Теоретические сведения о парогазовых установках и двухтопливных парогазовых установках
Парогазовые установки (ПГУ) являются современными и перспективными генерирующими энергию установками. Впервые идея создания парогазовых установок, была предложена в 1824 г. французским ученым Карно, который предложил схему поршневой парогазовой установки и обосновал основное условие создания эффективных парогазовых установок – использование продуктов сгорания топлива в качестве рабочего тела в области высоких температур с одновременной утилизацией сбросного тепла газов для получения рабочего пара.
В 1913 – 1917 годах в Хольцварт (Германия) осуществил ПГУ на базе ГТУ с пульсирующей камерой сгорания, эффективность такой ПГУ составила не более 14 % [37]. В 1932 году фирма Brown Boveri разработала высоконапорный парогенератор «Велокс», в топку которого воздух подавался осевым компрессором, приводом компрессора служила осевая газовая турбина. Сочетание паровой турбины с «Велокс» позволяло получать парогазовую установку с нулевой выработкой полезной мощности газовой турбиной.
В России исследования комбинированных термодинамических циклов в разные годы выполнялись в Центральном научно-исследовательском и проектноконструкторском котлотурбинном институте (ЦКТИ) 1934 – 1940 гг. с продолжением в послевоенные годы.
Схему ПГУ со сгоранием топлива при постоянном давлении разработал Ложкин А. Н. в 1944 – 1945 гг. в ЦКТИ. Повышение эффективности установки за счет подогрева питательной воды параллельно с регенеративной системой паровых турбин и теоретические основы комбинированного парогазового цикла с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ) были рассмотрены в работах А.Н. Ложкина, А.Э. Гельтмана. Были разработаны основные принципы комбинирования газовых и паровых турбин, выполнен термодинамический анализ парогазовых циклов, проведено сравнение различных комбинированных схем на базе газовых турбин, с начальной температурой газов перед ними до 950…1000 °С, которое выявило преимущество установок с высоконапорными парогенераторами по сравнению с ПГУ сбросного типа (с низконапорными парогенераторами) и с котлами-утилизаторами. Преимущество ПГУ с ВПГ заключается в значительном снижении металловложений в высоконапорные парогенераторы по сравнению с котлоагрегатами обычного типа, а также они обеспечивают большую экономию топлива.
|
|
|
Начатые в ЦКТИ термодинамические исследования циклов ПГУ получили развитие в работах Одесского политехнического института (под руководством профессора Д. П. Гохштейна), Саратовского политехнического института (под руководством профессора А.И. Андрющенко), Ленинградского политехнического института (под руководством профессора И. И. Кириллова и В. А. Зысина), ЭНИНа, ВТИ и др. [6].
|
|
|
Сегодня парогазовые установки разрабатываются мировыми лидерами энергомашиностроения в разных конфигурациях. Такие установки применяются все более широко как при новом строительстве, так и в рамках модернизации действующих энергоблоков и станций. В частности, в Российской Федерации за период с 2007 по 2017 годы доля генерации электроэнергии на основе применения парогазовых установок увеличена с 0,6 до 8 %, и их установленная мощность в 2017 году составила свыше 20 ГВт, против 1,3 ГВт в 2007 году.
Строгой классификации парогазовых установок к сегодняшнему дню не выработано из-за многообразия технических схем и возможностей их применения. Вместе с тем, с достаточной степенью условности можно выделить установки следующих типов: однотопливные (с коэффициентом бинарности равным 1), двухтопливные параллельного типа, и с дожиганием (Рисунок 10).
Наиболее широко в мировой и отечественной энергетике применяют установки низконапорные сбросного типа с котлом-утилизатором, поскольку сегодня начальная температура газа перед газовой турбиной достигает 1200…1300 °С и выше.
Рисунок 10 – Классификация ПГУ: ННПГ – низконапорный парогенератор; ВНПГ – высоконапорный парогенератор; γ – коэффициент бинарности
|
|
|
Термодинамический цикл и принципиальная тепловая схема простейшей установки с котлом утилизатором показаны на Рисунке 11. Здесь реализованы два термодинамических цикла: цикл Брайтона – для газотурбинной и цикл Ренкина – для паротурбинной частей установки. Теплоту к ПГУ подводят в камере сгорания газотурбинной установки (ГТУ), где нагревается воздух, предварительно сжатый в компрессоре, который затем совершает работу в газовой турбине. После ГТУ воздух, имеющий еще достаточно высокую температуру, направляют в котел-утилизатор (КУ), в котором обеспечивают генерацию пара, и затем сбрасывают в атмосферу. Пар, двигаясь по собственному замкнутому контуру подобно традиционной паросиловой ТЭС, совершает работу в паротурбинной установке (ПТУ). Пар не имеет высоких параметров, характерных для автономных паросиловых установок, так как генерируется на «сбросном» тепле ГТУ. Отсюда получены классификационные признаки – низкий напор в парогенераторе (ННПГ) и сбросной тип. Топливом в таких установках является чаще всего газ, реже – жидкое топливо.
Рисунок 11 – Теоретический цикл (а) и принципиальная тепловая схема (б) простейшей ПГУ сбросного типа с низконапорным парогенератором (котломутилизатором): Qпод, Qотв – подведенная к установке и отведенная от нее теплота; А – работа; t* – температура окружающей среды; ГТУ –газотурбинная установка, ПТУ – паротурбинная установка; КУ – котел-утилизатор
|
|
|
Кроме установок сбросного типа в учебной и научной литературе чаще всего встречаются описания высоконапорных установок и установок с дожиганием топлива.
В высоконапорных установках (или установках с высоконапорным парогенератором, ВНПГ) теплота в комбинированный цикл (Рисунок 12), подводится в ВНПГ, где обеспечивается генерация пара высоких параметров и, затем, продукты сгорания совершают работу в газовой турбине (цикл Брайтона). Отработавшие в ГТУ газы отдают оставшуюся часть теплоты в низкопотенциальной группе паросилового контура установки. Паросиловой контур работает по циклу Ренкина, и в нем обеспечиваются более высокие параметры, чем в ПГУ сбросного типа (Рисунок 12).
Рисунок 12 – Теоретический цикл (а) и принципиальная тепловая схема (б) простейшей высоконапорной ПГУ: ВНПГ – высоконапорный парогенератор; ТВД, ТНД – теплообменники высокого и низкого давления; КН, ПН – конденсатный и питательный насосы; остальные обозначения те же, что и на рисунке 11
В установках с паровым энергетическим котлом и котлом-утилизатором реализуют подвод теплоты в двух точках термодинамического цикла (Рисунок 13). С одной стороны – в камере сгорания ГТУ (при реализации цикла Брайтона), где топливом является газ, с другой – в паровом котле (при реализации цикла Ренкина), где топливом может являться уголь. Подвод теплоты в паровом котле за счет сжигания топлива обеспечивает высокие параметры цикла Ренкина, а использование угля расширяет возможности его применения до рамок ПГУ, при обеспечении КПД комбинированного цикла недостижимого для других «чисто» угольных технологий.
Отработавшие в ГТУ газы используют в котле-утилизаторе для генерации пара, который затем направляют в ПТУ, что повышает общую эффективность установки (Рисунок 13). Учитывая, что пар в паровом котле и котле-утилизаторе генерируют с разделением общего потока питательной воды и дальнейшим смешением парового потока в проточной части турбины, такие схемы получили название параллельных.
Рисунок 13 – Теоретический цикл (а) и принципиальная тепловая схема (б) для ПГУ с параллельной схемой работы: ПК – паровой котел; остальные обозначения те же, что и на рисунке 11
В современной энергетике большое внимание уделяется разработке тепловых схем с суперсверхкритическими (ССКП) и ультрасверхкритическими параметрами (УСКП) пара перед паровой турбиной. Вместе с тем, по применению ССКП и УСКП в отечественной энергетике существуют разные точки зрения, часто противоположные. С одной стороны повышение параметров ведет к повышению термодинамической эффективности, c другой стороны – к увеличению капиталовложений. Поскольку в двухтопливном парогазовом цикле подвод угольного топлива осуществляется в котле, то возможно рассмотрение широкого диапазона параметров, в том числе и суперсверхкритических. В работе рассмотрены различные параметры пара в ПТУ, но без учета показателей надежности и капиталовложений (Рисунок 15).
Анализ Рисунка 15 показывает, что КПД цикла Ренкина в зависимости от параметров увеличивается «быстрее» в 1,1 раз, чем КПД ПГУ в целом, что объясняется влиянием на эффективность ГТУ.
Применение ПГУ с коэффициентом бинарности меньше единицы позволяет использовать в парогазовом цикле уголь, который сжигают для генерации пара высоких параметров, сжигание газа применяют для нагрева воздуха в газотурбин-ной установке (Рисунок 14)
Рисунок 14 – Термодинамическая диаграмма (а) и тепловая схема (б) ПГУ с дожиганием топлива
Рисунок 15 – КПД паротурбинной и двухтопливной парогазовой установок в зависимости от давления пара
Вопросы для самопроверки
1. Сколько процентов составляет доля российских компаний на мировом рынке энергетического машиностроения составляет?
2. Сколько долл./год составляет объем мирового рынка генерирующего оборудования?
3. На сколько возросли установленные мощности энергетики России с 2007 по 2017гг.?
4. На сколько выросли инвестиции в энергетическое оборудование электроэнергетики в России с 2000 по 2017?
5. Какова доля на рынке лидеров энергетического машиностроения GE, Siemens & Westinghouse, Mitsubishi & Hitachi Power System?
6. Сколько составляет ежегодный прирост направление газотурбиностроения?
7. Сколько составляет консолидированный рынок собственного производства за десять лет?
8. Каким путем решается программа импортозамещения в области энергетического машиностроения?
9. Когда впервые была предложена идея создания парогазовых установок?
10. Какие установки наиболее широко в мировой и отечественной энергетике?
Список используемой литературы
Дата добавления: 2021-01-20; просмотров: 161; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!