CC BY
16
УДК 621.311.22
Анализ эффективности теплогенерирующей установки в переменных режимах работы при сжигании дополнительного топлива за котлом-утилизатором
Б.Л. Шелыгин, Е.С. Малков ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина»,
Иваново, Российская Федерация E-mail: admin@tes.ispu.ru
Авторское резюме
Состояние вопроса: В настоящее время теоретически обосновано применение камеры сжигания топлива и дополнительного теплообменника за котлом-утилизатором для нагрева сетевой воды. Необходимо оценить эффективность такого энергоблока при переменных режимах работы газовой турбины.
Материалы и методы: Разработка зависимостей выполнена на основе технической документации по парогазовым установкам и расчету котельных агрегатов.
Результаты: На основе установленных математических зависимостей для номинального режима работы парогазовой установки, включающей котел-утилизатор с дополнительным газоводяным теплообменником и камерой сжигания дополнительного топлива, получены формулы для оценки эффективности работы энергоустановки при переменных режимах. На основании полученных уравнений проведен анализ эффективности работы парогазовой установки при переменных режимах работы.
Выводы: Установлено, что повышение коэффициента полезного действия энергоустановки при использовании дополнительного газоводяного теплообменника и камеры сгорания дополнительного топлива за котлом-утилизатором при переменных режимах работы составляет от 1,5 до 5,1 %. Полученные математические уравнения позволяют не только оперативно определять режимные и технико-экономические характеристики объекта, но и прогнозировать их изменение в зависимости от исходных данных применительно к аналогичным установкам, утилизирующим теплоту уходящих из ГТУ газов.
Ключевые слова: камера сжигания дополнительного топлива, переменный режим, относительный расход дополнительного топлива, тепловая мощность.
Efficiency Analysis of Heat Producing Unit at Variable Operating Modes While Burning Additional Fuel in Heat Recovery Boiler
B.L. Shelygin, E.S. Malkov Ivanovo State Power Engineering University, Ivanovo, Russian Federation E-mail: admin@tes.ispu.ru
Abstract
Background: Currently the usage of the fuel combustion chamber and additional heat exchanger behind the heat recovery boiler for the heating network water is theoretically proved. It is necessary to evaluate the effectiveness of such power generating unit at variable operating modes of a gas turbine.
Materials and methods: Development of dependency is made on the basis of technical documentation for combined-cycle gas turbine and the calculation of boilers.
Results: Based on the established mathematical dependences for nominal operation mode of combined cycle plant, which includes a heat recovery boiler with an additional gas-water heat exchanger and combustion chamber additional fuel formulas for evaluating the performance of power unit at variable modes are obtained. Based on the obtained equations the analysis of efficiency combined cycle plant at variable modes operating was performed.
Conclusions: The author concludes that the efficiency increases in the power unit with the optional gas-water heat exchanger and the combustion of additional fuel behind heat recovery boiler at variable modes operating is from 1,5 to 5,1%. The considered mathematical equations allow not only to define the mode and technical and economical characteristics of the object but also to predict the changes with regards to the sourse data concerning to the similar units, which utilize the heat from gases of the gas-turbine units.
Key words: combustion chamber of additional fuel, variable mode, the relative consumption of additional fuel, heat power.
В зависимости от нагрузки потребителя, в процессе эксплуатации парогазовых установок (ПГУ) ТЭС газотурбинные установки (ГТУ) работают при переменных режимах [1]. В составе ПГУ котел-утилизатор (КУ) и находящиеся в газовом тракте за ним теплообменники являются пассивными элементами [2]. Условия их работы определяются режимными особенностями ГТУ.
Ранее нами [3] была установлена целесообразность последовательного размещения в газоходе за КУ камеры сгорания дополнительного топлива (КСДТ) и газоводяного теплообменника (ГВТ). При создании АСУ энергоблока и алгоритма управления объектом необходима разработка статических характеристик, представляющих зависимости выходных па-
раметров конкретного элемента установки от определяющих факторов.
Ниже выполнен расчетный анализ изменения отдельных энергетических характеристик установки и ГВТ при пониженной электрической мощности ГТУ ЛГТУ в зависимости от расхода подаваемого в КСДТ топлива Вдоп.
Исследование проводилось на примере входящей в состав ПГУ-325 расчетной модели ГТЭ-110 [4]. Анализ выполнен при теплоте сгорания природного газа 0% = 35,6 МДж/м3, температуре наружного воздуха = 0 °С и кратности снижения относительной нагрузки ГТУ:
"ГТУ = Л/пу/л/ром , (1)
где Л/нТм - номинальная мощность ГТУ при номинальном расходе топлива в камеру сгорания (КС) ВГнТУ .
В результате преобразования математических зависимостей, полученных в [4], значения КПД (брутто) и коэффициента избытка воздуха в ГТУ определяются согласно уравнениям:
ПГТУ = 0,36 - 0,127 (1 - л гту У'07; (2)
аГТу = 3,2 + 4,84 (1 - л^у )) (3)
Для выполнения сравнительного анализа показателей энергоустановки при переменных режимах ее работы (лГТУ = 0,4-1,0) приняты коэффициенты изменения:
• расхода топлива в ГТУ: кГТУ = ВГТУ/ВТу ;
• расхода дополнительного топлива в КСДТ:
к = В /оном доп доп/ °доп ■
Исследование проводилось при кГТУ =0,503-1,0 и кдоп =0,5-1,0. Исходные данные для расчета характеристик энергоустановки представлены в табл. 1.
В работе [5] установлены зависимости изменения коэффициента избытка воздуха за КСДТ от общего расхода топлива в энергоустановку аДТ и от дополнительно сжигаемого
топлива авд,хп)дТ. Применительно к переменным режимам агрегата данные значения представлены в табл. 2 и на рис. 1.
Обобщающие зависимости коэффициентов избытка воздуха за КСДТ от определяющих факторов имеют следующий вид:
аДТх = К - К2 (кДОп )0,9; (4)
абоп(ДТ) = К3 - К4 (кдоп ) , , (5)
где К1 = 2,05 + 0,95 (аГТУ - 3,2);
I „V \0,45
К2 = 1,65 + 0,53 (аГТУ - 3,2) ; К3 = 14,8 + 7,5(аГТУ -3,2);
К4 = 17,4 + 4,6(аГТУ - 3,2).
Применительно к переменным режимам работы энергоустановки и снижению мощности ГТУ температура газов за КСДТ определяется согласно зависимости [5]
овых овх + 2,81 кГТУ (В доп/ ВГТУ)'10' (6)
^ДТ = ^ДТ + ОТТУ^о,! , (6)
где ЗДхТ - температура газов на входе в КСДТ, °С.
В результате преобразований зависимость температуры газов на выходе из КСДТ от коэффициента изменения расхода дополнительного топлива и относительной мощности ГТУ при температуре ЗДТ =100 °С представляется в виде, °С,
»Дт = К5 + К6 (кдоп - 0,5), (7)
где К5 = 191 - 63,3 (1 - лГТУ);
К6 = 184 -131(1 - лГТУ )0,95.
Независимо от загруженности ГТУ, с увеличением расхода дополнительного топлива в КСДТ температура газов на выходе из нее &ДьТх возрастает, особенно при максимальной мощности ГТУ.
Таблица 1. Исходные данные для расчета характеристик энергоустановки при переменных режимах работы ГТУ и изменении расхода природного газа в КСДТ
Наименование
Относительная мощность ГТУ л^у
характеристики 0,4 0,6 0,8 1,0
Коэффициент изменения расхода топлива в ГТУ к^у 0,503 0,691 0,855 1,0
Коэффициент изменения расхода дополнительного топлива в КСДТ кдоп 0,5 0,75 1,0 0,5 0,75 1,0 0,5 0,75 1,0 0,5 0,75 1,0
Расход дополнительно сжигаемого в КСДТ топлива Вдоп , м3/с 0,925 1,39 1 ,85 0,925 1,39 1,85 0,925 1,39 1,85 0,925 1,39 1,85
Относительный расход дополнительно сжигаемого топлива Вдоп/ВГТУ 0,214 0,321 0,428 0,16 0,234 0,311 0,126 0,189 0,251 0,108 0,101 0,215
В случае минимальной нагрузки ГТУ (пГТУ =0,4) и при снижении коэффициента изменения расхода дополнительного топлива кдоп от 1,0 до 0,5 температура АД" снижается
на 51 °С. При максимальной нагрузке ГТУ (пГТУ =1,0) температура газов за КСДТ снижается в большей мере (на 91 °С), достигая при наименьшем расходе дополнительного брпли-ва (кдоп =0,5) величины 191 °С.
Рис. 1. Зависимости значений коэффициента избытка воздуха за КСДТ относительно общего (а) и дополнительного (б) расхода топлива от коэффициента изменения расхода топлива в КСДТ и относительной мощности ГТУ пГТУ: 1 -0,4; 2 - 0,6; 3 - 0,8; 4 - 1,0
Для расчета КПД ГВТ предложено уравнение, определяемое граничными температурами газового потока:
Пгвт =
Авых А АДТ -Аух
о вых ' АДТ
(8)
где Аух - температура уходящих газов за ГВТ, °С.
На основании [5], в результате преобразований обобщающая зависимость пГВТ от определяющих факторов описывается следующим выражением:
пгвт = К9 + 0,3( -0,5)0,83, (9)
где К9 = 0,485 - 0,23 (1 - пГТУ).
Независимо от расхода дополнительного топлива в КСДТ (от коэффициента кдоп) наивысшие значения пГВТ =0,48-0,65 соответствуют максимальной относительной мощности ГТУ. В случаях снижения нагрузки ГТУ при повышенных значениях коэффициента избытка воздуха в ГТУ аГТУ = 3,8-5,69 температура газов за КСДТ АДТх снижается, и снижаются зна-
чения пГВТ . При неизменной температуре уходящих газов Аух = 100 °С, снижении относительной мощности ГТУ от 1,0 до 0,4 величина КПД ГВТ пГВТ уменьшается от 0,51-0,61 до 0,34-0,4 (рис. 2).
0,6
0,5
0,4
0,3
4
3
2
0,5
0,75
Рис. 2. Зависимости КПД газоводяного теплообменника от коэффициента изменения расхода топлива в КСДТ при
= 100 °С и относительной мощности ГТУ Пп-У: 1 - 0,4;
2 - 0,6; 3 - 0,8; 4 - 1,0
Применительно к переменным режимам работы энергоустановки и снижению нагрузки ГТУ тепловую мощность ГВТ, по сравнению с электрической мощностью ГТУ Л/ЭТУ и ее КПД пГТУ , представим в виде выражения
0ГВТ = [аГТУ + 0,1(ктУ • Вдоп/З-ТУЖ -Аух)
Л
ГТУ
2,81 пГТУ 103
(10)
При температурах АДхТ = Аух = 100 °С
обобщающая зависимость относительной тепловой мощности ГВТ от определяющих факторов (рис. 3) имеет вид
^ = К10 + К11 (кдоп - 0,5) Л
(11)
ГТУ
где К10 = 0,29 + 0,15 (1 - пГТУ )1'1;
К11 = 0,61 + 0,26 (1 - пГТУ )27.
Для конкретной нагрузки ГТУ при неизменном значении коэффициента избытка воздуха аГТУ с увеличением расхода дополнительного топлива в КСДТ, когда кдоп возрастает от 0,5 до 1,0 за счет повышения температуры АДТх, относительная тепловая мощность ГВТ
возрастает в пределах <3ГВТ/ЛГТУ = 0,3-0,74.
Рис. 3. Зависимости отношения тепловой мощности ГВТ к электрической нагрузке ГТУ от коэффициента изменения
расхода топлива в КСДТ при йДТ" = 100 °С и относительной мощности ГТУ лгту: 1 - 0,4; 2 - 0,6; 3 - 0,8; 4 - 1,0
При постоянных расходах дополнительного топлива в случае неизменного значения коэффициента кдоп с уменьшением лГТУ отношение 0ГВТ/лГТу возрастает на 0,08-0,14.
В работе [5] получено уравнение для оценки повышения КПД энергоустановки Апуст,
по сравнению с вариантом КУ без КСДТ и ГВТ. Математическое выражение установлено при аух = 100 °С для номинальной мощности ГТУ с
максимальным расходом топлива оГТУ и минимальным значением коэффициента аух.
При неизменной степени сгорания топлива величина Апуст преимущественно определяется изменением потери теплоты с уходящими газами Ад2 за счет снижения коэффициента избытка воздуха в уходящих газах за КСДТ аДьТх (табл. 2).
В результате преобразования выражения, полученного в [5], применительно к переменным режимам работы котлоагрегата математическое описание зависимости повышения КПД энергоустановки от определяющих факторов (рис. 4) представляется в виде
АПуст = К12 + К13 (кдоп - 0,5)0,9,
ч 1,4
(12)
где К12 = 0,0115 + 0,018 (1 - лГТУ)'' К13 = 0,033 + 0,039 (1 - лГТУ)
1,17
Таблица 2. Результаты расчетного анализа изменения характеристик энергоустановки при переменных режимах работы ГТУ и изменении расхода природного газа в КСДТ
Наименование
Относительная мощность ГТУ лГТУ
характеристики 0,4 0,6 0,8 1,0
Коэффициент изменения расхода дополнительного топлива в КСДТ, кдоп 0,5 0,75 1,0 0,5 0,75 1,0 0,5 0,75 1,0 0,5 0,75 1,0
Коэффициент избытка воздуха за КСДТ по отношению к дополнительно сжигаемому топливу Вдоп, аВдых(Дт) 25,1 21,9 18,9 19,1 17,3 15,4 14,3 12,9 11,6 11,9 10,7 9,7
Температура газов на выходе из КСДТ аД" , °С 153 178 204 165 1 95 227 177 216 255 191 237 283
КПД газоводяного теплообменника, пп-в 0,343 0,44 0,51 0,4 0,49 0,56 0,44 0,54 0,61 0,48 0,58 0,65
Относительная тепловая мощность, дГВТ 0,381 0,563 0,75 0,354 0,51 0,69 0,317 0,48 0,64 0,3 0,45 0,6
Потери теплоты с уходящими газами при отсутствии КСДТ и ГВТ, 0,288 0,247 0,21 0,183
Потери теплоты с уходящими газами при размещении за КУ КСДТ и ГВТ, q2 0,251 0,236 0,221 0,21 0,2 0,19 0,18 0,17 0,16 0,157 0,147 0,138
Снижение потери теплоты за счет размещения КСДТ и ГВТ в газоходе за КУ, Аq2 0,037 0,051 0,067 0,035 0,047 0,057 0,03 0,04 0,05 0,029 0,036 0,045
Повышение КПД энергоустановки за счет размещения ГВТ, АпУст 0,021 0,037 0,051 0,02 0,031 0,041 0,015 0,025 0,035 0,011 0,021 0,029
1 „
-V ^^
0,5 0,75 к^
Рис. 4. Зависимости повышения КПД энергоустановки, по сравнению с вариантом КУ без КСДТ и ГВТ, от коэффициента
изменения расхода топлива при АД* = 100 °С и относительной мощности ГТУ Пгту: 1 - 0,4; 2 - 0,6; 3 - 0,8; 4 - 1,0
При максимальной электрической мощности ГТУ (пгту =1,0) с увеличением коэффициента изменения дополнительного расхода топлива в пределах kppп =0,5-1,0 величина повышения КПД энергоустановки Апуст возрастает от 0,011 до 0,029. Это происходит за счет более полного использования кислорода, содержащегося в уходящих газах, на окисление горючих веществ дополнительно сжигаемого топлива, а также за счет снижения коэффициента аДТ и, как следствие, более глубокого снижения потери теплоты д2.
В случаях понижения нагрузки ГТУ во всем диапазоне изменения расхода топлива в КСДТ величина Апуст дополнительно возрастает на 0,01-0,023, достигая при пгту =0,4 значений 0,021-0,051.
Таким образом, расчетными исследованиями установлены зависимости, позволяю-
щие оценить эффективность работы парогазовой установки при использовании дополнительного газоводяного теплообменника и камеры сгорания дополнительного топлива за котлом-утилизатором при переменных режимах работы. Полученные математические уравнения позволяют не только оперативно определять режимные и технико-экономические характеристики объекта, но и прогнозировать их изменение в зависимости от исходных данных применительно к аналогичным установкам, утилизирующим теплоту уходящих из ГТУ газов.
Список литературы
1. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки. - М.: Энергоатомиздат, 1985.
2. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / под ред. С.В. Цанева. - М.: Изд-во МЭИ, 2002.
3. Шелыгин Б.Л., Мошкарин А.В., Малков Е.С. Определение условий использования в качестве окислителя уходящих из котла-утилизатора газов для сжигания дополнительного топлива // Вестник ИГЭУ. - 2012. - Вып. 2. - С. 4-7.
4. Мошкарин А.В., Шелыгин Б.Л., Жамлиханов Т.А. Режимные характеристики ГТЭ-110 для энергоблока ПГУ-325 // Вестник ИГЭУ. - 2010. - Вып. 2. - С. 7-10.
5. Шелыгин Б.Л., Мошкарин А.В., Малков Е.С. О
тепловой эффективности использования уходящих газов котла-утилизатора при сжигании дополнительного топлива // Вестние ИГЭУ. - 2012. - Вып. 4. - С. 8-12.
References
1. Ol'khovskiy, G.G. Energeticheskie gazoturbinnye ustanovki [Power Gas-turbine Units]. Moscow, Energoatomiz-dat, 1985.
2. Tsanev, S.V., Burov, V.D., Remezov, A.N. Gazoturbinnye i parogazovye ustanovki teplovykh elektrostantsiy [Gasturbine and Combined-cycle Gas-turbine Units of Thermal Power Plants]. Moscow, Izdatel'stvo MEI, 2002.
3. Shelygin, B.L., Moshkarin, A.V., Malkov, E.S. Vest-nik ISPEU, 2012, issue 2, pp. 4-7.
4. Moshkarin, A.V., Shelygin, B.L., Zhamlikhanov, T.A. Vestnik ISPEU, 2010, issue 2, pp. 7-10.
5. Shelygin, B.L., Moshkarin, A.V., Malkov, E.S. Vestnik ISPEU, 2012, issue 4, pp. 8-12.
Шелыгин Борис Леонидович,
ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», кандидат технических наук, профессор кафедры тепловых электрических станций, адрес: г. Иваново, ул. Рабфаковская, д. 34, кор. В, ауд. 408, телефон (4932) 41-60-56, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Малков Евгений Сергеевич,
ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В. И. Ленина»,
аспирант, инженер кафедры тепловых электрических станций,
адрес: г. Иваново, ул. Рабфаковская, д. 34, кор. В, ауд. 408,
телефон (4932) 41-60-56,
e-mail: admin@tes.ispu.ru
