книги / Основы технической термодинамики, термохимии и анализ циклов газотурбинных установок
..pdfПТУ, при их работе на пиковых режимах. На основе полученных результатов этого сравнения можно сделать вывод о том, оправды ваются ли затраты на создание комбинированной ПГУ-ВРП или бо лее предпочтительной является ПЭБ с независимой работой ГТУ и ПТУ, у которой эти затраты отсутствуют. Из анализа результатов выполненных исследований следует, что при равных значениях ве личин отношения N r/N„ ПГУ-ВРП и ПЭБ расходы топлива на ГТУ практически одинаковы.
КПД ПЭБ 77£ определяется из уравнения, аналогичного урав нению (4.19)
(4.23)
Q1r + AQ-j Q1r + AQ<| û^r + AQ-j
При одинаковых значениях величины отношения N r/N„ знаме натели уравнений (4.19) и (4.23) также одинаковы. Поэтому из уравнений (4.20) и (4.23) получим
(4.24)
1 + — 1-
Следует отметить, что в целях сокращения математических вы кладок без существенной погрешности можно сделать допущение о том, что падение полного давления выхлопного газа в ППВ не влия ет на мощность Nr. Поскольку у сравниваемых энергоустановок ис пользуются одинаковые либо НГТУ, либо ВГТУ, то величина от ношения не зависит от параметров этих установок.
Согласно уравнению (4.24) /^ /т ^ =N^/N^=l,\2. Повышение значений величин КПД и мощности ПГУ-ВРП на пиковых режимах работы на 12% (относительных) является удовлетворительным ре зультатом и превосходит соответствующие показатели ПГУ-СП (см. п. 4.3). На основании выполненных исследований, без деталь ных технико-экономических расчетов, можно утверждать, что до полнительные затраты на оборудование ПГУ-ВРП окупятся за сравнительно короткий период ее эксплуатации.
В виде примера приведем результаты расчета ПГУ-ВРП выпол ненной на базе паровой турбины типа К-1200 и НГТУ типа ГТЭ-150 ЛМЗ. Для подогрева питательной воды необходимы две установки типа ГТЭ-150 общей мощностью -300МВт. Увеличение мощности ПТУ составляет ANn=0,15Nn=180 МВт. Таким образом, значение величины суммарной пиковой мощности ПГУ-ВРП равно N%=1200+300+180= 1680 МВт. Значение величины общего КПД ПГУ-ВРП составляет ^=41,4% , что на -7,6% превосходит КПД брутто ПТУ и на -30% (относительных) КПД ГТЭ-150 (?7Г=32%).
Сравнение КПД ПГУ-ВРП с ПЭБ можно произвести и при ином условии, чем это было принято в уравнении (4.24), а именно при ра венстве суммарных пиковых мощностей N^=N^. В этом случае при
Nr/Nn=0,25 получается другое значение величины отношения
Nf / N „=Nr/Nn + ANn/Nn=0,4. С учетом уравнений (4.19) и (4.23) получим:
|
Nf_J_ 1 |
|
t+AQ, _ ^ п 7г + ;7пР |
|
ir + AQ, Nr 1 ^ 1 |
|
7пР |
Значения величины |
£ при принятых исходных данных рав |
ны:
=1,14 — в случае использования НГТУ; ^ / ^ = 1,12 — в случае использования ВГТУ.
Следовательно КПД ПГУ-ВРП в случае использования ВГТУ или НГТУ повышается на 12...14% (относительных). Поскольку за траты дорогостоящего топлива, расходуемого на ГТУ в составе ПЭБ выше в 1,6 раза, то в рассматриваемом случае ПЭБ намного уступает ПГУ-ВРП.
На основании выполненных исследований можно указать сле дующие основные достоинства ПГУ-ВРП.
1. Для создания ПГУ-ВРП может быть использовано штатное энергетическое оборудование.
2. В нештатных ситуациях возможна автономная эксплуатация ПТУ или ГТУ.
3.Значения величин основных энергетических показателей (КПД и удельной полезной работы) пиковой ПГУ-ВРП находятся на достаточно высоком уровне.
4.Возможен кратковременный переход от базового режима экс плуатации ПТУ к пиковому режиму ПГУ-ВРП.
5.Дополнительные затраты на переоборудование ПЭБ в ПГУ-ВРП невелики и определяются, главным образом, затратами на создание ППВ.
Основным недостатком ПГУ-ВРП является возможность ис пользования только таких штатных ПТУ, пропускная способность проточных частей которых допускает увеличение расхода пара на -20% без запирания, главным образом, последних ступеней ЦНД с обеспечением их прочностных характеристик. В свою очередь, кон денсатор должен обеспечивать конденсацию пара, расход которого увеличился на ~20%. Среди ПТУ, выпускаемых отечественной промышленностью, указанным условиям удовлетворяют установки типа К-1200, К-800 и К-300.
На основании изложенного, можно сделать главный вывод о том, что создание пиковых ПГУ-ВРП является весьма целесообраз ным.
4.5. ПГУ с высоконапорным парогенератором
Тепловая схема ПГУ с высоконапорным парогенератором (ПГУ-ВПГ) приведена на рис. 4.7. Основной особенностью такой схемы ПГУ является наличие в газовоздушном тракте высокого давления цикла ГТУ парогенератора, совмещенного с камерой сго рания. Поэтому такой парогенератор называется высоконапорным. Поскольку рабочий процесс в высоконапорном парогенераторе про текает при высоком давлении, то вследствие этого происходит ин тенсификация процессов теплообмена, приводящая к значительно му увеличению компактности парогенератора.
Рассмотрим тепловую схему ПГУ-ВПГ. Питательная вода по ступает в ППВ, установленный в выхлопном патрубке ГТУ, анало гично тому, как это показано на тепловой схеме ПГУ-ВРП (см. рис. 4.6) или аналогично поступлению питательной воды в КУ
Ы
Рис. 4.7. Тепловая схема парогазовой установки с высоконапорным парогенератором (ПГУ-ВПГ)
в тепловой схеме ПГУ-КУ (см. рис. 4.4). По тем же соображениям, которые были изложены при описании тепловой схемы ПГУ-КУ (см. п. 4.2), подогрев питательной воды в регенеративных подогре вателях нецелесообразен, и в оптимальном, по энергетическим по казателям, варианте ПТУ должна быть выполнена без регенератив ных отборов пара, т.е. создана специально для работы в составе ПГУ-ВПГ.
После подогрева выхлопным газом в ППВ питательная вода по ступает в парогенератор, расположенный в камере сгорания (КС) ГТУ. Таким образом, ППВ по-существу является начальной экономайзерной секцией парогенератора, хотя конструктивно она отде лена от него. Однако ППВ играет основную роль в повышении эко номичности ПГУ-ВРП, так как только в нем проявляется бинар ность цикла и реализуется часть теплоты, отводимой из цикла ГТУ
(см. рис. 4.7) QHcn = Q2r - Д02г. Эта величена, Оисп |
определяется те |
||
ми |
же уравнениями |
(4.15) и (4.16), которые |
были приведены |
для |
ППВ ПГУ-ВРП. |
Однако, в данном случае, температура и эн |
тальпия питательной воды в сечении 6 (tmiTBOfl=30...40,’C) гораздо ниже, чем в ПГУ-ВРП, поскольку паровая турбина не имеет регене ративных подогревателей.
Расход топлива GTr в камере сгорания ГТУ (см. рис. 4.7, сечение 2) по отношению к расходу воздуха за компрессором выбирается та ким, чтобы коэффициент избытка воздуха а был близок к единице. Поэтому в данной тепловой схеме расход топлива в 2.5...3 раза больше, чем при том же расходе воздуха в КС обычной автономной ГТУ, где а =2,5...3 для обеспечения допустимого значения темпе ратуры продуктов сгорания на выходе из КС и на входе в турбину Тзкс (порядка 1100...1400°С). Как известно, в обычных КС общий расход воздуха делится на первичный, направляемый в пламенную трубу, где « « 1... 1,1 и вторичный, который перемешивается в КС с продуктами сгорания и, таким образом, уменьшает их температуру до заданной величины на входе в газовую турбину.
В данной КС этого деления, естественно, нет, поскольку уже на входе в общую зону горения а - 1. Поэтому температура продуктов сгорания на входе в парогенератор (см. рис. 4.7, сечение 3) при а =1 весьма велика и в среднем достигает значения, приблизительно равного, 2200...2300°С в зависимости от величины теплоты сгора ния применяемого топлива и температуры воздуха за компрессо
ром. В парогенераторе от продуктов сгорания отводится тепловая мощность ДО,, которая является внешней подводимой в цикле ПТУ (вместе с промежуточным перегревом пара)
ДО, |
= Gr(i3nr —i3l(C) = GrCpr(nr.KC)(T3nr —Т3кс) , |
(4.25) |
где Срг(пг.кс) средняя |
изобарная теплоемкость продуктов сгорания в |
интервале температур Тз„г -Т 3|(С.
Таким образом, в данной КС парогенератор, наряду с основной своей функцией, одновременно выполняет функцию обеспечения заданной температуры Т3кс. Отметим, что определяемая уравнением (4.25) тепловая мощность ДО, в термодинамическом смысле анало гична внешней тепловой мощности, подводимой в КУ установки ПГУ-КУ и в парогенераторах установок ПГУ-С и ПГУ-ВРП (см. рис. 4.4, 4.5 и 4.6). Объединение КС и парогенератора в одном устройстве не имеет никакого отношения к бинарности цикла ПГУ-ВПГ.
Габариты встроенного в КС парогенератора, как отмечалось ра нее, в несколько раз меньше, чем обычного парогенератора, рабо тающего при атмосферном давлении, поскольку коэффициент теп лоотдачи от газа к теплообменным поверхностям существенно по вышается с ростом давления газа, которое в КС практически равно давлению воздуха за компрессором (т.е. 13... 14 бар и выше). В этом состоит основное преимущество ПГУ-ВПГ. Камера сгорания со встроенным парогенератором является новым конструктивным эле ментом в турбостроении и в настоящее время не имеет аналогов.
Тепловая схема, параметры рабочего процесса и основные энер гетические показатели ГТУ в рассматриваемом случае остаются приблизительно такими же, как и в обычных автономных ГТУ. Однако при этом значение величины расхода продуктов сгорания на входе в турбину возрастает на 3...4% за счет повышенного расхода топлива при том же расходе воздуха на КС. Это обстоятельство, при прочих равных условиях, приводит к существенному увеличению располагаемой работы цикла и КПД ГТУ. Вместе с тем, значитель но возрастают потери полного давления газа в КС из-за гидравличе ского сопротивления парогенератора, что снижает значения вели чин основных энергетических показателей. В настоящее время из-за отсутствия экспериментальных данных только на основе расчетов
трудно достоверно определить влияние, какого из этих двух факто ров преобладает. Однако это влияние на энергетические показатели вряд ли может быть существенным в любом направлении по срав нению с существующими ГТУ при тех же параметрах рабочего процесса Т,кси я*. При этом конструкция ГТУ должна быть совер шенно новой, хотя и отдельные конструктивные элементы, такие как компрессор, турбина, опоры и др., могут быть заимствованы у существующих ГТУ.
Из анализа тепловой схемы ГТУ-ВПГ следует, что в рассматри ваемом случае ПТУ и ГТУ не могут работать в автономном режиме. Запуск всего энергоблока является достаточно продолжительным. Поэтому ПГУ-ВПГ должны использоваться на базовых и продол жительных полупиковых режимах работы, как и ПГУ-КУ.
Общая тепловая мощность Q1n, подводимая в цикле ПТУ, рабо тающей в составе ПГУ-ВПГ, складывается из подводимых в ППВ Оисп и в парогенераторе ДО,, т.е.
|
Qm=Qncn + AQi- |
(4-26) |
Температура |
и энтальпия |
выхлопного газа в сечени |
ях 4 и 5 на входе в ППВ (см. рис. 4.7) определяются принятыми па раметрами рабочего процесса ГТУ (TjKCH я-*), а температура и
энтальпия ij в сечении 6 на выходе из ППВ зависит от температуры питательной воды, поступающей из ПТУ, и от температурного на пора между водой и газом. Минимальные значения Tj и ij, и, сле довательно, максимальная тепловая мощность Оисп, реализуемая в бинарном цикле, получается при поступлении в ППВ не подогретой питательной воды из конденсатора, температура которой, как отме чалось ранее, приблизительно равна 30...40°С.
Определим основные энергетические показатели ПГУ-ВПГ. Для этого воспользуемся уравнением (4.11), определяющим общий КПД комбинированных ПГУ любого типа и представим его в виде функ ции ряда параметров ПГУ-ВПГ. Уравнение (4.11) с учетом т}'=Nr/Qlr и Q1r =Q2r/(l-?7Г) примет вид:
(4.27)
Отношение мощностей Nn/Nr можно представить в следующем виде:
(4.28)
Для выполнения расчетов по уравнениям (4.27) и (4.28) восполь зуемся данными табл. 4.3, в котрой приведены некоторые парамет ры ПГУ-ВПГ при исходных параметрах НГТУ и ВГТУ. Дополни тельно к значениям параметров, содержащимся в табл. 4.1 для НГТУ и ВГТУ приведем значения величины температуры газа на выхлопе ГТУ (Т^) и конкретизируем значения величины п\\ для НГТУ — /г*=14, t*=520°C; для ВГТУ — /г* =20, t*=610°C. Темпера тура газа на выходе из ППВ принимается равной 120°С. Коэффици ент избытка воздуха в процессе горения в КС принимается равным а= 1, т.к. при этом наиболее полно реализуются возможности теп ловой схемы ПГУ-ВПГ. Максимальная температура и, подво димая в ПГ, теплота ДО, определяются уравнением (4.25). Увели чение коэффициента избытка воздуха (а>1) возможно, однако в этом случае роль ПГ в тепловой схеме становится менее значи тельной.
Поскольку ПГУ-ВПГ является установкой, предназначенной для эксплуатации в базовом режиме, то значение ее КПД т)1вт целесо
образно сравнивать со значениями КПД других установок, рабо тающих в таком же режиме (см. табл. 4.3, поз. 8 и 9). При этом зна чения величин КПД брутто штатных конденсационных ПТУ при нято равным 7„бр = 0,385, а величин КПД ПГУ-КУ в случаях приме нения НГТУ и ВГТУ — =0,52 и ^„^.^=0,58, соответственно.
При определении удельных затрат и стоимости топлива следует учитывать, что ПГУ-ВПГ и ПГУ-КУ работают на дорогостоящем топливе, а ПТУ — на более дешевом топливе.
Из табл. 4.3 видно, что повышение значения величины КПД ПГУВПГ (т71впг) по сравнению со штатными ПТУ невелико и составляет в среднем, при рассмотрении вариантов использования НГТУ и ВГТУ, приблизительно 14% (относительных), а при сравнении значений ве личин КПД ПГУ-ВПГ (т71впг) и ПГУ-КУ (т/1пгу.ку) наблюдается пони жение 771впг в среднем на -20% (относительных). Это объясняется тем, что в ПГУ-ВПГ доля тепловой мощности Оисп, реализуемой в бинарном цикле невелика по сравнению с общей тепловой мощно стью Q1n, подводимой к ПТУ (см. табл. 4.3, поз. 2, 3, 6). Эта доля те пловой мощности в ВГТУ заметно больше, чем в НГТУ, т.к. вели чина отношения Nn/Nr (см. табл. 4.3, поз. 5) соответственно ниже и в ПГ подводится меньшая тепловая мощность ДО, (см. табл. 4.3, поз. 1 ), а величина Оисп повышается из-за большей температуры га за на выходе из ГТУ при неизменной температуре газа на выходе из ППВ (~120*С).
Указанное выше увеличение значения 77£впг по сравнению с ?/вр на -14% (относительных) безусловно не компенсирует затраты на дорогостоящее топливо, расходуемое на ГТУ, которая работает в составе ПГУ-ВПГ. Поэтому необходимо оценить целесообразность применения внутрицикловой газификации, обеспечивающей пере ход на более дешевое топливо (каменноугольную пыль). Однако, по ряду причин, внутрицикловая газификация приводит к снижению КПД энергоустановок в среднем на -14% (относительных). При этом ПГУ-ВПГ и штатные ПТУ будут иметь примерно одинаковую топливную экономичность, в пределах погрешности, составляющей 2...3%. В случае использования НГТУ с внутрицикловой газифика цией топлива имеет место неравенство ?7ienr<77nP»а в случае анало гичного использования ВГТУ — ?7ienr>?7nP (см. табл. 4.3, поз. 8).
Очевидно, не имеет смысла создавать новую, не имеющую ана логов конструкцию парогазовой установки с высоконапорным па рогенератором, как при отсутствии, так и при наличии внутрицик ловой газификации, поскольку это потребует больших материаль ных затрат. Единственным преимуществом ПГУ-ВПГ является су щественное уменьшение габаритов и массы высоконапорного паро генератора.
Таблица 4.3 Параметры ПГУ-ВПГ в случаях применения НГТУ и ВГТУ
Уравне Значение параметра
ЛОпределяемый параметр
|
Удельная |
тепловая |
мощ |
ние |
НГТУ |
ВГТУ |
|||
|
|
1824 |
|
||||||
1 |
ность, |
подводимая |
пару |
в |
(4.25) |
1571 |
|||
|
ПГ àQ ^/G f, кДж/кг |
|
|
|
|
|
|||
|
Удельная |
тепловая |
мощ |
(4.15) |
460 |
568 |
|||
2 |
ность, |
подводимая |
пита |
||||||
|
тельной |
воде |
в |
ППВ |
|
|
|
||
|
QMCn/Gr , кДж/кг |
|
|
|
|
|
|
||
|
Общая |
удельная |
тепловая |
(4.26) |
2284 |
2139 |
|||
3 |
мощность, |
подводимая |
в |
||||||
|
цикле ПТУ Q1n/Gr , кДж/кг |
|
|
|
|||||
|
Удельная |
тепловая |
мощ |
(4.15) |
576 |
684 |
|||
4 |
ность, |
отводимая |
из |
цикла |
|||||
|
ГТУ Q2r/Gr , кДж/кг |
|
|
|
|
|
|||
5 |
Отношение |
мощностей |
(4.28) |
3,16 |
1,91 |
||||
|
ПТУ и ГТУ Nn/N T |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
6 |
Отношение тепловых мощ |
|
0,2014 |
0,2655 |
|||||
|
ностей Qисп/0 1п |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
7 |
Общий КПД 771впг |
|
|
|
(4.27) |
0,422 |
0,456 |
||
8 |
Отношение КПД rfcBnr к |
|
|
|
1,184 |
||||
КПД брутто штатной ПТУ |
|
|
1,096 |
||||||
|
%бр=0,385 |
|
|
|
|
|
|
|
|
9 |
Отношение |
КПД rfcBnr |
к |
|
0,812 |
0,786 |
|||
|
КПД ПГУ-КУ ^пгу-ку |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
Заметим, что внутрицикловая газификация топлива в ПГУ-КУ, несмотря на снижение величины КПД Tfrпгу-ку, может оказаться це
лесообразной, поскольку и в этом случае величина этого КПД со храняется на достаточно высоком уровне по сравнениию с величи
не