Тепловой расчет цикла ПГУ

СОДЕРЖАНИЕ

 

Исходные данные..........................................................................................3

Задание...........................................................................................................3

Введение.........................................................................................................4

Схема парогазовой установки......................................................................5

1. Тепловой расчет схемы ПГУ.................................................................7
1. Расчет параметров цикла ГТУ...........................................................7
2. Определение расходов рабочих тел ПГУ.........................................9
3. Построение теплового процесса расширения пара 
   в турбине.............................................................................................10
4. Расчет регенеративной системы паровой турбины.........................12
5. Определение мощности, развиваемо паровой турбиной................13
6. Определение расхода охлаждающей воды в конденсаторе 
   паровой турбины................................................................................14
7. Определение показателей эффективности ПГУ..............................14
2. Определение эффективности ПГУ с последовательным 
   отключением деаэратора и подогревателя низкого давления...........15
1. Переменный расход пара в цикле паротурбинной установки........15
2. Постоянный расход пара в цикле паротурбинной установки........17
3. Исследование эффективности ПГУ при трехступенчатом  
   сжатии воздуха в компрессорной установке........................................20

Литература......................................................................................................23

 

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

– схема парогазовой установки (ПГУ);

– полезная мощность газотурбинной установки ;

– температура перед газовой турбиной ;

– параметры воздуха перед компрессором ; ;

– параметры острого пара ; ;

– давление в отборах турбины и конденсаторе ; ; ;

– давление в промежуточном пароперегревателе ;

– внутренние относительные КПД газовой турбины ; паровой турбины ; компрессора ;

– теплота сгорания топлива .

Рабочее тело в ГТУ обладает свойствами воздуха.

ЗАДАНИЕ:

1. Выполнить тепловой расчет цикла ПГУ;
2. Определить эффективность ПГУ с последовательным отключением деаэратора и подогревателя низкого давления при условии:

а) переменного расхода пара в цикле паротурбинной установки;

б) постоянного расхода пара в цикле паротурбинной установки;

3. Определить эффективность  ПГУ при трехступенчатом сжатии  воздуха в компрессорной установке.

 

ВВЕДЕНИЕ

В газотурбинных установках затраты энергии на собственные нужды составляют значительную долю полезной работы установки. Эта доля зависит от значения удельной энтальпии рабочего вещества перед турбиной и уменьшается с ростом последней. Повышение теплосодержания рабочего тела путем увеличения температуры ограничивается возможностями современной металлургии, устанавливающей предел максимальной температуры в цикле 700-800°С. Другой путь состоит в применении рабочего вещества с большой удельной энтальпией. В газотурбинных установках, работающих по открытому циклу, эта цель достигается использованием в качестве рабочего тела одновременно с газообразными продуктами сгорания второго рабочего вещества, приводящего к увеличению общего теплосодержания рабочего тела. Таким веществом может быть обычная вода, обладающая, как известно, значительной удельной энтальпией.

Газотурбинная установка, в которой рабочим веществом являются газообразные продукты сгорания и водяные пары, называется парогазовой установкой, а ее цикл – парогазовым циклом. В одних парогазовых установках оба рабочих вещества, т. е. газообразные продукты сгорания и водяные пары, смешиваются и затем поступают в турбину, в других – смешивания рабочих веществ не происходит и каждое из них раздельно направляется соответственно в газовую и паровую турбины.

Применение парогазовых циклов позволяет значительно повысить КПД теплосиловой установки и уменьшить капитальные затраты на ее сооружение. Уменьшение капитальных затрат обусловлено прежде всего применением парогенераторов, камеры сгорания которых работают при повышенных давлениях, благодаря чему улучшается процесс сгорания и тем самым экономится топливо, а кроме того, снижается расход металла.

 

СХЕМА ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ

Совместная работа паротурбинной и газотурбинной установок позволяет повысить их термический КПД, а, следовательно, уменьшить удельный расход топлива на выработку единицы электрической энергии. Установка, образованная путем слияния паротурбинной и газотурбинной установок, называется когенерационной. В этой установке работают два рабочих тела: газообразные продукты сгорания топлива и водяной пар. Принципиальная схема такой парогазовой установки (ПГУ) с высоконапорным парогенератором представлена на рис. 1. Она состоит из следующего основного оборудования: высоконапорного парогенератора (ВПГ) с промежуточным перегревом пара, паровой конденсационной турбины, газотурбинного агрегата, включающего газовую турбину (ГТ) и компрессор (К).

Рисунок 1 – Принципиальная схема ПГУ:

Условные обозначения: ВПГ – высоконапорный парогенератор; ГТ – газовая турбина; К – компрессор; ГП – газовый подогреватель; ЧВД, ЧНД – части высокого и низкого давлений паровой турбины; КД – конденсатор; КН – конденсационный насос; ПНД – подогреватель низкого давления; Д – деаэратор; ПН – питательный насос;

1,2 (2д) – всасывание и  нагнетание воздуха в компрессоре; 3,4 (4д) – вход и выход газа  в газовой турбине; 5 – выброс  газа в атмосферу; 6,7 (7д) – вход  и выход пара в ЧНД; 10 – выход  основного потока конденсата  из конденсатора; 11 – выход подогретого  конденсата из ПНД; 12 – подача  питательной воды в газовый  подогреватель; 13 – подача питательной  воды в ВПГ

Установка работает следующим образом: атмосферный воздух, сжатый в компрессоре, подается в высоконапорный парогенератор, работающий на жидком или газообразном топливе, сжигаемом под давлением. Продукты сгорания топлива с требуемой температурой (700 – 1100°С) поступают в газовую турбину, в которой расширяются до атмосферного давления и затем, охладившись в горячей стороне газового подогревателя до температуры 120 – 160°С, выбрасываются в атмосферу.

Перегретый пар из ВПГ поступает в часть высокого давления (ЧВД) паровой турбины, в которой расширяется до промежуточного давления . Далее пар отводится из турбины в промежуточный пароперегреватель, где нагревается до первоначального значения температуры. Вновь перегретый пар возвращается в часть низкого давления (ЧНД) паровой турбины, в которой расширяется до давления в конденсаторе (КД).

Конденсат из конденсатора, под действием конденсатных насосов, прокачивается через систему регенеративных подогревателей, включающую в себя подогреватель низкого давления (ПНД) и деаэратор (Д). Подогрев воды в них осуществляется паром, отбираемым из отборов турбины.

Подогретая таким образом питательная вода насосом (ПН) подается в холодную сторону газового подогревателя, где нагревается до температуры кипения и затем направляется в высоконапорный парогенератор.

Рисунок 2 – Т,s-диаграмма цикла ПГУ с ВПГ

Термический цикл ПГУ с ВПГ представлен на рис. 2 и включает в себя следующие процессы:

1-2 – процесс изоэнтропного сжатия воздуха в компрессоре;

1-2д – действительный (политропный) процесс сжатия воздуха  в компрессоре;

2-3-m – изобарный процесс  сжигания топлива в ВПГ, связанный  с подводом теплоты к циклам  газотурбинной и паросиловой  установок;

3-4 и 3-4д – теоретический (изоэнтропный) и действительный (политропный) процессы расширения газа в газовой турбине;

4-5 – изобарный процесс  охлаждения отработавших в газовой  турбине газов в газовом подогревателе;

5-1 – изобарный процесс  охлаждения продуктов сгорания  в атмосфере;

6-7 и 6-7д – теоретический (изоэнтропный) и действительный (политропный) процессы расширения пара в ЧВД паровой турбины;

7-8 – изобарный процесс  перегрева пара во вторичном  пароперегревателе;

8-9 и 8-9д – теоретический (изоэнтропный) и действительный (политропный) процессы расширения пара в ЧНД паровой турбины;

9-10 – изобарно-изотермический  процесс конденсации пара, отработавшего  в паровой турбине;

10-11-12 – изобарный процесс  подогрева основного потока конденсата  в ПНД и деаэраторе;

12-13 – изобарный процесс  подогрева питательной воды в  газовом подогревателе за счет  регенерации теплоты в цикле  газотурбинной установки в процессе 4-5.

1. Тепловой расчет схемы ПГУ
1. Расчет параметров цикла ГТУ

Оптимальная степень сжатия в действительном цикле ГТУ

 

,

где – показатель адиабаты воздуха; –степень изменения температуры в цикле ГТУ.

Принимаем .

Температура рабочего тела в конце теоретического сжатия в компрессоре

.

Давление в топке ВПГ составит

.

Параметры газа на выходе из газовой турбины при изоэнтропном процессе расширения будем определять при условии, что , т.е.

;

;

.

Тогда

 

Давление .

Значения действительных температур газа на выходе из компрессора и газовой турбины находим из выражений внутреннего относительного КПД этих машин:

 

.

 

 

2. Определение расходов рабочих тел ПГУ

Массовый расход дымовых газов в цикле ГТУ

,

где – удельная массовая изобарная теплоемкость воздуха, .

Действительная мощность газовой турбины

 

= 80937 кВт.

Действительная мощность, потребляемая компрессором

 

Температура газа на выходе из газового подогревателя принимается равной 120 °С (). При более низкой температуре наблюдается сернистая коррозия поверхностей нагрева.

Энтальпия воды на выходе из смешивающего подогревателя (деаэратора) определяется из условия, что питательная вода нагревается в нем до состояния насыщения при давлении греющего пара.

В тепловой схеме ПГУ применяется деаэратор атмосферного типа с давлением греющего пара 0,12 МПа.

По таблицам насыщенной воды для давления 0,12 МПа, находим и . Как видно из рис. 2, питательная вода в газовом подогревателе нагревается до состояния насыщения при давлении 5,0 МПа (точка 13). По таблицам насыщенной воды находим .

Расход питательной воды, соответствующий расходу острого пара , подаваемого в паровую турбину, находим из уравнения теплового баланса газового подогревателя с учетом действительных параметров газовой ступени:

 

 

3. Построение теплового процесса расширения пара в турбине

В цикле ПГУ применяется турбина конденсационного типа с промежуточным перегревом пара, состоящая из части высокого и низкого давления (рис.1). Для определения параметров пара, необходимых в дальнейших расчетах, построим процесс расширения пара в турбине в i,s-диаграмме (рис.3).

Рисунок 3 – Процесс расширения пара в паровой турбине

По параметрам пара перед турбиной и на i,s-диаграмму наносится точка 6. Из точки 6 проводится линия 6-7 изоэнтропного процесса расширения пара в ЧВД турбины до пересечения ее с изобарой промежуточного перегрева пара .

Располагаемый теплоперепад ЧВД турбины определяется по разности энтальпий точек 6 и 7:

.

Внутренний (использованный) теплоперепад ЧВД турбины с учетом внутреннего относительного КПД составит:

.

Величина откладывается от точки 6 на изоэнтропе 6-7 (отрезок 6А); через точку А проводится прямая, параллельная оси s, до пересечения с изобарой . Точка 7д характеризует действительное состояние пара на выходе из ЧВД турбины. Прямая 6-7д характеризует действительный (политропный) процесс расширения пара в ЧВД турбины. При этом энтальпия пара в конце расширения

.

После ЧВД турбины (точка 7д) пар выводится во вторичный пароперегреватель, где нагревается изобарно до начальной температуры (). На i,s-диаграмме по параметрам пара и наносится точка 8, характеризующая состояние пара перед ЧНД турбины. Дальнейшее построение теоретического и действительного процессов расширения пара в ЧНД аналогично процессу расширения пара в ЧВД турбины.

Располагаемый теплоперепад в ЧНД определится по разности энтальпий точек 8 и 9:

;

;

.

На i,s-диаграмме на пересечении действительного процесса расширения пара в ЧНД 8-9д с изобарами пара, отбираемого из отборов турбины и , наносятся точки 14 и 15, характеризующие состояние пара в регенеративных отборах.

Определяется теплосодержание пара в отборах:

; .

 

4. Расчет регенеративной системы паровой турбины

В регенеративную систему паротурбинной установки входят подогреватель низкого давления и деаэратор (рис. 4).

Все тепловые расчеты регенеративной системы производим в удельных единицах (отнесенных к 1 кг пара, подводимого в турбину).

Рисунок 4 – Схема регенеративной системы

Обозначим доли пара в отборах турбины через и , значения которых определим из уравнений теплового баланса регенеративных подогревателей. При этом количество пара, отбираемого из отбора турбины на ПНД подогреватель поверхностного типа выбираем так, чтобы температура воды на выходе из него равнялась температуре насыщения при давлении в отборе минус 5-7 °С. Температура питательной воды на выходе из деаэратора (подогреватель смешивающего типа) принимаем равной температуре насыщения, соответствующей давлению греющего пара.

Определяем значение энтальпии . Для этого по давлению находим по таблицам насыщенного водяного пара температуру насыщения . Тогда температура воды на выходе из ПНД с учетом недогрева, равного 6 °С, составит:

.

Таким образом,

.

Из уравнения теплового баланса деаэратора находим относительный расход пара на деаэратор

 

Расход пара на деаэратор:

.

Из уравнения теплового баланса ПНД определим удельный расход пара в ПНД

 

где – энтальпия воды на выходе из конденсатора, определяется по таблицам насыщенного водяного пара при давлении в конденсаторе , .

Расход пара на ПНД:

. 

5. Определение мощности, развиваемо паровой турбиной

Определим коэффициенты недовыработки электрической мощности за счет отборов пара из турбины

 

 

Электрическая мощность, развиваемая паровой турбиной, может быть найдена из выражения

 

 

6. Определение расхода охлаждающей воды в конденсаторе паровой турбины

С термодинамической точки зрения конденсатор паровой турбины выполняет функции холодного источника, понижение температуры которого повышает термический КПД паротурбинной установки. Таким образом, в задачи конденсатора входит:

а) создание и поддержание необходимого разрежения в выхлопном патрубке турбины;

б) получение чистого конденсата для питания парогенераторов.

Расход охлаждающей воды, подаваемой в конденсатор, определяется из его уравнения теплового баланса

 

где – разность температур охлаждающей воды на выходе и входе в конденсатор; – теплоемкость воды.

7. Определение показателей эффективности ПГУ

Количество теплоты, затраченное в циклах газо- и паротурбинных установок:

 

 

Суммарные затраты теплоты составят:

 

Мощность парогазовой установки:

 

Термический КПД цикла ПГУ:

 

Расход топлива, подаваемого в ВПГ:

 

где – КПД высоконапорного парогенератора.

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии:

 

 

2. Определение эффективности ПГУ с последовательным отключением деаэратора и подогревателя низкого давления

 

2.1. Переменный  расход пара в цикле паротурбинной  установки

В современных паротурбинных установках средней и большой мощности в целях повышения их экономичности применяют широко развитую систему паровой регенерации с несколькими регенеративными отборами пара.

Для выяснения влияния паровой регенерации на эффективность рассматриваемой ПГУ произведем расчет термического КПД цикла с последовательным отключением деаэратора, а затем ПНД. При этом будем считать, что параметры и мощность ГТУ остаются неизменными, а расход пара и мощность паровой турбины изменяются.

а) отключен деаэратор ().

В этом случае, как видно из рис. 2, в газовый подогреватель подается питательная вода с более низким теплосодержанием (), значение которого определяется точкой 11.

Новый расход рабочего тела, циркулирующего в цикле паротурбинной установки:

 

Доля отбора пара в ПНД

 

Определяем расход пара на ПНД

 

Мощность, развиваемая паровой турбиной составит:

 

Количество теплоты, затрачиваемое в цикле ПТУ:

 

Суммарные затраты теплоты составят:

 

Мощность парогазовой установки:

 

Термический КПД цикла ПГУ:

 

Расход топлива, подаваемого в ВПГ:

 

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии:

 

б) отключаем деаэратор и ПНД ( и ).

В рассматриваемом случае новый расход питательной воды в цикле паротурбинной установки составит:

 

При отсутствии отборов пара мощность паровой турбины будет равна:

 

Полезная затраченная в цикле ПТУ теплота:

 

Суммарные затраты теплоты составят:

 

Мощность парогазовой установки:

 

Термический КПД цикла ПГУ:

 

Расход топлива, подаваемого в ВПГ:

 

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии:

 

Из сопоставления полученных результатов можно сделать следующие выводы:

1. Эффективность ПГУ, определяемая термическим КПД, составляет 37,13 %, термический КПД ПГУ с отключенным деаэратором ниже и равен 37,06%; несколько ниже термический КПД ПГУ с отключенным деаэратором и ПНД, который равен 36,8%.
2. Отключение паровой регенерации приводит к снижению мощности паровой турбины с 97283 кВт до 74704 кВт или на 23 %, при этом также уменьшается расход топлива, сжигаемого в ВПГ с 42856 кг/ч до 35640 кг/ч. Однако удельные расходы топлива возрастают с 0,326 кг/(кВт·ч) до 0,327 кг/(кВт·ч), а при отключении деаэратора и ПНД – до 0,328 кг/(кВт·ч).

 

2.2. Постоянный расход пара в цикле паротурбинной установки

Наибольший интерес представляет случай, при котором расходы рабочих тел, а, следовательно, и мощности паровой и газовой турбины остаются без изменения. Это условие в большей степени соответствует условиям работы реальных парогазовых установок.

В данном случае отключение паровых регенеративных подогревателей приводит к снижению температуры питательной воды на входе и выходе из газового подогревателя, а это в свою очередь способствует увеличению затрат теплоты на получение острого пара.

Рассмотрим случай работы ПГУ с отключенным деаэратором (). При этом температура и теплосодержание питательной воды на входе в ГП будут соответствовать точке 11 на рис. 2:

; .

Из уравнения теплового баланса ГП находим теплосодержание

 

и температуру питательной воды на выходе из него

 

Тогда теплота, затраченная в цикле паротурбинной установки, составит:

 

Суммарные затраты теплоты составят:

 

С учетом найдем показатели энергетической эффективности ПГУ:

– термический КПД цикла ПГУ:

 

– расход топлива, подаваемого в ВПГ:

 

– удельный расход топлива на выработку электроэнергии:

 

Рассмотрим случай работы ПГУ с отключенным деаэратором и ПНД ( и ).

Мощность парогазовой установки составляет .

При этом температура и теплосодержание питательной воды на входе в ГП будут соответствовать точке 10 на рис. 2:

; .

Из уравнения теплового баланса ГП находим теплосодержание

 

и температуру питательной воды на выходе из него

 

Полезная затраченная в цикле ПТУ теплота:

 

Суммарные затраты теплоты составят:

 

Термический КПД цикла ПГУ:

 

Расход топлива, подаваемого в ВПГ:

 

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии:

 

Из сопоставления полученных результатов можно сделать следующие выводы:

1. Эффективность ПГУ, определяемая термическим КПД, составляет 37,13 %, что несколько выше термического КПД ПГУ с отключенным деаэратором, который в этом случае равен 36,3% и КПД с отключенным деаэратором и ПНД, который составил 34,9 %.
2. Отключение деаэратора и ПНД при постоянном расходе пара приводит к возрастанию удельного расхода топлива с  
   0,326 кг/(кВт·ч) до 0,347 кг/(кВт·ч), а также, – к увеличению тепловых затрат в ПТУ с 231847 кВт до 253615 кВт.

 

3. Исследование эффективности ПГУ при трехступенчатом сжатии воздуха в компрессорной установке

Как известно, изотермический процесс является наиболее выгодным термодинамическим процессом сжатия воздуха в компрессоре. Одним из способов приближения реальных процессов сжатия, сопровождающихся значительным ростом температур, к изотермическому является способ охлаждения сжимаемого воздуха в промежуточных охладителях компрессорной установки.

Рассмотрим схему трехступенчатого сжатия воздуха  с двумя промежуточными охладителями, представленную на рис. 5. Воздух с параметрами в точке 1 поступает в компрессор низкого давления (КНД), где сжимается до давления . Затем он отводится в охладитель воздуха (ОВ1), в котором охлаждается до первоначальной температуры, после чего подается в компрессор среднего давления (КСД), где сжимается до давления . Затем воздух вновь отводится в охладитель (ОВ2), где охлаждается до первоначальной температуры. Воздух с давлением после ОВ2 подается в компрессор высокого давления (КВД) и сжимается до конечного давления.

Рисунок 5 – Схема трехступенчатой компрессорной установки 
и цикл в T,s-координатах

Наиболее рациональное распределение давления между отдельными ступенями достигается исходя из условия одинаковых степеней сжатия в них. При этом затраты технической работы на весь процесс сжатия минимальны.

Таким образом, можно записать

 

где – число ступеней; , – давление перед компрессором и за ним; , – давление на выходе и на входе в КСД.

В нашем случае, при , получим:

 

Температура воздуха на выходе из КНД, КСД

 

Действительная температура воздуха на выходе из КНД, КСД будет равна

 

Как видно из T,s-диаграммы трехступенчатого сжатия (рис.5), указанное распределение давления между ступенями сжатия приводит к равенству температур воздуха на входе и выходе из каждой ступени

,

и, следовательно, к равенству действительных мощностей КНД, КСД и КВД ().

Таким, образом, суммарная мощность привода составит

.

В этом случае полезная мощность газотурбинной установки составит

 

и полезная мощность парогазовой установки:

.

Найдем количество теплоты, затраченное в цикле ГТУ, с учетом того, что воздух, поступающий в ВПГ, в данном случае, имеет более низкую температуру:

 

Используя найденное ранее значение , определяем затраты теплоты в цикле ПГУ:

.

Энергетические показатели установки будут иметь следующие значения:

 

 

 

Выполненные расчеты цикла ПГУ с трехступенчатым сжатием воздуха в компрессорной установке и его сопоставление с исходным циклом позволяют сделать следующее заключение:

1. Мощность, потребляемая компрессорной установкой, снижается с 39951 кВт до 38694,5 кВт, соответственно полезная мощность ГТУ возрастает с 34000 кВт до 42242,5 кВт.
2. Снижение температуры воздуха на выходе из компрессора приводит к увеличению теплоты, затраченной в цикле ГТУ с 121716 кВт до 155610 кВт.
3. В целом эффективность ПГУ увеличивается, о чем свидетельствует увеличение термического КПД цикла с 37,13 % до 44,8 %.

Таким образом, применение сжатия в цикле ПГУ с промежуточным охлаждением целесообразно.

 

ЛИТЕРАТУРА

1. Андрющенко А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок. – М.: Высшая школа, 1977. – 279 с.
2. Кириллин В.А., Сычев В.В., Шейндлин А.Е. Техничекая термодинамика. – М.: Наука, 1979. – 508 с.
3. Вукалович М. П., Новиков И. И. Техническая термодинамика. – М.: Энерги», 1968, 496 с. илл.