CC BY
8
ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА
УДК 621.311.22
Борис Леонидович Шелыгин
ФГБОУВО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», кандидат технических наук, доцент кафедры тепловых электрических станций, Россия, Иваново, телефон (4932) 26-99-31, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Сергей Алексеевич Панков
ФГБОУВО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», кандидат технических наук, доцент кафедры тепловых электрических станций, Россия, Иваново, телефон (4932) 26-99-31, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Сергей Дмитриевич Горшенин
ФГБОУВО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», кандидат технических наук, доцент кафедры тепловых электрических станций, Россия, Иваново, телефон (4932) 26-99-31, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Григорий Васильевич Ледуховский
ФГБОУВО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», доктор технических наук, заведующий кафедрой тепловых электрических станций, Россия, Иваново, телефон (4932) 26-99-34, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Илья Андреевич Кокулин
ФГБОУВО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», ассистент кафедры тепловых электрических станций, Россия, Иваново, телефон (4932) 26-99-31, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Разработка математической модели котла-утилизатора П-102 для режимов совместной работы с газотурбинной установкой ГТУ-6П
Авторское резюме
Состояние вопроса. Энергетическая установка на базе газотурбинного двигателя ГТУ-6П и котла-утилизатора П-102 является проверенным на практике примером эффективного технического решения по модернизации действующих промышленных котельных и ТЭЦ малой мощности. Для дальнейшего совершенствования установки, а также обоснования эффективности ее применения в условиях различных энергообъектов необходима математическая модель, являющаяся результатом синтеза математических моделей газотурбинной установки и котла-утилизатора. Котел-утилизатор П-102 как объект моделирования имеет существенные особенности, поскольку допускает как автономную работу, так и работу с утилизацией теплоты дымовых газов ГТУ-6П. Целью настоящего исследования является разработка математической модели котла-утилизатора П-102 для режима совместной работы с ГТУ-6П в регулировочном диапазоне нагрузок.
© Шелыгин Б.Л., Панков С.А., Горшенин С.Д., Ледуховский Г.В., Кокулин И.А., 2022 Вестник ИГЭУ, 2022, вып. 2, с. 5-14.
Методы и материалы. Математическая модель котла-утилизатора разработана с применением программного комплекса «ТРАКТ». Разработка математического описания для проведения экспресс-оценки показателей эффективности установки выполнена методами регрессионного анализа данных. Показатели точности математической модели оценены путем сопоставления с опытными данными, полученными в условиях эксплуатации энергоустановки рассматриваемого типа. Результаты. Получена математическая модель котла-утилизатора П-102 при его совместной работе с газотурбинным двигателем ГТУ-6П, с приемлемой для проведения практических расчетов точностью описывающая показатели работы оборудования.
Выводы. Разработанная в программном комплексе «ТРАКТ» математическая модель позволяет решать задачи режимной оптимизации энергетической установки. Получаемые при использовании этой модели результаты расчета отличаются от эксплуатационных данных в среднем на 2,2 %. Математическое описание для экспресс-оценки показателей эффективности установки характеризуется неопределенностью на уровне 6,3 %.
Ключевые слова: котел-утилизатор, газотурбинная установка, математическая модель, теплогид-равлический расчет котла, тепловая экономичность
Boris Leonidovich Shelygin
Ivanovo State Power Engineering University, Candidate of Engineering Sciences, (PhD), Associate Professor of Heat Power Plants Department, Russia, Ivanovo, telephone (4932) 26-99-31, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Sergei Alekseevich Pankov
Ivanovo State Power Engineering University, Candidate of Engineering Sciences, (PhD), Associate Professor of Heat Power Plants Department, Russia, Ivanovo, telephone (4932) 26-99-31, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Sergei Dmitrievich Gorshenin
Ivanovo State Power Engineering University, Candidate of Engineering Sciences, (PhD), Associate Professor of Heat Power Plants Department, Russia, Ivanovo, telephone (4932) 26-99-31, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Grigorii Vasilyevich Ledukhovsky
Ivanovo State Power Engineering University, Doctor of Engineering Sciences (Post-doctoral degree), Head of Heat Power Plants Department, Russia, Ivanovo, telephone (4932) 26-99-34, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Iliya Andreevich Kokulin
Ivanovo State Power Engineering University, Teaching Assistant of Heat Power Plants Department, Russia, Ivanovo, telephone (4932) 26-99-31, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Development of mathematical model of P-102 waste heat boiler for modes of joint operation with GTU-6P gas turbine unit
Abstract
Background. Application of the power plant based on GTU-6P gas turbine engine and P-102 waste heat boiler is a proven example of an effective technical solution to modernize existing industrial boiler houses and low-capacity combined heat and power plants. To improve the power plant, as well as to prove the effectiveness of its use under conditions of various power facilities, a mathematical model is needed. Th is model is the result of the synthesis of mathematical models of a gas turbine plant and a waste heat boiler. P-102 waste-heat boiler as an object of modeling has significant features, since it allows both autonomous operation and operation with the utilization of heat of GTU-6P flue gases. The purpose of this study is to develop a mathematical model of P-102 waste heat boiler for joint operation with GTU-6P in the adjustment range limits of loads.
Materials and methods. The mathematical model of the waste heat boiler is developed using the TRAKT software package. The development of a mathematical description for a rapid assessment of the plant efficiency indicators is carried out using the methods of regression analysis of data. The indicators of accuracy of the mathematical model are evaluated by comparison with experimental data. Experimental data is obtained under the operating conditions of the power plant of the type under consideration. Results. The authors have developed a mathematical model of P-102 waste heat boiler in joint operation with GTU-6P gas turbine engine. The performance of the equipment is described with an accuracy acceptable for practical calculations.
Conclusions. The mathematical model developed in the TRAKT software package makes it possible to solve the problems of mode optimization of a power plant. The calculation results obtained using this model
differ from the operational data by an average of 2,2 %. The mathematical description for the rapid assessment of the plant efficiency indicators is characterized by the uncertainty of 6,3 %.
Key words: waste heat boiler, gas turbine plant, mathematical model, thermal-hydraulic calculation of the boiler, thermal efficiency
йО!: 10.17588/2072-2672.2022.2.005-014
Введение. Основным направлением стратегии развития теплоэнергетики России в настоящее время является перевооружение энергетических установок и ввод новых генерирующих мощностей на базе газотурбинных установок. При этом для крупных энергоблоков предпочтение отдается парогазовым установкам, а для объектов малой генерации и промышленных котельных -комбинации газотурбинных установок (ГТУ) и котлов-утилизаторов (КУ) [1-4].
Разработка технических решений по модернизации существующих и проектированию новых энергетических установок базируется на комплексных исследованиях их эффективности в различных условиях эксплуатации. Основу при этом составляют математические модели, адекватно описывающие показатели работы реального оборудования.
Объектом исследования является энергетический модуль, включающий следующее оборудование:
• ГТУ типа Урал-6000 (ГТУ-6П) номинальной электрической мощностью 6 МВт производства АО «ОДК-Авиадвигатель» (г. Пермь);
• КУ марки П-102 (Е-50-0,7-250Г) разработки АО «Подольский машиностроительный завод» (АО «ЗиО») с номинальной паропроизводительностью 50 т/ч и проектными значениями давления и температуры перегретого пара 7 ата и 250 оС соответственно.
Целью исследования является разработка математической модели КУ рассматриваемого типа для режима совместной работы с ГТУ в регулировочном диапазоне нагрузок.
Разработка математической модели выполняется для двух режимов:
1) режим с утилизацией теплоты уходящих из ГТУ-6П газов в топочной камере КУ при электрической мощности ГТУ N от 5 до 6 МВт;
2) режим с утилизацией теплоты уходящих из ГТУ-6П газов при использовании их в качестве окислителя дополнительно
сжигаемого топлива в топочной камере КУ для достижения паропроизводительности йп от 30 до 50 т/ч.
Методы исследования. Исследование КУ П-102 выполнено с использованием модели, реализованной в программном комплексе «ТРАКТ» с учетом рекомендаций [5, 6]. Использованный программный комплекс, по существу, реализует нормативный метод теплового расчета котлов [7].
Расчетная модель котла в программном комплексе «ТРАКТ» формируется из подмоделей водопарового, газового, воздушного трактов, а также тракта подогрева сетевой воды (последнее является особенностью котла П-102). В КУ рассматриваемого типа по ходу газового тракта за топочной камерой размещены фестон, пакет конвективного пароперегревателя, поверхности испарительного пакета, водяной экономайзер и подогреватель сетевой воды.
Расчетная схема, согласно [6], включает четыре тракта (рис. 1, 2). Каждый элемент имеет уникальный номер NE и соответствующий номер конструкции NK.
Газовый тракт (рис. 1) включает 16 элементов. Узел ввода воздуха в горе-лочное устройство газового тракта «Возд.» (NE=2) сопряжен с выходным элементом воздушного тракта (NE=304) (рис. 2).
Элементы «—1Око1» (NE=4) и «—1Огт» (NE=5) предусматривают отвод части теплоты продуктов сгорания камеры сгорания (КС) ГТУ-6П на нагрев воздуха в ее осевом компрессоре (ОК) и производство электроэнергии.
Элемент «-Рук» (NE=6) предусматривает байпасирование продуктов сгорания за пределы топочной камеры в элемент «+Рук» (NE=9). В элемент <^тог» (NE=7) вводится значение количества теплоты в случае сжигания в топке дополнительного топлива. Элемент «КС ГТ» (NE=3) является элементом газового тракта, в котором условно размещены фиктивные испарительные экраны (NE=104) и барабан «Б» ^=110).
Рис. 1. Расчетная схема котла-утилизатора П-102. Газовый тракт
Рис. 2. Расчетная схема котла-утилизатора П-102. Водопаровой, воздушный тракты и тракт нагрева сетевой воды
На входе в водопаровой тракт (рис. 2) перед элементом «ЭКО» предусмотрен отбор питательной воды на впрыск (ЫЕ=102). Этот элемент сопряжен с элементом «+Впр» за конвективным пароперегревателем «ЫЕ=113». Утилизация уходящих из ГТУ-6П газов заканчивается в подогревателе сетевой воды (ПСВ) (ЫЕ=202).
Фиктивный воздушный тракт КУ П-102 (рис. 2) состоит из четырех элементов. В элемент «+Оком» (ЫЕ=303) передается соответствующее количество теплоты от
элемента газового тракта при сжатии воздуха в ОК ГТУ.
В качестве топлива принят природный газ с теплотой сгорания (Энс = 8539 ккал/нм3, плотностью топлива рг = 0,725 кг/нм3 при значениях теоретических объемов воздуха и дымовых газов V = 9,48 м3/м3 и = 10,65 м3/м3 соответственно [7].
Значение температуры наружного воздуха принято проектным и равным ¿нар = 15 оС, а коэффициента избытка воздуха за КС ГТУ - а" = 3,9.
Результаты исследования. В результате проведенного исследования получены следующие показатели работы КУ при утилизации теплоты уходящих из ГТУ газов и изменении ее электрической мощности:
• тепловая мощность продуктов сгорания КС ГТ, расходуемая на привод электрогенератора ГТУ, ккал/с,
Зген = N3 103 /(4, 19ПмеЛен) = 243,5^ , (1)
где — электрическая мощность ГТУ, МВт; Лмех = Лген = 0,99 — механический КПД установки и КПД турбогенератора соответственно;
• температура воздуха за ОК ГТУ, оС, ^ = (/нар + 273)[1 + (%(к"1)/к -1)/Пк]-273 , (2)
где % = 9 — кратность повышения давления воздуха в ОК ГТУ; к — показатель изоэнтро-пы; Лк = 0,84 — КПД ОК ГТУ;
• расход топлива в КС ГТУ, нм3/с,
Вт = N • 103 / 4,190нсПгту = 0,028^ / Пгту , (3)
где Лпу — КПД ГТУ по производству электроэнергии;
• расход топлива в КС ГТУ, нм3 -10—3/ч,
В = 36-В = 0101N /л ;
• расход воздуха в ГТУ, кг/с,
0В =«-у0Втр0 = 12,23«^ ,
(4)
(5)
где а'^у — коэффициент избытка воздуха в дымовых газах за газовой турбиной; р° = 1,26 кг/м3 — плотность воздуха;
• тепловая мощность, отбираемая в ГТУ на нагрев воздуха при его сжатии в ОК ГТУ, ккал/с,
Ок = (^нар ) ,
(6)
где св = 0,24 ккал/(кг- оС) — средняя теплоемкость воздуха.
Исследование выполнялось для значений в диапазоне от 5 до 6 МВт.
Исходные данные для многовариантного расчета представлены в табл. 1.
При = 5 МВт и расходе топлива Вкс = 2,09 нм3-10—3/ч ожидаемая паропроиз-водительность КУ равна Оп = 14,9 т/ч.
Ориентировочные значения Оп при значениях N3 от 5,25 до 6,0 МВт определяются по формуле, т/ч,
0ор = 14 9В /2 09 = 7 43В
п ' кс ' ' кс
(7)
При использовании разработанной в программном комплексе «ТРАКТ» математической модели с учетом полученных исходных данных проведена серия численных экспериментов. Для каждого режима при постоянной величине Вкс изменялись значения питательной воды йив и перегретого пара йп. При этом изменялось значение температуры перегретого пара /пе. Критерием окончания расчетов являлось достижение температурой /пе значений, входящих в диапазон от 237 до 241 оС, требуемый по условию нормальной работы потребителя пара. Результаты расчетов сведены в табл. 1.
При определении показателей эффективности энергетического модуля «ГТУ—КУ» использованы следующие расчетные выражения:
• тепловосприятие водопарового тракта КУ, ккал/ч,
Оп = 5950п 103;
(8)
• тепловосприятие тракта продувочной воды, ккал/ч,
О = 5 80 103;
^прод > п >
(9)
• тепловосприятие тракта сетевой воды, ккал/ч,
О = 2, 00 106,
(10)
где йсв = 100 т/ч — расход сетевой воды;
• коэффициент полезного действия КУ, ед.,
Лку = (О + ОПр0д + Ос,) / (ВКс • ^ • 103), (11)
где Вкс — расход топлива в КС ГТУ, нм3 •10—3/ч;
• коэффициент утилизации теплоты топлива, ед.,
Лутил = (Оп + Опрод + Ос.в ) / (Вкс • 103 • Онс ) ; (12)
• КПД энергетического модуля «ГТУ— КУ», ед.,
ч6
л = (0 86N • 106 + О + О +
1мод "э 1 ^ ^п ^прод
+Ос.в)/(Вкс •Ю3 Онс).
Таблица 1. Исходные данные и результаты расчета показателей работы энергоустановки при утилизации в КУ теплоты уходящих из ГТУ газов и изменении ее электрической мощности
Наименование показателя, обозначение, единица измерения
Значение показателя
Исходные данные
1. Электрическая мощность ГТУ N, МВт 5,0 5,25 5,5 5,75 6,0
2. КПД ГТУ, ед. 0,241 0,245 0,247 0,249 0,251
3. Предварительный расход топлива в камеру сгорания ГТУ Вкс, нм3-10-3/ч 2,09 2,17 2,25 2,33 2,41
4. Ориентировочная производительность КУ й^9, т/ч 14,9 16,1 16,7 17,3 17,9
5. Непрерывная продувка воды из барабана КУ дпрод, % 5,0
6. Ориентировочный расход питательной воды в КУ Опор, т/ч 16,3 16,9 17,5 18,1 18,8
7. Температура питательной воды £п.в, оС 104
8. Давление питательной воды рпв, ата 12,0
9. Ожидаемая температура перегретого пара оС 240
10. Потеря теплоты от наружного охлаждения КУ q5, % 1,33 1,3 1,28 1,25 1,23
11. Тепловая мощность продуктов сгорания КС ГТУ, расходуемая на привод электрогенератора Оген, ккал/с 1216 1275 1336 1398 1460
12. Тепловая мощность, отбираемая в ГТУ на нагрев воздуха при его сжатии в ОК Оком, ккал/с 1810 1876 1945 2010 2090
13. Расход сетевой воды в ПСВ 6с.в, т/ч 100
14. Температура воды на входе в ПСВ £п.с, оС 60
Результаты расчетов
15. Температура газов на входе в КУ и , оС 482 481 480 482 480
16. Энтальпия газов на входе в топочную камеру КУ Лгвх, ккал/нм 6066 6064 6054 6067 6053
17. Температура газов на выходе из топочной камеры КУ и , оС 464 463 464 464 463
18. Температура уходящих газов и , оС 98 99 100 100 101
19. Расход перегретого пара за КУ Оп, т/ч 14,9 15,24 15,7 16,3 16,57
20. Температура перегретого пара (пе, оС 238 240 241 240 240
21. Энтальпия перегретого пара Лпе, ккал/кг 698 699 700 699 699
22. Энтальпия сетевой воды за ПСВ КУ Л"св, ккал/кг 79 80 80 81 81
23. КПД КУ цку, ед. 0,865 0,848 0,838 0,834 0,818
24. Коэффициент утилизации теплоты топлива цутил, ед. 0,615 0,600 0,594 0,591 0,580
25. КПД энергетического модуля «ГТУ-КУ» цмод, ед. 0,856 0,846 0,843 0,841 0,831
Зависимости основных показателей эффективности установки от электрической мощности ГТУ, полученные по результатам расчетов в программном комплексе «ТРАКТ» с учетом (8)-(13), представлены на рис. 3.
Для обеспечения возможности экспресс-оценки показателей эффективности энергетического модуля в рассматриваемом режиме дополнительно получены следующие обобщающие регрессионные зависимости [9]:
Цу = 0,86 - 0,043(МЭ - 5)0,91; (14)
(15)
(16)
ц
утил
= 0,61- 0,031(МЭ - 5)
0,95 .
цмод = 0,854 - 0,016(^3 - 5)
0,98
Анализ полученных данных позволяет заключить, что при температурах газов на входе в КУ и'ку в диапазоне от 480 до
482 оС значения энтальпии этих газов ^вх практически не меняются и составляют от 6053 до 6067 ккал/м3. Поэтому с увеличением расхода топлива в камеру сгорания Вкс на 14+15 % значения всех рассматриваемых КПД уменьшаются. Так, значения КПД цку и цутил уменьшаются на 4+5 %. Учитывая дополнительную выработку электроэнергии, уменьшение КПД модуля энергоустановки цмод оказывается в 1,3+1,4 раза ниже.
0,90
0,88
0,86
0,84
I— 0,64
- 0,62
- 0,60
- 0,58
I— 0,88
- 0,84
- 0,80
- 0,76
1 1 Г
2 ¿г
1л '""-■г Г - ■ -
с N3, МВт
0,821- 0,56'— 0,72
5 5,25 5,5 5,75 6
Рис. 3. КПД КУ (1), КПД утилизации теплоты сгорания топлива (2) и КПД модуля энергоустановки (3) в зависимости от электрической мощности ГТУ: точки — результаты расчетов, полученные при моделировании установки в программном комплексе «ТРАКТ»; линии — аппроксимация результатов расчетов по выражениям (14)—(16); обозначения приведены в тексте
Результаты исследования показателей работы КУ при сжигании дополнительного топлива и использовании в качестве окислителя уходящих газов ГТУ. Сжигание дополнительного топлива в топочной камере КУ необходимо для достижения требуемой паропроизводительности Оп в диапазоне от 30 до 50 т/ч.
Известно [10], что при температурах от 400 до 500 оС и объемной доле молекулярного кислорода за ГТУ более 13 % эффективное сжигание дополнительного топлива в потоке дымовых газов возможно без специальной подачи воздуха.
В рассматриваемых условиях при а" = 3,9 концентрация кислорода за ГТУ составит
О2 = (0,21У0(а" -1)• 103)/(а"У0) =
(17)
= 18,8(1-1/а^) = 13,9%.
Исследование проводилось при неизменной электрической мощности ГТУ М = 6 МВт и значениях паропроизводительности КУ Оп, равных 30, 35, 40 и 50 т/ч.
В результате проведенного исследования получены следующие показатели работы КУ при сжигании дополнительного топлива и использовании в качестве окислителя уходящих газов ГТУ:
• ожидаемый расход дополнительного топлива в топочную камеру КУ для обеспечения требуемой его производительности, нм3/ч,
Вд°ж;д = (Оп -15)ДЛр.с 103 / (ЛкОнс) = 79,1(0„ -15),
(18)
где ДЛ = 590 ккал/кг — приращение энтальпии рабочей среды в водопаровом тракте КУ; л = 0,88 — ориентировочное значение КПД КУ (брутто);
• количество теплоты, выделяющейся в топочной камере КУ при сжигании дополнительного ожидаемого расхода топлива, ккал/с,
Оожид = В ВожидОс / 3600 = 2 35 В
^доп гсг доп ^н
ожид топ ,
(19)
где рсг = 0,99 — степень сгорания топлива;
• расход уходящих из ГТУ газов, используемых в качестве окислителя горючих компонентов дополнительно сжигаемого топлива, нм3/с,
V™ = В^ГУ0 (02 /02) (В / 3600) =
= 5,4 •Ю-3 Вожпид,
(20)
где О2в = 21 % — объемная доля молекулярного кислорода в воздухе; О2г — то же в газах; В = 1,2 — коэффициент расхода воздуха для эффективности сжигания топлива в обедненной кислородом среде;
• минимальное значение доли газов ГТУ, байпасирующих топочную камеру КУ,
с(б = 1- (у™ / у^), (21)
где Уггту — расход газов за ГТУ в утилизационном режиме работы КУ без сжигания дополнительного топлива при М = 6 МВт, нм3/с.
По условию обеспечения минимально допустимой температуры уходящих газов за КУ на уровне иух = (98^100) оС при уменьшении паропроизводительности КУ йп от 50 до 30 т/ч расход сетевой воды всв уменьшается от 100 до 60 т/ч.
Для обеспечения эффективного сжигания дополнительного расхода топлива Воопид при снижении Оп доля байпасирова-
ния газов увеличивается от 0,4 до 0,8.
В табл. 2 представлены исходные данные для проведения численных экспериментов.
Согласно данным табл. 2, при электрической мощности ГТУ М = 6,0 МВт суммарное значение тепловой мощности, отбираемой в ГТУ на нагрев воздух при его сжатии в ОК и производство электроэнергии составляет, Оком + Оген = 3550 ккал/с.
При конкретном значении паропроизводительности КУ (30, 35, 40, 45 и 50 т/ч) с
изменением С^ж^
окончательное значение
тепловой мощности, выделяемой в топочной камере КУ при сжигании дополнительного топлива Отоп, принималось по величине температуры перегретого пара /пе в диапазоне от 238 до 241 оС. При Оп = (40+50) т/ч для поддержания указанных значений /пе при включении впрыскивающего пароохла-
дителя доля отбора питательной воды составляет Сотб = (0,01+0,05).
Расход дополнительно сжигаемого топлива, м3-10-3/ч, рассчитывается как
В = вожидОожид / о
доп доп ^доп ^тс
(22)
Результаты расчетов сведены в табл. 2.
Таблица 2. Исходные данные и результаты расчета показателей работы энергоустановки при ЫЭ = 6,0 МВт, сжигании дополнительного топлива и использовании в качестве окислителя уходящих из ГТУ газов
Наименование показателя, обозначение, единица измерения
Значение показателя
Исходные данные
1. Электрическая мощность ГТУ МВт 6,0
2. Расход топлива в КС ГТУ Вкс, нм3-10-3/ч 2,41
3. Паропроизводительность КУ Оп, т/ч 30 35 40 45 50
4. Расход питательной воды Оп.в, т/ч 31,7 36,8 42,5 47,5 52,5
5. Суммарная тепловая мощность, отбираемая в ГТУ на нагрев воздуха в ОК и производство электроэнергии (Оком + Оген), ккал/с 3550
6. Ожидаемый расход дополнительного топлива, подаваемого в топку КУ В™^ , нм3-10-3/ч 1,181 1,45 1,76 2,13 2,39
7. Ожидаемое количество теплоты, выделяющееся в топке КУ при сжигании дополнительного топлива О™^, ккал/с 2505 3540 4150 5080 6150
8. Потеря теплоты от наружного охлаждения КУ q5, % 1,1 1,08 1,05 1,0 0,95
9. Доля байпасирования газов ГТУ топочной камеры КУ сС0, ед. 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4
10. Расход сетевой воды в ПСВ 6с.в, т/ч 60 65 70 80 100
Результаты расчетов
11. Температура газов на входе в КУ ику, оС 483
12. Энтальпия газов на входе в топочную камеру КУ Лгвх, ккал/м3 6098
13. Температура газов на выходе из топочной камеры КУ ику ,оС 846 1027 1126 1193 1249
14. Температура уходящих газов иух, оС 98 99 98 99 98
15. Расход перегретого пара за КУ Оп, т/ч 30 35 40 45 50
16. Температура перегретого пара ¿пе, оС 238 239 239 238 239
17. Энтальпия перегретого пара Лпе, ккал/кг 697 699 699 697 699
18. Энтальпия сетевой воды за ПСВ КУИсв, ккал/кг 87 85 86 86 86
19. Количество теплоты, выделяющееся в топочной камере КУ при сжигании дополнительного топлива Отоп, ккал/с 2505 3473 4093 5109 5679
3 3 20. Расход дополнительного сжигаемого топлива Вдоп, м -10 /ч 1,28 1,41 1,65 2,06 2,29
21. Тепловосприятие водопарового тракта КУ 0п-10-6, ккал/ч 17,85 20,83 23,81 26,98 29,76
22. Тепловосприятие тракта продувочной воды 0прод-10 , ккал/ч 0,174 0,21 0,231 0,26 0,29
23. Тепловосприятие тракта сетевой воды 0св-10-6, ккал/ч 1,51 1,63 1,76 2,01 2,51
24. Тепловыделение в топочной камере КУ при сжигании дополнительного топлива Отоп, ккал/с 2505 3473 4093 5109 5679
3 3 25. Расход дополнительного сжигаемого топлива Вдоп, м -10 /ч 1,28 1,41 1,65 2,06 2,29
26. Коэффициент полезного действия КУ, цку 0,745 0,779 0,842 0,873 0,909
27. Коэффициент утилизации теплоты топлива, цутил 0,712 0,754 0,773 0,791 0,796
28. Коэффициент полезного действия модуля (ГТУ-КУ), цмод 0,774 0,828 0,887 0,911 0,925
Зависимости дополнительного расхода топлива Вдоп в топочную камеру КУ и температуры газов на выходе из нее иКу получены в следующем виде:
Вд0П = 1,29 + 0,035(0П - 30)1,14 ; (23)
0,65 .
ику = 1010 + 4,25(0, - 30)116 оС.
(24)
При увеличении паропроизводитель-ности КУ в диапазоне от 30 до 50 т/ч уменьшается доля байпасирования газов бб от 0,8 до 0,4.
Показатели эффективности, представленные в табл. 2, определялись согласно следующим зависимостям:
• тепловосприятие водопарового тракта КУ, ккал/ч,
Оп = 0,5950п 106; (25)
• тепловосприятие тракта сетевой воды, ккал/ч,
Ос.в = бс.в(Л;.в - 61) = 0,025вс.в • 106 ; (26)
• коэффициент полезного действия КУ, ед.,
Г|ку = (О п+ О прод + Ос.в) / (ВкДвх + Отоп • 3600);
(27)
• коэффициент утилизации теплоты топлива, ед.,
Лутил = (О п + О прод + +Ос.в)/((Вкс + Вдоп)Осн • 103);
• КПД модуля «ГТУ-КУ», ед.,
Лмод = (0,86 • Л/э • 106 + Оп + Опрод + +Ос.в)/((Вкс + Вдоп)Он • 103).
(28)
(29)
Результаты расчета показателей эффективности установки, полученные в ходе моделирования КУ в программном комплексе «ТРАКТ» с учетом (25)-(29), представлены на рис. 4.
Анализ результатов показывает, что с увеличением паропроизводительности КУ йп от 30 до 50 т/ч увеличивается расход дополнительно сжигаемого топлива Вдоп от 1178 до 1247 нм3/ч. При этом значения всех КПД увеличиваются на 8^18 %.
Дополнительно получены следующие обобщающие регрессионные зависимости для экспресс-оценки показателей эффективности [9]:
Лутил = 0,61 + 0,027(9, - 30) Лмод = 0,77 + 0,021(9 -30)0,68
(31)
(32)
Лмод
Чкт
0,95
0,90
0,85
0,80
0,75
0,70
Чу
1,0
— 0,90
0,80
— 0,70
0,60
0,95
I— 0,90
- 0,85
0,80
- 0,75
0,70 1
л 7 " с
3 с /
/ /£ / 1
/ / с к
Г 1)„, т/ч
40
45
50
ЛкУ = 0,73 + 0,016(9 -30)
0,81 .
(30)
30 35
Рис. 4. КПД КУ (1), КПД утилизации теплоты сгорания топлива (2) и КПД модуля энергоустановки (3) в зависимости от паропроизводительности при электрической мощности ГТУ N = 6 МВт: точки - результаты расчетов, полученные при моделировании установки в программном комплексе «ТРАКТ»; линии - аппроксимация результатов расчетов по выражениям (30)-(32)
Выводы. Результаты расчета основных показателей (табл. 1, 2) практически совпадают с фактическими показателями промышленной эксплуатации рассматриваемого энергетического модуля на Ивановской ТЭЦ-1 [4, 8]. Предельное относительное расхождение расчетных и опытных данных оценивается на уровне 1,9 % для режима работы энергоустановки при утилизации в КУ теплоты уходящих из ГТУ газов и изменении ее электрической мощности и на уровне 2,4 % для режима номинальной электрической нагрузки при сжигании дополнительного топлива. В среднем отклонение составляет 2,2 %. Это подтверждает высокие прогностические возможности разработанной в программном комплексе «ТРАКТ» математической модели КУ.
Полученные зависимости (14)-(15) и (30)-(32), предназначенные для экспресс-оценки показателей эффективности энергоустановки в рассматриваемых режимах, характеризуются внесением дополнительной неопределенности на уровне 4,1 %. Таким образом, суммарная неопределенность этих зависимостей составляет 6,3 % (относительных).
С учетом этого для решения задач проектирования энергетического модуля, включающего оборудование рассматриваемого типа, рекомендуется использовать разработанную в программном комплексе «ТРАКТ» математическую модель. На этапе разработки предварительного технико-экономического обоснования с приемлемой точностью результаты могут быть оценены с применением упрощенных зависимостей (14)—(15) и (30)-(32).
Список литературы
1. Махнутин А.К., Кавалеров Б.В. О вопросах применения газотурбинных установок и парогазовых установок в энергетике // Вестник ПНИПУ. Электротехника, информационные технологии, системы управления. - 2015. -№ 15. - С. 84-96.
2. Berezinets P.A., Tereshina G.E. Heat recovery steam generators of binary combined-cycle units // Thermal Engineering. - 2021. -T. 68, No. 6. - Р. 452-460. DOI: 10.1134/S0040601521060021.
3. Ольховский Г.Г. Масштабы и особенности применения газотурбинных и парогазовых установок за рубежом // Теплоэнергетика. -2002. - № 9. - С. 72-77.
4. Шелыгин Б.Л., Мошкарин А.В. Котлы-утилизаторы парогазовых установок электростанций. - Иваново, 2012. - 284 с.
5. Гудзюк В.Л., Ривкин А.С., Шелыгин Б.Л. Тепловой поверочный расчет паровых котлов на ЭВМ. - Иваново, 1989. - 36 с.
6. Шелыгин Б.Л., Барочкин А.Е., Бароч-кин Е.В. Тепловой поверочный расчет паровых котлов на ПЭВМ. - Иваново, 2021. - 44 с.
7. Кузнецов Н.В., Дубовский И.Е., Ми-тор В.В. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / под ред. Н.В. Кузнецова. -М.: Энергия, 1973. - 296 с.
8. Кромов С.А. Опыт реконструкции и эксплуатации Ивановской ТЭЦ-1 // Электрические станции. - 2007. - № 9. - С. 15-19.
9. Heinhold I. Ingeniur statistic. - München; Wien: Springier Verlag, 1964. - 352 p.
10. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н.
Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / под ред. С.В. Цанева. -М.: Изд-во МЭИ, 2002. - 584 с.
References
1. Makhnutin, A.K., Kavalerov, B.V. Vestnik PNIPU. Elektrotekhnika, informatsionnye tekhnologii, sistemy upravleniya, 2015, no. 15, pp. 84-96.
2. Berezinets, P.A., Tereshina, G.E. Thermal Engineering, 2021, vol. 68, no. 6, pp. 452-460. DOI: 10.1134/S0040601521060021.
3. Ol'khovskiy, G.G. Teploenergetika, 2002, no. 9, pp. 72-77.
4. Shelygin, B.L., Moshkarin, A.V. Kotly-utilizatory parogazovykh ustanovok elektrostantsiy [Waste heat boilers of steam-gas plants of power plants]. Ivanovo, 2012. 284 p.
5. Gudzyuk, V.L., Rivkin, A.S., Shelygin, B.L. Teplovoy poverochnyy raschet parovykh kotlov na EVM [Thermal verification calculation of steam boilers on a computer]. Ivanovo, 1989. 36 p.
6. Shelygin, B.L., Barochkin, A.E., Baroch-kin, E.V. Teplovoy poverochnyy raschet parovykh kotlov na PEVM [Thermal verification calculation of steam boilers on a PC]. Ivanovo, 2021. 44 p.
7. Kuznetsov, N.V., Dubovskiy, I.E., Mitor, V.V. Teplovoy raschet kotel'nykh agregatov (normativnyy metod) [Thermal calculation of boiler units (standard method)]. Moscow: Energiya, 1973. 296 p.
8. Kromov, S.A. Elektricheskie stantsii, 2007, no. 9, pp. 15-19.
9. Heinhold, I. Ingeniur statistic. München; Wien: Springler Verlag, 1964. 352 p.
10. Tsanev, S.V., Burov, V.D., Remezov, A.N. Gazoturbinnye i parogazovye ustanovki teplovykh elektrostantsiy [Gas turbine and combined cycle plants of thermal power plants]. Moscow: Izdatel'stvo MEI, 2002. 584 p.
