Tranzit-rtk.ru

Авто Дело "Транзит РТК"
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Технико экономические показатели парогазовой установки

Технико экономические показатели парогазовой установки

Содержание

1. Общая характеристика парогазовых установок

2. Выбор схемы ПГУ и ее описание

3. Цикл ПГУ в T,S — диаграмме

4. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки

4.1 Определение параметров в характерных точках цикла газотурбинной установки (идеал.)

4.2 Определение параметров в характерных точках цикла газотурбинной установки (реал.)

4.3 Определение энергетических характеристик цикла ГТУ

5. Расчет цикла паротурбинной установки

5.1 Нахождение энтальпий процесса расширения (идеального процесса)

5.2 Расчет реального процесса

5.3 Нахождение доли пара в отборах

6. Определение технико-экономических показателей ПТУ

7. Расчет цикла ПГУ

8. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономических показателей

9. Технико-экономические характеристики ПГУ

10. Анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок

Список использованной литературы

Введение

В любой стране энергетика является базовой отраслью экономики, стратегически важной для государства. От её состояния и развития зависят соответствующие темпы роста других отраслей хозяйства, стабильность их работы и энерговооруженность. Энергетика создает предпосылки для применения новых технологий, обеспечивает наряду с другими факторами современный уровень жизни населения. На независимости страны от внешних, импортируемых энергоресурсов, также как и на развитом оборонном вооруженном комплексе основывается высокая позиция государства на международной политической арене.

В промышленности электрическая энергия из тепловой получается путем промежуточного преобразования её в механическую работу. Превращение тепла в электричество с достаточно высоким кпд без промежуточного преобразования его в механическую работу было бы крупным шагом вперёд. Тогда отпала бы надобность в тепловых электростанциях, использовании на них тепловых двигателей, которые имеют относительно низкий кпд, весьма сложны и требуют довольно квалифицированного ухода при эксплуатации. Современная техника пока не позволяет создать более или менее мощные установки для получения электричества непосредственно из тепла. Все установки такого типа пока могут работать или только кратковременно, или при крайне малых мощностях, или при низких кпд, или зависят от временных факторов, таких как погодные условия, время суток, и т.п. В любом случае они не могут гарантировать достаточную стабильность в энергоснабжении страны.

Поэтому на тепловых электростанциях нельзя обойтись без тепловых двигателей. Перспективное направлении развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций. Эти установки имеют особые конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управление. ПГУ на природном газе — единственные энергетические установки, которые в конденсационном режиме работы отпускают электроэнергию с электрическим кпд более 58%.

В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности и различия в технологическом процессе. Происходит постоянная оптимизация как самих схем, так и улучшение технических характеристик её узлов и элементов. Основными показателями, характеризующими качество работы энергетической установки, являются её производительность (или кпд) и надёжность.

парогазовая установка энергогенерирующая термодинамический

1. Общая характеристика парогазовых установок

Многообразие, а в ряде случаев и большая сложность схем комбинированных установок затрудняет их изучение и сопоставление. Однако можно убедиться в том, что многие схемы при их кажущихся различиях одинаковы по характеру осуществляемых рабочих процессов. Все комбинированные установки можно грубо разделить на три группы:

. К первой группе присуще отсутствие контакта между продуктами сгорания и парожидкостным рабочим телом; каждый из рабочих агентов движется по самостоятельному контуру, и взаимодействие между ними осуществляется лишь в форме теплообмена в аппаратах поверхностного типа. Схемы этой группы могут быть отнесены к комбинированным парогазовым установкам с разделенными контурами рабочих тел. В установках такого рода в качестве парожидкостного рабочего тела в принципе может быть выбрано любое вещество.

. Вторая группа отличается тем, что в ней в паровом цикле используется только отходящее тепло газового цикла. Поэтому данную схему правильно было бы называть бинарной газопаровой.

. Третья группа характеризуется непосредственным контактом (смешением) продуктов сгорания и пароводяного рабочего тела. Соответствующие установки могут быть отнесены к группе газопаровых установок. Почти во всех установках этой группы преобладающая часть объединенного потока рабочего тела приходиться на газообразные продукты сгорания. Установки с впрыском воды в газовый тракт будем называть газопаровыми контактами.

2. Выбор схемы ПГУ и ее описание

Простейшая тепловая схема ПГУ представлена на рис.1

Рисунок 1 — Принципиальная схема ПГУ

КС — камера сгорания;

ГТ — газовая турбина;

ПТ — паровая турбина;

Рисунок 5 — Комбинированный цикл парогазовой установк

Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения — газами.

Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.

Выходные газы энергетической ГТУ поступают в КУ, где большая часть их теплоты передается пароводяному рабочему телу. Генерируемый в КУ пар направляется в паротурбинную установку (ПТУ), где вырабатывается дополнительное количество электроэнергии.

Отработавший в паровой турбине (ПТ) пар конденсируется в конденсаторе ПТУ, конденсат с помощью насоса подается в КУ. Там они нагревают пар до температуры и давления, достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор.

Рисунок 3 — Процесс расширения водяного пара в турбине

Ро и tо — давление и температура острого (свежего) пара перед турбиной; Рк — давление отработавшего пара в конденсаторе; Ротрб1 и Ротрб2 — давление пара в регенеративных отборах турбины

3. Цикл ПГУ в T,S — диаграмме

4. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки

Рис.2 — Принципиальная схема и цикл ГТУ: К — компрессор; КС — камера сгорания; ГТ — газовая турбина; ЭГ — электрогенератор

4.1 Определение параметров в характерных точках цикла газотурбинной установки (идеал.)

Основными термодинамическими параметрами являются давление, температура и удельный объем.

Давление Р 1 и температура t 1 атмосферного воздуха — заданы.

Удельный объем v 1 из уравнения состояния идеального газа

где R — газовая постоянная воздуха

Т1 — абсолютная температура воздуха; Т1 = t1 + 273 К

Читайте так же:
Установка для закачки газа из бытовой сети

t 4 — задана, Т 4 = t 4 + 273 = 455 + 273 = 728К

-1 — изобарный процесс отвода теплоты ? Р 4 = Р 1 = 0,1 МПа = 0,1·10 6 Па.

Соотношение параметров в изобарном процесс

t3 — задана. Т3= t3 + 273 = 980 + 273 = 1253К

-4 — адиабатное расширение рабочего тела в газовой турбине ГТУ.

Соотношение параметров в адиабатном процессе

где к — показатель адиабаты, для двухатомных газов (в том числе воздуха) к = 1,4.

Удельный объем v3 найдем из уравнения состояния идеального газа в точке 3

-3 — изобарный процесс подвода теплоты в камере сгорания ГТУ ? Р2 = Р3 = 0,6689 МПа. 1-2 — адиабатное сжатие воздуха в компрессоре ГТУ. Соотношение параметров в адиабатном процессе

Удельный объем v2 найдем из уравнения состояния идеального газа в точке 2

4.2 Определение параметров в характерных точках цикла газотурбинной установки (реал.)

Точка 2 д. 2-3 — изобарный процесс подвода теплоты в камере сгорания ГТУ ?Р 2 = Р 3 = Р 2д = 0,6689 Мпа

Удельный объем v2д найдем из уравнения состояния идеального газа в точке 2д

4-1 — изобарный процесс отвода теплоты ? Р4 = Р1 = Р4д = 0,1Мпа

Удельный объем v4д найдем из уравнения состояния идеального газа в точке 4д

4.3 Определение энергетических характеристик цикла ГТУ

Количество теплоты, подведенной к 1 кг рабочего тела в ГТУ , где ср — массовая теплоемкость рабочего тела при постоянном давлении (изобарная теплоемкость). По молекулярно-кинетической теории , где i — число степеней свободы молекулы (для двухатомного газа i = 5); R — газовая постоянная воздуха.

Количество теплоты, отведенной от 1 кг рабочего тела в ГТУ

Теоретическая работа 1 кг рабочего тела в ГТУ

Термический КПД цикла ГТУ

Абсолютный электрический КПД ГТУ

5. Расчет цикла паротурбинной установки

Рисунок 2 — Принципиальная схема и цикл ПТУ

ПТ — паровая турбина;

РП1 и РП2 — регенеративные подогреватели;

НК — насос конденсатный;

5.1 Нахождение энтальпий процесса расширения (идеального процесса)

h cв. п. = 3276 кДж/кг

h отр. ид. = 2070 кДж/кг

h отб1 = 2740 кДж/кг

h отб2 = 2460 кДж/кг

5.2 Расчет реального процесса

hотб. р1 = 2845 кДж/кг, hотб. р2 = 2610 кДж/кг

5.3 Нахождение доли пара в отборах

отб1 = 612,3 кДж/кготб2 = 391,72 кДж/кготр. п. = 121,41 кдж/кг

Термический КПД регенеративного цикла с двумя отборами

6. Определение технико-экономических показателей ПТУ

Абсолютный электрический КПД паротурбинной установки (ПТУ)

где ?эм — электромеханический КПД паротурбинного двигателя.

Удельный расход пара в регенеративном цикле идеальной ПТУ

Удельный расход пара реальной ПТУ

Часовой расход пара паровой турбиной

Расход натурального топлива (природного газа) в парогенераторе для выработки найденного расхода пара

где hп. в. — энтальпия питательной воды (на цикле точка 11) равна h´отб1;

Qнр — теплота сгорания топлива, кДж/м3;

?ка — КПД парогенератора (котельного агрегата) (задан).

Расход условного топлива

Удельный (на 1 кВт·ч выработанной электроэнергии) расход натурального топлива

Удельный расход условного топлива

7. Расчет цикла ПГУ

Заданную электрическую мощность парового турбогенератора N п = N ПТУ в установке без паровой регенерации можно обеспечить меньшим расходом пара:

Общий расход пара:

Выведем формулу для определения расхода газов через КУ:

Для изобарного процесса:

8. Определение электрической мощности ГТУ и ее технико-экономических показателей

Составим уравнение теплового баланса для камеры сгорания:

Расход условного топлива

Электрическая мощность газогенератора (одинаковая для ГТУ и ПГУ):

где — теоретическая работа 1 кг рабочего тела в ГТУ;

Удельный (на 1 кВт·ч выработанной электроэнергии) расход натурального топлива

Удельный расход условного топлива

9. Технико-экономические характеристики ПГУ

Термический КПД парогазового цикла

Абсолютный электрический КПД

В парогазовой установке топливо расходуется только в камере сгорания газовой части схемы, т.е. расход натурального топлива на ПГУ

Расход условного топлива на ПГУ

Общая электрическая мощность ПГУ

Удельный (на 1 кВт·ч выработанной электроэнергии) расход натурального топлива

Удельный расход условного топлива

10. Анализ результатов расчета по трем видам энергогенерирующих установок

Таблица 1. Параметры энергогенерирующих установок.

ПараметрыОбозначенияГТУПТУПГУМощность N, МВт13277209Расход натурального топлива B, м 3 /ч5110720367,951107Расход условного топлива В, кг/ч61875,52465961875,5Удельный расход натурального топлива b, м 3 /кВт*ч0,3870,2650,245Удельный расход условного топлива, bb, кг/кВт*ч0,4690,320,296Электрический кпд h эл , %27,334,843,2Термический кпд h t , %28,135,944,5

Из приведенной выше таблицы видно, что самой неэкономичной установкой является ГТУ, так как, имея наивысший удельный расход топлива, она обладает самым низким значением КПД на выходе. Самую наивысшую мощность имеет объединенная парогазовая установка — 209 МВт, а также наименьший расход топлива. Уменьшение расходов происходит из-за более рационального его использования. Отличительной особенностью ПГУ является высокий КПД — 44,5%. Из этого следует, что применение парогазовых установок более выгодно.

Список использованной литературы

1. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. — М.: Издательство МЭИ, 2002.

2. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойств воды и водяного пара. — М.: Энергоатомиздат, 1984. — 79 с.

. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов. /Под ред.Е.Я. Соколова. — М.: Энергия, 1979.

. Конспект лекций по дисциплине «Технологии энергетического производства».

Репетиторство

Наши специалисты проконсультируют или окажут репетиторские услуги по интересующей вас тематике.
Отправь заявку с указанием темы прямо сейчас, чтобы узнать о возможности получения консультации.

6. Определение технико-экономических показателей пту

где — энтальпия питательной воды, поступающей в ПГ, принятая равной энтальпии конденсата первого регенеративного отбора ().

Абсолютный электрический КПД ПТУ:

Электрическая мощность ПТУ:

где ,,,— расход пара на турбину и в отборы (регенеративные и регулируемый), соответственно, кг/с.

Удельный расход пара в регенеративном цикле в идеальной ПТУ :

Удельный расход пара реальной ПТУ:

Расход пара паровой турбиной :

Расход натурального топлива (природного газа) в парогенераторе для выработке расхода пара

где — теплота сгорания топлива, которую мы берем из справочникадля природного газа из газопровода Саратов-Москва и равна— КПД парогенератора

Часовой расход условного топлива:

где 29330 – теплота сгорания условного топлива.

Удельный (на 1 кВтвыработанной ЭЭ) расход натурального топлива:

Удельный расход условного топлива:

Коэффициент полезного теплоиспользования теплофикационной ПТУ:

8. Расчет цикла пгу

В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности и различия в технологическом процессе. Наибольшее распространение получили ПГУ с котлом-утилизатором (КУ) (рисунок 2.1). В них выхлопные газы ГТУ направляются в КУ, где значительная часть энергии в виде теплового потока передается пароводяному рабочему телу и генерируется перегретый пар, который поступает в паровую турбину.

Читайте так же:
Установка сигнализации старлайн а93 на приору

Для исключения дополнительных факторов, определяющих экономичность энергогенерирующей установки, принимаем параметр работы соответствующих турбин ПГУ такими же, как в ГТУ и ПТУ (смотри задание и расчет).

Расход газов (выхлопа ГТУ) на КУ можно найти из уравнения теплового баланса последнего:

где

удельная энтальпия газов на выхлопе из ГТ (на входе в КУ) и уходящих из КУ газов.

массовая изобарная теплоемкость выхлопных газов (смотри расчет ГТУ)

температура газов на выхлопе ГТ (на входе в КУ) и на выходе из КУ (заданы)

коэффициент сохранения теплоты в КУ (задан)

удельная энтальпия свежего пара и питательной воды

Так как в ПГУ отсутствует регенерация в паровой части схемы, то равна энтальпии конденсата, т.е..

Расход питательной воды равен расходу свежего пара на турбину, т.е. .

Принятую электрическую мощность парового турбогенератора в установке без регенерации можно обеспечить меньшим расходом пара.

Из формулы 8.3 выразим и получим:

Расход пара на ПТ в составе ПГУ меньше , чем в ПТУ, т.к. в ПГУ отсутствует регенерация , а значит отсутствуют регенеративные отборы пара:

Из уравнения 8.1 определяем расход газов на КУ:

9. Определение электрической мощности гту и ее технико-экономические показатели

Электрическая мощность газогенератора (одинаковая для ГТУ и ПГУ):

, (9.1)

где теоретическая работа 1 кг рабочего тела ГТУ (из расчета цикла ГТУ),

внутренний относительный и электромеханический КПД газотурбинного двигателя (заданы).

Расход натурального топлива в ГТУ (природного газа) в камере сгорания:

где подведенной в цикле ГТУ теплоты (смотри расчет цикла ГТУ),

КПД камеры сгорания (задан).

Расход условного топлива рассчитаем по формуле (6.6):

Удельный (на 1 кВт) расход натурального топлива определим по формуле (6.7):

Исследования теплофикационной ПГУ с газификацией угля

Тепловые электростанции на органическом топливе играют заметную роль в электроэнергетике России и в мировой электроэнергетике. Причем значительная доля этих ТЭС в выработке электроэнергии будет сохраняться, а подчас и возрастать, как минимум на протяжении первой половины XXI века. Поэтому проблема повышения энергетической и экономической эффективности теплоэнергетических установок на органическом топливе достаточно актуальна. В решении этой проблемы основным направлением является совершенствование традиционных энергетических технологий или освоение принципиально новых. Сюда относятся: повышение температуры газа перед газовой турбиной за счет совершенствования системы охлаждения проточной части и использования новых материалов сопловых и рабочих лопаток, повышение параметров острого пара в паротурбинном цикле за счет использования новых материалов пароперегревателя котла и части высокого давления турбины, процессов прямого получения электроэнергии в электрохимических генераторах, освоение процессов газификации угля и т.п.

Интерес к последнему направлению использования угля обуславливается его большими природными запасами, малыми вредными выбросами в атмосферу при сжигании газа, получаемого в процессе газификации. Отмечено, что из всех типов

теплоэнергетических установок с газификацией угля наиболее эффективно сочетаются парогазовые. Энергетические объекты такого типа, созданные на базе парогазовых установок (ПГУ), имеют существенно лучшие технико-экономические показатели в сравнении с аналогичными установками, созданными на базе паротурбинных. По сравнению с паротурбинными блоками на угле ПГУ с внутрицикловой газификацией угля позволяют использовать энергетические топлива низкого качества (угли с большим содержанием серы и т.п.) со снижением вредных выбросов в окружающую среду.

Теплоэнергетические установки характеризуются сложностью технологических схемам и процессов, протекающих в их элементах. Расчёт таких схем является довольно трудоёмким и связан с учётом большого количества физических и технических ограничений на параметры. В силу этого получать эффективные схемные решения и оптимальные параметры установок целесообразно с помощью методов математического моделирования и оптимизации.

К настоящему времени предложено достаточно много вариантов реализации процесса газификации [2, 5, 6, 7]. Большинство из них относится к двум типам: газификация в кипящем слое и газификация угольной пыли в потоке, а одним из основных отличий этих вариантов является уровень температур процесса (низко- и высокотемпературная соответственно). В высокотемпературных установках используется либо предварительно нагретый воздух, либо воздух, обогащенный кислородом. Установки, работающие с низкотемпературной газификацией, получили наибольшее распространение в Европе, а с высокотемпературной- активно развиваются в Японии [7]. К настоящему времени технология высокотемпературной газификации реализована в генераторах относительно малой мощности, до нескольких сот кВт, однако существуют предложения использовать её для крупномасштабного производства электроэнергии [6, 7].

В данной работе с помощью математического моделирования проводились исследования теплофикационной парогазовой установки с низкотемпературной газификацией угля в кипящем слое.

Расчетная схема ПГУ с низкотемпературной газификацией угля (НТГ) представлена на рис.1. Процесс газификации ведется при давлении 2,0 МПа и температуре около 900°С на паровоздушном дутье. Газогенератор включает в себя реакционную камеру, в которой происходит газификация, и конвективную шахту, заполненную испарительными и пароперегревательными поверхностями нагрева. Кроме того, в блоке газификации присутствуют мокрые скрубберы тонкой очистки продуктов газификации от золы и система устройств сухой золоочистки. Паротурбинная установка состоит из котла-утилизатора, в котором расположены конвективные поверхности нагрева, частей высокого, среднего и низкого давления паровой турбины регенеративного подогревателя, конденсатора и подогревателей сетевой воды. В схеме принято воздушное охлаждение статора и рабочих лопаток ГТ.

Для построения математических моделей ПГУ был использован программно-вычислительный комплекс «Система машинного построения программ СМПП-ПК» [1]. Также в данной работе были использованы ранее созданные в ИСЭМ СО РАН математические модели: газогенератора, в основе которой лежат уравнения энергетического баланса, материальных балансов по отдельным химическим элементам и закона действующих масс для реакций конверсии СО и конверсии СН4 водяным паром; камер сгорания газовых турбин, основанные на энергетических и материальных балансах; газоводяных и газопаровых радиационных и конвективных теплообменников, в основе которых лежат нормативные методы теплового, аэродинамического и гидравлического расчета, а также элементы их прочностного расчета; паровых, газовых турбин и компрессоров, основанные на их расчетах по отсекам и др. [1, 4]. Модель, ориентированная на конструкторский расчёт, содержит 974 информационно-входных, 926 вычисляемых и 13 итерационно — уточняемых параметров. Модель, ориентированная на поверочный расчёт, содержит 1202 информационно — входных, 907 вычисляемых и 21 итерационно уточняемый параметр. Всего оптимизировалось 39 параметров при назначенных 84 ограничениях-неравенствах. В состав оптимизируемых параметров входили: давление воздуха на выходе из воздушного компрессора, давление газа на выходе из газовой турбины, энтальпия острого пара и пара промежуточного перегрева, массовые скорости рабочего тела и внутренний диаметр труб в теплообменниках котла-утилизатора, удельный расход воздуха на газификацию угля и др. В качестве ограничений-неравенств учитывались ограничения на максимальную температуру наружных стенок труб теплообменников, механическое напряжение металла труб, влажность пара на выходе

Читайте так же:
Самостоятельная установка сигнализации лада калина

из отсеков турбины, температуру процесса газификации, температуру уходящих газов из котла-утилизатора и др.

В зависимости от условий эксплуатации парогазовые установки могут работать в широком диапазоне нагрузок. Неизбежные отклонения от номинальных условий, на которые проектируется установка, влияют на все показатели оборудования ПТУ -мощность, надёжность, экономичность. Поэтому при выборе параметров и структуры парогазовой установки необходимо рассматривать различные режимы работы. Это в первую очередь относится к теплофикационным и полупиковым ПТУ. Исследования переменных режимов для таких установок имеют первостепенное значение, учитывая условия их работы в энергосистемах. Это является сложной проблемой, поскольку ПТУ включают в себя не только паровую, но и газовую турбину. Если в паровой турбине при изменении режима, как правило, параметры термодинамического цикла остаются неизменными, то в газотурбинной установке наряду с изменением расхода изменяются и параметры цикла.

Расчёт парогазовой установки на переменный режим сводится к совместному решению системы уравнений, характеризующих работу всех составных элементов установки при частичных нагрузках. Оптимизация с учётом переменных условий работы представляет наибольший интерес именно для ПТУ, поскольку режимы их работы сильно влияют на экономичность тепловой схемы. Они определяются следующими условиями:

а) графиками потребления электрической и тепловой энергии,

б) климатическими особенностями региона,

в) технологическими требованиями изменения параметров теплоносителей при отпуске теплоты для производственных нужд,

г) работой в условиях отказа некоторых элементов установки (работа в условиях частичного отказа).

В работе установки за расчётный период нужно выделить несколько режимов, каждому из которых соответствует своя продолжительность. Оценить эффективность работы ПТУ можно, рассматривая лишь все характерные режимы, что в свою очередь существенно усложняет задачу оптимизации. При оптимизации нужно проводить как конструкторский расчёт ПГУ в одном (как правило, номинальном) режиме, так и серию поверочных расчётов с различной тепловой нагрузкой, ориентированных на оценку тепловой эффективности при заданных внешних условиях и принятой конструкции.

Задача оптимизации состоит в том, чтобы определить конструктивные характеристики ПГУ, расходы топлива и рабочих тел, а также термодинамические параметры в расчётном режиме и параметры во всех остальных характерных режимах, обеспечивающие минимальную суммарную стоимость продукции ТЭУ (тепла и электроэнергии). При этом должны выполняться физико-технические ограничения, определяющие условия работы ПГУ, и ограничение на основной критерий оценки эффективности инвестиционных проектов — внутреннюю норму возврата капиталовложений. Предполагается, что теплофикационная ПГУ может иметь два источника тепла — основной и пиковый.

Для конструкторского расчёта в номинальном режиме оптимизация проводилась по критерию максимума электрического КПД, затем по критерию минимума капиталовложений в установку. Методика оптимизации с учётом переменного графика нагрузок подробно описана в [3].

При оптимизационных расчетах ПТУ были приняты исходные данные, представленные в табл.1. Расчётная температура наружного воздуха равна -36 °С, расчётная тепловая нагрузка-80 Гкал/ч. В неотопительный период работы пикового водогрейного котла не требуется.

Как видно из таблицы, рассмотренная ПГУ с газификацией угля обеспечивает конкурентоспособные значения цен на производимую тепловую и электрическую энергию.

По работе можно сделать следующие выводы.

1. Разработаны математические модели ПГУ с низкотемпературной газификацией угля, ориентированные на конструкторский и поверочный расчёт установки.

2. Проведены оптимизационные исследования ПГУ по критерию максимума электрического КПД установки и минимума капиталовложений.

3. При полученных в результате оптимизации конструктивных характеристиках проведены поверочные расчёты установки в нескольких характерных режимах.

4. В результате оптимизационных расчётов определены цены на тепловую и электрическую энергию

Работа выполнена при поддержке Фонда «Глобальная энергия», грант МГ-2006/04/02 «Технико-экономические оптимизационные исследования перспективных теплофикационных энергетических установок различного уровня мощности с учётом переменных условий их функционирования»

1. Методы оптимизации сложных энергетических установок / А.М.Клер, Н.П.Деканова, Т.П.Щеголева и др.- Новосибирск: ВО «Наука». Сибирская издательская фирма, 1993. — 116 с.

2. Прутковский Е.Н, Варварский B.C., Гриценко В.И. и др. Экологические и энергетические аспекты внедрения в энергетику ПГУ с ВЦГ третьего поколения //Теплоэнергетика.-1993.- №11.-С.18-22.

3. Теплосиловые системы: Оптимизационные исследования / А.М.Клер, Н.П.Деканова, Э.А.Тюрина и др. — Новосибирск: Наука, 2005. — 236 с.

4. Щеголева Т.П. Математическое моделирование и технико-экономическая оптимизация парогазовых установок на угле и газе: Автореф. канд. техн. наук.- Иркутск:СЭИ СО РАН, 1995.-182 с.

5. Kobayashi K.,Yoshikawa K., Tsuji K., Shioda S. Analysis of Power Generation System on Gasification of Coal and Solid Wastes Using High Temperature Air // International Conference on MHD Power Generation and High Temperature Technologies .Beijing, PRC, Oct. 12 — 15, 1999. P.609-615.

6. Muramatsu K. / Current Situation and Prospect of High Efficiency Coal Utilization Technology in Japan // International Symposium on High Temperature Air Combustion and Gasification, Kaohsiuhg, Taiwan, Jan. 20 — 22, 1999.P. (A3-1)-(A3-13).

7. Yoshikawa K. High Efficiency Power Generation from Coal and Wastes Utilizing High Temperature Air Combustion Technology // International Symposium on Advanced Energy Technologies. Sapporo, Japan. Feb.2-4, 2000. P.440-445.

Технико-экономические показатели ПГУ ТЭЦ с газификацией угля

1 Научный вестник НГТУ УДК 6. Технико-экономические показатели ПГУ ТЭЦ с газификацией угля НАКОРЯКОВ В.Е., НОЗДРЕНКО Г.В., КУЗЬМИН А.Г. Рассмотрены методические подходы, методы расчета и исследования технико-экономических показателей и эффективности ПГУ ТЭЦ с поточными газификаторами угля при комбинированном производстве электро- и теплоэнергии, синтез-газа и водорода. Рассмотрена методика расчета поточных газификаторов угля с определением конструктивно-компоновочных и расходнотермодинамических параметров. Приведены результаты исследования технико-экономических показателей и эффективности, расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных и схемных параметров ПГУ ТЭЦ с поточными газификаторами. Ключевые слова: газификация угля, комбинированное производство, синтез-газ, водород. ВВЕДЕНИЕ Развитие энергетики в России на ближайшие — лет связано с увеличением доли использования угля. Одним из перспективных направлений широкого вовлечения в топливноэнергетический баланс России угольного топлива является применение парогазовых (ПГУ) ТЭЦ с низконапорными парогенераторами с газификацией угля при комбинированном производстве электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода (рис.). Рис.. Схема ПГУ ТЭЦ с низконапорным парогенератором и трубчатым газификатором: -газификатор; система очистки от твердых частиц; мембранная установка выделения водорода. В тепловой схеме ПГУ производится утилизация тепла, выделившегося при газификации, тепла уходящих газов, синтез-газа, окиси углерода (для схем с производством водорода). На собственные нужды технологии газификации используется пар из отбора турбины, кислород от кислородной установки, синтезгаз (для сжигания и подвода тепла в реакторную зону). Синтез-газ и уходящие

Читайте так же:
Установка системы глонасс на камазе

2 В.Е.НАКОРЯКОВ, Г.В.НОЗДРЕНКО И ДР. газы охлаждаются в газо-водяных и газо-паровых теплообменниках газификатора. При этом вытесняется система регенерации тепла в паротурбинной ступени ПГУ. Уголь подается в газификатор угля, где в процессе газификации производится СО-водородный синтез-газ. После предварительной очистки и охлаждения в системе очистки синтез-газ разделяется на четыре потока. Часть синтез-газа совместно с отделенным оксидом углерода в мембранном модуле подается в камеру сгорания газовой турбины 5. Вторая часть синтез-газа направляется для сжигания и подвода тепла в реакторную зону газификатора. Третья часть синтез-газа используется в мембранном палладиевом модуле, в котором производится водород с высокой степенью чистоты (99,9999 %)[]. Монооксид углерода направляется на сжигание в камеру газовой турбины. В энергетическом паровом котле четвертая часть синтез-газа сжигается в среде уходящих от газовой турбины газов, генерируется пар высокого давления, который далее расширяется в паровой турбине. Мощность газовой турбины определяется объемом уходящих газов, необходимым для сжигания угля в энергетическом паровом котле (в среде уходящих от газовой турбины газов). В работе рассматриваются ПГУ с тремя типами поточных газификаторов угля: трубчатый аллотермический газификатор, газификатор водоугольного топлива (типа Тексако), газификатор кипящего слоя (типа Винклера). Для трубчатого газификатора и газификатора Тексако принята кольцевая конструкция, для Винклера циллиндрическая.. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ Такие ПГУ ТЭЦ являются многоцелевыми энергоблоками сложной многокомпонентной структуры, что обусловливает целесообразность энергетических и технико-экономических оценок эффективности на базе эксергетической методологии []. Производство электрической, тепловой и химической энергии (синтез-газа, водорода) в ПГУ ТЭЦ создает связи между его энергетической и технологической функционирующими частями (подсистемами) и взаимное влияние их параметров. Эксергетические производительности каждой функционирующей части E, I E = j W Для каждого канала связи записывается уравнение Ej () () ( ) ( ) x j j j j E + E E, η =, I;, j J, где термодинамическая эффективность функционирующей части E η = E x, I (). () Здесь I I множество подсистем (функционирующих частей) энергоблока (парогазогенерирующая с топливоподачей и топливоподготовкой, газификатором, энергетическим котлом, золошлакоудалением, системой отвода и очистки дымовых газов, компрессором, камерами сгорания ГТУ и системой отпуска синтез-газа и водорода; часть высокого давления паровой турбины с газовой

3 Технико-экономические показатели турбиной; ЧСНД паровой турбины; электроэнергетическая; технического водоснабжения и регенеративного подогрева питательной воды; отпуска теплоэксергии потребителю); множество I включает кроме этого множество источников топлива I и энергопотребителей I. Используя функцию Лагранжа x ( ) ( ) E Ф r + + j j Q з з V(j) L= 6C, Z E л E л E E из системы уравнений: L — Z =, CФ л + = ; E E ( ) + E E E x л Ej Ej L V() з Z = л =, I, (4) находятся множители Лагранжа, являющиеся удельными затратами на производство эксергии каждой функционирующей частью, (5) и эксергетические КПД Z л =, C ; — Ф + E ( ) x л Ej Ej V() η Z л = +, I E E η =λ λ : по отпуску эксергии с синтез-газом и водородом Z (6) η S =ηε S ; (7) по отпуску электроэнергии η 4N =ηηηηεε 4 S N ; (8) по отпуску теплоэксергии η 6T =ηηηηηεε 4 6 S N. (9) r r В этих выражениях:,6ct E Q топливная составляющая; Q теплота сгорания условного топлива; E годовой расход эксергии условного топлива, подводимого к энергоблоку, Z( E ) η затраты в функционирующую часть, ε S

4 4 В.Е.НАКОРЯКОВ, Г.В.НОЗДРЕНКО И ДР. структурный коэффициент эксергетических связей; ε N эксергетический коэффициент внутрициклового возврата потерь теплоты в турбоагрегате. Из зависимостей (7), (8), (9) следует, что эффективность отпуска энергоносителей в энергоблоке, имеющем структурную схему с обратными связями, определяется не только эффективностью собственно, технологических линий, образованных последовательно связанными подсистемами (функционирующими частями), но и зависит от взаимосвязей между всеми функционирующими частями энергоблока, характеризуемых структурным коэффициентом ε S. При таком методическом подходе показатель технико-экономической эффективности может быть представлен как ( CNN + CEET + CСГ EСГ + CHEH) τ η Z = Z τ () где С N, С Е, С СГ, С H получаемая плата за электроэнергию, теплоэксергию, синтезгаз и водород в данном τ-ом году; Z среднегодовые затраты. Расход топлива на ПГУ с поточным газификатором определяется по формуле: ( ) B = ( BК + BГТУ ) ( +ξ CG γ ) +ζ R, () где B K, B ГТУ расходы угля для производства синтез-газа сжигаемого в энергетическом котле, и ГТУ; ξ CG коэффициент, учитывающий отбор синтез-газа на производство водорода, γ коэффициент, учитывающий возврат СО от мембранного модуля; ξ R относительный подвод теплоты для газификации (за счет сжигания части синтез-газа). Поточные газификаторы, входящие в технологическую схему ПГУ ТЭЦ рассчитываются на основе разработанной математической модели, приближенно моделирующей функционирование процесса газификации. Эта приближенность обусловлена следующими допущениями: квазистационарностью процесса; постоянством кинетических параметров реакций, теплоемкостей, коэффициентов теплоотдачи; изотермичностью угольных частиц; инертностью компонентов золы; учетом определяющих химических реакций взаимодействия с окислителем; одномерностью потока газовзвеси. При этом ставится задача на основе единого методического подхода увязать термодинамические и кинетические параметры процесса с конструктивнокомпоновочными параметрами газификатора и параметрами тепловой схемы ПГУ. Физическая модель газификации в реакторной зоне измельченного угля представляется как струйное течение (в режиме близком к режиму идеального вытеснения) реагирующей газовзвеси внутри квазитрубки с высокотемпературной стенкой, образованной: для трубчатого газификатора (при аллотермическом процессе) жаропрочным конструкционным материалом; для газификатора кипящего слоя (c процессом Винклера) инертным материалом (песком, золой) с эквивалентным диаметром, сформированным условиями кислородной подачи через перфорированную решетку; для кольцевого газификатора (с процессом Тексако) — горящим инициирующим топливом с эквивалентным диаметром, сформированным условиями форсуночной подачи кавитационного жидкого топлива (КЖТ). Основные методические положения разработанной модели базируются на алгоритмах расчетов процессов термической переработки измельченного топлива [,].

Читайте так же:
Регулировка карбюратора газ 3110 своими руками

5 Технико-экономические показатели 5 При термохимических реакциях уравнение выхода основных компонентов (CH 4, CO, CO, H, H O) можно представить как: где dc j o ( C j C j ) a j f j dτ = =, () aj = K j exp( EjR T ), () где K j, E j предэкспоненциальный множитель константы скорости выхода компонентов и соответствующая энергия активации в j-ой термохимической реакции; R универсальная газовая постоянная; C o j начальная концентрация компонентов. Уравнения для изменения температуры угольной частицы и газов во времени, учитывающие конвективно-кондуктивный механизм переноса теплоты в газовзвеси, тепловые эффекты Q j f j термохимических реакций, представляются как: В этих уравнениях dt AT F dτ = +, (4) dtг AT Г Г FГ dτ = + ; (5) Nuλ A=Ψ = BFo Cd ТР τ, (6) Nuλ F T Q f BFo T ( Q f ), (7) =Ψ Г + j j = τ Г + j j CdТР C BFoτ TГC A C α Ψ, (8) Nu λ α р Г р BFo τ =Ψ + = + V смссм dтр VсмСсм BFoC τ Nuλ FГ =Ψ T + α рtст + Qj f j = VсмС см d ТР Ψ — C T α Ψ Q f ; (9) = BFoτ ( + + ) V С T BFo C BFo C T р j j TСТ — — см см СТ τ τ СТ α р радиационный коэффициент теплоотдачи; 6 = δρ Ψ поверхность частиц кг. угля; d ТР диаметр реакторной зоны; ρ плотность угольных частиц. Температура стенки квазитрубки: где Q T = T + q d Nu λ + СТ Г СТ ТР Р С см, ()

6 6 В.Е.НАКОРЯКОВ, Г.В.НОЗДРЕНКО И ДР. λ = λ + λ + λ Г ТБ П, Т ; () Q Р тепловой эффект реакций в единичной трубчатой зоне; λ Г, λ ТБ, λ П,Т коэффициенты теплопроводности, кажущейся теплопроводности, турбулентной теплопроводности; q СТ плотность теплового потока на стенке. Конвективный теплообмен в реакторной зоне описывается уравнением d,89,48(, )( ТР β Nu = + K ) Re L где L длинна квазитрубки (реакторной зоны), Сопротивление по тракту газовзвеси,8. () dтр β =,56 L. () ( ) 5,5 ξпт, ρст w 5 ρст w P = ξпт, L =,6Re L d ξ d ТР O ТР. (4). ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ На рис., приведены (для примера) некоторые конструктивнокомпоновочные и расходно-термодинамические параметры поточных газификаторов в составе ПГУ с низконапорными парогенераторами. В качестве газифицируемого топлива принят пром.продукт Кузнецкого угля. Для газификаторов аллотермического (трубчатого), Тексако принята кольцевая (с соответствующими диаметрами D, D ) конструкция, для Винклера циллиндрическая. Теплопроизводительность газификатора определяется теплотой охлаждения синтез-газа Q охл (а для трубчатого газификатора еще и теплопроизводительностями пароперегревателя Q пп и воздухоподогревателя Q рвп ). Q, D, МВт м N, МВт N,МВт ПГУ ПГУ а б Рис.. Теплопроизводительность (Q) и диаметр (D) газификаторов в составе ПГУ мощностью N ПГУ : на графике а: Q СГ охл, Q ПП, 5 Q РВП для трубчатого газификатора; Q СГ охл для газификатора Тексако; 4 Q СГ охл для газификатора Винклера; на графике б:, соответственно D, D для трубчатого газификатора;, 5 D, D для газификатора Тексако; 4 D для газификатора Винклера. На рис.. представлен расход угля для ПГУ ТЭЦ с комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода. Как видно из рисунка зависимость имеет слабый скачок (в сторону снижения расхода угля).

7 Технико-экономические показатели 7 Этот скачок обусловлен повышением термической эффективности производства электроэнергии при переходе к паровому циклу с промежуточным перегревом пара. При этом снижаются удельный расхода пара на единицу производимой электроэнергии и расход топлива на газификатор. B, тут.. ч 6 4 G, млрд.н.м год N ПГУ, МВт N ПГУ, МВт а б Рис.. Расход топлива (B) и газопроизводительность (G) газификаторов в составе ПГУ мощностью NПГУ: На графике а: для газификатора Тексако; для трубчатого газификатора; для газификатора Винклера. На графике б: 5 G H, G СГ для трубчатого газификатора; G H, G СГ для газификатора Тексако; 6 G H, 4 G СГ для газификатора Винклера. На рис.4 представлены технико-экономический критерий эффективности η Z (по отношению к η ГТН Z для пылеугольных ТЭЦ с ГТ-надстройкой), а также, удельные кап. вложения (Kуд) на установленную электрическую мощность и на установленную эксергетическую мощность (Kуд.экс) для ПГУ ТЭЦ с различными газификаторами.,4. K уд, долл/ квт 6, N ПГУ, МВт N ПГУ, МВт а б Рис.4. Технико-экономический критерий эффективности η Z (по отношению к η ГТН Z для пылеугольных ТЭЦ с ГТ-надстройкой) и удельные кап. вложения (Kуд) на установленную электрическую мощность / на установленную эксергетическую мощность (Kуд.экс): на рис. а: — схема с трубчатым газификатором, схема с газификатором типа Тексако, схема с газификатором типа Винклер: на рис. б: / — Kуд/Kуд.экс для схем с трубчатым газификатором, / для схем с газификатором типа Тексако, / для схем с газификатором типа Винклер. Черным цветом схемы с отпуском водорода, серым с отпуском синтез-газа. Из рис.4. видно, что ПГУ ТЭЦ с поточными газификаторами и производством синтез-газа и водорода имеют большую технико-экономическую эффективность пj сравнению с пылеугольными ТЭЦ реконструированными путем газотурбинной надстройки. При этом наиболее эффективной оказывается схема с трубчатым аллотермическим газификатором, наименее эффективной с газификатором кипящего слоя. Следует обратить внимание, что наибольших удельных капиталовложений требует вариант с газификатором типа Тексако, далее идет трубчатый газификатор и наименьших капитальных вложение требует газификатор кипящего слоя.

8 8 В.Е.НАКОРЯКОВ, Г.В.НОЗДРЕНКО И ДР. Газификатор кипящего слоя проще конструктивно и соответственно дешевле, но из-за невысоких температур процесса синтез-газ производимый данным газификатором менее калорийных, ниже содержание водорода в нем. В целом для ПГУ ТЭЦ удельные капиталовложения в энергоблоки ПГУ ТЭЦ с комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода находятся в диапазоне 5 55 $/квт установленной электрической мощности; 9 5 $/квт установленной эксергетической мощности. Удельные капиталовложения уменьшаются с увеличением установленной мощности блока. Для схем со всеми типами газификаторов характерно скачкообразное снижение удельных капиталовложений при переходе к схемам с промежуточным перегревом пара. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ [] Ноздренко Г.В. Эффективность применения в энергетике КАТЭКа экологически перспективных энерготехнологических блоков электростанций с новыми технологиями использования угля. — Новосибирск: НЭТИ, с. [] Печенегов Ю.Я. Моделирование и расчет теплообмена одно- и двухфазных систем в трубчатых аппаратах (применительно к процессам термической переработки измельченного твердого топлива): Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук, — Саратов: СПИ, с.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector