Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Расчет двухтопливной ПГУ с параллельной схемой работы. Учебное пособие
.pdf
ηη η ηQQQ
ПТУ ГТУ под ПТУ под ПТУ т
ГТУ ПТУ
= η (1 η ) η .QQQ (1.20)
ГТУ ПТУ под ПТУ под т
ГТУ ПТУ
Определяя теоретический КПД ПГУ как
N
η
ПГУ
ПГУ
ПГУ
QQ
под т
, (1.21)
получаем
η .
η (1 η )
ПГУ
ГТУ ПТУ под
ПГУ ПГУ
QQ QQ
под т под т
ГТУ
Q
η
ПТУ под т
ПГУ
QQ
После несложных преобразований получаем
ηη(1 η )βη .
ПГУ ГТУ ПТУ ПТУ
В этом выражении теплофикационный показатель ПГУ
ГТУ
Q
Теплофикационный показатель
β
под
ПГУ
QQ
под т
характеризует отпуск теплоты
. (1.24)
парогазовой установкой и с учетом (1.2)
ПГУ
γβQ
под
ПГУ
QQ
под т
, (1.25)
(1.22)
(1.23)
откуда после несложных преобразований
Q
Q
ПГУ
под
βγ
т
. (1.26)
β
Поскольку теоретически в рассматриваемой установке
Q
01
т
ПГУ
Q
под
, теплофикационный показатель βможет принимать зна-
чения β > 0 (рис. 1.9).
21
Q
т
ПГУ
1,0
Q
под
0,8
= 0,1
0,6
0,4
0,2
= 0,3
= 0,5
= 0,7
Q
т
1,0
ПГУ
Q
под
0,8
0,6
0,4
0,2
= 0,1
= 0,3
= 0,5
= 0,7
1 3 5 7
9
β
0,5 1,0
1,5
а б
Рис. 1.9. Относительный отпуск теплоты теплофикационной ПГУ
с дожиганием топлива в зависимости от теплофикационного показателя
и коэффициента бинарности
Для технически реализуемых теплофикационных ПГУ показатель β
зависит от степени бинарности ПГУ γ и для установок, близких к бинарному типу, может принимать значения β > 1, так как лишь в этом
случае могут быть получены сколько-нибудь значимые тепловые потоки на нужды теплофикации (рис. 1.9. а).
Для установок с невысокой степенью бинарности
, в частности для
установок с преимущественным сжиганием угля ( ≤ 0,5), показатель
может принимать значения (на рис. 1.9, б показано штриховкой):
0 β 1
. (1.27)
Взаимосвязь между теплофикационным показателем и степенью
бинарности ПГУ имеет линейный характер и зависит от относительного отпуска теплоты ПГУ (величины теплофикационного отбора).
В общем случае увеличивается с ростом (рис. 1.10).
Совокупность характеристик (рис. 1.9 и 1.10) показывает, что в
двухтопливной теплофикационной ПГУ при соотношении топлива
газ/уголь на уровне 1/1
доля теплофикационного отбора не должна
превышать половины от всей подведенной к ПГУ энергии.
В то же время теплофикационная ПГУ характеризуется работой
паротурбинной установки в теплофикационном режиме (1.17). Можно
22
видеть, что с ростом комбинированной выработки электроэнергии, ха-
рактеризуемой повышением КПД паротурбинной установки
()
ПТУ
увеличивается и теплофикационный показатель ПГУ (рис. 1.11).
Рис. 1.10. Зависимость теплофикационного коэффициента от коэффициента бинарности
ПГУ для разных относительных мощностей
теплофикационных отборов
2,0
1,5
1,0
0,5
Q
т
ПГУ
Q
под
0,2 0,4
0,7
0,5
0,3
0,1
0,6
8
= 0,4
6
4
2
ПГУ
0,5
0,6
Рис. 1.11. Влияние теплофикационного показателя и КПД паротурбинной установки, работающей по
тепловому графику нагрузки (
на КПД ПГУ (
ПГУ
ПТУ
)
0,5 0,6 0,9
0,7 0,8
ПТУ
Рис. 1.12. Влияние КПД газотурбинной
установки (
при разных значениях теплофикационного
коэффициента
) на КПД ПГУ (
ГТУ
ПГУ
)
ПГУ
0,6
0,4
0,2
0,5
0,1
= 0,7
0,3
0,4 0,5
0,6
ГТУ
,
),
23
Влияние КПД газотурбинной установки на КПД ПГУ менее заметно, чем влияние теплофикационного показателя . Чем больше доля
теплофикационного отбора ( растет в соответствии с (1.24)), тем выше КПД ПГУ (рис. 1.12).
1.4. ПРИМЕРЫ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ
С КОЭФФИЦИЕНТОМ БИНАРНОСТИ,
МЕНЬШИМ ЕДИНИЦЫ, И ПОКАЗАТЕЛИ
ИХ ЭФФЕКТИВНОСТИ
Двухтопливная ПГУ-370 с параллельной схемой работы
В основе предлагаемого варианта лежат отечественные научнотехнические разработки в области энергетики и топливоиспользования. Тепловая схема ориентирована на предприятия отечественного
энергетического машиностроения. Все технические решения соответствуют современным представлениям о необходимости проектирования оборудования энергоблоков в рамках единого проекта.
Предлагаемый вариант [6] парогазовой установки рассчитан на
преимущественное использование твердого топлива. ПГУ
комплектуется газотурбинной установкой с камерой сгорания (КС), котломутилизатором и паротурбинной установкой с паровым котлом
(рис. 1.13).
Паротурбинная установка обеспечивает выработку электроэнергии
и представляет собой двухконтурную паровую турбину с системой регенерации, предназначенную для работы в составе ПГУ. Паровой котел обеспечивает паровую турбину острым паром (первый контур паровой
турбины) и частично паром промежуточного перегрева (второй
контур паровой турбины). Топливом для парового котла служит уголь,
который сжигают в стационарном кипящем слое на инертном материале (песок). Такая технология сжигания позволяет использовать в качестве окислителя в слое газы, отработавшие в ГТУ, а в камере дожигания – воздух.
Газотурбинная установка
вырабатывает электроэнергию при сжигании газа в КС. При этом газы, отработавшие в ГТУ и имеющие высокую температуру, частично направляются в ПК в качестве агента,
обеспечивающего стационарность кипящего слоя. Наличие в газах СО
и водяных паров способствует процессам газификации в слое, а О
2
2
–
24
началу процесса горения. Другая часть газов направляется в КУ, в котором происходит перегрев остальной части пара промежуточного перегрева для второго контура паровой турбины, а также частичное вытеснение системы регенерации ПТУ (на рис. 1.13 не показано).
газ
ГТУ
КС
ПТУ
воздух
выхлопные газы
КУ
воздух
уголь
ДТ
ПК
ВД СД НД
К
ДТ
Д
ПН
КН
Рис. 1.13. Принципиальная схема ПГУ с преимущественным
использованием твердого топлива:
ГТУ – газотурбинная установка; ПТУ – паротурбинная установка;
КС – камера сгорания ГТУ; КУ – котел-утилизатор; ПК – паровой котел; ВД – часть турбины высокого давления; СД – часть турбины
среднего давления; НД – часть турбины низкого давления; К – конденсатор; Д – деаэратор; КН – конденсатный насос; ПН – питательный
насос; ДТ – дымовая труба
Для автономности работы ПТУ схема ПГУ предусматривает уста-
новку двух дымовых труб.
ПГУ комплектуется газотурбинной установкой ГТД-110 (производитель ОДК «Сатурн», г. Рыбинск) [7]. Ее технические характеристики
представлены в табл. 1.3.
Котел-утилизатор относится к вновь проектируемому оборудованию. В предлагаемой схеме предназначен для генерации части пара
второго контура ПТУ с давлением 2,7 МПа
и температурой 500 С,
а также частичного вытеснения системы регенерации ПТУ.
25
Таблица 1.3
Основные показатели ГТД-110
Наименование Показатель
Электрическая мощность, МВт 110
Коэффициент полезного действия 35,2
Частота вращения выходного вала, об/мин 3000
Температура газа на выходе, С
Расход газа на выходе, кг/с 362
Выбросы NОx, не более, мг/м3 50
Масса на раме, т 58
Габариты, м
* В настоящее время не производится.
*
7,123,684,25
517
Котел-утилизатор имеет три теплообменных контура. Основные
расходные и тепловые характеристики КУ показаны на рис. 1.14. Контур генерации пара имеет схему традиционного барабанного парового
котла и включает три группы поверхностей нагрева: водяной экономайзер; испарительный контур и пароперегреватель.
Контуры высокого и низкого давления представляют собой газоводяные теплообменники и предназначены
для нагрева питательной
воды до температуры от 160 до 218 С при байпасе двух подогревателей высокого давления системы регенерации ПТУ и основного конденсата до температуры от 62 до 139 С при байпасе двух подогрева-
телей низкого давления системы регенерации ПТУ соответственно.
Паропроизводительность котла-утилизатора составляет 110 т/ч,
его тепловая мощность по
пару 104 МВт; на контуре ВД 20 МВт;
на контуре НД – 65 МВт. Котел-утилизатор может быть изготовлен
НПО «Красный котельщик» (г. Таганрог) либо ЗиО (г. Подольск).
Ориентировочные габариты и масса (по аналогии с [8]): ширина в
осях колонн – 10 м; глубина в осях колонн – 20 м; отметка на верхней
точке котла – 30 м; площадь
25 000 м
2
; площадь поверхностей нагрева контуров ВД и НД – 6000 м2;
поверхностей нагрева парового контура –
масса металла парового контура – 300 т; масса металла контуров ВД
и НД – 110 т.
26
у
отработавшие газы
514 C, 284 кг/с
КГП
Пар на ЧСД 2,7 МПа, 500 C, 30 кг/с
= 160 С (за деаэратором)
t
пв
КВД
КНД
225 C
207 C
t
= 80 C
х
t
= 218 С (в линию питательной воды), 20 кг/с
пв
= 160 С (за деаэратором)
t
пв
t
= 139 С (на вход в деаэратор), 111 кг/с
ок
= 62 С (из линии основного конденсата)
t
ок
Рис. 1.14. Структурная схема КУ:
КГП – контур генерации пара; КВД – контур высокого
давления; КНД – контур низкого давления
Паровая турбина также относится к вновь проектируемому оборудованию и может быть представлена в двух вариантах исполнения: на
«докритические» и «закритические» параметры. Турбины могут быть
спроектированы и изготовлены АО ЛМЗ (г. Санкт-Петербург) или
АО УТЗ (г. Екатеринбург). В обоих случаях турбина представляет собой новый класс паровых двухконтурных турбин,
предназначенных
для работы в составе ПГУ, и должна отвечать мировому уровню турбиностроения. Особенность таких турбин в том, что расход пара в частях среднего и низкого давления превышает расход острого пара,
направляемый в голову турбины (часть высокого давления). Такое
27
превышение обеспечивается за счет дополнительного контура по подготовке пара средних параметров. Как правило, дополнительный (второй) паровой контур работает параллельно с линией промежуточного
перегрева пара.
Расчет тепловой схемы энергоблока позволяет сформулировать
следующие основные требования к паровой турбине (табл. 1.4).
Таблица 1.4
Требования к паровой турбине*
Тип турбины
Двухконтурная, конденсационная,
Наименование
Номинальная (максимальная) мощность,
МВт 225 (240) 225 (240)
Температура острого пара (первый контур), С 540 540
Температура пара промежуточного перегрева (второй контур), С 500 500
Расход острого пара первого контура,
кг/с (т/ч) 162,5 (585) 166,2 (598)
Давление острого пара первого контура,
МПа 12,8 23,5
Расход пара второго контура, кг/с (т/ч) 173,9 (626) 167,2 (602)
Давление пара второго контура, МПа 2,7 3,75
Давление в конденсаторе, кПа 3,9 3,9
Число нерегулируемых отборов 7 7
Число цилиндров 3 3
Число выхлопов 2 2
Внутренний относительный КПД, %:
ЧВД
ЧСД
ЧНД
без регулируемых отборов, с про-
межуточным перегревом
«докритические»
параметры
88
90
88
«закритические»
параметры
88
90
88
* Все параметры и показатели имеют ориентировочные значения.
28
Паровой котел относится к вновь проектируемому оборудованию и
в данном случае сочетает в себе передовые достижения в области сжигания в стационарном кипящем слое. Следует подчеркнуть, что для
предлагаемой тепловой схемы ни вид твердого топлива, ни способ его
сжигания и тип топочного устройства не являются определяющими.
Вместе с тем известные преимущества
сжигания углей в кипящем слое –
это низкий выход оксидов азота, снижение затрат энергии на пылеприготовление, вовлечение в топливный баланс угольной мелочи и некоторые другие.
Соотношение газов, подведенных под слой вторичного воздуха, и
над слоем принято 3 : 1 в соответствии с [9]. Характеристики парового
котла показаны на рис. 1.15.
Острый пар
12,8 МПа, 540 С, 162,5 кг/с
Пар пром. перегрева
2,7 МПа, 500 С, 143,3 кг/с
2,8 МПа
Питательная вода
248 С
Уголь
14,7 кг у.т/с
110 кг/с, 514 С
41,1 МВт
Q
газ
t
C
ух
= 140
воздух
60 кг/с
Рис. 1.15. Некоторые параметры и характеристики
парового котла
КПД парового котла, определяемый по обратному балансу, равен
6
η 10,94
к
i
q
i
2
. В этом выражении принято, что
q
= 0,045 (опре-
2
29
делено укрупненно по нормативному методу),
q = 0.
6
q = 0;
3
qq
= 0,015 и
45
Ориентировочный размер ячейки котла (по аналогии с котлами
Фостер–Уиллер, Лурги): ширина – 24 м; глубина – 40 м; высота
котла – 55 м.
Котел может быть изготовлен ЗиО (г. Подольск).
Расчет тепловой схемы проведен укрупненно на основе уравнений
теплового и материального баланса. Результаты расчетов представлены на рис. 1.16.
КПД ПГУ-нетто определяется по выражению
где
нетто
η ,
N – мощность на клеммах генератора газотурбинной установ-
ГТУ
ПГУ
0,123 0,123 29,3
η 3, 6
ГТУ
NN
ГТУ с.нПТУс.н
NN Q
ГТУ ПТУ с.нгаз
η
ки, работающей в составе ПГУ, МВт;
нетто
ПТУ
ПТУ
η
ГТУ
η
– КПД собственных нужд
с.н
(1.28)
ГТУ ПТУ
ηη
ГТУ (в основном – затраты на дожимной компрессор и системы охлаждения, принят на уровне 0,99);
N – мощность на клеммах генера-
ПТУ
тора паротурбинной установки, работающей в составе ПГУ, МВт;
ГТУ
η
– КПД собственных нужд ПТУ (принят на уровне 0,955);
с.н
нетто
– КПД ГТУ-брутто (на расчетном режиме –5 С);
ГТУ
η
ПТУ
– КПД
ПТУ-нетто, определяется по выражению
где
кг/с;
нетто ПТУ
ηηη
D
D
,
0
пп
h ,
h , ппh , ппh – энтальпии острого пара, питательной воды,
0
п.в
ПТУ К с.н
()( )
Dh h D h h
00 п.впппппп
– расход пара на ПТУ и пара промежуточного перегрева,
N
ПТУ
, (1.29)
пара горячей и холодной нитки промперегрева, кДж/кг.
Тепло, вносимое в топку котла с дымовыми газами ГТУ:
QGctt
газ газ г ухp
30
К
. (1.30)
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]