Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ выполненных работ по оптимизации структуры и параметров тепловых схем ПГУ с КУ 11
1.1. Актуальность развития энергетики на базе парогазовых технологий 11
1.2. Термодинамические основы парогазовых циклов 13
1.3. Обзор работ по исследованию и оптимизации энергетических показателей ПГУ с КУ 19
1.4. Обзор существующих тепловых схем парогазовых установок с котлом-утилизатором трёх давлений 23
1.4.1. ПГУ фирмы General Electric 25
1.4.2. ПГУ фирмы Siemens 27
1.4.3. ПГУ фирмы АЫот 31
1.4.4. Мощные теплофикационные ПГУ в России 32
1.4.5. Краткие выводы по тепловым схемам мощных ПГУ 34
1.5. Выбор расчетной тепловой схемы ПГУ с КУ трёх давлений 35
1.6. Постановка задачи и цели исследования 36
Глава 2. Методика технико-экономической оптимизации парамертов и оборудования конденсационных и теплофикационных трехконтурных парогазовых установок 39
2.1. Основы технико-экономического выбора оптимальных параметров и оборудования тепловой схемы ПГУ 39
2.2. Методики расчета тепловых схем и определения показателей тепловой экономичности трехконтурных ПГУ 40
2.2.1. Расчёт тепловой схемы газотурбинной установки 41
2.2.2. Расчёт котла-утилизатора 42
2.2.3. Расчет потерь давления в паропроводах 47
2.2.4. Расчёт тепловой схемы паротурбинной установки 48
2.2.5. Расчет показателей тепловой экономичности ПГУ с котлами-утилизаторами 54
2.2.6. Алгоритм расчета тепловой схемы трехконтурной ПГУ 57
2.2.7. Описание программы расчета 59
2.3. Технико-экономическая оптимизация методом Модифицированного Базового Варианта 60
2.3.1. Описание метода Модифицированного Базового Варианта 60
2.3.2. Расчет доходов от продажи электроэнергии и тепла 64
2.3.3 Оценка изменения стоимости строительства трехконтурных ПГУ 65
2.4. Оценка эффективности инвестиций в строительство трехконтурных ПГУ 70
Глава 3. Термодинамическая оптимизация параметров тепловой схемы трехконтурных конденсационных парогазовых установок 73
3.1. Термодинамическая оптимизация параметров тепловой схемы трехконтурных ПГУ 74
3.2. Влияние давления в контурах ПГУ на показатели тепловой экономичности 77
3.2.1. Конур высокого давления 77
3.2.2. Контур среднего давления 81
3.2.3. Контур низкого давления 85
3.2.4. Влияние давления контура ВД на оптимальное давление контура СД 85
3.3. Влияние температура острого пара и пара промперегрева на тепловую экономичность ПГУ 87
3.4. Влияние температурного напора на холодном конце испарительной поверхности на тепловую экономичность ПГУ 92
3.5. Влияние недогрева питательной воды в экономайзерах до температуры насыщения в барабанах на тепловую экономичность ПГУ 94
3.6. Влияние потерь давления в паропроводах на оптимальные параметры пара 97
3.7. Влияние внутренних относительных КПД ПТУ на оптимальные параметры пара 99
3.8. Влияние вакуума на оптимальные параметры пара 101
3.9. Влияние площади выхлопа ЦНД на оптимальные параметры пара 102
3.10. Выводы по Главе 3 104
Глава 4. Технико-экономическая оптимизация параметров тепловой схемы трехконтурных конденсационных парогазовых установок 105
4.1. Исходные данные 105
4.2. Оптимизация давления в контурах ПГУ 109
4.2.1. Контур среднего давления 109
4.2.2. Контур высокого давления 113
4.2.3. Оптимизация давления в контурах ВД и СД ПГУ 117
4.3. Оптимизация температурных напоров в поверхностях нагрева КУ 122
4.3.1. Температурный напор на горячем конце пароперегревателя ВД и промежуточного пароперегревателя 122
4.3.2. Температурный напор на холодном конце испарителя 124
4.3.3. Недогрев до температуры насыщения в экономайзерах котла-утилизатора 126
4.4. Оптимизация диаметров паропроводов острого пара и промперегрева 128
4.5. Влияние температуры уходящих газов газовой турбины на оптимальные значения давления и температуры острого пара и пара горячего промперегрева 130
4.6. Выводы по Главе 4 135
Глава 5. Технико-экономическая оптимизация параметров тепловой схемы и режимовработы трехконтурных теплофикационных парогазовых установок 136
5.1. Методика расчета ПГУ с теплофикационной установкой 136
5.1.1. Методика расчета ПГУ 136
5.1.2. Методика расчета теплофикационной установки 139
5.1.3. Расчет годовых показателей 142
5.2. Оптимизация теплофикационной установки 145
5.2.1. Оптимизация схемы теплофикационной установки 147
5.2.2. Оптимизация режима работы теплофикационной установки 150
5.3. Оптимизация работы ГПК 153
5.4. Оценка эффективности инвестиций в строительство трехконтурных ПГУ 158
5.5. Модернизация существующих паросиловых теплофикационных энергоблоков с использованием парогазовой технологии 160
5.6. Выводы по Главе 5 166
Выводы по диссертации 167
Список использованной литературы 170
- Обзор работ по исследованию и оптимизации энергетических показателей ПГУ с КУ
- Методики расчета тепловых схем и определения показателей тепловой экономичности трехконтурных ПГУ
- Технико-экономическая оптимизация методом Модифицированного Базового Варианта
- Влияние температура острого пара и пара промперегрева на тепловую экономичность ПГУ
Введение к работе
По данным за 2006 г. [79] установленная мощность тепловых электрических станций составляла 131,9 млн. кВт, из них 64,4 млн. кВт — ТЭЦ [52]. Из этого следует, что электроэнергетика страны тесно связана с теплоснабжением. На ТЭЦ производится около 50% электроэнергии, вырабатываемой тепловыми станциями, и практически все крупные тепловые нагрузки покрываются ими.
Большая доля ТЭЦ в общей мощности тепловых электростанций определяется их высокой термодинамической эффективностью в расчетных условиях. К сожалению, в настоящее время термодинамическая эффективность многих ТЭЦ далека от расчетных показателей. Причиной этого является спад в промышленности, что вызвало снижение на 30-40% потребности в тепловой энергии по сравнению с 1990г. Определенную роль играет также локальный характер сетей теплоснабжения, исключающий возможность передачи избыточной тепловой мощности ТЭЦ. Многие теплофикационные энергоблоки, в силу отсутствия отопительной нагрузки, до 6 месяцев в году вынуждены работать в конденсационном режиме, что сильно снижает их термодинамическую эффективность и делает не конкурентоспособными по отношению к КЭС.
На ряду с этим, наблюдается практическое отсутствие внедрения передовых разработок энергетических технологий, что привело к существенному отставанию нашей энергетики от энергетики развитых стран. Начавшийся в России экономически рост неизбежно повлечет за собой увеличение спроса на электроэнергию, что еще больше усугубит существующую проблему. Несмотря на временный приостанов роста спроса на электроэнергию, связанный с наступившим в 2008 г. финансовым и экономическим мировым кризисом, тенденция к выбыванию изношенного оборудования существует, а, следовательно, проблема дефицита электроэнергии остается на повестке дня.
Анализ мировой энергетики показывает, что развитие теплоэнергетики на базе газотурбинных и парогазовых технологий служит общемировой тенденцией [46] и обеспечивает повышение эффективности тепловых электростанций и снижение их негативного воздействия на окружающую среду. Полномасштабное внедрение газотурбинных и парогазовых технологий в отечественную энергетику может служить одним из способов осуществления качественных изменений в энергетике и повысить общий уровень эффективности выработки электрической энергии.
Для преодоления проблемы дефицита электроэнергии и повышения ее выработки в ходе выполнения инвестиционной программы РАО ЕЭС России были запланированы и реализуются ряд проектов строительства новых парогазовых установок [39]. Основной прирост мощности ожидается с вводом ПГУ условной мощностью 400 и 450 МВт. Трудности при проектировании таких установок связаны с тем, что часть основного оборудования — газотурбинные установки и паротурбинные установки с их вспомогательными системами, будут поставляться зарубежными фирмами, а остальное оборудование, в том числе котлы-утилизаторы, Российским Заказчикам необходимо выбрать самим. В отличии от блоков ПГУ-450, при сооружении которых в России уже накоплен большой опыт [54, 55, 62] и выбор основных параметров не вызывает у проектировщиков больших затруднений, для конденсационных и теплофикационных ПГУ-400 с тремя контурами давления пара информация по обоснованию оптимальных параметров крайне ограничена.
В связи с этим изучение вопросов, связанных со структурой тепловой схемы и параметрами трехконтурных ПГУ приобретает особую актуальность. Данная работа посвящена оптимизации структуры тепловой схемы и параметров пара в утилизационной части трехконтурных парогазовых установок.
Научная новизна работы заключается в разработанной методике оптимизации параметров паросиловой части ПТУ.
В рамках выполненной работы проанализировано влияние различных параметров тепловой схемы ПТУ на оптимальные параметры пара и показатели экономичности установки, проведена оценка экономической эффективности предложенных оптимизационных решений, рассмотрены вопросы модернизации существующих паросиловых энергоблоков с использованием парогазовой технологии.
Достоверность результатов подтверждает хорошая сходимость оптимальных параметров ПТУ полученных по разработанной автором методике с аналогичными параметрами, приводимыми в предложениях на поставку оборудования фирмами производителями.
Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, профессора кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) Цанева Стефана Васильевича, которому автор выражает глубокую благодарность.
Автор выражает благодарность кандидату технических наук профессору кафедры ТЭС МЭИ (ТУ), Бурову Валерию Дмитриевичу за ценные замечания и советы при выполнении диссертационной работы.
Автор выражает признательность кандидату технических наук Девянину Вячеславу Алексеевичу за ценные советы и проведенные дискуссии при выполнении расчетов и написании диссертации.
Автор благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПТУ ТЭС» за помощь и ценные замечания при выполнении работы, а так же сотрудников кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) за ряд сделанных важных и полезных рекомендаций.
Обзор работ по исследованию и оптимизации энергетических показателей ПГУ с КУ
Фундаментальные исследовательские и проектные работы ПГУ различных типов выполнялись в ВТИ [9, 10, 11], СГТУ [2, 3, 4], СПбГТУ [5, 6, 8, 12], ЦКТИ [14], МЭИ [24, 25, 26, 56, 59, 60, 66, 67, 68] и ряде других организаций [27, 28, 30, 31, 32, 37, 40, 41, 43, 44, 46-49, 52, 58, 69, 71, 73]. Не располагая возможностью проанализировать полностью все эти исследования, глубокий анализ которых можно найти в [72], в данном разделе рассматриваются только те работы, в которых исследовались влияния различных факторов на оптимальные параметры современных ПГУ.
Большой объем исследований, касающийся перспективных ПГУ с КУ, выполнен под руководством Березинца П.А. в АООТ «ВТИ» [9-11]. В работах проведен анализ технических решений и их экономической эффективности ряда ПГУ на базе мощных высокотемпературных ГТУ. В [9] анализируется экономичность ПГУ с различными конденсационными ПТУ (от одной до трех ступеней давлений без промперегрева и при его наличии) и заданной ГТУ. Перебором некоторых значений начальных параметров пара установлено, что КПД и мощность ПТУ возрастают с увеличением количества контуров давлений, начальных параметров пара и при использовании промежуточного перегрева пара. Отмечено, что для ПТУ, в которых температура выхлопных газов ГТУ превышает 600С, в утилизационной части целесообразно использовать трехконтурные схемы с промперегревом и максимально возможными начальными параметрами пара 12,75 и 23,5 МПа. Однако полного комплексного исследования влияния всех основных параметров на технико-экономические показателями ПГУ не приводилось.
В [10] проводится сравнение комбинированной выработки тепла и электроэнергии на двух- и трехконтурных ПГУ. В результате было показано, что применение трехконтурной схемы дает больший чистый дисконтированный доход по сравнению с двухконтурной.
Большая работа по поиску оптимальных параметров пара и по исследованию ПГУ в целом проделана Андрющенко А.И. и Лапшовым В.Н.[3]. Авторы отмечают, что нахождение термодинамически наивыгоднейших параметров рабочих тел в цикле ПГУ является важным этапом общего технико-экономического исследования циклов и схем ПГУ. Так же отмечено о существовании оптимума этих параметров и о некоторых особенностях влияния начальных параметров пара на термодинамические показатели элементов ПГУ с КУ. Следует так же отметить, что в [3] совместно проводится оптимизация параметров паровой и газовой части ПГУ, что себя оправдывает при начальном этапе развития техники, когда выбирается направление развития. На самом деле парогазовые установки комплектуются реальными ГТУ со вполне определенными характеристиками, которые определяются фирмами производителями ГТУ и меняются в зависимости от климатических условий района размещения установки.
Подобный подход выбора начальных параметров пара излагался в ряде работ группы авторов, возглавляемой Арсеньевым Л.В. и Тырышкиным В.Г. [5, 6]. Авторы отмечали, что оптимальные начальные параметры пара во многом определяются температурой газов на входе в КУ. Их значения соответствуют оптимальному соотношению КПД парового цикла и степени утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ. Понижение температуры уходящих газов, а, следовательно, и увеличение степени утилизации теплоты, может быть достигнуто использованием в утилизационном цикле нескольких давлений пара.
В [5] показано, что при заданных параметрах газовой части термодинамически оптимальные параметры пара должны удовлетворять условию получения максимальной работы утилизационной части. Здесь же отмечено преимущество и перспективность сложных утилизационных паровых циклов, в частности, одного давления с промперегревом пара или двух давлений по сравнению с обычным циклом одного давления, и указано, что начальные давления пара должны иметь технико-экономически оптимальные значения.
Важной величиной, требующей тщательного выбора и обоснования, является минимальный температурный недогрев (АТШЫ) между контурами
рабочих тел в процессе теплообмена в КУ. В [12] отмечают сильное влияние величины ATMIN на площадь поверхности КУ и эффективность ПГУ в целом. АТМШ имеет место либо на горячем конце пароперегревателя и водяного экономайзера, либо на холодном конце испарителя [5, 6]. Грибов В.Б. и др. в [14] указали экономически целесообразные диапазоны температурных недогревов и аэродинамического сопротивления КУ. Таким образом АТКШ находится в диапазоне: для испарителя - 5-10С, для пароперегревателя - 15-30С, а оптимальное аэродинамическое сопротивление КУ составляет примерно 1,5-3,0 кПа.
Торжковым В.Е. [66] проведено исследование и оптимизация характеристик парогазовых КЭС малой и средней мощности с одноконтурными котлами-утилизаторами. Было показано, что максимальная тепловая экономичность ПГУ-КЭС с КУ на базе конкретной ГТУ будет соответствовать максимальной мощности паровой турбины в составе ПГУ, которая в общем случае определяется расходом пара на турбину и величиной срабатываемого в ней теплоперепада. При этом для достаточно широкого диапазона параметров пара зависимости указанных величин имеют противоположно направленный характер. Дудолиным А.А [25] проведены исследования влияния климатических условий и типа ГТУ на выбор структуры тепловых схем парогазовых ТЭЦ утилизационного типа. В работе рассматривались установки с одним и двумя контурами давлений пара. В результате было установлено, что несмотря на большие капитальные вложения и дополнительные затраты на основное оборудование, наблюдается существенный экономический эффект при переходе от одноконтурных схем к двухконтурным. Кроме того, ощутимое влияния на выбор структуры тепловой схемы ПТУ-ТЭЦ оказывают климатические особенности района размещения. Оптимизация параметров и структуры тепловых схем ПГУ-КЭС трех давлений была проделана Сигидовым Я.Ю. [59]. Работа посвящена оптимизации параметров и исследованию влияния характеристик тепловой схемы конденсационных ПГУ с КУ трёх давлений на показатели тепловой экономичности. В результате было также подтверждено, что основными параметрами, определяющими тепловую экономичность парового цикла, являются начальные параметры пара (давление, температура), оптимальные значения которых зависят главным образом от температуры выхлопных газов турбины, температурных напоров в поверхностях КУ и конечной влажности пара на выходе из ПТУ. По результатам расчетных исследований были получены функциональные зависимости, при помощи которых, возможно оценить оптимальные с точки зрения термодинамики параметры пара в контурах трехконтурного котла-утилизатора в зависимости от характеристик ГТУ и принятых параметров тепловой схемы. Основной недоработкой данной работы является то, что технико-экономической оптимизации подвергалось только давление пара в контуре ВД ПГУ, а остальные параметры паросиловой части принимались на основании термодинамических расчетов, либо вообще не анализировались. Сопоставление давления пара контуров ВД и СД ПГУ рассчитанными по рекомендациям [59], с аналогичными параметрами используемыми фирмами производителями оборудования [88, 89], показало существенное расхождение.
Методики расчета тепловых схем и определения показателей тепловой экономичности трехконтурных ПГУ
В ПГУ сочетаются два термодинамических цикла многие параметры которых взаимосвязаны между собой. По этой причине расчеты парогазовых циклов и схем имеют некоторые особенности по сравнению с традиционными паротурбинными установками. Основным элементом тепловой схемы любой парогазовой установки является газотурбинная установка, которая и определяет режимы работы всего оборудования энергоблока. Котел-утилизатор, установленный на выхлопе уходящих газов ГТУ, генерирует пар в количестве и с параметрами, соответствующими потенциалу теплоты уходящих газов. Паротурбинная установка вырабатывает электрическую и тепловую энергию в количестве, зависящем в первую очередь от паропроизводительности котла-утилизатора, от пропускной способности и эффективности проточных частей паровой турбины, работы конденсатора и др. На кафедре ТЭС МЭИ (ТУ) была разработана методика оптимизации показателей тепловой экономичности ПГУ КЭС с КУ трех давлений [59]. Данная методика была дополнительно усовершенствованна. В ней дополнительно были учтены: влияние изменения внутреннего относительного КПД ЦНД в зависимости от: - влажности в последних ступенях; - расхода пара; - площади выхлопа ЦНД; влияние протечек уплотнений ПТУ; влияние изменения гидравлического сопротивления паропроводов КУ-ПТУ; В связи с наличием в КУ промежуточного перегрева пара при расчете тепловой схемы ПГУ необходимо проводить совместный расчет котла-утилизатора и паротурбинной установки, т.к. параметры и расход пара на выхлопе ЦВД ПТУ (с поправкой на потери давления в холодной нитке промперегрева) являются исходными данными для расчета КУ. Таким образом, рассчитать тепловую схему трехконтурной ПГУ с промперегревом возможно только проведением итерационных расчетов. Ниже приведены методики расчета каждого элемента схемы ПГУ в отдельности. Исходными данными для расчёта тепловой схемы ГТУ являются: КПД компрессора и газовой турбины, параметры окружающей среды (температура tHB давление ряв, влажность воздуха dllB), тип и характеристики сжигаемого топлива, аэродинамическое сопротивление на входе и выходе ГТУ. На первом этапе расчёта величиной аэродинамического сопротивления следует задаться. В результате расчета газотурбинной установки [49] определяются электрическая мощность на клеммах генератора (Л у), расход топлива на ГТУ (iV), параметры дымовых газов на выходе из газовой турбины (температура Гкт, энтальпия hKT, расход выхлопных газов GKT, состав выхлопных газов).
Так как КПД компрессора и газовой турбины ГТУ фирмами производителями не разглашаются, то целесообразно при расчете схем ПТУ использовать характеристики ГТУ предоставленные фирмами-производителями. На практике, каждый производитель газовых турбин при обращении к нему может предоставить характеристики ГТУ в зависимости от режима работы и места установки агрегата. Исходными данными для расчёта котла-утилизатора являются характеристики греющей среды (дымовые газы за газовой турбиной), а также температуры и давления нагреваемой среды (вода и пар). Ниже рассматриваются особенности теплового расчета КУ на примере одной из наиболее распространенных тепловых схем ПТУ, применяемых в России. Компоновка поверхностей нагрева котла-утилизатора представлена на рис. 2.2. Температура перегретого пара и пара промперерегрева практически одинаковы и определяются температурой газов на входе в пароперегреватель и температурными напорами: Для расчета котла утилизатора необходимо задаться температурными напорами на холодном конце испарительной поверхности - так называемыми Pinch Point („ .) для каждого контура давления. Для обеспечения устойчивой работы экономайзерных участков КУ предусматривается недогрев питательной воды в экономайзерах (эк) до температуры насыщения в барабане, которые также задаются перед началом расчета. При проектировании котла-утилизатора необходимо учитывать технологические и технические ограничения, определяемые как работой самого КУ, так и его связями с агрегатами ПГУ. Так для обеспечения устойчивой деаэрации необходимо поддерживать недогрев основного конденсата в ГПК (@гж) до температуры кипения в деаэраторе. Согласно опыту проектирования, недогрев в ГПК составляет 8-15 С. С целью предотвращения низкотемпературной коррозии в ГПК следует держать температуру уходящих газов на выходе КУ не ниже 75 С. Для чего предусматривается рециркуляция конденсата. На рис. 2.3 представлена «Q» диаграмма процесса теплообмена в трёхконтурном котле-утилизаторе. Исходя из «Q» диаграммы, для каждой из поверхностей нагрева котла-утилизатора составляется уравнение теплового баланса, которое имеет следующий вид [56]
Технико-экономическая оптимизация методом Модифицированного Базового Варианта
В результате, погрешность расчетов снижена и не превышает десятой доли процента. Термодинамические свойства дымовых газов и пара определяются с помощью программного комплекса WaterStefmPro 6.0 [50]. Программа реализована на языке программирования Microsoft Visual Basic for Application (VBA). Текст всех программных модулей и диалоговых форм - открытый (принцип open source), что позволяет при необходимости выполнять корректировку работы программы. Программа реализует итерационный расчёт тепловой схемы, что технически соответствует выполнению серии последовательных приближений с использованием результатов предыдущей итерации в последующей. В программу заложена возможность многовариантных расчетов. Это даёт возможность проводить оптимизационные расчеты. Для чего задаются диапазон и шаг изменения исследуемой величины. По результатам расчета строится график изменения критерия оптимизации от исследуемой величины. Суть рассматриваемой в данной работе методики
Модифицированного Базового Варианта заключается в использовании дисконтированного дохода в качестве критерия оптимизации при сравнении результатов вариантных расчетов с выбранным ранее Базовым вариантом. Чистый дисконтируемый доход проекта сооружения и эксплуатации ЛГУ рассчитывается по формуле: где: ФП1 - денежный поток за i-ый расчетный год с момента начала строительства ПГУ, руб./год; п — суммарный срок строительства и службы ПГУ, лет. Денежные потоки за период строительства (издержки) рассчитываются на каждый год строительства и показываются со знаком минус. Срок строительства ПГУ принят равным трем годам. Капиталовложения Кпгу разносятся как 30%, 50% и 20% на первый, второй и третий годы строительства соответственно. Денежные потоки за время эксплуатации ПГУ рассчитываются с учетом как поступления средств за счет продажи электроэнергии, так с учетом затрат на покупку топлива, выполнение техобслуживания, оплату персонала и т.д. Проведенные в данной работе технико-экономические исследования по выбору оптимальных параметров тепловой схемы блока ПГУ были выполнены исходя из следующих предположений: - имеются уже выбранные газовая и паровая турбины; - при оптимизации исследованных параметров тепловой схемы значительно изменяются только стоимости котла-утилизатора, паропроводов и питательных насосов; - затраты на проектирование, закупку, монтаж и пуско-наладку остального оборудования остаются неизменными; - в процессе эксплуатации все затраты связанные с закупкой топлива остаются неизменными, так как принимается, что газовая турбина работает в одинаковых режимах для всех исследованных вариантов тепловых схем; - также не изменяются затраты с выплатой зарплаты персоналу, техническим обслуживанием; - единственным изменяющимся параметром является денежные поступления от продажи электроэнергии и тепла. Кроме того, в анализе потока наличных используются не абсолютные значения затрат и денежных поступлений исследуемых вариантов, а анализируются только разницы затрат и денежных поступлений исследуемых вариантов и Базовым вариантом. В этом случае отпадает необходимость рассчитывать для каждого варианта как стоимость всего ПГУ, так и полные денежные потоки при эксплуатации. Это позволило оптимизировать параметры, вклад которых в общие денежные потоки ПГУ незначителен и их влияние могло быть незамеченным из-за округлений в процессе расчетов. Из вышесказанного следует, что для выбора оптимальных параметров и состава оборудования анализировались только изменяемые составляющие затрат и денежных поступлений от исследуемого параметра. Изменение Чистого Дисконтируемого Дохода (ЧДД), получаемое в результате изменения параметров и состава оборудования тепловой схемы следующим образом:
Влияние температура острого пара и пара промперегрева на тепловую экономичность ПГУ
Важными параметрами тепловой схемы ПГУ, влияющим на термодинамическую эффективность ПГУ, являются температуры свежего пара и пара горячего промперегрева. Для исследуемой схемы, в которой промежуточный пароперегреватель установлен параллельно с перегревателем высокого давления, температура острого пара и пара промперегрева определяются температурой дымовых газов на выхлопе ГТУ ТКт и температурным напором (і9ет). На рис. 3.12 показаны зависимости изменения мощности ПГУ нетто в зависимости от давления в контуре СД (при давлении контура ВД 13 МПа и различных температурах острого пара).
Данные, приведенные на рис. 3.12 показывают, что рост температуры пара при оптимальном давлении промперегрева приводит к увеличению мощности ПГУ нетто, причем оптимальное давление пара промперегрева практически не зависит от температуры пара.
Возрастание температуры пара высокого давления и пара промперегрева, при постоянном давлении в конденсаторе приводит к увеличению средней температуры подвода тепла в цикл Ticp при сохранении температуры отвода тепла Т2СР(СМ. рис. 3.13).
Тогда в соответствии с классической формулой [47] термический КПД обратимого цикла rt с возрастанием средней температуры подвода тепла в цикл также повышается. Это при неизменной теплоте сгорания топлива в газовой турбине приводит к увеличению выработки электроэнергии.
С увеличением температуры острого пара и пара промперегрева, при прочих равных параметрах, происходит снижение общей паропроизводительности КУ, что вызвано перераспределением тепловых потоков между поверхностями нагрева котла-утилизатора, в результате чего происходит снижение паропроизводительности контура высокого давления, что частично компенсируется ростом паропроизводительности контуров среднего и низкого давления. Наряду с понижением паропроизводительности, повышение температуры пара ведет к увеличению срабатываемых теплоперепадов в цилиндрах ПТУ и снижению конечной влажности, что в совокупности приводит к росту электрической мощности паровой турбины и парогазовой установки в целом. На рис. 3.14 показаны зависимости изменения мощности ПГУ нетто от давления пара промперегрева при различных давлениях острого пара и различных температурах уходящих газов, острого пара и пара промперегрева. Не трудно увидеть, что для каждого значения давления пара ВД, в довольно широком интервале давлений пара промперегрева, электрическая мощность ПГУ нетто меняется незначительно (порядка 0,005%).
Из представленных на данном рисунке данных можно сделать вывод, что температуры пара высокого давления / пара горячего промперегрева, не оказывают существенного влияния на выбор оптимального давления пара промперегрева, которое определяется лишь давлением пара в контуре высокого давления ПГУ и температурой выхлопных газов ГТУ (см. рис.3.11).
Повышение температуры выхлопных газов ГТУ влечет за собой увеличение общего паропроизводительности котла-утилизатора и расхода пара в ЦНД паровой турбины. Данное обстоятельство, при «фиксированных» характеристиках ЦНД, приводит к росту давления пара в контуре низкого давления (2.18) и на выхлопе ЦСД ПТУ соответственно, в связи с этим срабатываемый в ЦНД теплоперепад увеличивается, а в ЦСД - уменьшается. В связи с тем, что внутренний относительный КПД (tjo:) ЦСД выше 7„, ЦВД паровой турбины (табл. 3.2) происходит смещение сочетания срабатываемых теплоперепадов цилиндров ПТУ и паропроизводительностей контуров КУ, обеспечивающих максимальную электрическую мощность ПГУ нетто, в сторону больших значений давления в контуре СД. Таким образом, повышение температуры выхлопных газов ГТУ приводит к смещению оптимального термодинамического давления контура СД в сторону более высоких давлений. На рис. 3.15 представлены графики изменения электрического КПД ПГУ нетто от давления пара промперегрева при различных давлениях острого пара и различных температурах уходящих газов, острого пара и пара промперегрева для двух типов ГТУ, параметры которых представлены в таблице 3.3.
