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,

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

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:

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:

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:

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

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

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

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

2.2 КПД цикла с дожиганием

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

где ;

 - общее количество теплоты топлива, дожигаемого в топке парогенератора;

 - общее количество теплоты, передаваемой в паровой части цикла.

Введем в рассмотрение степень бинарности цикла, представляющего  собой отношение теплоты, подведенной  в камере сгорания газовой турбины, к общей теплоте, подведенной  в цикле:

Преобразуем уравнение (2.1.2):

Преобразуем дробь второго  члена уравнения (2.2.3):

С учетом (2.2.4) уравнение (2.2.3) приобретает вид:

Легко видеть, что при  =1 уравнение (2.2.5) превращается в (2.1.9).

Из выражения (2.2.5) следует, что уменьшение степени бинарности р ведет к уменьшению .

Выражение (2.2.5) отличается простотой и универсальностью. Оно дает возможность проследить влияние основных факторов ( , и ) на внутренний КПД цикла ПГУ. Оно применимо для ПГУ с конденсационной паровой турбиной и теплофикационной (а также без выработки электроэнергии). Во втором случае под следует понимать КПД теплофикационной установки брутто (или коэффициент использования тепла топлива теплофикационной установкой ГТУ-ТЭЦ).

Однако выражение (2.2.5) является приближенным, так как его вывод основан на замене в действительности разомкнутого цикла замкнутым идеальным, представленным на рисунке 1.2. В результате этого оно дает завышение КПД на (3÷5)%, так как при выводе автоматически принималось, что подвод теплоты к паровой части цикла несколько завышен. Вместе с тем выражение (2.2.5) весьма полезно при анализе эффективности парогазового цикла.

Полученные формулы  относятся к внутренним КПД и не учитывают электромеханический КПД агрегатов, равный [5].

3 Мощность всей ПГУ и конденсационной паровой турбины при заданной мощности ГТУ, входящей в ПГУ

Внутренние мощности ГТУ, ПГУ и конденсационной паровой турбины определяются выражениями:

где - теплота сгорания топлива;

 - соответствующие внутренние КПД.

Расход воздуха в ГТУ и ПГУ один и тот же.

Поэтому;

где , и - расход топлива и коэффициент избытка воздуха в камере сгорания газовой турбины;

, и - общий расход топлива в ПГУ и коэффициент избытка воздуха в парогенераторе.

Значение степени бинарности цикла ПГУ  на основании выражений (2.2.2)  и (3.4) может быть записано как:

Относительные величины мощности N_пгу и N_п на основании (3.1)-(5.17) и (3.5), а также (2.2.5) составляют:

Величина наименьшего  коэффициента избытка воздуха определяется условием полноты горения топлива в парогенераторе и для условий ГТУ может приниматься _пред=(1,15÷1,10). Для этого значения по формуле (3.5) находится предельное наименьшее значение степени бинарности _пред, которое, в свою очередь, определяет наибольшее значение относительных мощностей v_пгу и v_n - формулы (3.6) и (3.7).

В качестве примера, иллюстрирующего  полученные зависимости, рассмотрим ПГУ на базе ГТУ при следующих данных: N_гту=21,7 МВт, _гту=0,393, _п=0,3, _гту=2,98, _пред=1,15 (рассматриваются внутренние мощности и КПД).

Для бинарной ПГУ:

Значения относительных  и абсолютных мощностей:

или

Для ПГУ с дожиганием при  _пред:

Для данных по ГТУ, дают следующие результаты: для бинарной ПГУ _пгу=0,535, N_пгу=29,539 МВт и N_п=7,836 МВт; для ПГУ с _пред=0,386 Лпгу =0,383 N_nry=54,855 МВт и N_n=33,15 МВт.

В рассматриваемом примере  расчет по приближенной формуле (2.2.5) дает увеличение _пгу на 4 % и некоторое увеличение N_пгу и N_п [2].

4 Парогазовые установки с впрыском пара

Принципиальная схема  и теоретический цикл простейшей ПГУ с впрыском пара представлены на рисунке 4.1 и 4.2. Атмосферный воздух сжимается компрессором и подается в камеру сгорания, в которой происходит сгорание природного газа или распыленного жидкого газотурбинного топлива. Обессоленная вода под давлением, превышающим давление в газовом потоке, подается через поверхности нагрева экономайзера, использующие теплоту уходящих после турбины газов, на впрыск в газовый поток. Впрыскиваемый пар подается непосредственно в камеру сгорания. В результате смешения потоков газа и пара объем рабочего тела, проходящего через газопаровую турбину, увеличивается, что приводит к увеличению мощности турбины. Единый цикл парогазовой смеси можно условно разделить на газовый и паровой, как это показано на рисунке 4.2. Конфигурация этих двух циклов не выявляет очевидных термодинамических преимуществ такого комбинирования, тем более что пароводяной цикл, в котором пар поступает на выхлоп, характеризуется, как известно, низким КПД. Эффективность установки может быть оценена в результате расчета реальных процессов.

Очень привлекательной  особенностью схемы является ее крайняя  простота, а недостатком - необходимость подачи значительного количества обессоленной воды, которая выбрасывается в атмосферу в виде пара вместе с продуктами сгорания топлива. Конденсация и использование образующейся воды и скрытой теплоты парообразования в простой схеме невозможны. Это может быть связано со значительными трудностями. Однако, последние исследования показывают возможность и перспективность таких решений.

Тепловой расчет рассматриваемой  схемы отличается существенными  особенностями. Рабочими телами здесь являются воздух, продукты сгорания топлива, вода и образующийся из нее насыщенный, а затем перегретый пар, который смешивается с продуктами сгорания. Образовавшаяся парогазовая смесь совершает работу в турбине, поступает в хвостовую часть установки и далее выбрасывается в атмосферу. В частях установки, где происходит подогрев воды, парообразование и перегрев пара для определения количества теплоты энтальпии пара должны определяться по таблицам воды и водяного пара. Вследствие сравнительно высоких температур парогазовой смеси и низких парциальных давлений водяного пара в проточной части турбины и других элементах схемы процессы, происходящие с водяным паром в газовом потоке, не заходят в область насыщения, а находятся далеко за ее пределами. Поэтому их можно рассчитывать по уравнениям для идеальных газов. Процессы в теплообменных аппаратах протекают практически при постоянных давлениях. Поэтому количество передаваемой в них теплоты можно определять по изменению энтальпии, а последнюю - по средней теплоемкости при постоянном давлении от 0 до t°C. Теплоемкости и энтальпии могут определяться по данным для соответствующих газов и по зависимостям для их смесей.

1 - компрессор; 2 - камера  сгорания; 3-4 - газовая турбина; 5 - регенератор-парогенератор; 6 - электрогенератор; 7 - водяной насос. В - воздух, Т - топливо, УГ - уходящие газы, W - вода, ПП - перегретый пар.

Рисунок 4.1. Схема ПГУ с впрыском пара перед газовой турбиной

В любой обычной ГТУ  заданная температура перед турбиной t₃ обеспечивается за счет избытка воздуха, подаваемого в топку и определяемого коэффициентом избытка воздуха . Величина является важным параметром, используемым в тепловом расчете схемы ГТУ. Этот параметр однозначно определяется уравнением теплового баланса камеры сгорания. В ПГУ с впрыском пара на температуру t₃ существенное влияние оказывает величина подачи воды (пара) d. Для обеспечения заданной t₃ возможны различные сочетания и d.

1-2 - процесс в компрессоре; 2-3 - передача теплоты газу в  камере сгорания; 3-4 и 3'-4' - процесс в парогазовой турбине; 4-5 и 4'-5' - передача теплоты от парогазовой смеси воде и водяному пару в регенераторе; 1'-2'-2"-3' - передача теплоты воде и водяному пару в регенераторе и камере сгорания; 5-1 и 5'-1' - условный процесс, замыкающий цикл (выхлоп парогазовой смеси).

Рис. 4.2. Цикл ПГУ с впрыском пара

Уравнение теплового  баланса в камере сгорания на единицу  топлива имеет вид:

где V - объемы при нормальных условиях воздуха, пара и газа на единицу  топлива;

h_B2 - энтальпия воздуха на входе в камеру сгорания;

h_r3 - энтальпия газа на выходе из камеры сгорания;

h_п и h_п3 - энтальпия воды на входе в регенератор-парогенератор и пара на входе в камеру сгорания;

- теплота сгорания топлива.

Уравнение (4.1) можно записать в виде:

где

_п =0.804 кг/нм³ - плотность водяного пара при нормальных условиях.

В уравнении (4.2) левая часть - функция , а правая - d.

Впрыскиваемый пар увеличивает  работу газовой турбины без увеличения работы, необходимой для привода компрессора, а также, что очень важно, обеспечивает возможность полезного использования большого количества теплоты выхлопных газов в парогенераторе- утилизаторе. На подачу пара для впрыска затрачивается очень мало энергии вследствие малого объема подаваемой воды. На основании изложенного представляется целесообразным так построить цикл, чтобы на образование пара d была затрачена вся теплота выхлопных газов (от t₄ до t_уг).

Это условие определяется уравнением теплового баланса экономайзера (или регенератора-парогенератора):

где d - подача воды (пара), кг на единицу топлива;

h_nl и h_w - энтальпия впрыскиваемого пара и воды на входе в экономайзер;

h_r4 и h_yг - энтальпии газа на входе в экономайзер и выходе из него (на нм³).

Энтальпии h_nl, и h_w определяются по таблицам воды и водяного пара, кДж/кг, a h_r4 и h_уг - по формулам, кДж/м³.

Уравнение теплового  баланса экономайзера (4.3) представляет собой условие оптимальности цикла, так как показывает, что все тепло уходящих после турбины газов с температурами от t_r4 до t_уг передается пару, который поступает в камеру сгорания с температурой t_nl. Очевидно, что КПД ПГУ увеличивается с увеличением t_nl - Пределом этого увеличения является t₄. Для обеспечения приемлемых размеров поверхности нагрева экономайзера необходимо, чтобы t=t₄ - t_nl имело величину не менее некоторой допустимой. За такое минимальное значение t можно экспертно принять (50÷60) °С.

4.1 Параметры оптимальных  режимов ПГУ с впрыском пара  по простейшей схеме

По описанной методике были произведены расчеты, некоторые результаты которых приведены в таблице 4.1.1. Параметры впрыскиваемого пара были получены в результате предварительных расчетов.

Таблица 4.1.1

Результаты расчетов оптимальных режимов ПГУ с  впрыском пара