CC BY
28
УДК 697.34(07)
КОНТАКТНАЯ ПГУ-ТЭЦ С ПРЕДВКЛЮЧЕННЫМ ПАРОГЕНЕРАТОРОМ
© 2008 г. Б.В. Бирюков, А.М. Гапоненко, А.А. Рекунов, А.И. Ковалев, Б.Е. Онипко
Газотурбинные установки (ГТУ) в настоящее время являются одними из приоритетных энергоустановок, определяющих технический прогресс в области теплоэнергетики. ГТУ обычно оснащаются котлами-утилизаторами для отпуска потребителям технологического пара или горячей воды. В предлагаемой установке потребителем пара является модернизированная ГТУ, выполненная в НПО «Сатурн» г. Москва типа АД-31СТ [1]. Схема предлагаемой парогазовой энергетической установки (ПГУ-ТЭЦ) приведена на рис. 1.
Насыщенный (ПГУ-ТЭЦ 1) или перегретый до 450 °С (ПГУ-ТЭЦ2) пар из парового котла ПК поступает в камеру сгорания КС газотурбинной установки, в которой смешивается с продуктами сгорания топливного газа. Парогазовая смесь в результате расширения в газовых турбинах высокого (ТВД) и низкого (ТНД) давлений производит механическую работу, вращая газовый компрессор и электрогенератор.
Утилизацию теплоты парогазовой смеси (ПГС) после газовой турбины в схеме ПГУ-ТЭЦ предлагается осуществлять в утилизационном экономайзере (ЭКУ) парового котла, водогрейном котле-утилизаторе (ВКУ) теплосети и контактном конденсаторе (КК) [2]. В связи с конденсацией пара в КК в ГТУ возможно достижение вакуума после турбин, для
поддержания которого в схеме установки используется газовый компрессор ГК [2].
В стандартных паровых котлах (ПК) типа ДЕ-16-14 ГМ, используемых в предлагаемой ПГУ, воздухоподогреватель не предусмотрен, что снижает КПД котла и всей ПГУ. Поэтому для парового котла установили после экономайзера ЭП-1-330 воздухоподогреватель ВП (рис. 1). Воздух с помощью вентилятора (В) типа ВДН-11,2 пропускали в период эксперимента в межтрубном пространстве воздухоподогревателя и нагревали уходящими газами из котла ПК до температур 95 - 100 °С. Затем горячий воздух поступал на горелку ГМ-10. Процесс горения газа в горелке контролировался газоанализатором ТБ8ТО-325. Установка воздухоподогревателя ВП за паровым котлом увеличила сопротивление газового тракта на 20, а воздушного на 5 мм вод. ст., что существенно не сказалось на работе тягодутьевых механизмов. При номинальных параметрах парового котла температура уходящих газов снизилась с 146 до 113 °С, что привело к увеличению КПД парового котла до ппк = 94,5 %.
Работает парогазовая установка следующим образом. Сжимаемый в компрессоре ВК воздух подается в камеру сгорания КС, в которую также подаются пар из котла ПК и топливный газ.
При сгорании газа в КС образуется парогазовая смесь с температурой 1250 °С. Из камеры сгорания КС парогазовая смесь поступает в газовые турбины ТВД и ТНД, в которых совершает работу. Причем работа расширения ПГС в турбине ТВД равна работе сжатия воздуха в компрессоре КВ, а работа расширения парогазовой смеси в турбине ТНД равна работе сжатия в газовом компрессоре ГК охлажденных в КК газов и полезной работе в электрогенераторе ЭГ (2, 3). Кроме того, в водогрейном котле-утилизаторе (ВКУ) ПГУ-ТЭЦ производится тепловая энергия в виде горячей воды.
Для расчета схемы парогазовой установки ПГУ-ТЭЦ использовались параметры ГТУ типа АД-31СТ: массовый расход воздуха 61,0 кг/с; давление сжатого воздуха 2,1 МПа; внутренний КПД компрессора 0,84. Полезная мощность ГТУ 20,0 МВт была определена при температуре газов на входе в турбину 1250°С и внутреннем КПД турбины 0,922. КПД ГТУ составлял 36,5 %.
Проведенные в работе расчеты по определению максимального значения мощности ПГУ-ТЭЦ 1с впрыском насыщенного пара из котла в КС при разных значениях давлений ПГС (значения давлений ПГС менялись от 1,7 до 4,9 МПа) показали, что максимальное значение мощности Ы-пгу = 28,2 МВт для ПГУ-ТЭЦ1 получается при температуре ^с = 1250°С и давлении ПГС Рпгс = 1,8МПа (рис. 2). При этом КПД ПГУ-ТЭЦ 1 составляет Ппгу = 45,2 %, а ПГУ-ТЭЦ2-Пэпгу = 46,66 % (рис. 3).
АЛу, МВт
28
27
26
25
24
23
2 ' 1
1,5
2,5
3,5
ная мощность ПГУ составила Апгу = 24,1МВт, тепло-производительность ВКУ- Qвку = 15,7 МВт, расход топлива на ПГУ-ТЭЦ 1 - Впгу = 1,64 кг/с.
Рис. 2. Зависимость мощности ПГУ-ТЭЦ от давления ПГС на входе в ГТ
С увеличением начального давления ПГС в схеме ПГУ-ТЭЦ 1 коэффициент полезного действия возрос и максимальное значение пэпгу = 49,94 % принял при давлении ПГС Рщ.с = 4,6 МПа (рис.3). При этом полез-
п пгу,
51,5
%
50,5
49,5
48,5
47,5
46,5
45,5
44,5
jC- 2
1,5
2,5
3,5
Рис. 3. Зависимость КПД ПГУ-ТЭЦ от давления ПГС на входе в ГТ
Апгу, МВт
26
25
24
2 ^ 1
0,035
0,055
0,075
Рис. 4. Зависимость мощности ПГУ-ТЭЦ от давления ПГС на выходе из ГТ
С увеличением начального давления ПГС в схеме ПГУ-ТЭЦ2 коэффициент полезного действия также вырос и максимальное значение пэпгу = 51,4 % принял при давлении ПГС Рпгс = 4,7 МПа (рис. 3). При этом полезная мощность ПГУ составила Апгу = 23,6 МВт,
Рпгс, МПа
Рпгс, МПа
Рпгс, МПа
теплопроизводительность ВКУ-2вку = 15,4 МВт, расход топлива на ПГУ-ТЭЦ 2 - Впгу = 1,66 кг/с (Уменьшение мощности и теплопроизводительности составило, соответственно, ААпгу = 0,5 МВт, А2вку = = 0,3 МВт при увеличении расхода топлива в ПГУ-ТЭЦ 2
АВпгу = 0,02 кг/с).
%
П
пгу,
55
54
53
52
51
50
\ 2
1 '
0,035
0,055
0,075
Рис. 5. Зависимость КПД ПГУ-ТЭЦ от давления ПГС на выходе из ГТ
В работе показано, что мощность и КПД парогазовых установок существенно зависят от давления парогазовой смеси за газовой турбиной. Их зависимо -сти имеют ярко выраженный максимум. При давлении парогазовой смеси ПГС за турбиной низкого давления Р4 = 0,045 МПа мощность и КПД ПГУ-ТЭЦ 1 составляют, соответственно, Апгу = 26,2 МВт и пэпгу = 54,35 % (рис. 4, 5).
Теплопроизводительность водогрейного котла-утилизатора ВКУ, установленного за газовой турбиной низкого давления в ПГУ-ТЭЦ1, уменьшается при этом до значения Qвку = 8,0 МВт.
Для ПГУ-ТЭЦ 2 зависимости также имеют максимум при давлении газов за турбиной, равном Р4 = 0,045 МПа. Мощность и КПД (рис. 4, 5) для ПГУ-ТЭЦ2 составили, соответственно, Апгу = 25,7 МВт и Пэпгу = 55,9 %. Теплопроизводительность водогрейного котла-утилизатора ВКУ, установленного за газовой турбиной низкого давления, уменьшилась при этом до Qвку = 7,7 МВт
Выводы
1. Размещение экономайзера парового котла в схеме ПГУ непосредственно за газовой турбиной позволило установить за котлом воздухоподогреватель и этим повысить КПД котла до 94,5 %.
2.Применение перегрева пара, впрыскиваемого в КС ПГУ, дает возможность на 1,46 %
увеличить КПД ПГУ-ТЭЦ 2.
3. Применение расширения ПГС в турбине до вакуума позволило увеличить КПД ПГУ-ТЭЦ 2 на 4,5 % и довести его значение до пэпгу = 55,9 %. Однако при этом уменьшились значения тепловой и электрической мощности.
Литература
1. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России / Теплоэнергетика. 1999. № 1.
2. Шерстобитов И.В., Бирюков Б.В. Об эффективности парогазовой установки с перерасширением рабочего тела в газовой турбине / Изв. вузов. Энергетика. 1987. № 4 С. 82.
3. Гапоненко А.М., Бирюков Б.В., Бутко М.М., Красно-видов И.И. Проблемы энергосбережения на газокомпрессорных станциях (ГКС) магистральных газопроводов // Сб. науч. тр. / Саратовский гос. техн. ун-т. Саратов, 2006.
Кубанский государственный технологический университет, г. Краснодар; ОАО «Краснодартеплоэнерго», г. Краснодар
22 ноября 2007 г.
Рпгс, М11а
