Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В любой стране энергетика является базовой отраслью экономики, стратегически важной для государства. От её состояния и развития зависят соответствующие темпы роста других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. Энергетика создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный уровень жизни населения.

На сегодняшний день в РБ треть энергетических мощностей отработала предельный ресурс. В связи с этим, в последние годы были проведены реконструкции и ввод в эксплуатацию новых мощностей.

В числе значимых объектов Минская ТЭЦ-3, где была введена в эксплуатацию парогазовая установка мощностью 230 МВт. Кроме того, была завершена реконструкция третьего энергоблока на Березовской ГРЭС. На Лукомльской ГРЭС были модернизированы первый, второй и четвертый энергоблоки. Также была выполнена реконструкция турбоагрегата на Гродненской ТЭЦ-2.

Над решением формулы эффективности белорусской энергии специалисты "Белэнерго" трудятся уже который год, внедряя современные технологии и развивая альтернативные источники. Одним из перспективных направлений развития энергетики в Республике Беларусь является ввод парогазовых установок.

Значительная часть промышленных энергосиловых установок средней и большой мощности, предназначены для выработки тепловой и электрической или механической энергии, работает по паротурбинным термодинамическим циклам. Более того, паротурбинные силовые установки, использующие в качестве рабочего тела воду и водяной пар, составляют основу стационарной электроэнергетики (тепловые станции на углеводородном топливе, атомные электростанции, теплоэлектроцентрали), а также применяются для использования тепла возобновляемых источников энергии (солнечные и геотермальные электростанции).

Рост внутренних цен на топливо становится важным, и во многих случаях главным стимулом модернизации экономики, позволяя избавиться от затратных и неэффективных производств. Одновременно с этим рост КПД энергоустановок позволяет снизить себестоимость производимой электроэнергии, компенсируя в значительной степени рост стоимости топлива.

К числу мероприятий, направленных на повышение экономичности тепловых электростанций, следует отнести развитие работ в области комбинированных циклов, в первую очередь парогазовых установок, позволяющих повысить КПД цикла до 60% в зависимости от схемы подключения газовой турбины. Комбинирование паро- и газотурбинных установок в одном тепловом цикле позволяет сочетать высокотемпературный (в ГТУ) подвод и низкотемпературный (в конденсаторе паровой турбины) отвод теплоты и в результате обеспечивает повышение термического к. п. д. цикла, а следовательно, экономичности производства электрической энергии, особенно значительное при повышении начальной температуры газов в ГТУ.



1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК (ИНФОРМАЦИОННЫЙ ОБЗОР)

Развитие работ в области комбинированных циклов, в первую очередь парогазовых установок (ПГУ), относится к числу мероприятий, направленных на повышение экономичности тепловых электростанций. Преимущества парогазового цикла были впервые доказаны еще в 1950-х годах советским академиком С. А. Христиановичем, этот тип энергогенерирующих установок не получил в СССР, а потом и в Республике Беларусь, широкого применения. В СССР были построены несколько экспериментальных ПГУ.

Комбинирование паротурбинных установок (ПТУ) и газотурбинных установок (ГТУ) в одном тепловом цикле позволяет сочетать высокотемпературный (в ГТУ) подвод и низкотемпературный (в конденсаторе ПТУ) отвод теплоты в результате обеспечивает повышение термического КПД цикла до 60%, а следовательно, экономичности производства электрической энергии.

Простейшие комбинированные установки могут быть реализованы при использовании тепла отработавших в ГТУ газов для подогрева питательной воды и вытеснения вследствие этого паровой регенерации. Вытеснение паровой регенерации приводит к значительному повышению мощности паровых турбин, капитальные затраты, разнесенные на сумму газотурбинной и дополнительной паротурбинной мощности, оказываются небольшими.

Показатели ПГУ и эффективность использования газовых турбин в комбинированных циклах существенно зависят от параметров и показателей ГТУ. Повышение начальной температуры газов и совершенствование турбомашин приводят к повышению КПД. ГТУ при автономной работе, при прочих равных условиях увеличивают долю газотурбинной мощности в комбинированных циклах. Это не только повышает КПД, но и снижает удельную стоимость всей ПГУ (растет ее мощность на единицу расхода газов, т.е. при тех же габаритах и массе).

Парогазовая установка состоит из двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.

Эксплуатационные издержки мощной современной ПГУ намного ниже, по сравнению с издержками на угольной ТЭС. Сроки строительства ПГУ с котлом-утилизатором, в особенности при поэтапном вводе в эксплуатацию, намного короче, чем сроки строительства мощных тепловых электростанций других типов.

Наиболее подходящим топливом для ПГУ является бессернистый природный газ, применение которого позволяет снижать температуры уходящих газов до экономически оптимального уровня (100-110 °С), не опасаясь низкотемпературной коррозии хвостовых поверхностей. Возможно применение в качестве топлива генераторного газа, получаемого путём газификации угля. ПГУ с газификацией угля или его прямым сжиганием в кипящем слое под давлением являются реальными установками для существенного повышения эффективности тепловых электростанций на угле при одновременном резком снижении вредных выбросов в атмосферу пыли, оксидов серы и азота.

По назначению ПГУ подразделяют на конденсационные и теплофикационные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые -- служат и для нагрева сетевой воды в подогревателях, подключаемых к паровой турбине.

По количеству рабочих тел, используемых в ПГУ, их делят на бинарные и монарные. В бинарных установках рабочие тела газотурбинного цикла и паротурбинной установки разделены. В монарных установках рабочим телом турбины является смесь продуктов сгорания и водяного пара.

Главным недостатком ПГУ монарного типа является техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси и связанная с этим необходимость постоянной работы мощной водоподготовительной установки.

Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. Можно выделить бинарные ПГУ следующих типов:

1)утилизационные ПГУ. В этих установках тепло уходящих газов ГТУ утилизируется в котлах-утилизаторах (КУ) с получением пара высоких параметров, используемого в паротурбинном цикле. Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с ПТУ являются высокая экономичность, существенно меньшие капиталовложения, меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные выбросы, высокая маневренность. Утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных высокотемпературных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для генерирования пара высоких параметров для ПТУ.

2)ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел. Часто такие ПГУ называют кратко «сбросными», или ПГУ с низконапорным парогенератором. В них тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы. При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле недорогих энергетических твердых топлив. В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания ГТУ, но и в энергетический котел, причем ГТУ работает на легком топливе (газ или дизельное топливо), а энергетический котел -- на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуется два термодинамических цикла.

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема ПГУ с низконапорным парогенератором

3)ПГУ с «вытеснением» регенерации. Идея такой ПГУ состоит в том, что регенеративные подогреватели отключаются от паровой турбины, а для подогрева питательной воды энергетического котла используется тепло уходящих газов ГТУ. Сэкономленный пар отборов служит для выработки дополнительной мощности в паровой турбине. При этом теплота конденсации сэкономленного пара теряется в конденсаторе, а не возвращается питательной воде. Поэтому выигрыш в экономичности возникает тогда, когда эта потеря будет меньше, чем экономия топлива за счет уменьшения потери теплоты с уходящими газами ГТУ. ПГУ с вытеснением регенерации дает наименьшую экономию топлива (около 4 %), однако она позволяет надстроить паротурбинный энергоблок с минимальными переделками.

4) ПГУ с высоконапорным парогенератором (котлом). В такой ПГУ высоконапорный парогенератор (ВПГ) играет одновременно роль и энергетического котла ПТУ и камеры сгорания ГТУ. Для этого в нем поддерживается высокое давление, создаваемое компрессором ГТУ. Для повышения экономичности перед ВПГ устанавливается газовый подогреватель конденсата, уменьшающий температуру уходящих газов ГТУ. Экономия топлива в такой установке также зависит от соотношения мощностей ГТУ и ПТУ и находится на таком же уровне, как и у сбросных ПГУ. Серьезную проблему для ПГУ с ВПГ представляет износ проточной части газовой турбины под действием продуктов коррозии внутренней части парогенератора.

Рисунок 1.2 - Принципиальная схема ПГУ с высоконапорным ПГ

Преимущества ПГУ перед другими видами установок:

· парогазовые установки позволяют достичь электрического КПД более 60 %. Для сравнения, у работающих отдельно паросиловых установок КПД обычно находится в пределах 33-45 %, для газотурбинных установок -- в диапазоне 28-42 %

· низкая стоимость единицы установленной мощности

· парогазовые установки потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками

· короткие сроки возведения (9-12 мес.)

· меньше расход топлива, чем у ГТУ и ПТУ

· компактные размеры позволяют возводить непосредственно у потребителя (завода или внутри города), что сокращает затраты на ЛЭП и транспортировку электрической энергии

· более экологически чистые в сравнении с паротурбинными установками

2. ВЫБОР СХЕМЫ ПГУ И ЕЕ ОПИСАНИЕ

Парогазовая установка с КУ - наиболее перспективная и широко распространенная в энергетике ПГУ, отличающаяся простотой и высокой эффективностью производства электрической энергии. Эти ПГУ - единственные в мире энергетический установки, у которых термический КПД цикла достигает 60% и выше.

Рисунок 2.1 - Принципиальная схема ПГУ

К-компрессор, КС - камера сгорания, ГТ - газовая турбина, ЭГ - электрогенератор, КУ - котел-утилизатор, ПТ - паровая турбина, К - конденсатор, НК - насос конденсатный

Атмосферный воздух нагнетается компрессором в камере сгорания. Туда же подается топливо, где оно сгорает. Продукты сгорания топлива поступают в газовую турбину, где рабочее колесо и вал начинают вращаться. На конце вала находится ротор электрогенератора, и при его вращении в статоре вырабатывается электрическая энергия. Выхлопные газы поступают в котел-утилизатор.

Генерация пара в КУ осуществляется за счет горючих выхлопных газов в газовой турбине. Выхлопные газы передают свою энергию питательной воде, которая кипит и превращается в пар. Пар перегревается и направляется в турбину, где, расширяясь, заставляет вращаться на валу рабочие колеса турбины. Вращение передается ротору электрогенератора, в статоре которого находится ЭДС.

Отработавший в ПТ пар попадает в конденсатор. Попадая на поверхность холодных труб, пар конденсируется, превращаясь в воду (конденсат), который отправляется далее в КУ. Так как давление в конденсаторе ниже чем в КУ, то его повышает конденсатный насос. Отдав теплоту, уходящие газы остывают и выбрасываются из КУ.

3. ЦИКЛ ПГУ В Т,S-КООРДИНАТАХ

Газотурбинная и паротурбинная части ПГУ работают каждая по своему циклу. Таким образом, цикл ПГУ в Т,S-координатах имеет следующий вид:



Рисунок 3.1 - Цикл парогазовой установки

точка1 - состояние атмосферного воздуха на входе в компрессор;

1-2 - адиабатное сжатие атмосферного воздуха;

точка 2 - нагнетенный атмосферный воздух на входе в КС;

2-3 - изобарный процесс сгорания топлива;

точка 3 - состояние продуктов сгорания топлива на входе в ГТ;

3-4 - адиабатное расширение до первоначального давления;

точка 4 - состояние отработавшего рабочего тела;

4-1 - изобарный процесс охлаждения дымовых газов

точка 5 - состояние свежего пара на входе в ПТ;

5-6 - адиабатное расширение пара в паровой турбине;

точка 6 - состояние отработавшего пара при давлении р_к;

6-7 - изобарный процесс конденсации отработавшего пара;

точка 7 - состояние конденсата при давлении р_к;

7-8 - процесс адиабатного повышения давления конденсата в НК;

8-9 - процесс нагрева питательной воды;

9-10 - процесс превращения воды в пар;

10-5 - процесс перегрева пара.



4. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЦИКЛА ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ

Расчет цикла предполагает определение параметров в характерных его точках.

парогазовый установка тепловой баланс

Основными параметрами являются:

· давление р =[Па]

· температура Т [К]

· удельный объем v

Точка 1:

p₁=0,1МПа (задано)

t₁= 18⁰С (задано)

T₁= t₁ +273=291К

Рисунок 4.2 - Цикл газотурбинной установки в p,v-координатах

Удельный объем найдем из уравнения состояния идеального газа:

(4.1)

откуда следует,

,

где R - газовая постоянная;

(4.2)

Точка 4:

(4-1) - изобарный процесс отвода теплоты, следовательно,

(задана)

Удельный объем найдем из уравнения состояния идеального газа в точке 4:

(4.3)

Точка 3:

(3-4) - адиабатное расширение рабочего тела в газовой турбине ГТУ

(задана)

Соотношение параметров адиабатном процессе:

, (4.4)

где k - показатель адиабаты:

, (4.5)

c_p - массовая теплоемкость при постоянном давлении, c_v - массовая теплоемкость при постоянном объеме

По молекулярно-кинетической теории

(4.6)

(4.7)



где i - число степеней свободы молекулы (для двухатомного газа i =5); R - газовая постоянная воздуха

;

Точка 2:

(2-3) - изобарный процесс подвода теплоты в камере сгорания ГТУ

(1-2) - адиабатное сжатие воздуха в компрессоре ГТУ. Соотношение параметров в адиабатном процессе:

(4.8)

Удельный объем найдем из уравнения состояния газа в точке 2:

(4.9)

Удельное количество подведенной теплоты на 1 кг рабочего тела в ГТУ:

(4.10)

Удельное количество теплоты, отведенной от 1 кг рабочего тела в ГТУ

(4.11)

Теоритическая работа 1 кг рабочего тела в ГТУ:

(4.12)

Термический КПД цикла ГТУ:

(4.13)

Абсолютный электрический КПД ГТУ:

(4.14)

где - внутренний относительный КПД газотурбинного двигателя (задан);

- электромеханический КПД газотурбинного двигателя (задан).

5. РАСЧЕТ ЦИКЛА ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/



Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

(5.1)

где h₀, h_k, h_отб1, h_отб2 - это энтальпия пара свежего, отработавшего и в отборах, первом и втором соответственно.

б₁, б₂ - доля пара в соответствующем отборе, для определения которой необходимо составить уравнение теплового баланса РП1 и РП2, в результате решения которых получаем следующие выражения:

(5.2)

(5.3)

Здесь - энтальпия конденсатного пара в отборах 1 и 2 и отработавшего. Эти величины определяются по таблице состояния насыщенного водяного пара по соответствующим давлениям p_отб1, p_отб2, p_k.

p₀ = 9,2 Мпа=92 бар

p_k=3,5 кПа=0,035 бар

p_отб1=0,60Мпа = 6 бар

p_отб2=80кПа = 0,8бар,

тогда

h₀=3350кДж/кг

h_k=1990кДж/кг

h_отб1=2700кДж/кг

h_отб2=2360кДж/кг

Из справочника «Термодинамические свойства воды и водяного пара» находим[3]:

h₀ =1373,2кДж/кг

h_k =111,84кДж/кг

h _отб1=670,4кДж/кг

h_отб2=391,72кДж/кг

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПТУ

Абсолютный электрический КПД паротурбинной установки:

(6.1)

где - внутренний относительный КПД паровой турбины (задан);

- электромеханический КПД паротурбинного двигателя (задан).

Удельный расход пара в регенеративном цикле идеальной ПТУ:

(6.2)

Удельный расход пара реальной ПТУ:

(6.3)

Расход пара паровой турбиной:

(6.4)

Расход натурального топлива (природного газа) в парогенераторе для выработки найденного расхода пара:

(6.5)

где - теплота сгорания заданного топлива из газопровода

;

- КПД парогенератора (задан).

Расход условного топлива:



(6.6)

где - теплота сгорания условного топлива, равная 29330 кДж/кг

Удельный (на 1 кВтч выработанной энергии) расход натурального топлива:

(6.7)

Удельный (на 1 кВтч выработанной энергии) расход условного топлива:

(6.8)

7. РАСЧЕТ ЦИКЛА ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ

В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющие свои особенности и различия в технологическом процессе. Наибольшее распространение получили ПГУ с котлом-утилизатором (рисунок 7.1). В них выхлопные газы ГТУ направляются в котел-утилизатор (КУ), где значительная часть энергии в виде теплового потока передается пароводяному рабочему телу и генерируется перегретый пар, который поступает в паровую турбину.

Для исключения дополнительных факторов, определяющих экономичность электрогенерирующей установки, принимаем параметры работы соответствующих турбин ПГУ такими же, как в ГТУ и ПТУ (по заданию).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Составим уравнение теплового баланса котла-утилизатора:

где (7.1)

- расход газов через КУ

-расход пара на паровую турбину

- изобарная теплоемкость газов

- температура газов на входе в КУ

- температура газов на выходе из КУ

- энтальпия свежего пара

- энтальпия конденсата

- коэффициент сохранения теплоты, =0,98 (задано).

Рисунок 7.2 - Комбинированный цикл парогазовой установки

Расход пара на паровую турбину в составе ПГУ меньше, чем в ПТУ, так как в ПГУ отсутствует регенерация, а значит, отсутствуют регенеративные отборы пара.

Удельный расход пара в цикле идеальной ПГУ:

(7.2)

Удельный расход пара реальной ПГУ:

(7.3)

Расход пара паровой турбиной:

(7.4)

Расход газов через КУ:

(7.5)

(7.6)

8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ ГТУ И ЕЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

Использование выхлопа газовой турбины в КУ для выработки рабочего тела паровой части схемы не влияет на характеристики цикла ГТУ.

Электрическая мощность газогенератора (одинаковая для ГТУ и ПГУ):

(8.1)

Расход натурального топлива (природного газа) в КС ГТУ:

где (8.2)

- удельный (на 1 кг рабочего тела) подвод теплоты в КС ГТУ

- КПД камеры сгорания, =0,95 (задан)

- теплота сгорания природного газа

Расход условного топлива:



(8.3)

Удельный расход натурального топлива:

(8.4)

Удельный расход условного топлива:

(8.5)

9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ

Термический КПД парогазового цикла:

Абсолютный электрический КПД

(9.2)



В ПГУ топливо расходуется только в камере сгорания газовой части схемы, то есть расход натурального топлива на ПГУ:

Расход условного топлива:

Общая электрическая мощность ПГУ:

(9.3)

Удельный расход натурального топлива:

(9.4)

Удельный расход условного топлива:

(9.5)



10. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА ПО ТРЕМ ВИДАМ ЭНЕРГОГЕНЕРИРУЮЩИХ УСТАНОВОК

Основные технико-экономические показатели по трем видам установок (ГТУ, ПТУ, ПГУ), полученные в расчетах в соответствующих разделах, сведены в таблицу 1.

Таблица 1 - Основные технико-экономические показатели энергогенерирующих установок

Тип установки	N, МВт	B, м3/ч	Bусл, кг/ч	b, м3/кВтч	bусл, кг/кВтч		зэ
ГТУ	47	15291	18706	0,32	0,39	0,42	0,30
ПТУ	23	6796	8315	0,29	0,36	0,46	0,36
ПГУ	70	15291	18706	0,22	0,27	0,62	0,49

Анализируя данные, приведенные в таблице, можем сделать вывод, что абсолютные электрический КПД ПГУ в 1,36 раза больше, чем КПД ПТУ, в 1,63 раза больше, чем КПД ГТУ. Расход топлива ПГУ меньше, что убеждает нас, что ПГУ достаточно перспективны для использования в энергетике.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Обладая значительно большим КПД ПГУ позволяют более экономично и полно расходовать тепло топлива, а, следовательно, снизить его потребление. Большую часть издержек станции составляют расходы на топливо, а значит, снижение потребления топлива приведет к уменьшению цен на электроэнергию и тепло.

В последнее время наблюдается значительный рост цены на природный газ и продукты нефтяной промышленности, то есть топлив на которых работают ГТУ. Это также может поставить ПГУ в более выгодное положение по сравнению с ПТУ и ГТУ, так как расход топлива парогазовой установки ниже.

Парогазовые установки являются перспективными для использования в энергетике, но любом случае, строительство новых установок требует тщательного технико-экономического расчёта и обоснования, а также немалых инвестиций.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Электронные ресурсы: http://ru.wikipedia.org/.

2. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов/Под ред. С.В. Цанева - М.: Издательство МЭИ, 2002.

3. Ривкин С.Л., Александров А.А.. Термодинамические свойства воды и водяного пара: справочник. - Москва.: Энергоатомиздат.

4. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н.. Справочник по котельным установкам малой производительности - М.: Энергоатомиздат, 1989.

Размещено на Allbest.ru