книги / Основы технической термодинамики, термохимии и анализ циклов газотурбинных установок

Ы э л .п

" " э г

©

Рис. 4.5. Тепловая схема парогазовой установки со сбросом отработанного газа ГТУ в парогенератор (ПГУ-С)

Потери теплоты в окружающую среду из ПГ определяются сле­ дующим уравнением:

где GrI sGfr+Gra — массовый расход топлива в ПГУ (G,, и Gm — в газотурбинной и паротурбинной частях, соответственно); Ср{8_о) — средняя удельная изобарная теплоемкость процесса рассея­ ния теплоты в окружающей среде в интервале температур Tj...T0; Т0 — температура окружающей среды. В этом уравнении сделано допущение о том, что удельные энтальпии топлив, поступающих в камеру сгорания ГТУ и в топку ПГ при температуре Т0, равны удельной энтальпии воздуха, поступающего в ГТУ (GBr) и дутьевого воздуха, поступающего в воздухоподогреватель ПГ (GflytB). По­

скольку расходы топлива по отношению к расходам воздуха малы, то это допущение вносит очень малую погрешность в расчеты.

Тепловая мощность Q1n, подводимая воде и пару в ПГ определя­ ется следующим выражением:

Из совместного рассмотрения уравнений (4.7), (4.8) и (4.9) сле­ дует:

Из анализа уравнения (4.10) следует, что при заданной величи­ не тепловой мощности Q1n=const, подводимой в цикле ПТУ, вслед­ ствие наличия тепловой мощности Оиеп снижается величина ДО, и, следовательно, величина расхода топлива на ПТУ G ^. Это следует из выражения AQ,=^QSnGTO, где £ — коэффициент полноты сгора­ ния топлива в ПГ; 0*, — низшая теплота сгорания топлива, расхо­ дуемого в ПТУ.

Возможны различные варианты реализации общей тепловой схемы ПГУ-С. Условием осуществления первого из них является сохранение неизменными не только тепловой схемы и конструкции отдельных элементов и узлов штатных конденсационных ПТУ ти­ па К-300, К-500, К-800 и К-1200, эксплуатируемых на базовых

режимах работы, но и их температурных режимов и основных энергетических показателей (£в„и т}еп).

Рассмотрим влияние увеличения мощности Nr при Nn= const на работу ПГ. Увеличение Nr сопровождается ростом на выхлопе ГТУ расхода газа Grr, в котором, как показывают расчеты, содержится большое относительное количество неиспользованного в процессе сгорания в КС воздуха (и соответственно кислорода). В топочном устройстве штатных ПГ значение осредненного коэффициента из­ бытка воздуха близко к единице (ап=1...1,05). Поэтому для сохра­ нения этого значения а„ необходимо снижать расход дутьевого воз­ духа GflyTB. При этом неизбежно возрастает температура дымовых газов на выхлопе из ПГ TJJ (см. рис. 4.5, сечения 7 и 8), а также с уходящими из ПГ газами увеличиваются общие потери теплоты в окружающую среду Д021 (см. уравнение 4.8).

Если расход дутьевого воздуха GflyTB не изменять с целью пре­ дотвращения повышения температуры Tj, то это приведет к силь­ ному увеличению а„, что в свою очередь потребует изменения кон­ струкции топочного устройства и увеличения теплообменных по­ верхностей для генерации пара между сечениями 6 и 6', указанны­ ми на рис. 4.5. Однако некоторое увеличение ап все же возможно до

дукты сгорания, поступающие в ПГ из ГТУ, имеют температу­ ру Tj, которая по своему значению выше температуры дутьевого воздуха после его нагрева в воздухоподогревателе (~350...400°С). Поэтому при с^=1 ... 1,05 температура продуктов сгорания на входе в теплообменные секции ПГ (сечение 6 на рис. 4.5) повышается на небольшую величину. Вместе с тем увеличение Nr способствует повышению экономичности рассматриваемого варианта ПГУ-С. Это обусловлено тем, что с увеличением Nr (или Nr/N n) возрастает тепловая мощность Q2r, которая определяется по уравнению

При этом, как следует из уравнения (4.7), используемая в цикле ПГУ-С тепловая мощность Оисп, характеризующая бинарность цик­ ла, увеличивается при прочих равных условиях. Из уравнений (4.9) и (4.10) следует, что при Q1n=const (одно из условий данного вари­ анта ПГУ-С) снижается подводимая в ПГ с топливом тепловая мощ­ ность AQ1 и , следовательно, расход этого топлива GT„. Экономич­ ность ПГУ-С при этом повышается.

Установить влияние величины Nr/Nn на экономичность ПГУ-С можно только путем анализа результатов соответствующих расче­ тов, из которых следует, что с ростом Nr/Nn повышается общий КПД рассматриваемого варианта ПГУ-С.

Исходными данными для расчетов ПГУ любого типа являются как параметры рабочего процесса — давление, температура (P, Т), так и основные энергетические показатели (£еи т]в) ПТУ и ГТУ, входящих в состав ПГУ. Для ПТУ все параметры штатных конден­ сационных паровых турбин типа К-300, К-500, К-800 и К-1200, теп­ ловые схемы которых, как известно, очень близки, можно принять осредненно одинаковыми. Поэтому отклонения осредненных пара­ метров каждой из названных ПТУ от фактических очень малы.

Все ГТУ, с точки зрения значений величин параметров рабочего процесса и основных энергетических показателей, в общих расчетах ПГУ отнесятся либо к низкотемпературным (НГТУ), либо к высо­ котемпературным (ВГТУ). Осредненные значения этих параметров и энергетических показателей представлены в табл. 4.1.

Таблица 4.1

Основные параметры низко и высокотемпературных ГТУ (НГТУ и ВГТУ)

Представляет интерес сравнение величин общих КПД ПГУ-С {т!г), полученных для случаев использования в составе ПГУ газо­ турбинных установок типов НГТУ и ВГТУ, с электрическим КПД брутто штатной ПТУ (/7®р). При этом расчеты выполнялись для двух значений отношений мощностей Nr/N n, равных 0,3 и 0,4 (см. табл. 4.2), с привлечением следующего уравнения:

Nf + N„

(4.11)

Q,r +ДО,

Преимущество в экономичности ПГУ-С, при использовании в ее составе НГТУ, по сравнению со штатной ПТУ, очень мало и со­ ставляет от 1,8 до 2% (относительных). При использовании ВГТУ

— это преимущество возрастает: в случае Nr/N n= 0,3 — до 6,6%, а в случае Nr/N „= 0,4 — до 8,2%. Однако, при использовании НГТУ и ВГТУ в составе ПГУ-С в обоих рассматриваемых случаях значе­ ний отношений мощностей Nr/N n изменение величины КПД столь мало, что делает нецелесообразным использование варианта ПГУ-С на базовых режимах работы, особенно с учетом сравнительно высо­ кой стоимости топлива, используемого в ГТУ Поэтому целесооб­ разно использовать данный вариант ПГУ-С только для работы на пиковых режимах. Парогазовым установкам ПГУ-С, предназначен­ ным для работы на пиковых режимах, присвоим обозначение ПГУ-СП.

Оценка экономичности ПГУ-СП при ее работе на пиковых ре­ жимах осуществляется следующим образом. В случае, если не осу­ ществляется подвод выхлопного газа ГТУ в ПГ, то повышение мощности на пиковых режимах обеспечивается независимо рабо­ тающими пиковыми ГТУ. КПД такого пикового энергоблока, со­ стоящего из автономных ГТУ и ПТУ, определяется КПД ГТУ (/7вг) и электрическим КПД брутто ПТУ (т7„р). При этом, если

77г<77®р, то ?7£<77пР, где — КПД пикового энергоблока (ПЭБ).

Эти соотношения характерны для случая использовании НГТУ в составе ПГУ-СП, в которой 7jr= 0,32, a 0,385. В случае исполь­ зования ВГТУ в составе ПГУ-СП имеет место следующее прибли­ женное равенство /7г~77пР> которое справедливо также и для КПД пикового энергоблока rj^ =rjr= ?7®р

Расход топливо на ГТУ практически одинаков, как вслучае ис­ пользования ПГУ-СП, так и в случае использования пикового энер­ гоблока и составляет 6...8% от общего расхода топлива. Из сравни­ тельного анализа величин 7]г и jfz следует, что использование ПГУСП для покрытия пиков электрических нагрузок в энергосистеме с экономической точки зрения более целесообразно, чем использова­ ние пикового энергоблока.

В таблице 4.2 представлены результаты сравнения показателя экономичности ПГУ-СП с показателями экономичности штатной ПТУ и пикового энергоблока при различных значениях отношений Nf/N„ в случаях использования НГТУ и ВГТУ. Из анализа данных, представленных в табл. 4.2, следует, что ПГУ-СП превосходит по величине показателя экономичности штатную ПТУ и пиковый энергоблок. Однако это превосходство невелико и составляет в среднем 6...8% (относительных). Следует отметить, что принятые значения отношения Nr/Nn=0,3 и 0,4 соответствуют целесообраз­ ным значениям наименьшей и наибольшей пиковой мощности.

Таблица 4.2

Результаты сравнения показателя экономичности ПГУ-СП с пока­ зателями экономичности штатной ПТУ и пикового энергоблока при различных значениях отношений Nr/Nn в случаях использования

Переход от автономных ГТУ и ПТУ к ПГУ-СП связан, в основ­ ном, с переоборудованием топочного устройства ПГ для подвода выхлопного газа ГТУ, установкой газоходов от ГТУ к ПГ и не тре­ бует существенных финансовых затрат. Поэтому, не прибегая к де-

тальному технико-экономическому анализу, можно утверждать, что в случае использования в энергосистемах для покрытия пиков элек­ трических нагрузок ПГУ-СП даже при сравнительно небольшой экономии топлива срок окупаемости финансовых затрат оказывает­ ся весьма непродолжительным.

Косновным достонствам ПГУ-СП можно отнести следующие.

1.Используется существующее штатное энергооборудование. При этом подбор мощностей ГТУ и ПТУ осуществляется в соответ­ ствии с указанными выше значениями отношения Nr/Nn.

2. Обеспечивается полная автономность работы ГТУ и ПТУ в случае аварийного останова одной из этих установок путем обеспе­ чения дополнительного байпасного выхода отработавшего в ГТУ рабочего тела (см. рис. 4.5, штриховую линию).

3. Обеспечивается кратковременность перехода (15...20 мин.) от базового режима работы ПТУ к пиковому режиму ПГУ-СП за счет сохранения неизменного теплового режима ПГ и ПТУ.

Исходя из изложенного, можно сделать вывод о целесообразно­ сти создания ПГУ-СП.

Альтернативным вариантом ПГУ-СП является ПГУ-СБ, которая обладает более высоким общим КПД и может быть использована для работы в базовом режиме.

Выше было показано, что основной причиной относительно не­ высокого общего КПД ПГУ-СП являются большие потери теплоты в окружающую среду (Д02£), обусловленные увеличением темпера­

туры уходящих дымовых газов TjJ (см. рис. 4.5, сечение 8). Послед­ нее обусловлено вынужденным снижением расхода дутьевого воздуха для сохранения неизменными конструкции ПГ и его теп­ лового режима, как обязательного условия создания ПГУ-СП.

Для ПГУ-СБ это условие является желательным, но не обяза­ тельным. Обязательным для ПГУ-СБ является соблюдение сле­ дующего условия: потери теплоты в окружающую среду с уходя­ щими из ПГ дымовыми газами при увеличении значения Nr/N n со­ храняются на относительно низком уровне при постоянном значе­ нии температуры Tj=413...423K (140...150°С), т.е. такими, как при работе штатной ПТУ на базовом режиме. Величина Д02Х в урав­ нениях (4.8) и (4.9) не изменяется. Поэтому увеличение значения отношения Nr/N n не оказывает отрицательного влияния на эконо­

мичность ПГУ-СБ. Положительное его влияние выражается, как следует из анализа уравнений (4.8) и (4.9), в снижении расхода то­ плива на ПТУ вследствие уменьшения величины ДО, (при Q1n= const). Это уменьшение величины ДО,, как следует из анализа уравнения (4.9), обусловлено увеличением Q2r.

С ростом значения величины отношения Nr/N n расход дутьево­ го воздуха повышается, обеспечивая в воздухоподогревателе охла­ ждение продуктов сгорания до заданной температуры Tj. При этом возрастает величина коэффициента избытка воздуха а„ в топочном пространстве ПГ из-за увеличения значения отношения Nr/N„ и со­ ответствующего этому увеличению возрастания количества возду­ ха, неиспользованного в процессе горения в камере сгорания ГТУ.

Из изложенного следует необходимость иной организации про­ цесса горения, аналогичной той, которая имеет место в камерах сго­ рания ГТУ, где значение величины коэффициента избытка воздуха составляет аг> 2,5. При этом следует учитывать, что температура

продуктов сгорания (см. рис. 4.5) на входе в теплообменные сек­ ции ПГ между сечениями 6 и 6' снижается. Уменьшаются также температурные напоры на теплообменных поверхностях, в резуль­ тате чего площадь этих поверхностей теплообмена должна быть увеличена. Поэтому конструкция ПГ должна быть соответствую­ щим образом изменена. Внесение каких либо изменений в конст­ рукцию паровой турбины не требуется.

Коэффициент избытка воздуха а„ зависит от величины отноше­ ния Nr/N n и может быть представлен функцией ап= f(N r/N n), кото­ рая является возрастающей. На основании детальных технико­ экономических расчетов ПГ определяется значение предельно до­ пустимой величины коэффициента избытка воздуха «плрвд . Учиты­

личины коэффициента избытка воздуха а„прад =3. Однако при даль­ нейшем увеличении значения ап величина температуры Tj сущест­ венно снижается.

Поскольку ПГУ-СБ предназначена для работы в базовом режи­ ме, то ее экономичность следует сопоставлять с экономичностью

других установок, предназначеных для работы также в базовом ре­ жиме. Для такого сопоставления с ПГУ-СБ принимаются ПГУ-КУ и штатная ПТУ, у которой КПД брутто //®р =0,385. На основании вы­ полненного расчетным путем сравнительного анализа показателей экономичности вышеуказанных турбоустановок ПГУ-СБ и штатной ПТУ получены следующие результаты:

- для случая использования НГТУ в составе ПГУ-СБ

/7z//7n6p=l,23;

- для случая использования ВГТУ в составе ПГУ-СБ

77xA7nP = l , 3 .

Полученное в рассматриваемом случае превышение величины КПД ПГУ-СБ T J Z над величиной КПД штатной ПТУ ^пбр намного усту­ пает превышению КПД ПГУ-КУ над КПД штатных ПТУ так, напри­ мер, КПД ПГУ-КУ с низкотемпературными ГТУ составляет -52%, а с высокотемпературными — -58%. Значения величин отношения этих КПД к электрическому КПД брутто ПТУ равны 1,35 и 1,51, со­ ответственно. Вместе с тем ПГУ-СБ обладает рядом преимуществ по сравнению с ПГУ-КУ. Основным ее преимуществом является то, что в ней дорогостоящее топливо расходуется только на ГТУ и со­ ставляет лишь 50% от общего расхода топлива на турбоустановку, в то время как ПГУ-КУ работает полностью на дорогостоящем топ­ ливе ГТУ. Поэтому в результате технико-экономических расчетов может оказаться, что стоимость расходуемого топлива в ПГУ-СБ ниже, чем в ПГУ-КУ, несмотря на более низкое значение величины КПД ПГУ-СБ.

Важным преимуществом ПГУ-СБ по сравнению с ПГУ-КУ явля­ ется также то, что в случае аварийного останова одной из установок (ГТУ или ПТУ) возможно продолжение эксплуатации другой уста­ новки, находящейся в исправном состоянии. В случае отсутствия по­ дачи выхлопного газа ГТУ в ПГ, например, в случае ее аварийного останова, ПТУ перейдет на нерасчетный режим работы с понижен­ ными энергетическими показателями. При этом следует отметить, что в ПГУ-КУ только ГТУ может работать самостоятельно, однако вероятность ее отказа выше, чем вероятность отказа ПТУ.

Окончательный вывод о целесообразности создания и эксплуа­ тации ПГУ-СБ с учетом величин КПД и удельных затрат газотур­ бинного топлива можно сделать лишь на основании технико­ экономического анализа полученного для конкретных условий ее применения. Значения энергетических показателей ПГУ-СБ доста­ точно высоки и поэтому этот тип ПГУ представляет несомненный интерес.

Повышение экономичности ПГУ-С возможно при реализации тепловой схемы ПГУ-СБ2. Суть этой тепловой схемы состоит в том, что дутьевой вентилятор и воздухоподогреватель в ПГ от­ сутствуют, а уменьшение потерь теплоты с уходящими из ПГ ды­ мовыми газами, независимо от величины отношения Nr/Nn, осуще­ ствляется за счет увеличения поверхности теплообмена экономай­ зера при соответствующем исключении регенеративного подогрева питательной воды в ПТУ. При этом сравнительно холодная пита­ тельная вода (40...50°С), поступающая в ПГ, позволяет снизить температуру дымовых газов в экономайзере, т.е. на выходе из ПГ, до величины -383...393К (1 Ю...120°С). Из изложенного следу­ ет, что ПГУ-СБ2 и ПГУ-КУ имеют одинаковые тепловые схемы. Однако в рассматриваемом случае внешняя дополнительная тепло­ та, подводимая в ПГ ДО,, является основной и превосходит по ве­ личине отводимую из цикла ГТУ теплоту Q^, которая затем также поступает в ПГ.

Анализ результатов выполненных расчетов энергетических по­ казателей установок ПГУ-СБ и ПГУ-СБ2 показал, что более высо­ кими энергетическими показателями обладает установка ПГУ-СБ. Поэтому дальнейшее рассмотрение установки ПГУ-СБ2 представ­ ляется не целесообразным.

Разновидностью ПГУ-С является базовая теплофикационная ус­ тановка ПГУ-СБТ. Отличительной особенностью этой установки является замена воздухоподогревателя ПГ подогревателем сетевой воды. При этом дутьевой вентилятор в ПГ отсутствует. Температура сетевой воды на входе в подогреватель составляет 40...5СГС. При любом значении отношения Nr/Nn расход сетевой воды следует выбрать таким, чтобы температура уходящих из ПГ газов составля­ ла Tg=383...413К (1 Ю...140°С), что соответствует оптимальному ее значению, определяемому по результатам технико-экономического анализа.