Оптимизация давлений в утилизационной ПГУ двух давлений с учетом технических ограничений

УДК 621.311.22

ОПТИМИЗАЦИЯ ДАВЛЕНИЙ В УТИЛИЗАЦИОННОЙ ПГУ ДВУХ ДАВЛЕНИЙ С УЧЕТОМ ТЕХНИЧЕСКИХ ОГРАНИЧЕНИЙ

МОШКАРИН А.В., д-р техн. наук, МЕЛЬНИКОВ Ю.В., асп., ЖАМЛИХАНОВ Т.А., ШОМОВ Е.В., студенты

Приведены результаты оптимизации давлений в двухконтурных ПГУ на примере установки с ГТУ SGT-1000F.

Ключевые слова: блоки утилизационного типа, оптимальные значения давлений, экономичность блока, температура уходящих газов.

PRESSURE OPTIMIZATION IN HEAT-RECOVERY DOUBLE-PRESSURE COMBINED CYCLE PLANT AND ENGINEERING RESTRICTIONS

Yu.V. MELNIKOV, Post-Gradute Student, A.V. MOSHKARIN, Doctor of Engineering,

T.A. GAMLIKHANOV, E.V. SHOMOV, Students

The article contains pressure optimization results in double-pressure combined cycle plant, GTU SGT-1000F taken as a case study.

Key words: heat-recovery-type plants, optimal pressure values, efficiency of the plant, temperature of exhaust

gases.

Одним из возможных путей внедрения парогазовой технологии в российскую электроэнергетику является сооружение блоков утилизационного типа мощностью 95-190 МВт на основе газотурбинных установок мощностью 65 МВт. Так, в Инвестиционной программе РАО «ЕЭС России» на 2006-2014 гг. [1] запланировано строительство 4 теплофикационных дубль-блоков ПГУ-190.

В этой связи актуальными представляются исследования, посвященные повышению тепловой эффективности блоков ПГУ двух давлений и, в частности, поиску оптимальных значений давлений в контурах установки, при которых обеспечивается максимальный КПД.

В качестве объектов исследования приняты модели конденсационных блоков ПГУ на основе ГТУ Siemens SGT-1000F. Тепловые схемы блоков представлены на рис. 1.

В большинстве случаев оптимизация параметров ПГУ проводится для одного режима (как правило, для условий ISO 2314: температуры наружного воздуха +15 °С и относительной нагрузки 100 %). В то же время на большей части территории России среднегодовая температура наружного воздуха значительно ниже и составляет -5 - +5 оС.

Кроме того, среднегодовая нагрузка сооружаемых блоков ПГУ может оказаться ниже номинальной из-за их участия в покрытии полупиковой и даже пиковой частей графика электрической нагрузки (благодаря большей их маневренности по сравне-

Таблица 1. Характеристики ГТУ SGT-1000F в различных режимах

Режим 1 2 3 4 5 6

Температура наружного воздуха, °С 5 5 -5 -5 15 15

Относительная нагрузка ГТУ, % 80 100 80 100 100 80

Расход выхлопных газов, кг/с 168,9 196,4 173,7 202 190,4 163,8

Температура выхлопных газов, °С 574,8 574,8 573 573 578 578

КПД ГТУ,% 34,4 35,9 34,5 36 35,6 34,1

Мощность, МВт 56,6 70,8 58,9 73,6 67,1 53,7

нию с ПТУ). Поиск оптимальных сочетаний давлений в контурах ПГУ для режимов номинальной и 80 %-й нагрузки и для температур наружного воздуха -5, +5 и +15 оС позволит оценить необходимость учета описанных фактов при выборе сочетания давлений пара в ПГУ. Многовариантные расчеты проводились для шести режимов работы ГТУ (табл. 1).

Результаты оптимизации давлений для моноблока иллюстрируют рис. 2, 3. Результаты обработки данных оптимизации приведены в табл. 2, 3.

Учет предельной влажности пара ограничивает верхний предел давлений пара в ПГУ без промперегрева величиной 8 МПа. В рассматриваемой установке оптимальное давление в нижнем контуре при этом равно 0,54 МПа, и в зависимости от расчетного режима ГТУ значение КПД ПГУ нетто составляет 52,2-53,2 % (табл. 2).

В ПГУ с промперегревом из-за смещения процесса расширения пара в ЧНД в сторону увеличения удельной энтропии конечная влажность пара находится в допустимых пределах во всем рассматриваемом диапазоне параметров. Поэтому главным ограничением становится обеспечение требуемых значений температуры уходящих газов.

і

Рис. 1. Расчетные тепловые схемы ПГУ с двухконтурными КУ: а - с промперегревом; б - без промперегрева; К - компрессор; ГТ -газовая турбина; ПЕ - пароперегреватель; Э - экономайзер; И - испарительный пакет; ВД, НД - соответственно контуры высокого и низкого давления; ГПК - газовый подогреватель конденсата; КН - конденсатный насос; ПН - питательный насос; ЧВД -часть высокого давления; ЧНД - часть низкого давления; РК - регулирующий клапан

Рис. 2. Зависимость КПД ПГУ с двухконтурным КУ без промперегрева от давлений пара в контурах высокого/низкого давлений при 4 режиме работы

Рис. 3. Зависимость КПД ПГУ с двухконтурным КУ и промперегревом от давлений пара в контурах высокого/низкого давлений при 4 режиме работы и рпп = 2 МПа

Таблица 2. Результаты оптимизации давлений для схемы ПГУ с промперегревом

Параметр 1 режим работы 2 режим работы 3 режим работы

Рпп -2 МПа Рпп -3 МПа Рпп -4 МПа Рпп -2 МПа Рпп -3 МПа Рпп -4 МПа Рпп -2 МПа Рпп -3 МПа Рпп -4 МПа

Значения рВД, при которых возможен оптимальный режим работы, МПа 5-20 5-20 5-20 5-20 5-20 5-20 5-20 5-20 5-20

Максимальный КПД ПГУ нетто, % 52,87 52,95 53,02 53,82 53,90 53,96 52,69 52,77 52,83

Значение рНД, при котором достигается максимальный КПД ПГУ нетто, МПа 0,34 0,42 0,54 0,34 0,42 0,54 0,34 0,42 0,54

Значение рВД, при котором достигается максимальный КПД ПГУ нетто, МПа 12 14 20 12 14 20 12 14 20

Диапазон значений рНД, при которых температура уходящих газов находится в пределах 90-100 °С, МПа 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5

Диапазон значений КПД ПГУ нетто, которые могут быть достигнуты при температуре уходящих газов 90-100 °С, % 52,3- 52,87 52,3- 52,95 51,9- 53,02 53,25- 53,82 53,1- 53,9 52,9- 53,96 52,15- 52,69 52,15- 52,77 51,8- 52,83

Параметр 4 режим работы 5 режим работы 6 режим работы

рПП - 2 МПа рПП - 3 МПа рПП - 4 МПа рПП - 2 МПа рПП - 3 МПа рПП - 4 МПа рПП - 2 МПа рПП - 3 МПа рПП - 4 МПа

Значения рВД, при которых возможен оптимальный режим работы, МПа 5-20 5-20 5-20 5-20 5-20 5-20 5-20 5-20 5-20

Максимальный КПД ПГУ нетто, % 53,64 53,72 53,77 53,95 54,04 54,11 53,00 53,09 53,16

Значение рНД, при котором достигается максимальный КПД ПГУ нетто, МПа 0,34 0,42 0,54 0,34 0,42 0,54 0,34 0,42 0,54

Значение рВД, при котором достигается максимальный КПД ПГУ нетто, МПа 12 14 20 12 14 20 12 14 20

Диапазон значений рНД, при которых температура уходящих газов находится в пределах 90-100 °С, МПа 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5

Диапазон значений КПД ПГУ нетто, которые могут быть достигнуты при температуре уходящих газов 90-100 °С, % 53,1- 53,64 53,1- 53,72 52,8- 53,77 53,35- 53,95 53,35- 54,04 52,95- 54,11 52,4- 53,00 52,25- 53,09 52,0- 53,16

Таблица 3. Результаты оптимизации давлений для схемы ПГУ без промперегрева

Параметр 1 режим 2 режим 3 режим 4 режим 5 режим 6 режим

Максимальный КПД ПГУ нетто, % 52,40 53,36 52,23 53,21 53,49 52,52

Значение рНД, при котором достигается максимальный КПД ПГУ нетто, МПа 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54

Значение рВД, при котором достигается максимальный КПД ПГУ нетто, МПа 8 8 8 8 8 8

Значения рВД, при которых возможен оптимальный режим работы, МПа 5..8 5..8 5..8 5..8 5..8 5..8

В процессе выбора оптимальных параметров пара в цикле ПГУ необходимо учитывать ограничения, связанные с обеспечением минимально допустимой степени влажности пара на выходе из ЧНД паровой турбины (12 %), а также ограничения по температуре уходящих из котла-утилизатора газов. Анализ показателей строящихся и действующих ПГУ в мире [2, 3] показывает, что значения температуры уходящих газов находятся в пределах 90-100 оС: повышение температуры выше этого диапазона приводит к неоправданному снижению КПД ПГУ, а ее снижение - к увеличению хвостовых поверхности теплообмена, металлоемкости котла-утилизатора, его стоимости и затрат по его обслуживанию.

Требуемые значения температуры уходящих газов достигаются во всех рассматриваемых режимах при давлении в нижнем контуре 0,3-0,5 МПа (табл. 3). Разность между максимальным и минимальным значением КПД ПГУ в этом диапазоне рНД составляет 0,5-0,7 % (абс.).

Анализ показывает, что учет режима работы ГТУ не оказывает влияния на оптимальные параметры пара в цикле. Во всех рассмотренных режимах оптимальные сочетания давлений для различных рПп одинаковы, и различаются лишь значения КПД ПГУ.

Заключение

Построенные зависимости влияния параметров нижнего цикла ПГУ на экономичность блока для схем без промежуточного перегрева пара и с промежуточным перегревом пара с учетом технических ограничений позволяют выбрать оптимальное сочетание параметров двухконтурной ПГУ утилизационного типа на предпроектной стадии с учетом климатических характеристик ГТУ, нагрузок энергоблока и т.д.

В схеме ПГУ без промперегрева пара значения КПД блока растут с увеличением давления в контуре ВД. Максимальный КПД достигается при

значении рвд = 8 МПа и рнд = 0,54 МПа. Оптимальная зона значений давлений в контуре высокого давления, удовлетворяющая техническим ограничениям (влажности пара ниже 12 % и температуре уходящих газов 90-100 оС), находится в интервале 5-8 МПа и рнд = (0,08-0,088) рвд. Повышение давления свыше 8 МПа ведет к увеличению влажности пара в ЧНД турбины выше допустимых значений, и перед ЧНД следует применять сепараторы влаги.

Для схемы ПГУ с промперегревом пара определен диапазон давлений в контуре высокого давления, при котором достигаются максимальные значения КПД блока. Полученные результаты позволили определить оптимальные значения давлений промежуточного перегрева пара и давлений в нижнем цикле в зависимости от выбранного значения давления в контуре высокого давления: рпп = (0,2-0,25) рвд; рнд = (0,026-0,03) рвд.

Использование промперегрева позволяет обеспечить допустимую влажность пара на выхлопе из ЧНД и повышает КПД ПГУ на величину около 0,5 % абс.

Увеличение начального давления пара в ПГУ с 12 до 20 МПа дает увеличение КПД ПГУ на величину 0,1-0,2 % абс.

Список литературы

1. Инвестиционная программа тепловых генерирующих компаний Холдинга РАО «ЕЭС России» на 2006-2010 гг. / Режим доступа: http :// www. rao-ees.ru / ru / info / about / invest_inov / inv_programm /.

2. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций; Под ред. С.В. Цанева. - М.: Изд-во МЭИ, 2002.

3. Power Technology Journal. Industry Projects / Режим доступа: http: // www. power - technology. com / projects.

Мошкарин Андрей Васильевич,

ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», доктор технических наук, профессор, зав. кафедрой тепловых электрических станций, телефон (4932) 41-60-56, admin@tes.ispu.ru

Мельников Юрий Викторович,

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

инженер кафедры тепловых электрических станций,

admin@tes.ispu.ru

Жамлиханов Тимур Абдульверович,

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

студент кафедры тепловых электрических станций,

admin@tes.ispu.ru

Шомов Евгений Владимирович,

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

студент кафедры тепловых электрических станций,

admin@tes.ispu.ru