CC BY
35
ЭНЕРГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА POWER ENGINEERING AND ELECTROTECHNICA
УДК 621.444 DOI: 10.17213/0321-2653-2016-1-52-56
ОБ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПГУ С ПЕРЕРАСШИРЕНИЕМ РАБОЧЕГО ТЕЛА В ГАЗОВОЙ ТУРБИНЕ И ВПРЫСКОМ СУХОГО НАСЫЩЕННОГО ПАРА ИЗ КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА В РЕГЕНЕРАТОР ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
ABOUT CCP EFFICIENCY WITH OVEREXPANSION OF THE WORKING FLUID IN THE GAS TURBINE AND INJECTION DRY SATURATED STEAM FROM THE RECOVERY BOILER IN HIGH-PRESSURE REGENERATOR
© 2016 г. А.М. Гапоненко, Б.В. Бирюков, В.В. Шапошников
Гапоненко Александр Макарович - д-р техн. наук, профес- Gaponenko Alexander Makarovich - Doctor of Technical Sci-сор, Кубанский государственный технологический универ- ences, professor, Kuban State Technological University, Kras-ситет, г. Краснодар, Россия. E-mail: amgaponenko@yandex.ru nodar, Russia. E-mail: amgaponenko@yandex.ru
Бирюков Борис Васильевич - канд. техн. наук, доцент, Biryukov Boris Vasilevich - Candidate of Technical Sciences, Кубанский государственный технологический университет, assistant professor, Kuban State Technological University, г. Краснодар, Россия. E-mail: biryukov-43@bk.ru Krasnodar, Russia. E-mail: biryukov-43@bk.ru
Шапошников Валентин Васильевич - аспирант, Кубанский Shaposhnikov Valentin Vasilevich - post-graduate student, государственный технологический университет, г. Красно- Kuban State Technological University, Krasnodar, Russia. дар, Россия. E-mail: shaposhnikov.valentin @gmail.com E-mail: shaposhnikov.valentin @gmail.com
Объектом исследования является контактная парогазовая установка с перерасширением рабочего тела в газовой турбине. Особенность схемы заключается в том, что для впрыска применяется сухой насыщенный пар, а точкой смешения служит регенератор высокого давления. Исследование проводилось с использованием программного комплекса «Система автоматизированного расчета ГТУ и ПГУ смешения». Приведены результаты вариантной оптимизации параметров рабочих тел установки, выполненной по указанной схеме. Дополнительный прирост полезной мощности происходит за счет использования регенератора высокого давления в качестве пароперегревателя, коэффициент полезного действия при этом достигает 47,59 %. Для проверки правильности расчетов применен метод математического моделирования на основе теории графов.
Ключевые слова: ТЭС; парогазовая установка; оптимизация параметров; математическое моделирование.
The object of the study is the contact combined-cycle plant with the expansion of the working fluid in the gas turbine. The peculiarity of the scheme is that used for injection of dry saturated steam, a mixing point serves as a high-pressure regenerator. The study was conducted using the software complex «Система автоматизированного расчета ГТУ и ПГУ смешения». The results of the optimization variant parameters of the working bodies of the settings made on this scheme. Additional useful power increase takes place through the use of high-pressure regenerator as a superheater, the efficiency in this case reaches 47,59 %. To verify the calculations was using of the method of mathematical modeling based on graph theory.
Keywords: thermal power plants; combined cycle plant; optimization of parameters; mathematical modeling.
В ближайшей перспективе основными двигате- В литературе [3 - 6] приводятся схемы кон-
лями для производства электрической энергии, час- тактных ПГУ с перерасширением рабочего тела в
тично заменив собой паросиловые мощности, должны газовой турбине. Дальнейшее повышение эффек-
стать газотурбинные и парогазовые установки. Одна- тивности установки возможно при применении
ко возможности для их совершенствования еще не впрыска сухого насыщенного пара в регенератор
исчерпаны, так как КПД выпускаемых промышленно- высокого давления. Исследуемая схема приведена
стью ГТУ находится на уровне 36 - 40 % [1, 2]. на рис. 1.
Рис. 1. Схема ПГУ с перерасширением рабочего тела в газовой турбине и впрыском сухого насыщенного пара из котла-утилизатора в регенератор высокого давления: 1 - компрессор низкого давления (КНД); 2 - охладитель воздуха (ОВ); 3 - компрессор высокого давления (КВД); 4 - регенератор высокого давления (РВД); 5 - камера сгорания (КС); 6 - турбина высокого давления; 7 - вал турбины высокого давления; 8 - турбина низкого давления (ТНД); 9 - вал турбины низкого давления; 10 - электрогенератор (ЭГ); 11 - паровой котел-утилизатор (ПКУ); 12 - экономайзер подпиточной воды (ЭПВ); 13 - контактный газоохладитель (ГО); 14 - компрессор газовый (КГ); 15 - аппарат воздушного охлаждения; 16 - циркуляционный электронасос; 17 - конденсатный электронасос; 18 - деаэратор перегретой воды; 19 - подпиточный электронасос;
20 - редукционный клапан; 21 - питательный электронасос № 1
Для определения теплотехнических показателей был выполнен расчет характеристик ПГУ с использованием данных АД - 31СТ: массовый расход сжимаемого в воздушном компрессоре воздуха - 61,0 кг/с; внутренний КПД компрессора - 0,874; внутренний КПД турбины - 0,918; механический КПД - 0,980; КПД электрогенератора - 0,967. Эффективный КПД базовой установки составил 36,5 %, а полезная мощность ГТУ 20,0 МВт при давлении сжатого в компрессоре воздуха 2,1 МПа и температуре газов на входе в турбину Т3 = 1523 К [7].
Оптимизация параметров исследуемой схемы производилась с помощью программы для ЭВМ «Система автоматизированного расчета ГТУ и ПГУ смешения» [8] и заключалась в поиске степени сжатия в воздушном компрессоре, при которой достигается максимальный КПД. Основным ограничивающим фактором стал температурный напор на поверхностях нагрева регенератора высокого давления (Дрвд > 100 оС). Температура подогрева в регенераторе высокого давления принята равной 360 оС, давление на выходе из ТНД 0,09 МПа, массовая доля впрыскиваемого пара 0,1.
На рис. 2 приведена зависимость КПД исследуемой схемы от давления на выходе из воздушного компрессора.
Рис. 2. Зависимость эффективного КПД ПГУ с перерасширением рабочего тела в газовой турбине и впрыском сухого насыщенного пара из котла-утилизатора в регенератор высокого давления от давления парогазовой смеси на входе в газовую турбину высокого давления
Расчеты показали, что максимальное значение КПД достигается при давлении парогазовой смеси на входе в турбину высокого давления 2,5 МПа и составляет 47,59 %. Электрическая мощность ПГУ при этом составила Жпгу = 34,38 МВт, мощность, потребляемая
1
газовым компрессором, ^кг = 0,98 МВт, расход топлива В = 1,645 кг/с (таблица).
Математическое моделирование с использованием теории графов хорошо применимо к ГТУ и ПГУ, так как отличается наглядностью и однопараметриче-скими связями [9]. Для проверки расчетных данных ПГУ с перерасширением рабочего тела в газовой турбине и впрыском сухого насыщенного пара из котла-утилизатора в регенератор высокого давления, были созданы граф потоков мощности (рис. 3), кото-
рый является суграфом по отношению к обобщенному [10], и математическая модель установки. В нем вершинами являются элементы схемы, а дугами - потоки вещества и энергии. В матрице вершины имеют условные обозначения, соответствующие тепловой схеме, дополнительно введена позиция 22 - потребитель электрической энергии. В качестве допущения элементы схемы 15 - 21 не были включены в модель, так как их влияние незначительно (суммарная мощность электронасосов не превышает 35 кВт).
Характеристики исследуемой ПГУ при различных давлениях на выходе из КВД
Р2, МПа NKB, МВт <2РВД, МВт 0пКУ, МВт Qro, МВт Nnry, МВт В, кг/с КПД, % Д^рвд, К
2,10 22,40 10,35 12,89 21,82 33,83 1,644 46,87 128,1
2,15 22,62 10,26 12,89 21,63 33,91 1,644 46,98 124,3
2,20 22,83 10,16 12,89 21,44 33,99 1,644 47,08 120,5
2,25 23,03 10,06 12,90 21,25 34,06 1,644 47,18 116,9
2,30 23,24 9,97 12,90 21,08 34,13 1,645 47,27 113,3
2,35 23,44 9,88 12,90 20,91 34,20 1,645 47,36 109,9
2,40 23,63 9,79 12,91 20,74 34,26 1,645 47,44 106,5
2,45 23,82 9,70 12,91 20,58 34,32 1,645 47,52 103,3
2,50 24,01 9,61 12,91 20,43 34,38 1,645 47,59 100,1
Примечание. Р2 - давление воздуха на выходе из КВД; Л^кв - мощность, потребляемая воздушным компрессором; бРвд - тепловая мощность РВД; QПКУ - тепловая мощность ПКУ; QГО - тепловая мощность ГО; N^1^ - полезная мощность ПГУ; В - расход топлива; Д?РВД - температурный напор в регенераторе высокого давления.
| Л/7.0
—- поток вещества —► - поток энергии
Рис. 3. Граф математической модели ПГУ с перерасширением рабочего тела в газовой турбине и впрыском сухого насыщенного пара из котла-утилизатора в регенератор высокого давления
Уравнения математической модели исследуемой схемы ПГУ: для окружающей среды
N = ^1.0 + ^2.0 + ^3.0 + ^4.0 + ^5.0 +
+^6^6.0 + ^7.0 + ^8.0 + ^9.0 + ^0^10.0 +
+ -12^12.0 + ^13^13.0 + -14^14.0 ; С1) для компрессора низкого давления
-1 = -0^0.1 + N7^7.1; (2)
для охладителя воздуха
N2 = N1^1.2; (3)
для компрессора высокого давления
N3 = N2^2.3 + N7^7.3; (4)
для регенератора высокого давления
(5)
для камеры сгорания
^5 = ^0.5 + ^^ (6)
для турбины высокого давления
N6 = N5^5.6; (7)
для вала турбины высокого давления
N7 = N6^6.7; (8)
для турбины низкого давления
N8 = N6^6.8; (9)
для вала турбины низкого давления
N9 = N8^8.9; (10) для электрогенератора
^0 = ^9.10; (11) для парового котла-утилизатора № 1
^11 = ^^4^4.11 + ^12.11; (12)
для экономайзера подпиточной воды
N12 = ^^11^11.12 + ^^13^13.12 ;
(13)
для контактного газоохладителя
^13 = No'Пo.13 + ^^12^12.13 ;
(14)
Чи =
N
Nh
i,к = 0,...,14,22 ,
(17)
для газового компрессора
^^14 = ^9^9.14 + ^13.14;
для потребителя электроэнергии
N22 = ^^10^10.22 ;
(15)
(16)
где 1, k - номера вершин графа (1, k = 0, ..., 14, 22); N - сумма мощностей потоков энергии, входящих в вершину k, МВт; - коэффициент передачи энергии от вершины k к вершине 1; N^.1 - мощность потока энергии, выходящего из вершины k и входящего в вершину 1, МВт.
С использованием коэффициентов передачи энергии пы уравнения энергетического баланса для элементов тепловой схемы (вершин графа) можно записать в следующем виде:
ХЧк, =1; i,k = 0,...,14,22 .
(18)
К системе уравнений (1) - (18) добавляются соотношения, связывающие КПД элементов с соответствующими коэффициентами передачи и значения граничных энергетических потоков на входе в систему (^.ь N0.5, N0.^). Решение системы уравнений осуществляется методом последовательных приближений [11]. В результате для этой установки коэффициенты передачи потоков энергии были получены в седьмом приближении и имеют следующие значения (все неуказанные коэффициенты равны нулю): п01 = 0,309 П0.5 = 0,675; П0.13 = 0,016; П1.0 = 0; П1.2 = 1; П2.0 = 0,264 П2.3 = 0,736; Пз.0 = 0,003; Пз.4 = 0,997; п4.0 = 0,001 П45 = 0,476; П4.п = 0,523; п50 = 0,005; Пз.б = 0,995 Пе.7 = 0,179; Пб.8 = 0,821; ^7.0 = 0,02; Птл = 0,482 П73 = 0,498; П8.4 = 0,682; Пв.э = 0,318; %.о = 0,02 %.10 = 0,955; %.14 = 0,025; п10.0 = 0,052; п10.22 = 0,948 Пп.о = 0,002; п114 = 0,204; Пплг = 0,794; п12.0 = 0,001 П12.11 = 0,039; П12.13 = 0,96; П13.0 = 0,342; П13.12 = 0,014 П13.14 = 0,644; П14.0 = 1; П22.0 = 1.
Решение уравнений графа дало следующие значения потоков мощности элементов графа, МВт: N0 = 107,05; N1 = 44,80; N2 = 44,80; N3 = 45,12; N4 = 136,48; N5 = 137,21; N5 = 136,49; N = 24,41; N8 = 112,08; N9 = 37,88; М0 = 36,16; ^ = 73,78; N12 = 59,40; М3 = 58,77; М4 = 38,81; N22 = 34,26.
Подставив полученные значения коэффициентов передачи потоков энергии в матрицу, определили новое значение эффективного КПД для парогазовой ТЭС в виде
КПД = ^г100 = 47,44%.
^0^0.5
Найденный с помощью математической модели КПД отличается на 0,15 % абсолютных от значения, полученного при вариантной оптимизации, что говорит о высокой точности метода.
Выводы
1. Применение парогазовых ТЭС с перерасширением рабочего тела в газовой турбине и впрыском сухого насыщенного пара из котла-утилизатора в регенератор высокого давления позволяет производить электроэнергию при высоком значении КПД = = 47,59 %.
2. Увеличение эффективного КПД ТЭС - ПГУ с перерасширением рабочего тела в газовой турбине и впрыском сухого насыщенного пара из котла-утилизатора в регенератор высокого давления по сравнению с базовой ТЭС - ГТУ (36,5 %) стало возможным благодаря более полной внутрицикловой утилизации тепла и использованию регенератора для перегрева пара.
Литература
1. Ольховский Г.Г. Первые испытания мощных энергетических ГТУ // Теплоэнергетика. 2014. № 1. С. 6 - 13.
2. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М., 2009. 584 с.
3. Бирюков Б.В., Шерстобитов И.В., Дашевский М.Ф. А.с. 724786 СССР. 1980. МПК F01K21/04. Парогазовая установка.
4. Бирюков Б.В., Шерстобитов И.В. А.с. 918458 СССР. 1982. МПК F01K21/04. Парогазовая установка.
5. Бирюков Б.В., Шерстобитов И.В. А.с. 987126 СССР. 1983. МПК F01K21/04. Парогазовая установка.
6. Шерстобитов И.В., Бирюков Б.В. Об эффективности парогазовой установки с перерасширением рабочего тела в газовой турбине // Изв. вузов. Энергетика. 1987. № 4. С. 82 - 87.
7. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России // Теплоэнергетика. 1999. № 1. С. 2 - 9.
8. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2015613955. Российская Федерация. Система автоматизированного расчета ГТУ и ПГУ смешения / В.В. Шапошников, Б.В. Бирюков (РФ). № 2015610564; заявл. 04.02.15; опубл. 31.02.15.
9. Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. М., 1978. 416 с.
10. Бирюков Б.В., Шапошников В.В. Математическая модель обобщенной схемы ГТУ с использованием теории графов // Промышленная энергетика. 2015. № 2. С. 29 - 33.
11. Васильев Н.И., Авакимян Н.Н., Даценко Е.Н. Выбор параметоров элементов теплоэнергетических устройств и сетей методом последовательных приближений // Промышленная энергетика. 2010. № 11. С. 35 - 37.
References
1. Ol'khovskii G.G. Pervye ispytaniya moshchnykh energeticheskikh GTU [First tests of powerful power GTU]. Teploenergetika, 2014, no. 1, pp. 6-13. [In Russ.]
2. Tsanev S.V., Burov V.D., Remezov A.N. Gazoturbinnye i parogazovye ustanovki teplovykh elektrostantsii [Gas-turbine and steam-gas installations of thermal power plants]. Mocsow, MEI Publ., 2009, 584 p.
3. Biryukov B.V., Sherstobitov I.V., Dashevskii M.F. Parogazovaya ustanovka [Steam-gas unit]. A.s. USSR no. 724786, 1980.
4. Biryukov B.V., Sherstobitov I.V. Parogazovaya ustanovka [Steam-gas unit]. A.s. USSR no. 918458, 1982.
5. Biryukov B.V., Sherstobitov I.V. Parogazovaya ustanovka [Steam-gas unit]. A.s. USSR no. 987126, 1983.
6. Sherstobitov I.V., Biryukov B.V. Ob effektivnosti parogazovoi ustanovki s pererasshireniem rabochego tela v gazovoi turbine [About efficiency of steam-gas installation with reexpansion of a working body in the gas turbine]. Izvestiya vuzov. Energetika, 1987, no. 4, pp. 82-87. [In Russ.]
7. Ol'khovskii G.G. Gazoturbinnye i parogazovye ustanovki v Rossii [Gas-turbine and steam-gas installations in Russia]. Teploenergetika, 1999, no. 1, pp. 2-9. [In Russ.]
8. Shaposhnikov V.V., Biryukov B.V. Sistema avtomatizirovannogo rascheta GTU i PGU smesheniya [System of the automated calculation of GTU and PGU of mixture]. RF, no. 2015613955, 2015.
9. Popyrin L.S. Matematicheskoe modelirovanie i optimizatsiya teploenergeticheskikh ustanovok [Mathematical modeling and optimization of heat power installations]. Moscow, Energiya Publ., 1978, 416 p.
10. Biryukov B.V., Shaposhnikov V.V. Matematicheskaya model' obobshchennoi skhemy GTU s ispol'zovaniem teorii grafov [Mathematical model of the generalized scheme GTU with use of the theory of counts]. Promyshlennaya energetika, 2015, no. 2, pp. 29-33. [In Russ.]
11. Vasil'ev N.I., Avakimyan N.N., Datsenko E.N. Vybor parametrov elementov teploenergeticheskikh ustroistv i setei metodom posledovatel'nykh priblizhenii [Choice of parameters of elements of heat power devices and networks by method of consecutive approximations]. Promyshlennaya energetika, 2010, no. 11, pp. 35-37. [In Russ.]
Поступила в редакцию 25 ноября 2015 г.
