Цикл ПГУ. расчет в термодинамических диаграммах парового цикла

Содержание

 

Введение…………………………………………..…………………………….2

 

 

Введение

 

Идея создания парогазовых  энергетических установок, в которых  в качестве рабочих тел используются продукты сгорания топлива и водяной пар, впервые были высказаны французским ученым С. Карно еще в 1824 г.. Он предложил схему поршневой парогазовой установки и обосновал основное условие получения эффективных парогазовых установок: использование продуктов сгорания топлива в качестве рабочего тела в области высоких температур и использования отбросного тепла газов после газового двигателя для получения водяного пара, совершающего работу в паровом двигателе. Практическое осуществление этой идеи гениального ученого, более чем на столетие опередившего создание и развитие парогазовых установок, оказалось возможным лишь после больших успехов в области развития энергетической науки вообще, теплоэнергетики и создания совершенных паровых и газовых турбин. Уже на начальной стадии работ по созданию газотурбинных установок конструкторы обращались к водяному пару как к средству снижения температуры газа на входе в газовую турбину.

Первую попытку создать комбинированную  установку, в которой в качестве рабочих тел используются продукты сгорания и водяной пар, сделал русский инженер П. Д. Кузьминский в 1892-1900 гг. Его установка работала по газопаровой схеме, предусматривающей непосредственное смешение продуктов сгорания с водяным паром. Тепло, выделявшееся при сгорании керосина, частично отдавалось воде под давлением более 5 МПа, протекавшей через змеевики, охлаждавшие стенки камеры сгорания. То обстоятельство, что к продуктам сгорания добавлялся водяной пар, на подачу которого (подачу воды насосом) требовались ничтожные затраты мощности, значительно увеличивало общую полезную работу. Ограниченные температуры газов и низкие КПД проточной части турбомашин, характерные для конца XIX века, обрекали на неудачу всякие попытки применить в турбоустановке газовый цикл. К тому же подвод тепла к воде осуществлялся не за счет тепла уходящих газов, а от газов перед газовой турбиной.

К 1908-1910 гг. относится создание комбинированной установки Хольцварта-Шюле, работавшей по циклу с прерывистым процессом горения при постоянном объеме. Вода и водяной пар использовались для снижения температуры газа на входе в газовую турбину путем отвода тепла от него в теплообменнике в камере сгорания. Для повышения КПД установки это тепло, а также тепло выхлопных газов турбины использовались для получения водяного пара, энергия которого затем использовалась в паровой турбине. В связи с трудностями осуществления такого парогазового цикла и относительной низкой экономичностью эти установки развития не получили.

В начале 30-х годов швейцарской фирмой «Броун Бовери» была разработана конструкция и начато производство высоконапорных парогенераторов «Велокс», которые нашли практическое применение. В этих парогенераторах применялся наддув камеры горения, который осуществлялся с помощью турбонадувной группы, состоящей из газовой турбины и осевого компрессора. После камеры горения, парогенераторных поверхностей нагрева и пароперенагревателя продукты сгорания жидкого топлива или газа под повышенным давлением при температуре (550÷600) °С поступали в газовую турбину, энергия которой использовалась для привода компрессора. При умеренных температурах газа перед газовой турбиной и сравнительно невысоких КПД турбины и компрессора мощности турбины хватало для привода компрессора только при полной нагрузке парогенератора, а при частичных нагрузках использовалась мощность регулировочного («добавительного») двигателя - паровой турбины или электродвигателя. Эффект применения такого наддува парогенератора состоял в интенсификации процессов горения и теплообмена, в результате чего резко уменьшалась площадь, металлоемкость, габариты и масса поверхностей нагрева и всего парогенератора, а также повышался его КПД. В 1944-1945 гг. в ЦКТИ им. И. И. Ползунова проф. А.Н. Ложкин, исследовавший циклы и рабочие процессы бинарных ртутно-паровых установок и высоконапорные парогенераторы, разработал схему и цикл парогазовой установки со сгоранием топлива при постоянном давлении. В дальнейшем под руководством А.Н.Ложкина в ЦКТИ и в Высшем инженерно-техническом училище ВМФ проводились исследования по разработке цикла, конструкции и применения этих установок. Большой вклад в разработку теории и конструкции парогазовых установок был сделан М.И.Корнеевым Е.Н.Прутковским. Эти работы привели к получению благоприятных энергетических характеристик подобных установок определению Целесообразных тепловых схем и разработок специального оборудования.

В 50-е годы на базе достижений в  области энергетического машиностроения начали интенсивно развиваться парогазовые установи со сбросом газов после газовой турбины в паровой котел, которые получили большое многообразие и растущее применение Фундаментальные исследования в области парогазовых установок был проведены А.И. Андрющенко, В.А. Зысиным, И.И. Кирилловьг Г.Г. Ольховским и др. советскими учеными.

Основная общая особенность  парогазовых установок состоит  том, что все они работают по бинарному или частично бинарному циклу. В них используется два рабочих тела: продукты сгорания, водяной пар. Первое рабочее тело обеспечивает эффективный подвод теплоты при высокой верхней температуре цикла - =(1000÷1600) К, а второе - эффективный отвод теплоты при низкой нижней температуре цикла - порядка 300 К. КПД цикла Карно, являющегося эталоном термодинамического совершенства цикла, работающего в заданном диапазоне температур, для указанных температур и составляет (0,7÷ 0,8). Лучшие осуществленные парогазовые установки достигли электрического КПД брутто (0.55÷0.58). Изложенное показывает высокое термодинамическое совершенство циклов парогазовых установок и является залогом получения ПГУ, отличающихся высокой тепловой эффективностью, значительно превосходящей эффективность входящих в них как газотурбинных, так и паротурбинных установок.

В настоящее время известно очень большое количество различных схем и конструкций парогазовых установок.

Исследования парогазовых установок  проводились и проводятся и за рубежом. Еще в 1955 г. на юбилейной сессии Американского общества инженеров-механиков был прочитан доклад, в котором предлагалась схема парогазовой установки, аналогичная схеме ЦКТИ. Большое внимание парогазовым установкам было уделено пятой Международной энергетической конференцией, состоявшейся в 1956 г. в Вене, где были рассмотрены различные парогазовые схемы. В настоящее время за рубежом накоплен большой опыт создания и эксплуатации парогазовых установок различных типов, который частично будет освещен в настоящей книге. В нашей стране также создано и успешно работает ряд различных парогазовых установок.

За рубежом рассматриваются возможности применения в качестве рабочего тела в паротурбинном контуре не только водяного пара, но и фреонов, бутана, смеси водяного пара и органического вещества - нонана, а также водяного раствора аммиака.

В любой газотурбинной и парогазовой установке основным рабочим телом являются продукты сгорания топлива, которые работают в проточной части газовых турбин при высоких температурах и движутся с большими скоростями. Это предъявляет высокие требования к применяемому топливу: оно не должно содержать золы, серы и других веществ и ингредиентов, вызывающих коррозию и эрозию материалов. Поэтому ПГУ используется преимущественно природный газ и газотурбинное жидкое топливо. В качестве резервного применяется обессеренный мазут и дизельное топливо. Очистка потока продуктов сгорания оказывается дорогой и приводит к увеличению сопротивлений газового тракта, что снижает КПД всей установки. Поэтому основными направлениями для использования твердого топлива в ПГУ оказывается его предварительная или внутрицикловая газификация, сжигание топлива в кипящем слое и др.

 

 

1 Цикл ПГУ  с конденсационной паровой турбиной

 

Тепловая схема конденсационной  ПГУ со сбросом газов в парогенератор  и с паровой турбиной, приводящей электрический генератор, приведена на рисунке 1.1, а на рисунке 1.2 - газотурбинная часть ее цикла в Ts-координатах. Если в установке подвод тепла производится только в камере сгорания ГТУ, то такая ПГУ называется бинарной (рисунок 1.2, а).

Поток отработавших в  газовой турбине газов характеризуется коэффициентом избытка воздуха (2,7÷4,3). Поэтому в нем может сжигаться значительное количество топлива. В этом случае получим ПГУ со сбросом газа в парогенератор с дожиганием в нем котельного топлива (рисунок 1.2, б) или со степенью бинарности , под которой понимается отношение количества теплоты, подведенной в камере сгорания ГТУ, ко всей подвденной теплоте в цикле.

Подвод теплоты в  паротурбинной части цикла для  рассматриваемых ГТУ осуществляется газами, выходящими из газовой турбины  с температурой (450÷550) °С. Следовательно, перегрев может быть осуществлен до (400÷500) °С. В зависимости от принятых параметров пара и схемы паротурбинной установки КПД паротурбинной части цикла может составлять до (0.30÷0.35). Для ПГУ с дожиганием температура пара на выходе из парогенератора может быть более высокой, и КПД паротурбинной части цикла может быть повышен. Увеличивается также общая мощность ПГУ. Однако ее общий КПД, как увидим ниже, при этом снижается [1].

 

 

1 - компрессор; 2 - камера  сгорания; 3,4 - газовые турбины газогенератора и электрогенератора; 5 - электрогенератор; 6 - парогенератор; 7 - паровая турбина; 8 - конденсатор; 9 - конденсационный насос; 10 - питательный насос; В - воздух,

и - топливо,

УГ - уходящие газы

 

Рисунок 1.1. Принципиальная схема конденсационной ПГУ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а - бинарный цикл; б - цикл со сжиганием топлива в парогенераторе. 1-2 - процесс в компрессоре; 2-3 - подвод теплоты в камере сгорания; 3-4 - процесс  в газовой турбине; 4-5 - подвод теплоты в парогенераторе за счет сжигания топлива; 4-6 - передача теплоты воде и пару в бинарном цикле; 5-6 - передача теплоты воде и пару в цикле со сжиганием топлива в парогенераторе.

 

Рисунок 1.2. Газотурбинная часть циклов ПГУ со сбросом газов в парогенератор в Ts-координатах

 

 

2 Расчет схемы ПГУ

 

Парогазовая установка создается на базе конкретной ГТУ. ПГУ может исполняться как бинарная, так и с дожиганием топлива в парогенераторе. В соответствии с этим расчет схемы ПГУ может подразделяться на следующие этапы: принимаются исходные данные; расчет схемы ГТУ; расчет схемы бинарной ПГУ; расчет схемы ПГУ с дожиганием топлива в парогенераторе.

Пример такого расчета  схемы ПГУ приведен в таблице 2.1. В качестве базовой газотурбинной установки принята ГТУ AЛ-31 СТЭ.

 

Таблица 2.1

Результаты расчетов схем ПГУ с ГТУ АЛ-31СТЭ

Показатели	Значение
1	2
Исходные  данные
Мощность ГТУ, МВт	20
Температура перед газовой  турбиной, °С	1133
Температура уходящих газов  после парогенератора, °С	120
Степень повышения давления	17
КПД компрессора	0,87
КПД газовой турбины	0,9
Механический КПД ГТУ  и ПТУ	0,97
КПД электрического генератора ГТУ и ПТУ	0,95
Температура воздуха  на входе в компрессор, °С	0
Потери давления на входе  в компрессор, кг с/см2	0,02
Потери давления от компрессора до газовой турбины, кг с/см2	0,54
Потери давления после  выхода из газовой турбины, кг с/см2	0,03
Топливо - природный газ  с  кДж/м3пг Внутренний КПД паротурбинной  части	0,3
Расчет схемы ГТУ
Давление в точке 1, кг с/см2	1,0133
Давление в точке 2, кг с/см2	17,2261
Температура в точке 2, °С	376,9
Давление в точке 3, кг с/см2	16,686
Коэффициент избытка  воздуха	2,984
Давление в точке 4, кг с/см2	1,0633
Степень расширения в турбине	15,693
Температура после газовой  турбины, °С	521,8
Работа компрессора, кДж/м3 кг	14762,2
Работа газовой турбины, кДж/м3 кг	29281,1
Внутренняя работа ГТУ, кДж/м3 кг	14519,1
Внутренний КПД ГТУ	0,3930
1	2
Электрический КПД ГТУ	0,3622
Расход топлива, м3 кг/с	1,4948
Мощность компрессора, кВт	22066,5
Мощность газовой турбины, кВт	43769,7
Электрическая мощность ГТУ, кВт	20000
Расход воздуха, м3/с	43,95
Расход газа, м3/с	46,26
Расчет схемы бинарной ПГУ
Приведенный выше расчет ГТУ
Теплота, переданная паровой  части цикла, кДж/с	26120,7
Электрическая мощность паровой турбины, кВт	7221,1
Электрическая мощность ПГУ, кВт	27220,6
Электрический КПД ПГУ	0,4930
Расчет схемы ПГУ  с дожиганием
Принимаем предельное значение коэффициента избытка воздуха в  топке парогенератора	1,15
Наибольший возможный  относительный расход топлива в  точке парогенератора	1,595
Предельная степень  бинарности	0,3854
Теплота, переданная паровой  части цикла, кДж/с	110507
Внутренняя мощность паровой турбины, кВт	33152
Электрическая мощность ПГУ, кВт	50855,3
Расход топлива ПГУ,	3,879
Электрический КПД ПГУ	0,3528

 

В рассмотренном примере  электрические КПД составили: ГТУ - 36.22%, ПТУ - 0.3 0.97 0.95=27,65%, бинарной ПГУ – 49,3 и ПГУ с максимальным дожиганием топлива в количестве 1,6 от расхода на ГТУ – 35,28%. В последнем случае мощность увеличилась и составила 50,86 МВт (мощность бинарной ПГУ 27,22 МВт). Уменьшение величины подачи топлива в парогенератор приведет к повышению КПД, но к уменьшению мощности ПГУ.

2.1 Приближенные формулы  для определения КПД ПГУ

КПД бинарного цикла  может быть получен на основании  следующих соотношений:

(2.1.1)

 

где и - соответственно подведенная в цикле теплота и внутренняя работа ГТУ;

- внутренняя работа паровой турбины (полезно использованная теплота в теплофикационном паротурбинном цикле).

Здесь и далее все  величины относятся к 1 кг рабочего газа (продуктов сгорания).

Для рассматриваемого цикла  имеются место зависимости:

(2.1.2)     (2.1.3)

 

где и - КПД ГТУ и паротурбинной (теплофикационной) части цикла;

- теплота, подведенная к паротурбинной (теплофикационной) части цикла.

Значения величин, входящих в уравнения (2.1.2) и (2.2.3), определяются как:

(2.1.4)   (2.1.5)   (2.1.6)

 

где , , , - энтальпии газа в соответствующих точках цикла (рисунок 1.2, а).

С учетом указанных величин уравнение (2.1.1) может быть записано в виде:

(2.1.7)

 

Отношение при в уравнении (2.1.7) может быть преобразовано следующим образом:

(2.1.8)

 

С учетом выражения (2.1.8) уравнение (2.1.7) приобретает вид:

 

(2.1.9)

2.2 КПД цикла с дожиганием

КПД цикла с дожиганием может быть определен следующим  образом (рисунок 1.2, б):

(2.2.1)

 

где ;

 - общее количество теплоты топлива, дожигаемого в топке парогенератора;