28.Способы повышения кпд паросиловой установки. Цикл со вторичным перегревом пара. Парогазовый цикл.

Повышение температуры рабочего тела перед турбиной.

На рис. 6.6 представлена иллюстрация этого приема повышения термического коэффициента полезного действия.

Обращаем внимание, что количество «пользы», т.е. работы за цикл увеличилось с увеличением Т1, но одновременно увеличились потери теплоты в конденсаторе, увеличились затраты теплоты за цикл. Здесь наглядно видно, что у дроби ηt увеличился и числитель и знаменатель, а результат неопределенен (см. (6.5)). Зато воочию видно, что увеличение Т1 до Т1΄ увеличивает 1>. Следовательно, ηt увеличивается с увеличением Т1.

Повышение давления рабочего тела перед турбиной.

На рис. 6.7 представлена иллюстрация этого метода повышения ηt.

Судя по рис. 6.7, трудно решить, увеличились или уменьшилась работа за цикл, зато потери теплоты в конденсаторе явно уменьшились. Если же использовать понятие 1>, то из рис. 6.7 следует, что с увеличением р1 величина 1> тоже увеличилась, а температура Т2 не изменилась. Следовательно, однозначно можно сделать вывод, что увеличение давления пара перед турбиной увеличивает термический коэффициент полезного действия ηt.

Многократный перегрев пара.

Суть этого метода повышения КПД теплосиловой установки состоит в следующем. Турбина, как правило, имеет несколько ступеней расширения пара. Это позволяет водяной пар после первой ступени расширения снова направить в свой пароперегреватель, расположенный в газоходах котельного агрегата. Ничто не мешает сделать тоже самое с паром после второй ступени расширения и т.д. На практике делают не больше трех промежуточных перегревов, так как установка сильно усложняется, увеличивается число и длина паропроводов, запорной и регулирующей арматуры. Все это уменьшает надежность паросиловой установки.

На рис. 6.8 представлена иллюстрация метода повторного перегрева водяного пара для увеличения термического коэффициента полезного действия паросиловой установки.

перегрева водяного пара. Процесс 5 – 1 – первый перегрев перед первой ступенью турбины, процесс 6 - 1΄ - второй перегрев перед второй ступенью турбины.

Теплофикация.

Суть метода теплофикации заключается в том, чтобы потери теплоты в цикле Ренкина (в конденсаторе) сделать «пользой». Организация процесса теплофикации заключается в следующем (см. рис. 6.9).

Водяной пар с состоянием т. 1 направляется в паровую турбину, но процесс расширения проводится не до конца, а до давления ртеплофик. Далее, пар после турбины направляется по паропроводу в тепловые пункты жилых районов. В этих пунктах установлен теплообменник, который нагревает питьевую воду из водопроводной сети за счет процесса конденсации пара из паропровода. Часть горячей воды идет на отопление жилых и производственных зданий, другая часть – на бытовые нужды. Конденсат возвращается обратно в паросиловую установку на вход питательного насоса.

Идея этого метода состоит в том, что «пользой» для паросиловой установки теперь является не только работа турбины, но и теплота перегретого пара, направляемая в жилые районы. И жители города, промышленные предприятия платят поставщикам тепловой энергии.

Теплофикация получила самое широкое распространение в России, так как Россия все-таки северная страна с суровым климатом.

Парогазовая установка состоит из двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.

Существуют парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае устанавливается только один генератор.

Иногда парогазовые установки создают на базе существующих старых паросиловых установок. В этом случае уходящие газы из новой газовой турбины сбрасываются в существующий паровой котел, который соответствующим образом модернизируется. КПД таких установок, как правило, ниже, чем у новых парогазовых установок, спроектированных и построенных «с нуля».

Преимущества ПГУ

Парогазовые установки позволяют достичь электрического КПД более 60 %. Для сравнения, у работающих отдельно паросиловых установок КПД обычно находится в пределах 33-45 %, для газотурбинных установок — в диапазоне 28-42 %

Низкая стоимость единицы установленной мощности

Парогазовые установки потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками

Короткие сроки возведения (9-12 мес.)

Нет необходимости в постоянном подвозе топлива ж/д или морским транспортом

Компактные размеры позволяют возводить непосредственно у потребителя (завода или внутри города), что сокращает затраты на ЛЭП и транспортировку эл. энергии

Более экологически чистые в сравнении с паротурбинными установками

[править]

Недостатки ПГУ

Низкая единичная мощность оборудования (160—972,1[источник не указан 33 дня] МВт на 1 блок), в то время как современные ТЭС имеют мощность блока до 1200 МВт, а АЭС 1200—1600 МВт.

Необходимость осуществлять фильтрацию воздуха используемого для сжигания топлива