CC BY
49
ников, C.B. Смоловик // «Переходные процессы и условия работы оборудования электрических систем»,— Труды ЛПИ. N° 380,— Л.: Изд-во ЛПИ, 1981,- С. 18-21.
3. Андрус, С.Т. Управляемые источники реактивной мощности для обеспечения устойчивости узлов нагрузки нефтедобывающих комплексов [Текст] / С.Т. Андрус, А.Н. Беляев // Научно-технические ведомости СПбГПУ,— 2008. N° 1,— С. 92-97.
4. Беляев, А.Н. Регулирование синхронных генераторов с дизельным приводом [Текст] /
A.Н. Беляев, О.В. Епифанова, C.B. Смоловик // Научно-технические ведомости СПбГПУ.— 2006. Т. 1. № 5,- С.74-79.
5. Веников, В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах [Текст]: учебник для электроэнергетических спец. вузов /
B.А. Веников,— Изд. 4-е,— М.: Высшая школа, 1985,- 536 с.
УДК 621.438
К.Д. Андреев, Н.А. Забелин, В.А. Рассохин, Е.А. Ходак
РАЗРАБОТКА КОМБИНИРОВАННОЙ ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ НА БАЗЕ ГАЗОТУРБИННОГО ДВИГАТЕЛЯ ТИПА НК-16СТ
Одна из основных проблем современной теплоэнергетики — неуклонное повышение термической эффективности электрогенерирующего оборудования. Основным типом тепловых установок электростанций являются паротурбинные установки (ПТУ), которые достигли высокой степени совершенства за счет сверхкритических начальных параметров в сложных тепловых схемах. Дальнейшее повышение экономичности ПТУ проблематично[1 ].
Значительное сокращение расхода органического топлива может быть достигнуто при использовании комбинированных установок, в которых пар паротурбинных установок и газ газотурбин-ныхустановок (ГТУ) используются в едином энергетическом комплексе. Опыт эксплуатации уже имеющихся комбинированных установок позволяет рассчитывать на снижение удельных расходов топлива до 20—25 % по сравнению с показателями лучших паротурбинных блоков. Генерация пара в комбинированных установках может быть решена за счет использования теплоты уходящих газов ГТУ в котлах-утилизаторах (КУ). Такие комбинированные установки отличаются относительно низкими относительными расходами пара. Количество теплоты со стороны газа ограничено температурой за турбиной ГТУ. Такой цикл комбинированной установки называется бинарным газопаровым цик-
лом. Анализ простых схем комбинированных установок (без дожигания в КУ) показывает, что оптимальные соотношения мощностей между ГТУ и ПТУ составляет примерно 3:1.
В нашей статье рассматривается возможность создания парогазовой комбинированной установки типа ПГУ-20 на базе газотурбинной установки Н К-16СТ с разработкой ПТУ, использующей генерируемый пар в котле-утилизаторе (по терминологии правильнее — ГПУ-20). Традиционно такие проблемы решаются при применении в качестве ПТУ многоступенчатых паротурбинных установок соответственной мощности [2]. Однако такие ПТУ имеют большое количество турбинных ступеней, значительные массогаба-ритные показатели при относительно невысокой экономичности и сложную технологию изготовления лопаточных аппаратов роторной части.
Выбор и оптимизация параметров комбинированной установки ПГУ-20 на базе НК-16СТ
Согласно предварительным расчетам для газотурбинной установки НК-16СТ при температуре атмосферного воздуха +15 °С расход уходящих из газотурбинного двигателя газов составляет 98 кг/с при температуре 428 °С. Особенность комбинированных установок — наличие оптимального начального давления перед паровой турби-
ной. Это объясняется тем, что по мере роста давления, с одной стороны, увеличивается располагаемый перепад энтальпий на паровую турбину, а с другой стороны, снижается расход пара, генерируемого в котле-утилизаторе.
Принятая в расчетах тепловая схема комбинированной двухвальной парогазовой установки является общеупотребительной и характеризуется наличием одного уровня давления пара с выдачей электрической мощности как на валу ГТУ, так и на валу ПТУ (рис. 1). Деаэрация питательной воды осуществляется в атмосферном деаэраторе, включенном «в рассечку» между двумя ступенями экономайзера. В деаэратор подается насыщенный пар из барабана котла. Предусмотрен отбор пара из деаэратора на уплотнения турбины. Потоки пара из уплотнений и клапанов турбины сбрасываются частично в деаэратор, частично — в сальниковый подогреватель в зависимости от потенциала отбираемых потоков (см. рис. 1).
Предварительные оптимизационные расчеты комбинированной установки с паровым контуром одного давления выполнялись при двух температурах атмосферного воздуха: 6 и 15 °С.
Предварительные исходные данные для проведения оптимизационных расчетов комбинированной установки типа ПГУ-20 на базе НК-16СТ:
Параметр Относительный внутренний КПД турбины
Давление в конденсаторе Относительные потери давления по трактам:
в трубопроводе между котлом и турбиной в стопорном клапане турбины в парогенераторе по пароводяному тракту
Снижение температуры пара в трубопроводе
Из штоков
Значение 0,76
10 кПа
0,02
0,05 0,30
З'С
Рис. 1. Тепловая схема комбинированной установки ПГУ-20 на базе НК-16СТ с ПТУ-5ТТ:
/— паровая турбина ПТУ-5ТТ; 2— регулирующий клапан; 3— стопорный клапан; 4— механический редуктор; 5— электрический генератор 6 МВт; 6— конденсатор; 7— циркуляционный насос; 8— блок водоподготовки; 9— конденсатный насос; 10— эжектор основной; 11 — эжектор сальникового подогревателя; 12— сальниковый подогреватель; 13— главная паровая задвижка; 14— байпас главной паровой задвижки; 15— маслоохладители; 16— деаэратор; 17— питательный насос; 18— котел-утилизатор; 19— насос принудительной циркуляции; 20— газотурбинная установка НК-16СТ; 21— охладитель пара; 22— БРОУ; 23 — пар стороннего источника; 24— электрический
генератор 16 МВт; 25 — воздухозаборное устройство
Минимальный температурный напор 15 °С в парогенераторе
Кратность циркуляции в парогенера- 5 торе
Утечки рабочего тела из тракта отсутствуют
Регенерация отсутствует
Минимальное значение температурного напора между уходящими газами и паром при выходе из пароперегревателя принято равным 30°. Этой величины обычно бывает достаточно для обеспечения широкого диапазона работы установки.
Результаты оптимизации утилизационного цикла одноконтурной комбинированной установки при данных параметрах приведены на рис. 2. Максимальная мощность паровой турбины (6,62 МВт) при температуре атмосферного воздуха +15 °С обеспечивается при начальном
э =
g П.
а э
ё £ Cl
в I
ß Е
10,0
« 9,5
Cl
а,о
С
О
О 8.5
8,0
3 X 6,60
ко
Cl
^ £ 6,40
рЛ
о
6,20
Н
о
>:
6,00
7,5 10,0 12,5 15,0 17,5 20,0 22,5 25,0 27,5 Дл|пс|шс перед стопорным клапаном турбины, бар
Рис. 2. Предварительные оптимизационные расчеты комбинированной установки при температуре атмосферного воздуха " + 15 и +6аС
(температура пара — 398—380 °С; КПД паровой турбины — 76 %; давление в конденсаторе — 10 кПа; минимальный температурный напор в парогенераторе — 15 °С)
давлении пара перед стопорным клапаном на уровне 17—18 бар, причем область оптимальных значений начального давления достаточно широкая. Во всем рассмотренном диапазоне изменения давления мощность паровой турбины меняется примерно на 0,2 МВт(3 %).
Нижнее значение начального давления пара ограничено минимальной (нулевой) степенью влажности за паровой турбиной и составляет при принятых исходных данных 10 бар. С увеличением начального давления степень влажности за последней ступенью турбины растет и достигает 5,2 % при давлении пара 27,5 бар. Во всем рассмотренном диапазоне влажность не превышает максимального значения, которое находится на уровне 9—10 %.
Вблизи оптимальных значений начального давления расход пара составляет 9 кг/с, а температура уходящих газов — 167 °С. Снижение расхода пара по мере роста начального давления приводит к увеличению температуры уходящих газов и снижению площади поверхности теплообмена парогенератора. На рис. 2 показано изменение приведенной поверхности нагрева:
кР
F =
1 пр
cpG
где к — средний коэффициент теплопередачи; F— площадь поверхности нагрева парогенератора; ср — средняя теплоемкость уходящих газов; G — расход уходящих газов.
Изменение величины приведенной поверхности позволяет судить об изменении величины площади поверхности нагрева котла-утилизатора. Во всем рассмотренном диапазоне начального давления изменение площади поверхности нагрева парогенератора не превышает 10 %.
В том случае, когда относительный внутренний КПД паровой турбины не зависит от расхода и параметров пара, влияние начальной температуры пара на показатели установки относительно невелико, но однозначно: чем выше начальная температура, тем выше уровень мощности и КПД. Снижение температуры пара на 20° приводит к увеличению степени влажности за турбиной примерно на 0,005 и уменьшению поверхности нагрева парогенератора на ~2 %.
При температуре атмосферного воздуха +6 °С и номинальной мощности 16 МВт согласно характеристике двигателя расход уходящих газов составляет 101 кг/с, а температура газа —
410 °С. По сравнению с предыдущими расчетами (при +15 °С) располагаемая теплота уходящих газов снижается за счет уменьшения температуры газа. Это приводит к снижению показателей утилизационного контура (см. рис. 2), но характер зависимости основных параметров от начального давления пара не изменяется. При тех же исходных данных максимальная мощность паровой турбины снизилась до 6,2 МВт, а оптимальное начальное давление — до 15 бар. Снизились также расход пара и величина приведенной поверхности нагрева парогенератора. Расчеты, о которых идет речь, выполнены при одном и том же температурном напоре на выходе из пароперегревателя (30 °С), т. е. при максимальной температуре пара для каждого варианта.
Оценка влияния минимального температурного напора в парогенераторе, давления в конденсаторе и КПД паровой турбины на величину оптимальных параметров утилизационного контура
Минимальный температурный напор в котле-утилизаторе, давление в конденсаторе и относительный внутренний КПД турбины оказывают существенное влияние на уровень оптимальных параметров и показателей утилизационного контура комбинированной установки.
Влияние минимального температурного напора показано на рис. 3. По мере увеличения напора снижается уровень оптимальных параметров и мощности паровой турбины. При этом резко уменьшается поверхность нагрева парогенератора. Увеличение минимального напора с 15 до 30° приводит к снижению поверхности нагрева парогенератора на 20 % в интервале оптимальных параметров пара.
Максимальные показатели установки обеспечивает минимально-возможное давление пара в конденсаторе. С понижением давления снижается оптимальное давление перед паровой турбиной и увеличивается степень влажности за последней ступенью. Показанный на рис. 4 диапазон изменения давления в конденсаторе соответствует значениям, наиболее часто применяемым в комбинированных установках.
Влияние КПД паровой турбины на оптимальные показатели цикла демонстрирует рис. 5. Рассмотренный диапазон изменения КПД соответствует значениям, достижимым в турбинах
относительно малой мощности. Снижение КПД турбины на 1 % соответствует снижению мощности турбины на 0,1 МВт. При этом уровень оптимального давления пара не меняется.
Уточнение оптимальных параметров парового контура по результатам проработки паровой турбины и тепловой схемы
С учетом ограничений, выявленных при оптимизации и проектировании паровой турбины [2], параметры пара, принятые в качестве расчетных, составили:
давление пара перед стопорным клапаном турбины — 17,5 бар (1,75 МПа);
температура пара перед стопорным клапаном — 360 "С;
7.5 100 12.5 15.0 17.5 20 0 22.5 25.0 27.5
Дл|пс|шс перед стоопорным клапаном турбины, бар
Рис. 3. Влияние минимального температурного напора в парогенераторе на показатели в комбинированной установке; (температура атмосферного воздуха +6 °С;
О1=10°С(-), 15 °С (---), 30 °С (---);
КПД паровой турбины — 76 %; давление в конденсаторе — 10 кПа; температура пара 380 °С)
Мощность турбины, МВт
Относительная влажность
Давление перед стопорным клапаном турбины, бар
0,00
.5 10,0 12,5 15.0 17,5 20,0 22,5 25,0 27.5 Давление перед стопорным клапаном турбины, бар
Мощность турбины, МВт
Относительная влажность
Рис. 4. Влияние давления в конденсаторе
на показатели комбинированной установки
(температура атмосферного воздуха — +6 °С; минимальный температурный напор в парогенераторе — 15 °С;
давление в конденсаторе 5кПа (-), ЮкПа (---),
20кПа (- - - ); КПД паровой турбины — 76 %; температура пара 380 °С)
давление в конденсаторе —12,5 кПа;
относительный внутренний КПД турбины — 0,76.
Параметры расчетного режима утилизационного контура установки при температуре воздуха +6 °С следующие.
Парогенератор
Параметры уходящих газов при входе:
Расход, кг/с 101
Температура, "С 410
Минимальный напор,"С 15 Недогрев воды до кипения в
экономайзере,"С 10 Параметры пара при выходе из парогенератора:
давле ни е,бар 17,85
температура, "С 363
расход, кг/с 8,03
Температура питательной воды,"С 68,00
Температура уходящих газов,"С 187,00 Деаэратор
Давление, МПа 0,12
Повышение энтальпии, кДж/кг 78,10
Расход пара, кг/с 0,80 Турбина
Параметры пара перед стопорным клапаном турбины:
давле ни е, МПа 1,75
температура, "С 360
расход, кг/с 7,83
Рис. 5. Влияние КПД турбины на показатели комбинированной установки
(температура атмосферного воздуха — +6 °С; минимальный температурный напор в парогенераторе — 15 °С; давление в конденсаторе — 10 кПа, температура пара — 380 °С; КПД турбины — 80 % (-), 76 % (---), 72 % (---)
Относительный внутренний КПД
турбины 0,76 Внутренняя мощность турбины, МВт 5,31
Механический КПД турбины 0,994 Эффективная мощность паровой
турбины, МВт 5,28
КПД редуктора 0,96
Генератор электрического тока
КПД электрического генератора 0,97 Электрическая мощность генератора,
МВт 4,95
Конденсатор
Давление в конденсаторе, кПа 12,5
Температура воды при выходе,"С 50
Насосы
Суммарная мощность питальных, конденсатных и циркуляционных насосов, МВт 0,07
Эффективная мощность паровой турбины на расчетном режиме составила 5,28 МВт, что соответствует заданию.
Расчет характеристик котла-утилизатора в зависимости от изменения расхода и температуры уходящих газов
Характеристики котла-утилизатора в зависимости от температуры и расхода уходящих газов приведены на рис. 6, 7. При построении
Температура пара, °С
С„=0,86 ^^ 0„х= 1,0
0\,х= 1,15
Граница кипения \ экономайзера
Расход пара, °С
380 360 3« 320 300 280
300 350 400 Температура газа при входе
в парогенератор С'
Рис. 6. Характеристики парогенератора при расчетном давлении пара
характеристик давление пара принималось постоянным и равным расчетному.
Согласно характеристике двигателя диапазон изменения расхода уходящих газов составляет 0,86—1,15 от принятого в качестве номинального расчетного при проектировании парогенератора. Температура газа меняется в диапазоне от 300 до 460 °С. При этом зависимость расхода пара от температуры газа практически линейная, и с понижением температуры газа расход падает. Увеличение расхода газа при постоянной температуре приводит к росту расхода пара.
На рис. 6, 7 проведена граничная линия, соответствующая состоянию насыщения воды при выходе из экономайзера. Левее границы находится область режимов с кипящим экономайзе-
Мощность паровой турбины, МВт
Рис. 7. Характеристики парогенератора при расчетном давлении пара
ром. Температура уходящих газов мало меняется при изменении режима работы парогенератора, что является характерной особенностью котлов-утилизаторов. Проведенные расчеты показали, что выбранные параметры обеспечивают достаточно широкий диапазон возможных режимов парогенератора.
Расчет показателей комбинированной установки в зависимости от температуры наружного воздуха
Традиционно режимы работы комбинированной установки обеспечиваются изменением параметров газотурбинного двигателя. Паровая турбина является «пассивной» и меняет свой режим в зависимости от параметров котла-утилизатора. Рис. 8—11 демонстрируют изменение
Расход пара, кг/с 8.0
-10 О 10
Температура атмосферного воздуха, С
Рис. 8. Показатели комбинированной установки в зависимости от температуры атмосферного воздуха
= 1,15
Температура газа при входе в парогенератор "С
Граница кипения экономайзера
1,0
0,86
Температура пара перед
Температура атмосферного воздуха, С
Рис. 9. Показатели комбинированной установки в зависимости от температуры атмосферного воздуха
Степень влажности
Температура атмосферного воздуха, С
Рис. 10. Показатели комбинированной установки в зависимости от температуры атмосферного воздуха
основных параметров и показателей утилизационного контура комбинированной установки в зависимости от температуры атмосферного воздуха при постоянной мощности газотурбинного двигателя.
В настоящей работе рассматриваются режимы утилизационного контура при скользящем давлении пара. По мере увеличения температуры атмосферного воздуха расход пара через турбину растет, что обусловлено в основном увеличением температуры уходящих из газотурбинного двигателя газов. При этом существенно увеличивается давление в конденсаторе пара. Взаимное влияние этих параметров объясняет характер изменения мощности паровой турбины (см. рис. 8). Во всем диапазоне температур воздуха температура пара не превышает 380 °С, а степень влажности за последней ступенью турбины — не больше 0,12.
Недогрев воды до кипения в экономайзере высокого давления, кДж/кг
Рис. 11. Показатели комбинированной установки в зависимости от температуры атмосферного воздуха
Таким образом, разработка и создание комбинированных парогазовых установок на базе газотурбинных двигателей НК— 16СТ внесет свою долю в повышение экономической эффективности и экологической чистоты теплоэнергетики.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Арсеньев, Л.В. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами [Текст] / Л.В. Арсеньев, В.А. Рассохин, В.А. Черников. — СПб.: Изд-во СПбГТУ, 1996,- 124 с.
2. Костюк, А.Г. Паровые и газовые турбины для электростанций / А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний; под ред. А.Г. Костю-ка,- М.: Изд. дом МЭИ, 2008,- 556 с.
УДК 631.43
А.Ю. Шабанов, А.Б. Зайцев, И.С. Кудинов
РАСЧЕТНО-ЭКСП ЕРИ МЕНТАЛЬНАЯ МЕТОДИКА ПОДБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ ВЯЗКОСТНО-ТЕМПЕРАТУРНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ СМАЗОЧНОГО МАСЛА ДЛЯ ПОРШНЕВОГО ЧЕТЫРЕХТАКТНОГО ДВИГАТЕЛЯ ВНУТРЕННЕГО СГОРАНИЯ
Подбор моторного масла под конкретный двигатель — задача, с одной стороны, крайне важная, поскольку от качества ее решения зависят многие показатели — мощность, экономичность, пусковые свойства и ресурс мотора. С другой стороны, отсутствует сколь-нибудь серьезная и апробированная методика решения этой задачи.
Существующие классификации моторных масел по вязкости как по ГОСТ 17479.1, так и по 8АЕI 300 базируются на значениях кинемати-
ческой вязкости только при двух температурах — отрицательной (не более) и при 100 °С (не менее либо в заданном диапазоне). Даже введение в современные нормативные документы ограничения по динамической вязкости при 150 °С (в частности, SAE J 300) задачи не решает. Это ограничение носит пороговый характер — «не менее», поэтому не может конкретизировать подбор масла под конкретный двигатель. Более того, выбранные точки вязкостно-температурной характеристики (ВТХ), при которых измеряются
