WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 13 | 14 || 16 | 17 |

Метод равномерного деления температуры подогрева по ступеням является наиболее простым. Этот метод дает хорошее совпадение с другими, более точными методами до давления свежего пара 3 МПа.

При технико-экономических сопоставлениях вариантов этот метод (наряду с более сложными, аналитическими) может быть использован в качестве исходного варианта и для современных крупных турбоустановок на высокие параметры, что значительно упростит программу и сократит время счета на ЭВМ по сравнению с оптимизацией без приближенного исходного варианта. При использовании метода равномерного распределения интервал подогрева питательной воды от температуря конденсата при расчетном давлении в конденсаторе турбины tк до выбранной оптимальной температуры питательной воды tпв распределяется поровну между n регенеративными подогревателями, т.е. подогрев воды в каждой ступени tст определяется как tпв - tк tст = n 2. Геометрическая прогрессия количества теплоты отдаваемой паром отборов, и значений подогрева воды.

Этот метод дает более точное распределение подогрева и условия оптимального распределения, записывается в виде геометрической прогрессии повышения энтальпии воды в подогревателях с номером :

0 1 2 n-= = =... = = m 1 2 3 n Здесь 0 и 1 – повышение энтальпии воды в паровом котле при нагреве до температуры насыщения и в последнем по ходу воды подогревателе, а m знаменатель геометрической прогрессии.

В этом случае показатель геометрической прогрессии может быть определен как n m = Tпв/Тк ;

где Тпв и Тк – абсолютные температуры питательной воды и конденсата на входе в первый по ходу воды подогреватель, а n – число ступеней регенеративного подогрева питательной воды.

Отсюда следует, что подогрев воды в каждом подогревателе, питаемом отборным паром с более низким давлением, должен уменьшаться по сравнению с каждым последующим, питаемым паром большего давления, в геометрической прогрессии.

3. Геометрическая прогрессия абсолютных температур насыщения пара отборов.

Это метод может быть использован, когда средняя температура подвода теплоты в регенеративных подогревателях близка к температуре насыщения пара в отборе (т.е. когда отсутствуют пароохладители, через которые теплота передается от перегретого пара, и охладители дренажа, в которых происходит переохлаждение конденсата).

Распределение может быть записано в виде Т1н Т2н Тnн = =... = Т2н Т3н Тк где Tnн – температура насыщения в n-ом отборе.

При ряде упрощающих предпосылок могут быть использованы и другие приближенные методы. Например, в идеальной регенеративной схеме, без промперегрева, с каскадным сливом дренажей, охлаждаемых до температуры насыщения греющего пара условие оптимального распределения подогрева между подогревателями сводится к обеспечению во всех ступенях равных приростов энтропии питательной воды.

S1 = S2 =... = idem Для схем со смешивающими подогревателями без промперегрева условие оптимального распределения обосновывается в виде:

i1 = i2 =... = idem т.е. практически совпадает с условиями равного температурного нагрева между ступенями. Для схем с одно и двухступенчатым подогревом пара разработка общего аналитического метода распределения интервалов подогрева усложняется. Обычно используется с определенной погрешностью вышеприведенные принципы распределения, но при этом учитываются некоторые особенности регенеративного подогрева в схемах с промперегревом пара В частности:

- относительное повышение КПД цикла благодаря регенерации пара пpи промперегреве меньше, чем без него во всем интервале возможного подогрева воды;

- оптимальная tпв соответствующая максимуму КПД для циклов с промперегревом ниже, чем для установок без промперегрева;

- пар после промперегрева для подогрева питательной воды менее выгоден, т.к. возрастает разность температур пара и воды и необратимость теплообмена между ними.

При этом отбор более горячего пара на регенерацию уменьшается, возрастает расход в конденсатор и снижается эффективность регенерации, - отбор на регенерацию при давлении равном давлению промперегрева следует брать из «холодной» нитки промперегрева, подогрев воды в этой ступени должен в 1,5 2 раза превышать подогрев воды в предыдущей ступени обогреваемой паром из первого после промперегрева отбора.

С увеличением числа ступеней подогрева в схеме регенерации (и соответственно при росте начальных параметров) различие в результатах, обусловленных принятым принципом распределения интервалов нагрева в подогревателях - сглаживается. Отклонения от оптимального принципа распределения, для этих случаев, даже на 10-20% не оказывают заметного влияния на тепловую экономичность. Кроме того, выбор места отборов пара часто лимитируется спроектированной проточной частью (унифицированные цилиндры), дискретностью ступеней в турбине и срабатываемых в них перепадов, что в общем случае, может не совпадать с интервалами нагрева в регенерации. В частности, в peaльных схемах из проточной части турбины выполняются некоторые отборы, давление в которых не определяется условиями оптимального регенеративного подогрева. Такими отборами, например, могут являться отборы из которых пар поступает на промежуточные перегреватели, отбор пара обеспечивающий работу деаэратора, регулируемые отборы ТЭЦ, отвод пара на сепарацию у турбин АЭС.

Целесообразно эти отборы пара также использовать для регенеративного подогрева.

Таким образом, выбор рационального числа ступеней регенерации - задача технико-экономического анализа, т.к. при увеличении числа ступеней снижаются термодинамическим потери и возрастает КПД цикла, но в то же время возрастают единовременные затраты при включении в тепловую схему дополнительных подогревателей. Принципиально важно проведение вариантных расчетов, определяющих тепловую эффективность вследствие увеличения числа ступеней регенеративного подогрева, выполнять совместно с расчетом проточной части турбоустановки уточняя влияние изменяемых отборов на внутренний относительный КПД отсеков турбины (из-за изменения аэродинамики и влажности основного потока пара).

Для ориентировочных оценок можно считать, что для турбин СКД переход с 7 ступеней регенерации на 8 приводит к снижению удельного расхода тепла на 0,15-0,18%, с 8-ступеней на 9 - к снижению удельного расхода тепла на 0,1-0,13%. При увеличении числа ступеней регенеративного подогрева суммарная стоимость подогревателей растет даже при постоянном значении температуры питательной воды, т.к. растет суммарная поверхность нагрева, вследствие уменьшения средних разностей температур в процессе теплообмена. В современных установках оптимальная величина нагрева питательной воды в ступени регенеративного подогрева находится в диапазоне 2040 0С.

Контрольные вопросы 1. Покажите термодинамические преимущества применения регенеративного подогрева питательной воды.

2. Почему выбор оптимального значения температуры питательной воды и температуры уходящих газов должен проводиться при комплексной оптимизации 3. Какие факторы влияют на значение технико-экономического оптимума температуры питательной воды 4. Объясните, как влияет подогрев в регенеративном поверхностном подогревателе на его стоимость 5. Какие значения температурных напоров применяются в ПВД и ПНД 6. Как введение регенеративного подогрева питательной воды влияет на тепловую экономичность цикла и на стоимостные характеристики комплектующего оборудования энергоблока 7. Расскажите о возможных способах распределения подогрева между регенеративными подогревателями.

8. Нарисуйте теоретическую зависимость относительного изменения КПД регенеративного цикла от степени регенерации и количества отборов.

9. Каковы преимущества и недостатки смешивающих регенеративных подогревателей 10. Как влияет цена топлива на оптимальную температуру питательной воды, какие ограничения накладывает качество топлива на температуру уходящих газов 8. Перспективные технологии в энергетике 8.1. Парогазовые установки в электроэнергетике Первые парогазовые установки (ПГУ) начали сооружаться в начале 50-х годов XX столетия, на электростанциях США и Западной Европы. Это были установки небольшой мощности, которые совершенствовались в основном по мере улучшения показателей энергетических газовых турбин. За последние лет газотурбинные установки (ГТУ) являются наиболее динамично развивающимся тепловым двигателем. За это время их единичная мощность превысила 200 МВт, КПД при автономной работе повысился с 27 до 37% (для многовальных ГТУ до 40%), степень сжатия увеличилась с 7 до 15-17, начальная температура газов достигла 1300-1400 °С.

Для современных ГТУ характерной является компоновка при которой компрессор и турбина располагаются на одном валу и образуют компактный блок с встроенной камерой сгорания (кольцевой или блочнокольцевой, рис.

8.1).

Рис. 8.1. Конструктивная схема ГТУ.

1 - компрессор; 2 - камера сгорания; 3 - турбина; а - воздух из атмосферы;

б - топливо; в - отработавшие в турбине газы (продукты сгорания);

г - выдача мощности на вал электрического генератора.

Так как важнейшим показателем влияющим на эффективность ГТУ является начальная температура расширения газов в цикле, то для современных ГТУ характерны:

- термобарьерные и противокоррозионные покрытия лопаток первых ступеней турбины, - системы охлаждения лопаток как воздушные, так и с использованием пара или воды, - использование монокристаллических лопаток 1 и 2 ступеней турбины и лопаток с направленной кристаллизацией в последующих ступенях.

Все эти мероприятия направлены на снижение термических и механических напряжений в элементах работающих в наиболее тяжелых условиях и повышение их надежности (жаропрочность и сопротивление коррозии).

Перспективным направлением также является внедрение дисперсионноупрочненных сплавов и конструкционной керамики.

Прогресс в газотурбостроении привел к существенному совершенствованию парогазовых установок. Повышалась их термическая эффективность, увеличивалась мощность, улучшались эксплуатационные характеристики. К концу XX столетия КПД лучших ПГУ приблизился к 60%, а единичная мощность превысила 750 МВт. Доля ПГУ в мировой энергетика постоянно увеличивается.

До 50% мощностей вводимых в эксплуатацию тепловых энергетических установок приходится на ПГУ.

Основные преимущества ПГУ (высокий КПД, умеренная удельная стоимость, хорошие экологические показатели, возможность быстрого поэтапного сооружения) особенно проявляются при доступности и относительно невысокой стоимости природного газа, что характерно для условий России.

Другим важнейшим условием проявления преимуществ ПГУ является возможность достижения высоких начальных температур газа в процессе расширения в ГТУ. Показатели достижимые при успешном решения проблем ох лаждения первых ступеней ГТУ и совершенствовании проточной части применительно к бинарным ПГУ приведены в табл. 8.1.

Таблица 8.1.

Начальная температура газов, 0С 1200 1300 1400 Степень сжатия 13 15 17 20-КПД ГТУ 33 35 37 38, 5-КПД ПГУ, % 50 52 55 58-Основные типы ПГУ, получившие распространение в мировой энергетике следующие:

1. Наибольшее распространение получили ПГУ с котлами-утилизаторами (ПГУКУ), иногда их называют бинарными. Их реализации предшествовало освоение высокотемпературных газовых турбин и котельных труб с устройствами для интенсификации теплообмена. Принципиальное отличие парогазовых установок с котлами-утилизаторами от других парогазовых установок заключается в том, что котлы-утилизаторы не рассчитаны на обеспечение автономной работы паротурбинной части установки при останове газотурбинного агрегата.

Принципиальная тепловая схема парогазовой установки с котломутилизатором представлена на рис 8.2. Выхлопные газы газотурбиннох агрегата 1 поступают в котел-утилизатор 2. В секции высокого давления 3 этого котла вырабатывается пар для паровой турбины 5. Для более полной утилизации теплоты выхлопных газов ГТА, котел-утилизатор имеет секцию низкого давления 4, в которой подогревается конденсат паровой турбины и вырабатывается пар НД для паровой турбины и греющий пар для деаэратора 6. Автономная работа газотурбинного агрегат и пусковые режимы установки обеспечиваются с помощью выхлопной трубы 7 и отключающей арматуры 8.

В составе парогазовых установок с котлами-утилизаторами, как правило, используют несколько серийных газотурбинных установок. Чаще всего их бывает две, но бывает одна, три, четыре. Доля мощности газотурбинных агрегатов в суммарной мощности современных парогазовых установок с котламиутилизаторами достигает 70%.

Рис. 8.2. Принципиальная тепловая схема ПГУКУ Количество котлов-утилизаторов в составе ПГУКУ равно количеству газотурбинных агрегатов. Применяют котлы одного, двух и трех давлений обогреваемой среды. Котлы-утилизаторы современных ПГУКУ вырабатывают пар с давлением 6-11 МПа, температурой 540 °С. На некоторых установках предусмотрен промежуточный перегрев пара.

Паровые турбины для таких ПГУ обычно представляют собой простейший одно-двух цилиндровый агрегат без регенеративных отборов пара. Отличительные признаки современных бинарных ПГУ:

- Минимизированная паровая регенерация;

- Температура перегретого пара ниже температуры отработавших газов на 2050 0С и достигает уровней стандартных в энергетике;

- Давление острого пара выбирается из соображений обеспечения приемлемой влажности в последних ступенях турбин;

- Для уменьшения температурных напоров между газами и пароводяной средой и снижения термодинамических потерь, испарение питательной воды организуется при 2 или 3 уровнях давления;

- выработанный при промежуточных давлениях перегретый пар подмешивается в промежуточных точках проточной части турбины (иногда организуется контур питания деаэратора).

Основные преимущества бинарных установок:

- высокая термодинамическая эффективность обеспечивающая КПД цикла 55% и более;

- относительно низкая удельная стоимость установленной мощности (на 30% ниже, чем для ПГУ со сбросом газов в котел);

- упрощенная схема и оборудование паротурбинной части.

К недостаткам установок может быть отнесено требование качественного топлива для ГТУ (газа).

II. К установкам созданным раньше других типов ПГУ и получившим достаточно широкое распространение относятся ПГУ со сбросом газов в котел или сбросные ПГУ. Иногда их называют ПГУ с низконапорным парогенератором (ПГУ НПГ) или ПГУ с котлами полного горения.

Pages:     | 1 |   ...   | 13 | 14 || 16 | 17 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.