Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Расчет двухтопливной ПГУ с параллельной схемой работы. Учебное пособие
.pdf
ГТУ
N
газ
= 0 МВт
ГТУ
0 кг/с
0,7/370/114,8
ЧВД
ЧСД
ЧНД
N
ПТУ
200 МВТ
161
159
5,25/540/110,54
320
П1
П2
П3
П4
ПН
П5
0,7/370/98
272
11,89/324/19,87/2688
6,8/284/10,59/2775
3,59/244/7,29/2803
1,69/204/5,23/2794
0,6/159/15,77/2756
0,26/129/
0,11/103/
4,18/2719
3,85/2680
П7
П6
I
0,04/77/
3,56/2638
II
РОУ
П8
III
0,013/51/
3,29/2593
на ПНД
V-VIII
IV
К
КН
0 кг/с
ТВД
ТНД
0 кг/с
ПН
уголь
23,5/545/141
ПКПГ
320
280
240
200
Д
125 °С
20
0 кг/с
Рис. 2.13в. Режимные показатели работы тепловой схемы ПГУ
на закритические параметры с двумя промперегревами (автономный
режим):
ГТУ – газотурбинная установка; ЧВД, ЧСД, ЧНД – части высокого среднего
и низкого давления паровой турбины; ПК – паровой котел; ПГ – парогенератор котла-утилизатора; ТВД, ТНД – теплообменники высокого и низкого
давления; П1, П2, П3, П4 – группа подогревателей высокого давления;
П5, П6, П7, П8 – группа подогревателей низкого давления; Д – деаэратор;
К – конденсатор; КН, ПН
дукционно-охладительная установка;
соответствующего агрегата. Числовые значения: давление, МПа/температура,
– конденсатные и питательные насосы; РОУ – ре-
N
, N
ГТУ
– электрическая мощность
ПТУ
С/расход, кг/с/энтальпия, кДж/кг
71
ГТУ
N
,8/
газ
300 кг/с
380 °С
330 °С
= 100 МВт
ГТУ
уголь
161 °С
370 °С/16,8 кг/с
23,5/545/141
5,25 /540/123
ПКПГ
320
П1
280
П2
0,7/370/107,65
272
320
11,89/324/11,79/2688
6
284/6,28/2775
0,7/370/124,45
ЧВД
III
I
II
ЧСД
ЧНД
N
=205 МВт
ПТУ
на ПНД
V-VIII
IV
ТВД
200 °С
ТНД
100 °С
161 °С/
57,47 кг/с
ПН
21 °С/30,05 кг/с
240
200
Д
125 °С
П3
П4
161
ПН
159
П5
3,59/244/4,33/2803
1,69/204/3,12/2794
0,6/159/7,82/2794
0,26/129/
0,11/103/
5,48/2719
5,04/2680
П7
П6
РОУ
0,04/77/
4,66/2638
П8
0,013/51/
4,32/2593
К
КН
20
Рис. 2.13г. Режимные показатели работы тепловой схемы ПГУ на
закритические параметры с двумя промперегревами (режим ПГУ)
2.10. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС ПГУ
Цель построения балансов: проверка достоверности результатов
предшествующих расчетов и их визуализация.
Задачи:
формирование энергетического баланса котельных агрегатов
ПГУ;
72
построение масштабированной диаграммы энергетических пото-
ков ПГУ.
1. Тепловой поток, воспринятый рабочим телом в каждом расчет-
ном контуре, кВт:
острый пар ();
QGhh
000п.в
первый промперегрев:;
второй промперегрев:;
QGhh
ПП1 ПП1 ПП ПП
QGhh
ПП2 ПП2 ПП2 ПП2
(2.57)
контур котла-утилизатора:.
QGh h
ПГ ПГ ПП2 д
Здесь G, кг/с, – расходы рабочего тела, определенные расчетом, а h,
кДж/кг, – энтальпии рабочего тела в соответствии с п. 1 раздела 2.3
и п. 1 раздела 2.5.
2. Строят энергетический баланс котельных установок ПГУ
(рис. 2.14).
5Q
КУ
ПК
РЧ
ШП
ПП1
ПП2
ВЭК
ВЗП
ТВД
ТНД
209Q
112Q
68Q
38Q
28Q
36Q
39Q
30Q
МВт
МВт
МВт
МВт
МВт
МВт
МВт
ПГ
МВт
МВт
КУ
366Q
МВт
0
I
82Q
МВт
ПП
'
17Q
МВт
ПГ
ПК
5Q
ШП
ПП1
ВЭК
ТВД
ТНД
РЧ
ПП2
ВЗП
39Q
30Q
198Q
МВт
107Q
101Q
21Q
15Q
МВт
34Q
МВт
ПГ
МВт
МВт
МВт
МВт
МВт
МВт
265Q
МВт
0
I
67Q
МВт
ПП
II
22Q
МВт
ПП
'
15Q
МВт
ПГ
а б
Рис. 2.14. Энергетический баланс котельных агрегатов ПГУ:
а – для ПГУ с докритическими параметрами ПТУ; б – для ПГУ
на закритические параметры ПТУ
73
Очевидно, что сумма входов должна быть больше суммы выходов:
>QQ
вх вых
. (2.58)
3. Строят диаграмму энергетических потоков (в масштабе)
(рис. 2.15).
100N
ПТУ
205N
ГТУ
под
ку
ПТУ
под
212Q
92Q
373Q
ГТУ
ПК
КУ
ПТУ
ГТУ
а
100N
ГТУ
под
212Q
ГТУ
КУ
ГТУ
92Q
ПТУ
под
ку
348Q
ПК
ПТУ
ПТУ
205N
б
Рис. 2.15. Диаграмма энергетических потоков:
а – для ПГУ с докритическими параметрами ПТУ; б – для ПГУ
на закритические параметры ПТУ
74
2.11. СРАВНЕНИЕ ДВУХТОПЛИВНОЙ ПГУ
ПАРАЛЛЕЛЬНОГО ТИПА С АВТОНОМНЫМИ ПТУ
НА УГЛЕ И ПГУ НА ГАЗЕ
Цель сравнения: выявление наилучшего варианта по расходу и
стоимости топлива из трех возможных: угольная ПТУ, двухтопливная
ПГУ и ПГУ бинарного типа на газе.
Задачи:
определение технико-экономических показателей расчетных ва-
риантов ПГУ;
приведение вариантов к сопоставимому виду;
определение соотношения цены газа и угля, при котором обеспе-
чивается равная эффективность разработанной двухтопливной технологии с «чисто» угольной и «чисто» газовой технологией, которые
обладают максимальной эффективностью. Эта задача является аналитической. Она предназначена для выявления перспективы применения
сравниваемых технологий в условиях изменения цен на топливо и заключается в приведении
вариантов к сопоставимому виду по отпускаемой электроэнергии путем выравнивания установленной мощности
с последующим определением соотношения цен на газ и уголь
Ц
газ
δЦ
, при котором обеспечивается равная эффективность.
уголь
1. Подведенная теплота к паровому котлу при работе ПТУ в соста-
ве ПГУ, кВт:
ПТУ
под ПТУ КУ
29,3QBQ. (2.59)
2. Секундный расход топлива паровым котлом (ПТУ) при работе в
составе ПГУ, кг у.т/с:
ПТУ
Q
B . (2.60)
ПТУ
под
29,3
3. Секундный расход топлива ПГУ кг у.т/с:
BBB
ПГУ ГТУ ПТУ
. (2.61)
75
4. КПД-нетто парогазовой установки:
нетто
η
ПГУ
NN Q
ГТУ ПТУ КУ
NN
ГТУ с.нПТУс.н
0,123 0,123
3, 6η
ГТУ
ГТУ ПТУ
ηη
3, 6η
бр
ПТУ
29,3
. (2.62)
В этом выражении
η
ГТУ
с.н
ПТУ
,
η
– КПД собственных нужд газотур-
с.н
бинной и паротурбинной части ПГУ. Эти КПД принимают в соответствии с нормативными значениями данных величин при нормальных
условиях эксплуатации: для ГТУ – 0,98…0,99, для ПТУ – 0,82…0,95.
Меньшие значения – для теплофикационных энергоблоков с поперечными связями, бо´льшие значения – для конденсационных энергоблоков.
5. КПД-нетто ПТУ при работе в автономном режиме определяют с
учетом коэффициента собственных нужд
нетто ПТУ
ηη(1 ) ηηk . (2.63)
ПТУ с.нс.н
бр бр
ПТУ ПТУ
()k :
с.н
6. Удельный расход условного топлива (уголь) ПТУ при работе в
автономном режиме, кг у.т/(кВт ч):
0,123
b
ПТУ
η
. (2.64)
нетто
ПТУ
7. Удельный расход условного топлива (уголь + газ) ПГУ,
кг у.т/(кВт ч):
0,123
b
ПГУ
η
. (2.65)
нетто
ПГУ
8. Удельный и секундный расход условного топлива (газ) теорети-
ческой бинарной ПГУ при ее КПД
Здесь
N
60
ПГУ
60
0,205b
ПГУ
,
следует принять равным мощности ПГУ
= 60 %, кг у.т/(кВт ч), кг у.т/с:
нетто
60 60
0,056BN
ПГУ ПГУ
76
. (2.66)
()N .
ПГУ
9. Секундный расход топлива ПТУ при условии, что ее установ-
ленная мощность равна установленной мощности расчетной двухтопливной ПГУ, кг/с:
N
ПГУ
BN . (2.67)
ПТУ
10. Определяют годовой расход (
ПГУ
0,123
бр
3, 6η
ПТУ
год
3, 6τBB , кг/год) каждого ви-
да топлива каждой установкой при = 5000 ч работы. Все варианты
приводят к сопоставимому виду по мощности, которая должна быть
равной мощности двухтопливной ПГУ. Результаты сводят в таблицу
(табл. 2.4).
Таблица 2.4
КПД и расходы топлива разными установками при их установленной
мощности 300 МВт (для примеров расчета)
Наименование показателя
КПД нетто** 0,4/0,39 0,63/0,6 0,6
Удельный расход условного топлива, кг у.т/(кВт ч)
Уголь 0,3/0,32
Газ – 0,205
Секундный расход условного топлива брутто, кг у.т/с
Уголь 22,92/24,17 11,9/12,74 –
Газ – 7,21/7,21 16,8
Годовой расход условного топлива, тыс. т у.т
Уголь 412,6/435,1 214/229 –
Газ – 129/129 302
Всего 412,6/435,1 344/359 302
Соотношение цен газ/уголь
при равной экономической
эффективности
**
*
ПТУ ПГУ(д) ПГУ(б)
0,196/0,21
Сравниваемые пары технологий
ПТУ–ПГУ(д) ПГУ(д)–ПГУ(б) ПГУ(б)–ПТУ
4,83/5,12 0,5/0,53 1,37/1,44
–
* Индекс «д» – двухтопливная; «б» – бинарная.
** В числителе – для 24 МПа, в знаменателе – для 13 МПа.
11. Определяют соотношение цен газ/уголь
δЦ Ц , при
газ уголь
котором обеспечивается равная экономическая эффективность работы
77
установок. Для этого попарно сравнивают каждую технологию по
годовому расходу топлива. В этом случае капиталовложения в установки не учитывают. Расчеты ведут в условном топливе.
Для каждой пары вычисляют суммарный по двум технологиям годовой расход угля и газа, затем определяют соотношение цены
газ/уголь:
2
год
B
уголь
i
= 1
i
δ
2
B
= 1
i
. (2.68)
год
газ
i
Показатель характеризует то ценовое соотношение между газом и
углем, при котором обе технологии равноэффективны по издержкам на
топливо и равны по отпуску электроэнергии потребителю.
При сравнении пары ПТУ–ПГУ(б) увеличение цены газа приведет
к росту , следовательно, угольная технология станет предпочтительнее.
Сравнение пары ПТУ–ПГУ(д) ведут
дороже угля менее чем в раз
()
факт расч
следующим образом: если газ
, то двухтопливная тех-
нология становится предпочтительнее.
Для пары ПГУ(д) – ПГУ(б) двухтопливная технология предпочтительнее, если стоимость газа более чем в раз
()
факт расч
дороже
угля.
Для всех пар определяют выгодность применения той или иной
технологии в условиях реального соотношения цен на топливо.
Кроме того, оценивается суммарная для ПГУ площадь поверхностей нагрева из углеродистых и легированных сталей. Выделяют в отдельный пункт анализ стали перлитного и аустенитного класса.
Делают предварительный вывод о преимуществах/
недостатках приме-
нения легированных сталей.
78
2.12. СВОДНАЯ ТАБЛИЦА РАСЧЕТОВ
ДВУХТОПЛИВНОЙ ПГУ
№
п/п
Наименование параметра
Обозна-
чение
Размер-
ность
Вариант
24 МПа 13 МПа
Расчет ГТУ
1 Мощность ГТУ N
МВт 100 100
ГТУ
2 Температура окружающего
воздуха (принята)
t
*
C
15 15
3 Степень повышения давления
в компрессоре π 22 22
4 Температура подвода теплоты Т0 К 1500 1500
5 Температура отвода теплоты Тк К 679 679
6 Расход рабочего тела ГТУ Gк кг/с 300 300
7 КПД ГТУ
8 Удельный расход условного
9 Секундный расход топлива ГТУ В
10 Теплота, подведенная к ГТУ
ГТУ
0,47 0,47
кг у.т/
ч)
b
ГТУ
ГТУ
ГТУ
Q
под
(кВт
кг у.т/с 7,21 7,21
МВт 212 212
0,26 0,26
11 Тепловой поток, передаваемый
в КУ
Q
МВт 92,1 92,1
КУ
Расчет автономного режима работы ПТУ
12 Мощность ПТУ N
МВт 200 200
ПТУ
13 Давление острого пара р0 МПа 23,5 12,8
14 Температура острого пара
t
0
C
545 545
15 Температура промперегрева
ПП1
t
ПП1
С
540 540
16 Температура промперегрева
ПП2
t
ПП2
С
370 –
17 Располагаемый теплоперепад Н0 кДж 1991 1820
18 Внутренний относительный
КПД турбины
0i
0,89 0,89
19 Расход острого пара G0 кг/с 141 153,8
20 Расход пара через ЧСД G
кг/с 110 137
ЧСД
79
Продолжение табл.
№
п/п
Наименование параметра
Обозна-
21 Расход пара через ЧНД G
Размер-
чение
кг/с 88 117
ЧНД
ность
Вариант
24 МПа 13 МПа
22 Добавка пара из ПГ КУ GПГ кг/с 5,8 5,8
23 Пропуск пара в конденсатор
24 КПД Карно
25 КПД-брутто ПТУ
GG
кк
Карно
бр
η
ПТУ
ПТУ
кг/с 67,3 80,1
0,58 0,55
0,45 0,43
Тепловая схема ПГУ
26 Схема системы регенерации 4 + Д + 4 2 + Д + 3
27 Число нерегулируемых отборов шт. 8 6
Расчет котла-утилизатора
28 Теплота, подведенная к ПГ QПГ МВт 15,02 15,02
ТВД Q
ТНД Q
29 Расход воды через ПГ
ТВД
ТНД
МВт 39,06 39,06
ТВД
МВт 30,05 30,05
ТНД
ПГ
G
п.в
ТВД
G
п.в
ТНД
G
п.в
кг/с 5,8 5,8
кг/с 57,47 105
кг/с 68,25 72,47
30 Поверхность нагрева и марка стали
ПГ, 20 FПГ м2 2672 2672
ТВД, 20 F
ТНД, 20 F
м2 18336 6752
ТВД
м2 3929 4146
ТНД
Расчет парового котла
31
Теоретический объем продуктов сгорания
32
Массовый расход продуктов
сгорания
г
V
м3/с 75 79
G
кг/с 146 154
г
33 Теплота, подведенная к РЧ QРЧ МВт 198,2 209,3
ШП QШП МВт 106,8 112,7
ПП1 Q
ПП2 Q
ВЭК Q
ВЗП Q
МВт 101 68,5
ПП1
МВт 21 38,2
ПП2
МВт 15,2 28,1
ВЭК
МВт 34,3 36,2
ВЗП
80
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]