Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Расчет двухтопливной ПГУ с параллельной схемой работы. Учебное пособие
.pdf
s
Q
ГТУ
газ
N
КУ
ГТУ
ПК
Q
уголь
Д
ПТУ
ПН
КН
N
ПТУ
ПТУ
Q
под
t
ГТУ
Q
под
2"
1"
пв
к'
3"
4"
ГТУ
0
Q
отв
пп
отв
п
к
t
*
Q
а б
Рис. 1.5. Термодинамическая диаграмма (а) и тепловая схема (б) ПГУ
с дожиганием топлива
Технологическая схема, реализующая представленный термодинамический подход, выглядит следующим образом (рис. 1.5,
б). Воздух
поступает в компрессор газотурбинной установки (ГТУ), сжимается и
поступает с высоким давлением в камеру сгорания газовой турбины,
где за счет сжигания газообразного топлива повышается его температура. Затем горячий воздух и продукты сгорания топлива поступают в
газовую турбину, где совершают работу с выработкой электроэнергии
()N . Отработавший в газовой турбине поток направляют в котел-
ГТУ
утилизатор (КУ) и частично в паровой котел (ПК), в которых генерируют пар высоких параметров для совершения работы в паротурбинной установке с выработкой электроэнергии
()N . При этом высо-
ПТУ
кие параметры острого пара получают за счет сжигания топлива
(в частности угля) в паровом котле (ПК), а в котле-утилизаторе обеспечивают дополнительный по отношению к острому пару поток, который совмещают с паром промежуточного перегрева (процесс П–ПП,
рис. 1.5,
а) и направляют в среднюю часть паротурбинной установки
(ПТУ). Таким образом, паровая турбина имеет проточную часть, в ко-
торый по мере расширения пара его расход увеличивается даже при
наличии нерегулируемых отборов (на рис. 1.5,
б не показаны). Отрабо-
тавший в паровой турбине пар поступает в конденсатор, где происходит процесс конденсации (к–к, рис. 1.5,
а) и затем конденсатным
насосом (КН), а далее питательным (ПН) подается в котлы энергетиче-
11
ский паровой (ПК) и утилизатор (КУ). Система регенерации на тепло-
р
вой схеме представлена деаэратором (Д).
ПГУ
Теплота (энергия), подводимая к парогазовой установке
Q ,
под
получается за счет сжигания топлива и определяется по выражениям:
ГТУ
QBQ
под ГТУ
ПТУ
QBQ
под ПТУ
р
н(ГТУ)
р
н(ПТУ)
;
(1.4)
;
ПГУ ГТУ ПТУ
В этих выражениях
В и
рания (МДж/кг; МДж/м
QQQ
Q
3
под под под
– расход (кг/с; м3/с) и низшая теплота сго-
н
) топлива, вводимого в ГТУ и ПТУ соответ-
.
ственно.
Коэффициент полезного действия (КПД) газотурбинной части ПГУ
можно определить по выражению
N
η
ГТУ
ГТУ
. (1.5)
ГТУ
Q
под
С учетом закона сохранения энергии, количество теплоты, бесполезно теряемой в ГТУ, составит
ГТУ ГТУ
QQN. (1.6)
отв под ГТУ
После подстановки (1.5) в (1.6) получаем
ГТУ ГТУ ГТУ ГТУ
отв под ГТУ под ГТУ под
η (1 η )QQ Q Q . (1.7)
Этот поток теплоты направляется в паротурбинную часть установки и,
при условии отсутствия потерь, будет обеспечивать температуру
нагрева пара в котле-утилизаторе, равную температуре уходящих газов
ГТУ
из ГТУ. Фактически уходящая из ГТУ теплота
денная от цикла Брайтона
становится частью входного потока тепло-
теплота
Q
отв
, отве-
ты для пароводяного цикла Ренкина, реализуемого в паротурбинной
части установки. Другой частью входного потока теплоты цикла Рен-
12
кина является теплота
ПТУ
Q , вводимая с топливом в паровой котел.
под
КПД паротурбинной части установки определяется по выражению
N
η
ПТУ
ПТУ
ГТУ ПТУ
Q+Q
отв под
. (1.8)
Тогда
ПТУ ПТУ отв под ПТУ отв ПТУ под
ηηηNQ+QQQ
ГТУ ПТУ ГТУ ПТУ
η (1 η ) η .QQ (1.9)
ПТУ ГТУ под ПТУ под
ГТУ ПТУ
Полезная энергия, полученная в установке в целом:
N=N N Q Q
ПГУ ГТУ ПТУ ГТУ под ПТУ под
ηη η
ГТУ ПТУ под ПТУ под
ηη ηη
ГТУ ГТУ ПТУ ГТУ
QQQ Q
ГТУ под ПТУ под под ГТУ ПТУ под
η (1 η ) η .QQ (1.10)
ГТУ ПТУ под ПТУ под
ηη
ГТУ ПТУ
QQ
ГТУ ПТУ
ГТУ ПГУ
КПД ПГУ можно определить по выражению
N
η
ПГУ
ПГУ
Q
(1.11)
ПГУ
под
и с учетом (1.10) и (1.2) и с использованием подходов, рассмотренных
в [4], получим
– коэффициент бинарности установки.
где
ηη(1 η )γη
ПГУ ГТУ ПТУ ПТУ
, (1.12)
С использованием выражения (1.12) построена зависимость
ПТУ ГТУ
()f для значений КПД ПГУ
()
, принятых равными
ПГУ
40, 60 и 80 %, и при изменяющемся коэффициенте бинарности
(рис. 1.6). Показатель бинарности равный единице (
= 1) означает, что
тепловой поток, подведенный к паровому котлу, отсутствует
13
ПТУ
γ
под
0Q , т. е. установка имеет выраженный сбросной тип без до-
жигания. Уменьшение коэффициента бинарности означает рост теплового потока, подведенного к паровому котлу (паротурбинной установке) с дополнительным, по отношению к камере сгорания газовой
турбины, топливом. При
= 0 ПГУ вырождается в традиционный па-
ротурбинный энергоблок.
ПТУ
0,8
0,6
0,4
0,2
=0,4
ПГУ
=1
0,2 0,4 0,6
0,8
0,4
0,6
а б в
Рис. 1.6. Взаимозависимость КПД паротурбинной (
) части парогазовой установки для КПД ПГУ (
(
ГТУ
значений 0,4…0,8 и при переменном коэффициенте бинарности ();
затененной областью показаны технически достижимые значения:
а – фактически освоенные значения технологическими установками; б – область
передовых значений, на «грани» достижимости технических решений;
ния для перспективной техники
0,2
ГТУ
0,8
ПТУ
0,8
0,6
0,4
0,2
=0,6
ПГУ
=1
0,2 0,4 0,6
ПТУ
0,8
0,6
0,2
0,4
0,4
0,6
0,2
0,8
0,8
ГТУ
=0,8
ПГУ
0,2
0,4
) и газотурбинной
ПТУ
) в диапазоне
ПГУ
0,2
0,6
0,8
=1
0,6 0,8
ГТУ
в – значе-
Можно видеть (рис. 1.6, б), что, например при
жимо КПД ПГУ
(η ) на уровне 60 % при
ПГУ
η 44 % дости-
ГТУ
η 28 % и при
ПТУ
1
(т. е. для установок без дожигания топлива). В то же время при ус-
ловии дожигания топлива в паровом котле, обеспечивающего подвод
теплоты на уровне 20 % от общего подвода теплоты к установке
( = 0,8), можно повысить
нии
η 60 %. Важно отметить, что топливом, сжигаемым в паро-
ПГУ
η приблизительно до 40 % при сохране-
ПТУ
вом котле, может быть уголь, что удешевит (за счет разницы стоимости между углем и газом) конечную продукцию в виде электроэнергии.
14
Очевидно, что получить указанный эффект можно только при наличии
технически достижимого решения, проще говоря – технологии.
Затененной зоной на рисунке показана область достижимых (на современном этапе развития) технических решений, при этом левая часть
(рис. 1.6,
а) характеризует зону модернизационного потенциала дей-
ствующих энергетических установок, не имеющих высоких энергетических и термодинамических показателей эффективности, центральная
часть (рис. 1.6,
часть (рис. 1.6, в) – недостижимые
б) – зону передовых современных установок, а правая
(η 80 %) сегодня показатели
ПГУ
эффективности генерирующих энергетических установок.
С учетом необратимости процессов, а также того, что основные
энергетические элементы ПГУ имеют потребление энергии на собственные нужды (в частности на привод насосов, обеспечение подачи
топлива, систем автоматизации и т. п.), КПД-нетто для них составит:
нетто ГТУ ГТУ
нетто ГТУ ПТУ ПТУ
ηηηηηηηηη
ПТУ ПТУ к пт эм с.нПТУнеобрс.н
ηηη
ГТУ ГТУ необр с.н
; (1.13)
. (1.14)
В этих выражениях кη – усредненное значение КПД парового котла и котла-утилизатора; птη , эмη – КПД паровой турбины и электро-
механический турбогенератора;
ГТУ
η
необр
,
ПТУ
– КПД от совокупности
η
необр
необратимых потерь в элементах, обеспечивающих работу установок;
η
ГТУ
с.н
ПТУ
η
,
– показатели, учитывающие собственные нужды в уста-
с.н
новках.
Тогда
нетто ГТУ ГТУ ПТУ ПТУ
ηηηη1 ηη η γ
ПТУ ГТУ необр с.нПТУнеобрс.н
ηη η.
Принимая в первом приближении
ПТУ ПТУ
ПТУ необр с.н
ГТУ ПГУ
ηη0,9=
необр необр
(1.15)
, что с тру-
дом, но достижимо для современных установок, преобразующих энергию, а КПД собственных нужд при усреднении разницы в использова-
ГТУ ПТУ
нии топлива разного вида
ηη0, 95
с.нс.н
15
, что соответствует
уровню потребления энергии собственных нужд на современных, ге-
γ
нерирующих энергию установках, получим приближенное выражение
для определения КПД-нетто парогазовой установки бинарного типа с
дожиганием:
нетто
η 0,855η (1 0 ,8 55 η )γ 0,855η .
ПГУ ГТУ ПТУ ПТУ
(1.16)
Взаимная зависимость
зотурбинной установки с КПД-нетто на уровне 40 %
η (η )f
ПТУ ГТУ
показывает, что для га-
(η 0,4) КПД
ГТУ
ПГУ-нетто в 46 % может быть обеспечен при КПД-нетто паротурбинной части установки приблизительно в 12 % для схемы с бинарностью
равной единице (рис. 1.7).
нетто
η
ПТУ
0,7
0,6
0,5
0,4
0,34
0,3
0,2
0,12
0,1
0,3
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Рис. 1.7. Зависимость
для разных значений КПД-нетто ПГУ
нетто
η 0, 46
ПГУ 370
нетто
η 0, 46
ПГУ 370
0,4
, при =1
0,5
нетто
η
ПТУ
, при = 0,44
нетто
η 0, 6
ПГУ
нетто
от
η
ГТУ
η
нетто
ГТУ
При реализации ПГУ с бинарностью меньше единицы по представленной схеме (см. рис. 1.5, б) на основе газовой турбины с электриче-
ской мощностью 130 МВт расчетным путем получены технические и
расходные характеристики установки (табл. 1.1).
Можно видеть, что при коэффициенте бинарности
0, 44
КПД-
нетто ПГУ обеспечивается на уровне 46,5 %. При этом КПД-нетто
16
паротурбинной части установки увеличивается (по сравнению с
γ
1)
приблизительно до 34 %, т. е. примерно в 2,5...2,8 раза. Этот показатель обусловлен высокими параметрами пара, которые обеспечивает
сжигание угля в паровом котле.
Таблица 1.1
Основные технические характеристики ПГУ-370 с дожиганием топлива
Наименование показателя Величина
Мощность ГТУ, МВт 130
Мощность ПТУ, МВт 240
Мощность ПГУ, МВт 370
КПД ГТУ (при температуре воздуха –5 С), % 38,7
Давление острого пара, МПа 12,8
Температура острого пара, С
Давление пара промежуточного перегрева, МПа 2,7
Температура промежуточного перегрева, С
Температура выхлопных газов, С
КПД ПГУ-нетто, % 46,5
Удельный расход условного топлива ПГУ, кг у.т/кВт ч
Удельный расход условного топлива ГТУ, кг у.т/кВт ч 0,318
Расход натурального топлива
Расход условного топлива на ПТУ, т у.т/ч 53,4
Расход натурального топлива
Коэффициент бинарности 0,44
газ с 36 МДж/м Q
уголь с 22 МДж/кг Q
р 3
н
р
н
, тыс. м3/ч
, т/ч
540
500
514
0,264
33,6
71,2
Несложные расчеты расходов топлива (табл. 1.2) ПГУ без дожигания (γ = 1) и с дожиганием (γ = 0,44) при сопоставимых условиях показывают, что ПГУ с дожиганием позволяет экономить газ более чем
в 2 раза, в случае использования угля в паровом котле.
Это дает экономию более 500 млн руб. в год за счет разницы в стоимости разных видов топлива. Сопоставимые условия в данном случае
не учитывают техническую возможность создания ПГУ с коэффициентом бинарности γ = 1 с более высоким КПД.
17
Таблица 1.2
Сравнение расходов топлива для ПГУ-370 с разными
коэффициентами бинарности
Наименование показателя
Удельный расход условного топлива, кг у.т/кВт ч
Расход натурального топлива:
газ, тыс. м3/ч
уголь, т/ч
Годовой расход натурального топлива при 7000 ч
использования установленной мощности:
газ, млн м
уголь, тыс. т
Стоимость* топлива, млн руб. 2953 2412
* При цене на газ 5500 руб/тыс. м3 и уголь – 2250 руб/т.
3
ПГУ
= 1 = 0,44
0,264 0,264
76,8
–
537
–
33,6
71,2
235
498
1.3. ДВУХТОПЛИВНЫЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ ПГУ
Парогазовые установки применяются и в области теплофикации
[1–3, 6]. Применение теплофикационных ПГУ с коэффициентом би-
нарности меньше единицы также позволяет использовать в парогазом
цикле твердое топливо, что делает теплофикационные ПГУ двухтопливными.
Термодинамическая особенность комбинированного теплофикационного цикла с бинарностью меньше единицы заключается в следующем. Подвод энергии осуществляют так же, как
анте, в двух местах (рис. 1.8,
ГТУ
турбины
–2–3–4–1, рис. 1.8, а) цикла и через паровой энергетический
(1
котел
QQ для обеспечения работы в газотурбинной части
под газ
ПГУ
QQ
под уголь
для обеспечения высоких параметров генерируе-
а): через камеру сгорания газовой
и в предыдущем вари-
мого пара в паросиловой части цикла.
ГТУ
Отработавший в газовой турбине тепловой поток
Q
отв
также пе-
редается в пароводяной (паросиловой) контур комбинированного цикла через котел-утилизатор. Полезную продукцию в виде электроэнер-
18
гии получают как в газотурбинной, так и в паротурбинной (паросило-
s
вой) части комбинированного цикла. Кроме того, паротурбинная установка имеет теплофикационный отбор, который обеспечивает отпуск
теплоты потребителю
Q
, рис. 1.8, а. Наличие теплофикационного от-
т
бора обусловливает тип Т применяемой паровой турбины.
газ
N
ГТУ
Q
t
3"
Q
газ
пв
2"
1"
к'
4"
ГТУ
0
Q
отв
Q
т
п
уголь
воздух
пп
к
t
*
КУ
У
ПК
ПН
СН
СУ
КН
Q
N
ПТУ
т
а б
Рис. 1.8. Термодинамическая диаграмма (а) и тепловая схема (б)
теплофикационной парогазовой установки с дожиганием угля (У)
и коэффициентом бинарности меньше единицы
Технологическая схема, реализующая представленный термодинамический подход, выглядит следующим образом (рис. 1.8,
б). Воздух
поступает в компрессор газотурбинной установки (ГТУ), сжимается и
подается с высоким давлением в камеру сгорания, где за счет сжигания
газообразного топлива повышается его температура. Затем горячий
воздух и продукты сгорания топлива поступают в газовую турбину,
где совершают работу с выработкой электроэнергии
()N . Отрабо-
ГТУ
тавший в газовой турбине поток направляют в котел-утилизатор (КУ),
где генерируется пар средних параметров для работы в паротурбинной
установке с выработкой электроэнергии
()N . При этом высокие
ПТУ
параметры острого пара достигаются за счет сжигания топлива
(в частности угля) в паровом котле (ПК), а в котле-утилизаторе обеспечивают дополнительный по отношению к острому пару поток, который совмещают с паром промежуточного перегрева (процесс П-ПП,
19
рис. 1.8, а) и направляют в среднюю часть паротурбинной установки.
N
N
Паровая турбина имеет также проточную часть, в которой по мере
расширения пара его расход увеличивается даже при наличии нерегулируемых отборов (на рис. 1.8,
случае часть низкого давления турбины может иметь ограничение по
пропуску, связанное с наличием теплофикационного отбора. Отработавший в паровой турбине пар поступает в конденсатор К, где происходит процесс конденсации (к–к
насосом (КН), а далее питательным насосом подается в котлы энергетический паровой и утилизатор. Система регенерации на тепловой
схеме представлена деаэратором. Кроме того, паровая турбина имеет
теплофикационный отбор, пар из которого направляют в сетевую
установку (СУ) для отпуска теплоты
Выражения (1.4 – 1.12) справедливы и для теплофикационной ПГУ,
работающей с отключенными сетевыми подогревателями
Вместе с тем теплофикационная ПГУ может работать не только по
электрическому, но и по тепловому графику нагрузки, когда
В этом случае КПД паротурбинной части установки составит
Тогда
η
ПТУ
ПТУ ПТУ отв под т
б не показано). Вместе с тем в данном
, рис. 1.8, а) и затем конденсатным
Q потребителю.
т
(0)Q
N
ГТУ ПТУ
QQQ
отв под т
η
ПТУ
ГТУ ПТУ
QQQ
. (1.17)
. (1.18)
.
т
0Q .
т
С учетом (1.5), (1.6) и после несложных преобразований:
Полезная электроэнергия, полученная в теплофикационной парогазовой установке:
ПТУ ПТУ ГТУ под ПТУ под т
ηηηηQQQ QQ
ПТУ под ПТУ т ГТУ под ПТУ под под
η (1 η ) η
NNN
ПГУ ГТУ ПТУ
ηηηη
ПТУ ГТУ ГТУ ПТУ
ГТУ ГТУ ГТУ
QQ Q
ГТУ под ПТУ под ПТУ ГТУ под
ГТУ ПТУ
QQQ . (1.19)
20
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]