Повышение эффективности комбинированных энергоустановок за счет утилизации тепла

Ш.А. Пиралишвили, С.В. Веретенников, А.А. Павлова
ГОУ ВПО Рыбинская государственная авиационная технологическая академия имени П.А. Соловьева,
г. Рыбинск


Ведущие разработчики теплоэнергетического оборудования и энергокорпорации, как основные производители электрической энергии, в последние 20 лет взяли курс на создание и внедрение мощных комбинированных циклов, позволяющих генерировать электричество с кпд установки превосходящим . Такими примерами в нашей стране являются ПГУ-325 на базе выпускаемой ОАО «НПО «Сатурн» по лицензии ГТД-110, а вторая производится ОАО «Силовые машины» г. Санкт-Петербург ПГУ-450 на основе лицензионной газотурбинной установки SGT5-2000E Siemens.

Комплексное совершенствование комбинированных ПГУ возможно лишь при одновременном повышении термодинамического совершенства газотурбинного и парового контуров, а также использовании дополнительных агрегатов в процессе разработки утилизационных схем (конденсаторы, теплообменные аппараты, тепловые насосы, детандерные генераторы и т.д.).

Цель работы заключается в научно-техническом обосновании применения теплоутилизационных технологий для повышения эффективности энергоустановок ТЭЦ и ГКС. Анализ полученных расчетных и эксплуатационных данных позволит определить наиболее оптимальный и экономичный режим работы ПГУ.

В качестве основных ГТУ рассматриваются установки производства ОАО «Сатурн – Газовые турбины» мощностного ряда 6,3, 8, 10, 16, 25 МВт (таблица).

Увеличение мощности газотурбинного привода ГПА с 6 до 25 МВт позволяет без дополнительных затрат топлива генерировать от 2,5 до 10 МВт электрической мощности (рис. 1). Рост давления пара повышает экономичность паровой части теплоутилизационной надстройки. В среднем увеличение давления в 5 раз приводит к возрастанию генерируемой электрической мощности на 20 %. Особенно это заметно у более мощных ГТУ. В среднем, за счет теплоутилизации на базе паровой турбины работающей по простому циклу, газотурбинный привод ГПА может генерировать до 40 % дополнительной мощности в виде электроэнергии.

За счет использования остаточного тепла уходящих газов ГТУ в паросиловом цикле удается добиться увеличения коэффициента использования топлива ГПА. Так, если для базовых ГТУ без теплоутилизации этот коэффициент изменяется от 0,32 (установки малой мощности) до 0,36 (у более мощных ГТУ) при надстройке схемы котлом-утилизатором и паровой турбиной КИТ принимает значения 0,44 – 0,53 (рис. 2).

Оценка потенциала тепла уходящих газов газоперекачивающих агрегатов

Производитель

Название ГПА

Расход воздуха, Gв, кг/с

Температура уходящих газов (за силовой турбиной), 0С

Температура после КУ, 0С

Тепловой поток отводимый от уходящих газов в КУ , МВт

ОАО «Сатурн –Газовые турбины»

ГПА-6,3РМ

25,6

479

100

10,778

ГПА-6,3(8)-04

27,6

540

100

13,49

ГПА-10РМ

33

520

100

15,396

ГПА-16 "Арлан"

64,5

490

100

27,944

ГПА-25

87

425

100

35,814

Рис. 1. Зависимость мощности паровой турбины от давления пара на входе

для различных ГПА: 1 - ГПА 6.3, 2 - ГПА 6.3(8), 3 - ГПА 10, 4 - ГПА16, 5 - ГПА25

Рис. 2. Зависимость коэффициента использования топлива парогазотурбинной установки от давления пара на входе: 1 - ГПА 6.3, 2 - ГПА 6.3(8), 3 - ГПА 10, 4 - ГПА16, 5 - ГПА25

Для оценки потенциала генерации электроэнергии при надстройке ГПА паровой турбиной работающей по альтернативной схеме с сепаратором-расширителем (рис. 3) разработана расчетная схема гидропаровой части и методика её анализа.

Рис. 3. Схема ГПА с водогрейным котлом и паровой турбиной, работающей на влажном паре: 1 – компрессор низкого давления, 2 – компрессор высокого давления, 3 – камера сгорания, 4 – турбина высокого давления, 5 – силовая турбина, 6 – нагнетатель, 7 – теплообменный аппарат, 8 – водогрейный котел, 9 – сепаратор-расширитель, 10 – бак расширителя, 11 – циркуляционный насос, 12 –паровая турбина, 13 – конденсатор, 14 – конденсатный насос, 15 – деаэратор, 16 – питательный насос, 17 – электрогенератор.

Степень сухости смеси в сепараторе-расширителе во много определяет необходимые параметры воды на входе. Увеличение степени сухости с 0,05 до 0,3 приводит к возрастанию давления, которое нужно поддерживать на входе в сепаратор, с 2÷6МПа до 9?15 МПа, а температуры воды с 490?550К до 550?620К при давлении отсепарированного пара 0,5?2,5МПа соответственно (рис. 4,5).

Рис. 4. Зависимость мощности паровой турбины от давления на входе в турбину при степени сухости а) х=0,05, б) х=0,1 для различных ГПА: 1 - ГПА 6.3, 2 - ГПА 6.3(8), 3 - ГПА 10, 4 - ГПА16, 5 - ГПА25

Рис. 5. Зависимость мощности паровой турбины от давления на входе в турбину при степени сухости а) х=0,2, б) х=0,3 для различных ГПА: 1 - ГПА 6.3, 2 - ГПА 6.3(8), 3 - ГПА 10, 4 - ГПА16, 5 - ГПА25


Коэффициент использования топлива в схеме с сепаратором-расширителем находится в диапазоне 0,42-0,52, что несколько ниже значений полученных при анализе надстройки ГТУ котлом-утилизатором и паровой турбиной работающей по простому циклу Ренкина.

Рис. 6. Зависимость коэффициента использования топлива от давления на входе в паровую турбину при степени сухости а) х=0,05, б) х=0,1 для различных ГПА: 1 - ГПА 6.3, 2 - ГПА 6.3(8), 3 - ГПА 10, 4 – ГПА16, 5–ГПА-25

Рис. 7. Зависимость коэффициента избытка топлива от давления на входе в паровую турбину при степени сухости а) х=0,2, б) х=0,3 для различных ГПА: 1 - ГПА 6.3, 2 - ГПА 6.3(8), 3 - ГПА 10, 4 – ГПА16, 5 – ГПА25

В целом при варьировании параметров на входе в сепаратор расширитель можно получить от 10 до 250 кг/с нагретой воды и сгенерировать от 2 до 9 МВт дополнительной мощности на базе ГТУ производства ОАО «Сатурн – Газовые турбины» мощностного ряда 6,3, 8, 10, 16, 25 МВт. Использование простого цикла Ренкина позволяет без дополнительных затрат топлива генерировать несколько большие мощности от 2,5 до 10 МВт. По всей видимости это связано с появлением дополнительных потерь тепла в окружающую среду во второй рассмотренной схеме вызванных введением сепаратора-расширителя.

Работа выполнена в рамках государственного контракта №02.740.11.0414 от 30.09.2009.

Список литературы

1. R. Yadav, Sunil Kumar Jumhare “Thermodynamic Analysis of Intercooled Gas-Steam Combined and Injected Gas Turbine Power Plants”, ASME GT-2004-54097

2. Цанев, С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. [Текст] / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов – М.: Издательство МЭИ, 2002. – 584 с. 


Назад к списку