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.