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

ПТУ, 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:

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

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)

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.

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

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