CC BY
11
Сафронова Я.А.1
Магистрант, кафедра «Тепловые двигатели и теплофизика»,
Калужский филиал Московского государственного технического университета имени Н.Э. Баумана
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАКСИМАЛЬНОГО ЗНАЧЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ТУРБИНЫ В СОСТАВЕ ПГУ
Аннотация
Статья посвящена разработке метода рационального проектирования проточных частей низкого давления (ЧНД) энергетических турбин с теплофикационным отбором пара. Изложен первый этап этой разработки. Материал может представлять интерес для студентов групп ТСД технического университета, изучающих курс "Турбины".
Ключевые слова: парогазовая установка, тепловая нагрузка, турбина.
Keywords: combined cycle plant, heat load, turbine.
Перспективный путь развития энергетики связан с парогазовыми установками (ПГУ), на которых основным элементом являются газотурбинные установки. В настоящее время в энергетике России принят курс на обновление ТЭС с помощью парогазовых технологий. Переход на профиль ПГУ пропагандируется давно, однако в последние годы это стало более актуально в связи с реальным и планируемым строительством новых энергетических объектов и возможностью значительного увеличения экономичности и экологичности выработки электро- и теплоэнергии. Это реализуется на базе мощных высокотемпературных газовых турбин, работа которых надежна и практична. Внедрение в энергетику современных парогазовых технологий кардинально улучшило технико-экономические показатели строительства и эксплуатации электростанций.
Классическая ПГУ состоит из одной-двух газовых турбин (ГТ), одного-двух котлов-утилизаторов (КУ), паровой турбины (ПТ) и соответствующего количества генераторов.
Основанная на принципе совместной работы газотурбинной и паротурбинной установок, парогазовая установка в ее классическом варианте работает следующим образом. Воздух из атмосферы поступает на вход воздушного компрессора ГТУ, который представляет собой осевую турбомашину. Ротор компрессора приводится в движение газовой турбиной. Поток сжатого воздуха подается в камеру сгорания, куда так же подается топливо. Топливом газотурбинной установки является природный газ. При сжигании топлива образуются продукты сгорания, имеющие температуру свыше 1000 °С. Рабочие газы, подаются в проточную часть газовой турбины, где расширяются практически до атмосферного давления, в результате чего вырабатывается механическая энергия. Большая часть этой энергии затрачивается на привод компрессора, а оставшаяся - на привод электрогенератора. Это, так называемый первый, или газотурбинный цикл работы электростанции, КПД на данном этапе составляет 35-39%. Отработавшие в ГТУ газы, имеющие высокую температуру, направляются в специальный котел- утилизатор, и здесь вступает в действие второй или паротурбинный цикл установки. Водяной пар с температурой 500-600 С и высоким давлением поступает в паровую турбину, к валу которой присоединен второй электрогенератор. Благодаря этому, ПТУ вырабатывает дополнительно около 20% электроэнергии. Таким образом, общий КПД электростанции на базе парогазовых установок достигает почти 60%.
Обзор расчетной парогазовой установки. Расчетная парогазовая установка расположена на Адлерской ТЭС.
Адлерская ТЭС — современная парогазовая электростанция, состоящая из двух автономных энергоблоков ПГУ-180. Каждый из энергоблоков включает в себя две газовые турбины производства Ansaldo Energía (Италия) и паровую турбину российского производителя ОАО «Калужский турбинный
завод». Технология парогазового цикла, на основе которой функционирует основное оборудование Адлерской ТЭС, обеспечивает высокий КПД (52%), низкий расход топлива и снижение уровня выбросов в атмосферу в среднем на 30% в сравнении с традиционными паросиловыми установками.
Основным и резервным топливом Адлерской ТЭС является природный газ — самый экологически чистый энергетический ресурс. Система охлаждения станции — это закрытая система оборотного водоснабжения с сухими вентиляторными градирнями. Охлаждаемая вода циркулирует по закрытому контуру, что не приводит к повышению влажности воздуха и загрязнению окружающей среды.
Электростанция спроектирована и построена в конфигурации, позволяющей обеспечить все основные требования, предъявляемые как в части выработки электрической и тепловой энергии, так и по обеспечению экологических требований. Технологические решения и материалы, использованные при строительстве Адлерской ТЭС, соответствуют самым высоким российским и международным экологическим стандартам.
Рис.1- Принципиальная тепловая схема блока ПГУ-180 Адлерской ТЭС: БВД, ВНД - барабаны высокого и низкого давлений; ГПК - газовый
подогреватель конденсата; ЭГ - электрогенератор; РН - насос рециркуляции; К - компрессор; КС - камера сгорания; ДТ - дымовая труба; ИВД, ИНД -испарители высокого и низкого давлений; ЧВД, ЧНД - части высокого и низкого давлений; ЭК ВД - экономайзер высокого давления; ПЭН ВД -питательный насос высокого давления; ПСГ- сетевой подогреватель; ПП ВД, ПП НД - пароперегреватели высокого и низкого давлений. Определение тепловой нагрузки паровой турбины Т-48/62-7.4/0.12. Тепловая нагрузка ТЭС, как и электрическая, изменяется во времени. Отопительно-вентиляционное тепловое потребление имеет суточную равномерность и годовую неравномерность, так как является сезонным. Летом отопительная нагрузка отсутствует.
Бытовая тепловая нагрузка принимается постоянной летом и зимой (рис.2). Однако, летом тепловая нагрузка на бытовое потребление ниже, чем зимой, что обусловливается повышением температуры исходной (сырой) воды. На рисунке 2 изображен график годовой отопительной нагрузки, принятый в настоящей работе для расчета турбины. Следует отметить, что в опубликованной литературе [2, 9] можно найти и другие варианты тепловой нагрузки турбины.
Отопительная тепловая нагрузка, расход теплоты на вентиляцию и кондиционирование воздуха зависят от температуры наружного воздуха
б» ТДжИ
> е ■1---]_|_|_I—I—I
О П IV VI УШ X ш Месяцы
Рис.2- График отопительно-вентиляционной нагрузки
и имеют сезонный характер. Расход теплоты на отопление и вентиляцию наибольший зимой и полностью отсутствует в летние месяцы; на кондиционирование воздуха теплота расходуется только летом.
Наличие круглогодовой бытовой тепловой нагрузки улучшает энергетические и технико-экономические показатели ТЭС, так как увеличивает энергетически выгодную выработку электроэнергии на тепловом потреблении.
Графиками тепловых нагрузок необходимо располагать как при проектировании ТЭЦ, так и во время ее эксплуатации. В эксплуатационных условиях по ним выбирается режим работы электростанции. Электрическая нагрузка при этом устанавливается с учетом необходимой общей электрической нагрузки района, возможностей рассматриваемой ТЭС и ряда других факторов; теплофикационная нагрузка в крупных городах также может распределяться между рядом ТЭС района; промышленная тепловая нагрузка должна быть обеспечена данной ТЭЦ и может распределяться только между агрегатами этой электростанции, так как потребители получают пар обычно от одной электростанции.
Режимы работы паровой турбины с теплофикационным отбором
Расчетное количество пара, идущее 6 конденсатор /'отбора нет!
Рис. 3- Конденсационный режим работы турбины
Рис.4- Работа турбины с полным отбором пара по схеме «зима»
Рис.5- Работа турбины с частичным отбором пара по схеме «лето»
Для определения максимального значения тепловой нагрузки в течение года воспользуемся схемой с полным отбором пара (рис.4).
С помощью формул, приведенных ниже, можно найти максимальное значение тепловой нагрузки:
О^ = ' СР ' (от — 1к ) = ( Кот ~ К ) (1)
где Qmax — расчетная тепловая нагрузка
Дж,
Оот — расход пара в регулируемом теплофикационном отборе, —;
ч
СР —удельная теплоемкость водяного пара,
Дж кг С
гТ — температура в отборе, 0 С;
ч
гб - температура конденсата греющего пара, °с;
Кт - энтальпия пара в регулируемом теплофикационном отборе,
кДж ш
кг
Кк - энтальпия конденсата греющего пара,
кДж
кг
Опах = ^0т • {\т - К ) = 129800 • (2742 - 449,2) = 297605440 кДж = 297,6 ГДж
По полученным данным строим график тепловой нагрузки.
Рис. 6- Графики тепловой нагрузки теплофикационной турбины
Построенный график максимальной тепловой нагрузки в дальнейшем будет использован и при расчете турбины, и для оптимизации геометрии ступеней ЧНД турбины.
Далее рассмотрен вариант определения расчетного пропуска через ЧНД турбины с помощью построенного графика.
ч
ч
1. Количество тепловой энергии на теплофикацию по схеме «лето»:
От = ^т 3600 • (Кт — \ ) ~ , (2)
ч
где Кт — энтальпия пара в регулируемом теплофикационном отборе,
кДж ,
кг
1 I кДж
Кк - энтальпия конденсата греющего пара,
Qm - расчетная тепловая нагрузка по графику
кг Дж
ч
Gm - расход пара в регулируемом теплофикационном отборе, —.
ч
Отсюда
G • 3600 = —Qm—,— .
m (hm - К ')' ч
2. Полный конденсационный пропуск пара в ЧНД (расчетный):
m
GK • 3600 = (G! - Gm ) • 3600, -, (3)
ч
где G1 - максимальный расход через турбину; GK - расход пара в ЧНД.
G =- g- M, кг, (4)
1 Ho h т Ho h с' w
где N - электрическая мощность турбины, Вт ;
Но -располагаемый теплоперепад турбины, кДж ;
кг
Н11 - кДж
о теплоперепад части низкого давления, —— ;
кг
- относительный электрический КПД; h11 - относительный электрический КПД ЧНД.
Список литературы
[1]. Бененсон Е.И. Теплофикационные паровые турбины / Е.И. Бененсон, Л.С. Иоффе. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 270с.
[2]. Канаев А.А. Парогазовые установки. Конструкции и расчеты / А.А., Канаев, М.И. Корнеев. - М.: Машиностроение, 1974. - 240с.
[3]. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для теплоэнерг. спец. вузов / В.Я. Рыжкин — М.-Л.: Энергия, 1967. — 400с.
