Разработка и исследование циклов, схем и режимов работы парогазовых установок

• Автор: Березинец, Павел Андреевич
• Шифр специальности: 05.14.14
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2012
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 238 с. : ил.

Оглавление
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ГТУ В ПАРОГАЗОВЫХ ЦИКЛАХ
1.1 Основные положения о комбинированных термодинамических циклах (история вопроса)
1.2 КПД КОМБИНИРОВАННОГО ЦИКЛА. КЛАССИФИКАЦИЯ ПГУ
1.3 Выбор параметров пара для ПГУ с котлами-утилизаторами
1.3.1 Парогенерирующая способность выхлопных газов ГТУ
1.3.1.1 Общие положения
1.3.1.2 Многоконтурные системы
1.3.1.3 Исследования по оптимизации параметров ПГУ
1.3.1.4 Анализ применения промперегрева пара и прямоточной генерации пара в котлах-утилизаторах
1.4 Выводы по главе
ГЛАВА 2 БИНАРНЫЕ ПГУ С КОТЛАМИ - УТИЛИЗАТОРАМИ
2.1 Введение
2.2 Парогазовая установка мощностью 800 МВт
2.3 Бинарная теплофикационная ПГУ мощностью 450 МВт
2.3.1 Статические характеристики ПГУ-450Т
2.3.2 Динамические характеристики ПГУ-450Т
2.3.3 Продолжительность вентиляции котлов - утилизаторов ПГУ-450Т
2.3.4 Опыт освоения и эксплуатации ПГУ
2.4 Выводы по главе
ГЛАВА 3 ГАЗОТУРБИННЫЕ НАДСТРОЙКИ ПАРОСИЛОВЫХ БЛОКОВ
3.1 Возможности преобразования конденсационных паровых энергоблоков в парогазовые
3.2 Надстройка блока К
3.3 Выводы по главе
ГЛАВА 4 ПГУ С ГАЗИФИКАЦИЕЙ УГЛЯ
4.1 Тепловая схема
4.2 Описание оборудования энергетической части ПГУ с внутрицикловой газификацией угля
4.2.1 Газовая турбина
4.2.2 Котел-утилизатор
4.2.3 Паровая турбина
4.3 Маневренность ПГУ с внутрицикловой газификацией угля
4.4 Основные характеристики ПГУ-ТЭС с внутрицикловой газификацией угля

4.5 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ОБЩИЕ ВЫВОДЫ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение
Г азотурбинные и парогазовые установки играют всё возрастающую роль в структуре мировых энергетических мощностей вследствие их высокого КПД, высокой маневренности и умеренной удельной стоимости при выполнении требований по надежности, готовности и воздействии на окружающую среду, предъявляемых к оборудованию тепловых электростанций [1-10].
В настоящее время сооружаются исключительно бинарные ПТУ, в которых выхлопные газы ГТУ с температурой 550 - 650 °С охлаждаются примерно до 100 °С с выработкой пара с давлением до 17 МПа и его перегревом до температуры 520 - 565 °С [11-16]
Сотни парогазовых установок такого типа построены в различных странах [7, 8]. Они обеспечивают существенную экономию топлива, большую маневренность по сравнению с паросиловыми установками при высокой надёжности и готовности оборудования и незначительном воздействии на окружающую среду [9, 17-19].
В последние годы изменяется положение и в нашей стране [5]. Этому способствуют возникшие в электроэнергетике рыночные отношения и правительственные мероприятия, предусматривающие в течение предстоящих двух десятилетий - до 2030 г. - перевод на парогазовый цикл работающих на природном газе конденсационных и теплофикационных электростанций России [8, 13,20-22].
В соответствии с предложениями Агентства по прогнозированию
балансов в электроэнергетике (АПБЭ), сделанными во исполнение поручения
Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 г. Пр-839 п. 2з «Об
обязательном переходе на парогазовый цикл действующих КЭС и ТЭЦ в
период до 2030 г.» намечаются:
- модернизация и реконструкция 54 паровых энергоблоков с турбинами
К-300 на девяти электростанциях, 18 паровых энергоблоков с турбинами
Т-250/300 на пяти ТЭЦ для превращения их в парогазовые установки с КПД в

Ниже рассмотрены результаты анализа влияния количества парогенерирующих контуров на глубину утилизации тепла выхлопных газов ГТУ и показатели ПГУ. В основу анализа положен рабочий процесс в паровой турбине, представленный на рисунке 1.11. При расчетах выполнялось сопряжение параметров пара на выходе из каждого контура КУ с параметрами пара на линии рабочего процесса в паровой турбине. Расчеты выполнялись при умеренных показателях газотурбинной части ПГУ (КПД ГТУ 37%, температура отработавших газов 550 °С). Их конечной целью являлось определение мощности и КПД ПГУ, а также теплопередающей способности элементов котла-утилизатора (КН - произведение коэффициента теплопередачи на величину поверхности нагрева). В конечном счете, КН определяет массу и размеры котла-утилизатора.
На рисунках 1.12-1.19 представлены основные результаты выполненных расчетов одно-, двух-, трех- и четырехконтурных систем утилизации тепла выхлопных газов ГТУ.
В одноконтурной схеме с увеличением давления пара по линии процесса расширения пара в турбине её мощность и КПД увеличиваются (рисунки 1.12, а и б), а КПД котла-утилизатора снижается (рисунок 1.13). Однако КПД паросиловой части ПГУ увеличивается, так как темп роста КПД турбины больше, чем темп снижения КПД котла-утилизатора (рисунки 1.12, б, 1.13). Естественно, это обеспечивает увеличение мощности и КПД ПГУ (рисунки
1.12, а и б). Влияние давления пара в одноконтурной схеме положительно при давлении ниже 6 МПа. При более высоких давлениях увеличивается и необходимая теплопередающая способность котла-утилизатора КН (рисунок
1.12, в).