Содержание к диссертации
Введение
1 . Основы методики термодинамической оптимизации параметров бинарных ПТУ 48
1.1 .Показатели эффективности циклов ПТУ и взаимосвязь между ними 49
1.2. Показатели внутренней необратимости циклов бинарных ПТУ и их численный анализ 58
1.3.Особенности оптимизации параметров бинарных ПТУ 67
1.4.Сопоставление различных способов утилизации теплоты отработавших газов в бинарных ПТУ 77
2. Термодинамическая оптимизация степени повышения давления воздуха газовой части ПТУ 88
2.1.Методика оптимизации степени повышения давления воздуха в компрессоре 89
2.2. Влияние параметров утилизационного цикла и минимального темпе ратурного напора в КУ на оптимальную степень повышения давления 98
2.3.Взаимосвязь оптимальной степени повышения давления и относительных расходов пара 102
3. Выбор термодинамически оптимальных параметров утилизациоьшой паровой части бинарных ПТУ 108
3.1.Методика выбора оптимальных начальных параметров части высокого давления 110
3.2. Мето дика выбора оптимальных начальных параметров части низкого давления 117
3.3.Совместная оптимизация начальных давлений пара частей высокого и низкого давлений 124
3.4.Оптимальные относительные расходы пара 129
4. Регенерация и промежуточный перегрев в утилизационной паровой части бинарных ПТУ 136
4.1.Оптимальная температура регенеративного подогрева питательной воды части высокого давления 137
4.2. Оптимальное давление промежуточного перегрева части высокого давления 145
4.3.Влияние регенерации и промперегрева на эффективность бинарной ПТУ 153
5. Технико-экономическое сопоставление бинарных ПТУ с различными способами утилизации 162
5.1.Методические основы расчета экономической эффективности бинарных ПТУ 164
5.2.Расчет капиталовложений в бинарные ПТУ 167
5.3.Сравнительная экономическая эффективность использования цикла одного, двух и трех давлений в паровой части ПТУ 176
Выводы и рекомендации 182
Литература 185
Приложения 201
- Показатели внутренней необратимости циклов бинарных ПТУ и их численный анализ
- Влияние параметров утилизационного цикла и минимального темпе ратурного напора в КУ на оптимальную степень повышения давления
- Мето дика выбора оптимальных начальных параметров части низкого давления
- Оптимальное давление промежуточного перегрева части высокого давления
Введение к работе
С началом экономических и политических реформ в России электроэнергетика вступила в качественно новый этап своего развития, характеризующийся принципиальным изменением многих положений структурной, технической и экономической политики развития отрасли.
Особенностью сегодняшнего состояния электроэнергетики России является как большой физический износ энергетического оборудования, так и моральное старение применяемых технологий, что существенно влияет на показатели экономичности и надежности его работы.
Главная проблема, которую необходимо решать немедленно, это создание новых типов ТЭУ ТЭС, позволяющих снизить удельный расход топлива на выработку электроэнергии на 35-40 %. Это вполне реально, если учесть, что КПД новейших ПГУ составляет 52-58 %, в то время как КПД современных КЭС - 38-40 %. С этой целью в России была разработана Федеральная Целевая Программа «Энергосбережение России» [88, 139], которая определяет для отрасли направления энергосбережения, в числе которых предусмотрено использование бинарных ПГУ единичной мощностью 100-500 МВт при строительстве новых электростанций на природном газе и реконструкции по парогазовому циклу действующих ТЭС. Согласно разработанной Энергетической стратегии, производство электроэнергии в России увеличится до 1080-1270 млрд.кВт-ч в 2010 г. [53]. При этом решающее значение для формирования стратегии развития электроэнергетики России имеет соотношение цен на основные виды топлива. В пересчете на одинаковую теплоту сгорания стоимость нефти должна быть на 15-30% выше стоимости газа, который в свою очередь примерно на 30-35% превышает стоимость энергетического угля.
В соответствии с прогнозами [53], роль природного газа в электроэнергетике будет возрастать. В то же время, высокая стоимость и ограниченность запасов природного газа приводят к необходимости его экономии и использования других видов топлив, например, твердых [94]. В 2010 г. доля электростанций в мировом потреблении угля составит 63 %, в 2020 г. - 65 % [38, 52]. Несмотря на это, в конце 90-х годов наблюдаются высокие темпы прироста энергетических мощностей на природном газе. Как считают специалисты, на производство электроэнергии в 2010 г. будет израсходовано около 38 % всего используемого в мире природного газа, в 2020 г. - 43 %. Это связано с проблемой защиты атмосферы от вредных выбросов и попытками увеличить располагаемую мощность энергосистем не путем строительства новых энергоблоков, а с помощью модернизации устаревшего оборудования. При этом в большинстве случаев более привлекательным оказывается бинарный парогазовый цикл с котлом-утилизатором.
Бинарные ПТУ имеют следующие преимущества:
1. быстрота запуска ГТУ с набором нагрузки за 5-10 мин;
2. модульность оборудования, позволяющая сооружать мощные высокоэкономичные, базовые электростанции за 2 года или менее;
3. Поэтапность строительства с возможностью пуска собственно ГТУ за год или быстрее и получения дохода во время сооружения паровой части;
4. возможность снижения выбросов NOx, СО и SO2 до весьма низких концентраций с минимальным воздействием на КПД электростанций;
5. для перспективных мощных ПТУ - существующая возможность их модификации с целью использования в дальнейшем угля или других низкокалорийных видов топлив (например, газификация угля, биомасс и др.).
Применению таких установок должен предшествовать комплекс исследований по выбору термодинамических циклов, рациональных схем, оптимизации основных параметров с целью получения максимальной эффективности, и, следовательно, минимального расхода топлива.
Впервые наиболее полно основные теоретические вопросы, определяющие выбор рациональных циклов и схем ПТУ, рассмотрены в работах, выполненных в 60-х годах [5, 6, 8, 59]. После этого новых фундаментальных исследо 6 ваний в области парогазовых технологий практически не проводилось. Однако необходимость дальнейшего развития термодинамической теории ПГУ назрела в силу происходящих изменений в области энергомашиностроения (новые мощные и экономичные ГТУ с высокими начальными параметрами, более совершенные ПТУ, усовершенствованные процессы горения топлив).
В настоящее время создание ПГУ осуществляется главным образом с использованием уже освоенного тепломеханического оборудования, требующего выявление наивыгоднейших условий комбинирования газовых и паровых турбин. Однако для получения наибольшего эффекта от применения парогазовой технологии необходимо специальное проектирование ПГУ, которому должно предшествовать проведение комплекса схемно-параметрических исследований, требующее разработки конструкции вновь создаваемого оборудования. Практически отсутствуют исследования по выбору наивыгоднейших параметров и схем современных перспективных установок. Поэтому первостепенное значение приобретают вопросы разработки методов расчета наивыгоднейших параметров, позволяющих определить влияние различных факторов на их величину и в дальнейшем на выбор наиболее экономичной схемы ПГУ.
Современные тенденции развития парогазовой технологии определили выбор предмета исследования диссертационной работы, заключающегося в исследовании и выборе рациональных схем и оптимальных параметров бинарных ПГУ. Объектом настоящего исследования являются конденсационные бинарные ПГУ средней и большой мощности, работающие в базовом и полупиковом режимах.
Методы исследования. В основе исследований лежит метод циклов, опирающийся на фундаментальные законы термодинамики. При получении частных оптимальных решений широко использованы дифференциальные уравнения реальных процессов циклов, позволяющие получить соответствующие аналитические выражения.
Научная новизна результатов исследования: 1. Установлена рациональная организация процессов, определены основные оптимальные параметры образцовых циклов бинарных ПГУ, что позволило обосновать рациональный цикл.
2. Разработана методика совместной термодинамической оптимизации основных параметров газовой и паровой частей бинарных ПГУ. Получены аналитические выражения для определения оптимальных значений основных параметров: степени повышения давления воздуха газовой части, начальных давлений пара паровой.
3. Выявлены качественная и количественная взаимосвязи параметров, расходов рабочих тел и показателей газовой и паровой частей с учетом реальности происходящих в установках процессов.
4. Определено влияние основных факторов на оптимальные параметры, показатели и эффективность бинарных ПГУ.
5. Рассмотрена эффективность применения регенерации и промежуточного перегрева пара в утилизационной части бинарных ПГУ. Установлено их отличие от обычных ПТУ.
6. Проведены расчеты сравнительной экономической эффективности бинарных ПГУ-КЭС.
Практическая значимость. Проведена совместная термодинамическая оптимизация основных параметров бинарной ПГУ, позволяющая рекомендовать полученные оптимальные параметры для технико-экономических расчетов. Определены основные факторы, влияющие на термодинамическую эффективность бинарной ПГУ. Даны практические рекомендации по дальнейшему совершенствованию ПГУ. Показано влияние экономических факторов на эффективность ПГУ с утилизационными циклами одного, двух и трех давлений.
На защиту выносятся: 1. Результаты расчетов термодинамической эффективности образцового цикла бинарных ПГУ-КЭС. 2. Методика термодинамической оптимизации и результаты расчетно-теоретических исследований бинарных ПГУ с учетом реальных процессов происходящих в установках.
3. Методика и результаты расчетов термодинамические оптимальных температуры питательной воды и давления промперегрева пара.
6. Результаты расчетов сравнительной экономической эффективности бинарных ПГУ-КЭС.
Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснована использованием методологии термодинамических исследований при определении эффективности ЛГУ, применением фундаментальных законов термодинамики и дифференциальных уравнений реальных процессов циклов. Проведено сопоставление результатов и выводов исследования с имеющимися данными других исследований, а также параметрами и показателями существующих бинарных ПГУ.
Содержание отдельных разделов диссертации опубликовано в статьях [44, 49, 50, 165] и докладывалось на международной научно-технической конференции «Ввод в эксплуатацию и опыты эксплуатации новых и модернизированных энергетических установок» (г. Дрезден, Германия, 11-12 ноября 1997 г.); на межвузовской научной конференции «Проблемы повышения эффективности и надежности систем тепло энергоснабжения» (г. Саратов, 1-3 ноября 1999 г.); на научно-технических конференциях и семинарах Саратовского государственного технического университета с 1996 по 2001 гг.
Исследованию этих вопросов посвящается настоящая работа, выполненная на кафедре Теплоэнергетики Саратовского государственного технического университета под руководством д.т.н., профессора А.И. Андрющенко и к.т.н., доцента А.Б. Дубинина. Автор выражает глубокую благодарность всем лицам за их критические замечания при обсуждении материалов диссертации, а также за помощь и содействие при выполнении работы.
Показатели внутренней необратимости циклов бинарных ПТУ и их численный анализ
Отличительной особенностью бинарных ПГУ является наличие теплообмена в КУ между рабочими телами газовой и паровой частей. Необратимость процесса теплообмена, свойственная также теоретическим циклам, оказывает значительное влияние на термический и эффективный КПД цикла и учитывается коэффициентом упг = AS /AS . В этом случае всегда AS AS"r и упг 1, и влияние упг на г\ увеличивается с уменьшением отношения Т / Т[р . В качестве примера рассмотрим простой бинарный цикл ПГУ (рис. 1.2). Газовый цикл выполняется безрегенеративным с одной ступенью сжатия и одной ступенью расширения. Утилизационный паровой цикл также безрегенеративный с одной ступенью давления подвода теплоты. Для бинарных циклов, в которых отводимая от газового цикла теплота пг полностью утилизируется паровым циклом, величина у определяется уровнем температур охлаждаемых газов и нагреваемого пароводяного рабочего тела и разностью среднетермодинамических температур АТср между ними [3] Здесь Т} - среднетермодинамическая температура подвода теплоты к паровому циклу. В ПГУ на органическом топливе температура Т7 уходящих газов, как правило, всегда больше температуры Ті равной температуре окружающей среды То, и зависит от температурного напора на холодном конце КУ (рис. 1.2). Кроме того, она имеет ограничение - минимально-допустимое значение, определяемое условиями низкотемпературной коррозии и зависящее от вида сжигаемого топлива (например, для природного газа t7min=70-90 С). Для таких пг циклов коэффициент у1" следует определять по отношению изменения энтропии отвода и подвода теплоты в цикле. Приращение энтропии в процессе подвода теплоты ASJ"" определяется только параметрами газового цикла. Если пренебречь отличием термодинамических свойств воздуха и продуктов сгорания, то для цикла, показанного на рис. 1.2 где GB - расход воздуха в компрессор; S3 и s2 - удельные энтропии газа перед газовой турбиной и воздуха в конце теоретического адиабатного процесса сжатия в компрессоре. Изменение энтропии в процессе отвода теплоты AS"r складывается из приращений энтропии уходящих газов ASyx и конденсирующегося отработавшего пара AS2n где AS =0,.-(57-8 AS2n =Dn-(s2n-s3n); Dn - расход пара; s2n и s3n удельные энтропии пара в конце теоретического адиабатного процесса расширения в паровой турбине и кипящей жидкости на входе в питательный насос. Как видно из (1.23), AS2n зависит не только от начальных и конечных параметров парового цикла, но и относительного расхода g=Dn/Gr. Таким образом, для бинарного парогазового цикла величина у выразится отношением Рассматриваемый цикл можно разделить на полностью бинарную часть (контуры 77 34 и 1п2пЗп4п) и «чисто газовую» часть (контур 127 7). Очевидно, что для полностью бинарной части где T g - среднетермодинамическая температура процесса 7 3 (подвода теплоты к бинарной части), Т и Т2п - среднетермодинамические температуры подвода и отвода теплоты в паровом цикле (Т2п равна температуре конденсации отработавшего пара). Приращение энтропии в этом процессе равно Тогда, используя (1.26) и учитывая, что AS"r = ASj + AS и AS[f = AS получим где ASfr - приращение энтропии в процессе подвода теплоты в «газовой» части. Доля «газовой» части в комбинированном цикле прямо пропорциональна величине AS, ух где Т = Qyx/ASyx =(h7 -h!)/(s7 -sj - среднетермодинамическая температура уходящих газов; ф = Qin/Q2 = 0 7)/( 4 hi) степень утилизации теплоты отработавших в газовой турбине газов. Тогда с учетом (1.28) получим , влияющими на у , являются ф, ак, Т7 и уг. В ча-стности, при T3=const, увеличение ак и Т7 приводят к уменьшению у , так как при этом снижаются ф и AS , a ASyx возрастает. В результате становится больше доля «чисто газовой» части, у которой у"г=1. Влияние yj? на упг тем больше, чем меньше температура уходящих газов. При T7 Ti ASyx-»0, а ПГ ПГ т т - -"П ПГ ПГ у -»УБ . Так как Т7 Ті, то всегда уБ у . Из (1.25) следует, что yjf уменьшается с ростом Т и снижением АТср. Следует подчеркнуть, что если Т[ определяется начальными параметрами парового цикла, наличием или отсутствием регенеративного подогрева питательной воды, то АТср существенно зависит от относительного расхода пара g, минимального температурного напора ATmin и места его расположения. При постоянных начальных параметрах пара и степени повышения давления увеличение Тз приведет к росту ф, АТср, уг и, соответственно у . Расчетами установлено, что при таких условиях имеет место оптимальная по максимуму эффективного КПД температура Тз газов перед турбиной (2273-2773 К), что, на первый взгляд, противоречит традиционным представлениям. В действительности это объясняется тем, что возрастание у и у могут быть столь существенны, что не компенсируется повышением Т р. В результате термический КПД начинает уменьшаться более интенсивно, чем удельная работа сжатия. Для численного анализа рассмотренных показателей в теоретическом цикле (рис. 1.2) выделим отдельные зоны в соответствии с характерными участками процесса подвода теплоты к утилизационному паровому циклу. Первая зона представляет чисто газовый цикл, вторая, третья и четвертая - бинарные парогазовые с полной утилизацией теплоты отработавших газов экономайзер-ной, испарительной и пароперегревательнои частями парового цикла. При этом термические КПД для всех условных газовых циклов одинаковые и равны г\[ всего газотурбинного цикла. Предварительно запишем выражение для термического КПД бинарного цикла в виде где г][ и TJ" - термические КПД газового и парового циклов. Последовательная пристройка этих циклов друг к другу образует исходный бинарный парогазовый цикл. Для составного цикла термический КПД выражается следующим образом где г г - термический КПД і-го пристраиваемого цикла; qj = Qjir/Q[ nr - относительная доля теплоты Qjf, подводимой к і-му циклу. Очевидно, что Xqi = 1 Термический КПД цикла і-й зоны можно определить по выражению где Tj? и Т - среднетермодинамические температуры подвода и отвода теплоты і-го цикла. Как видно из рис. 1.2, Т = Т з = Т -Т2п. Вклад каждого цикла в общий термический КПД г)"г зависит не только от т] , но и относительной доли подводимой теплоты q}, которые определяются степенью утилизации отводимой теплоты газового цикла. Для «чисто газовой» зоны Для экономайзерной, испарительной и пароперегревательной зонгде Q3K =Dn-(h5n-h4n), QHn=Dn-(h6n-h5n), Qnn =Dn -(hln -h6n) -теплоты, подводимые к соответствующим участкам общего процесса; Q"=Dn (hin_h4n)_ подводимая к паровому циклу теплота.
В качестве примера рассмотрим влияние степени повышения давления стк на показатели теоретического цикла ПГУ (рис. 1.3). В таблице 1.1 представлены результаты расчетов для следующих исходных данных: Тз=1573 К, Ti=288 К, Ріп=7,0 МПа, р2п=0,004 МПа, Тіп=763 К, ДТтщ=30 К. Минимальный температурный напор располагается на холодном конце испарительной части КУ (ATmin=T65n) (рис.1.3.б-г). Степени повышения давления соответствуют различным значениям температурных напоров на горячем конце пароперегревателя АТпп=Т4-Тіп, на входе в экономайзерную часть АТЭК=Т7-Т4П и, соответственно, разным относительным расходам пара. Здесь целесообразно выделить два «предельных» варианта. Первый из них соответствует равенству температурных напоров на холодном и горячем участках экономаизернои части, то есть АТЗІ ДТЩІП (рис. 1.3.б), второй - равенству ATrai=ATmin (рис. 1.3.г). «Нижний предел» степени повышения давления стк=7,06, «верхний» - ак=19,66. Дальнейшее уменьшение ак должно сопровождаться увеличением ATmin при AT3K=const (рис. 1.3.а); увеличение стк - увеличением АТ при ATnn=const (рис.І.З.д). При ак=7,06 (нижний предел) изобары теплообмена в экономаизернои части эквидистантны, относительный расход пара равен g=cpr/cpB=0,242. Температура уходящих газов в этом варианте наименьшая (Ту=335,3 К), а Ф=0,940. Самая большая доля qj подводимой теплоты приходится на испарительную зону, наименьшая - на пароперегревательную. Наибольший термический КПД г"}г имеет пароперегревательная зона. Несмотря на то, что для g=0,242 здесь самое высокое значение yj, отношение Т2п/Т:р - наименьшее. Наиболее низкий термический КПД у экономаизернои зоны, хотя здесь наименьшее значение yj. Для принятого начального давления пара самый большой вклад в г"г всего парогазового цикла имеет испарительная часть. Увеличение ак (при постоянных параметрах цикла) приводит к изменению положения газового и парового циклов относительно друг друга. При этом уменьшается относительный расход пара, изменяются температурные напоры в характерных участках теплообмена, уменьшаются доли подводимой теплоты к паровому циклу при увеличении доли «чисто газовой» части. Возрастает у2 экономаизернои части при снижении уз и у4 испарительной и пароперегревательной частей. Общая упг парогазового цикла уменьшается, хотя уг бинарной части несколько растет из-за значительного влияния экономаизернои зоны. Температура уходящих газов повышается и при ак=19,66 Т7=475,1 К, а ф=0,641. Относительные доли отдельных зон и всей чисто бинарной части в общем г\ парогазового цикла уменьшаются. При ак=19,66 g=0,109, а г) и фсж имеют самые высокие значения. Увеличение начального давления пара ріп при заданной Тіп не влияет на качественные соотношения и характеристики циклов отдельных зон. Однако при этом увеличивается относительная доля экономайзерной зоны. Проведенный качественный и количественный анализ позволяет определить возможные пути повышения термодинамической эффективности парогазового цикла путем изменения не только его параметров, но и структуры. В частности, необходимо увеличить q{ и Гг пароперегревательной и испарительной частей, уменьшить или исключить экономаизерную зону. Для этого нужно уменьшать относительный расход пара, а для увеличения (р использовать ступенчатую утилизацию сбросной теплоты паровым циклом двух и более давле-ний. Другим путем уменьшения экономайзерной зоны и снижения у с одновременным увеличением ф является применение внутрицикловои регенерации теплоты в утилизационном паровом цикле. (В этом случае в паровом цикле требуется учет коэффициента внутрицикловои необратимости у , пример рас
Влияние параметров утилизационного цикла и минимального темпе ратурного напора в КУ на оптимальную степень повышения давления
Для анализа влияния указанных факторов на оптимальную величину степени повышения давления воздуха в компрессоре газового цикла воспользуемся выражением (2.6).
На рис.2.6 показаны зависимости величин апт и л"г от начального давления пара рів части ВД и начальной температуры газа t3 при заданной паровой части НД. В расчетах приняты: ti=15 С; рг=0,1 МПа; tiB=500-580 С; р1н=0,3 МПа; tlH=140-180 С; р2в=Р2н=:0,004 МПа; Atmin=30 С; Чгг=0,88; лпт=0,88 (в области перегретого пара); пк=0,85; Т1н=0,7; лкс=0,98; v=l,l; р=1,3. В области влажного пара учитывается зависимость г от изменяющейся влажности.
Из рисунка видно, что значение ат снижается в широком диапазоне увеличения начального давления рів, причем существенное влияние оказывает температура із газов перед турбиной. При определенных давлениях pjB эффективный КПД геГ достигает наибольшего значения, определяя тем самым наивыгоднейшие сочетание заданных и полученных параметров. Так, например, при 13=1300 С наибольший г"г достигается при рів=15,2 МПа и апт=19,5.
Вместе с тем в области оптимальных параметров г"г практически мало зависит от рів. Увеличение рів (при t3=1300 С) от его наивыгоднейшего значения на % приводит к уменьшению эффективного КПД всего на 0,08 % (отн.). При этом снижение значения ат не превышает 5,0 % (отн).
Влияние начального давления пара рін части НД на оптимальную степень повышения давления воздуха и эффективный КПД парогазового цикла при различных начальных температурах газа перед газовой турбиной и заданной паровой части ВД приведены на рис.2.7. Здесь начальное давление пара части ВД принималось равным рів=16,0 МПа. Остальные исходные данные принимались аналогичными вышеуказанным при расчетах, показанных на рис.2.6.
Влияние рін на апт и ЛІГ подобно рассмотренным выше, но менее существенное. Например, при 1з=1300 С оптимальная степень повышения давления воздуха для рассматриваемых условий равна ат=21,1 при величине давления Рін"0,31 МПа. При увеличении этого давления от его наивыгоднейшего значения на 30 % изменение эффективного КПД составит всего 0,03 % (отн.), а при увеличении р1Н до 0,6 МПа (наиболее часто применяемых в современных ПГУ)изменение КПД составит 0,10 % (отн.). Снижение величины а соответственно составляет 0,48 и 1,4 % (отн.).
Такое различное влияние паровых частей на апт и ті"г объясняется различными вкладами этих частей в полезную работу всего парогазового цикла (для части ВД - 30 %, для части НД - 3 %). Кроме того, давление рів имеет непосредственное влияние на газовый цикл через температуру t4 выхлопных газов турбины, а давление рін - косвенное, осуществляемое через часть В Д.Наиболее сильное влияние на оптимальное значение степени повышения давления и эффективный КПД парогазового цикла оказывает величина минимального температурного напора в КУ, местонахождение которого было определено ранее на холодных концах испарительного участка ВД и НД.
С целью выявления этих зависимостей проведены расчеты при различных температурах Ц9 результаты которого представлены на рис.2.8. В расчетах принято: рів=16,0 МПа и рін=0,3 МПа. Остальные условия аналогичны принятым при расчете рис.2.6.
Видно, что эффективный КПД цикла и оптимальная степень повышения давления практически линейно возрастают с уменьшением величины А щ. Так, например, при t3=1300 С и указанных условиях уменьшение Atmjn с 30 до 10 С повышает эффективный КПД цикла на 1,8 % (отн.). Соответственно апт повышается с 20,4 до 21,7. Такое повышение эффективности ПТУ объясняется не только существенным снижением температуры уходящих газов (с 90,8 до 69,4 С), сопровождающееся одновременным ростом доли работы части ВД и некоторым снижением доли работы части НД, но и снижением потерь теплоты при теплообмене в КУ.
Из приведенных расчетов следует вывод о необходимости дополнительной оптимизации начальных параметров утилизационного парового цикла, из-за их значительного влияния на оптимальные параметры газовой части.
Особенность бинарных ПГУ, в отличии от ПГУ других типов, состоит в том, что при заданных параметрах парогазового цикла относительный расход пара является строго определенным и любое его изменение требует изменения параметров в газовой или паровой частях, и наоборот, изменение параметров имеет следствием изменение относительного расхода пара. Пример такой взаимосвязи для ПГУ с утилизационным циклом одного давления был рассмотрен в разделе 1.3 настоящей работы. Для установки с утилизационным циклом двух давлений (рис. 1.8.б) характер влияния степени повышения давления на относительный расход пара показан на рис.2.9. Здесь же показана зависимость температуры уходящих газов от ак. В расчетах приняты: ti=15 С; рі=0,1 МПа; t3=1300 С и постоянные параметры парового цикла рів=16,0 МПа; tiB=550 С; рін=0,3 МПа; tiH=180 С; р2в=р2іг=0 004 МПа. КПД турбомашин и процессов аналогичны принятым при опт оптимизации ак . Из рисунка видно, что с увеличением ак относительный расход пара gB части ВД снижается, как и снижается суммарный относительный расход пара (gB+gH) в хвостовой части КУ, несмотря на некоторое увеличение относительного расхода пара gH части НД. При этом температура уходящих газов tyx увеличивается. Таким образом, полученные данные качественно подтверждают общность выводов полученных в разделе 1.3, однако интенсивность изменения величин меньше из-за компенсирующего влияния паровой части НД. В принятых условиях относительные расходы пара и температура уходящих газов равны gB=0,1460-0,1556 кг/кг, gH=0,0293-0,0320 кг/кг, 1 =88,7-92,8 С. Здесь же показана зависимость отношения относительных расходов пара gH/gB которая имеет линейных характер. Следовательно относительные расходы пара зависят не только от ак, но и взаимосвязаны между собой. Так увеличение gB сопровождается снижением gH и наоборот, что объясняется взаимной компенсацией паровых частей ВД и НД. Отметим, что положения Atmul=30 С, принятые на холодных концах испарительных частей ВД и НД, при увеличении ак не изменяют своего местонахождения. Минимальная величина а Ш1=17,4 соответствует АТтщ=Т7-Тнн=Тб-Тін, а максимальная величина (5 =24,5 соответствует ATmin=T5HB=T4iB. В случае если стк выходит за границы принятого интервала, необходимо изменение величины ATmin или смена его местонахождения. Однако, как правило, опт находится в задаваемом интервале и для рассмотренного примера равна аТ=19,3
Мето дика выбора оптимальных начальных параметров части низкого давления
При нахождении термодинамически оптимальной величины рін бинарной ПГУ (рис. 1.8.б) примем заданными параметры газового цикла и паровой части В Д. Начальная температура пара НД Тін задается, как и в предыдущих оптимизационных расчетах, с учетом конечной влажности пара. Остальные условия аналогичны принятым при оптимизации паровой части ВД.
В соответствии с (3.3) условие термодинамического оптимума р т принимает видПри заданных газовом цикле и части ВД парового цикла работа 1 и относительный расход пара gB постоянны (рис.3.6). Соответственно, при заданном температурном напоре ДТзнв ЛТтщ, не изменяется температура газов Т5 на вы ходе из испарителя. Изменение рін влияет на температуру Тпн воды, а также связанные с ней температуры Тпв воды и Tg газов. При заданной температуре пара Tjн изменяются работа 1 и относительный расход пара gH. Соответственно меняются температуры газов Т7 (при заданном температурном напоре ДТуніг ЛТшіп), Tg и Т9 (уходящие газы). Следовательно, при принятых условиях начальное давление пара рін влияет на работу и относительный расход пара только части НД.
Поэтому условие (3.7) принимает видВзаимосвязь между параметрами газового и парового циклов устанавливалась на основе уравнений тепловых балансов КУ (2.5).
В приложении 6 представлен вывод аналитической зависимости для определения коэффициента изобарного расширения, соответствующего термодинамически оптимальному начальному давлению пара утилизационной части НД, которая имеет видчасти НД (для части ВД А,=1); "PSH " \1— Лоі / Остальные величины показаны в приложении 6. Выражение (3.9) учитывает изменение КПД процесса расширения пара в турбине из-за переменной влажности. Если принять rrir=const, то оптимизационная формула несколько упрощается и принимает вид
По величине ajH и заданной начальной температуре пара Тін находится оптимальное давление рт . Все величины правой части уравнений (3.9) и(ЗЛО) должны строго соответствовать искомому значению pj , поэтому ими следует предварительно задаваться и в последующем уточнять.
Особенностью паровой части НД является ее небольшая работа, составляющая 1,5-4,0 % общей полезной работы ПГУ, а также ее «второстепенная» роль, так как в ней утилизируется остаточная теплота уходящих газов низких параметров. Этим объясняется значительное влияние параметров парогазового цикла (t3, ак, рів) на р, тогда как влияние рін на них незначительно.
Изложенная методика была использована для определения термодинамически оптимального начального давления пара части НД для установки, изображенной на рис. 1.8.6.
Результаты расчетов, показанные на рис.3.7, получены совместным решением системы трех оптимизационных уравнений (2.6), (3.5) и (3.9) при принятых исходных данных: ti=15 С; рі=0,1 МПа; t3=l 100-1500 С; tiB=500—580 С; tlH=160-180 С; Р2в=Р2н=0,004 МПа; Atmin=30 С; Чгг=0,88; Лпт=0,88 (в области перегретого пара); Чк=0,85; гн=0,7; v= 1,1; (3=1,3; Чкс=0,98. В области влажного пара учитывается зависимость тпт от изменяющейся влажности. Оптимальное давление рт в диапазоне изменения температуры газов Ц от 1100 до 1500 С лежит в пределах 0,28-0,42 МПа, то есть отличается более чем в 1,5 раза. При этом интенсивность увеличения p1 возрастает, что связано с растущейдолей части НД в общей работе ПТУ при уменьшающейся доли паровой части ВД.
Результаты показанные на рис.3.7 отвечают условиям достижения максимального эффективного КПД цикла. Однако, как было показано выше, ак может быть задана, что влияет на эффективность всего цикла и оптимальные параметры паровой части.
Зависимости р и С от степени повышения давления воздуха представлены на рис.3.8. В расчетах принимались t3=1300 С и рів=16,0 МПа. Остальные условия аналогичны принятым при оптимизации р?"1. Из рисункаоптвидно, что увеличение ак сопровождается, в противоположность р"в , увеличением рдТ при более значительном изменении КПД ц. Так, например, если увеличить ак на 16 % (от 21,1 до 24,5), то увеличение р составит 9,9 % (отн.), а изменение геГ составит 0,17 % (отн.), что объясняется уменьшением доли части ВД, увеличением теплоты низкого потенциала и, соответственно, росту доли части НД в общей работе цикла.
На рис.3.9 показаны зависимости эффективного КПД іі"г и оптимального давления р от минимального температурного напора в КУ, которые были построены при t3=1300 С, стк=20 и рів=16,0 МПа. Остальные условия аналогичны рассмотренным выше. Видно, что г)"г линейно возрастает с уменьшением Atmin, тогда как pj 1 линейно снижается. Так, уменьшение Atmjn с 30 до 10 С повышает эффективный КПД на 1,8 % (отн.) и понижает р"т с 0,33 до 0,30 МПа. Это объясняется как снижением температуры уходящих газов tyx, так и снижением потерь теплоты при теплообмене в КУ, при одновременном росте доли работы части ВД и некотором снижении доли работы части НД. В приведенном примере температура tyx снижается с 91,0 до 67,5 С.
Из рис.3.10 видно, что повышение начальной температуры пара tiH приводит к росту не только оптимального давления р„т, но и эффективного КПД всего парогазового цикла г"г. Зависимости построены при тех же исходных данных, что и на рис.3.9. Установлено, что температуру tiH необходимо принимать как можно более высокой с учетом температурного напора и допустимой конечной влажности пара.
Расчетами установлено, что на р наибольшее влияние оказывают температура t3 газов перед турбиной, степень повышения давления воздуха в компрессоре ак, начальное давление пара части ВД рів и минимальный температурный напор в КУ Atmin.Расчет термодинамически оптимальных давлений р 1 показал, что их величины, как правило, меньше существующих давлений в современных ПТУ.
Оптимальное давление промежуточного перегрева части высокого давления
Выбор давления промежуточного перегрева пара в утилизационной части ВД бинарной ПТУ (рис.1.8.з) проводится при заданных параметрах газового цикла. Начальные параметры пара ВД (рів, Тів), НД (рін, Тін) и температура пара промперегрева (Тіпп) принимаются постоянными таким образом, чтобы влажность пара в конце процесса расширения не превышала допустимых значений. Конечные давления пара ВД и НД принимаются одинаковыми (р2в=р2н)- Минимальные температурные напоры в КУ ATmin находятся на холодной стороне испарительных частей ВД (АТ5нв=Т5-Тнв) и НД (АТ7Нн=Т7-Тнн). Принимаются также постоянными относительные потери давления в газовом и паровом циклах, КПД турбомашин и насоса.
Условие термодинамического оптимума давления промежуточного перегрева пара в соответствии с (3.3) имеет вид
Для принятых условий давление промежуточного перегрева пара рігщоказывает влияние на работу 1, относительный расход пара gB и температуругазов Tg на горячем конце пароперегревателя НД (рис.4.7). Так как параметрыпаровой части НД заданы, то ее работа 1 постоянна. При этом переменными мость КПД процесса расширения пара в турбине от переменной влажности. Если rnT=const, то оптимизационная формула упрощается
По величине а и заданной температуре пара Тіпп находится оптимальное давление промежуточного перегрева пара части ВД р. Все величины правой части уравнений (4.7) и (4.8) должны строго соответствовать иско оптмому значению р1пп, поэтому ими следует предварительно задаваться с последующим уточнением.
По изложенной методике были проведены расчеты оптимального давления промежуточного перегрева пара р при следующих исходных данных: Рі=0,1 МПа; ti=15 С; t3=1300 С; GK=15; рів=16,0 МПа; tiB=550 С; рін=0,3 МПа; tiH=180 С; tinn=550 С; рк=0,004 МПа. Кроме этого приняты: Atmin=30 С; 1 =0,88; гпт=0,88 (в области перегретого пара); %=0,85; тін=0,7; %с=0,98; v= 1,1; (3=1,3; рпп 1»03. Результаты расчетов показаны на рис.4.8-4.12.
Из рис.4.8 видно, что при рів=16,0 МПа и рін=0,3 МПа величина р увеличивается с ростом ак. Это объясняется уменьшением доли работы «пристраиваемого» цикла из-за уменьшающегося количества утилизируемой теплоты. При ак=16,9 эффективный КПД достигает своего наибольшего значенияравного т]"г =0,5558, определяя в принятых условиях оптимальные значения аки р =3,15 МПа. В аналогичных условиях для цикла без промперегреваг"г =0,5449 достигается при стк=19,3- Если уменьшить стк от его оптимальногозначения на 30 %, то уменьшение оптимального давления промперегрева пара составляет 2,54 % (отн.), а уменьшение КПД равно 0,52 % (отн.).
На рис.4.9 показано влияние начального давления пара части ВД на оптимальное давление промперегрева пара и эффективный КПД цикла при стк=15и рін=0,3 МПа. Видно, что зависимость р от рів имеет практически линейный характер. Наибольшему КПД г"г =0,5558 соответствуют оптимальные давления р1В=19,0 МПа и Ріш=4 0 МПа. Если уменьшить рів от его оптимальногозначения на 30 %, то уменьшение р составляет 35,0 % (отн.), а снижение
КПД равно 0,17 % (отн.). На рис.4.9 дополнительно приведена зависимость давления промперегрева пара от начального давления пара для обычной ПТУ с промперегревом, вычисленной по рекомендациям [113]. Видно, что зависимости Ph = f(piB) Для обычной ПТУ и утилизационной практически одинаковые.
На рис.4.10 приведены зависимости оптимального давления промперегрева пара и эффективного КПД цикла от начального давления пара части НДпри ак=15 и рів=16,0 МПа. Наибольшему КПД г"г =0,5555 соответствуют оп тимальные давления рін=0,32 МПа и р1 =3,12 МПа. Если увеличить р1н от егооптимального значения на 30 %, то уменьшение pj составляет 0,96 % (отн.), а снижение КПД всего 0,13 % (отн.).
Влияние величины минимального температурного напора Atmin на эффективный КПД цикла г"г и оптимальное давление промперегрева пара р при ак=15, рів=16,0 МПа и рін=0,3 МПа показано на рис.4.11. Видно, что уменьшение Atmjn слабо влияет на величину р, а КПД r\f линейно снижается. Это объясняется тем, что начальное давление пара части ВД рів принимается постоянным и не зависимым от Atmjn, однако в действительности А1:тщ влияет на рвпт, а, значит, и на р. Так, уменьшение Atmjn с 30 до 10 С повышает эффективный КПД на 1,9 % (отн.) и уменьшает р на 0,64 % (отн.). При этом температура уходящих газов снижается от 91,1 до 69,1 С при уменьшении доли работы части ВД в общей полезной работе ПТУ и увеличении доли НД.
Одной из важных величин, оказывающих влияние на давление p , является температура tinn промперегретого пара, зависимость от которой показана на рис.4.12, определенная при ак=15, рів=16,0 МПа и рін=0,3 МПа. Видно,j. ОПТ ПГ « гт-1что с увеличением tinn значения р1пп и ге практически линейно растут. Так,при увеличении tinn с 550 до 600 С давление р увеличивается на 21,4 %(отн.), а эффективный КПД на 0,27 % (отн.). Это связано с увеличением КПД «пристраиваемого» цикла и снижением потерь эксергии при теплообмене в КУ. Очевидно, что в принятых условиях и расположении промперегревателя в тракте КУ температуру tinn целесообразно принимать выше или равной температуре tin острого пара ВД с учетом температурного напора на горячем конце промежуточного перегревателя и допустимой конечной влажности пара.
Расчетами установлено, что на величину оптимального давления р при заданной температуре газов перед турбиной t3 наибольшее влияние оказывают начальное давление пара части ВД рів и температура промперегретого пара tinn. Влияние степени повышения давления ак и начального давления пара части НД ріл менее значительное. При этом давление промперегрева близко к давлениям используемым в обычных ПТУ, а температуру промежуточного перегрева пара следует выбирать равной или большей температуре острого пара ВД.
Применение регенерации и промперегрева в утилизационной паровой части ВД бинарной ПТУ отражается не только на эффективном КПД, но и основных оптимальных параметрах парогазового цикла.
Для оценки влияния регенеративного подогрева воды численным методом была определена оптимальная степень повышения давления воздуха в зависимости от начальных давлений пара в паровых частях ВД и НД. При соответствующей оптимальной температуре питательной воды. Основные исходные данные расчетов: рі=0,1 МПа; ti=15 С; t3=1300 С; сгк=20; рів=16,0 МПа; tiB=550 С; рін=0,3 МПа; tiH=180 С; рк=0,004 МПа. При этом влажность в конце процесса расширения с учетом изменения КПД не превышала допустимых значений. Кроме этого приняты: Д1:тщ=30 С; „=0,88; 1 =0,88 (в области перегретого пара); гк=0,85; Чн=0,7; Чкс=0,98; v=l,l; р=1,3; у„=1,05.
На рис.4.13 показаны зависимости оптимальной зт и соответствующего ей эффективного КПД Г"г от начального давления пара части ВД рів, построенные при рін=0,3 МПа для циклов с регенерацией и без нее. Видно, что полученные зависимости для этих двух циклов подобны. С увеличением рів величина оскт цикла с регенерацией увеличивается, а эффективный КПД дости гает своего наибольшего значения г)"г =0,5341 при рів=21,6 МПа и апт=20,9. Введение регенерации снижает эффективный КПД цикла ЛеГ в среднем на 1,89-3,01 % (отн.), а также увеличивает оптимальное давление рів и аот (дляцикла без промперегрева рів=15,2 МПа и 0 =19,5). Это объясняется тем, чтопри вводе регенерации уменьшение степени утилизации теплоты оказывается более существенным, чем увеличение термического КПД парового цикла. В результате несмотря на рост термического КПД газового цикла из-за увеличения ак, термический КПД парогазового цикла с регенерацией оказывается не меньше, чем цикла без регенерации, но при более высоких значениях ак и удельной работы сжатия.
Похожие диссертации на Термодинамическая оптимизация схем и параметров бинарных парогазовых установок
