Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Общая энергетика. Энергетические установки. Учебное пособие

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

07.09.2026

Размер:

2 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 67 / 107 8 9 10 > Следующая >>>

правило, такие установки создают, пристраивая ГТУ и ГВП к дей-

ствующим паротурбинным энергоблокам.

ПГ

воздух

продукты сгорания

ПГ

ПТ

Топливо

топливо

Воздух

Продукты

сгорания

топливо

Топливо

воздух

Воздух

ГТУ

ГВП

продукты

Продукты

сгорания

сго

ания

вода

Вода

Рис. 4.4. Принципиальная тепловая схема ПГУ с ГВП:

ПГ – парогенератор; ГВП – газоводяной подогреватель

Парогазовые установки со сбросом газов в сетевую установку

(рис. 4.5) отличаются от ПГУ с ГВП тем, что в теплофикационной ПТУ сохраняется полная система регенерации, а газы после ГТУ сбрасываются в сетевой подогреватель, вытесняя регулируемый Т-отбор и обеспечивая нагрузку горячего водоснабжения (при минимальной отопительной нагрузке). Такая схема позволяет использовать Т-отбор только для качественного регулирования и уменьшить расход острого пара на теплофикационную турбину. При этом ПТУ может работать на твердом топливе, а ГТУ – на природном газе.

ПГУ со смешением рабочих тел (монарные) образуют группу газопаровых установок (ГПУ). Газопаровые установки в свою очередь подразделяются на установки со впрыском пара (STIG) и установки с вводом в газовый тракт воды и пароводяной смеси (HAT и СНАТ). В первом случае пар, генерируемый в котле-утилизаторе, вводится в тракт высокого давления после компрессора (в камеру сгорания). Во втором случае вода или пароводяная смесь испаряется в самом тракте высокого давления как до, так и после камеры сгорания.

воздух

Воздух

Топливо

топливо

Воздух

воздух

топливо

Топливо

ГТУ

ПГ

Вода

вода

ГСП

ПТ

Продукты

продукты

сгорания

. 4.5. Принципиальная тепловая схема ПГУ с ГСП:

Рис

ПГ – парогенератор; ПТ – паровая турбина; ГТУ – газотурбинная установка;

ГСП – газовый сетевой подогреватель

В ПГУ со впрыском пара в проточную часть газовой турбины возрастает полезная работа по сравнению с обычной ГТУ и улучшаются экологические характеристики. Водяной пар генерируется в установленном на выхлопе ГТУ котле-утилизаторе (рис. 4.6). Выходные газы ГТУ направляются в котел-утилизатор, в который подается питательная вода. Получаемый на выходе пар поступает в камеру сгорания, смешивается с продуктами сгорания, и образующаяся однородная смесь направляется в газовую (правильнее сказать – в парогазовую) турбину.

Необходимость подачи значительного количества обессоленной воды, выбрасываемой в атмосферу в виде пара вместе с продуктами сгорания, снижает эффективность таких схем.

Рассмотренные типы ПГУ позволяют создать энергоблоки с тепловой экономичностью на уровне 45…60 %, что в настоящее время трудно реализуемо для других типов энергоблоков.



продукты

КУ

Продукты

сгорания

вода

Вода

воздух

Воздух

топливо

Топливо

ГТУ

Рис

. 4.6. Принципиальная тепловая схема со впрыском пара:

КУ – котел-утилизатор; ГТУ – газотурбинная установка

На основе анализа состояния и перспектив развития ПГУ в России, странах СНГ и за рубежом проведено сравнение эффективности различных типов комбинированных ПГУ, результаты которого показаны в табл. 4.1.

Таблица 4.1

Сравнение эффективности различных типов ПГУ

Россия Зарубежные страны

Тип ПГУ

, МВт

нт э

, %

, МВт

нт э

, %

ПГУ с КУ 80…490 48,6…54,9 62…972 44,8…58,2 ПГУ с ВПГ 200 37,1 70…425 40,0…44,0 ПГУ с НПГ 250…410 37,4…47,7 550…765 41,2…46,5 ПГУ с ГВП 410…550 43,4…47,4 – – ПГУ с ГСП 150…450 45,0…47,0 – – ПГУ с ВП – – 17,2…52,4 38,9…55,0

Видно, что создание и совершенствование ПГУ являются перспективным направлением, при этом ПГУ с КУ отличаются высокой эффективностью.

4.3. ОПИСАНИЕ БИНАРНОЙ ПГУ

Принципиальная схема простейшей парогазовой одноконтурной установки показана на рис. 4.7.

Воздух

воздух

топливо

Топливо

ГТУ

Пар

пар

КУ

ПТ

продукты

Продукты

сгорания

вода

Вода

Рис. 4.7. Принципиальная схема простейшей парогазовой одноконтурной

установки:

КУ – котел-утилизатор; ПТ – паровая турбина; ГТУ – газотурбинная установка;

1 – пароперегреватель; 2 – испаритель; 3 – экономайзер; 4 – барабан; 5 – конденсатор; 6 – питательный насос; 7 – опускные трубы; 8 – вертикальные трубы испарителя

Уходящие газы ГТУ поступают в котел-утилизатор, который представляет собой шахту прямоугольного сечения, где размещены поверхности нагрева, образованные оребренными трубами, внутрь которых подается рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера, испарителя и пароперегревателя. Центральным элементом является

испаритель, состоящий из барабана,

нескольких опускных труб и достаточно плотно установленных верти-

кальных труб собственно испарителя. Испаритель работает по принципу естественной конвекции. В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной воды практически до температуры кипения (на 10…20 °С меньше, чем температура насыщенного пара в барабане, полностью определяемая давлением в нем).

Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры

насыщения. Температура получаемого перегретого пара всегда меньше, чем температура газов, поступающих из газовой турбины (обычно на 25…30 °С).

Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор, конденсируется и с помощью питательного насоса, повышающего давление питательной воды, направляется снова в котел-утилизатор.

Через поверхности нагрева котла-утилизатора проходит одинаковое количество рабочего тела (воды и пара). При этом КУ должен генерировать пар высоких параметров, для того чтобы обеспечить высокую экономичность ПТУ, но запас тепловой энергии, содержащийся в выходных газах ГТУ, может обеспечить эти параметры только при малых расходах питательной воды. Однако этот расход не может охладить газы, поступающие в котел, до низкой температуры, тем самым уменьшая КПД котла-утилизатора.

С другой стороны, пропуск большого количества питательной воды хотя и обеспечивает низкую температуру уходящих газов котла и его высокую экономичность, не позволяет получить высокие параметры пара

за ним, что приводит к снижению КПД ПТУ. Отсюда возникает идея двухконтурной ПГУ: через «хвостовые» поверхности котла (по газу) пропускать большое количество воды, а через входные – малое (рис. 4.8).

Конденсат из конденсатора паровой турбины питательным насосом низкого давления подается в экономайзер контура низкого давления (НД), который обычно называют газовым

подогревателем конденсата (ГПК). Часть конденсата (25…30 %), нагретого в ГПК почти до температуры кипения, подается в барабан низкого давления, где он испаряется. Сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель контура низкого давления и из него направляется в ЦНД паровой турбины. Бо´льшая часть питательной воды через ПНВД подается

в контур высокого давления (ВД). Полученный пар высокого давле-

ЦВД

ния направляется в ЦВД паровой турбины. Пройдя ЦВД, он смешивается с паром из контура низкого давления, и суммарный расход пара поступает в ЦНД.

топливо

Топливо

воздух

Воздух

ЦНД

ПННД

Контур

ВД

Контур

НД

ГТУ

Продукты

продукты сгорания

ПП

ИСП

ЭК

ПП

ИСП

ГПК

сгорания

БНД

БВД

БВ

ПНВД

ЦВД ЦНД

Рис. 4.8. Принципиальная схема двухконтурной ПГУ:

БНД, БВД – барабан низкого и высокого давления соответственно; ГПК – газовый подогреватель конденсата; ИСП – испаритель; ПННД, ПНВД – питательный насос низкого и высокого давления соответственно; ПП – пароперегреватель; ЦВД, ЦНД – цилиндр высокого и низкого давления паровой турбины соответственно; ЭК – экономайзер

Описанная двухконтурная схема является наиболее распростра-

ненной для утилизационных ПГУ на сегодняшний день.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. По каким параметрам/критериям классифицируют ПГУ?

2. В чем особенность термодинамического цикла ПГУ?

3. Какие основные виды ПГУ получили распространение?

4. Объясните назначение основных элементов тепловой схемы ПГУ

с котлом-утилизатором.

5. Почему переход к двухконтурному циклу повышает экономич-

ность?

6. Как определяют температуру газа за турбиной и воздуха за ком-

прессором?

Как влияет начальная температура газов на эффективность ПГУ?

ЗАДАЧИ

Задача 3.1.

Произвести расчет ГТУ- и ПТУ-ступеней, согласовать параметры ПГУ по ступеням ГТУ, ПТУ. Определить КПД ПГУ по заданным параметрам.

В схеме работает высокотемпературная газовая турбина:



мощность ГТУ –150 МВт;

 температура газа перед турбиной – 1200 °С;  степень повышения давления в компрессоре – 15;

КПД компрессора – 0,85;

  КПД газовой турбины – 0,85;

КПД камеры сгорания – 0,97;

  температура воздуха перед компрессором ГТУ равна –3 °С.

В паротурбинной части предусмотрена конденсационная турбина:



мощность ПТУ – 60 МВт; начальное давление пара – 90 бар;

  давление конденсации – 0,05 бар;  внутренний относительный КПД турбины – 0,85; 

электромеханический КПД турбогенератора – 0,97;

 система регенерации включает ПНД при температуре питатель-

ной воды 169 °С;



КПД котла-утилизатора – 0,97.

В расчете принять изобарную теплоемкость воздуха и газа равной

1,01 кДж/(кг  К), показатель адиабаты равен 1,41.

Решение

















Расчет ГТУ-ступени

Расчет ГТУ-ступени заключается в определении основных термо-

динамических и расходных параметров ГТУ (рис. 4.9).

УХ

ТН

ВЗ

ПВ

ТКʹ

Т0

Рис. 4.9. Цикл бинарной ПГУ

Определение температуры воздуха после компрессора, К:





T Т

1 вз





 



где

вз

3 273 270 КT   

повышения давления;

  

– температура воздуха;  = 15 – степень

= 0,85 – КПД компрессора:

1,41 1

  





270 1 15 1 650,5 К





1,41



0,87

  

Определение температуры газов после газовой турбины, К:



ГГ

T Т



К 0 Т



11 η



 







где

= 0,85 – КПД газовой турбины,



  

 



650,5 1 1 0,85 790,6 К

 

  

Удельная работа ГТУ, кДж/кг:



ГГ





L с T Т

ГТУ р 0 Твз

 

  

η 1

1,41 1

1,41







 

 





где

1200 273 1473 КT  – температура газа перед турбиной,

1, 01 кДж/кгс 

ГТУ

– изобарная теплоемкость рабочего газа ГТУ,

1,41 1

 

 

1, 01 1473 0,85 270 15 1





1,41





304,9 кДж/кг.

 



0,85

 



1,41 1

1,41

Массовый секундный расход рабочего газа, кг/с:

10N



150 10

G

304,9



ГТУ

491,9 кг/с.

Количество теплоэнергии, подводимой к ГТУ-ступени, при сжига-

нии газа в камере сгорания, кВт:

ГГГГ

QGс TT

ЭГр01



КC

где



= 0,97 – КПД камеры сгорания.



КС

491, 9 1, 01 1473 650,5 421329,3 кВт.

Q   



0,97

Расчет ПТУ-ступени заключается в определении основных термо-

динамических и расходных параметров паротурбинной ступени с регенерацией тепла.

Оценка начальной температуры пара перед паровой турбиной, К:

0 К 0

 ,

где

Т TT

= 10...30 К – температурный напор на «горячем конце» котла-

Т

утилизатора, принимаем равным 15 К.

790,6 15 775,6 К.Т



Процессы в ПТУ-ступени показаны на рис. 4.10. При этом приняты

следующие допущения:



процессы в конденсатном (Кʹ-КН) и питательном (Д-ПВ) насосах

приближенно изоэнтальпийны;



процессы подогрева питательной воды в ПНД и генерирования

пара в котле-утилизаторе – изобарны (т. е. без учета гидравлических сопротивлений).

Определение теплоперепада на турбину, кДж/кг:

где

(, )hfpt

000

()η

Hhh

hfps

(, )

КК0



0 К o

– энтальпии пара перед турбиной

и отработавшего пара в конце изоэнтропийного процесса соответственно, кДж/кг;

η 0, 85

– внутренний относительный КПД тур-

бины.

(3393,6 2032,7) 0,85 1156,8 кДж/кг.H  

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 67 / 107 8 9 10 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]