74 8. Р а з р а б о т к а и внедрение нестехиометрического сжигания топлива на газомазут- ных котлах / П. В. Росляков [и др.] // Электрические станции. – 1999. – № 8. Представлена кафедрой ТЭС Поступила 20.02.2009 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, относи- тельная влажность, барометрическое давление наружного воздуха), потери давления перед компрессором ГТУ (сопротивление воздухоочистительного устройства) и за газовой турбиной (сопротивление котла-утилизатора). Из- менение этих факторов в процессе эксплуатации сказывается на экономич- ности, 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 показа- телей парогазовых ТЭС. Расчет тепловой схемы и характеристик энергетической ПГУ в услови- ях переменных режимных факторов – весьма сложная задача. В полном объеме она выполняется фирмами-изготовителями с использованием соб- ственных расчетных методов, стендовых испытаний и моделирования. В научно-исследовательской практике используют представленные завод- ские энергетические характеристики (в графической или табличной фор- ме), аппроксимация которых в расчетные зависимости и алгоритмы позво- ляет 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 TLMAČE, Словакия) и паровая турбина Т-53/67-8,0 (УТМЗ, Россия). На примере ПГУ-230 рассмотрим влияние аэродинамического сопро- тивления 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 ре- жима 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 гарантирован- ными показателями. Аэродинамическое сопротивление. Работа ГТУ в составе ПГУ связа- на с некоторым повышением сопротивления выходного тракта и ростом 75 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 GT13E2 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 па- раметры можно оценить с помощью зависимостей: • электрическая мощность: NГТУ = автгтуN (1 – 0,55δpвых); • КПД ГТУ: ηГТУ = автгтуη (1 – δpвых); • повышение температуры газов за ГТУ: ∆Tк.т = 0,272δpвых автк.т ,T где δpвых = = ∆pвых/pатм – относительная потеря давления за ГТУ; ∆pвых – аэродинами- ческое сопротивление КУ, Па; pатм – атмосферное давление, Па. Аэродинамическое сопротивление за ГТУ определяется конструктив- ными 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 состав- ляет около 2,0 кПа, что определяет снижение электрической мощности га- зовой 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 мощно- сти ГТУN , КПД ГТУη и расхода газов к.тG от изменения аэродинамическо- го сопротивления воздушного тракта до и после ГТУ. 76 10 20 30155 25 ∆p, мбар 0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 𝜂ГТУ GГТУ NГТУ Рис. 1. Зависимости изменения относительной мощности ГТУN , КПД ГТУη и расхода газов к.тG от изменения аэродинамического сопротивления до или после ГТУ Аэродинамическое сопротивление воздушного тракта на входе в ком- прессор ГТУ состоит из сопротивления отдельных элементов КВОУ: воз- душных фильтров, подогревателя воздуха (антиобледенительной системы), шумоглушителя. Рост потерь давления воздуха в КВОУ в первую очередь связан с загрязнением фильтров очистки воздуха. В КВОУ ГТУ GT13E2 установлены два типа фильтрующих элементов: фильтры предочистки и фильтры тонкой очистки воздуха. В процессе экс- плуатации 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 преду- преждения 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 филь- тров, 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 аэродина- мического сопротивления, оказывающего влияние на мощность и эко- номичность, 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 ГТУη 77 0,8 0,9 1,0 NГТУ pатм.,1,00,950,90 а) влияние атмосферного давления на изменение мощности ГТУ p а тм . = 1, 01 3 бар 1,005 1,010 0,990 0,985 0,80,70,6 0,50,40,30,2 0,995 0,1 NГТУ 0°C 15°C 30°C б) влияние относительной влажности воздуха на изменение мощности ГТУ ϕв Рис. 2. Опр д ление изменения электрической мощности ГТУ при номинальной нагрузке в зависимости от атмосферного давления pатм и относительной влажности воздуха ϕв : а – влияние атмосферного давления на изменение мощности ГТУ; б – то же относительной влажности воздуха Относительная влажность воздуха (или степень насыщения) определя- ется следующим образом: в 100 %, пρϕ = ⋅ ′′ρ где ρп – плотность пара влажного воздуха (плотность пара), кг/м3; ρ" – 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 среднего- довая относительная влажность воздуха составляет 78 %, т. е. выше рас- четной. Результирующее снижение развиваемой электрической мощности ГТУ составит 3,9 МВт, или 2,3 %. Температура наружного воздуха. Среди всех режимных и эксплуата- ционных факторов наиболее сильно влияет на показатели ГТУ температура наружного воздуха Тн.в, что связано с затратами мощности на сжатие воз- духа в компрессоре при изменении его плотности. На привод осевого воз- душного компрессора ГТУ расходуется значительная часть мощности, вы- рабатываемой 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 воз- духа Тн.в на энергетические характеристики ГТУ при полной электриче- ской нагрузке. а б 1,1 1,0 0,9 0,8 0 +10 +20 +30 +40– 10– 20 a) зависимость относительного изменения электрической мощности ГТУ от Тн.в NГТУ T , °C н.в 1,02 0,98 0,96 0,94 +10 +20 +30 +40– 10– 20 ηГТУ T , °C н.в б) зависимость относительного изменения КПД ГТУ от Тн.в 1,0 0 в г 1,0 С 1 °С 0 °С 78 – 20 – 10 0 +10 +20 +30 +40 0,90 0,95 1,05 1,10Gк.т в) зависимость относительного изменения расхода газов за ГТУ от Тн.в T , °C н.в +20 +30 +10 0– 10– 20 – 10 – 20 +10 +20 +30 ∆Tк.т, °С +40 г) зависимость изменения температуры газов за ГТУ от Тн.в T , °C н.в Рис. 3. Зависимости изменения относительной мощности ГТУ ,N экономичности ГТУη ГТУ, а также расхода газов за турбиной к.тG и их температуры ∆Тк.т от температуры наружного воздуха Tн.в по заводским данным для GT13E2: а – зависимость относительного изменения электрической мощности ГТУ от Tн.в; б – то же КПД от Tн.в; в – то же расхода газов за ГТУ от Tн.в; г – зависимость изменения температуры газов за ГТУ от Tн.в Графические зависимости энергетических характеристик ГТУ можно преобразовать в аналитические, описав их полиномами с использованием многочленов второго и третьего порядков: н.в н.в1 ( ) n i ii F T a T = =∑ либо н.в 0 н.в1( ) n i ii F T F bT = = ∑ F, где F0 – 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: ГТУ эN = 168,6⋅(– 0,00001381730020997 2 н.вT – – 0,00514309614906Tн.в + 1,0817577664); • для электрического КПД ГТУ, %: ηГТУ = 35,8⋅(– 0,000016419953972 2н.вT – – 0,000967593361712Tн.в + 1,018606906); • для температуры газов за ГТУ, °С: Tк.т = 510⋅(0,00007406902 3н.вT + 0,00374397166466 2 н.вT + + 0,4082859157Tн.в – 7,223982877); • для расхода газов за ГТУ, кг/с: Gк.т = 533⋅(–0,00000015503937 3н.вT – 0,000011672227137 2 н.вT – – 0,00256894433776Tн.в + 1,0415523473). Поскольку экономичность паровой турбины ПГУ зависит от начальных параметров пара, в первую очередь контура ВД, то при изменении его тем- пературы и начального давления происходит изменение располагаемого теплоперепада и экономичности паротурбинного цикла. Как видно из зави- симости ∆Тк.т = f(Тн.в) (рис. 3), при низкой Тн.в температура газов за ГТУ 79 снижается на 10–15 °С от номинальной, что определяет ощутимое сниже- ние параметров цикла ПТУ. Расход теплоносителя в ГТУ и ПТУ при сни- жении Тн.в наоборот увеличивается. Используя полученные зависимости характеристик ГТУ от Тн.в и мо- дель расчета параметров и показателей двухконтурной ПГУ на ЭВМ, опре- делены параметры и изменение экономичности схемы бинарной ПГУ, ана- логичной ПГУ-230 МТЭЦ-3, при различной Тн.в. Результаты расчетов в численном виде сведены в табл. 3, в графическом – представлены на рис. 3. Полученные результаты показывают, что максимум тепловой эконо- мичности установки приходится на Тн.в ≈ 7–8 °С, что примерно соответ- ствует среднегодовому значению Тн.в для Минска. При снижении темпера- туры наружного воздуха ниже 7 °С КПД рассматриваемой утилизационной ПГУ ηПГУ начинает снижаться, несмотря на увеличение КПД ηГТУ и расхо- да газов ГТУ. Происходит уменьшение ηПГУ (рис. 4) из-за преобладающего влияния паротурбинной части, снижение экономичности и удельной мощ- ности которой не компенсируется ростом ηГТУ и увеличением расхода ра- бочих сред ГТУ и ПТУ. Таблица 3 Влияние температуры наружного воздуха Tн.в на показатели бинарной ПГУ (конденсационный режим базовой нагрузки) Параметр Температура наружного воздуха Tн.в, °С –20 –10 0 10 15 20 30 Температура газов за ГТУ Tк.т, °С 495,5 499,0 502,8 507,3 510,0 513,0 520,4 Расход газов за ГТУ Gк.т, кг/c 581 568 555 541 533 525 506 Электрический КПД ηГТУ, % 36,92 36,75 36,47 36,06 35,80 35,54 34,90 Параметры пара высокого давления: • температура ВД вд0 ,T °С 473,5 477,0 480,5 485,3 488,0 491,0 498,4 • оптимальное давление вд0 ,p МПа 7,0 7,2 7,4 7,6 7,7 7,8 8,2 • расход вд0 ,D кг/с 59,57 58,84 58,16 57,51 57,16 56,86 56,02 Параметры пара низкого давления: • температура нд0T , °С 211,1 211,8 212,6 213,2 213 213,5 214,8 • оптимальное давление нд0 ,p МПа 0,64 0,65 0,67 0,69 0,70 0,71 0,75 • расход нд0 ,D кг/с 23,95 23,41 22,83 22,145 21,72 21,28 20,37 Электрическая мощность ГТУ ГТУэ ,N МВт 198,8 190,8 182,4 173,5 168,6 164,1 154,3 Электрическая мощность ПТУ ПТУэ ,N МВт 68,3 67,7 67,2 66,7 66,5 66,2 65,8 Электрическая мощность ПГУ ПГУэ ,N МВт 267,1 258,5 249,6 240,2 235,1 230,3 220,0 КПД ПТУ ηПТУ, % 25,9 26,0 26,2 26,4 26,5 26,6 26,9 КПД ПГУ ηПГУ, % 49,60 49,79 49,91 49,93 49,91 49,88 49,77 ηГТУ, % 37 36 35 34 ηПТУ, % 26,8 26,4 26,0 25,6 80 49,6 % 37 % 36 % 35 % 34 % 49,8 % 50,0 % 49,4 % ηПГУηГТУ ηГТУ ηПГУ ηПТУ +20 +30 T ,°Cн.в– 20 – 10 0 +10– 30 –30 2 10 10 20 30 Тн.в, °С Рис. 4. Зависимость КПД ГТУ, ПТУ и ПГУ от Тн.в при номинальной загрузке (конденсационный режим) Мощность паровой турбины увеличивается при снижении температуры наружного воздуха, но гораздо меньшими темпами, чем газовой. Это опре- деляет снижение такого важного показателя бинарной ПГУ, как соотноше- ние мощностей паровой и газовой частей: kПГУ = ПТУэN / ГТУ э .N Так, если при Тн.в = 15 °С kПГУ = 0,39, то при Тн.в = –20 °С kПГУ = 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 kПГУ ≈ 0,5. Получить стабильно высокие КПД ПТУ и kПГУ при снижении Тн.в воз- можно применением дожигания топлива в КУ с целью повышения началь- ных параметров пара контура ВД (до 565 °С; 12,75 МПа) [3]. При этом каждому значению Тн.в будет соответствовать своя оптимальная степень дожигания дж н.в( ). i f Tβ = Причем при низких температурах наружного воздуха количество дожигаемого в КУ топлива увеличивается как по при- чине 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 пе- ред пароперегревателем ВД. Результаты расчетов сведены в табл. 4. Таблица 4 Влияние температуры наружного воздуха Tн.в на показатели ПГУ с ГТУ GT13E2 при дожигании топлива в КУ Параметр Температура наружного воздуха Tн.в, °С –20 –10 0 10 15 20 30 Температура газов за ГТУ Tк.т, °С 495,5 499,0 502,8 507,3 510,0 513,0 520,4 Температура газов за БДУ Tк.д, °С 590 590 590 590 590 590 590 Степень дожигания βдж, % 7,72 7,35 6,93 6,44 6,15 5,84 5,11 Расход газов за ГТУ Gк.т, кг/c 581 568 555 541 533 525 506 Электрический КПД ГТУ ηГТУ, % 36,92 36,75 36,47 36,06 35,80 35,54 34,90 Расход пара контура ВД вд0 ,D т/ч 78,87 77,10 75,33 73,42 72,33 71,24 68,65 Расход пара контура НД нд0 ,D т/ч 20,34 19,88 19,43 18,94 18,65 18,37 17,70 ПГУ, % 81 Электрическая мощность ГТУ ГТУэ ,N МВт 198,8 190,8 182,4 173,5 168,6 164,1 154,3 Электрическая мощность ПТУ ПТУэ ,N Вт 96,9 94,7 92,5 90,2 88,8 87,5 84,3 Электрическая мощность ПГУ ПГУэ ,N МВт 295,7 285,5 274,9 263,7 257,4 251,6 238,6 КПД ПГУ ηПГУ, % 49,11 49,31 49,43 49,47 49,47 49,48 49,41 Зависимость дж iβ от Тн.в (табл. 4) была аппроксимирована в аналитиче- скую зависимость дж iβ = – 7,42591575 ⋅ 10–5 ⋅ расч 2дж( )β – 0,007623864 ⋅ расч джβ + 1,128822, где расчджβ – оптимальная степень дожигания топлива в КУ при расчетной Тн.в = 15 °С, рассчитывается для конкретной схемной реализации ПГУ; дж iβ – то же при произвольной Тн.в. Положительным и важным обстоятельством схемы с дожиганием явля- ется то, что термодинамическая эффективность ПГУ при увеличении βдж изменяется незначительно – не более 0,36 % (абс.) от максимального зна- чения. Снижение экономичности от потери бинарности ПГУ в существен- ной степени компенсируется увеличением КПД ГТУ, а также (по сравне- нию со схемой без дожигания) увеличением КПД и мощности ПТУ. Эко- номичность ПТУ здесь остается практически постоянной, а соотношение мощностей газотурбинной и паротурбинной частей изменяется незначи- тельно: с 0,53 (Тн.в = 15 °С) до 0,49 (Тн.в = –20 °С). При снижении Тн.в рас- ход пара на ПТУ увеличивается более интенсивно (табл. 3), и в схеме с до- жиганием вырабатывается дополнительная тепловая (и электрическая) мощность, что востребовано для ТЭЦ по режимам отпуска теплоты в ото- пительный период. В Ы В О Д Ы 1. Климатические факторы оказывают значительное влияние на эконо- мичность 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 загрязне- нием фильтров КВОУ на впуске воздуха в компрессор. Снижение электри- ческой мощности ГТУ при увеличении сопротивления КВОУ может до- стигнуть 1,3 %, КПД ГТУ – 0,5 % (отн.). Аэродинамическое сопротивление котла-утилизатора ПГУ-230 определяет снижение электрической мощно- сти 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 82 начальных параметров паротурбинного цикла. Зависимость КПД ПГУ при этом имеет максимум при температуре наружного воздуха, близкой к рас- четной. 4. В случае применения ПГУ на ТЭЦ одним из способов повышения тепловой мощности Т-отборов паровой турбины ПГУ при снижении тем- пературы 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 стаби- лизировать 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 Мин- ской 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