CC BY
27
О ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОТЛА В КАЧЕСТВЕ НИЗКОНАПОРНОГО ПАРОГЕНЕРАТОРА
А.Б. ШИГАПОВ*, И.Ю. СИЛОВ **
* Казанский государственный энергетический университет ** филиал ОАО “Генерирующая компания” Казанская ТЭЦ-3
Результаты вариантных расчетов дожигания отработавших в ГТУ газов показывают, что температура образовавшихся продуктов существенно ниже, чем при непосредственном сжигании топлива в топке энергетического котла. По этой причине стандартный энергетический котел в составе ГТУ не может быть использован в качестве НПГ.
Теоретический и практический интерес представляет анализ возможности использования энергетического котла в качестве низконапорного парогенератора при сбросном дожигании отработавших газов (ОГ) газотурбинной установки. Высокая температура газов на выходе из турбины, достигающая 800-900 К, большое количество свободного кислорода, не вступившего в реакцию окисления, на первый взгляд, кажутся благоприятными факторами для парогазовой пристройки [1, 2, 3, 4]. В литературе можно часто встретить утверждение, что при сбросном сжигании газов развивается температура, близкая к температуре сгорания свежей топливовоздушной смеси. В качестве потенциальных преимуществ способа дожигания ОГ выдвигаются следующие аргументы: 1) отработавшие газы имеют высокую температуру, поэтому не требуются дополнительные устройства для подогрева воздуха; 2) процессы горения топливовоздушной смеси в камерах сгорания ГТУ проходят при относительно низких температурах, по сравнению с топками котлов, поэтому достигается минимальная генерация NOx и СО; 3) относительно высокая температура отработавших газов повышает эффективность процессов горения — уменьшает потери, связанные с химическим недожогом топлива. Большинство этих утверждений являются недостаточно обоснованными. Анализируем правомерность принятых предположений.
Предварительно проведем расчетные исследования влияния подогрева воздуха на термодинамические параметры образовавшихся продуктов. В энергетических котлах подогрев воздуха происходит в подогревателях, в ГТУ — в результате политропического сжатия воздуха в компрессоре.
Целесообразно расчет процессов горения топливовоздушной смеси (ТВС) проводить с использованием пакета программ [5], который обеспечивает высокую точность выходных параметров продуктов сгорания (состава, температуры, термодинамических свойств). Энтальпию воздуха при нагреве можно рассчитать по стандартной методике [6]. В качестве горючего выберем природный газ средних параметров [7].
Серия расчетов выполнена при давлении среды 100 КПа, что соответствует условиям горения ТВС в энергетических котлах ТЭС, рис. 1, б. Обозначим температуру воздуха, подаваемого в зону горения Тв, продуктов сгорания — 70. Результаты расчетов (рис. 1, а) выполнены при давлениях и температурах,
© А. Б. Шигапов, И.Ю. Силов
Проблемы энергетики, 2008, № 9-10
имеющих место за компрессором ГТУ [8]. Обозначения Т2 и Т3 соответствуют
температурам на выходе из компрессора и камеры сгорания ГТУ. Обращает на себя внимание тот факт, что рост температуры продуктов сгорания не равен увеличению начальной температуры воздуха. Например, при увеличении начальной температуры воздуха на 400 градусов температура топочных газов растет на 250 и 280 градусов при коэффициенте избытка воздуха а = 1,05 и 1,3 соответственно. Заметный рост Т0 наблюдается при увеличении а. В пределе, при достаточно больших а, изменение температуры продуктов сгорания должно равняться изменению начальной температуры воздуха А Т0=Л Тв. В то же самое время, к часто встречающемуся в литературе равенству А Т0 =А Тв [9] необходимо относиться осторожно, оно справедливо только в предельном случае, когда а^ да. В рассмотренном случае зависимости Т0( Тв) линейные, чего не скажешь для Т3 (Т2) (рис 1, а): здесь графики слегка деформированы, имеют слабую вогнутость (положительный градиент). Изменение выходной температуры А Т3 составляет 350 градусов при а = 3,0 и а = 3,5, следовательно, приближается к увеличению начальной температуры воздуха АТ2 = 400 градусов.
а) б)
Рис. 1. Влияние подогрева воздуха на температуру образовавшихся газов
Температуру продуктов сгорания при сбросном дожигании отработавших в турбине газов обозначим Т5, некоторые результаты расчетов представлены на рис. 2 и 3. В расчетах коэффициент избытка воздуха при дожигании ОГ выбран, как при нормальных режимах работы котлов на природном газе, равным а = 1,05.
Для выполнения термодинамических расчетов горения ТВС [5] необходимо представить условную формулу и энтальпию топлива. Условная формула для заданного соотношения воздуха к горючему сохраняет свой вид независимо от места начала и продолжения реакций окисления (горения). Энтальпия отработавших в ГТУ газов рассчитывалась по соотношению гог = г3 - Ьт, где г3 - энтальпия ТВС при выбранном коэффициенте избытка воздуха в камере сгорания (равная энтальпии образовавшихся продуктов сгорания); Ьт — удельная работа расширения газов в турбине. При вычислении Ьт теплоемкость газов в
турбине принималась постоянной Ср3 = Ср4 = Ср0г, процессы расширения
изоэнтропическими. Известно [6], что действительные процессы расширения газов являются политропическими, температура ОГ при которых выше, чем при изоэнтропическом. Расчеты показывают, что учет реальности при адиабатическом КПД турбины Пад.т =0,9 на температуру образовавшихся продуктов сгорания при дожигании ОГ не оказывает заметного влияния, разница температур не превышает 2-3 градусов. Поэтому авторы ограничились анализом дожигания ОГ только при изоэнтропическом расширении газов в турбине.
Ъ,К\
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 Я*
Рис. 2. Температура образовавшихся продуктов при сжигании отработавших в ГТУ газов
Г5,К
Рис. 3. Зависимость Т5( пк ,а) © Проблемы энергетики, 2008, № 7-8
В графиках T5(rcR. ,T3) наблюдается минимум температурных зависимостей от степени сжатия и T3 = const (рис.2). При некотором удалении от минимума зависимость температуры при дожигании отработавших газов близка к линейной от пк. В зависимостях T^fax, а) (рис. 3) также можно заметить слабый минимум при постоянном а, положение которого смещается в сторону малых значений давлений (степени сжатия пк) с ростом коэффициента избытка воздуха.
Обращает на себя внимание факт увеличения температуры образовавшихся газов T5 с ростом коэффициента избытка воздуха. При увеличении а, что соответствует снижению T3 , естественно, растет содержание кислорода в составе отработавших в ГГУ газов. Процессы дожигания в НПГ происходят более полно, доля вступающих в реакции доокисления горючего и дополнительно образовавшихся продуктов растет. Однако часть газов, вступивших в реакцию окисления в камере сгорания ГГУ, не участвуют в процессе дожигания.
Состав отработавших в ГTУ газов можно представить в виде смеси, 1 (одна) часть объема которой представляет продукты полного окисления (продуктов сгорания) при стехиометрии (а = 1), а вторая — (а —1) часть из воздуха. Продукты сгорания после совершения работы в газовой турбине с температурой T4 = б00-900 К поступают в котел. Необходимо отметить, что температура ОГ при этом существенно выше, чем при подогреве воздуха в воздухоподогревателях котла при непосредственном сжигании TВС в паротурбинном цикле. Однако при дожигании отработавших газов в сбросном котле температура продуктов сгорания будет ниже, чем при непосредственном сжигании свежей топливо—воздушной смеси T0 . Причиной этого является то, что при дожигании одна часть ОГ с а =І не участвует в процессе горения, остается при температуре отработавших после турбины газов T4 .
Даже поступившая с более высокой температурой (а—1) часть при дожигании до стехиометрии не способна создавать температуру, равную температуре горения свежей TВС. Приближенно, при допущении постоянства теплоемкостей продуктов сгорания при непосредственном сжигании TВС и ОГ после газовой турбины (погрешности расчетов T5 при этом не превышают 3-5 градусов), температуру при сжигании сбросных газов можно рассчитать по соотношению T5 = (T4 + (а — 1)T0)/а .
Как видно из этой формулы, с увеличением а температура среды приближается к значению T0 , однако никогда не равна ей и меньше ее. С увеличением степени сжатия в компрессоре, следовательно, и степени расширения газов в турбине (при постоянном значении температуры газов на входе в турбину) эта разность все более растет. Несомненно, разность температуры зависит от вида используемого топлива и других факторов.
Сопоставления температур продуктов сгорания при непосредственном сжигании свежей топливо—воздушной смеси T0 и дожигании ОГ T5 , рис. (1, б), показывают следующие результаты. При пк равным 10, 15 и 20, температура воздуха на выходе из компрессора равна (при принятом в расчетах п ад.к = 0,85 [8])
613; 690 и 760 К соответственно. При непосредственном сжигании природного газа в топках котлов в этих условиях реализуется адиабатическая (теоретическая)
температура То газов приблизительно равная (рис. 1, б) 2340, 2355 и 2440 К. Значения соответствующих температур определены по графикам указанных рисунков, более точные результаты могут быть получены расчетным путем. Однако погрешности отсчета температуры по представленным графикам не превышают 5-8 градусов.
Даже незначительное снижение температуры топочных газов может привести к существенному снижению тепловых потоков в топках котлов, так как радиационные тепловые потоки, составляющие основную часть в общем балансе теплообмена, изменяются по температуре приблизительно в четвертой степени.
Необходимо отметить одно важное обстоятельство. Адиабатическая температура в топках котлов никогда не реализуется. Продукты сгорания могут иметь адиабатную температуру только в случае бесконечно большой скорости сгорания ТВС (практически мгновенное сгорание), когда отвод теплоты от газов к поверхностям парогенерирующих труб пренебрежимо мал. В действительности скорости горения довольно инерционны, отвод радиационной теплоты - практически мгновенен, поэтому температура топочных газов всегда ниже адиабатной. Тем не менее, использование адиабатической температуры является во многих случаях полезным для анализа прохождения рабочих процессов. Например, ниже в табл. 1 представлены результаты расчетов адиабатических температур как при непосредственном сжигании ТВС в топках (То), так и при дожигании отработавших в ГТУ газов (Т5), в знаменателе дроби возможное снижение радиационных тепловых потоков в топках Дд.
Таблица 1
Температура газов, образовавшихся при сжигании природного газа
пк То, к Т5, К / Д# , %
а = 4 а = 6 а = 8
10 2340 2130/32 2190/23 2220/18
15 2350 2125/33 2192/24 2223/20
20 2440 2126/42 2200/34 2225/31
Разумеется, наряду с изменением температуры, на уровень радиационных тепловых потоков оказывает влияние и состав образовавшихся продуктов сгорания. В расчетах изменением состава образовавшихся газов пренебрегли. Принимается допущение об идентичности образовавшихся составов газов, а также коэффициентов поглощения излучения газовой смесью. При принятых допущениях снижение радиационных тепловых потоков можно оценить как Дд = [1 — (Т5/То) ]х100. Как видно из таблицы, снижение Дд составляет от 20-30 % при а = 8 до 30-40 % при коэффициенте избытка воздуха а = 4.
Немаловажным является также обеспечение полноты сгорания топлива при сбросном сжигании. В процессе сгорания топлива происходят химические реакции окисления горючих элементов кислородом воздуха. С прохождением химических реакций в среде растет концентрация продуктов окисления и вероятность столкновения горючих и окислительных элементов уменьшается, приближаясь к нулю. Если при этом температура среды понизится настолько, что станет невозможном прохождение активных химических реакций, горение прекратится. Это и есть причина химического недожога топлива в топках котлов. При дожигании сбросных газов концентрация продуктов окисления в среде больше, нежели в первом случае, среда разбавлена дополнительным балластом, поэтому вероятность
столкновений горючих и окислительных элементов меньше, следовательно, химический недожог топлива должен расти.
Снижение температуры образовавшихся продуктов подтверждает, что при дожигании сбросных газов ГТУ в топке котла никогда не реализуется температура сгорания свежей ТВС, это приводит к снижению радиационных тепловых потоков более чем на 40 %. В существующие экранные поверхности энергетического котла невозможно передать теплоту, необходимую для процессов нормального парообразования. Требуется существенно измененить расположение поверхностей нагрева, предусмотреть введение дополнительных конвективных экранов. Это есть изменение конструкции, возможно, и размеров проточной части котла. Без капитальной переделки котла, без внесения существенных изменений в конструкцию использовать стандартный энергетический котел для дожигания сбросных газов ГТУ не представляется возможным. К аналогичному выводу пришли также авторы работы [10].
Имеется еще одно серьезное препятствие против использования энергетических котлов в качестве низконапорного парогенератора. Расход воздуха в ГТУ существенно превышает потребное количество воздуха при нормальных режимах работы котла. Приведем анализ возможности использования установленного оборудования применительно к Казанской ТЭЦ-3. В табл. 2 приведены основные показатели котельных установок станций. Некоторый разброс расходов природного газа и воздуха вызван возможным изменением теплотворной
способности природного газа, поступающего на станцию. Нами значение 2^
варьировалось в пределах 34-37 МДж/кг, КПД котла принимался равным 0,93;
температура острого пара * 0 = 560° С, температура питательной воды * пв = 300° С.
Таблица 2
Основные показатели котлов ТЭЦ-3
№ п/п Марка котла Кол. Паропроизводи-тельность, т/ч Расход природного газа, кг/с Расход воздуха, кг/с
1 ТГМ-84А 2 420 7,5-8,2 135-147
2 ТГМ-84Б 2 420 7,5-8,2 135-147
3 ТГМЕ-429 2 400 7,2-7,6 128-135
4 ТГМЕ-430 1 500 9,0-9,8 160-175
Расходы воздуха современных высокоэкономичных ГТУ, имеющих КПД на уровне не ниже 35 %, существенно выше (табл. 3).
Таблица 3
Параметры современных ГТУ
№ п/п Основные показатели ГТЭ-110, Сатурн У94.2. Simens ГТ-65(80)П, Авиадвигатель 70Ю, Mitsubisi
1 Мощность, МВт 110 150 66,5-77,6 395
2 КПД, % 36 33,4 36,3-37 39,5
3 Расход воздуха, кг/с 357 509 192-208 740
4 пк 14,7 10,7 16-17,6 21
Ориентирование на использование морально и технически устаревшей техники на ТЭС только по показателям баланса расходов может привести к
снижению экономических показателей тепловых электрических станций на десятилетия.
Выводы
1) Увеличение температуры горения ТВС ниже величины подогрева воздуха, подаваемого в зону горения;
2) при дожигании отработавших в ГТУ газов температура образовавшихся продуктов ниже, чем при непосредственном сжигании свежей ТВС в топках энергетических котлов при одинаковых коэффициентах избытка воздуха а ;
3) по этой причине уровень радиационных тепловых потоков в топках котлов ниже проектных, что требует существенного изменения конструкции энергетического котла.
Summary
Outcomes of alternative calculations of reburning completed in turbine gases show, that temperature of the organized yields essentially below, than at immediate burning fuel in furnace a power boiler. For this reason the standard power boiler in structure of gas turbine cannot be used as LPGG.
Литература
1. Дьяков А.Ф., Попырин Л.С., Фаворский О.Н. Перспективные направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике России // Теплоэнергетика. - 1997. - № 2. - С. 59-64.
2. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки России // Теплоэнергетика. - 1999. - № 1. - С. 2-9.
3. Безлепкин В.П., Гольдштейн А.Д. О схемах надстройки паротурбинных установок газовыми турбинами // Теплоэнергетика. - 2000. - № 5. - С. 56-58.
4. Перспективы и проблемы использования ГТУ и ПГУ в Российской энергетике // Теплоэнергетика. - 2002. - № 9. - С. 2-5.
5. Назырова Р.Р. Исследование операций в оценке термодинамических характеристик. - Казань: Изд. АБАК, 1999. - 197 с.
6. Шигапов А.Б. Стационарные газотурбинные установки тепловых электрических станций. - Казань: Изд. КГЭУ, 2006. - 316 с.
7. Шигапов А.Б., Силов И.Ю. Термодинамические свойства продуктов сгорания газообразных топлив ГТУ // Изв. вузов. Проблемы энергетики. - 2008. -№ 7-8. - С. 28-34.
8. Шигапов А.Б., Щелоков Ю.В., Калимуллин А.В. Численный анализ
характеристик газотурбинных установок: Сборник трудов XVIII Международной научной конференции “Математические методы в технике и технологиях
ММТТ-18”.- Т. 5. - 2005. - С. 37-41.
9. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). - Изд. 3-е, перераб. и доп. - СПб.: НПО ЦКТИ, , 1998. - 256 с.
10. Техническое перевооружение ТЭЦ на базе парогазовых технологий с использованием параллельной схемы / В.И. Длугосельский, А.Д.Гольдштейн, Т.Н. Комисарчик и др. // Теплоэнергетика. 2006. - № 12. - С. 11-18.
Поступила 05.03.2008
