Парогазовые установки в энергетике (стр. 1 из 6)

Реферат

на тему: «Парогазовые установки в энергетике»

Введение

К числу мероприятий, направленных на повышение экономичности тепловых электростанций, следует отнести развитие работ в области комбинированных циклов, в первую очередь парогазовых установок, позволяющих повысить к.п.д. цикла на 8% 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.

Простейшие комбинированные установки могут быть реализованы при использовании тепла отработавших в ГТУ газов для подогрева питательной воды и вытеснения вследствие этого паровой регенерации. Термодинамически они наименее эффективны (по сравнению со сбросной схемой здесь два потока уходящих газов, потери с которыми возрастают), однако практически весьма рациональны для модернизации действующих ТЭС: вследствие слабых технологических связей между паровой и газотурбинной частями облегчается компоновка ГТУ и выбор их типоразмеров; поскольку 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, приводящие к повышению к. п. д. ГТУ при автономной работе, при прочих равных условиях увеличивают долю газотурбинной мощности в комбинированных циклах. Это не только повышает к. п. д., но и снижает удельную стоимость всей ПГУ (растет ее мощность на единицу расхода газов, т.е. при тех же габаритах и массе).

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.

Описание газотурбинной технологии

Основным блоком газотурбинной электростанции (ГТЭС) является энергоблок (газотурбинная энергетическая установка – ГТУ), в который входит газотурбинный привод (ГТП) (при необходимости с редуктором) и электрический генератор с системой возбуждения.

Основой (ГТП) является газогенератор, служащий источником сжатых горячих продуктов сгорания для привода свободной (силовой) турбины.

Газогенератор состоит из компрессора, камеры сгорания и турбины привода компрессора. В компрессоре сжимается атмосферный воздух, который поступает в камеру сгорания, где в него через форсунки подается топливо (для рассматриваемых в отчете энергетических ГТУ, основным топливом является газ, резервным (аварийным) – керосин, реактивное топливо), затем происходит сгорание топлива в потоке воздуха. Продукты сгорания подаются на турбину компрессора (турбину высокого давления) и на свободную турбину, вращающую вал ГТП (в случае одновального ГТП одна общая турбина вращает компрессор и вал ГТП). На лопатках турбины тепловая энергия потока продуктов сгорания превращается в механическую энергию вращения роторов турбины. Мощность, развиваемая турбиной, существенно превышает мощность, потребляемую компрессором на сжатие воздуха, а также преодоление трения в подшипниках и мощность, затрачиваемую на привод вспомогательных агрегатов. Разность между этими величинами представляет собой полезную мощность на валу ГТП.

На валу турбины расположен турбогенератор (электрический генератор).

Отработанные в газотурбинном приводе газы через выхлопное устройство и шумоглушитель уходят в дымовую трубу. Если предусмотрена утилизация тепла выхлопных газов, то после выхлопного устройства отработанные газы поступают в утилизационный теплообменник. Вместо него в технологической цепочке может находиться котел-утилизатор, в котором происходит выработка тепловой энергии в виде пара различных параметров и / или горячей воды. Пар или горячая вода от котла-утилизатора могут передаваться непосредственно к тепловому потребителю. Также возможно использование полученного пара в паротурбинном цикле для выработки электрической энергии.

Установки с монарным парогазовым циклом

Монарным ПГУ посвящена монография В.А. Зысина, в которой содержится термодинамический анализ различных вариантов циклов на смеси пара и газа, тепловых схем и конструктивных особенностей монарных ПГУ. Автором монографии предложен упрощенный метод термодинамического анализа цикла на парогазовой смеси, основанный на допущении, что теплосодержание и теплоемкость перегретого пара, содержащегося в парогазовой смеси, зависит только от температуры. При таком допущении термодинамические процессы обеих компонент парогазовой смеси могут рассматриваться изолированно при соответствующих параметрах – температуре и парциальном давлении. Общее количество подведенного в цикле тепла Qусловно подразделяется на две части – сообщенное газу Q_r и воде и пару Q_n. К. п. д. монарного цикла, как и бинарного, определяется как средне-взвешенная величина из к. п. д. газового η_г и парового η_п циклов:

η_пг =(Q_r/Q)* η_г+(Q_n/ Q)* η_п

Зависимость к. п. д. простейшей ПГУ на парогазовой смеси, рассчитанного по этой формуле, от степени давления ε представлена на рис. 1. Расчеты выполнены при величине относительного расхода пара d, близкой к максимальной, и начальной температуре газа 700° С.

Рис. 1. К. п. д. монарной ПГУ простой схемы

Оптимальная степень повышения давления в такой ПГУ (ε_пг) выше, чем в изолированной

ГТУ (ε_г). В точке 2 газовая и пароваячасти установки имеют равные к. п. д. С уменьшением величины dточка 3 (максимум к. п. д. ПГУ) смещается влево, и при d→ О она совпадает с точкой 1 (максимум к. п. д. ГТУ).

Парогазовая смесь может образовываться путем впрыска воды в газовый тракт, причем вода перед впрыском нагревается в водяном экономайзере, заменяющем воздушный регенератор в схеме ГТУ.

С целью предотвращения заноса проточной части турбины солями, а также с целью защиты стенок камеры сгорания от перегрева испарение воды может осуществляться в экранных поверхностях нагрева с последующим вводом получаемого пара в газовый тракт.

На рис. 2 показаны основные элементы тепловой схемы монарной парогазовой установки, ПГУ-200–750/30.

Воздух сжимается в компрессорах низкого КНД, среднего КСД и высокого КВД давления, охлаждаясь в двух промежуточных охладителях ПО. Из КВД с давлением 29 ата и температурой 302° С воздух направляется в топку парогенератора ПГ. К продуктам сгорания подмешивается отработавший в паровой турбине ПТ пар, и их смесь с давлением 28 ата и 750° С поступает в турбину высокого давления ТВД.

Рис. 2 Тепловая схема ПГУ мощностью 200 МВт на парогазовой смеси

Часть воздуха из компрессора среднего давления идет в камеру сгорания КС турбины низкого давления ТНД.

Продукты сгорания этой камеры смешиваются с выхлопными газами ТВД и при параметрах 7,1 ата, 750° С подводятся к ТНД, отработав в которой, идут в регенератор Р, соединенный по пароводяному тракту с парогенератором через барабан-сепаратор. Тепло промежуточного охлаждения воздуха используется для подогрева воды после химической водоочистки, восполняющей потери пара с выхлопными газами. Паровая турбина служит приводом КВД. Вода после химической очистки в устройстве ВП проходит через деаэраторы Д1 и Д2, подогреваясь в теплообменниках Т1 и Т2. В эжекторе Эж используется напор, создаваемый питательным насосом.

В одновальной ГТУ на парогазовой смеси максимальный к.п.д. установки достигается при впрыске воды в продукты сгорания в количестве около 30% от расхода газа.

По расчетам Теплоэлектропроекта к. п. д. монарного парогазового блока мощностью 200 МВт на 5,8% ниже к. п. д. паротурбинного блока такой же мощности с турбиной К-200–130. Вес металла оборудования парогазового блока 7,7 кг/кВт, при этом 2,6 кг/кВт приходится на долю турбогруппы.

Низкая тепловая экономичность ПГУ на парогазовой смеси не позволяет использовать их для нанесения базисной нагрузки на электростанциях. При упрощении схемы и уменьшении веса и габаритов такие установки могут быть использованы в качестве пиковых, а на судах – в качестве аварийных

Установки с бинарным парогазовым циклом

В настоящее время при температуре газов на входе в газовые турбины 1000–1100 °С и на выходе из них 500–550 °С термодинамически наиболее эффективны бинарные ПГУ со сжиганием всего топлива в газотурбинных камерах сгорания. Такие ПГУ обеспечивают не только самый высокий к. п. д., но и наименьшую удельную стоимость; примерно половину стоимости составляет ГТУ, другую половину паровая часть. Преимуществами их являются также простота схемы, легкость автоматизации, маневренность (следствие умеренных параметров пара), возможность комплектно-блочной поставки оборудования и сооружения за короткие сроки. Их единственный «недостаток» – невозможность эксплуатации без надежных, высокоэффективных газовых турбин, так как автономная работа паротурбинной части, доля мощности которой и экономичность невелики, нецелесообразна и обычно не реализуется.