Влияние параметров циклового воздуха и аэродинамики газового тракта на экономичность ГТУ и ПГУ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 621.165 + 621.438

ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ ЦИКЛОВОГО ВОЗДУХА И АЭРОДИНАМИКИ ГАЗОВОГО ТРАКТА НА ЭКОНОМИЧНОСТЬ ГТУ И ПГУ

Асп. ГРИНЧУК А. С.

Белорусский национальный технический университет

На показатели и энергетические характеристики ГТУ и ПГУ достаточно сильное влияние оказывают климатические условия (температура, относительная влажность, барометрическое давление наружного воздуха), потери давления перед компрессором ГТУ (сопротивление воздухоочистительного устройства) и за газовой турбиной (сопротивление котла-утилизатора). Изменение этих факторов в процессе эксплуатации сказывается на экономичности, развиваемой электрической мощности, расходах рабочих сред и их параметрах как для самой ГТУ, так и для паротурбинной части ПГУ [1], что должно учитываться при выборе оборудования и определении показателей парогазовых ТЭС.

Расчет тепловой схемы и характеристик энергетической ПГУ в условиях переменных режимных факторов - весьма сложная задача. В полном объеме она выполняется фирмами-изготовителями с использованием собственных расчетных методов, стендовых испытаний и моделирования. В научно-исследовательской практике используют представленные заводские энергетические характеристики (в графической или табличной форме), аппроксимация которых в расчетные зависимости и алгоритмы позволяет определять характеристики и показатели ПГУ для различных условий эксплуатации.

На Минской ТЭЦ-3 в начале 2009 г. введена в эксплуатацию бинарная теплофикационная ПГУ номинальной электрической мощностью 223 МВт, тепловой - 158 МВт [2]. Сегодня - это наиболее крупная и экономичная ПГУ в Беларуси, в ее состав входят газовая турбина GT13E2 (Alstom, Швейцария), двухконтурный котел-утилизатор (SES TLMACE, Словакия) и паровая турбина Т-53/67-8,0 (УТМЗ, Россия).

На примере ПГУ-230 рассмотрим влияние аэродинамического сопротивления газовоздушного тракта ГТУ и параметров наружного воздуха на показатели и характеристики энергоблока.

Гарантийные показатели ГТУ Alstom GT13E2, работающей в составе ПГУ-230, приведены в табл. 1.

Расчетный КПД выработки электроэнергии для конденсационного режима ПГУ-230 при указанных в табл. 1 показателях ГТУ равен 49,9 %. По результатам проведенных пусконаладочных испытаний КПД ПГУ на нагрузке, близкой к номинальной, составил около 51 %, что обусловлено лучшей фактической экономичностью ГТУ по сравнению с гарантированными показателями.

Аэродинамическое сопротивление. Работа ГТУ в составе ПГУ связана с некоторым повышением сопротивления выходного тракта и ростом давления за газовой турбиной по сравнению с автономной работой ГТУ. Это приводит к небольшому снижению электрической мощности, КПД и к незначительному увеличению температуры газов за ГТУ.

Таблица 1

Гарантийные показатели ГТУ СТ1ЭЕ2 и расчетные условия базового режима эксплуатации

Параметр Значение

Номинальная мощность ГТУ (брутто), кВт 168600

КПД ГТУ (брутто), % 35,8

Температура газов перед турбиной, °С 1095

Температура газов за турбиной, °С: 510

Расход газов за турбиной, кг/с 533

Избыток воздуха в отработавших газах 3,4

Расчетные условия окружающей среды:

температура, °С 15

атмосферное давление, кПа 101,3

относительная влажность, % 60

Аэродинамическое сопротивление котла-утилизатора, кПа 3,0

Низшая теплота сгорания газообразного топлива, кДж/кг 48971

Влияние аэродинамического сопротивления КУ на перечисленные параметры можно оценить с помощью зависимостей:

• электрическая мощность: ЫГТУ = (1 - 0,555рвых);

• КПД ГТУ: Пгту = СУ (1 - ¿аых);

• повышение температуры газов за ГТУ: АТк.т = 0,2725рвых , где 5рвых = = Арвых/ратм - относительная потеря давления за ГТУ; Арвых - аэродинамическое сопротивление КУ, Па; ратм - атмосферное давление, Па.

Аэродинамическое сопротивление за ГТУ определяется конструктивными характеристиками и особенностями исполнения котла-утилизатора и при эксплуатации практически зависит только от расхода газов. Для ПГУ-230 сопротивление КУ на номинальном режиме работы ГТУ составляет около 2,0 кПа, что определяет снижение электрической мощности газовой турбины на 1,1 % (1,85 МВт), снижение КПД ГТУ - на 0,7 % (абс.), увеличение температуры газов за ГТУ - на 3 °С по сравнению с ее работой в автономном режиме.

На рис. 1 представлены зависимости изменения относительной мощности ИГТУ, КПД пГТУ и расхода газов Gк т от изменения аэродинамического сопротивления воздушного тракта до и после ГТУ.

Рис. 1. Зависимости изменения относительной мощности ИГТУ , КПД пГТУ и расхода газов Окт от изменения аэродинамического сопротивления до или после ГТУ

Аэродинамическое сопротивление воздушного тракта на входе в компрессор ГТУ состоит из сопротивления отдельных элементов КВОУ: воздушных фильтров, подогревателя воздуха (антиобледенительной системы), шумоглушителя. Рост потерь давления воздуха в КВОУ в первую очередь связан с загрязнением фильтров очистки воздуха.

В КВОУ ГТУ ОТ13Б2 установлены два типа фильтрующих элементов: фильтры предочистки и фильтры тонкой очистки воздуха. В процессе эксплуатации при загрязнении их аэродинамическое сопротивление может изменяться в соответствующих пределах (табл. 2).

Таблица 2

Фильтр Аэродинамическое сопротивление фильтров, Па

Новые Полностью загрязненные

Предочистки 50 300

Тонкой очистки 100 600

Как видно, сопротивление полностью отработавших ресурс фильтров КВОУ увеличивается на 7,5 мбар, что приводит к снижению электрической мощности ГТУ на 1,3 % (2,2 МВт), КПД ГТУ - на 0,5 % (отн.). Для предупреждения увеличения сопротивления фильтров КВОУ сверх допустимой величины отсек КВОУ оснащен защитными клапанами, открытие которых происходит при достижении сопротивления фильтров до 15 мбар.

Заводом-изготовителем не предусмотрена очистка отработавших фильтров, а их полная замена весьма дорогостояща и трудоемка. Для продления ресурса фильтров КВОУ и поддержания расчетной мощности и экономичности ГТУ необходим комплекс мероприятий, направленных на снижение запыленности циклового воздуха ГТУ.

Атмосферное давление и влажность воздуха. В отличие от аэродинамического сопротивления, оказывающего влияние на мощность и экономичность, атмосферное давление и относительная влажность воздуха сказываются в основном на развиваемой электрической мощности ГТУ (рис. 2). Изменение относительной влажности в диапазоне температур до 35 °С на изменение КПД ГТУ сказывается весьма незначительно, не превышая 0,05 % (отн.), что можно не учитывать в практических расчетах.

а б

Агту

1,0

0,9 о,

¡5

0,8 0,90 0,95 1,00 ратм.,бар

1,010 1,005

4 0°С

^ 15 °С 3 0 °с

Агту

0,995

0,990 0,985

Рис. 2. Определение изменения электрической мощности ГТУ при номинальной нагрузке в зависимости от атмосферного давления ратм и относительной влажности воздуха фв: а - влияние атмосферного давления на изменение мощности ГТУ; б - то же относительной

влажности воздуха

Относительная влажность воздуха (или степень насыщения) определяется следующим образом:

фв = Г» -100%, р"

где рп - плотность пара влажного воздуха (плотность пара), кг/м3; р" -плотность сухого насыщенного пара при данной температуре, кг/м3.

За расчетное атмосферное давление по стандарту ISO 3977-2:1997 для ГТУ принято давление, равное 760 мм рт. ст. (1013 мбар). Для условий эксплуатации ПГУ-230 среднегодовое значение атмосферного давления находится на уровне 988 мбар, что несколько ниже расчетного, а среднегодовая относительная влажность воздуха составляет 78 %, т. е. выше расчетной. Результирующее снижение развиваемой электрической мощности ГТУ составит 3,9 МВт, или 2,3 %.

Температура наружного воздуха. Среди всех режимных и эксплуатационных факторов наиболее сильно влияет на показатели ГТУ температура наружного воздуха Тн.в, что связано с затратами мощности на сжатие воздуха в компрессоре при изменении его плотности. На привод осевого воздушного компрессора ГТУ расходуется значительная часть мощности, вырабатываемой газовой турбиной. Так, для GT13E2 на номинальном режиме на привод компрессора расходуется 49 % располагаемой мощности газовой турбины, а при нагрузке технического минимума (6 МВт) - 75 %.

На рис. 3 приведены зависимости влияния температуры наружного воздуха Тн.в на энергетические характеристики ГТУ при полной электрической нагрузке.

АТту

- 20 - 10 1,0 \ + 20 + 50 +4 0 Гн.в ,

0 + 10 \ °C

0,8

Лгту 1,02

- 20 - 10 1,0 \ + 20 + 30 +4 0 Гн.в ,

0 + 0 \ °C

0,94

G„ 1,10

ч + 20 + 50 +4 0 Тн.в ,

- 20 - 10 0 + 0 \ °C

0,90

ДТ„, °С

+ 0 T„ в ,

- 20 - 10 0 + 20 +: 50 +4 0 °C

- 20

Рис. 3. Зависимости изменения относительной мощности ЛгГТУ, экономичности пГТУ ГТУ, а также расхода газов за турбиной Ок т и их температуры ЛГкт от температуры наружного

воздуха Тнв по заводским данным для ОТ13Б2: а - зависимость относительного изменения электрической мощности ГТУ от Гн.в; б - то же КПД от Гн.в; в - то же расхода газов за ГТУ от Гн.в; г - зависимость изменения температуры газов за ГТУ от Гн.в

б

а

Графические зависимости энергетических характеристик ГТУ можно преобразовать в аналитические, описав их полиномами с использованием многочленов второго и третьего порядков:

р(?™)=1 г11 «тн.в либо ^)=^ х

где ^о - номинальная характеристика ГТУ для расчетных условий (табл. 1).

Для рассматриваемой ГТУ автором были получены и использованы при расчетах следующие аппроксимированные зависимости:

• для электрической нагрузки ГТУ, МВт:

^эГТУ = 168,6-(- 0,00001381730020997Гн2в -

- 0,00514309614906Тн.в + 1,0817577664);

• для электрического КПД ГТУ, %:

пгту = 35,8-(- 0,000016419953972 Гн2в -

- 0,000967593361712Тн.в + 1,018606906);

• для температуры газов за ГТУ, °С:

Тк.т = 510-(0,00007406902 Тн3в + 0,00374397166466 Гн2в + + 0,4082859157Тн.в - 7,223982877);

• для расхода газов за ГТУ, кг/с:

Окт = 533-(-0,00000015503937Тн3в - 0,000011672227137Г2 -

14 •1 н.в 7 н. в

- 0,00256894433776Тн.в + 1,0415523473).

Поскольку экономичность паровой турбины ПГУ зависит от начальных параметров пара, в первую очередь контура ВД, то при изменении его температуры и начального давления происходит изменение располагаемого теплоперепада и экономичности паротурбинного цикла. Как видно из зависимости АГк.т = 7(Тн.в) (рис. 3), при низкой Тнв температура газов за ГТУ снижается на 10-15 °С от номинальной, что определяет ощутимое снижение параметров цикла ПТУ. Расход теплоносителя в ГТУ и ПТУ при снижении Тн.в наоборот увеличивается.

Используя полученные зависимости характеристик ГТУ от Тнв и модель расчета параметров и показателей двухконтурной ПГУ на ЭВМ, определены параметры и изменение экономичности схемы бинарной ПГУ, аналогичной ПГУ-230 МТЭЦ-3, при различной Тнв. Результаты расчетов в численном виде сведены в табл. 3, в графическом - представлены на рис. 3.

Полученные результаты показывают, что максимум тепловой экономичности установки приходится на Тнв ~ 7-8 °С, что примерно соответствует среднегодовому значению Тн.в для Минска. При снижении температуры наружного воздуха ниже 7 °С КПД рассматриваемой утилизационной ПГУ ПпГУ начинает снижаться, несмотря на увеличение КПД пГТУ и расхода газов ГТУ. Происходит уменьшение пПГУ (рис. 4) из-за преобладающего влияния паротурбинной части, снижение экономичности и удельной мощности которой не компенсируется ростом пГТУ и увеличением расхода рабочих сред ГТУ и ПТУ.

Таблица 3

Влияние температуры наружного воздуха Тнв на показатели бинарной ПГУ (конденсационный режим базовой нагрузки)

Параметр Температура наружного воздуха Тнв, °С

-20 -10 0 10 15 20 30

Температура газов за ГТУ Тк.т, °С 495,5 499,0 502,8 507,3 510,0 513,0 520,4

Расход газов за ГТУ Gк.т, кг/с 581 568 555 541 533 525 506

Электрический КПД пГТУ, % 36,92 36,75 36,47 36,06 35,80 35,54 34,90

Параметры пара высокого давления:

• температура ВД Т0вд, °С 473,5 477,0 480,5 485,3 488,0 491,0 498,4

• оптимальное давление р0д, МПа 7,0 7,2 7,4 7,6 7,7 7,8 8,2

• расход Цвд, кг/с 59,57 58,84 58,16 57,51 57,16 56,86 56,02

Параметры пара низкого давления:

• температура Т0т , °С 211,1 211,8 212,6 213,2 213 213,5 214,8

• оптимальное давление р™, МПа 0,64 0,65 0,67 0,69 0,70 0,71 0,75

• расход Ц™, кг/с 23,95 23,41 22,83 22,145 21,72 21,28 20,37

Электрическая мощность ГТУ ЛэГТУ, МВт 198,8 190,8 182,4 173,5 168,6 164,1 154,3

Электрическая мощность ПТУ ЛэПТУ, МВт 68,3 67,7 67,2 66,7 66,5 66,2 65,8

Электрическая мощность ПГУ ЛэПГУ, МВт 267,1 258,5 249,6 240,2 235,1 230,3 220,0

КПД ПТУ пПТУ, % 25,9 26,0 26,2 26,4 26,5 26,6 26,9

КПД ПГУ пПГУ, % 49,60 49,79 49,91 49,93 49,91 49,88 49,77

Рис. 4. Зависимость КПД ГТУ, ПТУ и ПГУ от Тнв при номинальной загрузке (конденсационный режим)

Мощность паровой турбины увеличивается при снижении температуры наружного воздуха, но гораздо меньшими темпами, чем газовой. Это определяет снижение такого важного показателя бинарной ПГУ, как соотношение мощностей паровой и газовой частей: кПГУ = ЛЭ1ТУ / . Так, если

при Тнв = 15 °С кПГУ = 0,39, то при Тнв = -20 °С кПГУ = 0,34, экономичность ПТУ при этом снижается с 26,5 до 25,9 %. В научной литературе показано, что для бинарной ПГУ оптимальным считается соотношение мощностей паровой и газовой частей с кПГУ ~ 0,5.

Получить стабильно высокие КПД ПТУ и А^пгу при снижении Тнв возможно применением дожигания топлива в КУ с целью повышения начальных параметров пара контура ВД (до 565 °С; 12,75 МПа) [3]. При этом каждому значению Тнв будет соответствовать своя оптимальная степень дожигания рдж = /(Тнв). Причем при низких температурах наружного

воздуха количество дожигаемого в КУ топлива увеличивается как по причине снижения температуры газов за ГТУ, так и ввиду увеличения их расхода.

Аналогично варианту чисто утилизационной ПГУ были произведены соответствующие расчеты показателей двухконтурной конденсационной ПГУ с дожиганием топлива в блоке дожигающих устройств (БДУ) КУ перед пароперегревателем ВД. Результаты расчетов сведены в табл. 4.

Таблица4

Влияние температуры наружного воздуха Тнв на показатели ПГУ с ГТУ СТ1ЭЕ2 при дожигании топлива в КУ

Параметр Температура наружного воздуха Тн.в, °С

-20 -10 0 10 15 20 30

Температура газов за ГТУ Тк.т, °С 495,5 499,0 502,8 507,3 510,0 513,0 520,4

Температура газов за БДУ Гкд, °С 590 590 590 590 590 590 590

Степень дожигания Рдж, % 7,72 7,35 6,93 6,44 6,15 5,84 5,11

Расход газов за ГТУ Окт, кг/с 581 568 555 541 533 525 506

Электрический КПД ГТУ пГТУ, % 36,92 36,75 36,47 36,06 35,80 35,54 34,90

Расход пара контура ВД ,С>0д, т/ч 78,87 77,10 75,33 73,42 72,33 71,24 68,65

Расход пара контура НД £>0™, т/ч 20,34 19,88 19,43 18,94 18,65 18,37 17,70

Электрическая мощность ГТУ ^эГТУ, МВт 198,8 190,8 182,4 173,5 168,6 164,1 154,3

Электрическая мощность ПТУ ^эПТУ, Вт 96,9 94,7 92,5 90,2 88,8 87,5 84,3

Электрическая мощность ПГУ <ГУ, МВт 295,7 285,5 274,9 263,7 257,4 251,6 238,6

КПД ПГУ пПГУ, % 49,11 49,31 49,43 49,47 49,47 49,48 49,41

Зависимость рдж от Тнв (табл. 4) была аппроксимирована в аналитическую зависимость

вдж = - 7,42591575 • 10-5 • (рджсч )2 - 0,007623864 • рджсч + 1,128822,

где рджсч - оптимальная степень дожигания топлива в КУ при расчетной Тнв = 15 °С, рассчитывается для конкретной схемной реализации ПГУ; рдж - то же при произвольной Тнв.

Положительным и важным обстоятельством схемы с дожиганием является то, что термодинамическая эффективность ПГУ при увеличении рдж изменяется незначительно - не более 0,36 % (абс.) от максимального значения. Снижение экономичности от потери бинарности ПГУ в существенной степени компенсируется увеличением КПД ГТУ, а также (по сравне-

нию со схемой без дожигания) увеличением КПД и мощности ПТУ. Экономичность ПТУ здесь остается практически постоянной, а соотношение мощностей газотурбинной и паротурбинной частей изменяется незначительно: с 0,53 (Тнв = 15 °С) до 0,49 (Тнв = -20 °С). При снижении Тнв расход пара на ПТУ увеличивается более интенсивно (табл. 3), и в схеме с дожиганием вырабатывается дополнительная тепловая (и электрическая) мощность, что востребовано для ТЭЦ по режимам отпуска теплоты в отопительный период.

В Ы В О Д Ы

1. Климатические факторы оказывают значительное влияние на экономичность и развиваемую электрическую мощность при эксплуатации ГТУ и ПГУ. Изменение мощности может достигать 15 % и более, КПД ГТУ - до 4 % (отн.) по сравнению с расчетным режимом.

2. Аэродинамическое сопротивление газовоздушного тракта ГТУ в первую очередь связано с сопротивлением котла-утилизатора и загрязнением фильтров КВОУ на впуске воздуха в компрессор. Снижение электрической мощности ГТУ при увеличении сопротивления КВОУ может достигнуть 1,3 %, КПД ГТУ - 0,5 % (отн.). Аэродинамическое сопротивление котла-утилизатора ПГУ-230 определяет снижение электрической мощности ГТУ на 1,1 %, КПД ГТУ - на 0,7 % (абс.) по сравнению с автономным режимом работы.

3. Для бинарных ПГУ (без дожигания в КУ топлива) при снижении температуры наружного воздуха, несмотря на рост КПД ГТУ, происходит ухудшение общей экономичности ПГУ за счет значительного снижения начальных параметров паротурбинного цикла. Зависимость КПД ПГУ при этом имеет максимум при температуре наружного воздуха, близкой к расчетной.

4. В случае применения ПГУ на ТЭЦ одним из способов повышения тепловой мощности Т-отборов паровой турбины ПГУ при снижении температуры наружного воздуха является применение дожигания топлива в КУ в среде отработанных газов газовой турбины. Оптимальной в этом случае можно считать такую степень дожигания, которая позволяет стабилизировать параметры пара контура высокого давления и поднять их до стандартных (565 °С, 13 МПа).

Л И Т Е Р А Т У Р А

1. Ц а н е в, С. В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: учеб. пособие для вузов / С. В. Цанев, В. Д. Буров, А. Н. Ремизов; под ред. С. В. Цанева. -2-е изд., стереот. - М.: Издательский дом МЭИ, 2006. - 584 с.

2. К р у п н е й ш и й в республике парогазовый блок введен в эксплуатацию на Минской ТЭЦ-3: интервью с главным инженером МТЭЦ-3 Е. О. Вороновым // Энергетическая стратегия. - 2009. - № 2.

3. Я к о в л е в, Б. В. Оптимизация начальных параметров и степени дожигания топлива в котлах-утилизаторах ПГУ с одним и двумя давлениями пара / Б. В. Яковлев, А. С. Грин-чук // Энергетика... (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). - 2007. - № 6.

Представлена кафедрой ТЭС Поступила 07.07.2009