книги / Основы технической термодинамики, термохимии и анализ циклов газотурбинных установок
..pdfКоличество кислорода, содержащегося в уходящих из ГТУ газах, оказывается достаточным для осуществления процесса горения топ лива в топке ПГ. Существует минимальное отношение (Nr/Nn)MItI„ при котором достигается минимально необходимое, для обеспечения процесса горения, значение коэффициента избытка воздуха ап=1...1,05. Изменение величины отношения Nr/Nn возможно толь ко в сторону увеличения относительно ее минимального значения, т.е. должно соблюдаться условие (Nr/Nn)>(Nr/Nn)MHII. В случае при менения НГТУ в составе ПТУ значение (Nr/Nn)M„„ составляет 0,42, а в случае применения ВГТУ — 0,62. С увеличением Nr/Nn коэффи циент избытка воздуха ап возрастает. Это приводит к изменению теплового режима работы, а, следовательно, и конструкции ПГ. Те пловая схема паровой турбины с регенеративным подогревом пита тельной воды остается штатной.
Тепловая мощность, расходуемая на подогрев сетевой воды ме жду сечениями 6' и 7 (см. рис. 4.5), отводится из ПГ во вне. Эта теп ловая мощность является полезной наряду с электрической мощно стью.
Тепловая мощность, расходуемая на генерацию пара, подводи мого к паровой турбине Q1ri в ПГУ-СБТ, определяется разностью энтальпий (ifi-i*, ) между сечениями 6 и 6' (см. рис. 4.5). При этом
значения температуры T*,«673---723К (400...450°С) и энтальпии i*, велики. Поэтому тепловая мощность Q1n и, следовательно, электри ческая мощность Nn уменьшаются в сравнении с аналогичными по казателями ПГУ-СБ, т.е. в рассматриваемом случае выработка не обходимой тепловой мощности происходит, как у всех теплофика ционных энергоустановок, за счет снижения электрической мощно сти. Низкая температура уходящих дымовых газов Tj и, соответст вующие ей потери теплоты, не оказывают влияние на величину электрической мощности ПГУ-СБТ, однако приводят к увеличению тепловой мощности, отводимой в подогревателе сетевой воды и, за тем, направляемой потребителю.
Экономичность теплофикационных энергоустановок определя ется по электрической, тепловой и суммарной электрической и теп ловой мощности. Для определения общего КПД ПГУ-СБТ по
электрической мощности в качестве исходного принимается урав нение (4.11).
Из анализа полученных результатов расчетов следует, что вели чина отношения Nr/Nn оказывает незначительное влияние на вели чину ijz . Вместе с тем величина КПД ijz зависит от типа применяе мой ГТУ (НГТУ или ВГТУ). В случае применения НГТУ величина КПД j)z в среднем составляет около 0,4, а в случае применения ВГТУ — 0,44...0,45. Для сравнения приведем КПД брутто штатной ПТУ, который составляет 7/пбр =0,385. Указанное превосходство ПГУ-СБТ над штатной ПТУ по величине КПД обусловлено прояв лением бинарности цикла, т. е. свойством эмерджентности рассмат риваемой технической системы.
Тепловая мощность ПГУ-СБТ QT, а также расход подогреваемой сетевой воды определяются тепловым балансом подогревателя, ко торый установлен между сечениями 6’ и 7 (см. рис. 4.5)
О т = О ев Огса — *хсв ) = O fX 0 б/ — h ) » |
(А -1 2 ) |
где GCB— массовый расход сетевой воды; GrI — общий массовый расход продуктов сгорания в сечениях 6'и 7; ircB, ixc8, i*,, i, — эн
тальпии горячей, холодной сетевой воды и газа в сечениях 6' и 7, соответственно.
Величина удельной тепловой мощности представится в следую щем виде:
Q' * =7 ^ C /<A''/Л'", • |
(413) |
Зависимость (4.13) имеет возрастающий характер. В случае ис пользования НГТУ в составе ПГУ-СБТ Отуд=Ю,7...0,9, а в случае
использования ВГТУ — Отуд=0,5...0,6. Величина удельной тепло
вой мощности характеризует соотношение между направляемыми потребителю мощностями — тепловой и электрической.
Общий КПД ПГУ-СБТ Î]z1 по электрической и тепловой мощ
ности определяется уравнением |
|
|
|
Tjzz - Nf + Nn+QT_ |
Nr + N„ i |
QT |
= ^(1 +Отуд). (4.14) |
Q1r + ДО, |
Q1r + ДО, |
Q,r + ДО, |
|
Из совместного рассмотрения уравнений (4.13) и (4.14) следует, что зависимость i)zz от величины отношения Nr/N„ имеет слабо
выраженный характер возрастающей функции. В уравнении (4.14) значения величины TJZ в случае применения ВГТУ выше, а величи
ны Отуд ниже, чем в случае применения НГТУ В случае примене
ния ВГТУ величина ijzz несколько ниже, чем в случае применения
НГТУ и составляет в среднем ÎJZZ =0,65...0,75.
Сравним ПГУ-СБТ с двумя теплофикационными установками — штатной теплофикационной паротурбинной установкой (ТПТУ) и теплофикационным энергоблоком (ТЭБ), состоящим из независимо работающих ПТУ и ГТУ. При этом в ГТУ нагрев сетевой воды осуществляется в специальном теплообменном аппарате — подог ревателе сетевой воды.
Энергетические показатели ТПТУ гораздо ниже, чем ПГУ-СБТ. Однако при их сравнении следует учитывать, что ГТУ, как правило, работают на дорогостоящем топливе. Поэтому результат сравнения ПГУ-СБТ с ТПТУ определяется технико-экономическим анализом, учитывающим различие в стоимости топлив, используемых в ГТУ и ПТУ.
Величины энергетических показателей ТЭБ ниже, чем ПГУ-СБТ. Так, например, величина КПД по электрической мощности JJZ ТЭБ
в случае применения НГТУ в составе обеих сравниваемых энерго установок ниже на 10... 14% (относительных), а в случае примене ния ВГТУ — ниже на 14... 18% (относительных). При этом удель ные тепловые мощности Отуд различаются несущественно в преде
лах до ±8... 10%. Величина общего КПД rjzz ТЭБ в среднем на
12... 14% (относительных) ниже, чем КПД ПГУ-СБТ, как в случае применения НГТУ, так и в случае применения ВГТУ в составе обе их энергоустановок. Поскольку ТЭБ и ПГУ-СБТ имеют в своем со ставе ГТУ, то следовательно для их работы необходимо использо вать сравнительно дорогое топливо. Однако, ТЭБ обладает досто инством, заключающемся в том, что в нем используется штатное энергетическое оборудование, за исключением специального тепло обменного аппарата — подогревателя сетевой воды.
Окончательный выбор между установками ТЭБ и ПГУ-СБТ осуществляется на основании технико-экономического анализа, ис
ходными данными для которого могут служить результаты соответ ствующих термодинамических расчетов.
4.4.ПГУ с подогревом питательной воды
ивытеснением регенеративных подогревателей высокого давления ПТУ
Тепловая схема ПГУ с подогревом питательной воды и вытес нением регенеративных подогревателей высокого давления паро турбинной установки (ПГУ-ВРП) приведена на рис. 4.6. Рассмотрим три регенеративных подогревателя высокого давления (ПВД), кото рые, как известно, имеются во всех конденсационных ПТУ типа К-300, К-500, К-800, К-1200. На базовом режиме работы ПТУ при остановленной ГТУ открыты вентили «а», «б», «в» на трубопрово дах греющего пара, а также вентиль «г» на выходе нагретой пита тельной воды из последнего подогревателя. При этом вентили «д» и «е» закрыты.
В указанных трех ПВД питательная вода нагревается приблизи тельно на 11СГС — от 160... 170°С (за деаэратором) до 270...280°С (на входе в парогенератор). Необходимо отметить, что отборы греющего пара на ПВД осуществляются, в основном, из начальных участков проточных частей ЦВД и ЦСД. При этом расход пара на ПВД составляет приблизительно 20% от общего расхода пара на турбину, а мощность ПТУ из-за осуществления этих отборов пара снижается в гораздо большей мере, чем за счет всех последующих отборов.
С переходом на режим работы ПГУ-ВРП после запуска газотур бинной установки ПВД отключаются («вытесняются»), а подогрев питательной воды осуществляется выхлопным газом ГТУ в специ альном теплообменном аппарате — подогревателе питательной во ды (см. рис. 4.6 между сечениями 5 и 6). При этом вентили «а», «б», «в» и «г» закрываются, а вентили «д» и «е», установленные на трубопроводе питательной воды, открываются. Заметим, что в штатных ПТУ трубопроводы, предназначенные для отборов пара из проточных частей турбины на ПВД, как правило, снабжены венти лями, посредством которых возможно прекращение
Рис. 4.6. Тепловая схема парогазовой установки с вытеснением регенеративных подогревателей (ПГУ-ВРП)
этих отборов пара в случае необходимости увеличения мощности турбины. Однако следует отметить, что увеличение мощности па ровой турбины указанным способом может ограничиваться пропу скной способностью последней ступени ЦНД. При этом должна по вышаться тепловая мощность, выделяемая в топочном пространстве парогенератора и несколько снижаться величина КПД ПТУ.
В ППВ, установленном на выхлопе ГТУ, подобно тому, как это имеет место на базовом режиме работы автономной ПТУ, питатель ная вода может быть нагрета до температуры 270...280°С, а при не обходимости и до более высокой температуры. Это вполне возмож но, поскольку в современных ГТУ температура выхлопного газа достаточно высока — не ниже 520...60СГС. При нагреве питатель ной воды до штатной температуры ~270°С тепловая мощность ДО, и расход топлива GT„ в парогенераторе должны быть несколько увеличины из-за отключения двух отборов «а» и «б» (см. рис. 4.6) и, соответствующего этому, увеличения на -16% (относительных) массового расхода пара, направляемого на промежуточный пере грев после его расширения в ЦВД (при условии постоянства расхо дов питательной воды и свежего пара). Как показывают расчеты, при увеличении температуры питательной воды до 310'С тепловая мощность AQ, и расход топлива GTn остаются неизменными. С пе реходом базового паротурбинного блока наработу в составе ПГУВРП тепловые режимы парогенератора и паровой турбины не изме няются. Поэтому достигается быстрый переход ПГУ-ВРП с базово го на пиковый режим работы, который определяется продолжи тельностью запуска ГТУ (15...20 мин.).
Нагрев питательной воды до более высокой температуры t„.B>310‘C возможен, но не целесообразен по следующим причи нам:
-из-за увеличения температуры уходящих из ПГ дымовых газов
ипотерь теплоты в окружающую среду вследствие уменьшения те пловой мощности ДО,, расхода основного топлива на ПТУ GTn, а
также расхода воздуха через воздухоподогреватель; - из-за изменения теплового режима ПГ, приводящего к увели
чению продолжительности перехода от базового режима работы ПТУ на расчетный установившийся режим работы ПГУ-ВРП;
- из-за необходимости разработки и установки специальной сис темы управления, по соответствующей программе, подачей основ ного топлива на ПТУ и расходом дутьевого воздуха;
из-за возрастания величины расхода дорогостоящего топлива на ГТУ, при некотором снижении расхода более дешевого топлива на ПТУ, обусловленного ростом величины отношения мощностей Nr/N„ сверх рекомендованных значений для пиковых режимов ра боты (-0,3...0,4).
Поэтому, найденная расчетом, температура питательной воды на выходе из подогревателя принимается равной tne =310°С.
Из приведенного описания тепловой схемы ПГУ-ВРП следует, что бинарность цикла ПГУ-ВРП заключается в использовании для подогрева питательной воды части отводимой из цикла ГТУ тепло вой мощности. Значение этой используемой тепловой мощности определяется следующим уравнением
Qncn - Q a- * A Q a- - G п- (*5 “ *6 ) » |
(4.15) |
где Grr — массовый расход продуктов сгорания на выходе из ГТУ; Q2r — тепловая мощность, отводимая в цикле ГТУ; AQ2r=(Giri*)6-(G Bri*)0 — потери тепловой мощности в окружаю щую среду с газом, выходящим из ППВ.
В свою очередь, используемая тепловая мощность (4.15) опреде ляется мощностью, необходимой для подогрева питательной воды в заданном интервале температур (170°С... 310 °С)
Q«cn = G |
(4.16) |
где GnMTB — массовый расход питательной воды; |
inMTB5 и |
•пит.в.6— значения энтальпии питательной воды на выходе из ППВ и на входе в него, соответственно.
Влияние реализуемой в бинарном цикле тепловой мощности (4.15) на энергетические показатели ПГУ-ВРП проявляется, главным обра зом, в увеличении мощности ПТУ ДN„ на 15... 16% (относительных) за счет увеличения расхода пара через проточную часть турбины сра зу за отключенными отборами «а», «б» и «в» (см. рис. 4.6). Этим ПГУ-ВРП отличается от ПГУ-СП, где бинарность цикла не влияет на мощность ПТУ, а влияние бинарности проявляется лишь в
уменьшении расхода основного топлива GTn, поступающего в топку котла.
В связи с тем, что до отбора «а» величина расхода пара не меняется, а между отборами «а» — «б» и «б» — «в» после их от ключения величина расхода пара возрастает в меньшей степени (до отбора «в» — на ~16%), относительное увеличение мощности AN, /N, на ~15% меньше, чем соответствующее увеличение вели чины расхода пара через проточную часть турбины за 3-им от бором «в» (на 20%). Значения величины давления пара в отборах «а», «б» и «в» составляют ~60, ~40 и ~16 бар, соответственно. Таким образом, увеличенный на 20% расход пара относится к про цессу расширения в турбине от давления ~16 бар до выхода из по следней ступени ЦНД ~0,035 бар.
Тепловая мощность Оисп в уравнениях (4.15) и (4.16), как отме чалось выше, характеризует бинарность цикла ПГУ-ВРП. При на греве питательной воды от 170 °С до 310 °С и давлении 240 бар, ве личина разности энтальпий, входящей в уравнение (4.16), составит 'пит.в.5 - , пит.в.б -700 кДж/кг. Тогда величина тепловой мощности, со гласно уравнению (4.16), составит:
^исп =700 йпитвод, (кВт).
Известно, что удельная полезная работа штатных конденсацион ных ПТУ ( / еп = Wn/GnMTод ) равна приблизительно 1200 кДж/кг.
С учетом изложенного, уравнение (4.16) представится в виде: No
Оисп “ 700 ^вп =0,583 Nn.
Тепловая мощность, выделяемая в ПГ при сгорании основного топлива, расходуемого на ПТУ, определяется следующим выраже нием:
ДО, = Nn//7n6p - Nn /0,385 =2,6 Nn,
где rj^ — электрический КПД брутто штатной ПТУ.
Из полученного выражения следует, что относительная величина используемой тепловой мощности весьма мала и составляет
QHCB/AQ, =0,583/2,6=0,22.
Из-за низкой бинарности цикла нет оснований ожидать высокого значения КПД установки ПГУ-ВРП.
Суммарная мощность ПГУ-ВРП равна
Nz = Nr + Nn + ANn = Nn( u | ^ + ^ j , |
(4.17) |
где ANn/Nn =0,15. Величину отношения мощностей ГТУ и ПТУ Nr/Nn можно определить из уравнения теплового баланса ППВ, ко торое представляет собой равенство правых частей уравнений (4.15) и (4.16). Результаты расчетов показывают, что величина отношения Nr/Nn составляет Nr/Nn =0,25...0,03. Тогда уравнение (4.17) запи шется в следующем виде:
Nz = 1.4Nn |
(4.18) |
Из уравнения (4.18) следует, что увеличение суммарной мощно сти ПГУ-ВРП по сравнению с мощностью штатной ПТУ весьма существенно.
При выборе единичных мощностей ГТУ и ПТУ для работы в со ставе ПГУ-ВРП значение величины отношения Nr/N n должно при ниматься в указанных выше пределах. Расчет энергетических пока зателей ПГУ-ВРП должен производиться также для выбранной ве личины отношения Nr/N n. При этом следует отметить, что уравне ние (4.18) является усредненным и может быть принято для выпол
нения обобщенных расчетов. |
|
Для определения КПД ПГУ-ВРП воспользуемся |
следующим |
уравнением: |
|
Ni |
(4.19) |
Уравнение (4.19), с учетом уравнения (4.17) и известных соот ношений Q1r =Nr//7r , AQ1=Nn/ ^ p, примет вид:
|
, |
Nr |
ANn |
1+ ilL + i ^ a |
|
||
|
N, l + —L + |
N. |
|
||||
7i = |
|
N„ |
Nn |
N„ |
(4.20) |
||
Nr.Nn. |
NLJ_ + J _ |
||||||
|
|
||||||
|
7r |
V |
|
N„/7r |
7nP |
|
Для оценки целесообразности использования ПГУ-ВРП на базо вых режимах работы сравним КПД ПГУ-ВРП с КПД брутто штат ной ПТУ. Отношение этих КПД (Ль/Лг? ) представится в виде:
Лт - |
1 + iV + ^ п |
|
||
N„ |
Nn |
(4.21) |
||
%бр |
1+ NL^ |
|||
|
||||
|
Nn |
Лт |
|
Поскольку КПД НГТУ и ВГТУ различны по величине, то и ве личина отношения КПД, определяемая уравнением (4.21), будет за висеть от значения величины т}г (для НГТУ 7jr=0,32, а для ВГТУ //,.=0,38). Тогда из уравнения (4.21) с учетом ранее принятых значе ний Nr/N„ =0,25 и ANn/Nn=0,15, получим:
Лх/Лп>= 1,076 — в случае использования НГТУ;
Л%/лпР = М 2 — в случае использования ВГТУ. Значения этих показателей, полученных для ПГУ-ВРП, гораздо
выше показателей для ПГУ-СП (см. п. 4.3). Однако уровень значе ний этих показателей недостаточен для эксплуатации ПГУ-ВРП на базовом режиме работы, особенно если при этом учесть, что в со став ПГУ-ВРП входит ГТУ, работающая на дорогостоящем топли ве. Расход этого топлива по отношению к расходу более дешевого основного топлива на ПТУ (GTr/GTn ) может оказаться весьма зна чительным. Величина отношения GTr/GT(1 определяется следующим уравнением:
®тг/^тп = Ои^НИЭП/^^1^низг = ^Гг77пР®низп/^п7г^ниэГ . (4.22)
где QJJH3n и Оризг — величины низшей теплоты сгорания топлив, оп ределенных по их рабочей массе, которые расходуются на ПТУ (ус ловного) и ГТУ (природного газа), соответственно.
В расчетах принято: 0£иэп=29300 кДж/кг; QjJM3r =50000 кДж/кг. Тогда величина отношения GTr/GTn для случая использования НГТУ составит GTr/GT(1=0,176, а для случая использования ВГТУ G^/G™ =0,146.
Представляет интерес сравнение показателей экономичностей ПГУ-ВРП и ПЭБ, состоящего из независимо работающих ГТУ и