Электронный научный журнал
Современные проблемы науки и образования
ISSN 2070-7428
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,791

СРАВНЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ И ЦИКЛОВ ПГУ С ВПРЫСКОМ ВОДЯНОГО ПАРА ИЗ КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА В ГАЗОВЫЙ ТРАКТ

Шапошников В.В. 1 Бирюков Б.В. 1 Шапошников А.В. 1
1 ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет»
Рассматривается влияние состояния пара и место точки впрыска в контактных парогазовых установках. Даны описания исследуемых схем ПГУ с двухступенчатым сжатием воздуха в компрессорах и впрыском сухого насыщенного пара в камеру сгорания, перегретого пара в камеру сгорания, сухого насыщенного пара в регенеративный воздухоподогреватель из котла–утилизатора. Расчеты производились с использованием программного комплекса «Система автоматизированного расчета ГТУ и ПГУ смешения». Для каждой из схем приведены результаты вариантной оптимизации параметров рабочих тел. Анализ результатов расчетов показал, что максимальная эффективность достигается при впрыске сухого насыщенного пара в регенеративный воздухоподогреватель. Для этой схемы была построена математическая модель с использованием теории графов. С ее помощью проведена проверка правильности расчетов, показавшая высокую точность вариативных расчетов.
математическое моделирование
оптимизация параметров
парогазовая установка
ТЭС
1. Бирюков Б.В. Математическая модель обобщенной схемы ГТУ с использованием теории графов / Б.В. Бирюков, В.В. Шапошников // Промышленная энергетика. 2015. №2. С. 29-33.
2. Зысин В.А. Комбинированные парогазовые установки и циклы / В.А. Зысин. – Л.: Госэнергоиздат, 1962. – 186 с.
3. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. – 1999. – №1. – С.2-9.
4. Повышение эффективности использования газа на компрессорных станциях / В.А. Динков [и др.]. – М.: Недра, 1981. – 296 с.
5. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2015613955 Российская Федерация Система автоматизированного расчета ГТУ и ПГУ смешения / В.В. Шапошников, Б.В. Бирюков, Н.Д. Савров (РФ). – № 2015610564; заявл. 04.02.15; опубл. 31.02.15.

В ближайшей перспективе основными двигателями для производства электрической энергии, частично заменив собой паросиловые мощности, должны стать газотурбинные и парогазовые установки. Однако возможности для их совершенствования еще не исчерпаны.

Одним из наиболее действенных методов повышения эффективности установок на базе газотурбинных технологий является впрыск водяного пара из котла утилизатора в газовый тракт. Благодаря увеличению массового расхода рабочего вещества в газовой турбине, увеличению его калорийности и внутрицикловой утилизации тепла уходящих газов происходит значительный рост полезной мощности и КПД установки.

В литературе [2, 4] приводятся рекомендации, согласно которым необходимо для впрыска использовать слегка перегретый пар, а в качестве точки смешения выбирать камеру сгорания.

Для исследования выбрано три схемы, приведенные на рис. 1: а) впрыск сухого насыщенного пара в камеру сгорания; б) впрыск перегретого пара в камеру сгорания; в) впрыск сухого насыщенного пара в регенеративный воздухоподогреватель. Чтобы их унифицировать использована нумерация согласно обобщенной схеме ГТУ [1].

 а)

 б)

 в)

Рис. 1. Схемы ПГУ с двухступенчатым сжатием воздуха в компрессорах и впрыском пара из котла–утилизатора:

а) впрыск сухого насыщенного пара в камеру сгорания; б) впрыск перегретого пара в камеру сгорания; в) впрыск сухого насыщенного пара в регенеративный воздухоподогреватель;

1 – компрессор низкого давления, 2 – охладитель воздуха, 3 – компрессор высокого давления, 4 – камера сгорания, 5 – турбина высокого давления, 8 – турбина низкого давления, 9 – электрогенератор, 10 – регенератор высокого давления, 11 – паровой котел-утилизатор, 14 – экономайзер подпиточной воды, 18 – контактный газоохладитель, 19 – аппарат воздушного охлаждения, 20 – циркуляционный электронасос, 22 – конденсатный электронасос, 23 – деаэратор перегретой воды, 24 – подпиточный электронасос, 25 – редукционный клапан, 26 – питательный электронасос №1.

Для определения теплотехнических показателей был выполнен расчет характеристик ПГУ с использованием данных АД – 31СТ: массовый расход сжимаемого в воздушном компрессоре воздуха – 61,0 кг/с; внутренний КПД компрессора – 0,8741; внутренний КПД турбины – 0,918; механический КПД – 0,98;КПД электрогенератора – 0,96687. Эффективный КПД базовой установки составил 36,5%, а полезная мощность ГТУ 20,0 МВт при давлении сжатого в компрессоре воздуха 2,1МПа и температуре газов на входе в турбину Т3=1523,15К[3].

Оптимизация параметров исследуемых схем производилась с помощью программы для ЭВМ «Система автоматизированного расчета ГТУ и ПГУ смешения» [5]. Для схем б) и в) основным ограничивающим фактором стал температурный напор на поверхностях нагрева пароперегревателя и регенеративного воздухоподогревателя соответственно. Температуры перегрева в пароперегревателе и подогрева в регенеративном воздухоподогревателе приняты равными 360оС. Экстремальное значение КПД, в зависимости от давления на выходе из компрессора, для схемы а) далеко выходит за пределы реально существующих установок (около 3МПа). В исследовании за предельное значение по этому параметру взято 4 МПа – с учетом общей тенденции к росту начальных параметров.

На рис. 2 приведена зависимость КПД исследуемых схем в зависимости от давления на выходе из воздушного компрессора.

Расчеты показали, что максимальное значение КПД достигается при применении схемы ПГУ с двухступенчатым сжатием воздуха в компрессорах и впрыском сухого насыщенного пара из котла–утилизатора перед регенератором. Оно может быть достигнуто при давлении парогазовой смеси на входе в турбину высокого давления 2,8 МПа и составляет 46,991% (таблица). Электрическая мощность ГТУ при этом составила Nгту=33,961 МВт, расход топлива Втэc=1,646 кг/с.

Рис. 2. Зависимости эффективного КПДТЭС – ПГУ от давления парогазовой смеси на входе в газовую турбину высокого давления:

а) впрыск сухого насыщенного пара в камеру сгорания; б) впрыск перегретого пара в камеру сгорания; в) впрыск сухого насыщенного пара в регенеративный воздухоподогреватель.

Характеристики исследуемых ПГУ с двухступенчатым сжатием воздуха в компрессоре с впрыском пара из котла–утилизатора при различных давлениях на выходе из КВД

Р2,

МПа

Nкв,

кВт

Qр,

кВт

Qпп,

кВт

Qпку,

кВт

Qго,

кВт

Nгту,

кВт

В,

кг/с

КПД,

%

Δtр,

К

Δtпп,

К

Δtпку,

К

а) впрыск сухого насыщенного пара в камеру сгорания

3,3

26676,775

-

-

12932,235

28785,020

34754,587

2,086

37,959

-

-

184,735

3,4

26970,519

-

-

12933,110

28438,870

34811,731

2,081

38,098

-

-

180,278

3,5

27257,147

-

-

12933,644

28105,652

34863,589

2,077

38,229

-

-

175,984

3,6

27537,033

-

-

12933,854

27784,553

34910,567

2,073

38,355

-

-

171,842

3,7

27810,522

-

-

12933,754

27474,832

34953,032

2,069

38,474

-

-

167,844

3,8

28077,930

-

-

12933,359

27175,812

34991,315

2,066

38,587

-

-

163,981

3,9

28339,552

-

-

12932,683

26886,871

35025,716

2,062

38,695

-

-

160,245

4,0

28595,662

-

-

12931,737

26607,439

35056,510

2,058

38,798

-

-

156,629

б) впрыск перегретого пара в камеру сгорания

3,0

25748,597

-

1819,226

12927,367

24719,147

34303,963

1,829

42,716

-

135,635

168,697

3,1

26066,278

-

1807,797

12929,384

24342,370

34379,676

1,826

42,882

-

130,000

163,015

3,2

26375,509

-

1796,666

12931,000

23981,101

34448,634

1,823

43,038

-

124,571

157,545

3,3

26676,775

-

1785,813

12932,235

23634,275

34511,397

1,820

43,185

-

119,335

152,272

3,4

26970,519

-

1775,220

12933,110

23300,929

34568,463

1,818

43,323

-

114,279

147,185

3,5

27257,147

-

1764,870

12933,644

22980,191

34620,280

1,815

43,454

-

109,392

142,271

3,6

27537,033

-

1754,748

12933,854

22671,267

34667,251

1,812

43,577

-

104,664

137,521

3,7

27810,522

-

1744,841

12933,754

22373,435

34709,741

1,810

43,693

-

100,085

132,923

в) впрыск сухого насыщенного пара в регенеративный воздухоподогреватель

2,1

22399,774

10353,045

-

12886,111

23693,004

32999,870

1,644

45,728

151,502

-

124,005

2,2

22825,792

10158,048

-

12893,227

23286,843

33179,395

1,644

45,967

143,678

-

117,618

2,3

23235,816

9970,242

-

12899,594

22907,242

33342,224

1,645

46,183

136,274

-

111,605

2,4

23631,116

9789,055

-

12905,270

22551,577

33490,174

1,645

46,378

129,252

-

105,931

2,5

24012,812

9613,979

-

12910,308

22217,577

33624,806

1,645

46,555

122,577

-

100,565

2,6

24381,899

9444,564

-

12914,754

21903,266

33747,470

1,646

46,714

116,221

-

95,480

2,7

24739,266

9280,410

-

12918,648

21606,913

33859,338

1,646

46,859

110,155

-

90,651

2,8

25085,706

9121,157

-

12922,027

21326,995

33961,435

1,646

46,991

104,358

-

86,058

Для проверки расчетных данных ПГУ с двухступенчатым сжатием воздуха в компрессорах и впрыском сухого насыщенного пара из котла–утилизатора перед регенератором, были созданы граф потоков мощности, который является сурграфом по отношению к обобщенному [1], и математическая модель установки, содержащие в себе все возможные связи оборудования. В нем вершинами являются элементы схемы, а дугами – потоки вещества и энергии. В матрице вершины имеют следующие условные обозначения, соответствующие обозначениям обобщенного графа [1]: 1 – компрессор низкого давления, 2 – охладитель воздуха, 3 – компрессор высокого давления, 4 – регенератор высокого давления, 5 – камера сгорания №1, 6 – турбина высокого давления, 7 – вал турбины высокого давления, 11 – турбина низкого давления, 12 – вал турбины низкого давления, 13 – электрогенератор, 14 – потребитель электричества, 16 – паровой котел-утилизатор №1, 19 – экономайзер подпиточной воды; 22 – контактный газоохладитель.

Рис. 3. Граф математической модели ПГУ с двухступенчатым сжатием воздуха в компрессорах и впрыском сухого насыщенного пара из котла-утилизатора перед регенератором.

Уравнения математической модели обобщенной тепловой схемы ГТУ представлены в виде балансов мощностей:

для окружающей среды

(1)

для компрессора низкого давления

(2)

для охладителя воздуха

(3)

для компрессора высокого давления

(4)

для регенератора высокого давления

(5)

для камеры сгорания №1

(6)

для турбины высокого давления

(7)

для вала турбины высокого давления

(8)

для турбины низкого давления

(9)

для вала турбины низкого давления

(10)

для электрогенератора

(11)

для потребителя электричества

(12)

для парового котла-утилизатора №1

(13)

для экономайзера подпиточной воды

(14)

для контактного газоохладителя

(15)

В уравнениях (1–15) символами от N0 до N22 обозначены потоки мощности элементов графа математической модели обобщенной схемы ТЭС – ПГУ, а символами от η0.1 до η22.19– коэффициенты передачи потоков энергии соответствующих элементов графа. Последние являются весом дуг для матрицы смежности частной схемы, приведенной во взвешенной форме. Коэффициенты η определяются как отношение передаваемой мощности к мощности элемента графа, принимающего поток энергии.

В результате решения уравнений графа были получены следующие значения коэффициентов передачи потоков энергии:

η0.1=0,308; η0.5=0,674;η0.22=0,017;η1.0=0;η1.2=1;η2.0=0,273;η2.3=0,727;η3.0=0,003;η3.4=0,997;η4.0=0,001;η4.5=0,473; η4.16=0,526;η5.0=0,005; η5.6=0,995; η6.7=0,187; η6.11=0,813; η7.0=0,02;η7.1=0,481;η7.3=0,499;η11.4=0,692; η11.12=0,328; η12.0=0,02; η12.13=0,98;η13.0=0,052;η13.14=0,948;η14.0=1;η16.0=0,002;η16.4=0,202; η16.19=0,796;η19.0=0,001; η19.16=0,039; η19.22=0,96; η22.0=0,986; η22.19=0,014;

и потоков мощности элементов графа:

N0=107157,065;N1=45321,252;N2=45321,252;N3=45671,475;N4=137409,37;N5=137242,619;N6=136522,652; N7=25504,61; N11=111018,042; N12=36425,916; N13=35711,683;N14=33837,984; N16=74715,498; N19=60323,001; N22=59777,094.

Подставив полученные значения коэффициентов передачи потоков энергии в матрицу, определили новое значение эффективного КПД для парогазовой ТЭС в виде:

Найденный с помощью математической модели КПД отличается на 0,163% абсолютных от значения, полученного при вариантной оптимизации, что говорит о высокой точности метода.

Выводы:

1. Применение парогазовых ТЭC с двухступенчатым сжатием воздуха и впрыском сухого насыщенного пара из котлов–утилизаторов в регенеративный воздухоподогреватель позволяет производить электроэнергию при высоком значении КПД = 46,991%, что превышает эффективность классической схемы с впрыском перегретого пара на 3,297%.

2. Увеличение эффективного КПДТЭС – ПГУ по сравнению с базовой стало возможным благодаря более полной внутрицикловой утилизации тепла и использованию воздухоподогревателя для перегрева пара.

3. Применение для оптимизации параметров рабочих тел ТЭС–ПГУ с математического моделирования с использованием теории графов высокоэффективно, на что указывает высокая сходимость значений критерия оптимизации – КПД.

Работа выполнена при финансовой поддержке ФГБУ "Фонд содействия развитию малых форм предприятий в научно-технической сфере" (Фонд содействия инновациям), договор №0011982.

Рецензенты:

Гапоненко А.М., д.т.н., профессор кафедры теплоэнергетики и теплотехники Института нефти, газа и энергетики ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет», г. Краснодар;

Бутузов А.В., д.т.н., директор ООО «Энерготехнологии», г. Краснодар.


Библиографическая ссылка

Шапошников В.В., Бирюков Б.В., Шапошников А.В. СРАВНЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ И ЦИКЛОВ ПГУ С ВПРЫСКОМ ВОДЯНОГО ПАРА ИЗ КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА В ГАЗОВЫЙ ТРАКТ // Современные проблемы науки и образования. – 2015. – № 2-1.;
URL: http://science-education.ru/ru/article/view?id=21208 (дата обращения: 20.09.2019).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074