Repository - Scientific Journals of the Maritime University of Szczecin - The Influence of the Structure...

(1)

ISSN 1733-8670

ZESZYTY NAUKOWE NR 10(82)

AKADEMII MORSKIEJ

W SZCZECINIE

IV MIĘDZYNARODOWA KONFERENCJA NAUKOWO-TECHNICZNA E X P L O - S H I P 2 0 0 6

Janusz Kotowicz, Tadeusz Chmielniak

Badania wpływu struktury elektrowni gazowo-parowych

na charakterystyki sprawności

Słowa kluczowe: turbina gazowa, układy gazowo-parowe

W artykule przedstawiono dwie metodologie określania sprawności elektrowni ga-zowo-parowych. Dla każdej metodologii przedstawiono przykłady obliczeniowe. Opra-cowane metodologie pozwalają wyznaczyć sprawność badanych układów w funkcji tem-peratury na wlocie do turbiny gazowej i stopnia sprężania przy optymalnej części paro-wej układu. Obliczenia wykonano dla różnych struktur elektrowni: z kotłem jednociśnie-niowym, dwuciśnieniowym z przegrzewem i bez przegrzewu międzystopniowego oraz trójciśnieniowym z przegrzewem międzystopniowym.

The Influence of the Structure of a Gas-And-Steam

Power Station on the Characteristics of Efficiency

Key words: gas turbine engine, combined cycle

The paper deals with two methods of determining the efficiency of combined gas-and-steam power stations. For each of them examples of calculations have been quoted. These two methods permit to determine the efficiency of investigated systems as a func-tion of temperature at the inlet to the gas turbine and the compression ratio for the opti-mal steam part of the system. Calculations have been carried out concerning various structures of power stations with a single-pressure waste-heat boiler, a double-pressure waste-heat boiler with and without reheat and a triple-pressure waste-heat boiler and reheat.

(2)

Wprowadzenie

Aby zmniejszyć straty egzergii w części parowej układu gazowo-parowego należy dążyć do zbliżenia przebiegu temperatury spalin i czynnika obiegowego w kotle. Uzyskuje się to przez zastosowanie dwóch lub trzech obiegów ciśnie-niowych w kotle odzyskowym [1, 3]. W konsekwencji rośnie sprawność energe-tyczna obiegu parowego i elektrowni gazowo-parowej. Wynika z tego koniecz-ność modelowania i obliczania charakterystyk różnych elektrowni, począwszy od układu z kotłem jednoprężnym aż do układu z kotłem trójprężnym.

Z termodynamicznego punktu widzenia za kryterium doboru rozmieszcze-nia powierzchni ogrzewalnych w kotle odzyskowym należy wybrać minimaliza-cję strat strumienia egzergii przy nieodwracalnym przepływie ciepła pomiędzy spalinami a wodą i parą. Dobór rozmieszczenia powierzchni ogrzewalnych w kotle odzyskowym prowadzi się z wykorzystaniem metody pinch [11, 12]. O ostatecznym wyborze struktury całego układu zawsze decydują kryteria eko-nomiczne [9, 10]. Opłacalność ekonomiczna procesów energetycznych jest prze-ważnie jednak wyższa ze wzrostem sprawności energetycznych.

W prowadzonych obliczeniach znaczenie ma przyjęcie zarówno rozmiesz-czenia powierzchni ogrzewalnych, jak i parametrów projektowych kotła takich jak:

– minimalne spiętrzenie (przewężenie) temperaturowe pomiędzy czynnika-mi w parowniku tY_pp(Y  h – wysokiego ciśnienia, Y  i – średniego ci-śnienia, Y  l – niskiego ciśnienia);

– niedogrzanie wody na wlocie do walczaka ciśnienia t_apY ;

– graniczna (dopuszczalna) temperatura spalin wylotowych z kotła t5agr; – straty ciśnienia w kotle.

W prezentowanym artykule przedstawiono niektóre rezultaty badań czte-rech różnych struktur elektrowni gazowo-parowych. Pierwszą stanowi układ z kotłem jednoprężnym pokazany na rysunku 1. Analizę tego układu przedsta-wiono między innymi w [5]. Drugą strukturę układu gazowo-parowego z kotłem odzyskowym dwuprężnym pokazano na rysunku 2. Rozkład powierzchni ogrze-wanych w kotle jest szeregowo-równoległy. Równolegle rozmieszczone są: niskociśnieniowy podgrzewacz wody i pierwsza część wysokociśnieniowego podgrzewacza wody oraz druga część wysokociśnieniowego podgrzewacza wody i przegrzewacz pary niskiego ciśnienia. Pokazany na rysunku 2 układ, przez wprowadzenie przegrzewu międzystopniowego, doprowadza do kolejnej struktury, tj. układu gazowo-parowego dwuciśnieniowego z przegrzewem międzystopniowym. Miejsce wprowadzenia przegrzewacza zaznaczono linią

(3)

kropkowaną na schemacie z rysunku 2. Obliczenia takiego układu autor przed-stawił w [6]. Jeszcze inną strukturę stanowić może elektrownia gazowo-parowa z trójciśnieniowym kotłem, zarówno bez jak i z przegrzewem międzystopnio-wym, pokazana na rysunku 3. Analizę efektywności tej ostatniej autor przedsta-wił w [4]. 6s 5s 3.2s 8s el 1a KS G TG 2a 3a 1p 4a 5a 4s 3s 3.1s 1s N WZ TP SP

Rys. 1. Elektrownia gazowo-parowa z kotłem jednoprężnym (TG, TP – turbina gazowa i parowa,

SP – sprężarka powietrza, KS – komora spalania, G – generator) Fig. 1. Combined gas-and-steam power station with a single-pressure boiler

3.2s(l) 7s 8s el 1a KS G TG 2a 3a 1p 4a 5a 4s(l) 3s(l) 4s(h) 3.4s(l) 3s(h) 2s(h) 3.2s(h) 3.1s(h) 3.1s(l) 1s(l) 1s(h) N 3.3s(l) WZ W(h) W(l) TP (h) TP (l) SP

Rys. 2. Elektrownia gazowo-parowa z kotłem dwuciśnieniowym bez i z przegrzewem międzystopniowym

Fig. 2. Gas-and-steam power station with a double-pressure boiler without and with interstage superheating

(4)

W(h) W(i) W(l) 4s(l) 5s 6s 8s 3.2s(l) 1s(h) 1s(l) 1s(i) 3.1s(l) ppa(l) 2s(i) 2s(h) 2.1s(h) ppa(i) ppa(h) 3.1s(h) 3.1s(i) 3.2s(h) 3.3s(i) 3s(h) 3s(i) 4s(h) _4s(i) 3s(l) 3 .4 s(i ) 3.2s(i) WZ TP(l) TP(i) TP(h) G KS TG SP Nel gaz 3a 4a KO powietrze 1a' 1a 2a 5a

Rys. 3. Schemat elektrowni gazowo-parowej z kotłem trójciśnieniowym i przegrzewem między-stopniowym (TG, TP – turbina gazowa i parowa, SP – sprężarka powietrza, KS – komora spalania,

G – generator, W – walczak)

Fig. 3. Diagram of a gas-and-steam power station with a triple-pressure boiler and reheat

1. Podstawowe charakterystyki badanych układów

Sprawność wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni gazowo-parowej (bez dopalania) zdefiniowana jest zależnością:

) ( _p _d elTP elTG p elg W m N N     (1) gdzie:

NelTG, NelTP – moc elektryczna: instalacji turbiny gazowej i parowej,

(mpWd) – strumień energii chemicznej zawarty w paliwie.

Zależność (1) możemy przekształcić do postaci: ) 1 ( max elTP elTG p elg     _   (2)

W równaniu tym ηelTP i ηelTG są interpretowane jako sprawność wytwarzania

energii elektrycznej w części parowej i gazowej układu (

a elTP elTP Q N 4   , ) ( _p _d elTG elTG _m _W N 

 ), a αmax jest równe

elTG a N

Q₄

(5)

Ogólnie rzecz biorąc układy parowy i gazowy, wchodzące w skład układu kombinowanego, nie są autonomiczne. Jeżeli jednak założyć, że dokonano do-boru turbiny gazowej wraz z parametrami termodynamicznymi określającymi jej warunki pracy, to zagadnienie optymalizacji sprawności układu gazowo-parowego sprowadza się do optymalizacji sprawności części parowej układu (wg jednej z przedstawionych niżej metodologii). W tym wypadku, przy stałej wartości ciepła odpadowego z układu gazowego odprowadzonego do układu parowego, optymalnej wartości parametrów pary produkowanej w kotle należy poszukiwać łącznie z określaniem wartości stosunku strumieni masy pary i gazu. Warunek maksymalnej sprawności obiegu parowego, przy uwzględnieniu nie-zmiennej wartości ciśnienia w skraplaczu, można w takim przypadku sprowa-dzić do żądania:

max , _elTP 

elTP N

 (3)

Jeżeli założymy, że określone są parametry paliwa, utleniacza i odniesienia oraz parametry związane z czynnikami technologicznymi, takie jak sprawności: wewnętrzne maszyn, mechaniczne i generatorów, komory spalania, wymiany ciepła w kotle itd. oraz przyjmując: parametry projektowe kotła, straty ciśnienia, jak i straty nieszczelności i chłodzenia, to ogólnie możemy zapisać [4, 6]:



3a, K,( Y, 3Ys, 3Ys)



p

elg f t  S t p

 _  (4)

gdzie:

t3a – temperatura spalin na wylocie z komory spalania, K – stosunek ciśnień w sprężarce powietrza,

SY – stosunek strumienia masy pary do gazu,

Y s Y

s p

t3 , 3 – temperatura i ciśnienie pary (Y  h – wysokiego ciśnienia, Y  i

– średniego ciśnienia, Y  l – niskiego ciśnienia).

Dla elektrowni kombinowanej z kotłem trójprężnym ilość parametrów występująca w równaniu (4) może być równa 11 [4], gdy wielkości stosunku strumienia pary i gazu oraz ciśnienia i temperatury pary na dolocie do turbiny występują odrębnie dla części wysoko- (Y  h), średnio- (Y  i) i niskoprężnej (Y  l). Dla układu dwuciśnieniowego w (4) występuje do 8 parametrów [6], a dla układu z kotłem jednociśnieniowym – do 5 parametrów. W przypadku układów gazowo-parowych z dopalaniem w (4) znajduje się również stopień dopalania [2].

Odpowiednio dobrane parametry (termodynamiczne) mogą zapewnić osią-gnięcie maksymalnej sprawności w układzie gazowo-parowym. Jeżeli spełniony jest warunek określony równaniem (3), to równanie (4) przyjmuje postać:



elTP elTP





a K



p elg p elg   N f t  * _ , _max _ ₃ ,   (5)

(6)

2. Metodologie określania sprawności

Obliczenia dla jednej wartości stosunku ciśnień (βK) w sprężarce powietrza

instalacji turbiny gazowej realizowane są w następującej kolejności. W pierw-szym rzędzie prowadzone są obliczenia dla części gazowej obiegu. Dotyczą one: sprężarki powietrza, komory spalania, turbiny gazowej. Obliczenia te prowa-dzone są dla jednostki strumienia masy spalanego gazu w komorze spalania i wykonywane są dla zadanej temperatury spalin na wlocie do turbiny gazowej

t3a. Zakłada się, że dla części gazowej znane są:

– sprawności wewnętrzne i mechaniczne maszyn oraz sprawność genera-tora i komory spalania;

– parametry paliwa, powietrza i odniesienia;

– straty ciśnienia w poszczególnych węzłach instalacji, jak i straty nie-szczelności i chłodzenia.

W konsekwencji przeprowadzonych obliczeń wyznaczane są parametry termodynamiczne w poszczególnych punktach części gazowej obiegu, w tym również temperatura na wylocie z turbiny gazowej (t4a) oraz:

– sprawność wytwarzania energii elektrycznej w części gazowej układu (ηelTG),

– stosunek strumienia ciepła na wylocie z turbiny gazowej do mocy elek-trycznej turbiny gazowej (αmax),

– stosunek między strumieniem powietrza a strumieniem gazu, doprowa-dzonymi do komory spalania.

W dalszej kolejności rozwiązywana jest część parowa układu, którą stanowi kocioł odzyskowy z turbiną parową i odgazowywacz. W prowadzonych oblicze-niach w części parowej przyjmuje się [4, 5, 6]:

– stałą różnicę temperatur tY (Y  h, i, l) pomiędzy spalinami dopływają-cymi do przegrzewacza (Y  h – wysokiego ciśnienia, Y  i – średniego ciśnienia, Y  l – niskiego ciśnienia) a temperaturą pary wytworzoną w nim (zasada ta nie obowiązuje w przypadku wytwarzania pary nasy-conej suchej), przy czym temperatura tej pary może przyjmować warto-ści od temperatury nasycenia w walczaku do temperatury granicznej (t3sgr) podyktowanej wymaganiami konstrukcyjnymi;

– temperaturę wody na dolocie do walczaka równą temperaturze nasyce-nia dla p3Y_spomniejszoną o stałą wielkość t_apY ;

– graniczną temperaturę spalin t5agr (dla której może wystąpić korozja ni-skotemperaturowa), przy czym temperatura wylotowa spalin z kotła t5a musi być nie mniejsza od wartości t5agr,tj. t5a t5agr;

(7)

– graniczny stopień suchości pary X4sgr (wynikający z możliwości erozji układu łopatkowego), przy czym stopień suchości pary na wylocie z tur-biny X4s musi być większy lub równy od wartości X4sgr, tj. X4s X4sgr. Ponadto w prowadzonych obliczeniach zakłada się:

– stałe ciśnienie pary w kondensatorze (p4s) i odgazowywaczu (p8s), – stałą temperaturę wody zasilającej (twz).

Obliczenia sprawności części parowej układu zasadniczo można prowadzić według dwóch metodologii. Podane wyżej uwagi dotyczą obu metodologii, niżej podano różnice.

 W metodologii I zakłada się stałą minimalną różnicę temperatur )

const ( Y 

pp

t w parowniku pomiędzy spalinami

 

T_ppaY a wodą:

Y pp Y n Y ppa T t T   (6) gdzie: Y n

T – temperatura nasycenia dla ciśnienia Y s p₃ . Założenie Y const

pp

t pozwala wyznaczyć, wykorzystując bilanse energii odpowiednich elementów układu parowego (kotła, odgazowywa-cza), stosunek strumienia pary (wytworzonej w walczaku i doprowadzonej do turbiny) do strumienia gazu doprowadzonego do komory spalania SY. Dla zadanej wartości Y

s

p₃ znajdujemy _elTP. Poszukiwanie wartości mak-symalnej elTP (lub NelTP) prowadzi się zmieniając pY₃_s z krokiem p₃Y_s

w przedziale p3Ys,o  p3s  p3Ys,k (o – wartość początkowa, k – wartość

koń-cowa). Dysponując wartością maksymalną _elTP, wyznaczamy dla danego stosunku sprężu wielkość *

p elg

 .

 Podstawowe założenie w metodologii II mówi, że minimalna różnica tem-peratur w parowniku pomiędzy spalinami a wodą jest większa od lub równa przyjętej wartości Y PP t  , co zapiszemy: Y pp Y n Y ppa T t T   (7)

Dla zadanej wartości Y s

p₃ oraz SY znajdujemy elTP. Poszukiwanie

war-tości maksymalnej _elTP (lub NelTP) prowadzi się w tym wypadku łącznie

w zadanych przedziałach: ciśnienia p3Ys,o  p3s  p3Ys,k i stosunków

(8)

maksymalną _elTP, wyznaczamy dla danego stosunku sprężu wielkość *

p elg

 .

W zakresie najczęściej występujących temperatur na wlocie do kotła t4a

(oprócz niewielkich wartości K) obie przedstawione metodologie obliczeń

prowadzą do tych samych charakterystyk



elg* p  f

 



K .

3. Dane do obliczeń

Dla części gazowej wszystkich badanych układów przyjęto: 1) paliwo: gaz ziemny o składzie 95% CH4, 5%N2;

2) temperatura powietrza pobieranego z otoczenia i paliwa: 15°C; 3) ciśnienie otoczenia: 0,101325 MPa;

4) sprawność izentropowa turbiny gazowej i sprężarki powietrza: 0,9 i 0,86;

5) sprawność mechaniczna maszyn oraz generatora: 0,99; 6) straty ciepła w komorze spalania: 1% (mp Wd);

7) straty ciśnienia w węzłach instalacji, straty nieszczelności i chłodzenia jak w [4, 5, 6].

Ponadto w obliczeniach części gazowej zmieniano:

1) stosunek ciśnień w sprężarce powietrza w przedziale 8 K 30, z

kro-kiem równym 0,25;

2) temperaturę gazów spalinowych na wlocie do turbiny gazowej (t3a) w zakresie1150°C  t3a  1400°C co 50°C; podstawowe obliczenia wy-konano dla t3a 1200°C i 1300°C.

Dla części parowej wszystkich badanych elektrowni założono: 1) graniczną temperaturę pary i spalin t3sgr 540°C, t5agr 80°C; 2) graniczny stopień suchości pary X4sgr 0,89;

3) ciśnienie pary w kondensatorze p4s 0,005 MPa i odgazowywaczu

p8s 0,14 MPa;

4) temperaturę wody zasilającej twz 60°C;

5) sprawność wewnętrzną (izentropową) pomp 0,85;

6) iloczyn sprawności mechanicznej pompy i jej silnika elektrycznego równy 0,855.

Ze względu na specyfikę badanych układów, dla każdego z nich przyjęto indywidualne dane i zakresy zmiennych podane niżej.

(9)

W prowadzonych badaniach elektrowni z kotłem jednociśnieniowym przy-jęto sprawność izentropową turbiny parowej 0,84 oraz th 28 K, th_pp7 K,

6



 h

ap

t K. W obliczeniach ciśnienie pary wysokoprężnej zmieniano w prze-dziale 2 MPa p3hs 11 MPa z krokiem p3s 0,02 MPa.

W przypadku elektrowni z kotłem dwuciśnieniowym z przegrzewem i bez przyjęto:

– dla części wysokoprężnej: sprawność wewnętrzna turbiny 0,86,

th_{28 K,} h ₇ pp

t K,  h 6

ap

t K;

– dla części niskoprężnej: sprawność wewnętrzna turbiny 0,84, 10

 _tl

K, tl_pp9 K, tapl 6 K.

W trakcie obliczeń układu dwuciśnieniowego ciśnienia pary zmieniano w przedziale:

– dla części wysokoprężnej: 2MPap3hs11MPa z krokiem 0,01 MPa; – dla części niskoprężnej: 0,2MPap3ls 0,6MPaz krokiem 0,01 MPa. Dla układu dwuciśnieniowego z przegrzewem ciśnienia pary zmieniano w przedziale:

– dla części wysokoprężnej: 10MPa ₃h 19MPa

s

p z krokiem 0,1 MPa; – dla części niskoprężnej: 0,4MPa ₃l 3,6MPa

s

p z krokiem 0,01 MPa. Analizę elektrowni z kotłem trójciśnieniowym z przegrzewem przeprowa-dzono przyjmując następujące dane i zakresy zmiennych:

1) dla części wysokoprężnej: sprawność wewnętrzna turbiny 0,86, 28



_th _K,  h ₇

pp

t K, t_aph 6 K; ciśnienie pary w obliczeniach zmieniano w przedziale 10MPap₃h_s19MPa z krokiem 1 MPa; 2) dla części średnioprężnej: sprawność wewnętrzna turbiny 0,89,

10



_ti _K,_i _₉

pp

t K, t_api 9K; ciśnienie pary w obliczeniach zmie-niano w przedziale 1,4MPap₃i_s 5MPa z krokiem 0,4 (0,2) MPa; 3) dla części niskoprężnej: sprawność wewnętrzna turbiny 0,79,

9



 l

pp

t K, tapl 6K; ciśnienie pary w obliczeniach zmieniano

w przedziale 0,15MPa p₃l_s 0,9MPa z krokiem 0,1(0,03) MPa. W przypadku obliczeń układów z przegrzewem międzystopniowym założo-no rówzałożo-ność temperatury pary wysokiego ciśnienia i po przegrzewie.

(10)

Prowadząc obliczenia według metodologii określonej jako II należy dodat-kowo założyć przedział wartości stosunku strumienia pary do strumienia paliwa

k Y Y o Y _S _S S , _ _ , oraz krok ΔSY.

4. Rezultaty obliczeń

Na rysunku 4 przedstawiono przebieg zależności sprawności wytwarzania energii elektrycznej w układzie jednociśnieniowym dla t3a 1200°C i różnych wartości stosunku strumienia pary do strumienia paliwa SY_(Y_{h) od S}Y_{80 do} SY 140 kg pary/kmol gazu, co ΔSY 10 kg pary/kmol gazu. Każdą z narysowa-nych tam charakterystyk _elg* _p  f

 

_K dla SY const otrzymano wyznaczając

maksymalną sprawność wytwarzania energii elektrycznej w części parowej układu wg metodologii II, ograniczając przedział poszukiwań Y,o Y Y,k

S S

S   do określonej wartości SY_{. Z rysunku 4 wynika, że przy zadanym stosunku ciśnień}

K (dla określonej t3a) maksymalna sprawność _elg* __p osiągana jest tylko dla jednej wartości stosunku strumienia pary do strumienia paliwa. Wyznaczone charakterystyki

 

K

* p lg

e f 

   dla Sh const posiadają maksimum, dla Sh z przedziału 80÷140 kg pary/kmol paliwa zmienia się ono w zakresie 0,4737 ÷0,5078 i osiągana jest przy coraz niższym K wraz ze wzrostem wartości Sh.

Rysując krzywą obwiedniową po wyznaczonych przebiegach _elg* __p  f

 

_K

dla Sh const, którą pokazano na rysunku 4 linią grubą, uzyskamy przebieg

 

_K

p

elg f 

* _ 

(dla p₃Y_s,op₃_sp₃Y_s,k i SY,oSY SY,k). Aby wyznaczyć na niej dokładne ekstremum, należy w obszarze zaznaczonym na rysunku prostoką-tem wykonać obliczenia z mniejszym krokiem ΔSY_.

Na rysunku 5 pokazano obliczone charakterystyki _elg* __p  f

 

_K przy

t3a 1300°C dla wszystkich badanych układów. Do wyznaczenia charakterystyk dla innego zestawu danych (np. dla t3a 1250°C) można również wykorzysty-wać algorytmy neuronowe [8].

Wykorzystując obliczone charakterystyki _elg* __p  f

 

_K

dla t3a const, określa się maksymalną wartość tej funkcji



_elgmax__p



i konstruuje zależności

 

_a

p elgmax  f t3

 , które pokazano na rysunku 6 dla wszystkich badanych struktur elektrowni gazowo-parowych.

(11)

0,38 0,4 0,42 0,44 0,46 0,48 0,5 5 10 15 20 25 30   elg-p 140 130 120 110 100 90 Sh_{=80 [kg pary/kmol paliwa]} 104

Rys. 4. Wpływ stosunku strumienia pary do strumienia paliwa na przebieg zależności *

elg-p = f(K)

dla elektrowni gazowo-parowej z kotłem jednociśnieniowym dla t3a =1200°C

Fig. 4. The influence of the steam/fuel flux ratio on the relation *

elg-p= f(K) concerning

a gas-and-steam power station with a single-pressure boiler when t3a=1200°C

Aproksymując wyznaczone zależności równaniem liniowym uzyskamy od-powiednio dla układu:

(i) z kotłem trójciśnieniowym z przegrzewem międzystopniowym (ozna-czanym 3PR) 32598 , 0 10 1767 , 0 3 3 max _ _  _ _ _p a elg t 

gdzie:t3a jest bezwymiarową temperaturą równą liczbowo wartości t3a wyrażonej w °C, R2_0,9968;

(ii) z kotłem dwuciśnieniowym z przegrzewem międzystopniowym (2PR) 30324 , 0 10 1818 , 0 3 3 max _ _  _ _ _p a elg t  (R20,9998);

(iii) z kotłem dwuciśnieniowym (oznaczanym 2P) 28525 , 0 10 1946 , 0 3 3 max _ _  _ _ _p a elg t  (R20,9889);

(iv) z kotłem jednociśnieniowym (oznaczanym 1P) 23045 , 0 10 2289 , 0 3 3 max _ _  _ _ _p a elg t  (R20,9932).

(12)

0,51 0,515 0,52 0,525 0,53 0,535 0,54 0,545 0,55 0,555 0,56 8 12 16 20 24 28 K 3PR 2P 1P 2P *elg-p Rys. 5. Zależności *

elg-p = f(K), (układ: 1P – jednociśnieniowy, 2P – dwuciśnieniowy,

2PR – dwuciśnieniowy z przegrzewem, 3PR – trójciśnieniowy z przegrzewem)

Fig. 5. Relations *

elg-p = f(K), (1P – single-pressure system, 2P – double-pressure system, 2PR –

double-pressure system with a reheat, 3PR – triple-pressure system with reheat)

0,48 0,5 0,52 0,54 0,56 0,58 1150 1200 1250 1300 1350 1400 t3a [°C] maxelg-p 1P 3PR 2PR 2P

Rys. 6. Wpływ przyjęcia struktury badanego układu na sprawność maksymalną * elg-p

(układ: 1P – jednociśnieniowy, 2P – dwuciśnieniowy, 2PR – dwuciśnieniowy przegrzewem, 3PR – trójciśnieniowy z przegrzewem)

Fig. 6. The effect of adopting the structure of the investigated system on the maximum efficiency *

(13)

Podsumowanie

1. Wraz z rozwojem technologii wykonania turbin gazowych (wzrost t3a) i roz-budową struktury elektrowni następuje wzrost sprawności układu. O osta-tecznym wyborze struktury układu decyduje analiza ekonomiczna. W przy-padku układów zasilanych gazem ziemnym istotne znaczenie ma jego cena [7].

2. Wyznaczone charakterystyki _elg* __p  f

 

_K dla wszystkich badanych struk-tur elektrowni gazowo-parowych są stosunkowo płaskie, szczególnie w prze-dziale zawierającym ekstremum (tym bardziej, im wyższa jest temperatura

t3a). W konsekwencji stosunek ciśnień prowadzący do sprawności zbliżonej do maksymalnej można dobierać z szerokiego przedziału, pod warunkiem że pozostałe parametry są właściwie dobrane.

3. Wykorzystując wyznaczone charakterystyki _elg* _p  f

 

_K określono

przedstawioną na rysunku 6 maksymalną sprawność wytwarzania energii elektrycznej dla wszystkich badanych struktur elektrowni w funkcji tempera-tury t3a. W każdym przypadku następuje przyrost _elgmax__p wraz ze wzrostem

t3a. Dobre współczynniki korelacji uzyskano aproksymując zależności

 

a p

elgmax  f t3

 równaniami liniowymi.

4. Różnica wyznaczonych maksymalnych sprawności elektrowni z rozbudowa-ną strukturą i układu z kotłem jednociśnieniowym zmniejsza się ze wzrostem temperatur spalin na wylocie z komory spalania.

Dla t3a = 1150oC różnica _elgmax__p pomiędzy układami 3PR a 1P wynosi ~3,19 punktu procentowego, z kolei pomiędzy układami 2P (lub 2PR) a 1P jest równa ~1,55 punktu procentowego.

Dla t3a 1400°C różnice te wynoszą:

– ~2,5 punktu procentowego pomiędzy układem 3PR a 1P; – ~0,97 punktu procentowego pomiędzy układem 2PR a 1P; – ~0,66 punktu procentowego pomiędzy układem 2P a 1P. Różnice max

p elg

 pomiędzy układami dwuciśnieniowym z przegrzewem i bez są nieznaczne. Korzyści z zastosowania przegrzewu są widoczne dopie-ro przy bardzo wysokich temperaturach t3a.

Bibliografia

1. Chmielniak T., Obiegi termodynamiczne turbin cieplnych, Ossolineum, Wrocław 1988.

(14)

2. Chmielniak T., Kotowicz J., Analysis of combined gas-steam cycles with

supplementary firing, Archiwum Energetyki, Nr 3 – 4, 1997, s. 71 – 83.

3. Chmielniak T., Rusin A., Czwiertnia K., Turbiny gazowe, Ossolineum, Wrocław 2001.

4. Kotowicz J., Analiza efektywności elektrowni gazowo-parowych; układ

z trójciśnieniowym kotłem i przegrzewem międzystopniowym, Archiwum

Energetyki, tom XXXI (2002), nr 1 – 2, s. 1 – 21.

5. Kotowicz J., Wpływ wybranych parametrów na efektywność pracy

elek-trowni gazowo-parowej z kotłem jednociśnieniowym, Gospodarka Paliwami

i Energia, nr 1, 2003.

6. Kotowicz J., Wpływ wybranych parametrów na efektywność wytwarzania

energii elektrycznej w elektrowni gazowo-parowej z dwuciśnieniowym ko-tłem i przegrzewem międzystopniowym, Prace naukowe, Mechanika. Z. 190,

Politechnika Warszawska, Warszawa 2001, s. 217 – 228.

7. Kotowicz J., Chmielniak T., Methods of determining the admissible price of

fuels for combined heat and power generating plants fired with natural gas,

Archiwum Energetyki, nr 3 – 4, 2001, s. 27 – 41.

8. Kotowicz J., Chmielniak T., Remiorz L., Modelowanie optymalnych

ukła-dów parowo-gazowych z wykorzystaniem algorytmów neuronowych,

Go-spodarka Paliwami i Energią, nr 10, 2001, s. 13 – 17.

9. Kotowicz J., Lepszy S., Wpływ temperatury otoczenia i strumieni ciepła

grzewczego na charakterystyki termodynamiczne elektrociepłowni gazowo-parowej, Inżynieria Chemiczna i Procesowa nr 26, 2005, s. 907 – 922.

10. Skorek J., Ocena efektywności energetycznej i ekonomicznej gazowych

układów kogeneracyjnych małej mocy, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej,

Gliwice 2002.

11. Szargut J., Hoinca K., Zastosowanie metody pinch do doboru

rozmieszcze-nia powierzchni ogrzewalnych w kotle odzyskowym turbiny gazowej,

Go-spodarka Paliwami i Energią, nr 6, 2000.

12. Szargut J., Ziębik A., Podstawy energetyki cieplnej, PWN, Warszawa 1998.

Wpłynęło do redakcji w kwietniu 2006 r.

Recenzent

dr hab. inż. Cezary Behrendt, prof. AM Adresy Autorów

dr hab. inż. Janusz Kotowicz

prof. dr hab. inż. Tadeusz Chmielniak

Politechnika Śląska, Instytut Maszyn i Urządzeń Energetycznych 44-100 Gliwice, ul. Konarskiego 22