Циклы парогазовых установок

В последние годы в теплоэнергетике все чаще применяются парогазовые установки (ПГУ), имеющие более высокую эффективность, но сравнению с энергетическими установками, в которых используются только теплосиловые паровые или теплосиловые газовые циклы.

Парогазовые установки представляют собой комбинацию паротурбинной и газотурбинной установок. Термодинамический цикл парогазовой установки является комбинированным циклом и состоит из цикла паротурбинной установки (цикл Ренкина) и цикла газотурбинной установки (цикл Брайтона). По этой причине комбинированный цикл парогазовой установки иногда называют циклом Ренкина — Брайтона. Цикл парогазовой установки можно считать разновидностью бинарного цикла.

В комбинированных циклах парогазовых установок цикл газотурбинной установки занимает область более высоких температур, соответственно цикл Ренкина расположен в области более низких температур. Такое расположение циклов объясняется следующими обстоятельствами:

• 1) максимальная температура газа в современных газотурбинных установках (1300—1500°С) существенно выше максимальной температуры пара в цикле Ренкина (550—600°С) паротурбинных установок;
• 2) тепловую энергию отработанных газов газотурбинных установок, которые имеют температуру 400—600°С, целесообразно использовать в низкотемпературном (паротурбинном) цикле;
• 3) охлаждение рабочего тела в цикле паротурбинной установки осуществляется в изотермическом процессе при температуре, близкой к температуре окружающей среды.

К настоящему времени предложено несколько вариантов схем парогазовых установок. Общей для всех схем является идея использования теплоты отработанных газов газотурбинной установки в цикле паровой турбины. Наиболее эффективны парогазовые установки с котлом-утилизатором. На рис. 8.29 изображены схема парогазовой установки и T—s диаграмма цикла, построенная в предположении о том, что процессы в турбине, компрессоре и насосе протекают необратимо.

Таким образом, комбинированный цикл парогазовой установки — это бинарный цикл, который состоит из цикла газотурбинной установки 1—2— 3—4—5—1 и цикла паротурбинной установки 6—7—7'—8—6. Мощность такой установки равна сумме мощностей газотурбинной и паротурбинной установок.

Рис. 8.29. Схема парогазовой установки и T—s диаграмма ее цикла:

К — компрессор; КС — камера сгорания; ЭГ — электрогенератор; ГГ — газовая турбина; ПТ — паровая турбина; КУ — котел-утилизатор; КН — конденсатор; Н — насос Анализ цикла парогазовой установки. Термический КПД цикла равен отношению суммарной работы цикла к величине подведенной тепловой энергии. Для расчета КПД парогазовой установки удобно использовать соотношение.

где =^Щ — суммарная мощность, генерируемая и потребляемая агре;

i

гатами ПГУ; Q_in — тепловой поток, подводимый к установке.

Рассматриваемая парогазовая установка состоит из двух турбин, которые генерируют мощности W_Tr и W_Tu, а также двух агрегатов, потребляющих мощность, — насоса (W_H) и компрессора (W_K). Таким образом, КПД установки равен

Если пренебречь изменением кинетической и потенциальной энергии, закон сохранения энергии для потока рабочего тела можно представить в виде.

где W_Texu — техническая работа; с1т^с — элемент массы, пересекающий границы системы по к-му каналу; h — удельная энтальпия.

Дифференцируя (8.1) по времени, получим.

где Q — тепловой поток; 1Т_техн — мощность, затрачиваемая на совершение технической работы; m^Y_k^c — потоки массы, пересекающие границы системы.

Очевидно, что для стационарного потока закон сохранения энергии можно представить в виде.

Рассмотрим, как можно использовать соотношение (8.2) для расчета КПД, предполагая, что турбины, компрессор и насос не обмениваются тепловой энергией с окружающей средой.

1. Для турбины соотношение (8.2) примет вид.

2. Для компрессора закон сохранения энергии с учетом принятых допущений выглядит так:

• 3. Для насоса
• 4. Наконец, величину теплоты, подведенной к системе, Q_jn, можно выразить через изменение энтальпии таким образом:

Таким образом, для того чтобы рассчитать термический КПД парогазовой установки, достаточно знать потоки масс в газотурбинной и паротурбинной установках, а также значения энтальпии рабочего тела в точках 1—8:

В приведенной схеме расчета не использованы параметры газа в точке 5 (выхлопные газы). При проведении термодинамического анализа значение энергии газов на выходе из газовой турбины может быть использовано для расчета отношения потоков массы в газовой турбинной установке (ГТУ) и J ГГУ т_п / т_г. Поскольку энергия, отдаваемая уходящими газами равна энергии, которая усваивается паром в теплообменнике, справедливо соотношение.

откуда Удельная энтальпия воды при испарении меняется существенно больше, чем энтальпия продуктов сгорания при охлаждении, поэтому (h_A — h₅) / (/% - h_s) < 1. Это означает, что за счет охлаждения 1 кг продуктов сгорания можно нагреть и испарить существенно меньшее количество воды. Используя (8.3), можно определить величину потока массы в паротурбинной установке при заданных значениях параметров продуктов сгорания и известном потоке массы в газотурбинной установке.

Выше рассмотрен самый простой вариант реализации парогазовой установки. Реальные газотурбинные и паротурбинные установки могут иметь различные модификации, за счет которых удается повысить их КПД. В частности, в газотурбинных установках часто применяются промежуточный нагрев, промежуточное охлаждение и регенерация. Поэтому влияние повышения температуры рабочего тела на КПД парогазовой установки зависит от конструктивных особенностей конкретной установки. На рис. 8.30 изображен обобщенный график зависимости КПД парогазовой установки от температуры рабочего тела на входе в турбину газотурбинной установки^[1].

Рис. 8.30. Эффективность парогазовой установки как функция температуры на входе в турбину.

• [1] 1shikawa М. Development of High Efficiency Gas Turbine Combined Cycle Power Plant //Mitsubishi Heavy Industries, Ltd., Technical Review / M. Ishikawa [et al]. 2008. V. 45. N 1. URL: http://www.mhi.co.jp/technology/review/pdf/e451/e451015.pdf.