Оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок

• Автор: Девянин, Алексей Вячеславович
• Шифр специальности: 05.14.14
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2009
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 178 с. : ил.

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ ПО ОПТИМИЗАЦИИ

СТРУКТУРЫ И ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ИГУ С

1.1. Актуальность развития энергетики на базе парогазовых

технологий

1.2. Термодинамические основы парогазовых циклов.

1.3. Обзор работ но исследованию и оптимизации

энергетических показателей ИГУ с КУ.

1.4. Обзор существующих тепловых схем парогазовых

установок с котломутилизатором трх давлений

1.4.1. ПГУ фирмы i.

1.4.2. ПГУ фирмы i
1.4.3. ПГУ фирмы .
1.4.4. Мощные теплофикационные ПГУ в России.
1.4.5. Краткие выводы но тепловым схемам мощных ПГУ.
1.5. Выбор расчетной тепловой схемы ПГУ с КУ трх давлений.
1.6. Постановка задачи и цели исследования.
ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ТЕХНИКОЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОПТИМИЗАЦИИ
ПАРАМЕРТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ КОНДЕНСАЦИОННЫХ И ТЕПЛОФИКА1 ИОННЫХ ТРЕХКОНТУРНЫХ ПАРОГ АЗОВЫХ УСТАНОВОК.
2.1. Основы техникоэкономического выбора оптимальных параметров и оборудования тепловой схемы ПГУ.
2.2. Методики расчета тепловых схем и определения показателей тепловой экономичности трехконтурных ПГУ.
2.2.1. Расчет тепловой схемы газотурбинной установки
2.2.2. Расчт котлаутилизагора.
2.2.3. Расчет потерь давления в паропроводах
2.2.4. Расчт тепловой схемы паротурбинной установки
2.2.5. Расчет показателей тепловой экономичности ПГУ с
котламиутилизаторами.
2.2.6. Алгоритм расчета тепловой схемы трехкоптурной ПГУ
2.2.7. Описание программы расчета.
2.3. Техникоэкономическая оптимизация методом
Модифицированного Базового Варианта.
2.3.1. Описание метода Модифицированного Базового Варианта.
2.3.2. Расчет доходов от продажи электроэнергии и тепла.
2.3.3 Оценка изменения стоимости строительства
трехконтурных ПГУ.
2.4. Оценка эффективности инвестиций в строительство
трехконтурных ПГУ.
ГЛАВА 3. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ
ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТРЕХКОНТУРНЫХ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК.
3.1. Термодинамическая оптимизация параметров тепловой
схемы трехконтурных ГУ
3.2. Влияние давления в контурах ПГУ на показатели тепловой
экономичности
3.2.1. Конур высокого давления.
3.2.2. Контур среднего давления
3.2.3. Контур низкого давления.
3.2.4. Влияние давления контура ВД на оптимальное давление контура СД
3.3. Влияние температура острого пара и пара промперегрсва на
тепловую экономичность ПГУ.
3.4. Влияние температурного напора на холодном конце испарительной поверхности на тепловую экономичность
3.5. Влияние недогрсва питательной воды в экономайзерах до
температуры насыщения в барабанах на тепловую экономичность ПГУ
3.6. Влияние потерь давления в паропроводах на оптимальные
параметры пара.
3.7. Влияние внутренних относительных КПД ГГУ на
оптимальные параметры пара.
3.8. Влияние вакуума на оптимальные параметры пара.
3.9. Влияние площади выхлопа ЦНД на оптимальные
параметры пара.
3 Выводы но Главе
ГЛАВА 4. ТЕХПИКОЭКОИОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ
ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТРЕХКОНТУРНЫХ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
4.1. Исходные данные
4.2. Оптимизация давления в контурах ПГУ
4.2.1. Конту р среднего давления
4.2.2. Контур высокого давления.
4.2.3. Оптимизация давления в контурах ВД и СД IIIУ.
4.3. Оптимизация температурных напоров в поверхностях нагрева КУ
4.3.1. Температурный напор на горячем конце пароперегревателя ВД и промежуточного пароперегревателя.
4.3.2. Температурный напор на холодном конце испарителя
4.3.3. Недогрев до температуры насыщения в экономайзерах котлаутилизатора.
4.4. Оптимизация диаметров паропроводов острого пара и промперегрсва.
4.5. Влияние температуры ухощщих газов газовой турбины i оптимальные значения давления и температуры острого
пара и пара горячего промперегрсва
4.6. Выводы по Главе
ГЛАВА 5. ТЕХНИКОЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ
ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТРЕХКОНТУ РИЫХ ТЕПЛОФИ КДЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК.
5.1. Методика расчета ПГУ с теплофикационной установкой.
5.1.1. Методика расчета ПГУ.
5.1.2. Методика расчета теплофикационной установки
5.1.3. Расчет годовых показателей
5.2. Оптимизация теплофикационной установки
5.2.1. Оптимизация схемы теплофикационной установки.
5.2.2. Оптимизация режима работы теплофикационной установки
5.3. Оптимизация работы ГПК
5.4. Оценка эффективности инвестиций в строительство
трехконтурных ИГУ.
5.5. Модернизация существующих паросиловых
теплофикационных энергоблоков с использованием
парогазовой технологии
5.6. Выводы по Главе 5.
ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


Техникоэкономическая эффективность парогазовой установки зависит, прежде всего, от совершенства тепловой схемы и эффективности ГТУ. В лучших современных энергетических газотурбинных установках значение температуры выхлопных газов превышает 0 С. Данное обстоятельство позволяет в котлеутилизаторе разместить до трх контуров давления. Изменение общей экономичности конденсационных ПГУ в результате совершенствования парового контура, за счет увеличения контуров давления в КУ, можно проиллюстрировать данными зарубежных исследований рис. Рис. Влияние параметров парового цикла на КПД производства электроэнергии ПГУ с КУ. Сверхкритические параметры парового цикла 6 двухконтурный КУ 7 трхконтурный КУ с промежуточным перегревом пара 8 четырехконтурный КУ с двойным промперегревом 9 четырехконтурный КУ с двойным промперегревом 0С. График на рис. КПД по производству электроэнергии на ПГУ с КУ двух давлений бар0С, Рк4 кПа, ух2С. Переход к более сложному паровому циклу существенно повышает экономичность установки. Выигрыш в экономичности достигается усложнением технологической схемы парогазовой установки. Разность в КПД по выработке электроэнергии у трхконтурной ПГУ по сравнению с одноконтурной составляет для ГТУ одного типа и при разных типах газотурбинных установок для докритических параметров пара в паровом цикле. На рис. ПГУ со сверхкритическими параметрами пара в паровом цикле столбцы , как видно в данном случае наблюдается еще больший прирост КПД столбцы для ПГУ с параметрами острого пара 0 бар и 0С, 9 столбец температура пара увеличена до 0С. Таким образом, в настоящее время трехконтурная ПГУ представляет собой наиболее эффективную, но и достаточно сложную установку и ПОпроизводству электроэнергии . Основными составляющими элементами парогазовой установки являются газотурбинная установка, котелутилизатор теплообменный аппарат, где утилизируется часть теплоты уходящих газов и паротурбинная установка. В парогазовых установках теплота подводится к рабочему телу газу при высокой температуре продуктов сгорания органического топлива, которая совпадает с температурой горячего источника Г, Ггор, а отвод теплоты происходит в области низких температур конденсации водяного пара. При использовании водяного пара в качестве рабочего тела в паротурбинных установках температура отвода тепла примерно постоянна и максимально приближается к температуре холодного источника Г, Тхоп. Одновременно происходит утилизация тепла газовой части ПГУ в паровой части ПГУ. В идеальном обратимом цикле Карно парогазовой установки изобарный процесс отвода тепла газовой части максимально приближен к изобарному процессу подвода тепла к паровой части ПГУ. Карно 5. Идеальный парогазовый цикл Карно в координатах Т5 для конденсационной установки показан на рис. Ьсса, а паровая часть контуром 1 1. Кривая ас1, совпадающая с кривой , соответствует процессу передачи тепла от газовой части к паровой в идеальном
5 случае. Рис. Реальные циклы парогазовых установок отличаются от идеальных рядом особенностей, среди которых можно отметить возрастание энтропии в процессах сжатия и расширения рабочих тел, возможность теплообмена лишь при наличии температурного напора, ограниченное число ступеней подвода теплоты к газовой турбине и др. Аналогично идеальному парогазовому циклу Карно для конденсационной ПТУ можно построить идеальный парогазовый цикл теплофикационной паршдзовой установки рис. Здесь Ьг и Ьп полезная работа газовой и паровой ступени ТТГУ, 3т отпуск теплоты на отопительные нужды, 3ух потеря теплоты с уходящими газами. Из сравнения рисунков 1. Не занижая важности КИТ как балансового показателя расхода энергии на ТЭЦ, следует отметить, что для оценки действительной экономии топлива в комбинированном производстве электроэнергии и тепла одного этого показателя недостаточно. ИГУТЭЦ выше ПТУ КЭС за счет снижения потерь в холодном источнике. Т ермодииамическу ю
эффективность теплофикационных циклов невозможно оценить их термическим КПД. Рис. Вхэц общий расход топлива на ТЭЦ 2нР теплота сгорания топлива.