Парогазовые установки
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Новосибирский государственный технический университет»
РЕФЕРАТ
на тему «Парогазовые установки»
по дисциплине «Введение в направление»
Проверил: Выполнил:
проф. Щинников П.А. студент Монастырёв И. В.
группа ТЭ-52
Отметка о защите
________________
Новосибирск, 2009
Введение
В данной работе рассматриваются ПГУ в сравнении с ПТУ и ГТУ. Анализируется опыт их эксплуатации, технические характеристики, принцип работы, экономичность. На основании этого делается вывод о преимуществах ПГУ .
Для примера приводятся несколько ПГУ(парогазовые установки с высоконапорным парогенератором; также ПГУ со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру парогенератора). Рассказывается о принципах их работы и об особенности той или иной установки.
Отечественная тепловая энергетика в течение десятилетий развивалась и сейчас остается преимущественно паровой: топливо сжигается на электростанциях в топках котлов, выделившееся тепло используется для выработки и перегрева пара, пар расширяется в турбинах, его энергия преобразуется в механическую и служит для вращения электрического генератора, который производит электричество. Отработавший в турбинах пар конденсируется и возвращается в котел. Охлажденные в котле продукты сгорания выбрасываются в атмосферу.
Паровые энергоблоки хорошо освоены. Они надежны и долговечны. Их единичная мощность достигает 800-1200 МВт, а коэффициент полезного действия (КПД), представляющий собой отношение произведенной электроэнергии к теплотворности использованного топлива, составляет до 40-41%, а на наиболее совершенных электростанциях за рубежом - 45-48%. Также уже длительное время в энергетике используются газотурбинные установки (ГТУ). Это двигатель совершенно иного типа. В ГТУ атмосферный воздух сжимается до 15-20 атмосфер, в нем топливо сжигается с образованием высокотемпературных (1200-1500 °С) продуктов сгорания, которые расширяются в турбине до атмосферного давления. Вследствие более высокой температуры турбина развивает примерно вдвое большую мощность, чем необходимо для вращения компрессора. Избыток ее используется для привода электрического генератора. За рубежом эксплуатируются ГТУ единичной мощностью 260-280 МВт с КПД 36-38%. Температура отработавших в них газов составляет 550-620 °С. Вследствие принципиальной простоты цикла и схемы стоимость газотурбинных установок существенно ниже, чем паровых. Они занимают меньше места, не нуждаются в охлаждении водой, быстро запускаются и изменяют режимы работы. ГТУ легче обслуживать и полностью автоматизировать. Так как рабочей средой газовых турбин являются продукты сгорания, сохранять работоспособность деталей, которые омываются ими, можно, только используя чистые виды топлива: природный газ или жидкие дистилляты. ГТУ быстро развиваются, с повышением параметров, единичной мощности и КПД. За рубежом они освоены и эксплуатируются с такими же показателями надежности, как и паровые энергоблоки. Разумеется, тепло отработавших в ГТУ газов может быть использовано. Проще всего это сделать путем подогрева воды для отопления или выработки технологического пара. Количество произведенного тепла оказывается несколько больше, чем количество электроэнергии, а общий коэффициент использования тепла топлива может достигать 85-90%. Есть и другая, еще более привлекательная, возможность заставить это тепло работать. Из термодинамики известно, что КПД наиболее совершенного цикла теплового двигателя пропорционально отношению температур подвода и отвода тепла. В ГТУ подвод тепла происходит в процессе сгорания. Температура образующихся продуктов, которые являются рабочей средой турбин, не ограничивается стенкой (как в котле), через которую необходимо передавать тепло, и может быть существенно выше. Освоено охлаждение омываемых горячими газами деталей, позволяющее поддерживать их температуры на допустимом уровне. В паровых энергоустановках температура перегретого пара не может превышать допустимую для металла труб котельных пароперегревателей и таких неохлаждаемых узлов, как паропроводы, коллекторы, арматура, - она составляет сейчас 540-565 °С, а в самых современных установках - 600-620 °С. Зато отвод тепла в конденсаторах паровых турбин осуществляется циркуляционной водой при температурах, близких к температуре окружающей среды. Указанные особенности позволяют существенно повысить КПД производства электроэнергии путем объединения в одной парогазовой установке (ПГУ) высокотемпературного подвода (в ГТУ) и низкотемпературного отвода тепла (в конденсаторе паровой турбины). Для этого отработавшие в турбине газы подаются в котел-утилизатор, где генерируется и перегревается пар, поступающий затем в паровую турбину. Вращаемый ею электрический генератор при неизменном расходе топлива в камере сгорания ГТУ увеличивает выработку электроэнергии в 1,5 раза.[3] Схема и цикл ПГУ показаны ниже[2]:
Смысл объединения этих установок заключается в снижение потерь отработавшего тепла газовых турбин или тепла уходящих газов парогенераторов, и, следовательно, в повышении К.П.Д. парогазовой электростанции по сравнению с отдельно взятой паротурбиной или газотурбинной электростанциями. В итоге КПД лучших современных ПГУ составляет 55-58%. Такие ПГУ называют бинарными потому, что в них осуществляется двойной термодинамический цикл: пар в котле-утилизаторе и работа паровой турбины производятся за счет тепла, подведенного в камере сгорания ГТУ и уже отработавшего в верхнем газотурбинном цикле[3].
Применение получили разработанные парогазовые установки с высоконапорным парогенератором; также ПГУ со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру парогенератора.
Высоконапорный парогенератор работает на газовом или очищенном жидком топливе. Дымовые газы, выходящие из парогенератора с высокой температурой и избыточным давлением, направляются в газовую турбину. На одном валу с газовой турбиной находится воздушный компрессор, нагнетающий воздух в топочную камеру парогенератора.
Особенности такой парогазовой установки заключается в том, что не требуется дымосос для удаления уходящих газов высоконапорного парогенератора, уходящие газы являются рабочим телом газовой турбины, используемых для привода электрогенератора.
Благодаря использованию уходящих газов парогенератора в турбине и дополнительно использования отработавшего тепла газовой турбины в экономайзерах для подогрева питательной воды парогенератора, К.П.Д. такой установки выше чем К.П.Д. паротурбинной, а тем более газотурбинной установки.
Применение схемы со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру парогенератора основано на том, что в камере сгорания топливо сжигают с большим избытком воздуха; по этой причине содержание кислорода в газах турбины достаточное (16-18%) для сжигания основной массы топлива в парогенераторе. Пар из парогенератора направляется в паровую турбину, имеющую обычную схему регенеративного подогрева воды. Повышение К.П.Д. парогазовой установки такого типа по сравнению с обычной паротурбинной обуславливается использованием тепла отработавших газов турбины в парогенераторе; тепло уходящих газов используется для подогрева питательной воды. Привлекательными особенностями таких ПГУ, помимо высоких КПД, являются умеренная удельная стоимость (в 1,5-2 раза ниже, чем у паровых энергоблоков близкой мощности), возможность сооружения за короткое (два года) время, вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность[1].
Заключение
Обладая значительно большим К.П.Д. ПГУ позволяют более экономично и полно расходовать тепло топлива, а, следовательно, снизить его потребления.
А так как примерно 60% издержек станции составляют расходы на топливо, то соответственно, и удешевить стоимость тепла и электроэнергии.
В последнее время наблюдается значительный рост цены на природный газ и продукты нефтяной промышленности, топлив на которых работают ГТУ. Это также может поставить ПГУ в менее выгодное положение по сравнению с установками работающими на угле, и стать препятствием в строительстве новых парогазовых станций. В любом случае, строительство новых установок требует тщательного технико-экономического расчёта и обоснования, немалых инвестиций, а также наличие технической воли и технической политики.
Список литературы
1. Рыжкин В.Я Тепловые электрически станции. «Энергия» - Москва,1976г.
2. Ноздренко Г.В. Курс лекций по дисциплине «Централизованное производство тепла и электроэнергии», 2007г.
3. Журнал «Энергорынок». Выпуск№5, 2004г.