Строительство и архитектура \ Парогазовые и газотурбинные установки тепловых электрических станций

Некоторые особенности исследования ПГУ двух давлений, страница 2

Расход газов, кг/с

,                                       (3)

где  – мощность газовой турбины, кВт; ,  – удельная работа газовой турбины и компрессора соответственно, кДж/кг;  – теплоперепад на ГТУ, кДж/кг;  – электромеханический КПД ГТУ.

Теплоперепад на ГТУ, кДж/кг

  ,                        (4)

где ,  – температура газов на входе в газовую турбину и окружающей среды соответственно, К; ,  – КПД газовой турбины и компрессора соответственно; , где  k  1,4 – показатель адиабаты.

Теплота, воспринятая рабочим телом паросилового цикла (ПТУ), кВт

,                            (5)

где  – расход пара, кг/с;  – доля пара, контура низкого давления; , ,  – энтальпия пара в характерных точках паросилового цикла, кДж/кг;  – коэффициент, учитывающий потери теплоносителя.

На основе (1), (3), (4) и (5) получим

             

                                                  (6)

Здесь коэффициент 0,966 характеризует непроизводительные потери теплоносителей.

После подстановок и несложных преобразований, учитывая, что , а изобарная теплоемкость газов  кДж/(кг×К), получим:

.                                (7)

Мощность на клеммах генератора паросилового цикла, кВт:

,                               (8)

где  – теплоперепад на паровой турбине, кДж/кг; , , , , , , ,  – доли и коэффициенты недовыработки соответственно контура низкого давления, отборов на регенерацию, производственного отбора, отборов на теплофикацию.

Коэффициент недовыработки контура низкого давления:

,                                                        (9)

где ,  – энтальпии в характерных точках паросилового цикла, кДж/кг.

Электрическая мощность, вырабатываемая за счет контура низкого давления, кВт:

.                                           (10)

Температура  определяется как температура на пересечении процесса расширения пара 0' – К* с изобарой pн.

Поверхность теплообмена котла-утилизатора оценивается с использованием температурного напора:

,                                                 (11)

по выражению:

,                                                     (12)

где k – коэффициент теплопередачи.

КПД такой установки может быть оценен по следующему выражению:

,       (13)

где ,   – мощность газотурбинной и паротурбинной установок соответственно; ,    – низшая рабочая теплота сгорания и расход топлива соответственно;  – коэффициент бинарности;  ,  – КПД газотурбинной и паротурбинной установок соответственно; ,  – КПД котла-утилизатора и транспорта теплоты;  – коэффициент собственных нужд.

В данном подходе целью оптимизации может являться достижение максимального КПД ПГУ

,                                                      (14)

что очевидно, так как это означает минимизацию расхода топлива.

Вместе с тем в (11) при использовании практически тех же зависимостей задача схемно-параметрической оптимизации формулируется как нахождение минимума целевой функции:

,                                                  (15)

где x, y – оптимизируемые и независимые параметры и показатели. К оптимизируемым термодинамическим показателям отнесены Тг, Т0, р0, tпв, рн, DТ0, DТн, aн, рк, aТЭЦ.

Целевая функция  по существу является неким показателем рентабельности технологии.

С другой стороны при оценке коммерческой эффективности технологии следует использовать механизмы рыночного хозяйствования с применением дисконтных показателей эффективности инвестиций (таких как ЧДД, ВНД, дисконтированный срок окупаемости и т.п.).

Таким образом, задача оптимизации ПГУ имеет многокритериальный вид и при ее решении следует учитывать все указанные выше особенности.

ЛИТЕРАТУРА

1.  Fiscer W., Turnkey CCPP and CHP solutions based on Siemens’ V64.3A gas turbine. – Siemens.com, 2004. – 20 p.

2.  Balling L., Bruckner J., Frannkle M. Innovative combined-cycle power plant concept and components for cycling duty and mid merit operation. – Power Generation, Aprel, 2003. – 14 p.

3.  Menapace W., Frannkle M., Rukes B. Combined-cycle power plant concepts meeting the dermand for operational flexibility. – Power Generation, Aprel, 2003. – 17 p.

4.  Avison M. An operator’s experience: Tapada do Outeiro CCPP with world-class availability and performance. – Power Journal, January, 2001. – pp.18…22.

5.  Schippers K., Mayer-Blasig B. Combined cycle and cogeneration plant Bayer Dormagen. Customer requirements and operation experiences. – Siemens.com, 2004. – 25 p.

6.  Engelbert K., Fadok J., Fuller R., Lueneburg B. Introducing the 1S.W501G single-shaft combined-cycle reference power plant. – PWR 2004, March 30 –Aprel 1, Baltimore, Maryland. – pp.1…5.

7.  Clean power for Florida. – Power Journal, 2001. – №1. – pp.21…25.

8.  Michael T. Mc. Manus, Raymond Baumgartner. An Integrated Combined-Cycle Plant Design That Provides Fast Start Capability at Base-Load. – Power GEN, 2003 – Las Vegas, December 9…11. – 14 p.

9.  Одновальная парогазовая установка мощностью 190 МВт в Бразилии. – Энергетика за рубежом, 2004. – №3. – С.37…41.

10.  Новые ГТУ компании General Electric. – Энергетика за рубежом, 2004. – №3. – С.43…44.

11.  Девочкин М.А. О грубейших ошибках в принятии топливно-энергетических решений. – Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоэнергоснабжения: Материалы межвузовской научной конференции 1…3 ноября 1999. – Самара, 1999. – С. 31…35.

12.  Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. – М.: Изд-во МЭИ, 2002. – 574 с.

13.  Клер А.М., Потанина Ю.М. Сопоставление энергетической и экономической эффективности перспективных теплооэнергетичеких установок на твердом и газообразном топливе. / Теплоэнергетика: физико-технические и экологические проблемы, новые технологии, технико-экономическая эффективность. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002. – С.6…24.

Скачать файл