Исследование тепловых схем ПГУ-КЭС с выбором оптимальных режимов работы для условий Кот-д`Ивуара тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат наук Эсмел Гийом

• Эсмел Гийом
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Эсмел Гийом

2.1. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ПГУ КЭС

2.2. Состав и характеристики основного оборудование ПГУ КЭС AzITo

527

2.3. ВЛИЯНИЕ КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ КОТ Д'ИВУАРА НА ХАРАКТЕРИСТИКИ ГТУ

2.4. Анализ влияния температуры наружного воздуха на выработку .... ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ОТ ГТУ

2.5. Выводы по главе

ГЛАВА 3: МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ ПГУ КЭС ПРИ ПОКРЫТИИ СУТОЧНЫХ ГРАФИКОВ НАГРУЗОК ДЛЯ УСЛОВИЙ КОТ Д'ИВУАРА_______________64

3.1. СХЕМА ТЕПЛОВЫХ ПОТОКОВ ПГУ УТИЛИЗАЦИОННОГО ТИПА

3.2. Способы регулирования нагрузок на ПГУ КЭС с КУ в условия Кот Д'ИВУАРА

3.3. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАГРУЗОК НА ПГУ КЭС В УСЛОВИЯХ КОТ Д'ИВУАРА

3.4. Выводы по главе

ГЛАВА 4: РАСЧЕТНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПГУ КЭС ПРИ ПОКРЫТИИ

СУТОЧНЫХ ГРАФИКОВ НАГРУЗОК ДЛЯ УСЛОВИЙ КОТ Д'ИВУАРА_______________88

4.1. Расчетные исследования с использованием программного КОМПЛЕКСА THERMOFLOW

4.2. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПГУ КЭС ПРИ НОМИНАЛЬНОЙ НАГРУЗКЕ ЭНЕРГОБЛОКА

4.3. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПАРОГАЗОВОГО БЛОКА ПРИ ПЕРЕМЕННЫХ НАГРУЗКАХ

4.4.СРАВНЕНИЕ СПОСОБОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАГРУЗОК НА ПГУ КЭС

4.5. Выводы главе

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ_______________________________________________________________________________________________________117

Список использованной литературы

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ

• Б - Барабан;

• ГПК - Газовый подогреватель конденсата;

• ГТ - Газовая турбина;

• ГТУ - Паротурбинная установка;

• И - Испарительная поверхность котла-утилизатора;

• К - Компрессор;

• КН - Конденсатный насос;

• КС - Камера сгорания газотурбинной установки;

• К-р - Конденсатор;

• КУ - Котел-утилизатор;

• КЭС - Конденсационная электрическая станция;

• ГТЭС - Газотурбинная электрическая станция;

• ПГУ КЭС - Парогазовая установка конденсационного типа;

• ПЕ - Пароперегревательная поверхность котла-утилизатора;

• 1111 - Премежуточный перегрев пара

• ПН - питательный насос;

• КПД - Коэффициент полезного действия

• ПСУ - Паросиловая установка;

• ПТ - Паровая турбина

• ПТУ - Паротурбинная установка;

• ТЭС - Тепловая электрическая станция;

• ЦН - циркуляционный насос;

• ЭК - Экономайзерная поверхность котла-утилизатора;

• ЭГ - Электрогенератор;

• ЦВД - Цилиндр высокого давления паротурбинной установки

• ЦНД - Цилиндр низкого давления паротурбинной установки

• ПТС - Принципиальная тепловая схема

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование тепловых схем ПГУ-КЭС с выбором оптимальных режимов работы для условий Кот-д`Ивуара»

ВВЕДЕНИЕ

В современных условиях развития электроэнергетики в Кот д'Ивуаре, при переходе к рынку электроэнергии и мощности, крайне актуальным является внедрение высокоэкономичных генерирующих установок, созданных на базе прогрессивных технологий. Значительное наращивание доли газовой генерации требует масштабного внедрения современных парогазовых и газотурбинных технологий, обеспечивающих повышение среднего КПД ТЭС на газе до уровня не менее 53 %.

В настоящее время при существующих нагрузках и значительной долей использования природного газа на ТЭС удается соблюдать установленные нормативы вредных выбросов. Однако, повышение уровня нагрузок на ТЭС при наличии большого парка устаревшего и низкоэффективного оборудования приведет к возникновению критической с точки зрения установленных природоохранных требований ситуации. Таким образом сформировались условия, требующие с одной стороны строительства новых электростанций с высокими энергетическими и экологическими показателями, а с другой, - экономию затрат на это строительство. Многие проблемы теплоэнергетики могут быть решены за счет ускоренного и крупномасштабного внедрения новых технически прогрессивных газотурбинных и парогазовых технологий. Анализ мировой энергетики показывает, что развитие теплоэнергетики на базе указанных технологий является общемировой тенденцией и обеспечивает повышение эффективности тепловых электростанций и снижение их негативного воздействия на окружающую среду. Внедрение газотурбинных и парогазовых технологий в энергетику является одним из способов осуществить качественные изменения в отрасли и повысить общий уровень эффективности выработки электрической и тепловой энергии.

Развитие энергетики в Кот-д'Ивуаре имеет свои особенности, так как в течение сорока лет основным источником энергии были гидроэлектрические станции. Но электрическая мощность этих установок имеет свои недостатки особенно в сухие сезоны. В настоящее время в Кот-д'Ивуаре четыре ТЭС в открытом цикле эксплуатируются. Их доля составляет 72%. На гидроэлектростанции (ГЭС) приходится только 28%. Кроме того, с экономическим и демографическим развитием спрос на электроэнергию в стране стал увеличиваться. Поэтому стратегия энергетической политики государства является создание новых типов тепловых электрических станций, в том числе, и за счет тех перевооружения существующих ГТУ ТЭС по парогазовому циклу с пристройкой котла-утилизатора и паровой турбины для повышения общей экономичности и надежности ТЭС, а также с целью сокращения удельных расходов топлива.

В направлении снижения себестоимости электрической требуется повышать надежность, эффективность использования установленной мощности. Поэтому в настоящее время основными производителями электроэнергии являются теплоэлектростанции (ТЭС).

Энергетическая стратегия была одобрена потому что, в настоящее время сложилась довольно напряженная обстановка в энергетике, что явилось результатом совместного действия целого ряда факторов, среди которых можно выделить следующие:

замедление темпов ввода новых энергетических мощностей, вызвавшее рост доли устаревшего и физически изношенного оборудования, находящего в эксплуатации;

отставание в сфере освоения новых технологий производства и

распределения электрической и тепловой энергии;

длительные сроки сооружения тепловых и гидроэлектростанций;

относительно низкая эффективность использования природного газа на

существующих тепловых электростанциях;

низкая инвестиционная привлекательность электроэнергетики.

Из многих факторов, влияющих на масштабы и направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике, важным является структура топливного баланса. В тоже время эффективность использования природного газа чрезвычайно низка, вследствие физического и морального износа энергогенерирующего оборудования и технологий.

Проблема повышения эффективности использования природного газа переросла собственно из отраслевой в государственную. Использование оборудования, установленного на этих объектах, имеющего изначально достаточно невысокие показатели тепловой экономичности, и в связи с износом еще более ухудшившее их, привело к значительному снижению эффективности использования топлива и увеличению себестоимости производимой на этих объектах энергии, что в свою очередь отразилось на увеличении себестоимости выпускаемой продукции.

Упомянутому масштабному внедрению газотурбинных технологий, препятствует дефицит инвестиций в энергетическую отрасль. Вместе с этим, на фоне проявившегося в последние годы экономического роста, стали появляться инвесторы, готовые финансировать проекты создания и реконструкции газотурбинных энергообъектов, что может стать первым этапом распространения уже более эффективных парогазовых технологий в Кот д'Ивуаре.

Настоящая работа посвящена исследованию тепловых схем ПГУ КЭС с выбором оптимальных режимов работы для условий Кот д'Ивуара.

Научная новизна диссертационного исследования состоит в том, что проводится анализ и расчеты вариантов ПГУ КЭС С КУ. В результате расчетов предлагается тепловая схема по расширению ТЭС А7Йо. Получена характеристика изменения расхода топлива ГТУ в зависимости от ее электрической мощности. Предложены оптимальные режимы работы парогазового блока в рабочие и выходные дни с минимальными затратами топлива.

Практическая ценность результаты работы заключается в разработке методики, и критерия оптимизации режимов работы тепловой схемы ПГУ по критерию суммарного расхода топлива по блоку в течение суток. Даны

развернутые рекомендации, предлагающие использование в первую очередь на ТЭС «Л7Й0».

Основные части работы посвящены выбору наиболее рационального с технико-экономической точки зрения типа тепловой схемы ПГУ КЭС для условий Кот д'Ивуара, исследованию различных способов регулирования нагрузок на ПГУ КЭС с КУ и разработке наиболее рационального способа регулирования для условий энергосистемы Кот д'Ивуара. В работе разработана методика исследования ПГУ КЭС при покрытии суточных графиков нагрузок и алгоритм оптимизации режимов работы ПГУ КЭС. Проанализировано влияние неравномерности характеристик ГТУ на показатели парогазовых КЭС и их элементов. Проведена оценка экономической эффективности предложенных оптимизационных решений на примере модернизации ТЭС А7Йо.

Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, доцента кафедры ТЭС НИУ МЭИ, зав. каф. ТЭС Бурова В.Д.. Автор выражает руководителю работы проф. Бурову В. Д. , с.н.с. каф. ТЭС, кандидату технических наук профессору Цаневу С. В. и зам. зав.каф. ТЭС доцент Дудолин А. А. особенную благодарность и признательность за участие, и постоянную поддержку. Автор работы благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» за помощь, а также сотрудников кафедры Тепловых электростанций МЭИ за ряд сделанных важных замечаний и полезных рекомендаций.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО СОЗДАНИЮ ПГУ-КЭС И РАБОТ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ И ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПАРОГАЗОВЫХ БЛОКОВ

1.1. Обзор современных типов ПГУ КЭС с КУ

Наиболее перспективной и широко распространенной в энергетике парогазовой установкой, отличающейся простотой и высокой эффективностью производства электрической энергии, является парогазовая установка утилизационного типа (с котлом-утилизатором: ПГУ с КУ). Эти ПГУ -единственные в мире энергетические установки, которые при работе в конденсационном режиме могут отпускать потребителям электроэнергию с КПД до 55-61% [1].

Эксплуатационные издержки мощной современной ПГУ вдвое ниже по сравнению с издержками пылеугольной ТЭС. Сроки строительства ПГУ с КУ, в особенности при поэтапном вводе в эксплуатацию, намного короче, чем сроки строительства мощных тепловых электростанций других типов.

Одной из главных факторов перспективности ПГУ является использование природного газа - топлива, мировые запасы которого очень велики. Газ является лучшим топливом для энергетических ГТУ - основного элемента установки. Природный газ хорошо транспортируется на дальние расстояния по магистральным газопроводам.

ПГУ с КУ классифицируется по:

• числу контуров давления (одного, двух или трех давления);

• разным сочетаниям ПТ и ГТ ( моноблочный и дубль-блочный )

На рис. 1.1 показана принципиальная схема простейшей парогазовой установки с котлом-утилизатором [1].

■М '1 —©—

Н

Q

Рис. 1.1. Простейшая тепловая схема и Q.T-диаграмма теплообмена ПГУ с КУ.

ЭГ— электрогенератор; К —компрессор; ГТ — газовая турбина; КУ —котел-утилизатор; К-р — конденсатор; Н — насос; ПТ — паровая турбина; 8 — подъемные трубы испарителя; 1 - температура газов; 2 - температура пароводяного рабочего тела.

Уходящие газы ГТУ поступают в котел-утилизатор - теплообменник противоточного типа, в котором за счет тепла горячих газов генерируется пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину.

Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения, в которой размещены поверхности нагрева, образованные оребренными трубами. Внутрь них подается рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера, испарителя и пароперегревателя. Центральным элементом является испаритель, состоящий из барабана, нескольких опускных труб и достаточно плотно установленных вертикальных труб собственно испарителя . Испаритель работает на принципе естественной конвекции.

Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные. В них вода нагревается, частично испаряется и поэтому становится легче и поднимается вверх, в барабан. Освободившееся место заполняется более холодной водой по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя. Расход пара из барабана компенсируется подводом воды из экономайзера. При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котел-утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией.

Под схемой котла-утилизатора на рис. 1.2 показано изменение температур газов и рабочего тела при их движении навстречу друг другу в барабанных КУ. Температура газов плавно уменьшается от значения вГ на входе до значения температуры уходящих газов вух. Движущаяся навстречу питательная вода повышает в экономайзере свою температуру до температуры кипения (точка а). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель, в котором происходит испарение воды. При этом ее температура не изменяется (процесс а -Ь). В точке Ь рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения ^.

-ТЕХ ПН

'■-О-

ЭК И

ПЕ

1

пКУ

ух

Т

ЛЕ

т|

Тпе

—►В ПТ

Тк.т Газы ГТУ

Q

Рис. 1.2. Тепловая схема и Q, Т-диаграмма теплообмена барабанного КУ докритического давления пара.

ПН - питательный насос; ЦН - циркуляционный насос; ЭК - экономайзер; И -испаритель; ПЕ - пароперегреватель; Б - барабан; 1- температура газов; 2 - температура пароводяного рабочего тела.

Прямоточные КУ имеют простую конструкцию, сформированную в виде пакета труб, в один конец которого поступает вода, а из другого выходит перегретый пар. Прямоточные КУ необходимо при сверхкритическом давлении пара, но их можно применять и при докритическом давлении.

Очевидно, что прямоточная схема КУ (рис.1.3) обеспечивает большую полноту утилизации теплоты выходных газов.

сверхкритического давления пара.

ПН - питательный насос; ЦН - циркуляционный насос; С - сепаратор; ВЗ, ДЗ -соответственно встроенная и дроссельная задвижки (клапаны); 1- температура газов; 2 -температура пароводяного рабочего тела.

Использование прямоточного КУ с несколькими давлениями генерируемого пара позволяет снизить температуру уходящих газов ГТУ, т.е. прямоточный принцип работы КУ можно реализовать и при докритических параметрах пара. Температура пара на выходе из прямоточного КУ может быть обеспечена двумя способами:

• воздействием на количество подводимой теплоты с выходными газами ГТУ;

и изменением расхода питательной воды. Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор, конденсируется и с помощью питательного насоса, повышающего давление питательной воды, направляется снова в котел-утилизатор.

Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки (ПСУ) ПГУ от обычной ПГУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берется от уходящих газов ГТУ. Однако сразу же необходимо отметить ряд важных технических отличий ПСУ ПГУ от ПСУ ТЭС:

1. Температура уходящих газов ГТУ практически однозначно определяется температурой газов перед газовой турбиной и совершенством системы охлаждения газовой турбины. В большинстве современных ГТУ температура уходящих газов составляет 450-550°С (хотя имеются отдельные ГТУ с температурой вплоть до 640°С). По условиям надежности работы трубной системы экономайзера при работе на природном газе температура питательной воды на входе в котел-утилизатор не должна быть меньше 60°С.

2. Далее, КПД паротурбинной установки рассмотренной ПГУ существенно ниже, чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, генерируемого котлом-утилизатором, ниже, но и с тем, что ПТУ ПГУ не имеет системы регенерации. А иметь ее она в принципе не может, так как повышение температуры питательной воды перед КУ приведет к еще большему снижению КПД котла-утилизатора.

Объединение ГТУ и ПТУ осуществляют различными технологичными схемами [51], разным составом оборудования и при этом получают различные энергетические, экономические и экологические характеристики.

В идеальном обратимом цикле Карно парогазовой установки в координатах Т^ для конденсационной установки показан на рис. 1.4, где газовая часть цикла изображена контуром a-b-c-d-a, а паровая часть - контуром 1-2-3-1. Кривая 1-2 совпадает с кривой a-b, соответствует процессу передачи тепла от газовой части к паровой в идеальном случае.

Рис. 1.4. Идеальный парогазовый цикл конденсационной установки.

Основными составляющими элементами парогазовой установки являются: газотурбинная установка, котел-утилизатор - теплообменный аппарат, где утилизируется часть теплоты уходящих газов и паротурбинная установка.

В парогазовых установках теплота подводится к рабочему телу (газу) при высокой температуре продуктов сгорания органического топлива, которая

совпадает с температурой горячего источника Т^Тгор, а отвод теплоты происходит в области низких температур конденсации водяного пара.

При использовании водяного пара в качестве рабочего тела в паротурбинных установках температура отвода тепла примерно постоянна и максимально приближается к температуре холодного источника Т2 = Тхол. Эти особенности, вытекающие из свойств рабочего тела, используются в парогазовых установках путем применения продуктов сгорания в области высоких температур, водяного пара - в области низких температур.

Термический КПД такого цикла равен термическому КПД обратимого цикла Карно, и зависит только от значений температур подвода тепла в газовой части и отвода тепла в паровой.

Реальные цикли парогазовых установок отличаются от идеальных рядом особенностей, среди которых можно отметить возрастание энтропии в процессах сжатия и расширения рабочих тел, возможность теплообмена лишь при наличии температурного напора, ограниченное число ступеней подвода теплоты к газовой турбине и др. [1].

1.1.1. ПГУ КЭС с КУ одного давления

Выше на рис. 1.1 рассмотрена так называемая одноконтурная утилизационная ПГУ. Через поверхности нагрева котла-утилизатора (экономайзер, испаритель, пароперегреватель) такой ПГУ проходит одинаковое количество рабочего тела (воды и пара). При этом, обнаруживается его серьезный недостаток, связанный с необходимостью удовлетворения двух противоречивых требований. С одной стороны, КУ должен генерировать пар высоких параметров,

в первую очередь высокой температуры, для того чтобы обеспечить высокую экономичность ПТУ. Но запас тепловой энергии, содержащийся в выходных газах ГТУ, может обеспечить эти параметры при малых расходах питательной воды. Тогда этот расход не может охладить газы, поступающие в котел, до низкой температуры (ниже 150°С). С другой стороны, пропуск большого количества питательной воды, хотя и обеспечивает низкую температуру уходящих газов котла и его высокую экономичность, не позволяет получить высокие параметры пара за ним, что приводит к снижению КПД ПТУ [11].

На рис. 1.5. приведена тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ, а на рис. 1.6 - соответствующая ^-Т-диаграмма теплообмена между выходными газами ГТУ и пароводяным рабочим телом[1].

ГПК - газовый подогреватель конденсата; Д - деаэратор; ПН, КН - питательный и конденсатный насосы; - <9- - температура газов

Рис. 1.6. Q-Т-диаграмма теплообмена в КУ ПГУ.

В качестве иллюстрации рассмотрим пример ПГУ (рис. I.2), в которой в качестве ГТУ принята установка типа V64.2 (Siemens). Ее основные технические данные приведены в табл. 1.1 и 1.2 [1].

Таблица 1.1.

Технические данные энергетической ГТУ [1].

Перед Перед На

Показатель Перед осевым камерой газовой выходе

компрессором сгорания турбиной газовой турбины

Давление, МПа 0,1013 1,0686 1,042 0,1043

Температура, оС 15 323,6 1050 551,8

Энтальпия, кДж/кг 15,15 332,3 1206,8 601,9

Избыток воздуха - - 3,21 3,21

Газовая постоянная, 0,28798 0,28798 0,29199 0,29199

кДж/(кг. К)

Массовый расход 1 1 1,01793 1,011793

рабочего тела, кг/с

Таблица 1.2.

Технические данные паровой ступени и всей ПГУ (КУ одного давления) [1].

Состояние и место рабочего тела в Р, МПа Т, оС К

тепловой схеме кДж/кг

Перегретый пар за КУ 0,13433 6 525 3480,8

Пар на входе в паровую турбину 0,13433 5,7 523,6 3480,8

Отбор пара из ПТ в деаэратор 0,0025 0,121 106,5 2663,2

Подача пара в конденсатор 0,13183 0,006 36,2 151,5

Конденсат после конденсаторного 0,13183 0,189 36,2 151,7

насоса

Подача рабочего тела в деаэратор 0,13183 0,151 95 398

Питательная вода после деаэратор 0,13433 0,121 105 440,2

Питательная вода 0,13433 7,2 107,2 449,4

Рабочее тело на линии насыщения 0,13433 6,32 279 1231,8

в испарителе

Данные таблиц показывают, что в рассматриваемой ПГУ с одноконтурным КУ удается охладить выходные газы ГТУ до температуры 162°С и получить невысокое значение КПД производства электроэнергии. Вместе с тем тепловая схема такой установки проста в эксплуатации и характеризуется низкими удельными капиталовложениями. Выбор данного типа ПГУ экономически обоснован в тех случаях, когда применяется дешевое топливо, а электростанция рассчитана на работу с пиковыми нагрузками. ПГУ с одноконтурным КУ применяется на электростанциях малой мощности до 30 МВт.

Дальнейшее повышение экономичности ПГУ с КУ возможно при более глубоком охлаждении выходных газов ГТУ.

1.1.2. ПГУ с двухконтурным КУ

Базовой схемой ПГУ с двухконтурным КУ для расчета рассматривается широко распространенная схема, представленная на рис. 1.7 и 1.8, отличающаяся следующими особенностями.

Рис. 1.7. Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ.

К - компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина; КУ - котел-утилизатор; ДПВ - деаэратор питательной воды; ЦВД;ЦНД - части высокого и низкого давления паровой турбины; К-р - конденсатор; КН - конденсационный насос; ПН ВД ;ПН НД: -питательный насосы соответственно высокого и низкого давления; НРц - насос рециркуляции; ЭК ВД - экономайзер высокого давления; ПЕ ВД, ПЕ НД- перегреватели высокого и низкого давления; И ВД, И НД- испарительные поверхности высокого и низкого давления; ГПК - газовый подогреватель конденсата.

Контуры КУ не связаны между собой и питаются от вынесенного деаэратора, в который подается недеаэрированная вода из ГПК и пар из ПЕНД [1].

Тепловая диаграмма для КУ, представляющая зависимость температур греющих газов ГТУ и нагреваемых воды или пара от тепловой мощности, передаваемой газами рабочему телу (пару или воде), в отдельных элементах КУ показано на рис. 1.8.

Рис. 1.8. Q-T- диаграмма теплообмена в двухконтурном котле-утилизаторе без ЭКНД.

- температуры продуктов сгорания по тракту КУ; Т, - температуры пара и воды по тракту КУ; 01 - температурные напоры.

В тепловых схемах имеют некоторые различия. Экономайзер контура ВД выполняются одно или двухступенчатым в зависимости от конструктивных особенностей котла. Для питания водой контуров НД и ВД предусмотрены два самостоятельных питательных насоса. В некоторых ПГУ устанавливают один насос с отбором воды НД из его промежуточной ступени. В тепловую схему КУ может быть добавлен насос рециркуляции конденсата для поддержания необходимой температуры на входе в котел. Вместо него в схеме ПТУ можно

использовать один подогреватель низкого давления (ПНД), который включается в работу по мере необходимости.

Для ПГУ с КУ двух давлений выполнен расчет характеристик пароводяного контура (таб. 1.3) [1]. Выполненный расчет показывает, что использование в схеме ПГУ КУ двух давлений приводит к усложнению тепловой схемы, но повышает экономичность установки по сравнению с использованием котла-утилизатора одного давления.

Таблица 1.3

Технические данные паровой ступени и всей ПГУ (КУ двух давлений) [1].

Состояние и место рабочего тела в тепловой схеме Р, МПа Т, оС Ь, кДж/кг

Пар ВД после КУ 0,13208 8 525 3459,5

Пар ВД на выходе в паровую турбину 0,13208 7,9 523,3 3459,5

Пар после ЧВД паровой турбины 0,13208 0,646 - 2808,6

Пар НД после КУ 0,03007 0,488 213,1 2883,8

Пар НД перед точкой смещения в паровой турбине 0,03007 0,464 - 2883,8

Пар перед частью НД паровой турбины 0,16214 0,464 - 2882,5

Обзор пара из части НД паровой турбины на деаэратор 0,00308 0,127 - 2614,1

Пар на выходе паровой турбины 0,15906 0,006 36,2 2263,1

Конденсат после конденсатного насоса 0,15906 0,189 36,2 151,7

Питательная вода перед деаэратором 0,15906 0,151 95 398

Питательная вода после насоса ВД 0,13208 9,6 105 447,2

Питательная вода после насоса НД 0,03007 0,586 105 440,5

Параметры на линии насыщения в испарителе ВД 0,13208 8,4 298,4 1336,5

Параметры на линии насыщения в испарителе НД 0,03007 0,51 152 643

В настоящее время в лучших современных энергетических ГТУ значение начальной температуры газа приблизилось к 1500 оС, а соответствующее давление газа (по ISO) составляет 1,8 - 3,0 МПа. При этом температура выходных газов превысила 600 оС. Данное обстоятельство позволило перейти к дальнейшему совершенствованию паровой ступени ПГУ с КУ и осуществить тепловую схему с тремя контурами генерации пара и его промежуточным перегревом. ПГУ с двухконтурным КУ применяется для электростанций среднего класса мощности от 25 до 230 МВт, и для крупных дубль-блочных схем мощностью 450 МВт.

1.1.3. ПГУ с КУ трех давления

Тепловая схема трехконтурной ПГУ КЭС С КУ с промежуточным

перегревом показана на рис. 1.9.

промежуточным перегревом пара и деаэратором повышенного давления.

1 - Барабан высокого давления; 2 - пароперегреватель высокого давления; 3 -барабан среднего давления; 4 - барабан низкого давления; 5 - газовый подогреватель конденсата; 6 - испаритель низкого давления; 7 - экономайзер высокого и среднего давления; 8 - пароперегреватель низкого давления; 9 - испаритель среднего давления; 10 - экономайзер высокого давления; 11 - пароперегреватель среднего давления; 12 -испаритель высокого давления; 13 - промежуточный пароперегреватель; 14 -деаэратор; 15 - питательный электронасос низкого давления; 16 - питательный электронасос высокого и среднего давления; 17 - насос рециркуляции; 18 -питательный электронасос высокого давления; 19 - электрогенератор; 20 - цилиндр низкого давления; 21 - цилиндр среднего давления; 22 - цилиндр высокого давления; 23 - конденсатор; 24 - конденсатный электронасос.

КУ представленный на рис.1.9 имеет три контура генерации пара: ВД, СД и НД. Из конденсатора ПТ конденсат попадается в ГПК, перед которым в точке Р вводится расход рециркуляции Dр для обеспечения требуемой температуры перед КУ. В ГПК конденсат нагревается до температуры ^д, несколько меньшей температуры насыщения соответствующей давлению в конденсаторе Рд. Для нагрева конденсата, поступающего в деаэратор, до насыщения в него вводится насыщенный пар из барабана контура НД (том случае это может быть и перегретый пар НД).Из деаэратора электронасосами ПЭНВД/СД и ПЭННД питательная вода разводится по соответствующим контурам. ПЭННД снабжает питательной водой НД, а ПЭНВД/ПЭНСД - общий экономайзер СД ЭкВД/СД контуров ВД и СД, питающий БСД и контур ВД [12]. Подобные установки имеют большую электрическую мощность свыше 370 МВт.

Если стандартные ПГУ представляют собой простое сочетание двух независимых энергетических установок, то при соединении компрессора с паровой турбиной образуется новый единый энергетический комплекс, характеристики которого принципиальным образом отличаются от характеристик стандартной ПГУ.

Тепловая диаграмма для КУ, представляющая зависимость температур греющих газов ГТУ и нагреваемых воды или пара от тепловой мощности, передаваемой газами рабочему телу (пару или воде), в отдельных элементах КУ

показано на рис. 1.10. Величина рКУ представляет собой полезную тепловую мощность КУ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Эсмел Гийом, 2014 год

Список использованной литературы.

1. Цанев, С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / С. В. Цанев, В. Д. Буров, А. Н. Ремезов. - М. : Издательский дом МЭИ, 2009. -584 с.

2. Цанев, С. В. Методика расчета тепловых схем газотурбинных и парогазовых электростанций / С. В. Цанев, В. Д. Буров, и др. под общ. ред. С.В. Цанева - М. : Издательский дом МЭИ, 2004. - 48 с.

3. Цанев, С.В. Расчет показателей тепловых схем и элементов парогазовых и газотурбинных установок электростанций / С. В. Цанев, В. Д. Буров и др. под общ. ред. С. В. Цанева - М. : Издательский дом МЭИ, 2000. - 72 с.

4. Цанев, С. В. Газотурбинные энергетические установки / С. В. Цанев, В. Д. Буров и др. под ред. С. В. Цанева. - М. : Издательский дом МЭИ, 2004.

5. Эсмел Г. Особенности парогазовых ТЭС и режимов их работы в условиях Кот д'Ивуаре (Африка) / Г. Эсмел, В. Д. Буров // Тезисы докладов специализированной науч.-практ. конф. молодых специалистов - М. : «ВТИ»

- 2012. - с. 195.

6. Эсмел Г. Проблема развития энергетики в государстве Кот д'Ивуар / Г. Эсмел, Т. А. Кеке, В. Д. Буров, С. В. Цанев // Энергосбережение и Водоподготовка. - 2011. - №.3. - с. 71 - 73.

7. Эсмел Г. Сравнение характеристик ПГУ с одним и двумя контурами в котле-утилизаторе для условий республики Кот д'Ивуар / Г. Эсмел, Т. А. Кеке, В. Д. Буров, С. В. Цанев // Энергосбережение и водоподготовка. - 2012. - № 4.

- с. 57 - 61.

8. Эсмел Г. Режимы работы парогазовых ТЭС в условиях Кот д'Ивуара / Г. Эсмел, В. Д. Буров // Тезисы докладов XIX Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электроника и энергетика». Том 4.

- М.,2013. - с. 149.

9. Эсмел, Г. Выбор параметров паротурбинной части утилизационной ПГУ двух давлений с ГТУ ОТ13Б2 / Г. Эсмел, А. В. Мошкарин // Региональная

науч. -техн. конф. Студентов и аспирантов «Энергия 2009». - Иваново, 2009.

- с.8 - 9.

10. Цанев, С. В. Тепловые электрические станции / С. В. Цанев, В. М. Лавыгин, А. С.Седлов - М. : Изд-во МЭИ, 2005. - 454 с.

11. Выбор начальных параметров пара конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами одного давления : учебное пособие / С. В. Цанев, В. Д. Буров, В. Е.Торжков. - М. : Изд-во МЭИ, 2004. -50 с.

12. Расчет тепловых схем трехконтурных утилизационных парогазовых установок : учебное пособие / А. Д. Трухний, Н. С. Паршина. - М. : Изд-во МЭИ, 2010. - 48 с.

13. Александров А. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара / А. А. Александров, Б. А. Григорьев. - М. : Справочник ГСССД Р-776-98. : Изд-во МЭИ, 2006. - с 168.

14. Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара / С. Л. Ривкин, А. А. Александров. - М.: Энергия, 1980. - 424 с.

15. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций : учебное пособие / А. И.Андрющенко, Р. З. Аминов. - М. : Высш. школа, 1983.

- 255 с.

16. Аракелян Э.К. Учет особенностей характеристик энергоблоков ПГУ при выборе режимов работы оборудования ТЭЦ / Э.К Аракелян, В. О. Болонов // Вестник МЭИ. - 2007. №2. С. 42-47.

17. Аракелян Э.К. Повышение экономичности и маневренности оборудования тепловых электростанций / Э. К. Аракелян, В. А Старшинов -М. : Изд-во МЭИ, 1993. - 326 с.

18. Григорьева В.А., Зорина В.М. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник 2-е изд. - М.: Энергоатомиздат,1989.

19. Ольховский Г.Г. Технологии для тепловых электростанций. - М.:

теплоэнергетика. №8 1999. С. 20-25.

20. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

21. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом. -М.: Теплоэнергетика,1999.

22. Грибов В.Б., Комисарчик Т. Н., Прутковский Е. Н. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с КУ. - М.: Энергетическое строительство, 1995. - № 3. - с. 56-63.

23. Сойко Г.В. К вопросу об оптимизации параметров мощных парогазовых энергоблоков / Г. В. Сойко, Д. А. Ковалев, В. Д. Буров // Энергосбережение и водоподготовка - 2012. - №6. - с 6-11.

24. Сойко Г. В. Методика выбора оптимальных параметров тепловых мощных трехконтурных ПГУ / Г. В. Сойко, В. Д. Буров, А. В. Девянин, В. А. Девянин, С. В. Цанев // Энергосбережение и водоподготовка - 2011. - №4. - с. 25-32.

25. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. С.-П.: Изд-во СПБГТУ, 1997. - 295 с.

26. Иваненков В. В., Жуков Г. И. Котлы-утилизаторы для ПГУ и ГТУ. Тяжелое машиностроение. - М.: 1995.

27. Яблоков Л.Д., Логинов И.Г. Паровые и газовые турбоустановки. - М.: Энергоатомиздат, 1988.

28. Хоа, Л. К. Оптимальное управление режимами работы ТЭС Вьетнама с учетом экологических факторов: Дис. ... канд. тех. наук : 05.13.06 / Хоа, Ле Куанг - М., 2003. - 157 с.

29. Будаков, И.В. Исследование и совершенствование режимов эксплуатации ПГУ - 325 : Дис. канд. тех. наук. 05.14.14 / И. В. Будаков - М., 2012. - 173 с.

30. Кудинов А.А. Тепловые электрические станции: Учеб. Пособие - Самара 2008. - 348 с

31. Ольховский Г.Г. Развитие теплоэнергетических технологий.

Газотурбинные и парогазовые установки / Г. Г. Ольховский // Развитие теплоэнергетики (Сб. науч. Ст.). - М.: «ВТИ»,1996. - с. 59-64.

32. Ольховский Г.Г. Перспективы совершенствования тепловых электростанции / Ольховский Г.Г. Тумановский А.Г. // Электрические станции. - 2000. - № 1. - с. 63-70.

33. Нгуен Чонг Хунг. Многоцелевая оптимизация режимов работы теплоэнергетических установок : Дис. канд. тех. наук : 05.13.07 / Чонг Хунг Нгуен - М., 1997. - 160 с.

34. Трухний А. Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Ч. 1. // Теплоэнергетика. 1999. № 1. - с. 27 - 31.

35. Трухний А. Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Ч. 2. / А. Д. Трухний // Теплоэнергетика. 1999.

№ 7.- с. 57 - 59.

36. Султанов М. М. Оптимизация режимов работы оборудования ТЭЦ по энергетической эффективности: Дис. канд. тех. наук : 05.14.14 / М. М. Султанов - М., 2010. - 173 с.

37. Режимы работы мощных утилизационных парогазовых установок в регулируемом диапазоне нагрузок : отчет о НИР / Трухний А. Д. - М : Издательский дом МЭИ, 1999. - 44 с.

38. Margon H. Combine Cycle Power for Load Cycling Duties / H. Margon, D. Bergman, H. Bruecken // American Power Conference. Chicago. Apr. 1992. № 9. -p. 22 - 27.

39. Исследование режимов работы трехконтурных утилизационных парогазовых установок в регулировочном диапазоне нагрузок : отчет о НИР / Трухний А. Д. - М : Издательский дом МЭИ, 2000. - 75 с.

40. Арсеньев Л. В. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами / Л. В.Арсеньев, В. А. Черников. - СПб.:Изд-во СПБГТУ,

1996.-322 с.

41. Березинец П. А. Анализ схем бинарных ПГУ на базе перпективной ГТУ / П. А. Березинец, М. К. Васильев, Ю. А. Костин // Теплоэнергетика. 2001. -№5. - с 20.

42. Березинец П. А. Бинарные ПГУ на базе ГТУ средней мощности / П. А.Березинец, М. К. Васильев, Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1999. №1. -с 25.

43. Сигидов Я. Ю. Оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизторами двух и трех давлений: Дис. ... канд. тех. наук : 05.14.01 / Я. Ю. Сигидов - М., 2006. 206с.

44. Сигидов Я. Ю. Анализ и оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизторами двух и трех давлений / Я. Ю. Сигидов, В. Д. Буров // Энергосбережение и водоподготовка. - 2006. № 1. С.4-10.

45. Мельников Ю. В. Расчетная оценка энергетических показателей ПГУ-325 в режиме «полублока» / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Энергосбережение и водоподготовка. - 2009. № 2. С.32-36.

46. Кеке Т. С. А. Исследование влияния системы технического водоснабжения на характеристики парогазовой установки в условиях республики Кот д'Ивуар: Дис. канд. тех. наук : 05.14.14 / Т. С. А. Кеке - М., 2013. 167 с.

47. Аракелян Э.К. Оптимизация и оптимальное управление / Э. К. Аракелян, Г. А Пикина - М. : Изд-во МЭИ, 2008 - 408 с.

48. Фаворский О. Н. Состояние и перспективы развития парогазовых установок в энергетике России / О. Н. Фаворский, В. И. Длугосельки , и др. // Теплоэнергетика. 2003. - № 2. - с. 9 - 15.

49. Арсеньев Л. В. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами / Л. В. Арсеньев, В. Рисс, В. А. Черников. - Санкт Петербург: Изд-во СПБГТУ, 1996. - 124с.

50. Радин Ю. А. Определение допустимого регулировочного диапазона

нагрузок энергоблока ПГУ при работе в конденсационном режиме / Ю. А. Радин, А. В. Давидов, А. В. Чугин // Теплоэнергетика. 2004 - № 5 - с. 47 - 52

51. R.L. Loud. Gas Turbine Inlet Air Treatment / R. L. Loud, A.A. Slaterpryce // 37th GE Turbine State of the Art Technology Seminar - 1993.

52. M. Chaker. Inlet fogging of gas turbine engines detailed climatic analysis of gas turbine evaporation cooling potential in the USA / M. Chaker , C.B. Meher-Homji, T. Mee, A. Nicholson // Journal of Engineering for Gas Turbine and Power 125 - 2003. P 300-309.

53. F. R. P. Arrieta. Influence of ambient temperature on combined-cycle powerplant performance / F.R.P. Arrieta, E.E.S. Lora /Applied Energy 80 - 2005. P. 261 -272.

54. http://www.ansaldoenergia. com/

55. http://www.gepower.com/

56. http://www.directscience.com/

57. http://www.power.alstom.com/

58. http: //www. alstom. com/

59. http://www.elsevier.com/locate/apthermeng

60. http://www.cotedivoire.mid.ru/inf Ivuar.html

61. http: //www. africatime. com/ci

62. http: //www.abidj an.net/

63. H. Carniere. Raising cycle efficiency by inter cooling in air cooled gas turbine / A Willocx, E. Dick / Applied Thermal Engineering 26. - 2006 . P. 1780-1787.

64. K. Mathioudakis . Uncertainty Reduction of Gas Turbine Performance Diagnostics by Accounting for Humidity Effects, in: ASME Turbo EXPO 2001 e Land, Sea & Air, the 46th ASME International Gas Turbine & Aero Engine Technical Congress // K. Mathioudakis ,A.T. Salavoutas. - New Orleans, Louisiana, USA. - 2001.

65. Amell A.A.. Influence of the relative humidity on the air cooling thermal load in gas turbine power plant / A.A. Amell, F.J. Cadaies / Applied Thermal Engineering 22. - 2002. P. 1529-1533.

66. Ashley De Sa. Gas turbine performance at varying ambient temperature / De Sa Ashley, Sarim Al Zubaidy / Applied Thermal Engineering 31. - 2011. P. 27352739.