Энергетика. ТЭС и АЭС

Всё о тепловой и атомной энергетике

Индикаторы ЕЭС России

Частота в ЕЭС России
Генерация и потребление (час)
План генерации и потребления
Генерация и потребление (сут)
Температура в ЕЭС России

Повышение эффективности энерготехнологических схем

Эффективность работы энерготехнологической установки можно повысить различными методами: уменьшением коэффициента избытка воздуха, снижением температуры отходящих дымовых газов, увеличением параметров пара и промперегрева (их температуры и давления), использованием двойного (тройного промперегрева), снижением давления в конденсаторе, а также применением комбинированных циклов, бинарных циклов с высокотемпературной верхней или низкотемпературной нижней ступенью, внедрением ГТУ с замкнутым циклом, повышением давления в топке и/или в термодинамическом цикле и др..

В последнее время наиболее широкое распространение получили методы комбинированного цикла, на основании которых возможно создание ПГУ на твердом топливе, обладающих значительным КПД по сравнению с классическими, используемыми в настоящее время.

КПД комбинированного цикла. КПД термодинамических циклов зависит от значений входной и выходной температуры рабочего тела и теплоносителя. Использование в конструкциях паровых турбин существующих технологических материалов не позволяет существенно повысить рабочие параметры пара и, соответственно, КПД цикла. Верхний температурный предел для ПТУ ограничивается прочностью стали (при давлении 30 МПа температура не может быть выше 600 °С, так как происходит диссоциация молекул воды, и ионы водорода диффундируют сквозь стальной корпус турбины). Нижняя температура в цикле Ренкина близка к температуре окружающей среды и составляет 15-30 °С.

В газовых турбинах достижимый температурный предел выше, чем в паровых. Верхний предел температуры в ГТУ в зависимости от прочности материалов составляет 900—1400 °С, что превышает температуру перегрева пара в ПТУ. В то же время паровые турбины могут работать при более низких конечных температурах рабочего тела по сравнению с газовыми, температура отходящих газов в которых составляет 350—450 °С.

Применение комбинированного парогазового цикла, где сочетаются преимущества парового цикла при работе с низкими конечными значениями температуры рабочего тела и газового цикла при работе с его высокими начальными значениями температуры, позволяет осуществить дальнейшее повышение КПД. Парогазовый цикл содержит газотурбинную ступень в области высоких температур и паротурбинную — в области низких. При этом отработавший в газовой турбине газ отдает свою теплоту в паротурбинную ступень (например, для нагрева пара и питательной воды), увеличивая таким образом эффективность использования теплоты продуктов сгорания. Вместе с тем достигается значительный экономический эффект за счет пониженной стоимости ГТУ по сравнению с ПТУ, также как и при использовании качественных потолочных светильников купленных оптом, от дешевых.

Во время проведения ремонтных и монтажных работ на электростанциях при работе на высоте обязательным условиям ТБ является применение строительных лесов.

Влияние различных методов на повышение эффективности работы энергоблока:

Влияние различных методов на повышение эффективности работы энергоблока

а — традиционные методы повышения КПД энергоблока; б — термодинамический цикл ПГУ

В парогазовом цикле атмосферный воздух, сжатый компрессором с газотурбинным приводом, подается (процесс a—b) в парогенератор (например, КСД-котел) для сжигания топлива (и/или псевдоожижения). Теплота, выделившаяся при сгорании топлива (процесс b—b), частично используется для получения перегретого пара (процесс 4—5—1) и частично превращается в полезную работу в газовой турбине (процесс c—d). С выхода газовой турбины продукты сгорания, имеющие еще относительно высокую температуру, поступают в экономайзер. В нем они охлаждаются (процесс d—a) и подогревают конденсат (процесс 3—4), образующийся в конденсаторе паровой турбины, который подается насосом в парогенератор. Термические потери цикла обозначены fae7 (теплота уходящих газов) и 2673 (теплота, отдаваемая паром в конденсаторе).

Таким образом, полный термодинамический цикл ПГУ состоит из двух циклов: газового (a—b—c—d) и парового (1—2—3— 4—5). Термический КПД комбинированного цикла больше, чем КПД каждого из составных циклов (газового и пароводяного) и, следовательно, наибольшего из них. Это дает экономию топлива до 15 %. Увеличение КПД в результате расширения диапазона рабочих температур цикла приводит к увеличению КПД  ПГУ до 40—44 % против 37—38 % в традиционном паровом цикле.

Применение комбинированных парогазовых циклов приводит к увеличению термодинамического КПД тем более значительному, чем выше рабочие температура и давление газовой турбины и больше доля теплоты, используемой в газовом цикле. Так, частичная газификация твердого топлива перед подачей его в КСД-топку и последующее сжигание продуктов газификации в камере сгорания газовой турбины позволит поднять температуру газов на ее входе до 1200—1300 °С, увеличивая площадь газового цикла (a—b—c—d) и общий КПД. Рабочие температуры современных газовых турбин (900—1400 °С) позволяют оптимально организовывать ПГУ на твердом топливе при использовании технологий сжигания и газификации углей в кипящем слое.

В настоящее время большинство современных энергетических установок, работающих на твердом топливе, реализуются с использованием схем комбинированного парогазового цикла.

Основные схемы комбинированных циклов с использованием КСД. Существуют две основные концепции комбинированных циклов со сжиганием угля в КСД. Они различаются по типу теплоносителя (водяного пара или газа), который нагревается в трубах поверхностей нагрева КСД-котла. Разрабатывается также третья концепция, в которой процесс горения топлива в КС является адиабатным (без размещения поверхностей нагрева в котле). Первый вариант — цикл с нагревом пара, второй — цикл с нагревом газа и третий — цикл для адиабатного слоя. Во всех вариантах топка кипящего слоя находится в корпусе высокого давления, в первом и третьем вариантах обычно используются паровая и газовая турбины, однако возможен второй вариант цикла с одной или двумя газовыми турбинами.

На рисунке ниже представлена схема с нагревом пара: воздух, сжатый до рабочего давления компрессором 1 с газотурбинным приводом, поступает в КСД-реактор 2 для сжигания твердого топлива и поддержания режима псевдоожижения КС. Дымовые газы после очистки от твердых частиц в системе фильтров 3 подаются в газовую турбину 4 для привода турбогенератора и воздушного компрессора /, а после расширения в турбине охлаждаются в водяном экономайзере 8 и сбрасываются в атмосферу. Получаемый в поверхностях нагрева КСД-котла пар поступает в паровую турбину 5, после чего он превращается в воду в теплообменнике-конденсаторе 6. Далее вода питательным насосом 7 подается в экономайзер 8, нагревается и поступает в поверхности нагрева. В данном цикле мощность, производимая генератором газовой турбины, составляет 25—30 % общей вырабатываемой мощности, в зависимости от начальной температуры газов на входе газовой турбины. Применение частичной газификации углей с последующим сжиганием образовавшихся продуктов в камере сгорания газовой турбины позволит увеличить долю электрической мощности газового цикла до 45 %.

Схема комбинированного КСД-цикла с нагревом пара

Ниже приведена схема с нагревом газа: сжатый воздух для горения и охлаждения кипящего слоя подается воздушным компрессором ГТУ в КСД-реактор 2. При этом большая часть воздуха нагревается до температуры слоя в погруженных в кипящий слой теплообменных поверхностях. Остальная часть поступает в газораспределительное устройство для поддержания псевдоожижения и горения в слое. Дымовые газы после сепарации и смешения с нагретым воздухом очищаются в фильтре 3 от твердых частиц и поступают в газовую турбину 4, где, расширяясь, совершают полезную работу.

Схема комбинированного КСД-цикла с нагревом воздуха

Для регулирования тепловой нагрузки предусмотрен байпас части холодного воздуха из компрессора непосредственно на вход газовой турбины. После расширения отходящие газы используются для производства пара в отдельном котле-утилизаторе 8 и выработки электроэнергии паротурбинной установкой 5.

В комбинированном цикле с нагревом воздуха около 60— 70 % общей электрической мощности установки производится ГТУ, остальная часть — ПТУ.

В бинарном цикле с нагревом газа может быть применена схема, в которой в качестве рабочего тела используют два вида газа: воздух и продукты сгорания топлива в открытом газовом цикле (с компрессором 1 и газовой турбиной 4) и газ, нагреваемый в погруженных в кипящий слой поверхностях, в закрытом цикле с отдельными газовой турбиной 5, теплообменником 6 и компрессором 7. В закрытом газотурбинном цикле в качестве рабочего тела можно использовать гелий, имеющий значительные преимущества по сравнению с воздухом. Его высокая теплопроводность позволяет уменьшить площадь поверхностей нагрева в 2 раза. Как инертный газ гелий не вызывает коррозии металла, однако его большие объемные расходы из-за низкой плотности и высокая стоимость относятся к существенным недостаткам.

В комбинированном цикле с адиабатным кипящим слоем в КСД котле 2 отсутствуют поверхности нагрева. Теплоносителем служит только воздух, подаваемый на псевдоожижение и горение. В связи с этим необходимо, чтобы коэффициент избытка воздуха в топке был равен = 3,5, что требует очистки больших объемов дымовых газов, которые после расширения в газовой турбине 4 поступают в котел-утилизатор 8 для выработки пара. Электрическая энергия вырабатыается газовой турбиной 4 и паровой турбиной 5 в соотношении 80 : 20.

Схема комбинированного КСД-цикла с открытым и закрытым газотурбинными циклами:

Схема комбинированного КСД-цикла с открытым и закрытым газотурбинными циклами

В настоящее время широкое промышленное внедрение получили ПГУ со сжиганием и газификацией углей в ПКСД и ЦКСД по схемам комбинированного цикла с нагревом водяного пара.



Читайте также:

Последние аварии на объектах электроэнергетики РФ

Энергетика. ТЭС и АЭС © 2012 Использование материалов с сайта разрешается при наличии на него активной ссылки без тегов nofollow и noindex.
Яндекс.Метрика Рейтинг@Mail.ru Rambler's Top100
Яндекс.Метрика