2. Оценка эффективности бинарного цикла с паровой турбиной
Применение установок комбинированного цикла, или ПГУ (парогазовых установок) является основной тенденцией развития мировой теплоэнергетики в последние два десятилетия. Комбинация цикла Брайтона на базе ГТУ и цикла Ренкина на базе паротурбинной установки обеспечивает резкий скачок тепловой экономичности комбинированной установки. При этом две трети мощности комбинированной установки приходится на ГТУ.
Сегодня наибольшее распространение получили ПГУ бинарного цикла, в которых пар одного или нескольких давлений, выработанный за счет тепла отработанных газов ГТУ, приводит в действие паровую турбину. Нижняя (паросиловая) часть цикла содержит практически все (за исключением регенеративных подогревателей высокого давления) элементы обычного паросилового цикла, включая конденсатор с соответствующей системой охлаждения. Принципиальная схема ПГУ показана на рисунке 1.2. Ts-диаграмма комбинированного цикла, зависимости параметров КПГУ от давления пара перед паровой турбиной.
Как было показано выше, в качестве основных мероприятий по повышению экономичности ГПУ, на практике применяются ТУК одного, двух и трех давлений, перегрев пара. При этом использование ТУК-1, ТУК-2 и ТУК-3 связано с потенциальными возможностями улучшения экономичности паросилового цикла за счет более эффективного использования подводимого тепла. Принципиальная схема ПГУ с паровой турбиной изображена на рис. 1.2.
Для расчетного термогазодинамического анализа газопаровой установки с теплоутилизационным контуром одного давления воспользуемся компьютерной программой – utlq1.exe.и графиками зависимости мощности от давления в пароперегревателе рисунок 2.3 и 2.4
Таблица 2.1 – Результаты расчета КПГУ/ ТУК-1 при Рппопт=2,2 Мпа
Расчет ПГУ с котлом -утилизатором одного давления
Исходные данные:
Nгтд = 10650. кВт, KПДгтд = .3652 -
Gг = 31.10 кг/с, Tco = 533.0 C
Cpг = 1.2250 кДж/кг/K,
Pпп = 2.2000 MПa, Tпп = 490.00 C
Iпп = 3444. кДж/кг, dP1 = .2200 MПa
dP2 = .2200 MПa,
Pконд = .0050 MПa, Tвэк = 60.0000 C
KПДпт = .9000 -, KПДмex = .9820 -
KПДген= .9820
Результаты расчета:
Контур давления-
Pб = 2.4200 MПa, Tб = 222.41 C
Tэк = 212.40 C, Tгт1 = 232.40 C
Pэк = 2.6400 MПa, Iэк = 912. кДж/кг
dIпписп= 2532. кДж/кг, Iгт1 = 619. кДж/кг
Iгc = 987. кДж/кг, Gп = 4.55 кг/с
Конденсатно-питательная система-
Gконд = 4.55 кг/с, Iвхэк = 276. кДж/кг
Gэк = 5.54 кг/с, Qэк = 3522. кВт
Iгвых = 507. кДж/кг, Tгвых = 140.53 C
Паровая турбина-
Gп = 4.55 кг/с, Iпп = 3444. кДж/кг
Iптs = 2245. кДж/кг, dIпт = 1041. кДж/кг
Iпт = 2403. кДж/кг, KПДптХср= .8685
Nпт = 4739. кВт, Nптв = 4550. кВт
Nпгу = 15200. кВт, KПДпгу= .5212
Рисунок 2.3- Зависимость КПД от давления пара
Рисунок 2.4- Зависимость мощности от давления пара
В данном разделе исследовали влияние начального давления Рпп на мощность и КПД газопаровой установки. Результаты расчета представлены в таблице 2.1, экстремум мощности и КПД ПГУ, который достигается в области Рппопт=2,2 МПа. Из таблицы видно, что КПД бинарного цикла (КПДiпгу) выше чем КПД циклов из которых он состоит КПДiпсу и КПДгту.
Применение ПГУ с теплоутилизационным контуром одного давления позволило увеличить мощность и КПД по сравнению с ГТД без ТУК.
Как было показано выше, в качестве основных мероприятий по повышению экономичности ГПУ, на практике применяются ТУК одного, двух и трех давлений, перегрев пара. При этом использование ТУК-1, ТУК-2 и ТУК-3 связано с потенциальными возможностями улучшения экономичности паросилового цикла за счет более эффективного использования подводимого тепла. Принципиальная схема ПГУ с паровой турбиной изображена на рис. 1.2.