Повышение эффективности парогазовой установки за счет промежуточного охлаждения циклового воздуха турбинным конденсатом
- Авторы: Кудинов А.А.1, Зиганшина С.К.1, Хусаинов К.Р.1
-
Учреждения:
- Самарский государственный технический университет
- Выпуск: Том 13, № 2 (2023)
- Страницы: 64-72
- Раздел: ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ, ВЕНТИЛЯЦИЯ, КОНДИЦИОНИРОВАНИЕ ВОЗДУХА, ГАЗОСНАБЖЕНИЕ И ОСВЕЩЕНИЕ
- URL: https://journals.eco-vector.com/2542-0151/article/view/492242
- DOI: https://doi.org/10.17673/Vestnik.2023.02.09
- ID: 492242
Цитировать
Полный текст
Аннотация
Для повышения эффективности работы парогазовой установки предложено промежуточное охлаждение циклового воздуха двухступенчатого турбокомпрессора газотурбинной установки осуществлять турбинным конденсатом с последующим его охлаждением подпиточной водой системы централизованного теплоснабжения, а после газового подогревателя конденсата в хвостовой части двухконтурного котла-утилизатора дополнительно разместить теплообменную поверхность подогревателя исходной воды. Предложенное решение позволяет сохранить в комбинированном цикле Брайтона-Ренкина теплоту, затраченную на промежуточное охлаждение циклового воздуха газотурбинной установки. При этом для повышения КПД котла-утилизатора температура отводимых от него уходящих газов снижается в подогревателе исходной воды. Выполнен анализ работы парогазового энергетического блока ПГУ-450 без использования и с использованием промежуточного охлаждения циклового воздуха турбинным конденсатом. Установлено, что при введении промежуточного охлаждения циклового воздуха удельный расход условного топлива на выработку электрической энергии для ПГУ-450 снижается с 239,16 до 235,81 г/(кВт·ч).
Полный текст
Наиболее совершенными с термодинамической точки зрения являются парогазовые установки (ПГУ-У), работающие по комбинированному циклу Брайтона-Ренкина [1−3]. В состав ПГУ-У входит одна или несколько газотурбинных установок (ГТУ) с котлами-утилизаторами (КУ) и паровая турбина. К преимуществам утилизационных ПГУ следует отнести высокую тепловую экономичность, малое потребление охлаждающей воды, быстрое изменение электрической нагрузки [3−5]. Кроме того, по сравнению с традиционными паросиловыми установками при работе парогазовых блоков наносится меньший вред окружающей среде, что обусловлено использованием в качестве основного топлива природного газа. В конденсационном режиме КПД парогазовых установок с двухконтурным котлом-утилизатором без промежуточного перегрева водяного пара составляет 49–54 % [2, 5].
В настоящее время из-за постоянного увеличения стоимости органического топлива особенно актуальной является задача совершенствования парогазовых энергоблоков с целью доведения электрического КПД ПГУ до 58–60 % и выше. Достичь высоких значений КПД можно за счет увеличения начальных параметров рабочих тел циклов Ренкина и Брайтона комбинированной установки. Поэтому при строительстве парогазовых ТЭС предпочтение отдается мощным газотурбинным установкам с высокой начальной температурой газов [6, 7]. Не менее важной задачей является повышение экономичности котла-утилизатора за счет более глубокого охлаждения уходящих газов. Для этой цели в «хвостовой» части котла-утилизатора размещают газовый подогреватель конденсата (ГПК), на выходе из которого температура газов снижается до 120 °C и ниже [3, 5]. Очередным направлением совершенствования парогазовых установок является увеличение КПД газотурбинных установок за счет промежуточного охлаждения циклового воздуха [7−9].
На практике наибольшее распространение получили двухконтурные парогазовые установки, работающие по дубль-блочной схеме. К их числу относится парогазовый блок ПГУ-450 Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга, который состоит из двух газотурбинных установок Siemens V94.2 номинальной мощностью по 158 МВт каждая, двух двухконтурных котлов-утилизаторов П-90 и двухцилиндровой паровой турбины КТ-150-8. Для отпуска тепловой энергии с горячей сетевой водой предусмотрено два отопительных отбора водяного пара из проточной части турбины. КПД ПГУ-450 по выработке электрической энергии при работе в конденсационном режиме составляет 51,5 %.
Для повышения эффективности работы парогазовой установки утилизационного типа путем полезного использования теплоты сжимаемого циклового воздуха предлагается в воздухоохладителе двухступенчатого турбокомпрессора газотурбинной установки осуществлять подогрев турбинного конденсата с последующим охлаждением его в тракте подогревателя подпиточной воды [9]. При этом для повышения КПД котельной установки за последней поверхностью нагрева двухконтурного котла-утилизатора дополнительно размещается газовый подогреватель исходной воды (ГПИВ), в котором исходную воду подогревают до 35−40 °С перед подачей на водоумягчительную установку и далее в тепловую сеть для восполнения потерь сетевой воды (рис. 1). В этом случае газотурбинная установка будет состоять из турбокомпрессоров низкого ТК-1 и высокого давления ТК-2, разделенных между собой воздухоохладителем ВО, камеры сгорания КС, газовой турбины ГТ и электрического генератора ЭГ. В результате более глубокого охлаждения газов экономичность котла-утилизатора возрастает с одновременным повышением КПД газотурбинной установки за счет промежуточного охлаждения циклового воздуха [7, 10, 11].
Парогазовая установка функционирует следующим образом (см. рис. 1). Атмосферный воздух после очистки в комплексном воздухоочистительном устройстве (на схеме не показано) поступает в турбокомпрессор низких параметров ТК-1, в котором сжимается до давления, определяемого степенью сжатия β1 = 3. Сжатый воздух охлаждается в воздухоохладителе в процессе теплообмена с потоком турбинного конденсата. Далее цикловой воздух повторно сжимается в компрессоре высокого давления ТК-2 и подается в камеру сгорания КС. Образовавшиеся в процессе горения топлива газы расширяются в газовой турбине ГТ и отводятся в котел-утилизатор для передачи своей теплоты пару и воде.
Рис. 1. Тепловая схема парогазовой установки ПГУ-450: ТК-1, ТК-2 – турбокомпрессоры высокого и низкого давления; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; ВО – воздухоохладитель; ЭГ – электрический генератор; ЦВД, ЦНД – цилиндры высокого и низкого давления паровой турбины; К – конденсатор; Д – деаэратор; ПЕВД, ПЕНД – пароперегреватели высокого и низкого давления; ИВД, ИНД – испарители высокого и низкого давления; ЭКВД – водяной экономайзер высокого давления; ГПК, ГПИВ – газовые подогреватели конденсата и исходной воды; БВД, БНД – барабаны высокого и низкого давления; ПНВД, ПННД – питательные насосы высокого и низкого давления; КН – конденсатный насос; НИВ – насос исходной воды; ХВО – химводоочистка; ППВ – подогреватель подпиточной воды
В первой по ходу движения газов поверхности нагрева КУ – пароперегревателе высокого давления – насыщенный водяной пар, поступающий из барабана высокого давления, перегревается до температуры 512 °С и направляется в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины, где, расширяясь, совершает полезную работу. Затем отработавший в ЦВД пар смешивается с потоком перегретого пара низкого давления. Образовавшаяся паровая смесь подается в цилиндр низкого давления (ЦНД) паровой турбины и в процессе расширения совершает работу паротурбинного цикла. Отработавший в турбине пар отводится в конденсатор.
Особенность предложенной схемы заключается в подаче турбинного конденсата в воздухоохладитель турбокомпрессора ГТУ для подогрева до температуры 110 °С и в нагреве исходной воды в дополнительно устанавливаемом ГПИВ котла-утилизатора. Подогрев исходной воды осуществляется до 35 °С, после чего она направляется на химводоочистку (ХВО), и затем поступает в подогреватель подпиточной воды (ППВ). Подогретая в ППВ подпиточная вода с температурой 70 °С подается в тепловую сеть на восполнение потерь сетевой воды. Для охлаждения до необходимой температуры (60 – 70 °С) конденсат направляется в греющий тракт ППВ, в котором передает свою теплоту подпиточной воде.
С целью определения эффективности от использования промежуточного охлаждения циклового воздуха турбинным конденсатом был проведен сравнительный анализ работы ПГУ-450 с промежуточным охлаждением циклового воздуха и при его отсутствии с использованием методики, изложенной в [2, 4, 10].
Тепловой расчет был проведен при следующих исходных данных: КПД и мощность ГТУ ηГТУ = 34,4 %, NГТУ = 157 МВт; начальная и конечная температура газов = 1125 °С и = 537 °С; расходы циклового воздуха и газов GB = 500 кг/с и GГ = 509 кг/с; давления перегретого пара высокого и низкого давления = 8,0 МПа и = 0,65 МПа; исходная степень повышения давления воздуха в турбокомпрессоре ГТУ β = 11,3; внутренний относительный КПД турбокомпрессора и газовой турбины ГТУη0i = 0,85; электромеханический КПД турбины ηЭМ = 0,975; давление в конденсаторе турбины рk = 5 кПа; давление в деаэраторе рД = 0,6 МПа; показатель адиабаты воздуха k = 1,4; величины температурных напоров на горячей и холодной стороне поверхностей нагрева КУ δt = 25 °С и недогрева до температуры насыщения ∆t = 10 °С. Приняты величины степени повышения давления воздуха в ТК-1 и ТК-2 β1 = 3 и β2 = 4. Тепловой расчет выполнен для работы ПГУ в конденсационном режиме при температуре наружного воздуха tНВ = +10 °С.
Из уравнений теплового баланса определяются паропроизводительности контуров высокого и низкого давления котла-утилизатора:
;(1)
(2)
где , – энтальпии перегретого пара высокого и низкого давления, кДж/кг; – энтальпия отработавших газов, кДж/кг; , , – энтальпии газов после испарителей высокого и низкого давления и водяного экономайзера высокого давления, кДж/кг; h1 – энтальпия нагретой в ЭКВД питательной воды, кДж/кг; hД – энтальпия деаэрированной воды.
После ЦВД турбины отработавший пар смешивается с потоком перегретого пара низких параметров и образовавшаяся паровая смесь с расходом DЦНД = 2 · ( + ) и энтальпией
(3)
поступает в проточную часть ЦНД турбины.
Мощность паровой турбины определяется по формуле
(4)
где , – действительные теплоперепады пара в ЦВД и ЦНД паровой турбины, кДж/кг.
Расход исходной воды через ГПИВ котла-утилизатора равен расходу подпиточной воды: GИСХ = GПОДП. Энтальпия уходящих газов на выходе из котла-утилизатора определяется по формуле
(5)
Здесь – энтальпия газов после ГПК, кДж/кг; , – энтальпии исходной воды перед ГПИВ котла-утилизатора и на выходе из него, кДж/кг.
Температуры циклового воздуха после адиабатного процесса сжатия в ТК-1 и ТК-2:
(6)
(7)
Действительные значения температур воздуха после изоэнтропийного процесса сжатия в компрессорах ТК-1 и ТК-2 рассчитывались по формулам:
; (8)
. (9)
где – температура охлажденного циклового воздуха на входе в турбокомпрессор высокого давления ТК-2, °С.
Температура определяется по известной энтальпии:
. (10)
В формуле (10): GK, , – расход и энтальпия турбинного конденсата на входе в воздухоохладитель турбокомпрессора ГТУ и на выходе из него, кДж/кг.
КПД и мощность газотурбинной установки рассчитывались по формулам:
; (11)
. (12)
Для определения экономичности (КПД) парогазовой установки использовалась формула [4, 12, 13]:
, (13)
где , – КПД котла-утилизатора и паровой турбины.
Из уравнения теплового баланса для подогревателя подпиточной воды рассчитывался расход подпиточной воды (для одного КУ):
, (14)
где , , – энтальпии турбинного конденсата на входе в КУ и подпиточной воды на входе в ППВ и на выходе из него, кДж/кг.
На рис. 2 и 3 приведены тепловая диаграмма котла-утилизатора и процесс расширения пара в проточной части паровой турбины. На оси абсцисс тепловой диаграммы показаны значения тепловых нагрузок поверхностей нагрева котла-утилизатора. В частности, тепловая мощность газового подогревателя исходной воды составила 11,0 МВт (см. рис. 2, б).
Рис. 2. Тепловая диаграмма двухконтурного котла-утилизатора:а – без размещения в «хвостовой» части КУ газового подогревателя исходной воды;б – с размещением в «хвостовой» части КУ газового подогревателя исходной воды
Рис. 3. Процесс расширения пара в паровой турбине ПГУ-450
В таблице приведены основные расчетные характеристики парогазовой установки ПГУ-450 с использованием и без использования промежуточного охлаждения циклового воздуха. Они были получены в результате теплового расчета, проведенного при условии работы парогазового энергетического блока в конденсационном режиме – при отключенных сетевых подогревателях (на рис. 1 не показаны).
Расчетные характеристики ПГУ-450 с промежуточным охлаждением циклового воздуха турбинным конденсатом и без промохлаждения воздуха
Параметр | Ед. изм. | Значение параметра | |
без использования промежуточного охлаждения циклового воздуха | с использованием промежуточного охлаждения циклового воздуха турбинным конденсатом | ||
Электрическая мощность ГТУ | МВт | 157,9 | 162,86 |
КПД ГТУ | % | 34,5 | 35,23 |
Электрическая мощность паровой турбины | МВт | 151,79 | 151,79 |
КПД паровой турбины | % | 33,02 | 33,02 |
КПД КУ | % | 78,28 | 79,14 |
Электрическая мощность ПГУ | МВт | 467,6 | 477,51 |
КПД ПГУ | % | 51,43 | 52,16 |
Удельный расход условного топлива | г / (кВт·ч) | 239,16 | 235,81 |
Значения температур газов по поверхностям нагрева котла-утилизатора | |||
После ГТУ | °C | 537 | 537 |
После ПЕВД | °C | 470 | 470 |
После ИВД | °C | 327 | 327 |
После ЭКВД | °C | 265 | 265 |
После ПЕНД | °C | 259 | 259 |
После ИНД | °C | 191 | 191 |
После ГПК | °C | 126 | 142 |
После ГПИВ | °C | – | 122 |
Расходы теплоносителей | |||
Конденсата через ГПК | кг/с | 96,01 | 73,6 |
Подпиточной воды | кг/с | – | 105,14 |
Следует отметить, что отвод турбинного конденсата на подогрев в воздухоохладитель турбокомпрессора ГТУ и последующее его охлаждение в подогревателе подпиточной воды обусловливает снижение расхода воды через ГПК котла-утилизатора в сравнении с обычной схемой работы ПГУ, поскольку отсутствует рециркуляция. В результате температура уходящих газов после ГПК повысилась с 126 до 142 °C. Однако за счет более глубокого охлаждения газов в ГПИВ экономичность котла-утилизатора повышается с 78,28 до 79,14 %. Одновременно повышается КПД газотурбинной установки за счет промежуточного охлаждения циклового воздуха.
Расчетные зависимости КПД котла-утилизатора и парогазовой установки ПГУ-450 от температуры турбинного конденсата на входе в ГПК представлены на рис. 4. Как следует из приведенных графиков, снижение температуры конденсата на входе в котел-утилизатор обусловливает снижение температуры отводимых из котла-утилизатора уходящих газов и, соответственно, увеличение экономичности ПГУ-У.
Рис. 4. Влияние температуры турбинного конденсата (tКГПК) перед ГПК на температуру уходящих газов и показатели экономичности парогазовой установки: 1 – КПД котла-утилизатора; 2 – КПД ПГУ-450; 3 – температура уходящих газов на выходе из КУ
Расчетные характеристики ПГУ-450 с промежуточным охлаждением циклового воздуха турбинным конденсатом и без промохлаждения воздуха
Повышение экономичности при введении промежуточного охлаждения циклового воздуха турбинным конденсатом можно оценить путем сравнения результатов проведенных расчетов в обоих вариантах для рассматриваемой парогазовой установки. Анализ результатов расчетов показывает, что КПД парогазового блока ПГУ-450 с использованием промежуточного охлаждения циклового воздуха равен 52,16 %, а без промежуточного охлаждения – 51,43 %. Таким образом, прирост повышения КПД парогазовой установки составляет 0,73 %.
В работе [14] повышение экономичности парогазовой установки электростанции предлагается осуществлять путем отвода отработавших в котле-утилизаторе газов в атмосферу через вытяжную башню градирни с естественной вентиляцией воздуха, что позволяет отказаться от строительства и эксплуатации дымовой трубы. Для этого в вытяжной башне градирни устанавливается газораспределительное устройство, состоящее не менее чем из двух соединенных между собой патрубком кольцевых перфорированных коллекторов переменного поперечного сечения, которое соединяется трубопроводом с газоходом отвода в атмосферу уходящих продуктов сгорания.
Выводы.
- Разработана схема парогазовой установки, в которой промежуточное охлаждение циклового воздуха двухступенчатого турбокомпрессора газотурбинной установки осуществляется турбинным конденсатом с последующим его охлаждением подпиточной водой системы централизованного теплоснабжения, а после газового подогревателя конденсата в хвостовой части котла-утилизатора дополнительно размещается теплообменная поверхность подогревателя исходной воды.
- Осуществление промежуточного охлаждения циклового воздуха турбинным конденсатом позволяет повысить мощность газотурбинной установки на 3,14 % (с 157,9 до 162,86 МВт), а ее КПД – на 0,73 % (с 34,5 до 35,23 %). Наличие подогревателя подпиточной воды понижает температуру отводимых из КУ газов с 126 до 122 °С, при этом КПД двухконтурного котла-утилизатора возрастает на 0,86 % (с 78,28 до 79,14 %). В целом, КПД ПГУ-450 повышается на 0,73 %, что обусловливает снижение удельного расхода условного топлива на выработку электрической энергии с 239,16 до 235,81 г/(кВт·ч) (на 3,35 г/(кВт·ч)). Экономический эффект в денежном выражении при стоимости условного топлива 4700 руб/т.у.т. и наработке ПГУ-450 7500 ч/год составляет 56,39 млн. руб в год.
- Расчетным путем получены графические зависимости КПД котла-утилизатора и парогазовой установки от температуры конденсата на входе в ГПК. Установлено, что снижение температуры конденсата с 70 до 50 °С приводит к уменьшению температуры уходящих газов с 131,5 до 112 °С и, как следствие, к повышению КПД котла-утилизатора и парогазовой установки. Результаты проведенных исследований подтверждают эффективность использования турбинного конденсата для промежуточного охлаждения сжатого в турбокомпрессоре низкого давления циклового воздуха.
Об авторах
Анатолий Александрович Кудинов
Самарский государственный технический университет
Автор, ответственный за переписку.
Email: a.a.kudinov@yandex.ru
доктор технических наук, профессор, профессор кафедры тепловых электрических станций
Россия, СамараСветлана Камиловна Зиганшина
Самарский государственный технический университет
Email: svet.zig@yandex.ru
доктор технических наук, доцент, профессор кафедры тепловых электрических станций
Россия, СамараКирилл Русланович Хусаинов
Самарский государственный технический университет
Email: kirill.czvra@mail.ru
кандидат технических наук, доцент кафедры тепловых электрических станций
Россия, СамараСписок литературы
- Буров В.Д., Дорохов Е.В., Елизаров Д.П. Тепловые электрические станции. М.: МЭИ, 2007. 466 с.
- Кудинов А.А., Зиганшина С.К. Парогазовые установки тепловых электрических станций. Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2019. 230 с.
- Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Издательский дом МЭИ, 2009. 584 с.
- Кудинов А.А., Зиганшина С.К., Хусаинов К.Р. Расчет тепловых схем парогазовых установок тепловых электростанций. Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2022. 263 с.
- Трухний А.Д. Парогазовые установки электростанций. М.: Издательский дом МЭИ, 2013. 648 с.
- Кудинов А.А., Зиганшина С.К. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях. М.: Машиностроение, 2011. 374 с.
- Александров А.А. Термодинамические основы циклов теплоэнергетических установок. 2-е изд., стереотип. М.: Издательский дом МЭИ, 2006. 158 с.
- Цанев С.В., Буров В.Д., Земцов А.С., Осыка А.С. Газотурбинные энергетические установки. М.: Издательский дом МЭИ, 2011. 428 с.
- Патент № 2693567 РФ, МПК F01K 23/10. Способ работы парогазовой установки электростанции / А.А. Кудинов, С.К. Зиганшина, Д.В. Зеленцов, Ю.Э. Демина; заявитель и патентообладатель Самар. гос. техн. ун-т. № 2018128114; заявл. 31.07.2018; опубл. 03.07.2019, Бюл. № 19.
- Трухний А.Д., Романюк А.А. Расчет тепловых схем утилизационных парогазовых установок. М.: Издательский дом МЭИ, 2006. 40 с.
- Кудинов А.А. Строительная теплофизика. М.: ИНФРА-М, 2013. 262 с.
- Трухний А.Д., Макаров А.А., Клименко В.В. Основы современной энергетики. Ч. 1. Современная теплоэнергетика. М.: Издательский дом МЭИ, 2002. 368 с.
- Кудинов А.А., Хусаинов К.Р., Зиганшина С.К. Парогазовые установки тепловых электрических станций. Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2019. 102 с.
- Патент № 2453712 РФ, МПК F01K 23/10. Способ работы парогазовой установки электростанции / А.А. Кудинов, С.К. Зиганшина, С.П. Горланов; заявитель и патентообладатель Самар. гос. техн. ун-т. № 2010135094; заявл. 20.08.2010; опубл. 20.06.2012, Бюл. № 6.
Дополнительные файлы
![](/img/style/loading.gif)