Анализ режимов работы блока гту-ку на переменном режиме

УДК 621.4

АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ БЛОКА ГТУ-КУ НА ПЕРЕМЕННОМ

РЕЖИМЕ

Э.Ф. ГЯНДЖИЕВ, О.В. КОМАРОВ, П.Н. ПЛОТНИКОВ

ГОУ ВПО «УГТУ - УПИ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина»

В работе проведен анализ работы блока «газотурбинная установка - котел-утилизатор» на переменном режиме при работе по различным программам управления. Оптимизированы диапазоны управления установкой в части распределения электрической и тепловой нагрузки.

Ключевые слова: газотурбинная установка, котел-утилизатор, КПД.

В последние годы растет число строящихся энергообъектов с использованием газотурбинных установок с котлами-утилизаторами (ГТУ-КУ) для работы в когенерационном режиме. По мере роста периода эксплуатации данного оборудования растут и требования, и круг задач, которые необходимо решать с помощью подобных энергетических систем.

Газотурбинные установки с котлами-утилизаторами, вводимые в конце 90-х годов, были предназначены для работы параллельно с электрической и тепловой сетями (ТЭЦ г.Электросталь 1999 г. - ГТЭ25У+ГПСВ; Безымянская ТЭЦ 1999 г. -НК-37+К40/1,4 [1, 2]) и, как правило, устанавливались на площадках существующих ТЭЦ. В современных условиях подобные когенерационные электростанции используют также и для работы автономно на одного потребителя (Нарьян-Марская ГТЭС [3]). В таких условиях блок ГТУ-КУ должен устойчиво работать на переменных режимах, участвовать в регулировании частоты электрической сети, а также иметь возможность работать по тепловому графику потребления.

При работе газотурбинной установки по электрическому графику реализуется контур регулирования частоты вращения ротора и мощности. Программа управления ГТУ поддерживает работу установки в зависимости от требуемой электрической мощности. Температура, расход газов за турбиной меняются в зависимости от электрической нагрузки [4]. Условно назовем этот режим I.

Работа блока «газотурбинная установка - котел-утилизатор» (для 2-х вальной ГТУ, выполненной по простому циклу без регулируемого соплового аппарата и регулируемого входного направляющего аппарата) по тепловому графику (условно назовем этот режим работы II) будет характеризоваться следующими отличительными особенностями:

• ГТУ работает параллельно с электрической сетью;

• другие энергоблоки в электрической сети участвуют в поддержании частоты сети, тем самым частота вращения ротора «турбогенератор - силовая турбина» поддерживается в пределах в соответствии с ГОСТ 29328-92;

• электрическая сеть способна воспринимать изменение электрической мощности турбогенератора;

• регулирование тепловой мощности реализуется с помощью единственного регулирующего фактора - регулирования расхода топлива;

• регулирование электрической мощности в этом режиме без дополнительных регулирующих факторов невозможно;

© Э.Ф. Гянджиев, О.В. Комаров, П.Н. Плотников Проблемы энергетики, 2010, № 1-2

• при данном режиме работы температура газов за ГТУ поддерживается на заданном уровне.

При работе по программе управления I задача выработки, утилизации тепла за ГТУ является вторичной по отношению к задаче выработки электрической мощности. Тепловая нагрузка утилизируется по остаточному принципу. При переходе блока ГТУ-КУ на работу по программе управления II невозможно без дополнительных регулирующих факторов регулировать выработку электрической мощности.

При режиме работы II перераспределение теплоперепадов между силовой турбиной и турбиной компрессора происходит иначе, чем при работе по электрической нагрузке I. При этом как в первом, так и во втором случае параметры работы блока будут существенно зависеть от температуры наружного воздуха. Как следствие, выходные параметры ГТУ при работе по I и II режимам значительно отличаются. Рассмотрим работу блока «газотурбинная установка -котел-утилизатор» на этих режимах.

Для анализа режимов работы рассмотрен блок «газотурбинная установка -котел-утилизатор» следующего вида: газотурбинная установка ГТЭС-16ПА производства «ОАО Авиадвигатель» с водогрейным котлом-утилизатором К-20-150Н производства «ЗАО СО Белэнергомашпроект».

Газотурбинная электростанция ГТЭС-16 ПА создана на базе двигателя ПС-90ЭУ-16А, разработанного ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь, РФ) совместно с фирмой UTC/Pratt & Whitney Group для привода синхронного трехфазного турбогенератора Т-16-2РУХЛЗ [5]. Тип двигателя - газотурбинный, двухвальный (с валом турбокомпрессора и валом свободной турбины). В составе двигателя ПС-90ЭУ-16А используется четырехступенчатая свободная турбина с номинальной частотой вращения 3000 об/мин, выходной вал которой служит для привода синхронного турбогенератора. Водогрейный котёл К-20-150Н - водотрубный, противоточный, горизонтальной компоновки. Характеристики оборудования, приведенные к нормальным условиям по ISO, представлены в табл. 1.

Таблица 1

Характеристики оборудования

Наименование и размерность Значение

Мощность на клеммах генератора, МВт 16,3

КПД ГТУ на клеммах генератора,% 35,49

Температура газов на выходе из ГТУ, °С 482

Расход газов на выходе из ГТУ, кг/с 56,26

Располагаемая тепловая мощность на выхлопе при снижении температуры газов после КУ до 110 °С, Гкал/ч 19,48

Теплопроизводительность КУ, Гкал/ч 20,392

Расход воды через котел, т/ч 250,5

Температура воды на входе в КУ, °С 70

Температура воды на выходе из КУ, °С 150

При расчетах для режима II уставка температуры газов за силовой турбиной принята на уровне 480°С. При расчетах для режима I уставка мощности ГТУ принята на уровне номинальной 16,3 МВт. Температура уходящих газов за котлом-утилизатором для обоих режимов I, II принята 130°С [6]. КПД турбогенератора принят 97 %. Электрический КПД ГТУ рассчитывался на клеммах турбогенератора. Потери рабочего тела по тракту на охлаждение и утечки - 6,5 %. КПД камеры сгорания ГТУ принят 99,5 % на номинальном режиме. Гидравлическое сопротивление камеры сгорания 4 %. Топливо ГТУ -

природный газ, 2нр = 44300 кДж/кг. Тепловая мощность за ГТУ определена как располагаемая, т.е. утилизируемая при заданном перепаде температур рабочего тела. Вариантные расчеты проведены в диапазоне температур наружного воздуха от +15 до -35°С для степени расширения турбины от 11 до 25.

Методика расчета рассматриваемого блока на переменный режим по программе управления I широко известна [4]. Методика расчета рассматриваемого блока на переменный режим по программе управления II разработана авторами на основе зависимостей [4]. Расчет на переменный режим по программе управления II принципиально отличается от расчета на аналогичный режим по программе управления I тем, что в первом случае исходной является температура газов на выходе из турбины. Блок-схема расчета ГТУ по программе управления II представлена на рис. 1.

Задание варьируемых параметров

Силовая турбина Тг2,

Нт2

Уточнение Ср, к

Турбина компрессора (ТВД)Тг1,Нт1

Уточнение Сп, к М

Компрессор ТК, Нк

Тепловая мощность котла-утилизатора

КПД ГТУ г|е, Полезная работа Не, Электрическая мощность N6

Камера сгорания Чтош Оке

Рис. 1. Блок-схема расчета ГТУ по программе управления II

Рассмотрим сравнительные характеристики при работе на режимах I, II. Значения КПД ГТУ и располагаемой тепловой мощности за ГТУ при работе на режимах I, II (на поддержание номинальных значений уставок) в зависимости от температуры наружного воздуха (рис. 2).

КПД 0,600

0,550

0,500

0,450

0,400

0,350

0,300

0,250

О}, Гкал/ч

25

20

15

10

-35

-25

-15

Т нв,0С

-5

15

Рис. 2. Зависимость КПД ГТУ, располагаемой тепловой мощности ГТУ от температуры наружного воздуха на режимах работы I, II

Как видно из рис. 2, значения электрического КПД ГТУ на режиме работы II значительно ниже значений для режима работы I во всем диапазоне температур наружного воздуха. Характер изменения КПД для режима I носит линейный

5

0

5

характер. Значения располагаемой тепловой мощности для режима I выше значений располагаемой тепловой мощности для режима II в диапазоне температур наружного воздуха от +15 до -7 °С (максимальная разница при +15 °С составляет 2 Гкал/ч). Значения располагаемой тепловой мощности для режима I ниже значений располагаемой тепловой мощности для режима II в диапазоне температур наружного воздуха от -7 до -35 °С (максимальная разница при -35 °С составляет 3 Гкал/ч).

Изменение располагаемой тепловой мощности для режима I составляет от 18 до 22 Гкал/ч в рассматриваемом диапазоне температур наружного воздуха, что связано с регулированием в режиме I по графику электрической нагрузки. Изменение располагаемой тепловой мощности для режима II составляет от 16 до 25 Гкал/ч в рассмотренном диапазоне температур наружного воздуха.

Рассмотрим зависимости электрического КПД ГТУ и располагаемой тепловой мощности для режимов I, II при изменении степени расширения в турбине для различных температур наружного воздуха (рис. 3).

КПД ф, Гкал/ч

пт

Рис. 3. Зависимость КПД ГТУ, располагаемой тепловой мощности ГТУ от степени расширения

в турбине на режимах работы I, II

Значения КПД для режима работы II выше значений для режима I при степени расширения в диапазоне от 18 до 11, что соответствует режиму работы с пониженной электрической нагрузкой ГТУ. Значения КПД для режима работы II ниже значений для режима I при степени расширения в диапазоне от 18 до 25, что соответствует режиму работы с номинальной и повышенной электрической нагрузкой ГТУ.

Значения располагаемой тепловой мощности на режиме работы I выше значений располагаемой тепловой мощности на режиме работы II в диапазоне изменений степени расширения турбины от 11 до 17. В диапазоне изменений степени расширения турбины от 17 до 25 значения располагаемой тепловой мощности на режиме работы I ниже значений располагаемой тепловой мощности на режиме работы II. Кривые значений располагаемой тепловой мощности для различных температур наружного воздуха сливаются в одну линию как для режима работы I, так и для режима работы II. При степени расширения, равной 17, кривые пересекаются.

Таким образом, на режимах работы с пониженной тепловой и электрической нагрузкой более экономичным оказывается режим работы II. Рассмотрим более подробно данный режим работы. На рис. 4 показано изменение основных относительных параметров ГТУ: КПД, расхода рабочего тела на выходе из турбины, температуры за турбиной и температуры перед ТВД.

Т т',

Т т',в ',пе'

1,10 -т---------------1----------------;---------------1----------------1----------------г---------------1----------------!

Тт'! ^^

1,00---------1-1-1-1- -'

г г' ----1--- Г"/!

0,90 —---И"""^---------------1---------------------?---------------1----------------!

0,80-----------------]----------------[---у/^г--------------]----------------1--------.^^^гг^

0,70-----------------\^ ^ --------[---------------^----------------!

0,60------------------1-------------------------------]----------------1-------------------------------1

П е'| I I I I I

0,50 ^-!-!-!-!-!-!-!

6 8 10 12 14 16 18 20

N6,МВт

Рис. 4. Изменение относительных параметров ГТУ от электрической нагрузки на режиме II

Работа ГТУ на режиме II при пониженной мощности по тепловому графику будет характеризоваться более высокими значениями КПД, чем при работе на режиме I. Однако понижение значений располагаемой тепловой мощности во всем диапазоне электрических нагрузок, а также характер изменения тепловой мощности от электрической заставляют задуматься о целесообразности использования такого режима работы, и окончательное решение будет зависеть от условий использования блока ГТУ-КУ в подобных условиях.

Работа газотурбинной электростанции с водогрейным котлом-утилизатором по тепловому графику характеризуется пониженными значениями электрического КПД и тепловой мощности в диапазоне электрической мощности 0,7...1,2 N6. В диапазоне электрической мощности менее 0,7 N6 КПД режима работы по тепловому графику будет выше КПД режима работы по электрической нагрузке.

В целом, при необходимости работы на максимальную тепловую нагрузку с пониженным КПД, а также при работе на электрическую нагрузку с повышенным КПД остается предпочтительным режим работы на поддержание электрической нагрузки.

Сравнивая режимы работы рассмотренной модели «газотурбинная установка - котел-утилизатор» по программам управления I, II, можно сказать, что работа по программе II предпочтительнее, чем работа по программе I в диапазоне электрической мощности менее 11,5 МВт.

Работа по программе управления II характеризуется пониженным значением КПД в диапазоне электрической мощности более 11,5 МВт. Наличие

Тт'

Тг'

П е'

дополнительного регулирующего фактора позволило бы добиться более высоких значений электрического КПД.

Выводы

1. Переход на работу по программе регулирования II целесообразен в зимнее время: позволяет увеличить располагаемую тепловую мощность котла-утилизатора на максимальной электрической нагрузке или повысить эффективность выработки электроэнергии на минимальной электрической нагрузке.

2. Решение задачи по поддержанию постоянной температуры газов на входе в котел-утилизатор (на выходе из ГТУ) на переменном режиме работы позволит уменьшить количество теплосмен и связанную с этим малоцикловую усталость, что должно положительно сказаться на надежности эксплуатации котла-утилизатора.

3. При отсутствии дополнительных регулирующих факторов (помимо топливного клапана) работа блока ГТУ-КУ характеризуется пониженной эффективностью при распределении электрической и тепловой мощности.

Summary

This research is present a numerical study of the combined heat and power plant on the part load operation. The results can help to optimized the combined heat and power plant output in terms of electrical and heat power ratio.

Key words: gas turbine, heat -recovery boiler, efficiency.

Литература

1. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Издательство МЭИ, 2002. 584с.

2. Белкин В.М., Орехов В.Г., Назаренко Д.К., Пешков Л.И. Итоги опытно-промышленной эксплуатации газотурбинного энергоблока ГТЭ-25/39 на Безымянской ТЭЦ // Газотурбинные технологии. 2005. №3. С. 2-5.

3. Булин А.Н., Кованов В.А., Базаркин С.С. Нарьян-Марская электростанция: три года в базовом режиме // Газотурбинные технологии. 2006. №3. С. 12-13.

4. Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г., Богов И.А. и др. Стационарные газотурбинные установки. Л.: Машиностроение. Ленингр. Отд-ние, 1989. 543с.

5. Каталог газотурбинного оборудования // Газотурбинные технологии. 2007. С.189.

6. Horlock J.H. Advanced Gas Turbine Cycles. U.K.: Cambridge. 2003. 204p.

Поступило в редакцию 06 июля 2009 г.

Гянджиев Эльдар Фазаильевич - аспирант кафедры "Турбины и двигатели" ГОУ ВПО «УГТУ -У ПИ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина». Тел.: 8-902-8771896. E-mail: madel@list.ru.

Комаров Олег Вячеславович - канд. техн. наук, доцент кафедры "Турбины и двигатели" ГОУ ВПО «УГТУ - УПИ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина». Тел.: (343) 375-94-62. Email: turbine@r66.ru.

Плотников Петр Николаевич - д-р техн. наук, действительный член АИН РФ, профессор кафедры "Турбины и двигатели" ГОУ ВПО «УГТУ - УПИ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина». Тел.: 8 (343) 375-94-62. E-mail: dekan-tef@bk.ru.