CC BY
48
УДК 621.311.22
Расчетное исследование характеристик котла-утилизатора Е-50-0,7-250 при переменных режимах работы с ГТУ-6П
Мошкарин А.В., д-р техн. наук, Шелыгин Б.Л., канд. техн. наук, Жамлиханов Т.А., асп.
На основе расчетного исследования дан анализ возможностей эксплуатации котла-утилизатора марки Е-50-0,7-250 при переменных режимах его работы. Рассмотрены особенности и характеристики работы поверхностей нагрева котлоагрегата и выявлены наиболее экономичные условия работы.
Ключевые слова: котел-утилизатор, парогазовая установка, газовая турбина, режим работы, теплота сгорания условного топлива, утилизация теплоты, природный газ.
Calculation Research of HRSG Е-50-0,7-250 Characteristics while varying duties with Gas Turbine Plant - 6P
A.V. Moshkarin, Doctor of Engineering, B.L. Shelygin, Candidate of Engineering, T.A. Zhamlikhanov, Post Graduate Student
The authors give the analysis of operating ability of HRSG B-50-0,7-250 type while varying duties based on the calculation research. The authors consider features and characteristics of boiler's heating surfaces operation. The most economical operating conditions are revealed.
Keywords: HRSG, CCGT, GT (gas turbine), an operating mode, combustion heat of equivalent fuel, heat recovery, natural gas.
Наиболее перспективным направлением в развитии энергетики России является использование парогазовых установок [1, 2], эффективность которых существенно превышает показатели старых технических предложений [3]. При этом целесообразно определение наиболее рациональных условий эксплуатации агрегатов, работающих по бинарному циклу Брай-тона-Ренкина [4], особенно в случае сжигания дополнительного топлива.
В целях эффективного энергообеспечения потребителей в ОАО «Ивгортеплосеть» в ходе реконструкции существующего оборудования внедрены энергоустановки для выработки электрической и тепловой (в виде перегретого пара и сетевой воды) энергии [5]:
• газотурбинная электростанция марки «Урал-6000» (ГТУ);
• котел-утилизатор (КУ) Е-50-0,7-250.
Объектом изучения являлся КУ
Е-50-0,7-250 со следующими характеристиками:
- паропроизводительность 50 т/ч;
- номинальная температура перегретого пара 250 оС;
- температура питательной воды 104 оС;
- температура сетевой воды на входе в газовый подогреватель сетевой воды (ГПСВ) 60 оС.
Проведен анализ условий работы КУ Е-50-0,7-250 (П-102) при трех возможных режимах:
• утилизация теплоты уходящих из ГТУ газов (режим № 1);
• утилизация теплоты уходящих из ГТУ газов при сжигании дополнительного топлива (режим № 2);
• автономный режим работы КУ (без утилизации газов ГТУ) при сжигании в топочной камере топлива в количестве, соответствующем тепловой нагрузке энергоустановки (режим № 3).
Расчетное исследование проводилось с использованием специально разработанной универсальной модели КУ Е-50-0,75-250 на основании программного продукта «ТРАКТ» [6]. Водопаровой тракт был представлен в виде 15 элементов. В качестве топлива принят природный газ с теплотой сгорания 0% = 35,8 МДж/м3 [7]. Расход сетевой воды через газовый подогреватель составлял 100 т/ч в режимах № 1, 2 и 20 т/ч в режиме № 3. Температура наружного воздуха принята как среднегодовая (10 оС). Температура питательной воды - 104 оС, а величина непрерывной продувки не превышала 5 %.
Для камеры сгорания ГТУ коэффициент избытка воздуха был принят равным 1,03, а присос воздуха - 3,52. Расход топлива принимался в соответствии с требуемой нагрузкой КУ и выходными параметрами.
По заводским данным КПД ГТУ равен 25,5 %. При мощности ГТУ 6 МВт и 0% = 35,8 МДж/м3 расход топлива в камеру сгорания составляет 2375 м /ч.
При коэффициенте избытка воздуха а = 4,53 температура газов за ГТУ (на входе в КУ) составляет 3КУ =515оС. Количество теплоты, поступающее в КУ, обеспечивает паро-производительность 20 т/ч, что составляет 40 % от номинальной величины. При температурах перегретого пара 226-230 оС пароохладитель отключен. Общая тепловая нагрузка КУ при температуре уходящих газов 107 оС составляет 19,4 МВт.
і
Характеристики парообразования в отдельных поверхностях нагрева представлены в табл.1.
Таблица 1. Характеристики парообразования в отдельных поверхностях нагрева КУ Е-50-0,7-250 при его работе в утилизационном режиме
Наименование Поверхности нагрева
характеристики Экономайзер (ЭКО) Топочные экраны Испари- тельный пакет
Паропроизводи-тельность по- 2,2 3 14,8
верхности, т/ч Доля парообразо- 11 15 74
вания, %
При номинальной электрической нагрузке ГТУ-6П расхода уходящих газов достаточно лишь для обеспечения паропроизводительно-сти КУ в количестве 20 т/ч. В случае низких температур в топке и при пониженных тепловых потоках от газов к рабочей среде доля выработки пара в топочных экранах не превышает 15 % (табл. 1). Снижение радиационного те-пловосприятия КУ компенсируется повышенными конвективными тепловосприятиями испарительного пакета и ЭКО, составляющими соответственно 74 и 11 %.
КПД КУ брутто в утилизационном режиме работы ГТУ (режим №1)составляет, %,
Оп + О,
пку --
■проб
■Ос.
^'ку ' ВГТУ
• 100 - 80,1,
(1)
где Оп - тепловосприятие КУ по пару, кВт; Опрод - теплота, теряемая с продувочной водой, кВт; Осв - тепловая нагрузка газового подогревателя сетевой воды, кВт; и'ку- энтальпия газов на входе в КУ, кДж/м3; ВГТУ - расход топлива в камеру сгорания ГТУ, м3/с.
Для обеспечения требуемой паропроиз-водительности 50 т/ч необходимо сжигание дополнительного топлива, подаваемого через основные горелки. В качестве окислителя используется часть утилизируемых газов ГТУ. Оставшаяся часть газов по обводному газоходу (байпас) сбрасывается в топку перед фестоном (рис. 1).
Исследование проводилось при номинальных характеристиках (йп = 50 т/ч; Впу = 2375 м3/ч; &НУ = 515 оС). Доля байпасирования газов изменялась в пределах б6 = 0,4-0,7 при соответствующем изменении дополнительного расхода топлива Вдож в топку КУ.
С увеличением бб от 0,4 до 0,7 температура уходящих газов составляла 106-107 оС, а температура перегретого пара поддерживалась на требуемом уровне (230-233 оС) за счет снижения доли впрыска воды в пароохладитель согласно зависимости (рис. 2), %,
ёвпр - 2,81 - 6,05 (ё6 - 0,4).
(2)
Температура газов на выходе из топки повышалась от 1090 до 1265 оС согласно зависимости (рис. 3), оС,
-1090 + 620 (б - 0,4)
1,04
(3)
Применительно к диапазону б6 = 0,4-0,7 в случае повышения температуры в ядре факела в пределах 1300-1950 оС доля парообразования в топочных экранах возрастает с 23 до 43 % (рис. 4).
Соответственно возрастает доля парообразования в конвективных поверхностях нагрева, прежде всего в испарительном пакете, когда хисп увеличивается с 56 до 69 %.
Перегретый пар (р=0,7 МПа; і=250 °С)
Рис. 1. Схема ПГУ: 1 - газовая турбина; 2 - камера сгорания; 3 - компрессор; 4 - электрогенератор; 5 - котел-утилизатор; 6 -топочная камера; 7 - пароперегреватель; 8 - испарительный пакет; 9 - водяной экономайзер; 10-газовый подогреватель сетевой воды; 11 - дутьевой вентилятор; 12 - дымососы
«и%
0,4 0 ,5 0,6 (1
Рис. 2. Зависимость доли впрыска воды в пароохладитель от доли байпасирования газов ГТУ
&°с
Рис. 3. Зависимость температуры газов на выходе из топки от доли байпасирования газов ГТУ
Рис. 4. Зависимости доли парообразования от доли байпасирования газов ГТУ: а - в ЭКО; б - в топочных экранах; в - в испарительном пакете
Наиболее экономичным, оптимальным значением доли байпасирования газов является б6 = 0,6, когда 40 % всего расхода газов ГТУ должны вводиться в горелки КУ в качестве окислителя. В этом случае в зоне дополнительного сжигания топлива температура составляет 1600-1700 оС, что достаточно для эффективного сжигания природного газа.
По условию надежного режима работы труб КПП, температуры газов на выходе из топки считаются нормальными (1150-1200 оС).
Если б6 выше 0,6, то с увеличением температуры в ядре факела возрастает вероятность образования окислов азота. Снижение б6 до 0,4-0,5 при пониженных температурах ухудшает эффективность сжигания топлива и повышает его расход.
Несмотря на одинаковую температуру уходящих газов (107 оС), ввиду пониженного коэффициента аух, потеря теплоты д2 в режиме № 2 ниже (11,1 %) при соответствующем увеличении КПД КУ, %:
ОП + О1
Пку -
проб
Ос
ор • В
• 100 - 88,1,
(4)
бож
где ор - располагаемая теплота дополнительно сжигаемого топлива, кДж/м3; Вдож - расход дополнительно сжигаемого топлива, м3/с.
В случае автономного режима работы КУ без эксплуатации ГТУ (режим № 3), когда поступающее через горелки топливо сгорает в потоке холодного воздуха, практический интерес представляют:
• топливные характеристики для рабочего диапазона изменения паровых нагрузок КУ (40-100 %);
• зависимости КПД котла брутто от паро-производительности йп и ее оптимального значения йопт.
При всех нагрузках водяной ЭКО работает в режиме некипящего ЭКО, когда при снижении паропроизводительности в пределах 20-50 т/ч температура воды ізКО изменяется от 134 до 126 оС. Недогрев воды до температуры насыщения составлял 45-53 оС. С увеличением паропроизводительности котла йп температура уходящих газов возрастает от 73 до 95 оС согласно зависимости, оС,
73 + 0,67 (йп - 20) .
-'ух - ' ~ 1 “1“' У'-’П ) ■ (5)
Для поддержания требуемой температуры (Ъе = 230-234 оС) с увеличением паропроизводительности КУ доля впрыска воды должна возрастать от 0,6 до 2,7 %. При снижении йп с 50 до 20 т/ч паросодержание на выходе из топочных экранов хэкр возрастает от 43 до 61 % при соответствующем снижении хисп с 57 до 39 %.
В случае снижения йп до 38 т/ч КПД котла возрастает, достигая максимального значения 95,14 % (рис. 5).
Рис. 5. Зависимость КПД КУ брутто от его паропроизводи-тельности
При дальнейшем снижении паропроизво-дительности КПД понижается до 94,6 %, несмотря на снижение температуры 9ух до 75 %, что обусловлено заметным ростом потери теплоты q5 до 2,3 %. Для рабочего диапазона паровых нагрузок (20-50 т/ч) значения КПД котла брутто соответствуют паспортным данным (94-95 %), а оптимальная паропроизводитель-ность КУ в автономном режиме работы составляет 40 т/ч. Расход природного газа изменяется согласно топливной характеристики
(рис. 6), м3/ч,
В = 1560 + 68,9 (п - 20)
1,04
(6)
Относительное расхождение расчетных значений В и значений, полученных в ходе вариантных исследований, превышает 0,085 %.
Для оценки показателей работы КУ Е-50-0,75-250 при совместной работе с агрегатом ГТУ-6П выполнен сравнительный анализ расчетных режимов (№ 1-3) при максимальных возможностях энергоустановки (/УГТУ = 6 МВт, йп = 50 т/ч).
Рис. 6. Зависимость расхода топлива от паропроизводи-тельности КУ при автономном режиме его работы
Применительно к режиму № 1 дополнительный расход пара 30 т/ч вырабатывается с КПД 92 %. Применительно к режиму № 3 дополнительная выработка электроэнергии осуществляется на замещающей ТЭС при соответствующем удельном расходе натурального топлива, м3/(кВтч),
(,» =0,32=0,21, (7)
0н
где 0,32 - удельный расход условного топлива, кг у.т/(кВтч); 29,3 - теплота сгорания условного топлива, МДж/кг; 0% - теплота сгорания натурального топлива, МДж/м ; рг - плотность природного газа , кг/м 3.
Удельный расход натурального топлива на общую выработку тепловой и электрической энергии в комплексной энергоустановке определялся по следующей формуле, м3/(кВтч):
В,
■В
КУ
■В,
доп
N
ГТУ
N3
- Qn + Qc.e
(8)
Сравнение результатов эффективности работы КУ в различных расчетных режимах представлено в табл. 2.
Таблица 2. Показатели эффективности работы энергоустановки применительно к различным расчетным режимам
нат
b
у
Расчетные режимы
Наименование характеристики № 1 № 2 № 3
Паропроизводительность КУ в расчетном режиме работы йп, т/ч 20 50 50
Температура уходящих газов, °С 107 107 95
КПД котла брутто применительно к расчетному режиму, % 80,1 88,1 95,06
Расход сетевой воды через ГПСВ, т/ч 100 100 20
Расход топлива в ГТУ в расчетном режиме, ВГТУ, м3/ч 2375 2375 -
Расход топлива в КУ в расчетном режиме, ВКУ, м3/ч - 2168 3800
Расход пара, вырабатываемого в дополнительном котле для обеспечения требуемой паропроизводительности объекта, т/ч 30 - -
Электрическая мощность ГТУ энергоустановки, кВт 6000 6000 -
Мощность ТЭС, замещающей недовыработку электроэнергии Ызам, кВт - - 6000
Расход дополнительного топлива на выработку дополнительного количества тепловой или электрической энергии Ввоп, м3/ч 4030 - 1260
Максимальная мощность комплексной энергоустановки с учетом дополнительно производимой энергии, МВт 43,8 43,8 40,84
Удельный расход натурального топлива на общую выработку энергии в комплексной энергоустановке ьнат , м3/(кВтч) 0,147 0,103 0,123
Согласно расчетным данным, наиболее эффективным следует признать режим № 2, когда выработка электрической энергии в ГТУ сопровождается использованием теплоты уходящих из нее газов для требуемой паропроиз-водительности КУ при необходимом дополнительном расходе топлива (2168 м3/ч).
По сравнению с режимом № 1, режим № 3 является более предпочтительным ввиду повышенной экономичности парового котла при номинальной паропроизводительности и меньшем удельном расходе топлива на выработку электроэнергии.
Заключение
В результате анализа режимов работы котла Е-50-0,7-250, который может эксплуатироваться в утилизационном режиме с ГТУ, в утилизационном режиме с ГТУ и дожиганием, в автономном режиме, установлено, что требуемая паропроизводительность КУ 50 т/ч дости-
гается только за счет дополнительного сжигания топлива (режим № 2).
Список литературы
1. Состояние и перспективы развития энергетики Центра России / Под ред. А.В. Мошкарина; Иван. гос. энерг. ун-т им. В.И. Ленина. - Иваново, 2000.
2. Анализ направлений развития отечественной теплоэнергетики / Под ред. А.В. Мошкарина; Иван. гос. энерг. ун-т им. В.И. Ленина. - Иваново, 2002.
3. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. - М.: Энергоатомиздат, 1989.
4. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / Под ред. С.В. Цанева. - М.: Изд-во МЭИ, 2002.
5. Кромов С.А. Опыт реконструкции и эксплуатации Ивановской ТЭЦ-1 // Тепловые электрические станции. -2007. - № 9. - С. 5-7.
6. Носков А.И. Руководство для пользователей
«Справочные материалы по программе ТРАКТ». -
Подольск, 1984.
7. Тепловой расчет котельных агрегатов: нормативный метод / Под ред. Н.В. Кузнецова и др. - М.: Энергия, 1973.
Мошкарин Андрей Васильевич,
ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», доктор технических наук, профессор, зав. кафедрой тепловых электрических станций, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Шелыгин Борис Леонидович,
ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», кандидат технических наук, профессор кафедры тепловых электрических станций, тел./факс: 41-60-56, 26-99-31, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Жамлиханов Тимур Абдульверович,
ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», аспирант, ассистент кафедры тепловых электрических станций, адрес: 153015, г. Иваново, пр. Ленина, д. 69, кв. 17, телефоны: 37-74-60, 8-915-821-56-26.
