Пропонується за газотурбінної установкою типу АТ 31СТ НВО «Сатурн Люлька» (м.Москва) встановити утилізаційний економай-зер для нагріву живильної води парового кіт-ла, пар якого впорскується в камеру згорить-ня ГТУ. Теплоту відхідних газів після парово-го котла пропонується використовувати для підігрівати-ва до 200 250 ° C повітря, що подається на го-Релком котла. За рахунок цього ККД парового котла виростає до 94,5%, а ККД парогазової уста-новки до 51,4%. Застосування розширення парогазової суміші в газовій турбіні до тиску 0,045МПа дозволяє підвищити ККД парогазової установки до 55,9% при потужності 25,7 МВт (ККД базової ГТУ становить 36,5% при потужності 20МВт).

Анотація наукової статті з енергетики та раціонального природокористування, автор наукової роботи - Бірюков Б. В., Гапоненко А. М., Рекунов А. А., Ковальов А. І., Оніпко Б. Е.


Область наук:
  • Енергетика і раціональне природокористування
  • Рік видавництва: 2008
    Журнал: Известия вищих навчальних закладів. Північно-Кавказький регіон. Технічні науки

    Наукова стаття на тему 'Контактна ПГУ-ТЕЦ з попередньо включений парогенератором'

    Текст наукової роботи на тему «Контактна ПГУ-ТЕЦ з попередньо включений парогенератором»

    ?УДК 697.34 (07)

    КОНТАКТНА ПГУ-ТЕЦ З попередньо включений парогенераторів

    Реєстрація © 2008 р Б.В. Бірюков, А.М. Гапоненко, А.А. Рекунов, А.І. Ковальов, Б.Є. Оніпко

    Газотурбінні установки (ГТУ) в даний час є одними з пріоритетних енергоустановок, що визначають технічний прогрес в області теплоенергетики. ГТУ зазвичай оснащуються котлами-утилізаторами для відпуску споживачам технологічного пари або гарячої води. У запропонованій установці споживачем пара є модернізована ГТУ, виконана в НВО «Сатурн» м Москва типу АД-31СТ [1]. Схема пропонованої парогазової енергетичної установки (ПГУ-ТЕЦ) приведена на рис. 1.

    Насичений (ПГУ-ТЕЦ 1) або перегрітий до 450 ° С (ПГУ-ТЕЦ2) пар з парового котла ПК надходить в камеру згоряння КС газотурбінної установки, в якій змішується з продуктами згоряння паливного газу. Парогазова суміш в результаті розширення в газових турбінах високого (ТВД) і низького (ТНД) тисків виробляє механічну роботу, обертаючи газовий компресор і електрогенератор.

    Утилізацію теплоти парогазової суміші (ПГС) після газової турбіни в схемі ПГУ-ТЕЦ пропонується здійснювати в утилізаційному економайзері (ЕКУ) парового котла, водогрійному котлі-утилізатори (СКУ) тепломережі і контактному конденсаторі (КК) [2]. У зв'язку з конденсацією пара в КК в ГТУ можливе досягнення вакууму після турбін, для

    підтримки якого в схемі установки використовується газовий компресор ГК [2].

    У стандартних парових котлах (ПК) типу ДЕ-16-14 ГМ, використовуваних у пропонованій ПГУ, воздухоподогреватель не передбачений, що знижує ККД котла і всієї ПГУ. Тому для парового котла встановили після економайзера ЕП-1-330 воздухоподогреватель ВП (рис. 1). Повітря за допомогою вентилятора (В) типу ВДН-11,2 пропускали в період експерименту в міжтрубномупросторі воздухоподогревателя і нагрівали газами з котла ПК до температур 95 - 100 ° С. Потім гаряче повітря надходив на пальник ГМ-10. Процес горіння газу в пальнику контролювався газоаналізатором ТБ8ТО-325. Установка воздухоподогревателя ВП за паровим котлом збільшила опір газового тракту на 20, а повітряного на 5 мм вод. ст., що істотно не позначилося на роботі тягодутьевих механізмів. При номінальних параметрах парового котла температура відхідних газів знизилася з 146 до 113 ° С, що привело до збільшення ККД парового котла до ппк = 94,5%.

    Працює парогазова установка в такий спосіб. Стислий в компресорі ВК повітря подається в камеру згоряння КС, в яку також подаються пар з котла ПК і паливний газ.

    При згорянні газу в КС утворюється парогазова суміш з температурою 1250 ° С. З камери згоряння КС парогазова суміш надходить в газові турбіни ТВД і ТНД, в яких здійснює роботу. Причому робота розширення ПГС в турбіні ТВД дорівнює роботі стиснення повітря в компресорі КВ, а робота розширення парогазової суміші в турбіні ТНД дорівнює роботі стиснення в газовому компресорі ГК охолоджених в КК газів і корисної праці в електрогенераторі ЕГ (2, 3). Крім того, в водогрійному котлі-утилізатори (СКУ) ПГУ-ТЕЦ виробляється теплова енергія у вигляді гарячої води.

    Для розрахунку схеми парогазової установки ПГУ-ТЕЦ використовувалися параметри ГТУ типу АД-31СТ: масова витрата повітря 61,0 кг / с; тиск стисненого повітря 2,1 МПа; внутрішній ККД компресора 0,84. Корисна потужність ГТУ 20,0 МВт була визначена при температурі газів на вході в турбіну 1250 ° С і внутрішньому ККД турбіни 0,922. ККД ГТУ становив 36,5%.

    Проведені в роботі розрахунки по визначенню максимального значення потужності ПГУ-ТЕЦ 1с уприскуванням насиченої пари з котла в КС при різних значеннях тисків ПГС (значення тисків ПГС змінювалися від 1,7 до 4,9 МПа) показали, що максимальне значення потужності И-ПГУ = 28,2 МВт для ПГУ-ТЕЦ1 виходить при температурі ^ з = 1250 ° с і тиску ПГС Рпгс = 1,8МПа (рис. 2). При цьому ККД ПГУ-ТЕЦ 1 становить Ппгу = 45,2%, а ПГУ-ТЕЦ2-Пепгу = 46,66% (рис. 3).

    Алу, МВт

    28

    27

    26

    25

    24

    23

    2 '1

    1,5

    2,5

    3,5

    ная потужність ПГУ склала Апгу = 24,1МВт, тепло-продуктивність ВКУ- Qвку = 15,7 МВт, витрата палива на ПГУ-ТЕЦ 1 - ВПГ = 1,64 кг / с.

    Мал. 2. Залежність потужності ПГУ-ТЕЦ від тиску ПГС на вході в ГТ

    Зі збільшенням початкового тиску ПГС в схемі ПГУ-ТЕЦ 1 коефіцієнт корисної дії зріс і максимальне значення пепгу = 49,94% прийняв під тиском ПГС Рщ.с = 4,6 МПа (рис.3). При цьому поліз-

    п ПГУ,

    51,5

    %

    50,5

    49,5

    48,5

    47,5

    46,5

    45,5

    44,5

    jC- 2

    1,5

    2,5

    3,5

    Мал. 3. Залежність ККД ПГУ-ТЕЦ від тиску ПГС на вході в ГТ

    Апгу, МВт

    26

    25

    24

    2 ^ 1

    0,035

    0,055

    0,075

    Мал. 4. Залежність потужності ПГУ-ТЕЦ від тиску ПГС на виході з ГТ

    Зі збільшенням початкового тиску ПГС в схемі ПГУ-ТЕЦ2 коефіцієнт корисної дії також виріс і максимальне значення пепгу = 51,4% прийняв під тиском ПГС Рпгс = 4,7 МПа (рис. 3). При цьому корисна потужність ПГУ склала Апгу = 23,6 МВт,

    Рпгс, МПа

    Рпгс, МПа

    Рпгс, МПа

    теплопродуктивність СКУ-2вку = 15,4 МВт, витрата палива на ПГУ-ТЕЦ 2 - ВПГ = 1,66 кг / с (Зменшення потужності і теплової склало, відповідно, ААпгу = 0,5 МВт, А2вку = = 0,3 МВт при збільшенні витрати палива в ПГУ-ТЕЦ 2

    АВпгу = 0,02 кг / с).

    %

    П

    ПГУ,

    55

    54

    53

    52

    51

    50

    \ 2

    1 '

    0,035

    0,055

    0,075

    Мал. 5. Залежність ККД ПГУ-ТЕЦ від тиску ПГС на виході з ГТ

    В роботі показано, що потужність і ККД парогазових установок істотно залежать від тиску парогазової суміші за газовою турбіною. Їх залежно -сті мають яскраво виражений максимум. При тиску парогазової суміші ПГС за турбіною низького тиску Р4 = 0,045 МПа потужність і ККД ПГУ-ТЕЦ 1 складають, відповідно, Апгу = 26,2 МВт і пепгу = 54,35% (рис. 4, 5).

    Теплопродуктивність водогрійного котла-утилізатора СКУ, встановленого за газовою турбіною низького тиску в ПГУ-ТЕЦ1, зменшується при цьому до значення Qвку = 8,0 МВт.

    Для ПГУ-ТЕЦ 2 залежно також мають максимум при тиску газів за турбіною, що дорівнює Р4 = 0,045 МПа. Потужність і ККД (рис. 4, 5) для ПГУ-ТЕЦ2 склали, відповідно, Апгу = 25,7 МВт і Пепгу = 55,9%. Теплопродуктивність водогрійного котла-утилізатора СКУ, встановленого за газовою турбіною низького тиску, зменшилася при цьому до Qвку = 7,7 МВт

    висновки

    1. Розміщення економайзера парового котла в схемі ПГУ безпосередньо за газовою турбіною дозволило встановити за котлом воздухоподогреватель і цим підвищити ККД котла до 94,5%.

    2.Прімененіе перегріву пара, що впорскується в КС ПГУ, дає можливість на 1,46%

    збільшити ККД ПГУ-ТЕЦ 2.

    3. Застосування розширення ПГС в турбіні до вакууму дозволило збільшити ККД ПГУ-ТЕЦ 2 на 4,5% і довести його значення до пепгу = 55,9%. Однак при цьому зменшилися значення теплової та електричної потужності.

    література

    1. Ольховський Г.Г. Газотурбінні і парогазові установки в Росії / Теплоенергетика. 1999. № 1.

    2. Шерстобитов І.В., Бірюков Б.В. Про ефективність парогазової установки з перерасшіренія робочого тіла в газовій турбіні / Изв. вузів. Енергетика. 1987. № 4 С. 82.

    3. Гапоненко А.М., Бірюков Б.В., Бутко М.М., Червоно-видів І.І. Проблеми енергозбереження на газокомпресорних станціях (ГКС) магістральних газопроводів // Зб. науч. тр. / Саратовський держ. техн. ун-т. Саратов, 2006.

    Кубанський державний технологічний університет, м Краснодар; ВАТ «Краснодартеплоенерго», м Краснодар

    22 листопада 2007 р.

    Рпгс, М11а


    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити