CC BY
253
УДК 621.165 + 621.438
ОПТИМИЗАЦИЯ НАЧАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ И СТЕПЕНИ ДОЖИГАНИЯ ТОПЛИВА В КОТЛАХ-УТИЛИЗАТОРАХ ПГУ С ОДНИМ И ДВУМЯ ДАВЛЕНИЯМИ ПАРА
Докт. техн. наук, проф. ЯКОВЛЕВ Б. В., инж. ГРИНЧУК А. С.
РУП «БелНИПИэнергопром», Минская ТЭЦ-3
В ряде случаев в парогазовых установках (ПГУ) с котлом-утилизатором (КУ) как одного, так и нескольких давлений целесообразно применять дополнительное сжигание топлива в среде выхлопных газов газотурбинной установки (ГТУ). Это позволяет повысить начальную температуру Т0, давление р0 генерируемого в КУ пара, а также его расход О0, что увеличивает мощность паротурбинной установки (ПТУ) в составе ПГУ.
В общем случае дополнительное сжигание топлива в схеме ПГУ с КУ может осуществляться в условиях неизменных начальных параметров пара либо перехода на новые, более высокие параметры.
При неизменных начальных параметрах пара применение дополнительного сжигания топлива увеличивает расход генерируемого пара и, следовательно, мощность ПТУ. Повышения экономичности цикла ПТУ при этом не происходит, при определенных условиях возможно достичь увеличения КПД КУ за счет снижения температуры уходящих газов Тух. В случае перехода на новые начальные параметры в паротурбинной части происходит изменение как расхода пара, так и срабатываемого в паровой турбине теп-лоперепада, в соответствии с чем изменяются и электрическая мощность и экономичность ПТУ.
Сжигание топлива в КУ без подачи дополнительного воздуха по условию устойчивого горения возможно при достаточной концентрации окислителя в потоке выхлопных газов за ГТУ - Ог ^ 12-14 % (коэффициент избытка воздуха акт > 2) с температурой более 100-150 °С [1]. Для большинства современных ГТУ избыток воздуха в выхлопных газах составляет акт = 3-4, а их температура - 450-580 °С [2]. Поэтому подача дополнительного воздуха для дожигания топлива не требуется.
Одноконтурная схема ПГУ. КПД производства электроэнергии конденсационной ПГУ при использовании дожигания топлива будет повышаться в том случае, когда относительный прирост электрической мощности ПТУ в составе ПГУ вследствие дожигания будет больше, чем относительный прирост дополнительного количества топлива, подводимого к установке в целом:
Э^у(Рдж)>_ эр,,;
Л^у(Рдж) 1 + ^
где и - электрическая мощность ПТУ и ПГУ соответственно,
кВт; Рдж - степень дожигания топлива в КУ.
В случае одноконтурного КУ электрическую мощность ПТУ определяют расход пара через нее и срабатываемый при этом теплоперепад
ЛПТУ = А^птЛмЛэг, кВт-
где D0 - расход пара на входе в паровую турбину, кг/с; Нш - срабатываемый в турбине теплоперепад, кДж/кг; Г|м и Г]эг - механический КПД паровой турбины и электрический КПД генератора.
Определенная сложность расчета схем ПГУ и выбора оптимальных начальных параметров заключается в том, что при различных температурах за камерой дожигания 7'кл. температурных напорах в пароперегревателе 0Пп и экономайзере 0] существует свое оптимальное значение давления перегретого пара pOpt, при котором КПД ПТУ будет максимальным.
Причина этого следующая. В одноконтурной ПГУ расход генерируемого в КУ пара D0 зависит от его параметров, влияющих на величину тепло-перепада НПТ, срабатываемого в ПТУ. С ростом р0 происходит увеличение НПТ за счет как повышения энтальпии генерируемого в КУ пара, так и смещения конечной точки процесса расширения пара в паровой турбине в зону большей влажности. Поэтому зависимость т|Пту = Пр<<) возрастает с увеличением р0. В свою очередь, с повышением р0 изменяется D0, причем по противоположно направленной зависимости. Из этого следует, что функциональная зависимость N^jу = ./'(А). Нит) является гладкой и имеет оптимум (рис. 1).
КПД
ПТУ,
%
30
25
20
КПД
ПГУ,
%
■ 47
46
45
1 max 'Ппгу 1 /КПД ПГУ Рдж = 0 о—
Г ~х> "^о^ 1 КПД ПТУ
Т yo-o-J КПД КУ 1 PoOPt ^ -о ^ ^ -О -О.
КПД
КУ, %
80
75
60
2
4
6
8 р0, МПа
Рис. 1. Зависимость КПД ПГУ, ПТУ и КУ от давления р0 (на примере ГТУ GT10 фирмы ABB)
КПД КУ, который также оказывает влияние на экономичность всей ПГУ, с ростом р0, наоборот, снижается из-за сокращения расхода генерируемого пара и общего количества теплоты, передаваемой от потока газов.
В результате Тух за КУ возрастает (рис. 2а).
На рис. 26 показано влияние температурного напора 0ПП пароперегревателя КУ на изменение Тух. Снижение температурного напора вызывает увеличение начальной температуры пара, однако вследствие уменьшения расхода Д;> при неизменном ©1 увеличивает температуру уходящих газов за КУ. В точке оптимума функции т|Пту = Пр<<) имеет место соотношение [2]
сП Dn
Я,
ПТ
0
Р 1 > Ро2 т1 > т2 1 ух. 1 ух.
Ту?-
\ N \ 1 ч
е'
б
т ■± кг Й 1 < Й 2 ^пп "пп т1 > т2 тух. > тух.
ч \ ч \ ч
т2
* ух.
Q
Рис. 2. Изменение температуры уходящих газов при: а -изменении начального давления/>0; б - то же температурного напора в пароперегревателе 9ПП
0
То есть для каждого рассчитываемого значения Рдж максимальная мощность паровой турбины в составе ПГУ с одноконтурным КУ и соответственно максимальная тепловая экономичность ПГУ в целом оказываются при равенстве относительных изменений расхода пара Д0 и срабатываемого теплоперепада НПТ.
Для расчета оптимальных параметров одноконтурной схемы ПГУ, изучения влияния дожигания топлива на экономичность схемы и получения количественных результатов исследований использовалась расчетная модель тепловой схемы, изображенная на рис. 3.
Топливо
Дк, Рк, бк
Рис. 3. Расчетная схема конденсационной одноконтурной ПГУ с дожиганием топлива в КУ: К - компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина; ПТ - паровая турбина; Г - генератор; К-р - конденсатор; КН - конденсатный насос; Д - деаэратор питательной воды; ГПК - газовый подогреватель конденсата; НР - насос рециркуляции ГПК; Эк. - экономайзер; Исп. - испарительная поверхность; ПП - пароперегреватель; БДУ - блок дожигающих устройств
а
т
Для расчета III У были выбраны ГТУ с характеристиками (табл. 1) [2, 4].
Таблица 1
Основные характеристики ГТУ, используемых в расчете схемы
Параметр MS5001PA ГТЭ-25У H-25 GT10 ГТУ-25ПЭР (проект)
Производитель General Electric Турбомо-торный завод Hitachi ABB Пермский моторный завод
Номинальная электрическая мощность, МВт 26,3 25,0 27,5 24,63 25,3
КПД на клеммах генератора, % 28,55 31,8 32,6 34,2 38,0
Расход уходящих газов за ГТУ, кг/с 124,1 101,0 88,0 79,0 80,2
Температура на входе/выходе из газовой турбины, °С 957/487 1090/400 _/555 1112/534 1272/471
Частота вращения силового вала, об/мин 3000 _ 7280 7700 3000
При расчете схемы ПГУ использовались следующие данные:
ГТУ: КПД электрического генератора пэг = 98,4 % (электрогенератор Т-32-2В3, ОАО «Привод»), КПД понижающего редуктора для газовых турбин с частотой вращения силового вала п > 3000 об/мин г|ред = 98 %.
КУ: температурный напор на входе в пароперегреватель ©пп = 30 °С (при Т0 < 550 °С), температурный напор на «холодном конце» испарительной поверхности ©i = 10 °С, недогрев воды в экономайзере и ГПК Д/.,к = = 10 °С, Д/| |ц.; =10 °С, коэффициент сохранения теплоты ф = 0,995.
ПТУ: относительный внутренний КПД проточной части п™ = 0,80 (в зоне влажного пара вводилась поправка на влажность), давление отработавшего пара в конденсаторе рк = 5 кПа, давление в деаэраторе питательной воды рд = 0,12 МПа.
Как показывают расчеты, каждому значению ß^ соответствует оптимальное значение начального давления перегретого пара pl°P, возрастающее с увеличением ß^ (рис. 4а). При этом рост р0 возможен до некоторого предельного значения, ограничиваемого прочностными свойствами металла, а также экономичной работой первых ступеней паровой турбины - для ПТУ малой мощности проблематично осуществить переход на высокие значения р0.
Сегодня некоторые заводы выпускают паровые турбины малой мощности на предельные параметры свежего пара порядка 9 МПа, 550 °С. Например, турбина Р-6-9/2 производства ОАО «Энергомашкорпорация» номинальной мощностью 6 МВт спроектирована на параметры свежего пара 9,2 МПа, 555 °С [4]. Такие параметры могут оцениваться как предельные для турбин подобного класса.
Вместе с увеличением р0 и Т0 происходит равномерный рост ПптУ вплоть до достижения предельного значения р0, после чего ПптУ не меняется (рис. 46).
После достижения максимальных параметров пара (9 МПа, 550 °С) увеличение ß^ приводит к росту температурного напора в пароперегревателе КУ, что, как было отмечено (рис. 2б), снижает Тух и увеличивает пКУ.
Именно за счет большей утилизации теплоты уходящих газов и повышения КПД КУ зависимость КПД ПГУ продолжает возрастать, практически не меняя своего характера и после достижения максимальной эффективности цикла ПТУ (рис. 4б).
ос 160
- о Р0
1 —т / \ г 44
\
\ О— о
рр МП а
/- О— О- ■< /> - -о —о—о—
/ <f / <чЩД ПТУ S Х^КПД N ПГУ
'V/
КПД
ПТУ, %
30
26
10
10
Рис. 4. Влияние степени дожигания Рдж (на примере ГТУ MS5001PA) на: а - оптимальное начальное давление р0 и изменение температуры уходящих газов Т^; б - экономичность
ПТУ и ПГУ в целом
Ограничение дальнейшего увеличения экономичности КУ происходит при достижении минимально допустимого значения Тm из условия предотвращения коррозии низкотемпературных поверхностей нагрева КУ (при сжигании природного газа '/'""" равно порядка 100 °С, при сжигании
жидкого газотурбинного топлива - 120 °С). Последующий рост ß lJ; и снижение бинарности ПГУ при отсутствии резервов повышения экономичности
в ПТУ и КУ приводят к значительному снижению КПД ПГУ.
Как показывают выполненные расчеты, изменение тепловой экономичности одноконтурной ПГУ при увеличении степени дожигания топлива в КУ для разных ГТУ имеет различный характер (рис. 5).
КПД ПГУ, Го 42
40
б
( MS50 General 1 01PAA Electric
^о—о—
ГТЭ Турбом зав -25У эторный од \ 1 Г4
Рис. 5. Влияние степени дожигания топлива на изменение КПД одноконтурных ПГУ на основе газовых турбин различной экономичности (штриховыми линиями последовательно отмечены пределы повышения КПД ПТУ и КУ, входящих в состав ПГУ) на примере: а - ГТУ М55001РА и ГТЭ-25У; б -ГТУ-25ПЭР, ОТЮ, Н-25
б
а
8
6
4
2
%
а
Характер изменения КПД одноконтурных ПГУ с ростом Рдж в первую очередь зависит от экономичности ГТУ и температуры отработавших за ней газов. Для ГТУ с относительно низким КПД, например Ы85001РА
(General Electric) и ГТЭ-25У (Турбомоторный завод, Россия), увеличение количества дожигаемого в КУ топлива до момента достижения Т™" приводит к увеличению экономичности ПГУ (рис. 5а). Для ГТУ Hitachi H-25 изменения ПпГУ практически не происходит, для высокоэкономичной ГТУ-25ПЭР увеличение Рдж однозначно снижает экономичность ПГУ (рис. 5б).
Двухконтурная схема ПГУ. Переход с простой одноконтурной к более сложной двухконтурной тепловой схеме в паровой части ПГУ позволяет повысить ее экономичность как за счет снижения до минимально допустимого уровня Тух, так и повышения параметров пара в контуре высокого давления. ПГУ с двухконтурным КУ в настоящее время наиболее распространены на электрических станциях. Для них, как правило, используются ГТУ большей мощности и экономичности, чем для одноконтурных схем [5].
Двухконтурный КУ (рис. 6) имеет восемь поверхностей нагрева, индивидуальные барабаны и питательные насосы контуров высокого (ВД) и низкого (НД) давления. Расчет и оптимизация параметров контуров такой схемы являются более сложными, чем для одноконтурной ПГУ (рис. 3).
^Топливо
I 1/1
Рис. 6. Расчетная схема конденсационной двухконтурной ПГУ с дожиганием топлива в КУ: ЦВД - цилиндр высокого давления; ЦНД - то же низкого давления; ПН ВД, ПН НД - питательные насосы высокого и низкого давления; Эк. ВД - экономайзер контура высокого давления; Эк. НД - то же низкого давления; Исп. НД - испарительная поверхность контура низкого давления; ПП НД - пароперегреватель контура низкого давления; Эк. ВД2 - второй экономайзер контура высокого давления; Исп. ВД - испарительная поверхность контура
высокого давления; ПП ВД - пароперегреватель контура высокого давления; остальные
обозначения те же, что на рис. 3
Как было показано, в одноконтурном КУ экстремум зависимости Г|пгу = = .Крч) не соответствует минимальному значению Тух, а с повышением р() происходит увеличение Тух. В двухконтурной ПГУ за счет глубокой утилизации теплоты уходящих газов и выработки пара в контуре НД происходит снижение Тух до минимально допустимого расчетного уровня, как правило, 100-110 °С, а повышение р^ не приводит к увеличению Тух и, как следствие, - снижению экономичности КУ. Поэтому для двухконтурной ПГУ повышение начальных параметров пара контура ВД при прочих неизменных условиях однозначно приводит к увеличению экономичности ПГУ за счет повышения КПД паротурбинного цикла и мощности паровой турбины.
Вместе с этим увеличение р^д при заданных п™ проточной части ПТУ и рк в конденсаторе приводит к смещению конечной точки процесса расширения в область влажного пара с большими значениями влажности ук, которая не должна превышать 13 % [2]. Повышение р^д, как и в случае с одноконтурной ПГУ, ограничивается рк, ук и поь а увеличение Т0 ограничивается при малых Рдж температурой газов за камерой дожигания КУ (Ткд) и величиной температурного напора в пароперегревателе ВД О",, при более высоких рдж и 7'кл - прочностными качествами металла. В проведенных расчетах принят предельный уровень повышения параметров до 12,7 МПа, 545 °С.
Проанализируем влияние давления пара контура низкого давления р^д на экономичность ПГУ. Поступая на смешение с основным потоком, пар НД обладает определенным потенциалом, и он чем выше, тем больше теп-лоперепад, срабатываемый паром НД. При заниженном р^д пар, поступающий в точку смешения за ЦВД, имеет температуру выше локальной температуры основного потока, частично отработавшего в паровой турбине. В этом случае при смешении потоков происходит повышение общей температуры и энтальпии пара, а также конечной степени сухости отработавшего пара (рис. 7). При завышенных р^д происходит обратное: температура основного потока после смешения снижается, а конечная точка процесса расширения смещается в область большей влажности. Но поскольку количество пара НД и доля выработки мощности этим потоком ниже, чем для контура ВД, при проектировании ПГУ определяющими являются параметры контура ВД, а параметры контура НД выбирают таким образом, чтобы при Рк смешении в турбине обоих потоков их температуры и энтальпии были ^х'изкими и при смешении пар контура НД не оказывал х0 х" 5 влияния на параметры основного потока. Это достигается соответствующим выбором р^д и
Рис. 7. Влияние р0 на конечную влажность пара в ПТУ
евд.
пп
Поскольку в двухконтурной ПГУ температура уходящих газов за КУ находится на минимальном уровне, не зависящем от давления генерируемого пара, то в отличие от одноконтурной ПГУ здесь нет возможности повышения КПД КУ с ростом Рдж, а имеется лишь некоторый резерв повышения параметров и экономичности паротурбинной части. Это достигается как увеличения срабатываемого в турбине теплоперепада, так и снижением доли пара, генерируемого контуром НД с относительно невысоким потенциалом. Как уже было показано, увеличение Рдж при p0 = const для одноконтурного КУ снижает Тух. Это значит, что для двухконтурного КУ в этом случае произойдет уменьшение количества теплоты, передаваемого в контуре НД, т. е. снижение D^ (рис. 8).
100
75
грвд ВД i. , Р = г 0 ' i 0 max
22,5
5 ,0
7, 5
КПД
ПГУ,
%
51
50
49
1 1 ПТУ
КПД/" ПГУ л
У 1 1 1
J Т„ВД, рВ 0 ' ^о 1 Д < max Гвд в 0 0 = max
КПД
ПТУ,
%
30
28
2(5
5,0
Рис. 8. Влияние степени дожигания топлива на: а - расход пара, генерируемого контурами ВД и НД; б - экономичность ПТУ и ПГУ (на примере ПГУ с ГТУ АМош ОТ13Б2)
Зависимости расхода генерации пара ВД и НД (рис. 8а) имеют излом в точке достижения предельных параметров (12,7 МПа, 545 °С). С дальнейшим увеличением Рдж продолжается снижение , вплоть до полного вырождения контура низкого давления, и после некоторого критического Рдж предпочтительнее схема КУ только с одним контуром.
Функция Т)пгу = /(Рдж) имеет одну точку излома - до определенного значения Рдж с ростом температуры газов происходит увеличение расхода пара контура высокого давления и повышение начальных параметров цикла ПТУ (и рвд), что обусловливает более быстрый темп повышения КПД паровой турбины (рис. 8б). При достижении предельных значений начальных параметров происходит излом функции, замедляется рост КПД
a
р < max
0
б
ПТУ, определяемый только снижением , а экономичность ПГУ ухудшается с большей интенсивностью.
Как показывает анализ выполненных расчетов, целесообразность применения дожигания топлива в схемах III У с двухконтурным КУ прежде всего зависит от экономичности ГТУ и температуры отработавших газов за ней.
Рис. 9. Зависимость КПД ПГУ от степени дожигания топлива и КПД ГТУ (линией а-а обозначен предел повышения параметров цикла ПТУ)
Для малоэкономичных ГТУ (с КПД до 30 %) дожигание топлива в КУ выгодно использовать во всем диапазоне Рдж. Для установок средней степени экономичности (КПД ГТУ - 30-33 %) целесообразно доводить дожигание топлива только до момента перехода на высокие параметры пара и достижения более экономичного цикла ПТУ. Для высокоэкономичных газовых турбин (с КПД более 35 %) любое дожигание топлива, т. е. снижение бинарности ПГУ, будет сказываться на снижении экономичности выработки электроэнергии установкой.
В Ы В О Д Ы
1. Целесообразность применения в ПГУ дополнительного сжигания топлива в выхлопных газах за ГТУ должна определяться в увязке с детальными оптимизационными расчетами параметров пара выбранной схемы ПГУ.
2. Применение дожигания топлива позволяет повысить экономичность и мощность ПТУ, а также снизить температуру уходящих газов за одноконтурным КУ, что при определенных условиях может вызвать некоторое повышении КПД ПГУ в целом.
3. Эффективность применения дожигания топлива в КУ снижается как с переходом от простой одноконтурной к более совершенной двухконтур-ной схеме ПГУ, так и при использовании более экономичных ГТУ в составе ПГУ.
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. Ц а н е в, С. В. Дожигание топлива в тепловой схеме конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами одного давления / С. В. Цанев, В. Д. Буров, В. Е. Торж-ков. - М.: Изд-во МЭИ, 2004.
2. Ц а н е в, С. В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: учеб. пособие для вузов / С. В. Цанев, В. Д. Буров, А. Н. Ремизов; под ред. С. В. Цане-ва. - 2-е изд., стереот. - М.: Изд. дом МЭИ, 2006. - 584 с.
3. Ц а н е в, С. В. Выбор начальных параметров пара конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами одного давления / С. В. Цанев, В. Д. Буров, В. Е. Торж-ков. - М.: Изд-во МЭИ, 2004.
4. К а т а л о г газотурбинного оборудования. - М.: Газпром, 2005.
5. Я к о в л е в, Б. В. Современные энерготехнологии на ТЭС / Б. В. Яковлев, А. С. Гринчук // Энергия и Менеджмент. - 2006. - № 2.
Поступила 19.09.2007
