CC BY
194
УДК 621.311.22
Режимные характеристики ГТЭ-110 для энергоблока ПГУ-325
Мошкарин А.В., д-р техн. наук, Шелыгин Б.Л., канд. техн. наук, Жамлиханов Т.А., асп.
На основании данных ВТИ разработаны статические характеристики ГТЭ-110. Установлены зависимости расходов топлива и уходящих газов, КПД ГТУ, температуры и коэффициента избытка воздуха за ГТУ от ее электрической мощности и температуры наружного воздуха. Определен рабочий диапазон электрических нагрузок ГТЭ-110.
Ключевые слова: газотурбинная установка (ГТУ), температура наружного воздуха, коэффициент избытка воздуха, КПД, электрическая мощность, переменный режим работы.
GTE-110 Operating Characteristics for CCGT-325 MW Power Unit
A.V. Moshkarin, Doctor of Engineering, B.L. Shelygin, Candidate of Engineering, T.A. Zhamlikhanov, Post Graduate Student
The GTE-110 static characteristics are developed according to VTI data research. Functional dependences of fuel consumptions and exhaust gases, efficiency coefficient of GTU, temperature and excess air coefficient after GTU from its electric power and outdoor temperature are determined. Operating range of GTE-110 electric loads is defined.
Keywords: gas turbo unit (gas turbine), outdoor temperature, excess air coefficient, efficiency coefficient, electric power, variable operating mode.
Газотурбинные установки (ГТУ), работающие в составе парогазовых установок (ПГУ) ТЭС, проектируются при стандартных параметрах наружного воздуха [1, 2]:
• температура 15 оС;
• барометрическое давление 101,3 кПа;
• относительная влажность 60 %.
Применительно к этим условиям определяются геометрические характеристики элементов проточных частей осевого компрессора (ОК) и газовой турбины (ГТ) ГТУ [3].
Остальные режимы работы являются нерасчетными при изменении значений температуры наружного воздуха и электрической мощности МГТУ.
При переменных режимах работы изменяются технические характеристики энергоустановки: КПД, расходы топлива и уходящих газов, температура газов за ГТУ, коэффициент избытка воздуха в них (рис. 1).
Для определения влияния режимов работы оборудования ГТУ на основные параметры рабочих сред (воздух и газы) можно использовать зависимости изменения давления и расходов потоков от определяющих факторов [1].
Аналитические зависимости неточны из-за большого влияния возмущающих факторов [3]. Более точными считаются зависимости, полученные в ходе обработки результатов тепловых расчетов математических моделей исследуемого объекта.
Ниже получены статические характеристики газотурбинной установки ГТЭ-110 [3] производства ОАО «НПО Сатурн», работающей в составе энергоблока ПГУ-325 ОАО «Ивановские ПГУ» [4].
Рис. 1. Схема регулирования мощности ГТУ: ВНА - входной направляющий аппарат; ОК - осевой компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина; РН, РТ, РВ - регуляторы мощности, топлива и воздуха соответственно
Двухфакторные зависимости позволяют:
• определить оптимальные возможности эксплуатации по условиям экономичности и надежности агрегатов;
• прогнозировать изменение выходных параметров энергоблока в зависимости от исходных факторов;
• оценить граничные условия рабочего диапазона нагрузок.
Одновальная газотурбинная установка ГТЭ-110 [5] работает по бинарному термодинамическому циклу [6] при расчетной температуре газов перед турбиной 1210 оС. Расчетные показатели ГТУ при базовом (номинальном) режиме [5] следующие:
• электрическая мощность 110,5 МВт;
• КПД 34,1 %;
• температура газов за ГТУ 527,7 оС;
• расход газов за ГТУ 364,7 кг/с.
Получение математических зависимостей
технических характеристик от определяющих факторов и проведение расчетного анализа выполнялись с использованием тепловых расчетов ГТЭ-110 при возможных переменных режимах ее работы [4].
Статические характеристики получены применительно к энергоблоку ПГУ-325 (Комсомольская ГРЭС, Ивановская область) [4] для ГТЭ-110, П-88 и К-110-6,5.
Расчетное исследование выполнялось для относительных нагрузок ГТУ (0,25-1,0)Ыном в интервале температур наружного воздуха ^нар = -30-30 оС и с использованием в качестве топлива природного газа с теплотой сгорания Орн = 49,4 МДж/кг [7].
КПД цикла ГТУ возрастает при снижении температуры наружного воздуха [6], так как при уменьшении удельного объема воздуха возрастает его массовый расход и, как следствие, мощность МГТУ [3].
Снижение электрической мощности ГТУ в пределах относительной нагрузки 25-100 % при расчетных значениях 1нар показано на рис. 2.
N. МВт
100
60
20
1
3 2
4
-30
-15
0
15
и. °с
Рис. 2. Зависимости электрической мощности ГТУ от температуры наружного воздуха и относительной нагрузки энергоустановки Ы/Ыном: 1 - 1,0; 2 - 0,75; 3 - 0,5; 4 - 0,25
При этом снижение температуры (нар с 15 до -30 оС повышает предельную мощность установки на 20,1 % (до ЫГТУ = 133 МВт).
Для рабочего диапазона нагрузок максимальное значение электрической мощности ГТЭ-110 можно определить по уравнению, МВт,
МГакс = 131,1 - 0,025 (30 + «нар )75 . (1)
В связи с сокращением энергозатрат на работу ОК в случае понижения значений с 15 до -35 оС при ЫномГТУ = 110 МВт значение КПД ГТУ возрастает с 34,1 до 37 % (рис. 3).
Рис. 3. Зависимости КПД ГТУ от температуры наружного воздуха и электрической мощности энергоустановки ЫГТУ: 1 - 110 МВт; 2 - 82,5 МВт; 3 - 55 МВт; 4 - 27,5 МВт
При этом для электрических нагрузок
27.5-110 МВт снижение температуры с 30 до -30 оС вызывает повышение КПД ГТУ на
2.5-4 % согласно зависимости, %,
ПГТУ = 36,5 -0,023(110 - ЫГТУ )4 -
/ \0,86
-0,04 («нар + 30) .
Расход природного газа в камеру сгорания ГТУ определяется изменением приращений величин ЫГТУ и ПггУ [3], кг/с:
0,0ШГТУ
(3)
(2)
В =-
теплота топлива,
пГТУ Ц-?
где Орр - располагаемая МДж/кг [7].
Теплосодержание топлива не превышает 1% от его теплоты сгорания 49,4 МДж/кг. Тогда расход природного газа в зависимости от определяющих факторов рассчитывается по уравнению (рис. 4), кг/с,
В = 2,19 + 0,046МГГУ - 0,016 (30 + «нар )1,06 . (4)
В, кг/с
2 1
3
4
-30
-15
15
Рис. 4. Зависимости расхода природного газа в камеру сгорания ГТУ от температуры наружного воздуха и ее электрической мощности ЫгтУ: 1 - 110 МВт; 2 - 82,5 МВт; 3 -55 МВт; 4 - 27,5 МВт
Согласно топливной характеристике (рис. 4), при снижении температуры с 30 до -30 оС величина ЫГТУ возрастает на 31 %, а КПД пГТУ на 11 %. Поэтому, по сравнению с минимальными значениями (2,3-6,1 кг/с), расход топлива возрастает в 1,19-1,21 раза, достигая при нагрузках ЫГТУ = 27,5-110 МВт в случае ^ар = -30 оС значений 3,4-7,25 кг/с.
Для снижения мощности установки ЫГТУ уменьшают расход топлива в камеру сгорания (КС). Одновременно с помощью входного направляющего аппарата (ВНА) ОК снижают расход окислителя. При значении ЫномГТУ = 110 МВт ВНА открыт полностью.
Закрытие ВНА поворотом его лопаток на 30о обеспечивает эффективное снижение нагрузки агрегата в диапазоне (0,7-1,0)ЫГТУ при оптимальных значениях коэффициента избытка воздуха а"ГТУ = 3-4 [4].
Для уменьшения нагрузки до величины менее 80 МВт снижается расход топлива при неизменном положении ВНА (при постоянном расходе воздуха). При этом значения а"ГТУ резко возрастают согласно зависимости (рис. 5)
аГТУ = 2,8 + °,°006 (30 + «нар) + (5)
+0,00006 (130 - Лгту )4.
(*ГТУ
5,5
4
2,5
20 50 80 110 1Чт, МВт
Рис. 5. Зависимости коэффициента избытка воздуха за ГТУ от температуры наружного воздуха ^ар и электрической мощности энергоустановки ЫГТУ: 1 - 30 оС; 2 - 15 °С; 3 - 0 °С; 4 - -30 °С
При расчетной ?нар=15 оС и значениях ЫГТУ = 45-55 МВт величина а"ГТУ составляет 4,7-5,3. В случае снижения до -30 оС величина а"ГТУ дополнительно возрастает до 5,4-6,3, что ухудшает эффективность ПГУ.
С учетом ранее проведенного анализа, в зависимости от значений £нар, при снижении ЫГТУ до 70-90 МВт расход газов за ГТУ С"ГТ резко снижается с 400 до 300 кг/с (рис. 6).
При дальнейшем снижении мощности ГТУ возрастает коэффициент избытка воздуха за
ГТУ, поэтому расход воздуха через ОК ГТУ не меняется и расход газов за ГТУ остается практически постоянным.
е”т,
кг/с
370
330
290
20 50 80 110 N1™, МВт
Рис. 6. Зависимости расхода газов за ГТ от температуры наружного воздуха ^ар и электрической мощности энергоустановки ЫГТУ: 1 - -30 °С; 2 - 15 °С; 3 - 30 °С
Для указанного диапазона нагрузок ГТУ зависимость расхода газов за С"ГТ от определяющих факторов (рис. 7) рассчитывается по уравнению, кг/с,
Сг = 376 - «нар -19,1(110 - Л/гту ) . (6)
Расход воздуха в КС ГТУ равен, кг/с,
Се = сГт - В. (7)
При уменьшении электрической мощности ГТУ на 25 % (до 82,5 МВт) расход газов резко снижается до О" = 300-350 кг/с.
Ъ'гт, кг/с
370
330
290
-30 -15 0 15 и, °С
Рис. 7. Зависимости расхода газов за ГТ от температуры наружного воздуха ^ар и электрической мощности энергоустановки ЫГТУ: 1 - 110 МВт; 2 - 82,5 МВт; 3 - 55 МВт; 4 -27,5 МВт
Температура газов за ГТУ &”ГТ имеет важное значение для работы котла-утилизатора марки «П-88» и показателей работы ПГУ-325 в целом.
При ^ар = -30-30 оС для диапазона нагрузок ЫГТУ = 70-130 МВт значения температуры газов за ГТ снижаются несущественно. При дальнейшем снижении ЫГТУ и резком возрастании значений а"ГТУ (рис. 5) заметно (в 1,5-2,0 раза) понижаются температуры 9"ГТ (рис. 8).
з”,°с
450
350
250
3
/\2/
/XL
20
50
80
110
NrTy, МВт
Рис. 8. Зависимости температуры газов за ГТ от температуры наружного воздуха ^ар и электрической мощности энергоустановки ЫГТУ: 1 - -30 °С; 2 - 0 °С; 3 - 30 °С
Например, снижение ЫГТУ до 40-60 МВт при ^ар = -30-30 оС уменьшает температуру газов за ГТУ (на входе КУ) на 60-130 оС согласно зависимости (рис. 9), оС,
ЗГТ = 480 -0,0185(110 - Лгту)21 +
+ [(1,1 - 0,16(110 - Лгту )) ] («нар + 30). (8)
Рис. 9. Зависимости температуры газов за ГТ от температуры наружного воздуха ^ и электрической мощности энергоустановки ЫГТУ: 1 - 110 МВт; 2 - 82,5 МВт; 3 -55 МВт; 4 - 27,5 МВт
По условию исключения эрозионного износа элементов проточной части ЦНСД паровой турбины марки К-110-6,5, температура пара перед ней не должна быть ниже 430 оС [8].
Температурный напор на входе в КУ (тракт ВД) составляет 20-30 оС. Поэтому минимальное значение температуры газов за ГТУ, по условию надежности работы энергоблока в целом, должно превышать 455 оС.
Минимально допустимая электрическая мощность ГТУ (с учетом рис. 9) определяется согласно зависимости, МВт,
ЛГТУн = 85,5 - 0,55 («нар + 30) . (9)
При минимальных температурах наружного воздуха (-25-30 оС) значения ЫминГТУ находятся в пределах 83,3-85,5 МВт. При повышении температуры ^ар до 25-30 оС минимально допустимая электрическая мощность ГТУ снижается до 66,9-68,1 МВт, что составляет 0,6-0,63 от номинальной нагрузки агрегата.
При аппроксимациях максимальные относительные расхождения полученных и исходных характеристик не превышали 3 %, что приемлемо для инженерных расчетов.
Заключение
Полученные уравнения и математические зависимости выходных параметров (расходы топлива и уходящих газов, КПД ГТУ, температура газов и коэффициент избытка воздуха за ГТУ) от электрической мощности и температуры наружного воздуха позволяют не только оперативно определить режимные характеристики объекта, но и прогнозировать их изменение в зависимости от исходных условий.
Список литературы
1. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки. - М.: Энергоатомиздат, 1985.
2. ГОСТ 29328-92. Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия. -М.: Изд-во стандартов, 1992.
3. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / Под ред. С.В. Цанева. - М.: Изд-во МЭИ, 2002.
4. Батенко А.В., Тишин К.П., Сладков Н.Е. Перспективный проект отечественной ПГУ-325 // Газотурбинные технологии. - 2009. - №7. - С. 2-6.
5. Стационарные газотурбинные установки: Справочник / Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин, И.А. Богов и др. -Л.: Машиностроение, 1989.
6. Андрющенко А.И. Основы технической термодинамики реальных процессов. - М.: Высш. шк., 1975.
7. Тепловой расчет котлов: нормативный метод / Под ред. Н.В. Кузнецова, В.В. Митора и др. - СПб.: Изд-во НПО ЦКТИ, 1998.
8. Турбина паровая К-110-6,5 для ПГУ-325. Расчетносправочные данные (8600001 РР 0201). ЛМЗ. - СПб., 2006.
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.
