Термодинамическая оптимизация тепловых схем и параметров парогазовых установок позволяет из большого количества возможных вариантов отобрать основные для детального технико-экономического анализа.

Начальные параметры паровой ступени парогазового цикла не требуют оптимизации, поскольку в зависимости от мощности агрегатов они стандартизированы (35 ата, 435° С; 90 ата, 535° С; 130 ата, 565° С; 240 ата, 560–565° С). Дальнейшее повышение начального давления и температуры пара (до 300–400 ата, 600–650° С) для паротурбинных установок экономически не оправдывается. Для парогазовых установок, имеющих более высокий к. п. д., дальнейшее повышение начальных параметров пара тем более неперспективно.

Конечное давление пара, регенеративная система паровой ступени цикла, параметры газовой ступени подлежат технико-экономической оптимизации, при которой используются результаты предварительной термодинамической оптимизации. Технико-экономическая оптимизация основана на исследовании динамики соотношения капитальных и эксплуатационных затрат на установку при изменении тепловой схемы и параметров цикла.

Усложнение тепловой схемы и повышение параметров пара и газа приводит к увеличению капитальных затрат на оборудование установки. Увеличение капиталовложений допустимо при условии, что они компенсируются уменьшением эксплуатационных расходов, из которых основными являются расходы на топливо и зарплата персонала. Топливная составляющая эксплуатационных расходов уменьшается с повышением параметров пара и газа и отчасти с ростом мощности агрегатов. Составляющая зарплаты уменьшается в основном с увеличением мощности агрегатов.

Эффективность типовой паровой турбины

Вытеснение паровой регенерации и ограничения по прочности проточной части не позволяют сохранить номинальный расход пара на турбину при использовании ее в схеме ПГУ, что приводит к уменьшению максимальной электрической мощности паровой ступени ПГУ.

Чтобы полностью загрузить часть высокого давления (ЧВД). но не увеличивать пропуск пара через последние ступени части низкого давления (ЧНД), при проектировании ПГУ изыскиваются пути разгрузки ЧСД и ЧНД паровой турбины. Основные варианты этого решения – перепуск пара мимо перегруженных ступеней турбины с конденсацией его в особом теплообменнике или с расширением этого пара в особой турбине.

Наиболее эффективный способ увеличения расхода пара без перегрузки ЧСД и ЧНД – пропуск отбора пара через дополнительную турбину с конденсацией его в дополнительном конденсаторе.

Дополнительная турбина может быть расположена на одном валу с газовой турбиной, причем она может служить и пусковой. В данном случае в дополнительной турбине предпочтительнее использовать пар из отбора на деаэратор.

Для каждого способа увеличения расхода пара можно определить граничную величину стоимости топлива (соответствующую нулевому значению экономии расчетных затрат), до которой экономически оправдывается использование дополнительной мощности ПГУ.

Промежуточный перегрев пара

Промежуточный перегрев пара для конденсационных ПГУ предопределяется стандартными параметрами пара. В теплофикационных ПГУ эффективность промежуточного перегрева пара (экономия топлива и расчетных затрат) зависит от относительного расхода пара и противодавления паровой турбины

Зависимость оптимальной величины давления р_опт промежуточного перегрева от начальных параметров пара р_г и ti показана на рис. 6, а, от относительного расхода пара d и температуры промежуточного перегрева пара t_n – на рис. 6, б.

Рис. 6. Оптимальное давление промежуточного перегрева для парогазовой ТЭЦ с противо-давлением (точка а-90 ата, 535° С; точка Ъ – 130 ата, 565° С; точка с – 240 ата, 580° С)

Сплошные линии относятся к схеме с параллельным подогревом питательной воды в регенеративных подогревателях и экономайзере, штриховые линии – к схеме с последовательным подогревом питательной воды. Приведенные величины оптимального давления промежуточного перегрева являются ориентировочными.

Удельные поверхности нагрева

При оптимизации схем и параметров ПГУ необходимо учитывать влияние начальной температуры газовой ступени и избытка воздуха на величину поверхностей нагрева ВПГ.

С повышением температуры газов перед турбиной уменьшается количество тепла, восприни-маемого испарительными и пароперегревательными поверхностями нагрева с высокой эффек-тивностью теплообмена, и увеличивается количество тепла, воспринимаемого экономайзером при менее интенсивном теплообмене. Это приводит к резкому увеличению металлоемкости эко-номайзера при небольшом уменьшении металлоемкости остальных поверхностей нагрева ВПГ. При повышении температуры перед газовой турбиной на 100° С определенному уменьшению испарительных поверхностей нагрева соответствует приблизительно десятикратное увеличение поверхности нагрева экономайзера

Увеличение расхода газов при большом избытке воздуха мало влияет на величину испарительных и пароперегревательных поверхностей нагрева. Увеличение скорости газов при большом избытке воздуха повышает эффективность конвективного теплообмена, что позволяет поддерживать постоянной температуру перегрева пара и отказаться от регулятора перегрева пара. Удельные поверхности нагрева экономайзера увеличиваются в большей степени, чем избыток воздуха. На долю экономайзера приходится около 70% всех поверхностей нагрева и около 50% металловложений ВПГ, однако величина удельных поверхностей нагрева экономайзера ВПГ составляет 0,1 – 0,2 м², что не превышает соответствующих величин для экономайзеров обычных котлоагрегатов.

Энерготехнологические парогазовые установки< Предыдущая		Следующая >Энергетические газотурбинные установки, представленные на мировом рынке