Введение.

Изменение в структуры баланса СССР открывает широкие возможности энергетического использования газообразного и жидкого топлива. Исключительная народнохозяйственная ценность этих видов топлива требует изыскания наиболее рациональных схем энергетических установок, причем многообразие потребителей и особенности экономических районов заведомо не позволяет ограничиться разработкой какой либо одной оптимальной схемы.

Наряду с обычными газотурбинными установками (ГТУ) и паросиловыми установками (ПСУ), найдет применение и установки комбинированные, рассчитанные на одновременное использование в качестве рабочих тел как пара, так и продуктов сгорания.

Здесь прежде всего следует иметь в виду парогазовую схему с высоконапорным парогенератором, предложенную профессором А.Н. Ложкиным и разработанная под его руководством в Центральном котлотурбинном институте (ЦКТИ) имени И.И. Ползунова. Эта схема позволяет получить высокий КПД при ориентации на уже имеющиеся элементы оборудования.

Однако схема парогазовой установки с высоконапорным парогенератором и ее модификации далеко не исчерпывает возможностей использования комбинированных паровых и газовых циклов энергетики. Наряду с установками, имеющими раздельные контуры потоков рабочих тел и предусматривающими наличие отдельных паровых и газовых турбин, известны установки контактного типа с непосредственным смещением пароводяного рабочего тела с продуктами сгорания. Такие установки рассматриваются за рубежом в качестве оптимального средства для снятия пиков электрической нагрузки. Работы, проведенные в Ленинградском политехническом институте имени М.И. Калинина, показали, что в ряде других случаев установки с подачей пара в проточную часть газовой турбины оказываются экономичнее не только обычных ГТУ, но и комбинированных установок с высоконапорными парогенераторами.

Новые перспективы открывают комбинированные установки в области разработки рациональных систем теплоснабжения и утилизации связи с этим энергоресурсов.

1. Общая характеристика парогазовых установок (информационный обзор).

Многообразие, а в ряде случаев и большая сложность схем комбинированных установок затрудняет их изучение и сопоставление. Однако можно убедиться в том, что многие схемы при их кажущихся различиях одинаковы по характеру осуществляемых рабочих процессов. Все комбинированные установки можно грубо разделить на три группы:

1. К первой группе присуще отсутствие контакта между продуктами сгорания и парожидкостным рабочим телом; каждый из рабочих агентов движется по самостоятельному контуру, и взаимодействие между ними осуществляется лишь в форме теплообмена в аппаратах поверхностного типа. Схемы этой группы могут быть отнесены к комбинированным парогазовым установкам с разделенными контурами рабочих тел. В установках такого рода в качестве парожидкостного рабочего тела в принципе может быть выбрано любое вещество.

2. Вторая группа отличается тем, что в ней в паровом цикле используется только отходящее тепло газового цикла. Поэтому данную схему правильно было бы называть бинарной газопаровой.

3. Третья группа характеризуется непосредственным контактом (смешением) продуктов сгорания и пароводяного рабочего тела. Соответствующие установки могут быть отнесены к группе газопаровых установок. Почти во всех установках этой группы преобладающая часть объединенного потока рабочего тела приходиться на газообразные продукты сгорания. Установки с впрыском воды в газовый тракт будем называть газопаровыми контактами.

2. Выбор схемы ПГУ и ее описание.

Парогазовые установки (в англоязычном мире используется название combined-cycle power plant) — сравнительно новый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе.

Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения — газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.

В первом, газотурбинном, цикле КПД редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокую температуру продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Там они нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80 атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме КПД всей установки оказывается около 58%. Существуют и некоторые другие типы комбинированных ПГУ, но погоды в современной энергетике они не делают.

3. Цикл ПГУ в T-Sдиаграмме.

Сравнивая цикл Ренкена для перегретого пара с циклом Карно взятым для такого же температурного интервала (Т5 – Т6) можно заметить, что заполнение верхней части этого интервала у цикла ПТУ не велико из-за относительно низкой температуры насыщения при которой идет парообразование в котле (парогенератор). Соответственно и термический КПД этого цикла значительно меньше чем у цикла Карно. Увеличить заполнение верхней части расположенного температурного интервала одновременно несколько расширив его за счет повышения верхнего температурного предела можно путем создания установки с двумя турбинами: газовой и паровой.

Рис. 1. Цикл ПГУ в T-S диаграмме.

На рис. 1. наложены циклы ПСУ и ГТУ, где рабочими телами являются соответственно водяной пар и продукты сгорания топлива 1-2-3-4-1 – газовый цикл, а 5-6-7-8-9-10-5 – паровой.

4. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки.

Для удобства расчетов примем индексацию точек для всех установок одинаковой.

Точка 1.

Точка 4.

Точка 3.