Энергогенерирующая установка и ее технико-экономические показатели

Введение. Изменение в структуры баланса СССР открывает широкие возможности энергетического использования газообразного и жидкого топлива. Исключительная народнохозяйственная ценность этих видов топлива требует изыскания наиболее рациональных схем энергетических установок, причем многообразие потребителей и особенности экономических районов заведомо не позволяет ограничиться разработкой какой либо одной оптимальной схемы.
Наряду с обычными газотурбинными установками (ГТУ) и паросиловыми установками (ПСУ), найдет применение и установки комбинированные, рассчитанные на одновременное использование в качестве рабочих тел как пара, так и продуктов сгорания. Здесь прежде всего следует иметь в виду парогазовую схему с высоконапорным парогенератором, предложенную профессором А.Н. Ложкиным и разработанная под его руководством в Центральном котлотурбинном институте (ЦКТИ) имени И.И. Ползунова. Эта схема позволяет получить высокий КПД при ориентации на уже имеющиеся элементы оборудования. Однако схема парогазовой установки с высоконапорным парогенератором и ее модификации далеко не исчерпывает возможностей использования комбинированных паровых и газовых циклов энергетики. Наряду с установками, имеющими раздельные контуры потоков рабочих тел и предусматривающими наличие отдельных паровых и газовых турбин, известны установки контактного типа с непосредственным смещением пароводяного рабочего тела с продуктами сгорания. Такие установки рассматриваются за рубежом в качестве оптимального средства для снятия пиков электрической нагрузки. Работы, проведенные в Ленинградском политехническом институте имени М.И. Калинина, показали, что в ряде других случаев установки с подачей пара в проточную часть газовой турбины оказываются экономичнее не только обычных ГТУ, но и комбинированных установок с высоконапорными парогенераторами. Новые перспективы открывают комбинированные установки в области разработки рациональных систем теплоснабжения и утилизации связи с этим энергоресурсов.
1. Общая характеристика парогазовых установок (информационный обзор). Многообразие, а в ряде случаев и большая сложность схем комбинированных установок затрудняет их изучение и сопоставление. Однако можно убедиться в том, что многие схемы при их кажущихся различиях одинаковы по характеру осуществляемых рабочих процессов. Все комбинированные установки можно грубо разделить на три группы: 1. К первой группе присуще отсутствие контакта между продуктами сгорания и парожидкостным рабочим телом; каждый из рабочих агентов движется по самостоятельному контуру, и взаимодействие между ними осуществляется лишь в форме теплообмена в аппаратах поверхностного типа. Схемы этой группы могут быть отнесены к комбинированным парогазовым установкам с разделенными контурами рабочих тел. В установках такого рода в качестве парожидкостного рабочего тела в принципе может быть выбрано любое вещество. 2. Вторая группа отличается тем, что в ней в паровом цикле используется только отходящее тепло газового цикла. Поэтому данную схему правильно было бы называть бинарной газопаровой. 3. Третья группа характеризуется непосредственным контактом (смешением) продуктов сгорания и пароводяного рабочего тела. Соответствующие установки могут быть отнесены к группе газопаровых установок. Почти во всех установках этой группы преобладающая часть объединенного потока рабочего тела приходиться на газообразные продукты сгорания. Установки с впрыском воды в газовый тракт будем называть газопаровыми контактами.
2. Выбор схемы ПГУ и ее описание. Парогазовые установки (в англоязычном мире используется название combined-cycle power plant) — сравнительно новый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе. Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения — газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора. В первом, газотурбинном, цикле КПД редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокую температуру продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Там они нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80 атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме КПД всей установки оказывается около 58%. Существуют и некоторые другие типы комбинированных ПГУ, но погоды в современной энергетике они не делают.
3. Цикл ПГУ в T-Sдиаграмме. Сравнивая цикл Ренкена для перегретого пара с циклом Карно взятым для такого же температурного интервала (Т5 – Т6) можно заметить, что заполнение верхней части этого интервала у цикла ПТУ не велико из-за относительно низкой температуры насыщения при которой идет парообразование в котле (парогенератор). Соответственно и термический КПД этого цикла значительно меньше чем у цикла Карно. Увеличить заполнение верхней части расположенного температурного интервала одновременно несколько расширив его за счет повышения верхнего температурного предела можно путем создания установки с двумя турбинами: газовой и паровой.
Т5 Рис. 1. Цикл ПГУ в T-S диаграмме. На рис. 1. наложены циклы ПСУ и ГТУ, где рабочими телами являются соответственно водяной пар и продукты сгорания топлива 1-2-3-4-1 – газовый цикл, а 5-6-7-8-9-10-5 – паровой.
4. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки. Для удобства расчетов примем индексацию точек для всех установок одинаковой. Точка 1. Точка 4. Точка 3.
Точка 2. Количество теплоты подведенного к 1 кг рабочего тела в ГТУ:
По молекулярно-кинетической теории: i – число степеней свободы молекул. Для двухатомного газа (воздух) i = 5 Количество теплоты отведенной от 1 кг рабочего тела ГТУ: Рассчитаем термический КПД цикла ГТУ: Абсолютный электрический КПД цикла ГТУ: Работа цикла ГТУ:
5. Расчет цикла паротурбинной установки. Построим процесс расширения пара в турбине с двумя регенеративными отборами в H-S диаграмме:
h6
hотб2
hотб1 Рис. 2. Расширение пара в турбине. ПГУ имеет 2 регенеративных отбора, давление пара в отборах: Термический КПД регенеративного цикла с двумя отборами: где α1 и α2 – доля пара в соответствующем отборе, определяется из уравнения теплового баланса регенеративного подогревателя (принимаем смесительные подогреватели). где hотб1 и hотб2 – энтальпия пара в первом и втором отборах соответственно; h’отб1 и h’отб2 – энтальпия конденсата при давлении пара и второго отбора соответственно; h’6 – энтальпия конденсата при конечном давлении пара. По таблице состояния насыщенного водяного пара при Ротб1=2,3МПа, Ротб2=280кПа и Ротр=3,5кПа(Ротб1=23бар, Ротб2=2,8бар и Ротр=0,035бар) находим h’отб1=941,5кДж/кг, h’отб2=551,4кДж/кг и h’6=111,86кДж/кг.
6. Определение технико-экономических показателей ПТУ. Абсолютный электрический КПД цикла ПТУ: Удельный расход пара: Удельный расход пара реальной ПТУ: Расход пара паровой турбиной: Расход натурального топлива (природного газа) парогенератора для выработки найденного расхода пара; (h5-h11) – количество теплоты для подогрева 1 кг воды до состояния h5; h11в – энтальпия питательной воды на цикле точка 11 (h11в=h’отб1=941,5кДж/кг): Удельный (на 1 кВтч выработанной электроэнергии) расход натурального топлива: Удельный расход натурального топлива:
7. Расчет цикла ПГУ. Принимаем параметры работы соответствующих турбин ПГУ такими же, как в ГТУ и ПТУ (по заданию). Регенеративный подогрев питательной воды в ПГУ осуществляется (согласно заданию) в поверхностном теплообменнике за счет теплоты выхлопных газов газовой турбины. Составим уравнение теплового баланса регенеративного подогревателя: Gг, Gп.в – расход газов и питательной воды. Заданную электрическую мощность парового турбогенератора NП=NПТУ=40МВт в установке с регенерацией выхлопными газами можно обеспечить меньшим расходом пара. В уравнение теплового баланса , где t4 и t10 – температура выхлопных газов до и после регенеративного подогревателя, а h8 и h11 – энтальпия питательной воды до и после регенеративного подогревателя. h8=h’6=111,86 кДж/кгК, а h11=h’отб1=941,5 кДж/кгК, cp=1,005 кДж/кгК. Расход газов через регенеративный подогреватель: Электрическая мощность газогенератора (одинаковая для ГТУ и ПГУ):
8. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономические показатели. Использование выхлопа газовой турбины на подогрев питательной воды не влияет на характеристики цикла ГТУ. Расход натурального топлива (природного газа) в камере сгорания: Расход условного топлива: На 1 кВтч выработанной электроэнергии расход натурального топлива: Удельный расход условного топлива: Электрическая мощность газогенератора (одинаковая для ГТУ и ПГУ):
9. Технико-экономические характеристики ПГУ. Термический КПД парогазового цикла: Абсолютный электрический КПД ПГУ:
Расход натурального топлива в парогенераторе для выработки DПГУ=247,2*103 кг/с пара в котельном агрегате будет: Общий расход натурального топлива на ПГУ:
Общий расход условного топлива на ПГУ: Общая электрическая мощность ПГУ: Удельный (на 1 кВтч выработанной электроэнергии) расход натурального топлива на ПГУ: Удельный расход условного топлива:
10. Сводная таблица и анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок. Таблица 1.
Параметры энергогенерирующих установок.
Параметры
ГТУ
ПТУ
ПГУ Мощность, N МВт
47,718
80
127,718 Расход натурального топлива, В м3/ч
14040
18700
33000 Расход условного топлива, В т/ч
17,28
23,1
40,7 Удельный расход натурального топлива, в м3/кВтч
0,3
0,23
0,26 Удельный расход условного топлива, в кг/кВтч
0,36
0,29
0,32 Электрический КПД, ηэ
0,35
0,38
0,47 Термический КПД, ηt
0,44
0,47
0,58 Из проведенного анализа энергогенерирующих установок видно, что наивысшую мощность имеет объединенная парогазовая установка 127,718МВт, а также расходы топлива. Уменьшение расходов происходит из-за более рационального использования топлива. КПД объединенной установки самый большой, а наименьший у газотурбинной установки. Из этого следует, что применение парогазовых установок более выгодно.