Содержание
Введение………………………………………………………………………5 1. Общая характеристика парогазовых установок (информационный обзор)……………………………………………………………………...........6
2. Выбор схемы ПГУ и ее описание………………………………………...10
3. Цикл ПГУ в T,s-диаграмме……………………………………………......11
4. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки………….12
5. Расчет цикла паротурбинной установки………………………………....13
6. Определение технико-экономических показателей ПТУ…………….....17
7. Расчет цикла ПГУ………………………………………………………….24
8. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономические показатели…………………………………………………..26
9. Технико-экономические характеристики ПГУ………………………..27
10. Сводная таблица и анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок…………………………………………….30
Список использованной литературы………………………………………..31
Введение
Рост внутренних цен на топливо становится важным, и во многих случаях главным стимулом модернизации экономики, позволяя избавиться от затратных и неэффективных производств. Одновременно с этим рост КПД энергоустановок позволяет снизить себестоимость производимой электроэнергии, компенсируя в значительной степени рост стоимости топлива.
Стратегическим направлением развития мировой энергетики является внедрение парогазовых технологий (ПГУ) при выработке электроэнергии и тепла. Это направление дает возможность существенно повысить КПД конденсационных установок с 38%-40% до 55%-60%. ПГУ особенно актуальны для отечественной электроэнергетики, которая почти на 90% зависит от привозного топлива. Рост производства электроэнергии нужно рассматривать еще и с точки зрения наращивания экспортного потенциала в качестве важной валютной составляющей совокупного дохода. С этих позиций назрела необходимость внедрения современных ПГУ или надстройки паровой части в установленных ГТУ. Это позволяет значительно снизить удельные расходы топлива на выработку тепла и электроэнергии, сократить эксплуатационные расходы и численность персонала, существенно улучшить экологическую обстановку.
Общая характеристика парогазовых установок (информационный обзор)
Парогазовые установки производят электричество и тепловую энергию. Парогазовая установка состоит из двух отдельных блоков: паросилового и газотурбинного. Топливом ПГУ может служить как природный газ, так и продукты нефтехимической промышленности, например мазут. В парогазовых установках на одном валу с газовой турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из турбины все ещё имеют высокую температуру. Далее продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают водяной пар. Температуры продуктов сгорания достаточно для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для вращения паровой турбины (температура 500 градусов по Цельсию и давление 80 атмосфер). С паровой турбиной механически связан второй генератор.
Существуют различные схемы ПГУ: ПГУ с высоконапорным парогенератором (ПГ), ПГУ с котлом-утилизатором, ПГУ с обычным (низконапорным) парогенератором. Рассмотрим схему ПГУ с высоконапорным парогенератором:
Рисунок 1.1 – Принципиальная схема ПГУ с высоконапорным ПГ
В такой ПГУ высоконапорный парогенератор (ВПГ) играет одновременно роль и энергетического котла ПТУ и камеры сгорания ГТУ. Для этого в нем поддерживается высокое давление, создаваемое компрессором ГТУ. Для повышения экономичности перед ВПГ устанавливается газовый подогреватель конденсата ГПК, уменьшающий температуру уходящих газов ГТУ.
Экономический эффект этой схемы ПГУ состоит в уменьшении объема выбрасываемых дымовых газов, так как для создания приемлемой температуры рабочего тела перед ГТ процесс горения топлива в этой схеме происходит не с большим избытком воздуха как в ГТУ, а с обычным коэффициентом расхода воздуха как в ПГ. Снижение температуры дымовых газов происходит за счет отдачи этими газами энергии воде, которая превращается в пар. Если в схему поставлен ГПК, в котором выхлопными газами ГТ нагревается питательная вода, поступающая в ВПГ, то только это мероприятие объединяет циклы ПТУ и ГТУ. Это неполная бинарность циклов.
Серьезную проблему для ПГУ с ВПГ представляет износ проточной части газовой турбины под действием продуктов коррозии внутренней части парогенератора.
Из-за высокой стоимости и низкой надежности работы ВПГ сделала эту установку практически неиспользуемой в энергетике.
Рассмотрим ниже схему ПГУ с котлом-утилизатором (рисунок 1.2):
Рисунок 1.2 - Принципиальная схема ПГУ с парогенератором утилизационного типа
( 1 - воздух из атмосферы; 2 - топливо; 3 - отработавшие в турбине газы; 4 - уходящие газы; 5 - свежий пар; 6 - питательная вода)
На рисунке 1.2 представлена схема простейшей установки со сбросом еще горячих газов (продуктов сгорания) 3, поступающих из газовой турбины (Т) в котел-утилизатор (КУ).
Как видно из рисунка 1.2, топливо 2 (газотурбинное, жидкое, газ) поступает в камеру сгорания, куда также с помощью компрессора (К) подается воздух. Компрессор размещен на одном валу с газовой турбиной и электрическим генератором; компрессор и генератор приводятся в действие газовой турбиной.
В котле-утилизаторе за счет тепла продуктов сгорания 3 вода 6 превращается в пар 5, поступающий в паровую турбину (ПТ), на одном валу с которой находится второй электрический генератор. Такого рода парогазовая установка позволяет использовать (утилизировать) тепло отработавших в газовой турбине продуктов сгорания 3. Охладившиеся в котле-утилизаторе продукты сгорания 4 выбрасываются наружу. Отработавший в паровой турбине пар поступает, как обычно, в конденсатор, в котором отдает тепло охлаждающей воде, превращается в конденсат и затем с помощью питательного насоса 6 снова поступает в котел-утилизатор.
Рассмотрим принцип действия ПГУ с обычным (низконапорным) парогенератором, схема которой изображена на рисунке 1.3:
Рисунок 1.3 – Принципиальная схема ПГУ с обычным парогенератором
В этой установке тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы. При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле недорогих энергетических твердых топлив.
В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания ГТУ, но и в энергетический котел, причем ГТУ работает на легком топливе (газ или дизельное топливо), а энергетический котел — на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуется два термодинамических цикла. Теплота, поступившая в камеру сгорания ГТУ вместе с топливом, преобразуется в электроэнергию так же, как и в утилизационной ПГУ, т.е. с КПД на уровне 50 %, а теплота, поступившая в энергетический котел — как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40 %. Однако достаточно высокое содержание кислорода в уходящих газах ГТУ, а также необходимость иметь за энергетическим котлом малый коэффициент избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ — 1/3 (в отличие от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому КПД сбросной ПГУ составляет примерно, т.е. существенно меньше, чем у утилизационной ПГУ. Ориентировочно можно считать, что в сравнении с обычным паротурбинным циклом экономия топлива при использовании сбросной ПГУ примерно вдвое меньше, чем экономия топлива в утилизационной ПГУ.
Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так как необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной части (при выходе из строя ГТУ), а поскольку воздухоподогреватель в котле отсутствует (ведь в энергетический котел при работе ПГУ поступают горячие газы из ГТУ), то необходима установка специальных калориферов, нагревающих воздух перед подачей его в энергетический котел.