Доклад На тему Циклы газотурбинных и паротурбинных установок Мартынюк Я. В группа ээр-201 Проверил
жүктеу/скачать 167.11 Kb.
|
|
Министерство высшего образования и науки Республики Казахстан Актюбинский региональный университет ИМ. К. Жубанова Кафедра нефтегазового дела Технический факультет Доклад
Выполнила: Мартынюк Я. В Группа ЭЭР-201 Проверил: Актобе 2023 Энергетические газотурбинные установки. Циклы газотурбинных установок Газотурбинные установки (ГТУ) представляют собой единый, относительно компактный энергетический комплекс, в котором спаренно работают силовая турбина и генератор. Система получила широкое распространение в так называемой малой энергетике. Отлично подходит для электро- и теплоснабжения крупных предприятий, отдаленных населенных пунктов и прочих потребителей. Как правило, ГТУ работают на жидком топливе либо газе. На острие прогресса В наращивании энергетических мощностей электростанций главенствующая роль переходит к газотурбинным установкам и их дальнейшей эволюции – парогазовым установкам (ПГУ). Так, на электростанциях США с начала 1990-х более 60 % вводимых и модернизируемых мощностей уже составляют ГТУ и ПГУ, а в некоторых странах в отдельные годы их доля достигала 90 %. В большом количестве строятся также простые ГТУ. Газотурбинная установка – мобильная, экономичная в эксплуатации и легкая в ремонте – оказалась оптимальным решением для покрытия пиковых нагрузок. На рубеже веков (1999–2000 годы) суммарная мощность газотурбинных установок достигла 120 000 МВт. Для сравнения: в 80-е годы суммарная мощность систем этого типа составляла 8000–10 000 МВт. Значительная часть ГТУ (более 60 %) предназначались для работы в составе крупных бинарных парогазовых установок со средней мощностью порядка 350 МВт. Историческая справка Теоретические основы применения парогазовых технологий были достаточно подробно изучены у нас в стране еще в начале 60-х годов. Уже в ту пору стало ясно: генеральный путь развития теплоэнергетики связан именно с парогазовыми технологиями. Однако для их успешной реализации были необходимы надежные и высокоэффективные газотурбинные установки. Именно существенный прогресс газотурбостроения определил современный качественный скачок теплоэнергетики. Ряд зарубежных фирм успешно решили задачи создания эффективных стационарных ГТУ в ту пору, когда отечественные головные ведущие организации в условиях командной экономики занимались продвижением наименее перспективных паротурбинных технологий (ПТУ). Если в 60-х годах коэффициент полезного действия газотурбинных установок находился на уровне 24-32 %, то в конце 80-х лучшие стационарные энергетические газотурбинные установки уже имели КПД (при автономном использовании) 36-37 %. Это позволяло на их основе создавать ПГУ, КПД которых достигал 50 %. К началу нового века данный показатель был равен 40 %, а в комплексе с парогазовыми – и вовсе 60 %. Сравнение паротурбинных и парогазовых установок. В парогазовых установках, базирующихся на ГТУ, ближайшей и реальной перспективой стало получение КПД 65 % и более. В то же время для паротурбинных установок (развиваемых в СССР), только в случае успешного решения ряда сложных научных проблем, связанных с генерацией и использованием пара сверхкритических параметров, можно надеяться на КПД не более 46–49 %. Таким образом, по экономичности паротурбинные системы безнадежно проигрывают парогазовым. Существенно уступают паротурбинные электростанции также по стоимости и срокам строительства. В 2005 году на мировом энергетическом рынке цена 1 кВт на ПГУ мощностью 200 МВт и более составляла 500–600 $/кВт. Для ПГУ меньших мощностей стоимость была в пределах 600–900 $/кВт. Мощные газотурбинные установки соответствуют значениям 200–250 $/кВт. С уменьшением единичной мощности их цена растет, но не превышает обычно 500 $/кВт. Эти значения в разы меньше стоимости киловатта электроэнергии паротурбинных систем. Например, цена установленного киловатта у конденсационных паротурбинных электростанций колеблется в пределах 2000–3000 $/кВт Схема газотурбинной установки Установка включает три базовых узла: газовую турбину, камеру сгорания и воздушный компрессор. Причем все агрегаты размещаются в сборном едином корпусе. Роторы компрессора и турбины соединяются друг с другом жестко, опираясь на подшипники. Вокруг компрессора размещаются камеры сгорания (например, 14 шт.), каждая в своем отдельном корпусе. Для поступления в компрессор воздуха служит входной патрубок, из газовой турбины воздух уходит через выхлопной патрубок. Базируется корпус ГТУ на мощных опорах, размещенных симметрично на единой раме. Принцип работы В большинстве установок ГТУ используется принцип непрерывного горения, или открытого цикла: Вначале рабочее тело (воздух) закачивается при атмосферном давлении соответствующим компрессором. Далее воздух сжимается до большего давления и направляется в камеру сгорания. В нее подается топливо, которое сгорает при постоянном давлении, обеспечивая постоянный подвод тепла. Благодаря сгоранию топлива температура рабочего тела увеличивается. Далее рабочее тело (теперь это уже газ, представляющей собой смесь воздуха и продуктов сгорания) поступает в газовую турбину, где, расширяясь до атмосферного давления, совершает полезную работу (крутит турбину, вырабатывающую электроэнергию). После турбины газы сбрасываются в атмосферу, через которую рабочий цикл и замыкается. Разность работы турбины и компрессора воспринимается электрогенератором, расположенным на общем валу с турбиной и компрессором. Установки прерывистого горения. В отличие от предыдущей конструктивной схемы, в установках прерывистого горения применяются два клапана вместо одного. Компрессор нагнетает воздух в камеру сгорания через первый клапан при закрытом втором клапане. Когда давление в камере сгорания поднимается, первый клапан закрывают. В результате объем камеры оказывается замкнутым. При закрытых клапанах в камере сжигают топливо, естественно, его сгорание происходит при постоянном объеме. В результате давление рабочего тела дополнительно увеличивается. Далее открывают второй клапан, и рабочее тело поступает в газовую турбину. При этом давление перед турбиной будет постепенно снижаться. Когда оно приблизится к атмосферному, второй клапан следует закрыть, а первый открыть и повторить последовательность действий Циклы газотурбинных установок Переходя к практической реализации того или иного термодинамического цикла, конструкторам приходится сталкиваться с множеством непреодолимых технических препятствий. Наиболее характерный пример: при влажности пара более 8-12 % потери в проточной части паровой турбины резко возрастают, растут динамические нагрузки, возникает эрозия. Это в конечном счете приводит к разрушению проточной части турбины. В результате указанных ограничений в энергетике (для получения работы) широкое применение пока находят только два базовых термодинамических цикла: цикл Ренкина и цикл Брайтона. Большинство энергетических установок строится на сочетании элементов указанных циклов. Цикл Ренкина применяют для рабочих тел, которые в процессе реализации цикла совершают фазовый переход, по такому циклу работают паросиловые установки. Для рабочих тел, которые не могут быть сконденсированы в реальных условиях и которые мы называем газами, применяют цикл Брайтона. По этому циклу работают газотурбинные установки и двигатели ДВС. Используемое топливо Подавляющее большинство ГТУ рассчитаны на работу на природном газе. Иногда жидкое топливо используется в системах малой мощности (реже – средней, очень редко – большой мощности). Новым трендом становится переход компактных газотурбинных систем на применение твердых горючих материалов (уголь, реже торф и древесина). Указанные тенденции связаны с тем, что газ является ценным технологическим сырьем для химической промышленности, где его использование часто более рентабельно, чем в энергетике. Производство газотурбинных установок, способных эффективно работать на твердом топливе, активно набирает обороты. Отличие ДВС от ГТУ Принципиальное отличие двигателей внутреннего сгорания и газотурбинных комплексов сводится к следующему. В ДВС процессы сжатия воздуха, сгорания топлива и расширения продуктов сгорания происходят в пределах одного конструктивного элемента, именуемого цилиндром двигателя. В ГТУ указанные процессы разнесены по отдельным конструктивным узлам: сжатие осуществляется в компрессоре; сгорание топлива, соответственно, в специальной камере; расширение продуктов сгорания осуществляется в газовой турбине. В результате конструктивно газотурбинные установки и ДВС мало похожи, хотя работают по схожим термодинамическим циклам. Газотурбинные и парогазовые установки На днях Василий рассказал о статье, в которой подробно и простыми словами описан цикл ПГУ-450. Статья действительно очень легко усваивается. Я же хочу рассказать о теории. Коротко, но по-делу. Материал я позаимствовал из учебного пособия «Введение в теплоэнергетику». Авторы этого пособия — И. З. Полещук, Н. М. Цирельман. Пособие предлагается студентам УГАТУ (Уфимский государственный авиационный технический университет) для изучения одноименной дисциплины. Газотурбинная установка (ГТУ) представляет собой тепловой двигатель, в котором химическая энергия топлива преобразуется сначала в теплоту, а затем в механическую энергию на вращающемся валу. Простейшая ГТУ состоит из компрессора, в котором сжимается атмосферный воздух, камеры сгорания, где в среде этого воздуха сжигается топливо, и турбины, в которой расширяются продукты сгорания. Так как средняя температура газов при расширении существенно выше, чем воздуха при сжатии, мощность, развиваемая турбиной, оказывается больше мощности, необходимой для вращения компрессора. Их разность представляет собой полезную мощность ГТУ. На рис. 1 показаны схема, термодинамический цикл и тепловой баланс такой установки. Процесс (цикл) работающей таким образом ГТУ называется разомкнутым или открытым. Рабочее тело (воздух, продукты сгорания) постоянно возобновляется — забирается из атмосферы и сбрасывается в нее. КПД ГТУ, как и любого теплового двигателя, представляет собой отношение полезной мощности NГТУ к расходу теплоты, полученной при сжигании топлива: ηГТУ = NГТУ / QT. Из баланса энергии следует, что NГТУ = QT — ΣQП, где ΣQП — общее количество отведенной из цикла ГТУ теплоты, равное сумме внешних потерь. Основную часть потерь теплоты ГТУ простого цикла составляют потери с уходящими газами: ΔQух ≈ Qух — Qв; ΔQух — Qв ≈ 65…80%. Доля остальных потерь значительно меньше: а) потери от недожога в камере сгорания ΔQкс / Qт ≤ 3%; б) потери из-за утечек рабочего тела ; ΔQут / Qт ≤ 2%; в) механические потери (эквивалентная им теплота отводится из цикла с маслом, охлаждающим подшипники) ΔNмех / Qт ≤ 1%; г) потери в электрическом генераторе ΔNэг / Qт ≤ 1…2%; д) потери теплоты конвекцией или излучением в окружающую среду ΔQокр / Qт ≤ 3% Теплота, которая отводится из цикла ГТУ с отработавшими газами, может быть частично использована вне цикла ГТУ, в частности, в паросиловом цикле. Принципиальные схемы парогазовых установок различных типов приведены на рис. 2. В общем случае КПД ПГУ: Формула КПД ПГУ - общий случай Здесь — Qгту количество теплоты, подведенной к рабочему телу ГТУ; Qпсу — количество теплоты, подведенной к паровой среде в котле. Рис. 1. Принцип действия простейшей ГТУ Принцип действия простейшей ГТУ а — принципиальная схема: 1 — компрессор; 2 — камера сгорания; 3 — турбина; 4 — электрогенератор; б — термодинамический цикл ГТУ в ТS-диаграмме; в — баланс энергии. В простейшей бинарной парогазовой установке по схеме, показанной на рис. 2 а, весь пар вырабатывается в котле-утилизаторе: ηУПГ = 0,6…0,8 (в зависимости, главным образом, от температуры уходящих газов). При ТГ = 1400…1500 К ηГТУ ≈ 0,35, и тогда КПД бинарной ПГУ может дос-тигать 50-55 %. Температура отработавших в турбине ГТУ газов высока (400-450оС), следовательно, велики потери теплоты с уходящими газами и КПД газотурбинных электростанций составляет 38 % , т. е. он практически такой же, как КПД современных паротурбинных электростанций. Газотурбинные установки работают на газовом топливе, которое существенно дешевле мазута. Единичная мощность современных ГТУ достигает 250 МВт, что приближается к мощности паротурбинных установок. К преимуществам ГТУ по сравнению с паротурбинными установками относятся: незначительная потребность в охлаждающей воде; меньшая масса и меньшие капитальные затраты на единицу мощности; возможность быстрого пуска и форсирования нагрузки. Рис. 2. Принципиальные схемы различных парогазовых установок: а) б) в) Принципиальные схемы различных парогазовых установок а — ПГУ с парогенератором утилизационного типа; б — ПГУ со сбросом газов в топку котла (НПГ); в — ПГУ на парогазовой смеси; 1 — воздух из атмосферы; 2 — топливо; 3 — отработавшие в турбине газы; 4 — уходящие газы; 5 — вода из сети на охлаждение; 6 — отвод охлаждающей воды; 7 — свежий пар; 8 — питательная вода; 9 – промежуточный перегрев пара; 10 — регенеративные отбросы пара; 11 — пар, поступающий после турбины в камеру сгорания. К — компрессор; Т — турбина; ПТ — паровая турбина; ГВ, ГН — газоводяные подогреватели высокого и низкого давления; ПВД, ПНД — регенеративные подогреватели питательной воды высокого и низкого давления; НПГ, УПГ — низконапорный, утилизационный парогенераторы; КС — камера сгорания. Объединяя паротурбинную и газотурбинную установки общим технологическим циклом, получают парогазовую установку (ПГУ), КПД который существенно выше, чем КПД отдельно взятых паротурбинной и газотурбинной установок. КПД парогазовой электростанции на 17-20 % больше, чем обычной паротурбинной электростанции. В варианте простейшей ГТУ с утилизацией тепла уходящих газов коэффициент использования тепла топлива достигает 82-85%. Термодинамические циклы паротурбинных установок Паротурбинная установка (ПТУ), энергетическая установка, в которой происходит преобразование теплоты сжигаемого топлива в механическую работу при помощи пара. Включает паровой котел и паровую турбину. Цикл Карно для ПТУ, цикл, состоящий из двух изотермических и двух адиабатных процессов и совершаемый в области влажного насыщенного пара. Практическое осуществление этого цикла нецелесообразно. Это связано с газодинамически несовершенным течением влажного пара в проточной части турбин и компрессоров, что приводит к снижению внутренних относительных КПД этих устройств и, следовательно, к снижению внутреннего КПД ПТУ. Ц икл Ренкина, цикл ПТУ, в котором пар после турбины полностью конденсируется (до жидкого состояния), а полученный конденсат адиабатно сжимается в насосе до давления в котле. В цикле возможен перегрев пара. Принципиальная схема и цикл с перегревом пара представлены на рисунке. В паровом котле К происходит изобарный процесс подогрева воды до температуры кипения 4-5 и парообразование 5-6. Пар поступает в пароперегреватель ПП, где изобарно перегревается 6-1. Перегретый пар адиабатно расширяется в турбине Т, процесс 1-2, в результате кинетическая энергия пара преобразуется в механическую работу вращения вала турбины и связанного с ней генератора Г. Затем пар поступает в конденсатор КН, где за счет охлаждающей воды изобарно конденсируется, процесс 2-3. Конденсат адиабатно сжимается в насосе Н, процесс 3-4, и поступает в котел. Таким образом, подвод теплоты в цикле Ренкина происходит изобарно в процессе 4-5-6-1: q1 = h1 – h4. Отвод теплоты происходит изобарно в процессе 2-3: q2 = h2 – h3. Работа (располагаемая) получатся в турбине в адиабатном процессе 1-2: lT = h1 – h2. Работа затрачивается в насосе в адиабатном процессе 3-4: lН = h4 – h3. Полезная работа, получаемая в цикле: lПТУ = lT – lН = q1 – q2. Термический КПД цикла: . Поскольку работа, затраченная в насосе гораздо меньше работы произведенной турбиной, то для прикидочных расчетов величиной lН можно пренебречь. Величина термического КПД зависит от параметров пара на входе и выходе из турбины. КПД увеличивается если: увеличивается начальное давление р1 и температура t1, а также уменьшается конечное давление р2. Цикл Ренкина является основным циклом ПТУ. Цикл ПТУ с промежуточным перегревом пара, цикл, в котором пар последовательно адиабатно расширяется в нескольких ступенях турбины, между которыми осуществляется его дополнительный перегрев (см. рисунок). В паровом котле 1 происходит изобарный нагрев воды до температуры кипения и парообразование 6-7-8. В пароперегревателе 2 пар изобарно перегревается, процесс 8-1, а затем адиабатно расширяется, процесс 1-2, в цилиндре высокого давления турбины 3. В промежуточном перегревателе 4 пар вторично изобарно перегревается, процесс 2-3, и поступает в цилиндр низкого давления 5, где адиабатно расширяется – процесс 3-4. Отработанный пар изобарно конденсируется в конденсаторе 6, процесс 4-5. Конденсат адиабатно сжимается в насосе 7, процесс 5-6. Промежуточный перегрев пара применяют для увеличения термического КПД паротурбинной установки. Полезная работа, получаемая в цикле: lПТУ = (h1 – h2) + (h3 – h4). Подведенная теплота: q1 = (h1 – h6) + (h3 – h2). Термический КПД цикла: . Теплофикационный цикл ПТУ, цикл, в котором теплоту пара, выходящего из турбины, используют в нагревательных приборах различного назначения (отопление, горячее водоснабжение, технологические нужды и т.д.). В цикле Ренкина пар после турбины поступает в конденсатор, где происходит его конденсация при температуре около 35оС. Воду с такой температурой нельзя применять для бытовых и технологических целей из-за ее низкого температурного потенциала. Если повысить давление на выходе из турбины, например, до 0,1-0,15 МПа, то повысится и температура конденсации. В этом случае пар можно использовать для нагрева воды в системе отопления и горячего водоснабжения. При давлениях на выходе из турбины до 0,5 МПа пар можно использовать для технологических нужд. Такую систему совместной выработки электроэнергии и теплоты называют теплофикацией. Эту систему реализуют на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). Термический КПД теплофикационных циклов меньше по сравнению с циклом Ренкина, так как выше давление пара на выходе из турбины, но степень использования теплоты будет выше. Характеристикой эффективности циклов ТЭЦ является коэффициент использования теплоты , где lц – полезная работа в теплофикационном цикле; qпот – теплота отданная потребителям; q1 – теплота подводимая в цикле. Регенеративный цикл ПТУ, цикл, в котором вода, перед поступлением в паровой котел, последовательно нагревается в регенеративных подогревателях за счет теплоты пара отбираемого из турбины (см. рисунок). В паровом котле 1 происходит нагрев воды и парообразование. В пароперегревателе 2 пар изобарно перегревается и поступает в турбину 3. Часть пара адиабатно расширяется до конечного давления и поступает в конденсатор 4, а другая часть расширяется частично и поступает в регенеративный подогреватель 6, куда насосом 5 подается и конденсат после конденсатора. Количество регенеративных подогревателей достигает 10. В регенеративном подогревателе конденсат нагревается и поступает в котел. За счет применения регенеративного подогрева уменьшается подведенная теплота в паровом котле и отведенная теплота в конденсаторе, экономится топливо и увеличивается термический КПД в результате увеличения средней температуры подвода теплоты. Величину термического КПД определяют по формуле:, где q1 – подведенная в цикле теплота; lК – работа пара полностью расширяющегося в турбине; l1 – работа пара поступающего в отбор. жүктеу/скачать 167.11 Kb. Достарыңызбен бөлісу:
|