Тепловая эффективность использования уходящих газов котла-утилизатора при сжигании дополнительного топлива Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

УДК 621.311.22

Тепловая эффективность использования уходящих газов котла-утилизатора при сжигании дополнительного топлива

Б.Л. Шелыгин, А-В. Мошкарин|, Е.С. Малков ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина»,

Иваново, Российская Федерация E-mail: admin@tes.ispu.ru

Авторское резюме

Состояние вопроса: В настоящий момент установлены принципиальная возможность и целесообразность использования уходящих газов котла-утилизатора в качестве окислителя для сжигания дополнительного топлива. Необходима оценка эффективности работы парогазовой установки в данных условиях.

Материалы и методы: Разработка зависимостей выполнена на основе технической документации по парогазовым установкам и расчету котельных агрегатов.

Результаты: С использованием обобщающих зависимостей определены условия эффективного использования в качестве окислителя уходящих газов котла-утилизатора при сжигании за ним дополнительного топлива. Получены уравнения, позволяющие в зависимости от дополнительного расхода топлива, коэффициента избытка воздуха и коэффициента полезного действия газотурбинной установки рассчитать значения граничных температур газов за котлом-утилизатором, удельное тепловосприятие газоводяного теплообменника и возможности повышения эффективности энергоустановки.

Выводы: Полученные зависимости позволяют не только оперативно определить режимные характеристики камеры сжигания дополнительного топлива и газоводяного теплообменника за котлом-утилизатором, но и прогнозировать их изменение при отклонении исходных условий газотурбинной установки.

Ключевые слова: камера сжигания дополнительного топлива, коэффициент избытка воздуха, относительный расход дополнительного топлива.

On thermal efficiency use of exhaust gases of recovery boiler when burning additional fuel

B.L. Shelygin, |A-V. Moshkarin|, E.S. Malkov Ivanovo State Power Engineering University, Ivanovo, Russian Federation E-mail: admin@tes.ispu.ru

Abstract

Background: At present the principle of possibility and advisability of using the exhaust gases recovery boiler as an oxidant to burn additional fuel is considered. It is necessary to assess the effectiveness of combined cycle gas turbine in these conditions.

Materials and methods: The development of dependency is made on the basis of technical documentation for com-bined-cycle gas turbine and the calculation of boilers.

Results: With the usage of correlations conditions for effective use as an oxidizer the exhaust gases recovery boiler by burning additional fuel for it are defined. We received the equations that allow, depending on the additional fuel consumption, excess air ratio and the efficiency of gas turbine, to calculate the values of the boundary value temperatures for the gases recovery boiler, specific heat gas-water heat exchanger and the possibility of increasing the efficiency of power units.

Conclusions: The obtained dependences allow not only to quickly determine the regime characteristics of the combustion chamber the additional fuel and gas-water heat exchanger after recovery boiler, but also to predict their changes in the deviation of the initial conditions gas turbine.

Key words: combustion chamber of additional fuel, excess air ratio, the relative consumption of additional fuel.

Стратегия развития отечественной энергетики ориентирована на активное внедрение парогазовых установок (ПГУ), когда одним из требований является повышение эффективности оборудования за счет выявления неиспользованных возможностей его эксплуатации [1].

За котлом-утилизатором (КУ) работающей ПГУ температура уходящих газов равна Зух = 95-110 °С, а концентрация кислорода в

них при коэффициенте избытка воздуха

аух = 3,3-4,1 составляет 14,2-15,4 % [2]. Поэтому реальной является выработка энергоустановкой дополнительной мощности за счет использования уходящих из КУ газов в качестве окислителя специально сжигаемого топлива. При этом:

• не требуется дополнительного источника окислителя (воздуха) и устройства для его подачи (дутьевой вентилятор);

• нет необходимости в специальном воздухоподогревателе;

• при использовании кислорода уходящих газов, снижении величины аух снижаются

потери теплоты с уходящими газами д2, и при неизменной величине 3ух повышается экономичность энергоустановки.

Отмеченное может быть реализовано за счет последовательного размещения за КУ камеры сгорания дополнительного топлива (КСДТ) и газоводяного теплообменника (ГВТ) (рис. 1). В КСДТ кислород уходящих газов расходуется на окисление горючих веществ дополнительно подведенного топлива при снижении коэффициента избытка воздуха в газах

от аДТ до аДТх. В зависимости от расхода сжигаемого топлива Вдоп температура газового потока возрастает от 3ДхТ до 3ДТх. В ГВТ в зависимости от его тепловой нагрузки при неизменном значении аДТх температура газов снижается до 3ух.

Рис. 1. Схема изменения характеристик утилизируемых газов при сжигании дополнительного топлива: 1 - котел-утилизатор; 2 - камера сгорания дополнительного топлива; 3 - газоводяной теплообменник

Ранее были установлены принципиальная возможность и целесообразность использования уходящих из КУ газов в качестве окислителя горючих веществ при сжигании дополнительного топлива [3].

Согласно [3], расходы газов на входе и выходе из КСДТ определяются соответственно по формулам, м3/с:

Ч-в(ДТ) = ^о (агТУ + 0,1); (1)

^Г(ДТ) = V0 [ВГТУ (аГГУ + 0,1) + 0,1Вдоп ] , (2)

где V0 - теоретический объем воздуха, м3/м3 [4]; а^У - коэффициент избытка воздуха на входе в ГТУ; В™м, Вдоп - расходы топлива в ГТУ и КСДТ соответственно, м /с.

Температура газов за КСДТ с использованием теплосодержания уходящих из КУ га-

зов и теплоты, выделяющейся при сжигании дополнительного топлива, рассчитывается следующим образом, °С:

вых = СДтЦ-в(ДТ)3ДТ + Ле^допО^0

ДТ

(3)

вых вых СДТ ^Г(ДТ)

где сДТ , сДых - теплоемкость газов на входе и

выходе из КСДТ соответственно, кДж/(м град); 3ДхТ - температура газов на входе в КСДТ (на

выходе из КУ), °С; ОЦ - теплота сгорания природного газа, МДж/м ; пСГ - степень сгорания топлива.

С учетом уравнений (1) и (2) после преобразований выражение (3) принимает вид

пвх

3ДТ

В

доп ЛСГ

0нс103

ДТ

внтм сДхТ V°КХТУ + 0,1)

СДТ

СДТ

1

0,1 Вд

ГТУ

0,1 в^м

(4)

Для температур 3ДхТ = 95-110 °С при

относительной погрешности менее 2 % значение теплоемкости газов, представленных преимущественно азотом, составляет

сДТ = 1,31 кДж/(м3град) [4, 5].

При возможных температурах 3ДТх = = 150-400 °С значение сД^х = 1,32 кДж/(м3град).

Для диапазонов ОЦ = 35,6-37,5 МДж/м3 и Vе = 9,47-10 м3/м3 [4] при относительной погрешности в среднем менее 1 % 0^/ V 0= 3,75 МДж/м3. Если пСГ /сДТ =0,75, то температура газов на

выходе из КСДТ после сжигания дополнительного топлива составит, °С, (рис. 2)

% + 2.8М03 (В„„1 ЩУм //(с^ + О,1) (5)

ДТ 1 + °,1(В„/ Вгт“)/(( + 0,1) .

Для реального диапазона а^У = 3,2-4,0 с увеличением относительного расхода топлива Вдоп/Вн^м от 0,1 до 0,4 температура газов

за КСДТ, согласно (5), может возрастать от 165-185 до 375-440 °С. Применительно к меньшим значениям а^У величина 3ДТх возрастает в большей мере. Так, при средних значениях Вдоп/В^У? = 0,2-0,3 и снижении авТУ

от 4,0 до 3,2 эта температура увеличивается на 30-45 град.

Для анализа и расчетов обобщается зависимость температуры газов на выходе из КСДТ от определяющих факторов и представляется следующим выражением, °С:

3ДТх = К1 + К2 (Вдоп/ВГнТоУм - 0,1), (6)

\0,95

где К1 = 185 - 21,3(У - 3,2)

К2 = 833 -183 (У - 3,2).

По результатам [3], принимая 02^ =

= 12,5 %, полученная зависимость максимального значения относительного расхода топли-

I / ..«»Л макс

ва в КСДТ (Вдоп/ВГн?У) от коэффициента

избытка воздуха на входе в ГТУ аВТУ (рис. 3) может представляться уравнением

чмакс ^ГТУ )

(/Вгн-°мї

значение

0,215 + 0,375(У -3,2). (7)

При минимальной величине а^ТУ = 3,2 не превышает 0,21,

(в / вн°м\ [Вдоп/ ВГТУ j

достигая при а^ТУ = 4,0 предельного уровня

0,51. Поэтому, согласно (5) и рис. 2, максимальная температура газов на выходе из КСДТ

при аВТУ = 3,2 равна 275 °С, а при оптимальном значении 3,6 она не превышает 375 °С.

Рис. 2. Зависимость температуры газов на выходе из КСДТ от относительного расхода дополнительно сжигаемого топлива при дДТ = 100 °С и различных значениях коэффициента избытка воздуха на входе в ГТУ авТУ : 1 - 3,2; 2 - 3,6; 3 - 4,0

Рис. 3. Зависимость максимального значения относительного расхода топлива в КСДТ от коэффициента избытка воздуха на входе в ГТУ при допустимой концентрации кислорода в уходящих газах 02ыДТ) = 12,5 %

КПД газоводяного теплообменника (ГВТ) представляет отношение его тепловосприятия Огвт к энтальпии газов на входе в его газоход

(на выходе из КСДТ). Для интервала темпера тур 90-380 °С при практически неизменной те плоемкости газов КПД ГВТ определяется гра ничными температурами газового потока:

0~ВТ

пГВТ =

пвых п ^ДТ - ^ух

вых вых СГ^Г(ДТ)^ДТ

вых

^ДТ

(8)

где &ух - температура уходящих газов за ГВТ, °С.

С учетом (5) КПД ГВТ определяется согласно зависимости (рис. 4)

ПГВТ = 1 -"

1 + 0,1

д /дном °доп/ ВГТУ

0,1

а.

ГТУ

ух

ЗДТ + 2,81-10

3 Вдоп/В1

ном

ГТУ

(9)

а^ТУ + 0,1

0,7

0,6

0,5

0,4

/ у у *»■ у X у ^ У / у

1 у У / У / . у / / / / / / // у' ^ 3 1 1

/\\1 1 1 1 1 1 1 1

У/ 1 1 1 1 1 1 1

0,1

0,2

0,3

Рис. 4. Зависимость КПД газоводяного теплообменника от относительного расхода дополнительно сжигаемого топлива при

100 °С и различных значениях коэффициента избытка

воздуха на входе в ГТУ а^

1 - 3,2; 2 - 3,6; 3 - 4,0

В случае а^ТУ = 3,2 и ЗДхТ =-Эух = 100 °С при Вдоп/В^м менее 0,21 из-за низких температур &ДьТх величина пГВТ не превышает 0,67.

С увеличением а^ТУ до 3,6 при повышенном расходе окислителя появляется возможность увеличения расхода топлива в КСДТ Вдоп. При этом с увеличением температуры ^ДТ значение пГВТ возрастает и может достигать в случае предельного отношения Вдоп/Вн™ = 0,37

значения 0,73.

Обобщающая зависимость пГВТ от определяющих факторов представляется следующим выражением:

ПГВТ =

+ 0,7 (п/(ту - 0,1)' где К3 = 0,46 - 0,05 (а^У - 3,2),

К4,

(10)

К4 = 1,05 - 0,005 (ух - 90).

С использованием (2) отношение тепловой мощности ГВТ к электрической мощности ГТУ ЛгТУ и ее КПД пГТУ принимает вид

рГВТ = сгУ° [ВгнТум (а^ТУ + 0,1) + 0,1 ВДОп]( - V)

ЛГТУ ВГТуОн ПГТУ

(11)

Принимая пГТУ = 0,35, с учетом

Сг^0/( ГТУ ) = 10-3 относительная тепловая

мощность ГВТ представляется зависимостью (рис. 5)

ДГВТ ЛЭту

Огвт 0,8 0,6 0,4 0,2

0,1 0,2 0,3 В*,

В но*.

ГТ>

Рис. 5. Зависимость отношения возможной мощности ГВТ к мощности ГТУ от относительного расхода дополнительно

сжигаемого топлива при ПггУ = 0,35, дДТ = дух = 100 °С и

различных значениях коэффициента избытка воздуха на

входе в ГТУ а“У : 1 - 3,2; 2 - 4,0

Так как с увеличением а^ТУ температура ЗДТх снижается (рис. 2), то для диапазона

а^ТУ = 3,2-4,0 отношение <ЭГВТ/ЛГТУ меняется несущественно. С увеличением расхода топлива Вдоп в КСДТ относительная тепловая мощность ГВТ возрастает, достигая при а^ТУ = 3,2 и предельном значении Вдоп/ВТу = 0,21 величины 0,57. В случае а^ТУ = 3,6 при повышенном расходе окислителя с увеличением Вдоп/ВгТу до 0,37 значение 0ГВТ/ЛЭТУ может достигать 0,96.

При КПД ГТУ пГТУ = 0,35 и температурах

ЗДТ = Зух = 100 °С обобщающая зависимость

относительной мощности ГВТ от определяющих факторов представляется выражением

авТУ + 0,1

В

доп

В ном ГТУ у

( -^уХ )• 10-3. (12)

0"Вт/ЛГТу = К5 + К6 (Вдоп/ВГТУ - 0,1) , (13)

где К5 = 0,273 + 0,009 (а^У - 3,2),

К6 = 2,5 + 0,125 (авТУ -3,2).

Эффективность использования располагаемой теплоты газов ГТУ и дополнительно сжигаемого топлива может быть оценена по величине повышения КПД энергоустановки (по обратному балансу):

Апуст = А^2 -А(1 -ПСГ ^ (14)

где Ад2 - снижение потерь теплоты с уходящими газами, по сравнению с вариантом КУ без КСДТ и ГВТ; А(1 -пСГ ) = 0,015 - изменение

неполноты сгорания топлива в среде, обедненной кислородом [4].

Относительная потеря теплоты с уходящими газами определяется отношением абсолютного значения 02 к располагаемой теплоте среды:

92 = оУ(овУ + ВдопОнс), (15)

где 0,вУ - количество теплоты, поступающей в КУ с уходящими из ГТУ газами, МВт.

Температуру газов на входе в КУ в зависимости от эффективности ГТУ и ее воздушного режима с использованием (1) и (11) можно оценить согласно зависимости (рис. 6)

^вх = ВГТУ'(1 - ЛГТУ ) = 2,81(1 - ЛГТУ ) 10 3 (16)

КУ сгУ 0ВГн™ (авТУ + 0,1) авТу + 0,1 .

Эй*

КУ»

550

500

450

400

3,2 3,4 3,6 3,8 а™

Рис. 6. Изменение температуры газов на входе в КУ в зависимости от коэффициента избытка воздуха на входе в

ГТУ аГТУ при различных значениях КПД ГТУ пГТУ : 1 -0,32; 2 - 0,35; 3 - 0,38

Из-за разбавления избыточным воздухом газов, образующихся в камере сгорания ГТУ, независимо от ее КПД пГТУ , температура

зКУ с увеличением а^ТУ снижается в равной мере до значений 425-465 °С.

При неизменном тепловыделении в ГТУ (постоянном расходе топлива В^м) с уменьшением пГТУ от 0,38 до 0,32 значение &КУ возрастает, достигая при а^ТУ = 3,2 температур 525-580 °С.

В случае сжигания в ГТУ природного газа при (3£/(V0) = 2,81 103 град обобщающая

зависимость температуры газов на входе в КУ от определяющих факторов представляется выражением, °С,

$КУ = К7 - К8 (аГТУ - 3,2) , (17)

где К7 = 579 - 850 (тц-ТУ - 0,32),

К8 = 133 -120 (пгТУ - 0,32)0,78.

При температуре газов за энергоустановкой 9ух потеря теплоты с уходящими газами составит

Я2 =■

«ГТУ + 0^ ( + Вдоп/ ВГТУ

ух

(18)

2,81 [(1-пГТУ ) + Вдоп / ВГТУ ]10 3

На основании (14) повышение КПД энергоустановки, по сравнению с вариантом КУ без КСДТ и ГВТ, при пГТУ = 0,36 и &ух = 100 °С определяется согласно зависимости (рис. 7)

эном )91

АЛуст = К9 (Вдоп/ВГТУ )

где К9 = 0,123 + 0,051(ТУ - 3,2).

(19)

Лі-V

0,06

0,04

0,02

3 у'

2 /У , 1

0,1

0,2

0,3

В,

в:

Рис. 7. Зависимость КПД энергоустановки от относительного расхода дополнительно сжигаемого топлива (при

дух =100 °С, пГТу =0,35 и различных значениях агТУ : 3,2; 2 - 3,6; 3 - 4,0)

1 -

Для неизменных значений 9ух и а^ТУ с увеличением дополнительного расхода топлива коэффициент избытка воздуха в уходящих газах по отношению к нему снижается до 6-10 [3], что приемлемо по условию полноты сгорания горючих веществ [2]. При этом коэффициент избытка воздуха за КСДТ (за ГВТ) по отношению к суммарному расходу топлива

+ вдоп снижается до аДТх = 1,6-1,7.

За счет сжигания дополнительного топлива в потоке уходящих газов при а^ТУ = 3,2 и увеличении Вдоп/ до 0,21 возможное возрастание величины Апуст составляет 0,031. В

случае а^ТУ =3,6 и росте Вдоп/В™м до 0,37 за

счет дополнительного снижения потери q2 ожидаемое повышение КПД энергоустановки достигает 0,057.

Список литературы

1. Анализ направлений развития отечественной теплоэнергетики / А.В. Мошкарин, М.А. Девочкин, Б.Л. Ше-лыгин, В.С. Рабенко; под ред. А.В. Мошкарин / Иван. гос. энерг. ун-т. - Иваново, 2002. - 256 с.

2. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / под ред. С.В. Цанева. - М.: Изд-во МЭИ, 2002. - 574 с.

3. Определение условий использования в качестве окислителя уходящих из котла-утилизатора газов для сжигания дополнительного топлива / Б.Л. Шелыгин, А.В. Мошкарин, Е.С. Малков // Вестник ИГЭУ. - 2012. - Вып. 2. - С. 4-7.

4. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / под ред. Н.В. Кузнецова, В.В. Митора, И.Е. Дубовского, Э.С. Красиной. - М.: Энергия, 1973.

5. Дубовкин Н.Ф. Справочник по углеводородным топливам и их продуктам сгорания. - М.-Л.: Госэнергоиз-дат, 1962.

References

1. Moshkarin, A.V., Devochkin, M.A., Shelygin, B.L., Rabenko, V.S. Analiz napravleniy razvitiya otechestvennoy te-ploenergetiki [Analysis of trends in the development of domestic power engineering system]. Ivanovo, 2002. 256 p.

2. Tsanev, S.V. Gazoturbinnye i parogazovye ustanovki teplovykh elektrostantsiy [Gas turbine and combined-cycle gas turbine of thermal power plants]. Moscow, izdatel'stvo MEI, 2002. 574 p.

3. Shelygin, B.L., Moshkarin, A.V., Malkov, E.S. Vestnik IGEU, 2012, issue 2, рр. 4-7.

4. Kuznetsov, N.V., Mitora, V.V., Dubovskiy, I.E., Krasina, E.S. Teplovoy raschet kotel’nykh agregatov (normativnyy metod) [Thermal design of boilers (normative method)]. Moscow, Energiya, 1973.

5. Dubovkin, N.F. Spravochnik po uglevodorodnym top-livam i ikh produktam sgoraniya [Handbook on hydrocarbon fuels and their combustion products]. Moscow-Leningrad, Go-senergoizdat, 1962.

Шелыгин Борис Леонидович,

ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», кандидат технических наук, профессор кафедры тепловых электрических станций, адрес: г. Иваново, ул. Рабфаковская, д. 34, кор. В, ауд. 408, телефон (4932) 41-60-56, e-mail: admin@tes.ispu.ru

Мошкарин Андрей Васильевич,

ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина»,

Заслуженный деятель науки Российской Федерации, Почетный работник высшего профессионального образования России, доктор технических наук, профессор

Малков Евгений Сергеевич,

ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина»,

аспирант, инженер кафедры тепловых электрических станций,

адрес: г. Иваново, ул. Рабфаковская, д. 34, кор. В, ауд. 408,

телефон (4932) 41-60-56,

e-mail: admin@tes.ispu.ru