Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Расчет двухтопливной ПГУ с параллельной схемой работы. Учебное пособие
.pdf
т
–
ГТУ
Э
=130 МВт
N
Г
2,8 МПа
12,8 МПа / 540 °С
162,5 кг/с
2,7 МПа / 500 °С
173,3 кг/с
ПТ
0,18 МПа
30 кг/с
К ГТ
394 кг/с
5 °С
514 °С
284 кг/с
225 °С
КВД
207 °С
КНД
80 °С
КГП
20 кг/с
110 кг/с
ПН
ДН
111 кг/с
ПК
248 °С
10,8 кг/с
218 °С
8,4 кг/с
189 °С
6,3 кг/с
161 °С
ПН
159 °С
ДПВ
139 °С
3,4 кг/с
99 °С
2,6 кг/с
62 °С
9,5 кг/с
28,5 °С
7,4 кг/с
КН
КД
Э
N
=240 МВ
П
3,9 кПа
144,1 кг/с
Рис. 1.16. Тепловая схема ПГУ с турбиной К-225-130
В этом выражении
теплоемкость воздуха, кДж/(кг К);
К
– температура уходящих газов из котла, °С.
t
ух
G
– расход газов ГТУ на котел, кг/с; pc –
газ
t
– температура газов за ГТУ, °С;
г
31
Повысить эффективность предложенной тепловой схемы можно
следующим образом:
за счет использования теплоты уходящих из ГТУ газов в утили-
зационном контуре 5,2 %;
за счет использования теплоты уходящих из ГТУ газов в паро-
вом котле для обеспечения кипящего слоя с частичным вытеснением
системы подогрева вторичного воздуха 2,1 %;
за счет повышения внутреннего относительного КПД паровой
турбины 1,5 %;
за счет повышения КПД парового котла 1,5 %.
В табл. 1.5 представлена структура капиталовложений в ценах
2010 года, а в табл. 1.6 – основные показатели ПГУ.
Таблица 1.5
Структура капиталовложений в ПГУ
Значение
Наименование
Электротехническое оборудование 8 %
Строительные конструкции и работы 20 %*
Теплотехническое оборудование 72 %
В том числе процент от теплотехнической части
Паровой котел 28 30
Котел-утилизатор 4 4
Газотурбинная установка с системами 20 22
Паротурбинная установка с системами 13 12
Вспомогательное оборудование котла 9 8
Трубопроводы и пускосбросные
устройства 10 10
Водоподготовка 6 5
Средства автоматизации и КИП 10 9
Итого по теплотехнической части 100 100
ПТУ с докрити-
ческими пара-
метрами
ПТУ с закрити-
ческими пара-
метрами
* По современным оценкам при новом строительстве здания, сооружения, конструкции, инфраструктура и работы могут составлять до 50 % от стоимости основного
оборудования
32
Таблица 1.6
Основные показатели ПГУ
Значение
Наименование показателя на расчетном
режиме при температуре воздуха –5 С
ПТУ с докрити-
ческими пара-
метрами
ПТУ с закри-
тическими
параметрами
Мощность ГТУ, МВт 130
Мощность ПТУ, МВт 240
Мощность ПГУ, МВт 370
КПД ГТУ, % 38,7
Температура выхлопных газов, С
514
КПД ПГУ, % 46,5 48,1
Расход условного топлива ПГУ,
кг у.т/кВт ч 0,264 0,256
Расход условного топлива на ГТУ,
кг у.т/кВт ч 0,318 0,318
Расход натурального топлива
р
36Q
(газ с
МДж/м3), тыс. м3/ч
н
33,6 33,6
Расход условного топлива на ПТУ, т у.т/ч 53,4 50,3
Расход натурального топлива (уголь с
р
7,85Q
н
МДж/кг), т/ч
199,3 187,6
Капиталовложения, млрд руб. 9,4…12,2*
Издержки на топливо (при Ц
= 2000 руб/ тыс. м
3
, Ц
уголь
=
газ
=1000 руб/т н.т),
млрд руб. 0,8 0,76
Срок окупаемости (при ЦЭЭ =
= 2000 руб/МВт ч), лет 6,7…8,5
*
В зависимости от состава оборудования.
*
Следует отметить, что в представленном варианте двухтопливной
ПГУ принципиально существует возможность увеличить эффективность энергоблока в целом за счет глубокого охлаждения отработавших в ГТУ газов. Для этого необходимо последовательно обеспечить
байпас основного конденсата из нижнего ПНД через газоводяной подогреватель и предварительный подогрев вторичного воздуха до тем-
33
пературы +30 С в газовоздушном подогревателе. (Данные решения на
схемах не показаны.) Охлажденные до температуры приблизительно
+60 С отработавшие газы сбрасываются в градирню оборотной систе-
мы циркводоснабжения. Дымовая труба для ГТУ отсутствует, что
снижает капиталовложения в ПГУ при сохранении возможности работы ГТУ в автономном режиме. В этом случае за счет
вытесненных отборов (на нижний ПНД и калорифер) может быть получено дополнительно 0,6 МВт электроэнергии. При 6000 ч работы в год и выработке
3600 МВт ч (при Ц
= 2000 руб/МВт ч), что составит 7,2 млн руб/год.
ЭЭ
В условиях применения паровой турбины закритических параметров, КПД ПГУ имеет более высокие значения (табл.1.6). В зависимости от варианта паровой турбины тепловая схема принципиальных отличий не имеет (разница лишь в байпасировании ПВД). Для схемы на
закритические параметры котел-утилизатор
отличается в части КВД и
КНД, а паровой котел – прямоточный.
Теплофикационная ПГУ-220 с дожиганием топлива
С учетом широкого применения в энергетике России комбинированной выработки электроэнергии и теплоты, а также теплофикации
применение ПГУ для этих целей представляет особый интерес. Ниже
предлагается парогазовая технология с отпуском теплоты потребителю
и дожиганием топлива в паровом котле при утилизации теплоты отработавших в газовой турбине газов (рис. 1.17).
Предложенная схема представляет
собой установку сбросного типа
с дожиганием топлива. Дожигание позволяет получить высокие параметры пара в паросиловом цикле ПГУ. Газы, отработавшие в газовой
турбине, направляют в паровой котел, где они служат окислителем для
сжигания топлива, в результате чего получают пар с высокими параметрами (рис. 1.17). В паровом котле (ПК) происходит генерация
пара
за счет последовательного прохождения питательной воды в газоводяных подогревателях (ГВП) низкого (НД) и высокого (ВД) давления и в
пароперегревателе (ПЕ). Затем пар поступает в двухцилиндровую паровую турбину (ЦВД и ЦНД), цилиндр низкого давления которой
выполнен по двухпоточной схеме. После паровой турбины пар конденсатным насосом (КН) направляют в
систему регенерации. Деаэратор (Д) установлен «врассечку» тракта подогревателей низкого и
высокого давления парового котла. Давление деаэрации поддерживается отбором пара из турбины при помощи редукционно-охладительной установки (РОУ). Для обеспечения двухступенчатого подъема
34
питательной воды после деаэратора служит питательный насос (ПН).
Система регенерации состоит из двух подогревателей, совмещенных с
подогревателями сетевой воды (ПСНГ-1, 2), и имеет две точки смешения при вводе дренажа в линию основного конденсата дренажными
насосами (ДН). Параллельно сетевой установке на линии основного
конденсата расположен водо-водяной теплообменник (ВВТО), предназначенный для
работы при отсутствии отпуска теплоты потребителю
от отборов турбины.
ГТУ
газ
ПК
ПЕ
ЦВД ЦНД
РОУ
газ
ГВПВД
Д
ГВПНД
ПН
ПСНГ-2 ПСНГ-1
ДН
ВВТО
ДН
К
КН
сетевая вода
Рис. 1.17. Тепловая схема теплофикационного блока ПГУ-190/220
с дожиганием топлива
Топливом для установки служит природный газ.
В состав ПГУ-190/220 входит следующее оборудование: турбина
паровая типа Т-130/160–12,8; газотурбинная установка типа V64.3A;
котел ТГЕ-435/ПГУ.
35
Паровая турбина типа Т-130/160-12,8 мощностью 160 МВт конденсационная с теплофикационными отборами пара номинальной мощностью 133 МВт предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТЭФП-160-2УЗ. Турбина работает в блоке с
котлом ТГЕ-435/ПГУ. Она предназначена для работы при давлении
свежего пара перед стопорным клапаном 12,8 МПа, температуре свежего пара 555 °С
лютное давление в конденсаторе турбины 0,063 кгс/см
. Номинальный расход свежего пара 500 т/ч, а абсо-
2
.
Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат, состоящий из однопоточного цилиндра высокого давления (ЦВД)
и двухпоточного цилиндра низкого давления (ЦНД). Свежий пар по
трубопроводу от котла поступает к стопорному клапану и далее к четырем регулирующим клапанам ЦВД турбины с сопловым парораспределением.
Особенностью тепловой схемы являются совмещенные с сетевыми
подогревателями (ПСНГ-3000-0,3-2,5) подогреватели низкого давления, при этом верхний подогреватель снабжается отборным паром из
ЦВД турбины, а нижний – из ЦНД.
Газотурбинная установка типа V64.3A мощностью 63 МВт выполнена одновальной с понижающим редуктором на 5413/3000 об/мин.
Номинальные параметры окружающей среды – это температура
наружного воздуха +7,4 °С, барометрическое давление 1,005 бар, относительная влажность наружного воздуха
67,8 %.
Осевой компрессор ГТУ состоит из 17 ступеней, степень сжатия
воздуха в компрессоре – 16. Расход воздуха 180…200 кг/с, в зависимости от температуры окружающей среды. Диапазон регулирования
50…100 % от номинальной мощности.
Паровой котел типа Е-500-13,8-560ГН (модель ТГЕ-435/ПГУ)
предназначен для работы в составе парогазовой установки. Котел выполняется с естественной циркуляцией, однобарабанным, в
газоплотном исполнении для работы под наддувом. Котел имеет П-образную
компоновку поверхностей нагрева и состоит из топочной камеры и
опускного газохода.
Оценка экономичности представленной технологии показывает,
что КПД по производству электроэнергии паросилового цикла на тепловом потреблении (при тепловой нагрузке около 160 МВт с температурой прямой и обратной сетевой
воды на уровне 75/43 С) может со-
ставлять 63 %, а КПД по отпуску теплоты на уровне 89 %.
КПД по производству электроэнергии в конденсационном режиме
для ПГУ в целом составляет примерно 43 %.
36
Глава 2
РАСЧЕТ ПГУ ПАРАЛЛЕЛЬНОГО ТИПА
2.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ТРЕБОВАНИЯ
ДЛЯ РАСЧЕТА
В настоящей главе рассматривается разработка конфигурации и
определение энергетических, конструктивных и технико-экономических характеристик двухтопливной ПГУ параллельного типа и ее сравнение с угольными и газовыми технологиями генерации энергии.
Предлагаемая методика позволяет вести расчеты двухтопливной
ПГУ параллельного типа по укрупненным показателям, без детальной
конструкторской проработки агрегатов. Для этого определяют тип
раметры работы ГТУ, разрабатывают и рассчитывают тепловую схему
ПГУ, ведут расчеты энергетического парового котла и котлаутилизатора, определяют технические характеристики паровой турбины.
Совокупность решений позволяет достаточно подробно сформировать
технические требования к разрабатываемой ПГУ с учетом ее термодинамических, технических, конструкторских особенностей. Для разработанной ПГУ определяют конкурентную зону
ливо и сравнивают ее с другими технологиями генерации энергии.
Предлагаемые методики могут применяться в задачах проектной и
предпроектной проработки технических решений или задачах аналитического сравнения разных вариантов ПГУ.
Для расчетов задаются типом и мощностью газотурбинной установки при известной мощности ПГУ, все остальные узлы и агрегаты
определяют в результате расчетов. Справочные данные по конкретной
ГТУ являются исходными для проведения всех последующих оценок,
вместе с тем нередко бывает так, что данных, предлагаемых заводомизготовителем, недостаточно для выполнения детальных проектно-
соотношения цен на топ-
и па-
37
конструкторских расчетов. Тогда следует проводить расчетные оценки
собственно ГТУ. Эту же задачу надо решать и в случае применения
несерийных и/или принципиально новых типов ГТУ.
При задании мощности ПГУ определяют тип и мощность ГТУ на
основе предпроектного выбора, затем алгоритм принятия решений повторяется.
Фактический состав действующего оборудования является исход-
показателем при решении задачи модернизации. Например, паро-
ным
вая турбина, паровая турбина с энергетическим котлом, любая часть
основного оборудования традиционного блока, расположенного в
ячейке, или иное любое пересечение состава оборудования. В этом
случае, как правило, необходимо подобрать ГТУ, рассчитать котелутилизатор и недостающую часть оборудования, при этом следует все
«вписать» в
имеющуюся в наличии ячейку главного корпуса или обес-
печить строительство необходимой пристройки.
Исходные данные для выполнения индивидуального задания формируют при помощи преподавателя в виде таблицы (табл. 2.1).
Таблица 2.1
Исходные данные для проектирования
№
п/п
1 Мощность ПГУ МВт 300 Примеры расчетов
2 Тип и марка ГТУ МВт 100
3 Район строительства Западная
4 Топливо для ПТУ КУ
Наименование Размерность Величина Примечание
приведены для двух
вариантов исполне-
Сибирь
ния ПТУ: с давлением 24 и 13 МПа
Характеристики современных и перспективных ГТУ представлены
в приложении 1 [1, 2, 13].
2.2. РАСЧЕТ ГТУ
Цель расчета: определение энергетических характеристик ГТУ в
виде КПД при заданной электрической мощности, расходов топлива и
величины теплового потока, который может быть передан в цикл Ренкина со сбросными газами в котле-утилизаторе. Такой расчет применяют при недостаточности исходных (справочных) данных по ГТУ.
38
Задачи расчета:
Р
построение цикла Брайтона для ГТУ и определение характерных
точек процесса;
установление всех физических величин для первого приближе-
ния (первой итерации) при ведении расчетов;
определение расходных характеристик для формирования тепло-
вой схемы ПГУ.
Для проведения расчетов при заданной мощности ГТУ (N) и заданном районе строительства получают справочную информацию по тем-
пературе окружающей среды
()t
, внутрен-
*
нему относительному КПД газовой турбины
()
, КПД компрессора К(), степени по-
о
i
вышения давления в компрессоре (). При
отсутствии справочной информации указанные параметры необходимо задать (по аналогии с подобными установками на основании литературных данных, см. например,
приложение 1).
Затем определяют характерные значения
температур в точках термодинамического
ис. 2.1. Термодинамиче-
ский цикл ГТУ (цикл
Брайтона) в ts-диаграмме
цикла Брайтона (рис. 2.1).
1. Температура сжатого воздуха за компрессором, К:
1
k
ТТ
1*
k
π 1
1,
η
К
(2.1)
Т , К, – температура окружающей среды; π – степень повышения
где
*
давления в компрессоре; k = 1,41 – показатель адиабаты;
компрессора. При отсутствии справочных данных
η 0, 84...0, 9. Сте-
К
η – КПД
К
пень повышения давления π следует принять по аналогии с подобными
ГТУ (см. приложение 1).
2. При отсутствии достоверных данных температуру газов на вы-
ходе из камеры сгорания допустимо принять, К:
1500.Т
0
39
(2.2)
3. Температура на выходе из газовой турбины при изоэнтропийном
процессе, К:
Т
0
Т
ks
1
k
π 1
. (2.3)
1
k
η
К
4. Температура на выходе из газовой турбины в реальном про-
цессе, К:
где
η
– внутренний относительный КПД газовой турбины. При от-
о
i
ТТ ТТ
kks ks i
сутствии справочных данных можно принимать:
конверсионных ГТУ;
мощностей;
η 0,8...0,9
о
i
η 0,7...0,8
о
i
– для мощных ГТУ.
()(1η )
0 о
, (2.4)
η 0,65...0,75
о
i
– для энергетических ГТУ средних
– для
5. Пренебрегая разницей в удельной теплоемкости воздуха до и по-
сле камеры сгорания (из-за наличия продуктов сгорания топлива),
удельную работу, развиваемую на валу ГТУ, можно определить по выражению, кДж/кг:
()()
l ТТ ТТ
. (2.5)
01*
k
6. Массовый расход газов (воздуха) через ГТУ, кг/с:
3
10N
G
ГТУ
7. Объемный расход газов (воздуха) через ГТУ, м
V . (2.7)
В этом выражении плотность воздуха
ρ 1, 3 кг/м3 (плотность воздуха при 0 С).
в0
ГТУ
. (2.6)
l
3
/с:
G
ГТУ
ГТУ
ρ
в
ρρ
вв0
*
273
, где
273t
40
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]