергетический котел.

studfiles.net

ПГУ с параллельной схемой

Рис. 31.8. Одновальные компоновки турбоагрегатов ПГУ

а) без расцепной муфты и ПТУ с подвальным расположением конденсатора;

б) с расцепной муфтой и ПТУ с осевым расположением конденсатора

КПД ПГУ:

ηэПГУ = β ηэУТ + (1- β) ηэПСУ, где (31.2)

степень бинарности цикла β = Qк.с. / (Qк.с. + Qэ.к.).

ПГУ с дожиганием

β = [Qк.с. / (Qк.с. + Qдож.)] < 1.

Следовательно КПД цикла уменьшается по сравнению с ПГУ-У (β = 1).

Рис.31.9 Принципиальная тепловая схема ПГУ с параллельной схемой

Рис.31.10 Принципиальная тепловая схема ПГУ с дожиганием

Рис.31.11 Теплосиловой цикл ПГУ с дожиганием

Сбросные ПГУ

А) Б)

Рис.31.12 Принципиальная схема (а) и теплосиловой цикл (б) сбросной ПГУ

β = [Q1кс. / (Q1кс. + Q1эк.)].

Дата добавления: 2017-12-05; просмотров: 217;

znatock.org

ПГУ утилизационного типа

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:

hПГУ = hГТУ + (1 – hГТУ)·hКУ ·hПТУ.

(31.1)

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

Дата добавления: 2017-12-05; просмотров: 340;

znatock.org