CC BY
21
УДК 621.438
Оптимизация температуры воздуха охлаждения проточной части ГТД-110
Будаков И.В., инж., Рабенко В.С., канд. техн. наук
Представлены результаты численных исследований по совершенствованию режимов работы ПГУ-325. Предложено решение, направленное на повышение эффективности работы ПГУ-325 при пониженных температурах наружного воздуха.
Ключевые слова: экономичность газовой турбины, автоматическое регулирование температуры охлаждающего воздуха, повышение КПД ПГУ.
Optimization of air temperature of the cooling the running of GTE-110
Budakov I.V., Rabenko V.S.
Presented results of the numerical investigations on improvement state of working 325 MW combined-cycle unit. Offered decision directed on increasing of efficiency of the 325 MW combined-cycle unit work under lowered temperature of outer air.
Key words: Economy of the gas turbine, Automatic regulation of the temperature cooling ari, increasing KPD.
Температура наружного воздуха существенно влияет на экономичность газовой турбины (ГТ) в составе газотурбинной установки (ГТУ). Расчет ГТУ при проектировании, согласно ГОСТ [1], производится для условий атмосферного воздуха ратм = 101,3 кПа и 1нв = +15 оС. Однако температура наружного воздуха в течение годового цикла эксплуатации изменяется в широких пределах. Например, среднегодовая температура воздуха в г. Комсомольск Ивановской обл. (филиал ОАО «ИнтерРАО» «Ивановские ПГУ»), где установлены отечественные газотурбинные двигатели ГТД-110 в составе ПГУ-325, составляет +3,3 оС. Следовательно, эксплуатация газотурбинного двигателя (ГТД) осуществляется преимущественно в нерасчетных режимах.
Снижение температуры наружного воздуха повышает термодинамическую эффективность работы ГТУ, так как при этом снижается затрачиваемая работа собственно газовой турбины на привод компрессора ГТД для сжатия воздуха. Это неизбежно приводит к увеличению полезной работы ГТ, т. е. к увеличению электрической мощности ГТУ на клеммах электрического генератора. В то же время понижение температуры наружного воздуха приводит к уменьшению температуры воздуха за компрессором, в камере сгорания, и следовательно, к уменьшению температуры газов на выходе из газовой турбины.
Одним из условий надежной и экономичной работы ПГУ является поддержание постоянной, регламентированной заводом-изготовителем температуры за ГТ, которая влияет на качество производимого в котле-утилизаторе (КУ) пара [2, 3, 4]. Поэтому для достижения регламентированной заводом-изготовителем температуры за ГТ можно одновременно дополнительно повысить мощность ГТУ увеличением расхода топлива. Например, при температуре наружного воздуха 1нв = -3 оС электрическая мощность ГТД-110 на клеммах генератора
составляет Ыэл = 123,3 МВт, температуры газов на входе в спрямляющий аппарат (СА) ГТ -tin = 1210 оС и на выходе ГТ - tiV = 505 оС. При U = -15 оС Ыэл = 133,0 МВт, tiii = 1202 оС и tiv = 492 оС.
Температуру газов на выходе ГТ, согласно инструкции по эксплуатации, можно изменять со скоростью 2 оС/мин [5, 6, 7]. Это позволяет производить пуски и остановы с соблюдением всех принятых критериев безопасного пуска блока ПГУ.
Для турбин ГТД-110 филиала «Ивановские ПГУ» ОАО «ИнтерРАО» значение температуры газов за ГТ определено заводом-изготовите-лем (НПО «САТУРН»): tiV = 517 оС. Контролируемая величина этой температуры определяется как среднее значение, рассчитываемое программно-техническим комплексом (ПТК) ГТУ по 20 датчикам, размещенным на выходе отработанных газов из ГТ. Количество точек измерения температуры соответствует количеству жаровых труб, расположенных в камере сгорания.
Поддержание контролируемого значения температуры газов за ГТ производится путем автоматического изменения положения входного направляющего аппарата (ВНА), установленного перед первой ступенью компрессора. ВНА служит для управления расходом воздуха, необходимого для поддержания заданной температуры за ГТ.
Таким образом, понижение температуры наружного воздуха неизбежно приведет к прикрытию ВНА. Меньшее количество воздуха потребует меньше затрат на сжатие в компрессоре, но вместе с этим снизится и количество газов, подаваемых на первую ступень газовой турбины. Недовыработка мощности ГТ будет преобладать над снижением затрат мощности на привод компрессора, и в итоге полезная
мощность ГТУ уменьшится. В случаях понижения температуры наружного воздуха и при постоянстве электрической мощности, вырабатываемой ГТ, из-за управляющего воздействия регулятора мощности увеличивается расход топлива (рис. 1). Следует отметить, что эксплуатация блока ПГУ-325 в широком диапазоне изменения температур наружного воздуха -30 оС < 1нв < +30 оС приводит к достаточно большому спектру изменения температуры воздуха, подаваемого на охлаждение ступеней ГТ. Это обусловлено тем, что охлаждение лопаток ГТ осуществляется воздухом (рис. 2), 4а,
отбираемым из проточной части компрессора.
Особенно это сказывается на рабочих лопатках 1-й ступени и сопловых 2-й ступени, так как отбираемый на эти ступени воздух дополнительно охлаждается в воздуховодяном теплообменнике (ВзВТО) (рис. 3).
ВНА,% в„10
3М/Ч
г °С
н.в., С
24
48
72
96
120
0
Рис. 1. Изменение основных характеристик ГТД-110 за пятидневный цикл работы при пониженной температуре наружного воздуха: 1 - расход топливного газа; 2 - температура воздуха за компрессором ГТД; 3 - температура воздуха на входе в ГТД; 4 - электрическая мощность на клеммах генератора ГТУ; 4 - температура наружного воздуха; 5 - положение ВНА (степень открытия); 6 - температура воздуха охлаждения ГТ за ВзВТО
Общий расход воздуха на охлаждение составляет около 13 % от общего расхода воздуха компрессора (табл. 1). В 1-ю рабочую и 2-ю сопловую решетки ГТ приходится наибольший расход воздуха охлаждения: 4,42 %. Для снижения температуры этого воздуха после компрессора предусмотрен замкнутый контур, основным элементом которого является ВзВТО (рис. 3).
В эксплуатационных условиях критерием достаточности охлаждения воздуха в ВзВТО служат предупредительная сигнализация и технологические защиты. Технологические уставки
сигнализации и защит (рис. 4) определены по принятым заводом-изготовителем ограничениям на повышение температуры воздуха 0в. от), поступающего на охлаждение рабочих лопаток 1-й ступени ГТ, навесного диска и диска 1-й ступени ГТ.
Ограничений по нижней границе температуры охлаждающего воздуха нет. Вопрос о влиянии охлаждающего воздуха на экономичную работу ГТД более актуален в зимний период эксплуатации.
Рис. 2. Схема охлаждения элементов проточной части ГТД-110
Таблица 1. Распределение отбираемого из проточной части компрессора воздуха для охлаждения элементов проточной части и на компенсацию осевого усилия ГТД-110
№ ступени компрессора, за которой выполнен отбор воздуха на охлаждение ГТ 5 7 10 15
Отбор воздуха, всего (в % от расхода воздуха на вса-се компрессора) 0,03 0,2 2,55 10,22
№ охлаждаемого элемента ГТ (КОС - на компенсацию осевого усилия ГТ; 1^4 - номер ступени ГТ; С -сопловая решетка; Р - рабочая) КОС 3Р 4Р 2Р 3С 1С 1Р 2С
Распределение отбора воздуха на охлаждение (в % от расхода воздуха на стороне всасывания компрессора) 0,03 0,15 0,05 1,74 0,81 5,8 2,01 2,41
Суммарный отбор воздуха из проточной части компрессора, % 2,78 -
Всего на охлаждение лопаточного аппарата ГТ, % - 12,7
Суммарный отбор воздуха из компрессора до камеры сгорания, % 13,0
Расход воздуха из компрессора в камеру сгорания, % 87,0
Для выяснения влияния температуры охлаждающего воздуха на эффективность работы ГТД выполним «численный эксперимент» при следующих условиях (при проведении численных исследований, условно управляя положением ВНА, добиваемся поддержания регламентированной заводом-изготовителем температуры газов за ГТ):
1. Электрическая мощность на клеммах генератора ГТУ постоянна для всех вариантов исследования и равна номинальной: Ыэл = 110 МВт.
2. Температура воздуха перед компрессором постоянна: ^ = 1нв = +15 оС.
3. Температура газов за ГТД постоянна: 1|у = 517 оС. Исходя из этого примем постоянным и значение энтальпии газов ¡|У = 863,8 кДж/кг с последующим приближением к ¡|У и 863 кДж/кг, так как она будет не существенно изменяться при изменении содержания О2 на выходе из ГТ.
4. Количественное содержание кислорода на выходе из ГТ при каждом численном эксперименте будет определяться температурой газов за ГТ (tiV = 517 оС = const).
5. Содержание О2 на выходе из турбины косвенно будет определять положение ВНА.
Для расчетов температуру воздуха за ВзВТО примем с равноудаленными значениями: 130, 150, 170 оС.
1. U охл = 130 оС. Расчет производим с содержанием О2 на выходе из ГТД 15,07%, что соответствует а = 3,54 (см. табл. 2).
2. ^. охл = 150 оС. В данном случае энтальпия газов на выходе ГТ увеличится до iiv = 865,648 кДж/кг. При этом снизится затрачиваемая работа на подогрев воздуха в ВзВТО до 517 оС из-за уменьшения работы на охлаждение воздуха в ВзВТО. Иначе, уменьшатся затраты тепла на подогрев газами воздуха охлаждения в проточной части ГТ до температуры 517 оС. В
связи с этим температура газов увеличится на один градус. Приближения к заданной энтальпии
1 IV = 863 кДж/кг достигаем путем изменения расхода воздуха в камеру сгорания, воздействуя на на ВНА в сторону открытия, до содержания
02 = 15,1 % (а = 3,56).
Приближение к заданной энтальпии і = 863 кДж/кг с одновременным поддержанием кислорода на уровне О2 = 15,1 % (а = 3,6) получим путем воздействия на ВНА в сторону приот-крытия. При этом затраты мощности собственно ГТ на привод компрессора возрастут. Одновременно полезная мощность ГТУ увеличится. Для поддержания заданной мощности ГТУ на клеммах генератора отреагирует регулятор мощности, снижая подачу топлива в камеру сгорания. Параметры газов за ГТ снизятся. Таким образом, в данном случае приоткрытие ВНА приведет к увеличению расхода воздуха на охлаждение жаровых труб, обеспечит снижение температуры
Рис. 3. Принципиальная схема охлаждения воздуха компрессора ГТД-110: а - предлагаемое решение; б - существующее решение; 1 - бак замкнутого контура (ЗК); 2 - насос ЗК; 3 - теплообменник ЗК; 4 - ВзВТО; 5 - ВНА; 6 - компрессор ГТД; 7 - КС; 8 - ГТ; 9 - генератор; 10 - узел регулирования; 11 - воздухоуловитель; ц.в. - циркуляционная (охлаждающая) вода; РК - регулирующий клапан; М - исполнительный механизм; РТ - регулятор температуры; Дт - датчик температуры; Ду - дроссельное устройство
газов за ГТ и увеличит расход газов ГТД в КУ.
3. и охл = 170 оС. При этом энтальпия газов за ГТД увеличится до 1|У = 866,39 кДж/кг. Таким же образом воздействуя на ВНА и снижая расход топлива , приблизим энтальпию к условному значению I = 863 кДж/кг (О2 = 15,2 %, а = 3,6) оставляя мощность ГТУ постоянной Ыэл = 110 МВт.
Результаты расчета сведены в табл. 2.
Анализ полученных результатов показывает, что излишнее охлаждение проточной части ГТ (см. табл. 2), несмотря на рост относительного внутреннего КПД, неизбежно приводит к понижению температуры продуктов сгорания за ГТ, что снижает производительность КУ и мощность паровой турбины. В итоге мощность ПГУ-325 снижается.
Рис. 4. Технологические уставки завода-изготовителя ГТД-110 на повышение температуры воздуха за ВзВТО
Поддержание температуры воздуха за ВзВТО максимально возможной позволяет при поддержании регламентированной температуры газов за ГТД-110 увеличить производительность КУ и снимаемую мощность с паровой турбины [8]. В итоге экономичность и мощность ПГУ-325 возрастают.
Таблица 2. Результаты расчета мощности ПГУ при различной величине охлаждения воздуха в ВзВТО
Наименование величины Значение
Температура воздуха на входе в компрессор, 0С 15,0 15,0 15,0
Температура воздуха за 15-й ступенью компрессора (горячий воздух), 0С 376,0 376,0 376,0
Энтальпия горячего воздуха на ВзВТО, кДж/кг 659,5 659,5 659,5
Расход охлаждающего воздуха на ВзВТО (постоянен в %-м отношении), кг/с 64,7 62,3 60,3
Температура охлаждающего воздуха за ВзВТО, 0С 130,0 150,0 170,0
Энтальпия охлаждающего воздуха за ВзВТО, кДж/кг 404,1 424,4 444,8
Энтальпия уходящих газов за ГТ, кДж/кг 863,9 863,7 863,5
Коэффициент избытка воздуха за ГТ 3,54 3,56 3,59
Содержание О2 в уходящих газах ГТ, % 15,07 15,1 15,15
Расход газов за ГТ при нагрузке 110 МВт (100 %), кг/с 313,2 315,8 319,2
Электрическая мощность одной ГТЭ, МВт 110,0 110,0 110,0
Электрическая мощность паровой турбины (при работе двух ГТЭ с 101,0 101,8 102,9
Ыэл = 110 МВт), МВт
Электрическая мощность блока ПГУ в составе: 2хГТЭ + 1хПТ, МВт 321,0 321,8 322,9
Изменение электрической мощности ПГУ брутто, МВт 0,0 +0,8 +1,9
Удельный расход условного топлива на ГТУ, г/(кВтч) 280,4 281.2 283.3
Удельный расход условного топлива на ПГУ, г/(кВтч) 237,1 236,4 235,6
Абсолютный электрический КПД ГТУ, % 38,5 38,4 38,2
Абсолютный электрический КПД ПГУ, % 50,0 51,9 52,1
Температура газов в КС, 0С 1179,8 1177,2 1172,9
Увеличение температуры за ГТ, 0С 0 1,0 2,0
Примечание. В связи с отсутствием данных, зависимости степени сжатия от положения ВНА и положения ВНА от расхода воздуха, в расчете они не учитывались. Понижение температуры в КС отразилось на снижении располагаемого теплоперепада. По этой причине полученные значения удельного расхода топлива на работу, совершаемую газовой турбиной при открытии ВНА, следует считать несколько завышенными.
Для получения данного эффекта целесообразно в схеме ВзВТО предусмотреть узел регулирования температуры воздуха (см. рис. 3,а), направляемого на охлаждение проточной части ГТ, в целях поддержания максимально возможной температуры (165 оС < и охл. < 175 оС).
Заключение
Для снижения потерь мощности ПГУ от пониженной температуры воздуха ВзВТО, подаваемого на охлаждение проточной части ГТД-110, целесообразно в схеме отбираемого воздуха компрессора ГТУ предусмотреть автома-
тическое регулирование температуры охлаждающего воздуха во всех режимах работы ГТУ-110.
Во всех режимах работы ГТУ температуру воздуха за ВзВТО целесообразно поддерживать максимально возможной (165 оС < 1в. охп. < 175 оС). Это позволит добиться повышения КПД и мощно-
сти ПГУ-325 за счет снятия дополнительной мощности с паротурбинной части.
Список литературы
1. ГОСТ Р 52200-2004 (ИСО 3977-2:1997). Установки газотурбинные. Нормальные условия и номинальные показатели.
2. Карачев А.И., Будаков И.В., Рабенко В.С. О некоторых итогах эксплуатации современных отечественных ПГУ // Электронный журнал ОАО РАО «ЕЭС России» «Новое в российской электроэнергетике». - 2007. - № 12. - С. 6-16.
3. Рабенко В.С., Будаков И.В., Алексеев М.А. Тепловой расчет двухконтурной парогазовой установки утилизационного типа: Учеб. пособие / ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина». - Иваново, 2008.
4. Котел-утилизатор паровой Е-155/35-7,2/0,7-501/231 (П-88) для ПГУ-325 ОАО «Ивановские ПГУ». Инструкция по эксплуатации. - ОАО «Испытательный стенд Ивановской ГРЭС», г. Комсомольск. ОАО «Ивановские ПГУ», 2005.
5. Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-110 для ПГУ-325. Руководство по эксплуатации. Ч. 1. Описание и работа (097108000 РЭ). - НПК «Зоря»-«Машпроект», 2004.
6. В7110Т-02РР. Изделие I ТГ-110. Расчет режима номинальной мощности и статические характеристики ГТГ-110, уточненный. - НПО «Машпроект», 1991.
7. НТП-ГТ-2000. Нормы технологического проектирования электростанций с газотурбинными парогазовыми установками. - М.: рАо «ЕЭС России», 2000.
8. Турбина паровая К-110-6,5 для ПГУ-325. Расчетносправочные данные (8600001 РР 0201). ЛМЗ. - Санкт-Петербург, 2006.
Будаков Игорь Владимирович,
филиал «Ивановские ПгУ» ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»,
начальник отдела наладки и лаборатории металлов службы технического обслуживания, тел. 89038964777; buCakov-iy@ivpqu.ru
Рабенко Владимир Степанович,
Ивановский государственный энергетический университет, зав. кафедрой паровых и газовых турбин, кандидат технических наук, доцент, тел. 8905107146; rvs@tren.ispu.ru
