Высокоэффективные технологии производства электроэнергии с использованием органического и водородного топлива
Покупка
Тематика:
Теплоэнергетика. Теплотехника
Год издания: 2007
Кол-во страниц: 116
Дополнительно
Вид издания:
Монография
Уровень образования:
ВО - Магистратура
ISBN: 978-5-7038-3108-3
Артикул: 810720.01.99
Доступ онлайн
600 ₽
В корзину
Рассмотрена проблема повышения эффективности конденсационных паротурбинных установок электростанций за счет значительного роста температуры острого пара при сжигании водорода и кислорода в его среде.
Выполнен анализ данных наиболее эффективных проектируемых и вводимых в эксплуатацию газо- и паротурбинных установок. Разработана методика теплового расчета паротурбинных установок с высокотемпературными турбинами и водородными пароперегревателями. Рассчитан и проанализирован ряд перспективных циклов, определены показатели их энергетической эффективности, сформулированы и обоснованы предложения по тепловой схеме высокотемпературной паротурбинной установки максимальной эффективности.
Приведенные материалы могут быть полезны научным работникам и специалистам в области проектирования турбомашин для производства электроэнергии, а также студентам старших курсов теплоэнергетических
специальностей.
Скопировать запись
Фрагмент текстового слоя документа размещен для индексирующих роботов
В.А. Федоров, О.О. Мильман, Б.А. Шифрин ВЫСОКОЭФФЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ОРГАНИЧЕСКОГО И ВОДОРОДНОГО ТОПЛИВА Москва Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана 2007
УДК 621.1 ББК 31.336 Ф33 Ф33 Федоров В.А., Мильман О.О., Шифрин Б.А. Высокоэффективные технологии производства электроэнергии с использованием органического и водородного топлива. — М.: Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2007. — 116 с. ISBN 978-5-7038-3108-3 Рассмотрена проблема повышения эффективности конденсационных паротурбинных установок электростанций за счет значительного роста температуры острого пара при сжигании водорода и кислорода в его среде. Выполнен анализ данных наиболее эффективных проектируемых и вводимых в эксплуатацию газо- и паротурбинных установок. Разработана методика теплового расчета паротурбинных установок с высокотемпературными турбинами и водородными пароперегревателями. Рассчитан и проанализирован ряд перспективных циклов, определены показатели их энергетической эффективности, сформулированы и обоснованы предложения по тепловой схеме высокотемпературной паротурбинной установки максимальной эффективности. Приведенные материалы могут быть полезны научным работникам и специалистам в области проектирования турбомашин для производства электроэнергии, а также студентам старших курсов теплоэнергетических специальностей. УДК 621.1 ББК 31.336 © Авторы, 2007 © ЗАО НПВП «Турбокон», 2007 © Издательство МГТУ ISBN 978-5-7038-3108-3 им. Н.Э. Баумана, 2007
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ АББРЕВИАТУР АЭС — атомная электростанция ВВПП — высокотемпературный водородный пароперегреватель ВПТУ — высокотемпературная паротурбинная установка ГТУ — газотурбинная установка ГЭС — гидроэлектростанция КПД — коэффициент полезного действия КУ — котел-утилизатор ПГС — парогазовая смесь ПГУ — парогазовая установка ПО — пароохладитель ПРЭ — подогреватель регенеративный эквивалентный ПТУ — паротурбинная установка ТЭ — топливный элемент ТЭС — теплоэлектростанция ЦКС — циркулирующий кипящий слой ЧВД — часть высокого давления ЧНД — часть низкого давления ЧСД — часть среднего давления
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ , МДж кг h — удельная энтальпия или просто энтальпия * h — энтальпия продуктов сгорания водорода в кислороде твд π — перепад давлений , °C t — температура , К T — абсолютная температура , МПа p — абсолютное давление 3 , м кг v — удельный объем 3 , кг м ρ — плотность x — степень сухости , кг с G — массовый расход , МДж кг Q — удельный расход тепла (отнесен к 1 кг с расхода пара, поступающего из котла) α — отношение массового расхода водородного топлива к расходу основного пара на входе в ВВПП Σ α — отношение суммарного (для циклов с промперегревами) массового расхода водородного топлива во всех ВВПП для ПТУ с промперегревами к расходу основного пара на выходе из котла κ — показатель адиабаты , кДж кг град R ⋅ — газовая постоянная , кДж кг град p c ⋅ — удельная теплоемкость при постоянном давлении , кДж кг град vc ⋅ — удельная теплоемкость при постоянном объеме эл N — мощность электростанции
н р , МДж кг q — низшая удельная теплота сгорания топлива в р, МДж кг q — высшая удельная теплота сгорания топлива ц η — КПД цикла, рассчитанный по теплоте подвода в цикл и отвода из него к η — КПД котла — отношение теплоты, подводимой к рабочему телу из котла, к низшей теплоте полного сгорания расходуемого на эти цели органического топлива вт η — КПД технологического цикла подготовки водородного топлива; для процесса конверсии — отношение теплоты сгорания (высшей) водородного топлива к сумме низшей теплоты сгорания органического топлива и энергии, затраченных на производство из него водородного топлива эу η — КПД электроустановки эл η — КПД электростанции, в том числе с ВВПП надстр η — КПД надстройки — отношение прироста мощности надстройки к приросту подводимого в цикл тепла 0i η — внутренний относительный КПД турбины м η — механический КПД г η — КПД электрогенератора ввпп η — коэффициент полноты сгорания топлива в водородном пароперегревателе Индексы мех — механический отв — отведенный подв — подведенный р — регенерация сн — собственные нужды
тп — теплопроизводящие устройства (котлы, пароперегреватели) уд — удельный ц — цикла Σ — суммарный 0 — начальные параметры Точки на t–s-диаграмме 1 — вход в конденсатный насос 2 — точка на линии насыщения (начало испарения, ) 0 x = 3 — точка на линии насыщения (конец испарения, )1 x = 4 — выход из котла — вход в ВВПП 5 — выход из турбины для цикла без ВВПП 6 — выход из ВВПП — вход в турбину 7 — выход из турбины 8 — вход в турбину низкого давления после промперегрева (для цикла с промперегревом) 9 — выход из турбины низкого давления после промперегрева (для цикла с промперегревом) 10 — вход в замыкающую турбину после 2-го промперегрева (для цикла с двумя промперегревами) 11 — выход из замыкающей турбины после 2-го промперегрева (для цикла с двумя промперегревами)
ВВЕДЕНИЕ В 2007 г. РАО «ЕЭС России» приняло решение о полной замене паросилового цикла с использованием природного газа на парогазовый, а также ввело запрет на строительство новых мощностей с паросиловым циклом на газе [75]. Основной причиной принятия данного решения является административное ограничение темпов увеличения расходов природного газа в России для производства электроэнергии, а также относительно невысокий КПД циклов с существующими в стране ( ) эл 40% η < паротурбинными установками по сравнению с современными электростанциями с парогазовым циклом ( ) эл 60% . η ≈ Для котлов средних параметров ( ) 0 0 3,9 МПа, 435 C p t = = ° и конденсационных турбин малой и средней мощности ( ) эл 0,5 МВт 25 МВт N < < электрический КПД не превышает 30%. Для крупных энергоблоков ( ) эл 250 МВт N > с 0 24 МПа p > и 0 580 C t ≤ ° эл 42 43%. η ≤ ÷ Для электростанций с газовым топливом и паротурбинных установок сверхкритических параметров ( ) 0 0 30 МПа, 620 C p t = = ° эл η достигает 49% [41]. Аналогичные показатели энергетической эффективности, уменьшенные на 1–2%, могут быть достигнуты с использованием угольного топлива. Температура рабочего тела в паровых турбинах (водяного пара) в настоящее время ограничена 600–620°С, что связано с пережогом труб в паровых котлах. Электростанции большой мощности, работающие по парогазовому циклу, в России имеют эл 50%, η ≤ а для отдельных станций в США и Японии эл η достигает 60% с температурой газа на входе в турбину до 1500°С и паровым охлаждением лопаток [42, 69]. Важным направлением развития энергетики на современном этапе является разработка и внедрение высокоэффективных ( ) эл 50% η > электростанций с углем в качестве топлива. Это обусловлено тем, что, по данным ОАО «Газпром», дефицит природного газа на внутреннем
рынке России уже к 2010 г. может составить от 30 до 120 млрд нм3 в год. В то же время доля угля в топливном балансе России составляет лишь около 20%. Этот показатель в странах ЕС составляет 45%, в США — 57%, в Китае — 75%. Экономические прогнозы показывают, что в России переход с газа на уголь будет экономически целесообразен при отношении цен на газ и уголь не менее чем 2:1 [76]. К 2011 г. цена на газ для промышленных потребителей превысит 100 дол. за 1000 нм3 [52]. В США, Японии и Китае в настоящее время развернуты крупные научные исследования в области генерации электроэнергии и водорода из угля [35, 82, 83, 85–99] с одновременным сокращением выбросов СО2, образующегося при сжигании органического топлива, в окружающую среду. Использование водородного топлива на тепловых электростанциях позволяет обеспечить радикальное увеличение КПД благодаря резкому росту начальных параметров пара, недостижимому в традиционной энергетике. С учетом вышеизложенного создание электростанций с эл 55% η > и высокотемпературной паровой турбины ( ) 0 850 C 1700 С t ° ≥ ≥ ° при использовании угля с частичной его конверсией в водород в качестве топлива является приоритетным научно-техническим направлением. Данная монография выпущена при поддержке Роснауки в рамках Федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007–2012 гг.» по проекту «Разработка энергокомплексов с высокотемпературными паротурбинными установками с созданием и испытанием опытного образца» и Российского фонда фундаментальных исследований в рамках проекта «Расчетно-экспериментальные исследования процессов горения водорода с кислородом в среде водяного пара и разработка научных основ проектирования камер сгорания» (№06-08-01038-а).
Глава 1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ В ОБЛАСТИ ТЕХНОЛОГИЙ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТУРБОУСТАНОВОК 1.1. ХАРАКТЕРИСТИКИ ГАЗОТУРБИННЫХ, ПАРОТУРБИННЫХ И ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК К настоящему времени резкий рост стоимости топлива и требования к экологическим показателям создали условия, вынуждающие внедрять высокоэффективные технологии производства электроэнергии с электрическим КПД более 50% [64]. Не вызывает сомнения тот факт, что в дальнейшем требуемые показатели эффективности будут еще выше. Повышение эффективности газотурбинных (ГТУ) и паротурбинных (ПТУ) установок связано с: ♦ повышением максимальной температуры их циклов; ♦ усложнением структуры циклов (регенерация, промперегревы и промохлаждения); ♦ улучшением показателей эффективности основных узлов установок. Для ГТУ основные достижения в отношении эффективности связаны с неуклонным повышением температуры газа перед турбиной, реализуемым за счет применения новых жаропрочных сплавов, совершенствования систем охлаждения турбин, а также с сопутствующим им увеличением степени повышения давления в компрессоре. Опыт, накопленный авиационной промышленностью, где рост температуры газов на входе в турбину шел опережающими темпами, начинает все в большей мере находить свое применение при создании наземных ГТУ. Если на начальной стадии этот опыт воплощался в приспособлении для этих целей дефорсированных
авиадвигателей, отработавших летный ресурс [7, 12, 26], то на современном этапе речь все более идет об использовании научнотехнического задела и технологий авиационной промышленности для создания специальных энергетических ГТУ [42, 55]. Вводимые в настоящее время в эксплуатацию энергетические ГТУ имеют максимальную температуру до 1500°С и КПД 37–42%. Наиболее эффективной из разрабатываемых в настоящее время является ГТУ General Electric LMS 100 с промохлаждением, которая имеет КПД 46% [42]. Имеются сведения о разработках турбин с температурой до 1700°С [56, 84]. Однако даже самые современные из существующих и разрабатываемых ГТУ не вполне отвечают по своим показателям обозначенным выше требованиям и при их использовании вне парогазового цикла не в состоянии решить стоящих перед современной энергетикой проблем по повышению ее эффективности. Указанное обстоятельство осложняется и тем, что рост температуры и степени повышения давления в компрессоре при прочих равных факторах приводит к увеличению содержания экологически вредных веществ в отработанных газах. Проектируемые крупные паротурбинные установки со сверхкритическими параметрами на входе ( ) 0 0 25 МПа, 600 C p t = = ° в основном имеют коэффициент полезного действия эл 43 44% η ≤ ÷ в конденсационном режиме [18]. Паротурбинные установки малой и средней мощности ( ) эл 25 МВт N < на высоких параметрах ( 0 10 МПа, p = ) 0 500 C t = ° имеют эл 32% η < [69]. Эти показатели эффективности также не отвечают современным потребностям. Объединение высокотемпературного цикла ГТУ с низкотемпературным паротурбинным в единой парогазовой установке (ПГУ) позволяет выйти на новый, более высокий уровень эффективности. Здесь теплота уходящих газов из высокотемпературной ГТУ, достигающая 500–700°С, служит источником тепла для нагрева питательной воды, ее испарения, перегрева образовавшегося пара и, в конечном итоге, получения дополнительной мощности в паротурбинной установке. К настоящему времени сложилась целая гамма разновидностей парогазового цикла, объединенных общим признаком использова
Доступ онлайн
600 ₽
В корзину