CC BY
112
------------------п п-----------------т:---
Розглянуто схему газотурбінної
енергетичної установки, що працює з утилізаційного циклу без участі пароводяного робочого тіла. Схема включає основний газотурбінний двигун, рекуператор і допоміжний повітряно-турбінний агрегат, що виробляє додаткову корисну потужність. Наведено результати чисельного дослідження впливу основних параметрів робочого процесу на ефективність машини. На прикладі реально виконаного проекту енергоблоку показана можливість використання його в складі електростанції
Ключові слова: газотурбінний двигун,
повітряно-турбінний агрегат, утилізація, рекуператор, ефективність, електростанція
□-----------------------------------□
Рассмотрена схема газотурбинной энергетической установки, работающей по утилизационному циклу без участия пароводяного рабочего тела. Схема включает основной газотурбинный двигатель, рекуператор и вспомогательный воздушно-турбинный агрегат, вырабатывающий дополнительную полезную мощность. Приведены результаты численного исследования влияния основных параметров рабочего процесса на эффективность машины. На примере реально выполненного проекта энергоблока показана возможность использования его в составе электростанции
Ключевые слова: газотурбинный двигатель, воздушно-турбинный агрегат, утилизация, рекуператор, эффективность, электростанция
------------------□ □----------------------
УДК 621.4328
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК С ВОЗДУШНОЙ УТИЛИЗАЦИЕЙ ТЕПЛА
В. А. Ко вал ь
Доктор технических наук, старший научный сотрудник Институт проблем машиностроения им. А.Н. Подгорного НАН Украин ул. Д. Пожарского, 2/10, г. Харьков, Украина, 61046
E-mail: [email protected] Ю. М. Ануров Доктор технических наук, генеральный конструктор Инженерный центр концептуального проектирования
ул. Трефолева, 2, лит. В., г. Санкт-Петербург, Россия, 198097 E-mail: [email protected] А. И. Васильев Доктор экономических наук, президент академии Инженерная академия Украины ул. Д. Пожарского, 2/10, г. Харьков, Украина, 61046
E-mail: [email protected]
1. Введение
В связи с постоянным ростом цен на энергоносители, особенно на природный газ, который является основным топливом для большинства газотурбинных установок (ГТУ), актуальной является задача совершенствования термодинамического цикла в плане повышения КПД тепловой машины. При этом переход к циклам более сложной конфигурации, как правило, осуществляется путем добавления к ГТД простой схемы пароводяной надстройки, позволяющей увеличить КПД парогазовой энергоустановки до уровня 53...58 % [1]. Вместе с тем, кроме известных конструктивных и эксплуатационных недостатков, присущих таким парогазовым установкам (ПГУ), стоимость их жизненного цикла может быть весьма велика, что способствует удорожанию вырабатываемой электроэнергии и тепла.
К числу схем ГТУ со сложными "сухими" (без участия пароводяного рабочего тела) термодинамическими циклами следует отнести воздушноутилизационный цикл с дополнительным воздушно-турбинным двигателем (ВТД), схема которого показана на рис. 1, а. Подробно эта и подобная ей
схемы описаны в работах [1 - 6]. Возможное конструктивно воплощение схемы ГТД + ВТД изображено на рис.1, б.
В данной схеме (рис. 1, а) выхлопной газ в рекуператоре Р подогревает воздух, выходящий из дополнительного утилизационного компрессора (ук), расположенного на одном валу с основным компрессором. Подогретый воздух приводит во вращение воздушную утилизационную турбину (ут), входящую в отдельно вынесенный блок - ВТД. Данная турбина вырабатывает дополнительную мощность к мощности, вырабатываемой основной турбиной которая может быть свободной (СТ). При этом эффективный энергетической установки КПД определяется выражением:
Св%Ни пг
Из этого выражения следует, что для заданного
ГГ-1* *
значения 1г существуют оптимальные значения лк и пУК , при которых эффективный КПД установки будет иметь максимальное значения, которые могут достигать уровня 44.47 %.
©
Г®1
а
а
б
Рис. 1. Принципиальная схема и внешний вид установки ГТД + ВТД: а — утилизационной ГТУ, б — внешний вид установки ГТД + ВТД
Некоторые результаты численных исследований характеристик различных схем с воздушными утилизационными турбинами отражены в работах [4 - 6]. Вместе с тем в указанных работах отсутствуют данные по влиянию основных параметров термодинамического цикла ГТД + ВТД на эффективный КПД машины. Нет информации и относительно выполненных проектов подобных энергетических установок.
Это ставит задачу дальнейших исследований ГТД + ВТД в ряд актуальных.
2. Результаты численных исследований
Вариантные термодинамические расчеты ГТД + ВТД выполнены с помощью методики, изложенной в работе [3]. Результаты расчетных исследований в виде зависимостей эффективного КПД установки от п*К,пУК,ТГ* и степени регенерации ^ показаны на рис. 2.
Зависимости пе = $(п^Т) найдены при условиях |Л = 0,83 и пК = 24; зависимость пе = $(п^Т*) - |Л = 0,83 и пК = 4,0. Графики пе = $ (ц,Т*) получены при условии пК = 4,0 Видно, что область оптимальных значений пУК соответствует пУК = 3...5 , которые характерны для компрессоров низкого давления (КНД) стационарных и авиационных двигателей. Это обстоятельство делает экономически целесообразным использовать КНД (или лопатки) серийных ГТД для утилизационных компрессоров ВТД. Результаты расчетов, приведенные в работе [3] свидетельствуют о том, что степень влияние величины |Л на эффективный КПД ГТУ, работающей по схеме ГТД + ВТД, меньше, чем в обычной регенеративной схеме (ГТД+Р). Например, 10 % из-ме-нение |Л (0,75.0,85) для ГТД + ВТД составляет
2,5 % из-менения пе, а для ГТД+Р - 6 %. Для утилизационной схемы с ВТД в диапазоне температур ТГ = 1500...1700К также как и для ГТУ обычного цикла, наиболее рациональными являются значения пК < 27 В противном случае при незначительном увеличении эффективного КПД возрастают проблемы, связанные с обеспечением потребных запасов газодинамической устойчивости компрессора и его КПД. Соответствующий рост температуры газа перед турбиной, хотя и способствует увеличению Пе , тем не менее, приводит к существенному снижению ресурсных показателей машины. Поэтому ГТУ с высокими значениями эффективного КПД работают, как правило, в пиковом или полупиковом режимах.
044
сиз 0.42 0.41 0.40 0Л9
2 7 12 17 22 27 32
а
Пе
0,44 0,43 0,42 0,41 0,4 0,39 0,38 0,37
0,45 0,55 0,65 0,75 0,85 Р
б
Рис. 2. Зависимости эффективного КПД ГТД + ВТД:
а — зависимость эффективного КПД от пК,пУК,ТГ*; б — зависимость эффективного КПД от ^
3. Реализация утилизационной схемы ГТД+ВТД в проекте энергетической установки ГТЭ-050М
Проект энергетической установки ГТЭ-050М, предназначенной для размещения ее в количестве четырех единиц в составе ГТЭС-200, разработан в Центре концептуального проектирования (г. Санкт-Петербург).
3
Установка выполнена на базе двухвального газогенератора (рис. 3) со свободной турбиной, вырабатывающей совместно турбиной ВТД полезную мощность, равную 45,5 МВт. Тепловая схема установки показана на рис. 4, где РВП - рекуперативный воздухоподогреватель, ГВТ - газоводяной теплообменник, ВПТ - водяной подогреватель топливного газа, применяемые для повышения КПД машины.
Рис. 3. Двухвальный газогенератор
сидов азота и монооксида углерода менее 20 ppm). С целью достижения высоких экологических показателей в процессе проектирования учтен опыт создания малоэмиссионных камер сгорания таких фирм как «Rolls-Royce» и «GE». Обеспечение проектных параметров машины осуществлялось с помощью 3D-программных газодинамических CFD комплексов применительно как к узлам ГТУ, так и их элементам [7] (рис. 5).
Рис. 4. Тепловая схема ГТЭ-050М
Достаточно высокое значение КПД 47,4 % обеспечивают следующие параметры рабочего процесса: расход воздуха через ГТД 104,6 кг/с; суммарная степень повышения полного давления в компрессоре 23,3; температура газа на входе в ТВД 1580К; температура газа за свободной турбиной 773 К; расход воздуха в ВТД 107,7 кг/с; степень повышения полного давления в УК 4,0; температура воздуха на входе в УТ 719К; температура на выходе из УТ 518К; степень регенерации 0,83. Утилизационная турбина вырабатывает 13,5 % генерируемой общей мощности установки.
Номинальный режим работы ГТЭ-050М при эксплуатации ее в диапазоне температур наружного воздуха от - 45 до + 40 0С имеет два ограничения: по температуре газа в горловом сечении соплового аппарата ТВД; по максимальной мощности 65 МВт при температуре - 25 0С, исходя из работы турбогенератора.
Для ГТУ разработана современная камера сгорания с низким уровнем выброса вредных веществ (ок-
Рис. 5. Примеры использования 3D-программных пакетов при расчете элементов ГТЭ-050М: а — осевого компрессора; б — газовой турбины; в — камеры сгорания; г — выходного канала воздушной утилизационной турбины
Применение указанных пакетов позволило уже на стадии технического проектирования получить более детальную информацию о характере течения в элементах проточной части и, тем самым, снизить вероятность возникновения проблемных зон и обеспечить их высокий КПД. Например, для турбинной группы реализованы следующие показатели: ТВД - к* = 2,4, Пт = 0,885 при п = 9936 об/мин; ТНД - к* = 1,94, ^ = 0,910 при п = 8413 об/мин; СТ - пт = 4,47, п = 0,94 при п = 3000 об/мин; УТ - кт = 3,66, п = 0,94 при п = 3000 об/мин. Воздушный утилизационный компрессор имеет КПД, равный 90 %.
Отмеченные выше обстоятельства позволяют обеспечить не только высокую экономичность ГТЭС-200 на номинальном режиме работы, но и более маневренные характеристики объекта на переменных режимах эксплуатации в диапазоне нагрузок от 10 до 100.120 %. Расчеты свидетельствуют, что в случае нагрузки от 25 МВт, КПД станции не снижается ниже уровня 40 %. Это значение КПД соответствует номинальному режиму работы ГТУ, выполненной по обычной регенеративной схеме (ГТД+Р), с ее конструктивными и эксплуатационными недостатками в сопоставлении с (ГТД + ВТД) [1 - 3].
Компоновка энергоблока ГТЭ-050М показана на рис. 6.
Ближайшим современным зарубежным аналогом ГТЭ-050М является ГТУ LMS100TM фирмы Дженерал Электрик с мощностью 99 МВт и КПД привода порядка 45 % [8]. Столь высокие показатели машины обе-
б
а
в
г
€
спечиваются развитым промежуточным охлаждением циклового воздуха (АТ = 126 0С) и впрыском пара в камеру сгорания при ТГ = 1650 К .
Вместе с тем такое глубокое охлаждение потребо-ва ло постановки водяного и каскада воздушных охладителей, что вызывает ухудшение массогабаритных характеристик установки, а так же приводит к затратам генерируемой агрегатом мощности в 2 МВт на привод вентиляторов каскада воздушного охлаждения [9]. С учетом же потерь энергии в электрической части станции (пять агрегатов LMS100TM), а также других затрат мощности на собственные нужды - на привод вентиляторов системы охлаждения турбогенератора, насосов контура антифриза, масляных насосов и т.п. -станционный электрический КПД окажется более низким.
В ГТЭС-2000 нет системы промежуточного охлаждения воздуха в компрессорах, а, следовательно, и системы охлаждения. Суммарные затраты мощности на собственные нужды станции составляют всего
0,69 МВт на всю четырехблочную установку. В энергоблоке ГТЭ-050М предусмотрен нагрев сетевой воды в специальном котле-утилизаторе, расположенном за РВП, за счет теплоты уходящих газов от ГТД ГТ-050М
и выхлопного воздуха ВТД. Для холодного (отопительного) времени года при t = - 35 0С присоединенная нагрузка составляет 19,2 Ккал/ч.
Поскольку в настоящее время в составе энергоблоков часто используются ПГУ, то в заключение следует привести их сравнение с описанной выше установкой, реализованной по схеме ГТД+ВТД.
Сопоставление ГТЭС и ПГУ обычно проводят по КПД, рассчитанным применительно к нормальным, а не станционным условиям, в частности, без учета затрат мощности на собственные нужды и для температуры ,конденсаторе, равному 0,004 МПа.
Фактически же такой уровень давления в конденсаторе при нормальных условиях (при + 15 °С), как правило не достигается из-за действующих экологических ограничений по сбросу тепла во внешний водоем, либо по водо-обеспеченности систем орошения градирен.
Кроме того, затраты энергии на собственные нужды по выработке электроэнергии в ПГУ значительно выше, чем в ГТЭС, и составляют примерно 4 % от паротурбинной мощности, или, примерно,
1.5 % от мощности ПГУ (то есть -станционный КПД минимум на
1.5 % ниже заявляемых значений КПД в нормальных условиях).
ГТЭС имеет существенно лучшие экологические характеристики, чем любая ПГУ, поскольку:
- не имеет характерных для ПГУ сточных вод из блоков обессоливающих устройств (так как нет паровых котлов), не требует больших расходов воды из внешних источников в систему технического водоснабжения и систему охлаждения;
- не имеет градирен, занимающих большие площади и требующих отбора большого количества воды из внешних источников на испарение в системе орошения;
- имеет более низкие выбросы NOx (менее 25 ppm) благодаря более высокому давлению в камере сгорания и более высокой начальной температуре среды сжигания топлива - воздуха за компрессором при более высоких коэффициентах избытка воздуха (вследствие более высокой степени сжатия, чем в комплектных ГТУ для ПГУ).
4. Выводы
ГТЭС может быть приближена к потребителю с соответствующим (весьма значительным) сокращением потерь электроэнергии на трансформацию и транспортировку.
Рис.6. Компоновочная схема энергоблока ГТЭ-050М
3
Кроме того, приближение ГТЭС к потребителю расширяет возможности ее использования для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, поскольку позволяет подавать тепло на меньшие расстояния с меньшими тепловыми потерями.
Сравнительные экономические оценки, выполненные для двух схем энергетических ГТУ с одина-
ковой единичной мощностью 45 МВт, работающих по простому термодинамическому циклу (например ГТЭ-45 [3, 10]) и конфигурации ГТД + ВТД (ГТЭ-050М), показывают, что при цене на природный топливный газ 500 $ США и времени эксплуатации 7500 часов годовой экономический эффект составит порядка 10 млн $.
Литература
1. Конвертирование авиационных двигателей в стационарные газотурбинные установки [Текст] / В. А. Коваль, В. В. Романов, Ю. М., Ануров [и др.]. - Харьков: Монограф, 2010. - 244 с.
2. Обеспечение показателей надежности и ресурса ГТД стационарного применения [Текст] / Ю. М. Ануров, В. А. Коваль,
A. А. Халатов [и др.]. - Харьков: Монограф, 2011. - 318 с.
3. Особенности рабочих процессов в газотурбинных и парогазовых энергетических установках и их элементах [Текст] /
B. А. Коваль, В. Е. Михайлов, В. В. Романов, Е. А. Ковалева. - Харьков: Монограф, 2013. - 334 с.
4. Матвеенко, В. Т. Работа комбинированных ГТУ с воздушными утилизирующими турбинными двигателями на переменных режимах [Текст] / В. Т. Матвеенко, В. А. Очеретяный // Авиац.-косм. техника и технология. - 2011. - №10 (87). - С.82 - 85.
5. Кучеренко, О. С. Характеристики газотурбинных двигателей с воздушными турбинными теплоутилизирующими установками [Текст] / О. С. Кучеренко, С. Н. Мовчан, А.А. Филоненко [и др.] // Восточно - Европеский журнал передовых технологий. - 2010. - №3/3(45). - С.26 - 31.
6. Матвеенко, В. Т. Энергоэффективность комбинированных ГТУ с утилизирующими турбинными двигателями [Текст] / В. Т. Матвеенко, В. А. Очеретяный // Газотурбинные технологии. - Рыбинск, 2010.-№7(88). - С.44 - 48.
7. Использование 3^ и 2^ комплексов CFD при аэродинамической доводке осевых компрессоров [Текст] / Ю. М. Ануров, В. А. Коваль, В. В. Романов, Е. А. Ковалева// Насосы. Турбины. Системы. - Воронеж, 2012. - №3(4). - С.5 - 11.
8. Дудко, А. П. Энергетические газотурбинные установки GE для строительства новых и модернизации существующих мощностей на ТЭЦ в России [Текст] / А. П. Дудко // Газотурбинные технологии. - Рыбинск, 2011.-№5(96). - С.12 - 15.
9. Клименко, В. Н. Когенерационные системы с тепловыми двигателями: Часть 2 [Текст] / В. Н. Клименко, А. И. Мазур, А. И. Сигал. - К.: ИПЦ АЛКОН НАН Украины, 2011. - 792 с.
10. Чобенко, В. Н. Математическая модель одновального ГТД ДО45 [Текст] / В. Н. Чобенко, Р. В. Палиенко, А. Л. Лютиков // Восточно - Европеский журнал передовых технологий. - 2013. - №3/12(63). - С.18 - 21.
Е
