ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ...

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ИВАНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им. В.И. ЛЕНИНА»

На правах рукописи

МАЛКОВ Евгений Сергеевич

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ И СХЕМЫ ПГУ-КЭС

С ПРИМЕНЕНИЕМ КАМЕРЫ СЖИГАНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО

ТОПЛИВА ДЛЯ ТЕПЛОФИКАЦИИ

Специальность: 05.14.14 -

Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

Диссертация на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Научный руководитель:

кандидат технических наук,

доцент Б.Л. Шелыгин

Иваново, 2014 г.

РЕФЕРАТ

Диссертация 142 стр., 64 рис., 19 табл., 111 библ.

Ключевые слова. Парогазовая установка конденсационной электро-

станции, котел-утилизатор, камера сжигания дополнительного топлива, газо-

вый подогреватель сетевой воды, теплофикация.

Целью исследований является поиск рационального места расположе-

ния камеры сжигания дополнительного топлива в газоходе котла-

утилизатора, определение режимов её работы и конструкции газового подо-

гревателя сетевой воды применительно к технологической схеме парогазовой

установки конденсационной электростанции.

Проведен аналитический обзор применения парогазовых технологий для

теплофикации и технологических схем применения камер сжигания допол-

нительного топлива в котле-утилизаторе.

Разработаны имитационная модель камеры сжигания дополнительного

топлива в программном комплексе вычислительной аэродинамики

Flow Vision и расчетная модель дубль-блока ПГУ-325 с камерой сжигания

дополнительного топлива и газовым подогревателем сетевой воды в про-

граммном комплексе по расчету технологических схем Boiler Designer.

Приведены результаты комплекса исследований по определению рацио-

нального места расположения камеры сжигания дополнительного топлива

в газоходе котла-утилизатора, режимов её работы и конструкции газового

подогревателя сетевой воды применительно к технологической схеме парога-

зовой установки конденсационной электростанции.

Разработан алгоритм выбора для различных условий эксплуатации

наиболее эффективных параметров конструкции газового подогревателя

сетевой воды и расчета соответствующих ей технико-экономических показа-

телей работы оборудования энергоблока.

3

СОДЕРЖАНИЕ

Список использованных сокращений…………………………………….. 5

Введение……………………………………………………………………... 7

Глава 1. Анализ применения парогазовых технологий

для теплофикации…………………………………………………………... 12

1.1. Обзор принципиальных схем парогазовых технологий,

применяемых в энергетике………………………………………………. 12

1.2. Парогазовые технологии для теплофикации………………………. 27

1.3. Применение систем сжигания дополнительного топлива

в котлах-утилизаторах парогазовых установок………………………… 33

1.4. Горение топлива в обедненной воздушной смеси………………… 42

1.5. Постановка задачи исследования…………………………………… 46

Глава 2. Условия эффективного применения камеры сжигания

дополнительного топлива для теплофикации…………………………….. 48

2.1. Моделирование процесса горения в КСДТ с использованием

программного продукта Flow Vision……………………………………. 48

2.2. Оценка величины потери теплоты с химическим недожогом

топлива на основании сравнения с условиями сжигания доменного

газа…………………………………………………………………………. 62

2.3. Анализ условий и параметров работы камеры сжигания дополни-

тельного топлива при использовании на ПГУ-КЭС для теплофикации 65

2.4. Выводы по главе 2…………………………………………………… 72

Глава 3. Выбор оптимального варианта компоновки газохода КУ……… 74

3.1. Разработка расчетной модели ПГУ-325 с использованием

программного комплекса Boiler Designer………………………………. 74

3.2. Анализ вариантов расположения КСДТ и низкотемпературных

поверхностей нагрева в газоходе КУ……………………………………. 80

3.3. Технико-экономическое обоснование модернизации КУ………… 86

3.4. Выбор оптимальной компоновки газового подогревателя

сетевой воды в газоходе котла-утилизатора……………………………. 91

3.5. Влияние параметров окружающей среды на выбор оптимальной

компоновки………………………………………………………………. 98

3.6. Выводы по главе 3…………………………………………………… 100

4

Глава 4. Анализ работы ПГУ-КЭС с КСДТ для теплофикации ……….... 102

4.1. Анализ показателей работы ПГУ-325 с КСДТ в режимах

частичных нагрузок ГТУ…………………………………………………. 102

4.2. Выбор варианта регулирования тепловой мощности КСДТ

и ГПСВ……………………………………………………………………. 106

4.3. Режимы работы камеры сжигания дополнительного топлива

с подачей воздуха в поток газов ГТУ…………………………………… 115

4.4. Автономный режим работы камеры сжигания дополнительного

топлива и газового подогревателя сетевой воды………………………. 119

4.5. Разработка методики расчетов показателей ПГУ-КЭС с КСДТ

и ГПСВ……………………………………………………………………. 120

4.6. Практическая реализация результатов работы…………………….. 124

4.7. Выводы по главе 4…………………………………………………… 125

Основные результаты и выводы………………………………………… 127

Список литературы……………………………………………………… 129

5

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ПГУ - Парогазовая установка

КУ - Котел-утилизатор

ПТУ - Паротурбинная установка

ГТУ - Газотурбинная установка

КЭС - Конденсационная электростанция

ПГУ-КЭС - Парогазовая установка конденсационной электростанции

ТЭЦ - Теплоэлектроцентраль, тепловая электростанция

ПГУ-ТЭЦ - Парогазовая установка тепловой электростанции

ГТУ-ТЭЦ - Газотурбинная установка тепловой электростанции

ПН - Питательный насос

КС ГТУ - Камера сгорания газотурбинной установки

КПД - Коэффициент полезного действия

ГТД - Газотурбинный двигатель

НПГ - Низконапорный парогенератор

ПГУ с НПГ - Парогазовая установка с низконапорным парогенератором

ГРЭС - Государственная районная электростанция

ВПГ - Высоконапорный парогенератор

ПГУ с ВПГ - Парогазовая установка с высоконапорным парогенератором

ГПК - Газовый подогреватель конденсата

ГВТО - Газоводяной теплообменник

ПВК - Пиковый водогрейный котел

НГМР - Нефтегазовое месторождение

НПЗ - Нефтеперерабатывающий завод

КСДТ - Камера сгорания дополнительного топлива

ВК - Водогрейный котел

ГПСВ - Газовый подогреватель сетевой воды

ПТ - Паровая турбина

ВД - Высокое давление

НД - Низкое давление

6

ЦВД - Цилиндр высокого давления

ЦНД - Цилиндр низкого давления

ПЕВД - Пароперегреватель высокого давления

ПЕНД - Пароперегреватель низкого давления

ИВД - Испаритель высокого давления

ИНД - Испаритель низкого давления

ОК - Осевой компрессор

ЧДД - Чистый дисконтированный доход

ВНА - Входной направляющий аппарат осевого компрессора

КИТ - Коэффициент полезного использования теплоты топлива

7

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Одним из направлений развития энергетики

является широкое внедрение комбинированных парогазовых установок

(ПГУ), в которых используется тепло выхлопных газов газотурбинной уста-

новки (ГТУ). В ряде случаев в котлах-утилизаторах ПГУ для увеличения

температуры газового потока используются схемы со сжиганием топлива

в выхлопных газах ГТУ. Камеры сжигания дополнительного топлива в зави-

симости от назначения могут размещаться в различных частях газового трак-

та котла-утилизатора. В настоящее время отсутствуют научно-обоснованные

рекомендации по выбору места установки и режимов работы камеры сжига-

ния дополнительного топлива, обеспечивающие достижение высоких техни-

ко-экономических показателей всего энергоблока.

Целью диссертационной работы является поиск рационального места

расположения камеры сжигания дополнительного топлива в газоходе котла-

утилизатора, определение режимов её работы и конструкции газового подо-

гревателя сетевой воды применительно к технологической схеме ПГУ-КЭС.

Задачи диссертации:

- анализ показателей эффективности сгорания топлива и параметров

работы камеры сжигания дополнительного топлива в условиях применения

на ПГУ-КЭС для теплофикации;

- поиск рационального места расположения камеры сжигания дополни-

тельного топлива и газового подогревателя сетевой воды в газоходе котла-

утилизатора энергоблока ПГУ-325;

- выбор конструкции газового подогревателя сетевой воды примени-

тельно к котлу-утилизатору марки «П-88», обеспечивающей наилучшие тех-

нико-экономические показатели энергоблока;

- анализ показателей эффективности работы энергоблока ПГУ-325

с камерой сжигания дополнительного топлива и газовым подогревателем

сетевой воды для теплофикации;

8

- анализ показателей эффективности работы котла-утилизатора в режи-

мах с подачей воздуха в камеру сжигания дополнительного топлива.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. В программном комплексе вычислительной аэродинамики Flow Vision

разработана имитационная модель камеры сжигания дополнительного топ-

лива с горением природного газа в следующих диапазонах параметров вхо-

дящего потока выхлопных газов газовой турбины: температуры от 90

до 150°С и объемного содержания молекулярного кислорода от 12 до 17%.

2. Получены новые расчетные данные, характеризующие эффективность

и устойчивость процесса горения в камере сжигания дополнительного топли-

ва в потоке выхлопных газов газовой турбины в диапазонах температур от 90

до 150°С и объемного содержания молекулярного кислорода от 12 до 17%.

3. Определены режимные параметры, обеспечивающие эффективное

применение камеры сжигания дополнительного топлива на ПГУ-КЭС для

теплофикации.

Практическая ценность результатов состоит в следующем:

1. Разработана номограмма для определения величины потери теплоты

с химическим недожогом в камере сжигания дополнительного топлива

в диапазонах температур от 90 до 150°С и объемного содержания молекуляр-

ного кислорода от 12 до 17%.

2. В программном комплексе Boiler Designer разработана модель дубль-

блока ПГУ-325 с камерой сжигания дополнительного топлива и газовым

подогревателем сетевой воды, позволяющая определить показатели эффек-

тивности работы оборудования энергоблока.

3. Получены расчетные зависимости для оценки условий и показателей

эффективности работы камеры сжигания дополнительного топлива и газово-

го подогревателя сетевой воды в котле-утилизаторе предложенного компоно-

вочного решения от параметров потока газов и расхода топлива.

9

4. Разработано компоновочное решение, защищенное патентом

на полезную модель, обеспечивающие эффективное применение камеры

сжигания дополнительного топлива на ПГУ-КЭС для теплофикации.

Автор защищает:

- результаты моделирования процесса горения топлива в камере сжига-

ния дополнительного топлива с диффузионно-стабилизаторными горелками;

- результаты расчетных исследований условий работы камеры сжигания

дополнительного топлива на ПГУ-КЭС для теплофикации;

- результаты выбора рациональной конструкции газового подогревателя

сетевой воды применительно к котлу-утилизатору марки «П-88»;

- результаты анализа показателей работы дубль-блока ПГУ-325 с каме-

рой сжигания дополнительного топлива для теплофикации;

- результаты расчетных исследований по изменению показателей эффек-

тивности работы энергоблока в режимах с подачей воздуха в камеру сжига-

ния дополнительного топлива;

- новое компоновочное решение газового тракта котла-утилизатора для

увеличения эффективности работы ПГУ-КЭС за счет установки камеры сжи-

гания дополнительного топлива и газового подогревателя сетевой воды

за газовым подогревателем конденсата.

Достоверность полученных результатов подтверждена использовани-

ем сертифицированных коммерческих программных комплексов вычисли-

тельной аэродинамики Flow Vision и теплоэнергетического оборудования

Boiler Designer, верифицированных на тестовых задачах и по результатам

натурных испытаний оборудования энергоблока ПГУ-325 филиала «Иванов-

ские ПГУ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация»; применением апробиро-

ванных методов оценки тепловой экономичности ТЭС; согласованностью от-

дельных результатов работы с опубликованными данными других авторов.

Личный вклад автора состоит в постановке задач и цели исследования,

анализе компоновочного решения для повышения эффективности работы

ПГУ-КЭС, разработке имитационных моделей камеры сжигания дополни-

10

тельного топлива и энергоблока ПГУ-325 с камерой сжигания дополнитель-

ного топлива, проведении анализа условий работы камеры сжигания допол-

нительного топлива и показателей эффективности работы энергоблока

с новым компоновочным решением.

Внедрение результатов работы. Результаты работы использованы при

разработке стратегии развития филиала «Ивановские ПГУ» ОАО «ИНТЕР

РАО-Электрогенерация» с энергоблоком ПГУ-325 с годовой экономией

условного топлива в количестве 2 250 тонн, внедрены в учебный процесс

Ивановского государственного энергетического университета по кафедре

«Тепловые электрические станции» в виде электронного учебного пособия

и расчетной компьютерной программы. Реализация результатов работы под-

тверждена двумя актами внедрения.

Апробация результатов. Основные результаты опубликованы и обсуж-

дались на десяти международных конференциях:

VII Региональной научно-технической конференции студентов, аспи-

рантов и молодых ученых «Энергия-2012» (г. Иваново, 2012 г.);

Всероссийской научно-технической конференции «Энергосбережение

в промышленности» (г. Чебоксары, 2012 г.);

Специализированной научно-практической конференции молодых

специалистов, посвященной 125-летию со дня рождения Л.К. Рамзина

«Современные технологии в энергетике - основа повышения надежности,

эффективности и безопасности оборудования ТЭС» (г. Москва, 2012 г.);

Международной молодежной научной школе «Энергосбережение -

теория и практика» (г. Томск, 2012 г.);

XIX Международной научно-технической конференции студентов

и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»

(г. Москва, 2013 г.);

VIII Международной молодежной научной конференции «Тинчурин-

ские чтения» (г. Казань, 2013 г.);

11

Международной научно-технической конференции «Энерго- и ресур-

сосбережение в теплоэнергетике и социальной сфере» (г. Челябинск, 2013 г.);

VIII Международной научно-технической конференции студентов,

аспирантов и молодых ученых «Энергия-2013» (г. Иваново, 2013 г.);

XVII Международная научно-техническая конференция «Состояние

и перспективы развития электротехнологии» (XVII Бенардосовские чтения)

(г. Иваново, 2013 г.);

XX Международной научно-технической конференции студентов

и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»

(г. Москва, 2014 г.).

Список публикаций. По материалам диссертационной работы опубли-

ковано 25 печатных работы, в том числе девять статей в ведущих рецензиру-

емых журналах (по списку ВАК), одна статья в сборнике научных трудов;

получен патент на полезную модель.

Содержание и объем работы. Диссертация состоит из введения, четы-

рех глав, заключения по работе, списка использованных источников из 111

наименований. Работа изложена на 142 стр. машинописного текста, включает

64 рисунка и 19 таблиц.

12

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

ДЛЯ ТЕПЛОФИКАЦИИ

1.1. Обзор принципиальных схем парогазовых технологий,

применяемых в энергетике

Совершенствование технологий материалов, проектирования и эксплуа-

тации в течение последних десятилетий внесло значительный вклад в интен-

сивное развитие энергетики. Создаваемые в настоящее время парогазовые

установки (ПГУ) имеют широкое разнообразие, как по типам оборудования,

так и по технологическим схемам и параметрам работы. Установки различа-

ются по числу главных двигателей (моноблоки, дубль-блоки, трипл-блоки),

числу контуров котла-утилизатора (КУ) (одно-, двух-, трехконтурные

и с промперегревом), типу применяемых паротурбинных установок (ПТУ),

наличию камер дожигания выхлопных газов газотурбинной установки (ГТУ)

и т.д. На сегодняшний день ПГУ позволяют получить высокие показатели

тепловой экономичности и надежности [1, 2].

По назначению ПГУ подразделяют на конденсационные (ПГУ-КЭС)

и теплофикационные (ПГУ-ТЭЦ). Первые из них предназначены для выра-

ботки электроэнергии, вторые – служат еще и для отпуска тепловой энергии.

ПГУ по количеству рабочих тел делят на бинарные и монарные. В би-

нарных установках рабочие тела газотурбинного цикла (воздух и продукты

сгорания топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разделе-

ны. В монарных установках рабочим телом турбины является смесь продук-

тов сгорания и водяного пара [3, 4].

Схема монарной ПГУ представлена на рис. 1.1. Выхлопные газы ГТУ

направляются в КУ, в который подается вода питательным насосом (ПН).

Получаемый на выходе пар поступает в камеру сгорания (КС) ГТУ, смеши-

вается с продуктами сгорания и образующаяся однородная смесь направляет-

ся в турбину. Часть воздуха, поступающего из воздушного компрессора

и служащая для уменьшения температуры рабочих газов до допустимой

по условиям прочности деталей турбины, замещается паром, на повышение

13

Рис. 1.1. Принципиальная схема монарной

парогазовой установки

давления которого затрачивается

меньше энергии, чем на повыше-

ние давления воздуха в компрессо-

ре. Газопаровая смесь покидает КУ

в виде пара, тепло конденсации

водяного пара, составляет значи-

тельную величину. Максимальные

значения коэффициента полезного

действия (КПД) такой установки

определяются введенными ограни-

чениями на работу КУ. При приня-

том уровне температур уходящих

газов от 120 до 160°С КПД установки при степени сжатия 18 достигает 43%,

что на 9-10% превышает КПД ГТУ при тех же параметрах газа.

Главным преимуществом монарных ПГУ с вводом пара в ГТУ является

их компактность, вызванная отсутствием паровой турбины и ее вспомога-

тельного оборудования. Техническая трудность организации конденсации

пара из парогазовой смеси и связанная с этим необходимость постоянной

работы мощной водоподготовительной установки является главным недо-

статком ПГУ монарного типа. Указанные недостатки не привели к широкому

распространению монарных ПГУ, по крайней мере, для целей производства

электроэнергии на мощных ТЭС [3, 4].

Описанная монарная установка за рубежом получила название - STIG

(от Steam Iniected Gas Turbine) производит их в основном фирма General

Electric в комбинации с ГТУ сравнительно малой мощности.

Демонстрационная монарная ПГУ мощностью 16 МВт построена

на Южно-турбинном заводе в г. Николаев (Украина). В 1995 году в ГП НПКГ

«Заря-Машпроект» была запущена опытная полноразмерная контактная

газопаротурбинная установка «Водолей-25» мощностью 25 МВт [5]. Уста-

новка состоит из доработанного серийного газотурбинного двигателя (ГТД)

14

ДС90, утилизационного парогенератора КУП-3100, контактного конденсато-

ра КК-90, системы охлаждения воды, подаваемой в контактный конденсатор.

Достигнутый уровень КПД в условиях экспериментального стенда составил

от 41 до 42%, выбросы NOx составляют 50 мг/нм3, СО – не более 50 мг/нм

3.

Первая промышленная установка «Водолей-16» запущена в 2004 году

на компрессорной станции «Ставищенская» (г. Богуслав Киевской области).

Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. Существующие

бинарные ПГУ можно разделить на четыре типа.

1. Утилизационные ПГУ. В этих установках тепло уходящих газов ГТУ

утилизируется в котлах-утилизаторах с получением пара высоких парамет-

ров, используемого в паротурбинном цикле.

По числу контуров рабочей среды ПГУ подразделяются на одноконтур-

ные, двухконтурные и трехконтурные.

Одноконтурные ПГУ имеют серьезный недостаток, связанный

с необходимостью удовлетворением двух противоречивых требований.

С одной стороны в КУ необходимо генерировать пар высоких параметров

для обеспечения высокой экономичности ПТУ. Но запас тепловой энергии

выхлопных газов ГТУ обеспечивает такие параметры при малых расходах

питательной воды, которые не могут охладить газы, поступающие в КУ,

до низкой температуры, поэтому уменьшается КПД КУ. С другой стороны,

пропуск большого количества питательной воды, хотя и обеспечивает низ-

кую температуру уходящих газов котла и его высокую экономичность,

не позволяет получить высокие параметры пара за ним, что приводит к сни-

жению КПД ПТУ. Отсюда возникает необходимость пропуска большого

количества рабочей среды через «хвостовые» поверхности нагрева КУ,

а через входные – малое количество. Отсюда и появляется идея двухконтур-

ного КУ в составе ПГУ (рис. 1.2), по которой работает подавляющее число

утилизационных ПГУ, обеспечивающих КПД в диапазоне от 50 до 52% [4, 6].

В самых современных ПГУ также используются трехконтурные КУ.

Увеличение числа контуров более трех нецелесообразно, так как выигрыш

15

Рис. 1.2. Принципиальная схема двухкон-

турной утилизационной ПГУ

в экономичности не окупается

ростом капиталовложений. Двух-

контурные и трехконтурные ПГУ

могут быть выполнены без проме-

жуточного перегрева и с промежу-

точным перегревом пара, однако,

как правило, промежуточный

перегрев используют в трехкон-

турных ПГУ. Как и в традицион-

ных ПТУ, главная цель промежу-

точного перегрева в ПГУ - обеспе-

чить допустимую влажность

в последних ступенях паровой

турбины. При правильном выборе

давления в промежуточном паро-

перегревателе повышается и экономичность ПГУ [8].

Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с ПТУ

являются высокая экономичность, существенно меньшие капиталовложения,

меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные выбросы, высо-

кая маневренность. Утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных

высокотемпературных газовых турбин с высокой температурой уходящих

газов для генерирования пара высоких параметров для ПТУ. Современные

ГТУ, отвечающие этим требованиям, пока могут работать либо на природном

газе, либо на легких сортах жидкого топлива [1, 4, 9, 10]. Установки данного

типа получили наиболее широкое распространение (табл. 1.1) благодаря

своей простоте и высокой экономичности [11, 12]. На территории России

преимущественно устанавливаются газовые турбины зарубежного производ-

ства, т.к. они имеют более высокие показатели надежности и экономичности,

а котлы-утилизаторы и паровые турбины – отечественного производства.

16

Таблица 1.1. Перечень ПГУ утилизационного типа, введенных в эксплуатацию

в России в последнее десятилетие

№

п/п Станция

Год ввода

в эксплуата-

цию

Состав оборудования

1 Сумская ПГУ 2003

ПГУ-20 МВт с 1×НК-16СТ (16 МВт) КМПО,

1×КУП Укрэнергочермет, 1×ПТ (6 МВт) Сум-

ское НПО

2 Москва-Сити (1-я

очередь) 2003

2×ПГУ-116 МВт по 2×GTX100 (43 МВт)

Alstom, 2×КУП Alstom, 1×ПТ (30 МВт) Alstom

3 Сочинская ТЭС 2004 ПГУ-39 МВт с 2×SGT-700 (29 МВт) Siemens,

2×КУП ЗиО-Подольск, 2×ПТ (10 МВт) КТЗ

4 Калининградская

ТЭЦ-2 (блок №1) 2005

ПГУ-450 МВт с 2×ГТЭ-160 (163 МВт) Силовые

машины, 2×КУП П-96 ЗиО-Подольск, 1×ПТ

(150 МВт) УТЗ

5 Дзержинская

ТЭЦ 2006

ПГУ-195 МВт с V94.2 (166 МВт) Siemens,

1×КУП П-91 ЗиО-Подольск, 1×ПТ (30 МВт)

УТЗ

6 Северозападная

ТЭЦ СПб 2006

ПГУ-450 МВт с 2×V694.2 (166 МВт) Siemens,


ЛМЗ

7 ТЭЦ-27 Мос-

энерго (блок №3) 2007



(136 МВт) Силовые машины

8 Ивановские ПГУ

(блок №1) 2008

ПГУ-325 МВт с 2×ГТЭ-110 (110 МВт) Сатурн,


Силовые машины

9 ТЭЦ-21 Мос-

энерго 2008




10 ТЭЦ-27 Мос-

энерго (блок №4) 2008




11 Елецкая ТЭЦ-4 2009 ПГУ-52 МВт с 2×ГТУ-20С (20 МВт) Салют,


12 Сочинская ТЭС 2009 ПГУ-83 МВт с 2×SGT-700 (29 МВт) Siemens,

2×КУП ЗиО-Подольск, 1×ПТ (25 МВт) Siemens

13 Тульская ПГУ-

ТЭЦ 2010

ПГУ-44 МВт с 2×ГТЭ-16ПА (16 МВт)

Авиадвигатель, 2×КУП с дожиганием ХК

Энергомашстрой, 1×ПТ (12 МВт) КТЗ

14 Ноябрьская ПГЭ 2010

2×ПГУ-62 МВт по 2×PG6581B (42 МВт) GE,


КТЗ

15 Красавинская

ПГУ 2010

ПГУ-66 МВт с 3×ТВМ-Т130 (15 МВт) Solar,

3×КУП, 1×ПТ (21 МВт) Siemens

16 ПГУ Мордовце-

мент 2010

ПГУ-90 МВт с 2×LM2500 (33 МВт) GE, 2×КУП

Словакия, 1×ПТ (30 МВт) Siemens

17 ПГУ-ТЭС Стро-

гино 2010

2×ПГУ-130 МВт по 2×SGT-800 (45 МВт)

Siemens, 2×КУП ЗиО-Подольск, 1×ПТ (40

МВт) Siemens

17

Продолжение табл. 1.1

№


Год ввода


цию


18 Шатурская

ГРЭС-5 2010

ПГУ-400 МВт с 1×MS9001FA (256 МВт) GE,

1×КУП CMI Energy, 1×ПТ (130 МВт) GE

19 Калининградская

ТЭЦ-2 (блок №2) 2010



(150 МВт) УТЗ

20 Минская ТЭЦ-2 2011

ПГУ-33 МВт с 2×SGT-600 (25 МВт) Siemens,

2×КУП Nanjing Boiler, 2×ПТ (7,5 МВт) Luoyang

Generationg

21 Астраханская

ГРЭС 2011

ПГУ-110 МВт с 2×LM6000PD (48 МВт) GE,

2×КУП Энергомаш, 1×ПТ (23 МВт) КТЗ

22 Курская ПГУ 2011 ПГУ-115 МВт с 2×LM6000PD (48 МВт) GE,


23 Воронежская

ТЭЦ-2 2011


2×КУП Южтрансэнерго, 1×ПТ (20 МВт) КТЗ

24 Москва-Сити (2-я

очередь) 2011

ПГУ-120 МВт с 2×SGT-800 (45 МВт) Siemens,

2×КУП Alstom, 1×ПТ (30 МВт) Siemens

25 Юго-Западная

ТЭЦ СПб 2011

ПГУ-205 МВт с 2×V64.3A (75 МВт) Ansaldo,

2×КУП ЗиО-Подольск, 1×ПТ (75 МВт) Siemens

26 Челябинская

ТЭЦ-3 2011



(50 МВт) КТЗ

27 Сургутская

ГРЭС-2 2011

2×ПГУ-400 МВт по 1×MS9001FA (256 МВт)

GE, 1×КУП CMI Energy, 1×ПТ (130 МВт) GE

28 Яйвинская ГРЭС 2011

ПГУ-400 МВт с 1×SGT5-4000F (288 МВт)

Siemens, 1×КУП CMI Energy, 1×ПТ (135 МВт)

Siemens

29 Нижневартовская

ГРЭС 2011

ПГУ-400 МВт с 1×PG9351 (256 МВт) GE,


GE

30 Невиномысская

ГРЭС 2011

ПГУ-410 с 1×SGT5-4000F (288 МВт) Siemens,

1×КУП CMI Energy, 1×ПТ (135 МВт) Siemens

31 Среднеуральская

ГРЭС 2011

ПГУ-410 с 1×MS9001FB (260 МВт) GE, 1×КУП

Nooter Erikssen, 1×ПТ (140 МВт) Skoda

32 Краснодарская

ТЭЦ 2011

ПГУ-410 с 1×M701F4 (324 МВт) Mitsubishi,

1×КУП ЭМАльянс, 1×ПТ (140 МВт) УТЗ

33 ТЭЦ-26 Южная

Мосэнерго 2011

ПГУ-424 МВТ с 1×GT26 (288 МВт) Alstom,

1×КУП П-133 ЭМАльянс, 1×ПТ (136 МВт)

Alstom

34 Южная ТЭЦ-22

СПб 2011


машины, 2×КУП GR-57 ЗиО_Подольск, 1×ПТ


35 Знаменская ПГУ-

ТЭЦ 2012

ПГУ-44 МВт с 2×ГТЭ-16ПА (16 МВт)

Авиадвигатель, 2×КУП с дожиганием ХК

Энергомашстрой, 1×ПТ (12 МВт) КТЗ

18


№


Год ввода


цию


36 Пермская ТЭЦ-6 2012 ПГУ-124 МВт с 2×SGT-800 (47 МВт) Siemens,

2×КУП Чехия, 1×ПТ (30 МВт) Siemens

37 Первомайская

ТЭЦ-14 2012

2×ПГУ-180 МВт по 2×AE64.3A (75 МВт)

Ansaldo, 2×КУП ЗиО-Подольск, 1×ПТ (50 МВт)

КТЗ

38 Сызранская ТЭЦ 2012 ПГУ-230 МВт с 2×PG6111FA (77 МВт) GE,

2×КУП Istorenergo, 1×ПТ (76 МВт) Siemens

39 Ивановские ПГУ

(блок №2) 2012

ПГУ-325 МВт с 2×ГТЭ-110 (110 МВт) Сатурн,



40 Правобережная

ТЭЦ-5 СПб 2012



(150 МВт) УТЗ

41 Уренгойская

ГРЭС 2012


машины, 2×КУП ЭМАльянс, 1×ПТ (160 МВт)

ЛМЗ

42 Киришская ГРЭС 2012

ПГУ-800 МВт с 2×SGT5-PAC4000F (288 МВт)

Siemens, 2×КУП П-132 Энергомаш, 1×ПТ (253

МВт) Силовые машины

43

Могилевская

городская

котельная ТЭЦ-3

2013 ПГУ-19 МВт с 2×SGT-300 (7,9 МВт) Siemens,

2×КУП Omnical, 1×ПТ (4,9 МВт) КТЗ

44 Сочинская ТЭЦ 2013

2×ПГУ-60 МВт по 2×SGT-800 (45 МВт)

Siemens, 2×КУП Siemens, 2×ПТ (15 МВт)

Siemens

45 Омская ТЭЦ-3 2013 ПГУ-90 МВт с 2×LM2500 (33 МВт) GE, 2×КУП

ЭМАльянс, 1×ПТ (30 МВт) КТЗ

46 Колпинская ТЭЦ 2013 ПГУ-110 МВт с 2×PG6111FA (77 МВт) GE,


47 Курганская ТЭЦ-

2 2013

2×ПГУ-111 МВт по 2×PG6111FA (77 МВт) GE,

2×КУП Ses Timase, 2×ПТ (35 МВт) Siemens

48 Терешковская

ПГУ-ТЭС 2013


3×КУП ЭМАльянс, 1×ПТ (50 МВт) Siemens

49 Новомосковская

ГРЭС 2013

ПГУ-190 МВт с 1×PG9171E (130 МВт) GE,


Siemens

50 Центральная

ТЭЦ Астрахани 2013

ПГУ-235 МВт с 4×LM6000ЗА (48 МВт) GE,


51

Молжаниновская

ПГУ (Сев. АО

Москвы)

2013

ПГУ-240 МВт с 1×GT13E2 (180 МВт) Alstom,

1×КУП ПК-70 ЗиО-Подольск, 1×ПТ (60 МВт)

Alstom

52 Липецкая ТЭЦ-2 2013 ПГУ-240 МВт с 2×LMS100PA (100 МВт) GE,


53 Новокуйбышев-

ская ТЭЦ-1 2013

ПГУ-340 МВт с 3×PG6111FA (77 МВт) GE,

3×КУП Энергомаш, 3×ПТ (40 МВт) УТЗ

19

Рис. 1.3. Принципиальная схема сбросной

парогазовой установки

Окончание табл. 1.1

№


Год ввода


цию


54 Адлерская ТЭС 2013

ПГУ-360 МВт с 4×AE64.3A (75 МВт) Ansaldo,

4×КУП ПК-69 ЗиО-Подольск, 2×ПТ (62 МВт)

КТЗ

55 Няганская ГРЭС 2013

2×ПГУ-420 МВт по 1×SGT5-4000F (288 МВт)

Siemens, 1×КУП ЭМАльянс, 1×ПТ (130 МВт)


56 Тюменская ТЭЦ-

2 2013

ПГУ-450 МВт с 1×SGT5-4000F (288 МВт)

Siemens, 1×КУП П-132 Энергомаш, 1×ПТ (165

МВт) Siemens

57 ОАО Ростовская

ПГУ 2014

ПГУ-24 МВт с 2×ГТА-8РМ (8 МВт) Сатурн,


58 Тутаевская ПГУ 2014 ПГУ-52 МВт с 4×ГТА-8РМ (8 МВт) Сатурн,


59 Ижевская ТЭЦ-1 2014


машины, 1×КУП с дожигом ЭМАльянс, 1×ПТ

(65 МВт) УТЗ

2. ПГУ со сбросом выхлопных газов ГТУ в энергетический котел

(рис. 1.3). Часто такие ПГУ называют кратко «сбросными», или ПГУ с низ-

конапорным парогенератором (ПГУ с НПГ). В них тепло уходящих газов

ГТУ направляется в энергетический котел, замещая в нем воздух, подавае-

мый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы. При этом отпадает

необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ

имеют высокую температуру. При

этом в выходной шахте котла (или

за ним) необходимо установить

теплообменники, охлаждающие

уходящие газы котла. Обычно

такими теплообменниками служат

газовые подогреватели питатель-

ной воды. Главным преимуще-

ством сбросной схемы является

возможность использования

в паротурбинном цикле недорогих

20

энергетических твердых топлив. В сбросной ПГУ топливо направляется

не только в КС ГТУ, но и в энергетический котел, причем ГТУ работает

на легком топливе (газ или дизельное топливо), а энергетический котел –

на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуется два термодинамических

цикла. Теплота, поступившая в камеру сгорания ГТУ вместе с топливом,

преобразуется в электроэнергию так же, как и в утилизационной ПГУ,

т.е. с КПД на уровне 50-60%, а теплота, поступившая в энергетический котел

- как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40%. Однако,

достаточно высокое содержание кислорода в уходящих газах ГТУ, а также

необходимость иметь за энергетическим котлом малый коэффициент избыт-

ка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла

составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ - 1/3 (в отличие от утилиза-

ционной ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому КПД сбросной ПГУ

находится в диапазоне от 40 до 45%, т.е. существенно меньше утилизацион-

ной ПГУ. Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так

как необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной части,

а поскольку воздухоподогреватель в котле отсутствует, то необходима уста-

новка специальных калориферов, нагревающих воздух перед подачей его

в энергетический котел [3, 4, 6].

Первой электростанцией, на которой была введена в эксплуатацию ПГУ

по сбросной схеме, была «Рио Пекос» (США, 1954 г.). Газовый контур этой

установки был образован ГТУ мощностью 5 МВт. На этой станции была

проведена реконструкция устаревшего оборудования по комбинированному

циклу, что позволило не только увеличить мощность в заданных габаритах

станции, но и повысить КПД установки до 34% [4].

Две ПГУ сбросного типа мощностью 250 МВт были построены на Мол-

давской ГРЭС в 1980 и 1982 гг. Энергоблоки работали на мазуте и имели

расчетный электрический КПД 37,4%. В 1997 г. на ТЭЦ-22 Ленэнерго (Юж-

ная ТЭЦ, Санкт-Петербург) выполнена реконструкция теплофикационного

энергоблока с турбиной Т-250-23,5 ТМЗ путем ее надстройки ГТУ GT-8

21

фирмы Alstom (мощность 56,3 МВт, КПД 33,9 %). Опыт реконструкции ока-

зался не вполне удачным. В Нидерландах реконструирован паротурбинный

энергоблок мощностью 500 МВт на параметры 18,6 МПа, 540°С/535°С, рабо-

тавший на легком жидком топливе или на природном газе и имевший КПД

41,3% путем его надстройки ГТУ 13Е фирмы Alstom мощностью 140 МВт,

имевшей КПД 33%. В результате получена ПГУ мощностью 600 МВт с КПД

45,86% [5]. На Березовской ТЭЦ (Брестская обл.) в период с 2004 года

по 2009 год было установлено три энергоблока ПГУ-80 по сбросной схеме

с реконструкцией шести существующих шести паровых котлов. В качестве

газовых турбин были выбраны UGT 25000 мощностью 26,7 МВт производ-

ства «Заря-Машпроект». В 2010 году на Рязанской ГРЭС-24 установлена

газовая турбина ГТЭ-110 (НПО Сатурн) со сбросом газов в реконструиро-

ванный существующий энергетический котел П-74 (ЗиО-Подольск) [11].

ПГУ сбросного типа имеют высокие маневренные характеристики.

Запуск ПГУ начинается с пуска ГТУ. На первом этапе выхлопные газы могут

сбрасываться помимо котла. Затем проводят мероприятия по пуску паровой

турбины. Общее время запуска и выход на необходимую мощность лимити-

руется прогревом парового котла и зависит от параметров пара [13].

Котлы таких установок обычно выполняются газоплотными без дымосо-

са. Опыт длительной эксплуатации не выявил существенных затруднений

сжигания природного газа или мазута, в обедненной среде, содержащей 16 –

16,5% кислорода. Влияние повышенного содержания инертных газов, харак-

терного для рабочего тела ГТУ, в значительной мере компенсируется высо-

кой температурой среды, поступающей в топку парогенератора. Газ после

ГТУ разделяется на два потока. Один направляется в топку и используется

в качестве окислителя для сжигания топлива, а второй – в экономайзерную

часть котла. Расход газа, поступающего в топку, регулируется специальными

клапанами, с помощью которых поддерживается коэффициент избытка воз-

духа в зоне горения на уровне 1,5 – 2 [4, 14].

22

Рис. 1.4. Принципиальная схема ПГУ с вытеснени-

ем регенерации: 1 – энергетический котел; 2 –

деаэратор; 3 – конденсатор; 4 - группа подогревате-

лей низкого давления (ПНД); 5 – питательный

насос; 6 – группа подогревателей высокого давле-

ния (ПВД); 7 – газовый подогреватель конденсата

(ГПК) НД; 8 – ГПК ВД; 9 – конденсатный насос

3. ПГУ с «вытеснением» регенерации. Это наиболее дешевый способ

модернизации оборудования станций. Идея такой ПГУ состоит в том, что

выхлопные газы ГТУ используются для полного или частичного подогрева

основного конденсата и питательной воды ПТУ. В таком случае регенера-

тивные подогреватели отключаются от отборов паровой турбины (рис. 1.4).

Сэкономленный пар отборов служит для выработки дополнительной мощно-

сти в паровой турбине. При этом теплота конденсации сэкономленного пара

теряется в конденсаторе, а не возвращается питательной воде. Поэтому при-

рост экономичности возникает тогда, когда эта потеря будет меньше, чем

экономия топлива за счет уменьшения потери теплоты с уходящими газами

ГТУ. В большинстве случа-

ев такие схемы применяют

при модернизации суще-

ствующих паротурбинных

блоков. ПГУ с вытеснением

регенерации дает наимень-

шую экономию топлива,

однако она позволяет

надстроить паротурбинный

энергоблок с минимальны-

ми затратами. Кроме того,

эта схема очень удобна для

быстрого получения пико-

вой мощности за счет ввода

дополнительной ГТУ

и увеличения мощности

паровой турбины вслед-

ствие отключения отборов

пара [3, 6, 15-20].

23

В настоящее время энергоустановки установки такого типа не распро-

странены в энергетике, проекты и предложения находятся на стадии деталь-

ной проработки.

4. Схема ПГУ с высоконапорным парогенератором (рис. 1.5). В такой

ПГУ высоконапорный парогенератор (ВПГ) играет одновременно роль

и энергетического котла ПТУ,

и камеры сгорания ГТУ. Для этого

в нем поддерживается высокое

давление, создаваемое компрессо-

ром ГТУ. Для повышения эконо-

мичности перед ВПГ устанавлива-

ется газовый подогреватель кон-

денсата (ГПК), уменьшающий

температуру уходящих газов ГТУ.

Экономия топлива в такой уста-

новке также зависит от соотноше-

ния мощностей ГТУ и ПТУ и

находится на таком же уровне, как

у сбросных ПГУ [3, 21].

ПГУ с ВПГ обеспечивают

существенное снижение удельных капитальных затрат по сравнению

со сбросными схемами ПГУ, обусловленное сокращением размеров пароге-

нератора. Серьезную проблему для ПГУ с ВПГ представляет износ проточ-

ной части газовой турбины под действием продуктов коррозии внутренней

части парогенератора.

В середине XX века отечественные разработки в области комбиниро-

ванных установок с ВПГ занимало ведущее положение в мировой энергети-

ке. За короткий период с 1964 по 1965 гг. было введено в эксплуатацию пять

энергоблоков – по одному на Надворнянской ТЭЦ и ТЭЦ №2 (г. Санкт-

Петербург), а также три энергоблока на ТЭЦ №6 (г. Санкт-Петербург).

Рис. 1.5. Принципиальная схема ПГУ

с высоконапорным парогенератором

24

За время эксплуатации указанные энергоустановки показали надежную рабо-

ту во всем диапазоне нагрузок и хорошие динамические качества. Процесс

запуска установки из холодного состояния до выхода на номинальную мощ-

ность составлял всего 40 - 45 мин [4]. С учетом полученного опыта была

построена ПГУ с ВПГ на Невинномысской ГРЭС, которая работает по насто-

ящее время (табл. 1.2).

Таблица 1.2. Основные данные отечественных ПГУ с ВПГ

Показатели

Наименование станций

Надворнян-

ская ТЭЦ

ТЭЦ №2 и №6

(г. Санкт-Петербург)

Невинномыс-

ская ГРЭС

Период работы 1964 – 1968 1965 – 1971 с 1972 по наст. вр.

Характеристики ПГУ:

мощность, МВт

КПД, %

7,5

нет данных

35,5

нет данных

210

36,9

Характеристики ГТУ:

тип


температура газа, °С

степень повышения давле-

ния

ГТ-15

1,5

727

4,0

ГТ-700-4-1

4,65

700

5,0

ГТ-35-770

38,2

770

6,6

Характеристики ПТУ:

тип


давление пара, МПа

температура пара, °С

нет данных

6,0

4,0

440

Р-12-90

31,85

9,0

535

К-160-130

168,7

13,0

565/565

Характеристики ВПГ:

тип

паропроизводительность, т/ч

ВПГ-50

50

ВПГ-120

120

ВПГ-450

450

Частным случаем ПГУ-ТЭЦ является газотурбинная теплоэлектро-

централь (ГТУ-ТЭЦ), в которой теплота выхлопных газов ГТУ используется

только для отпуска тепловой энергии внешним потребителям. Тип

применяемых ГТУ определяет тепловую мощность таких станций.

Выработка тепловой энергии на ГТУ-ТЭЦ не связана с процессом

производства электрической энергии, что и отличает их от традиционных

паросиловых ТЭЦ. В зависимости от характера тепловой нагрузки ГТУ-ТЭЦ

25

Рис. 1.6. Варианты тепловых схем отопительных

ГТУ-ТЭЦ

а) – без промежуточного теплообменника;

б) – с промежуточным теплообменником

различают отопительные, промышленные или комбинированные тепловые

схемы [3, 22-24].

Отопительные ГТУ-ТЭЦ предназначены для комбинированной

выработки электроэнергии и теплоты при нагреве в КУ (или газоводяном

теплообменнике) сетевой воды системы теплоснабжения. Известны тепловые

схемы с непосредственной подачей сетевой воды в ГВТО или

с использованием промежуточного теплообменного аппарата для защиты

поверхностей нагрева от загрязнений (рис. 1.6). Регулирование нагрузки

теплового потребления осуществляется пиковыми водогрейными котлами

(ПВК), сжиганием топлива в среде выхлопных газов ГТУ и байпасированием

части газов мимо ГВТО. При этом, приходится решать задачу не только

с подводом дополнительного количества теплоты теплоносителю, но и её

уменьшение, если тепловая мощность ГВТО превышает нагрузку теплосети.

Промышленные ГТУ-ТЭЦ предназначены для генерации техноло-

гического пара в КУ. В основном такие энергоустановки применяют

на нефтеперерабатывающих

заводах. Ввиду значительно

меньших колебаний нагруки по

сравнению с отопительными

ГТУ-ТЭЦ облегчаются спо-

собы регулирования и выбор

типоразмеров оборудования

[4]. В технологических схемах

таких энергоблоков обычно

применяют одноконтурные КУ.

В настоящее время на тер-

ритории России эксплуати-

руется большое количество

ГТУ-ТЭЦ (табл. 1.3), потреби-

телями которых являются

26

крупные заводы, нефтеперерабатывающая промышленность, а также

жилищно-коммунальный комплекс [11, 25].

Таблица 1.3. Перечень ГТУ-ТЭЦ мощностью более 20 МВт, введенных в эксплуата-

цию в России в последнее десятилетие

№

п/п Объект строительства Состав оборудования

Год ввода

в эксплу-

атацию

1 Белгородская ГТ-ТЭЦ,

ГТУ-ТЭЦ 36 МВт

4×ГТ-009 (9 МВт) ЭМК, 4×КУВ (20

Гкал/ч) Энергомаш 2004

2 Игольско-Таловое НГМР,

ГТЭС-24 МВт

4×ГТЭ-6,3 (6 МВт) Мотор Сич, 2×КУВ (6

Гкал/ч) ЗиО-Подольск 2004

3 Барнаульская ГТ-ТЭЦ,


4×ГТ-009 (9 МВт) ЭМК, 4×КУВ (20

Гкал/ч) Энергомаш 2006

4 ТЭЦ-29 Мосэнерго г. Элек-

тросталь, ГТТЭС-32 МВт 1×ГТЭ-25У (32 МВт) УТЗ, 1×КУВ ТКЗ 2006

5 Белгородская ТЭЦ,

ГТЭС-66 МВт

2×LM2500 (33 МВт) GE, 2×КУВ

(32 Гкал/ч) ЗиО-Подольск 2007

6 Зеленоградская ГТЭС-4,


6×ДЦ59Л (12 МВт) ОАО Констар,

6×КУВ ПК-50 (17 Гкал/ч) ЗиО-Подольск 2008

7 Коломенская ГТЭС,

ГТЭС-136

3×SGT-800 (47 МВт) Siemens, 3×КУВ

ПК-51 (53 Гкал/ч) ЗиО-Подольск 2009

8 Южно-Хыльчуюское

НГМР, 2×ГТЭС-125 МВт

по 5×SGT-600 (25 МВт) Siemens, 5×КУВ

(30 Гкал/ч) ТКЗ 2009

9 Уфимская ТЭЦ-1,

ГТЭС-23 МВт

1×ГТЭ-25ПЭР (23 МВт) Авиадвигатель,

1×КУВ (26 Гкал/ч) Энергомашстрой 2009

10

Талаканское месторожде-

ние (Сургутнефтегаз),

КГТЭС-144 МВт

9×НК-16СТ (16 МВт) Казанское МПО,

9×КУВ (28 Гкал/ч) СНПО им. М.В.

Фрунзе

2010

11 Верхнечонское НГМР,

ГТЭС-26 МВт 5×501-КВ7 (5,3 МВт) Rolls-Royce, 5×КУВ 2010

12 Ванкорское НГМР,

ГТЭС-210 МВт

8×VS5001PA (27 МВт) GE, 8×КУВ (29

Гкал/ч) Южтрансэнерго 2011

13 Урайское НГМР,

ГТЭС-60 МВт

5×ЭГЭС-12С (12 МВт) Авиадвигатель,

5×КУВ (14 Гкал/ч) Ухтинский ЭМЗ 2011

14 Уральская ГТЭС,

3×ГТЭС-54 МВт

по 3×НК-16-18СТ (18 МВт) Казанское

МПО, 3×КУВ (28 Гкал/ч) Южтрансэнерго 2011

15

МКР Ольгино г. Железно-

дорожный Московской

обл., ГТЭС-23 МВт

4×Taurus 60 (5,7 МВт) Solar Turbines,

4×КУВ ПК-49 (8 Гкал/ч) ЗиО-Подольск 2011

16 Обнинская ГТУ-ТЭЦ №1,

ГТУ-ТЭЦ-21 МВт

1×LM2500 DLE (21 МВт) GE, 1×КУВ

(26,7 Гкал/ч) ЭМЗ 2011

17 Надымская ГТЭС,


3×LM2500 (33 МВт) GE, 3×КУВ (31

Гкал/ч) ТКЗ 2012

27


№

п/п Объект строительства Состав оборудования

Год ввода

в эксплу-

атацию

18

Южносахалинская ТЭЦ-1

(энергоблок №5),

ГТЭС-91 МВт

3×LM6000PF (48 МВт) GE, 3×КУП ЗиО-

Подольск 2012

19 Внуковская РТЭС-4,

ГТЭС-90 МВт

2×SGT-800 (47 МВт) Siemens, 2×КУВ П-

129 (52 Гкал/ч) ЗиО-Подольск 2012

20 Сахалин-1, НГМР Аркутун-

Даги, ГТЭС-66 МВт

4×Titan 130 GSC (15 МВт) Solar Turbines,

4×КУП 2012

21

МКР Ольгино г. Железно-

дорожный Московской

обл., ГТЭС-45 МВт

3×ТВМ-Т130 (15 МВт) Solar Turbines,

3×КУП ЗиО-Подольск 2012

22

о. Русский Мини-ТЭЦ

"Центральная",


5×М7А-02 (6,8 МВт) Kawasaki, 5×КУВ

(9,2 Гкал/ч) Euroasiatic Machinary 2012

23 Фос-Агро-Череповец,


1×LM2500 (33 МВт) GE, 1×КУП с дожи-

гом Vapor Finland 2012

24 Туапсинский НПЗ,

ГТЭС-282 МВт

6×SGT-800 (47 МВт) Siemens, 6×КУП

ТКЗ 2013

25 Джубгинская ТЭС,

ГТЭС-180 МВт

2×LMS100PB (99 МВт) GE, 2×КУВ,

встроенных в дымовую трубу (1,7 Гкал/ч)

ЗиО-Подольск

2013

26

Южносахалинская ТЭЦ-1

(энергоблок №4),

ГТЭС-139 МВт

3×LM6000PF (48 МВт) GE, 3×КУП ЗиО-

Подольск 2013

27 Харьягинское НГМР,

ГТЭС-30 МВт

2×Titan 130 GSC (15 МВт) Solar Turbines,

2×ANW 2000-16 (17 Гкал/ч) Omnical 2013

Сокращения в табл.:

НГМР – нефтегазовое месторождение

НПЗ - нефтеперерабатывающий завод

1.2. Парогазовые технологии для теплофикации

Идея централизованного теплоснабжения возникла в процессе развития

электрификации. Предложение использовать частично отработавший в паро-

вых турбинах пар для нужд тепловых потребителей было неожиданным

и до гениальности простым — достигалась значительная экономия топлива.

Первая теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) была открыта в 1882 г. в Нью-Йорке,

а уже в 1888 г. такая же ТЭЦ заработала в Москве. Со временем крупный

город становился сложнейшим организмом, пронизанным многокилометро-

выми сосудами теплосетей [3, 26].

28

Централизованное снабжение населенных пунктов теплотой с использо-

ванием комбинированной выработки электроэнергии и теплоты на тепло-

электроцентралях называют теплофикацией.

Широкое применение получили паросиловые ТЭЦ, в которых часть пара

регулируемых отборов направляется в сетевую теплофикационную установ-

ку паровой турбины. Чем больше пара используется для теплофикации, тем

выше эффективность комбинированной выработки (когенерации). В итоге

эта эффективность определяется общим выигрышем в топливе по сравнению

с раздельной выработкой того же количества теплоты и электрической энер-

гии в районных котельных и на конденсационных ТЭС. В настоящее время

такой способ получения тепловой энергии для теплофикации является

наиболее экономичным.

В последние годы проявляются тенденции снижения эффективности

теплофикации, чему способствует ряд причин:

уменьшение экономии топлива от централизации теплофикации

из-за высокого КПД газовых котельных, повышение эффективности выра-

ботки электроэнергии на КЭС;

высокая степень физического износа теплотехнического оборудова-

ния ТЭЦ, что приводит низким величинам удельной выработки электроэнер-

гии на тепловом потреблении;

высокая степень физического износа теплотрасс, и, как следствие,

высокая аварийность теплотрасс, низкая надежность теплоснабжения, рост

затрат на ремонтные работы, наличие существенных потерь теплоты в тепло-

вых сетях из-за плохой теплоизоляции;

Решение выше перечисленных проблем существенно увеличит эффек-

тивность теплофикации, поэтому при разработке стратегии развитии энерге-

тики России оно должно стать приоритетным направлением. Во многом эту

задачу можно разрешить, заменяя устаревшее оборудование паросиловых

ТЭЦ, используя газотурбинные и парогазовые технологии.

29

В энергетике применяют два типа парогазовых теплофикационных уста-

новок с КУ: газотурбинные ТЭЦ и парогазовые ТЭЦ (рис. 1.7). Теплота вы-

хлопных газов ГТУ на ГТУ-ТЭЦ используется в КУ или в ГВТО для отпуска

тепловой энергии в виде горячей сетевой воды или пара для технологических

нужд промышленных предприятий (рис. 1.7, а). На парогазовых ТЭЦ тепло-

вая энергия выхлопных газов ГТУ утилизируется в КУ для выработки пере-

гретого пара, направляемого в паровую турбину. На ПГУ-ТЭЦ используются

как теплофикационные (с конденсатором и сетевой теплофикационной уста-

новкой), так и турбины с противодавлением (рис. 1.7, б). Теплота отработав-

шего пара не теряется в конденсаторе, а передается тепловым потребителям,

что позволяет экономить топливо в энергосистеме. Применение теплофика-

ции в таких схемах не изменяет работу газовой ступени цикла, но заметно

уменьшает полезную работу в ПТУ.

Строительство ГТУ-ТЭЦ требует значительно меньших финансовых

затрат по сравнению с ПГУ и паротурбинными ТЭЦ. К преимуществам ГТУ-

ТЭЦ относят компактность, высокий уровень надежности и маневренности.

Рис. 1.7. Принципиальные тепловые схемы и термодинамические циклы

в T,S - диаграмме: а - простейшей ГТУ-ТЭЦ, б - простейшей ПГУ-ТЭЦ

30

Впервые газотурбинные технологии для теплофикации в России приме-

нили в 1970 году на Якутской ГРЭС, на которой были установлены четыре

ГТУ типа ГТ-25 ЛМЗ и четыре ГТУ ГТ-35 ХТЗ. Для энергосистемы, в кото-

рой расположена станция, характерна значительная продолжительность ото-

пительного сезона, что позволяет использовать энергию топлива с большой

эффективностью. Газоводяные теплообменники (ГВТО) для нагрева сетевой

воды выполнены с использованием оребренных трубок. Минимальная тепло-

производительность каждого ГВТО составляет около 8,15 МВт, максималь-

ная - с дожиганием топлива достигает порядка 40 МВт (34 Гкал/ч).

Регулирование тепловой нагрузки осуществляется изменением расхода

и температуры газов, пропускаемых через подогреватели. При снижении

нагрузки часть газов сбрасывается мимо подогревателей через байпасные

газоходы, в которых имеются регулирующие шибера. При повышении

тепловой нагрузки температуру газов перед подогревателями можно увели-

чить путем сжигания в газоходе за ГТУ дополнительного топлива. Для этого

в газоходе установлен блок дожигающих устройств (БДУ). Эксплуатация

Якутской ГРЭС подтвердила эффективность использования газотурбинной

технологии для комбинированного энергопроизводства [27].

Производственное объединение «Заря» (г. Николаев) до 1992 г. выпус-

кало газотурбогенераторные энергетические установки ГТГ-12 мощностью

12 МВт, которые комплектовались ГВТО производства УТМЗ, вырабатыва-

ющими тепловую энергию в виде горячей воды для нужд отопления и горя-

чего водоснабжения. ГВТО располагались в вертикальном выхлопном газо-

ходе, а мощность выбиралась в зависимости от величины тепловой нагрузки.

Главная проблема при использовании ГТУ-ТЭЦ - определение опти-

мальной доли газотурбинной мощности в отпускаемой тепловой мощности

и числа часов ее использования. В том случае, если ГТУ-ТЭЦ работает

с постоянной круглосуточной тепловой нагрузкой и все тепло отпускается

от ГТУ, то обеспечивается максимальные показатели технико-экономической

эффективности. Основную роль при решении этой задачи играют технико-

31

экономические показатели ГТУ и ее мощность. Если КПД ГТУ в автономном

режиме сравним с КПД паросиловой ТЭЦ в конденсационном режиме,

то преимущество ГТУ-ТЭЦ неоспоримо в любом случае [28].

Применение ГТУ-ТЭЦ для производства технологического пара доста-

точно широко распространено в мире для обеспечения независимого произ-

водства пара на нужды предприятий, в основном, нефтеперерабатывающих

заводов. На таких энергоблоках вырабатывается пар с давлением до 6 МПа

и температурой до 450-500°С.

Установки ПГУ-ТЭЦ, как правило, выполнены по бинарному и частич-

но-бинарному (с использованием камеры сжигания дополнительного топлива

(КСДТ)) термодинамическим циклам, с тепловыми схемами одного или двух

давлений пара. В тепловых схемах ПГУ-ТЭЦ существует две группы

по отпуску тепловой энергии на теплофикацию.

Первая группа предусматривает выработку КУ пара, который направля-

ется в теплофикационную паровую турбину. Сетевая подогревательная уста-

новка питается паром из отборов турбины. Пик потребления может обеспе-

чиваться пиковыми сетевыми подогревателями, питаемыми паром КУ

(рис. 1.8) или водогрейными котлами. Такое техническое решение принято

при строительстве Сургутской ПГУ-ТЭЦ, а также Северо-Западной ПГУ-

ТЭЦ г. Санкт-Петербурга.

Во второй группе схем используются одноконтурные КУ, в которых

установлены ГВТО, чаще называемые газовыми подогревателями сетевой

воды (ГПСВ). Пар КУ направляется в теплофикационную паровую турбину.

ГПСВ работает параллельно теплофикационной установке паровой турбины.

Пик потребления тепловой нагрузки обеспечивается сжиганием топлива

в потоке газов ГТУ (рис. 1.9) или водогрейными котлами. Примером такого

технического решения служат Южная ТЭЦ г. Сыктывкара, ТЭЦ Nossener

Brucke г. Дрезден.

32

Еще одним способом использования потенциала выхлопных газов для

теплофикации является надстройка котельных газотурбинными установками.

При этом, выхлопные газы направляются в имеющийся котел (рис. 1.10).

Рис. 1.8. Принципиальная тепловая схема ПГУ-ТЭЦ первой группы

Рис. 1.9. Принципиальная тепловая схема ПГУ-ТЭЦ второй группы

33

Рис. 1.10. Принципиальные тепловые схе-

мы надстройки котельных газотурбинны-

ми установками:

а) со сбросом газов в горелки котла;

б) со сбросом газов в газоход котла

Идея надстраивать существу-

ющие крупные водогрейные котлы

(ВК) городских отопительных ко-

тельных газотурбинными установ-

ками была предложена в начале

80-х годов группой ученых под ру-

ководством академика М.А. Стыри-

ковича. Выполненный предвари-

тельный анализ показал, что эти

установки могли генерировать

электроэнергию по значительно

меньшей цене, чем крупные ГРЭС

[29, 30]. Препятствием для реали-

зации ГТУ-надстроек котельных

является отсутствие места для раз-

мещения ГТУ на площадке котель-

ной. Наличие коллектора, объеди-

няющего все котлы с несколькими

ГТУ, повышает надежность энер-

гообеспечения и облегчает воз-

можность вывода котлов для ремонта в летний период.

1.3. Применение камер сжигания дополнительного топлива

в котлах-утилизаторах парогазовых установок

Выхлопные газы энергетических ГТУ имеют достаточно высокую тем-

пературу, а объемное содержание кислорода О2 в них составляет 13-16%.

Значит, их можно использовать в качестве малоактивного окислителя про-

цесса горения. Сжигание топлива (природного газа) в потоке выхлопных

газов ГТУ повышает их температуру, электрическую мощность энергоблока,

стабилизирует параметры генерируемого в КУ пара.

34

Выхлопные газы ГТУ в значительной степени забалластированы инерт-

ными газами. В такой среде ухудшается полнота сгорания топлива и сужает-

ся область его устойчивого горения. Существует некая критическая точка,

ниже которой горение топлива в потоке выхлопных газов ГТУ невозможно.

По данным Всероссийского теплотехнического института (ВТИ) при темпе-

ратуре газов в пределах 400-550°С и объемном содержании кислорода

в окислителе (в потоке газов ГТУ) 13-19% устойчивое горение возможно при

избытке избытка воздуха α = 4-5. При объемном содержании кислорода

менее 15% и температуре окислителя 100-150°С интервал устойчивой работы

горелочного устройства резко сужается. Таким образом, при определенных

условиях (О2 < 13-13,5% и температуре газа ϑгаз < 100-150°С) в горелки каме-

ры дожигания необходима подача дополнительного воздуха в зону рецирку-

ляции. В тепловых схемах ПГУ с котлами-утилизаторами эксплуатация горе-

лочных устройств камер дожигания возможна при О2 > 12-14% и α > 2 [3].

Экспериментально было установлено [33], что при сжигании природно-

го газа в свободных струях топочного объема котла (когда выхлопные газы

подаются в котел отдельно от топлива, а не через горелочное устройство),

возможно использование для горения только части кислорода, содержащего-

ся в выхлопных газах. Поэтому при сжигании природного газа в свободных

струях полноценная замена воздушного дутья выхлопными газами не дости-

гается.

Организация процесса сжигания топлива в потоке выхлопных газов ГТУ

предъявляет достаточно жесткие требования к горелочным устройствам

камеры сжигания дополнительного топлива (КСДТ), которые должны обес-

печивать полноту сгорания топлива, устойчивое горение при высоких скоро-

стях набегающего потока выхлопных газов ГТУ, надежное воспламенение

топлива, создание равномерного температурного поля после горелок,

их малое аэродинамическое сопротивление. Данным требованиям отвечают

микрофакельные горелки, выгорание топлива в которых осуществляется

в зоне рециркуляции за плохо обтекаемыми телами [3]. Горелочные устрой-

35

ства КСДТ размещают в газоходе рядами с одинаковыми промежутками,

что обеспечивает равномерное температурное поле в процессе работы.

В настоящее время в КУ современных ПГУ используются схемы с одно-

ступенчатым и двухступенчатым сжиганием топлива в потоке выхлопных

газов ГТУ (рис. 1.9). Применение камеры сжигания дополнительного топлива

(КСДТ) за диффузором газовой турбины (на входе в КУ, т.е. первая ступень

дожигания) направлено на выработку максимального количества пара необ-

ходимых параметров. Вторая ступень предназначена для отпуска тепловой

энергии в виде горячей воды для теплофикации.

Температура газов после КСДТ первой ступени не должна превышать

750°С во избежание повреждения поверхностей нагрева и корпуса котла.

Горелочные устройства перед котлом располагают так, чтобы исключить

чрезмерное излучение на первые ряды труб. Расстояние от горелок до перво-

го пакета поверхностей нагрева (пароперегревателя) должно быть не менее

пяти метров для стабилизации температурных и скоростных параметров

газового потока.

Установка второй ступени КСДТ связана с определенными ограничени-

ями, обусловливающими компоновку поверхностей теплообмена в газоходе

КУ. Прежде всего, это относится к температуре газов на входе во вторую

КСДТ, установленную перед газовым подогревателем сетевой воды (ГПСВ) -

производители КУ не рекомендуют снижать её ниже 250°С для обеспечения

полного выгорания топлива.

Первая горелка для сжигания топлива в потоке газов ГТУ была приме-

нена в 1972 году фирмой Riedel- de Haen AG\Seelze [34] за газовой турбиной

мощностью 0,35 МВт в паровом котле-утилизаторе паропроизводительно-

стью 10 т/ч. В данном случае использовалась мазутная горелка, которая уве-

личивала температуру выхлопных газов до 530°С, и в последствии эксплуа-

тировалась более 20 лет.

В большинстве случаев в известных КСДТ применяются диффузионно-

стабилизаторные горелки (рис. 1.11, 1.12), сжигание топлива в которых осу-

36

Рис. 1.12. КСДТ производства фирмы SAACKE

(Германия)

ществляются в турбулентном следе потока газов.

В таких горелках используются уголковые стаби-

лизаторы, расположенные вертикально в одной

плоскости. Природный газ вводится в зону рецир-

куляции газов системой струй через специальный

трубчатый коллектор или через отверстия

в тыльной стороне стабилизатора. Выхлопные газы

ГТУ поступают в зону горения из обтекающего

стабилизатор потока. Такой способ сжигания топ-

лива отличается высокой интенсивностью процес-

са смесеобразования при малой длине факела

по потоку. Режим горения рассматриваемого

диффузионного факела близок к режиму турбу-

лентного горения гомогенных

смесей [3].

В начале 80-х годов на

Якутской ГРЭС были произ-

веден эксперимент по сжига-

нию топлива для подогрева

продуктов сгорания за газо-

вой турбиной ГТ-25-700 [27].

Подогрев газов производился

на 50-150°С. В КСДТ исполь-

зовались уголковые стабили-

заторы, расположенные вертикально в одной плоскости с 60% загроможде-

нием проходного сечения газохода. Уголковые стабилизаторы имели коллек-

торы, через которые топливный газ раздается вдоль уголка. Для розжига

КСДТ использовались два горизонтальных стабилизатора аналогичной кон-

струкции, которые выполняли роль дежурной зоны. Раздача топлива произ-

водится двумя контурами. Из-за низкой температуры газа на выходе из ГТД

Рис. 1.11. Фрагмент диф-

фузионно-стабилизатор-

ной горелки КСДТ

37

КСДТ имеет узкий диапазон регулирования. Жестких требований к полю

температур не предъявлялось. Недостатками указанной конструкции являет-

ся узкий диапазон регулирования температуры газов перед КУ, значительные

гидравлические потери, ограниченная область применения из-за отсутствия

модульности конструкции.

Известна более сложная модель КСДТ [35], состоящая из нескольких

рядов фронтовых устройств диффузионно-стабилизаторного типа, включаю-

щих уголковые стабилизаторы и находящиеся внутри них газовые коллекто-

ры со струйными форсунками подачи топлива. Фронтовые устройства соби-

раются из модулей, в которых на кромках уголковых стабилизаторов уста-

новлены поперечные уголки с короткими топливными коллекторами, соеди-

ненными с основным коллектором. Фронтовые устройства эшелонированы

по длине камеры (рис. 1.13, 1.14).

Горелочное устройство, включае-

мое при запуске первым, распо-

ложено первым по потоку и в цен-

тре КСДТ. Такое устройство обес-

печивает однородность поля тем-

пературы перед теплообменником

во всем диапазоне нагрузок, срав-

нительно низкие аэродинамиче-

ские сопротивления в газоходе

КУ, уменьшение трудоемкости

изготовления и монтажа. Для

снижения потерь давления верти-

кальные уголки выполнены

наклонными в сторону выходного

сечения газохода, что способству-

ет распространению пламени.

С этой же целью, начиная от цен-

Рис. 1.13. Конструкция КСДТ по Патенту

РФ № 2447364

Рис. 1.14. Фрагмент КСДТ по Патенту РФ

№ 2447364

38

трального фронтового устройства, каждый соседний ряд модулей сверху

и снизу смещен так, чтобы модули, следующие за центральным модулем,

находились в следах пламени от модулей, расположенных вверх по потоку.

Описанная выше конструкция КСДТ разработана специалистами

ОАО «СНТК им. Н.Д. Кузнецова» и впервые применена на Лидской ТЭЦ

(республика Беларусь) за газотурбинным двигателем НК-37 мощностью

25МВт и КПД, равным 36,4%. Суммарная мощность ПГУ была увеличена

до 63МВт, а КПД до 45% при применении паровой турбины с КПД равным

36% [36].

Данная конструкция КСДТ отличается:

высокой степенью полноты сгорания топлива за счет расположения

поперечных уголков в 15-25° от вертикали и постоянно включенного зажи-

гающего устройства, обеспечивающего необходимую «огневую поддержку»;

расширенным диапазоном устойчивой работы за счет использования

устройств, обеспечивающих подачу топлива под уголок в зону циркуляции

потока.

Современные горелочные устройства КСДТ отличаются широким диа-

пазоном рабочего регулирования и очень низким аэродинамическим сопро-

тивлением:

в режиме сжигания в потоке газов - менее 3мбар (что положительно

сказывается на КПД газовой турбины);

автономном режиме – 20 мбар.

В настоящее время известны случаи применения на ТЭЦ и промышлен-

ных предприятиях горелочных устройств КСДТ, вырабатываемая тепловая

мощность которых соизмерима с тепловой мощностью ГТУ или может пре-

вышать её. Например, на ТЭЦ г. Галле (Германия) с 2005 года эксплуатиру-

ется горелка SAACKE DDG-A 16, мощностью 55 МВт (рис. 1.15) за газовой

турбиной LM 2500+ электрической мощностью 25 МВт и температурой

выхлопа 535°С [34, 37].

39

Рис. 1.15. Горелочное устройство КСДТ фирмы

SAACKE (Германия) модели DDG-A 16

Применение КСДТ поз-

воляет обеспечить высокую

эффективность КУ при

частичных нагрузках ГТУ

и при различных температу-

рах наружного воздуха, от

которых существенно зависят

параметры выхлопных газов

газовой турбины. Использо-

вание КСДТ особенно акту-

ально в блоках электростан-

ций высокоэффективных ГТД. Для таких энергетических машин характерна

высокая температура выхлопных газов в номинальном режиме работы, что

требует незначительного подогрева до оптимальной температуры перед КУ.

При низких нагрузках ГТУ и отрицательной температуре воздуха макси-

мальный подогрев выхлопных газов может осуществляться на 300°С. Следу-

ет отметить, что применение КСДТ уменьшает температуру уходящих газов

КУ, т.к. происходит перераспределение теплового потока между поверхно-

стями нагрева КУ, увеличивается теплосъем парогенерерующих поверхно-

стей КУ и, как следствие, дополнительная утилизация теплоты.

Одним из известных примеров использования КСДТ для повышения

температуры выхлопных газов является энергоблок системы Siemens парога-

зовой ТЭЦ города Гетеборг, где применяются несколько автономных кольце-

вых модулей с уголковыми стабилизаторами, каждый из которых имеет

систему зажигания и два топливных контура. При такой конструкции КСДТ

трудно обеспечить подогрев выхлопных газов в широком диапазоне нагру-

зок, одновременно обеспечивая однородное температурное поле перед КУ.

Каждый КУ рассчитан на сжигание природного газа в среде выхлопных газов

ГТУ с повышением их температуры до 1000°С, вследствие чего трубные

поверхности, находящиеся в непосредственной близости с КСДТ, выполнены

40

в виде мембранных экранов с внешней изоляцией. Чтобы обеспечить высо-

кую степень равномерности распределения потока газов по сечению КУ,

за диффузором ГТУ установлена распределительная (перфорированная)

панель [38].

На основе анализа результатов расчетных исследований [3] энергетиче-

ского модуля КУ горизонтальной конструкции, разработанного «Подольским

машиностроительным заводом» с ГТУ типа V64.3A (Siemens), проведенных

для диапазона температур наружного воздуха от -26 до +30°С и нагрузок

ГТУ 100, 80 и 60%, сделаны следующие выводы:

в результате сжигания топлива в потоке газов ГТУ паропроизводи-

тельность КУ возросла в среднем на 5-7%, температуры газов увеличилась

до 600°С (увеличение составило от 14 до 30°С);

температура перегретого пара за котлом увеличилась на 7-8°С. Это

увеличение происходило как с повышением температуры наружного воздуха,

так и с уменьшением нагрузки. В этом случае необходимо использовать

пароохладители для обеспечения допустимой температуры на входе в паро-

вую турбину. Повышение температуры перегретого пара с понижением

нагрузки вызвано уменьшением расхода газов и соответственно паропроиз-

водительности КУ;

сжигание топлива в потоке газов ГТУ уменьшает температуру газов

за экономайзером по сравнению с температурой газов в режиме без сжига-

ния. Это объясняется увеличением теплосъема парогенерируюших поверхно-

стей и повышением паропроизводительности котла.

В результатах расчетных исследований ПГУ-400 с ГТУ SGT5-4000F [39]

отмечено, что использование дожигания приводит:

к снижению КПД ПГУ от 0,1 до 0,4%;

увеличению мощности паровой турбины до 6,1% из-за увеличения

паропроизводительности КУ и внутреннего теплоперепада на паровую тур-

бину (ПТ);

снижению влажности на выхлопе цилиндра низкого давления (ЦНД).

41

На ПГУ-ТЭЦ при достаточно большой величине присоединенной теп-

лофикационной нагрузки выгодно повышать количество сжигаемого топлива

за газовой турбиной постольку, поскольку это позволяет увеличить мощ-

ность паротурбинной части при заданном тепловом потреблении без повы-

шения температуры уходящих из КУ газов. Кроме того, при достаточно

больших расходах топлива вытесняется паровой контур второго давления,

что делает возможным применение существующих серийных ПТ одного дав-

ления с незначительной модификацией тепловой схемы ПТУ применительно

к конкретным условиям эксплуатации [40].

Таким образом, максимальная тепловая мощность ПГУ-ТЭЦ с КУ, име-

ющим КСДТ, зависит, главным образом, от мощности ГТУ и тепловой мощ-

ности системы сжигания топлива в потоке газов ГТУ.

В конденсационном режиме работы ПГУ-ТЭЦ сжигание топлива в пото-

ке газов ГТУ приводит к снижению КПД производства электроэнергии для

большого диапазона нагрузок ГТУ. При относительной нагрузке 50% и ниже,

с использованием КСДТ можно этот КПД за счет повышения параметров

свежего пара. При работе ГТУ на сниженных нагрузках для обеспечения

подключенной тепловой нагрузки включается КСДТ.

Сжигание топлива в потоке газов ГТУ существенно увеличивает элек-

трическую мощность ПГУ-КЭС, уменьшая их экономичность, а на ГТУ-ТЭЦ

и ПГУ-ТЭЦ одновременно увеличивает как электрическую, так и тепловую

мощность установок и в определенных условиях может повышать их энерге-

тические показатели. КСДТ используется на ПГУ-ТЭЦ во многих странах

мира. Например, в Германии в проектах некоторых ПГУ-ТЭЦ предусмотре-

ны КУ, имеющие по газовому тракту до пяти ступеней дожигания топлива,

что значительно расширяет маневренные возможности ТЭЦ, но усложняет

ее эксплуатацию [3].

На ГТУ-ТЭЦ применение системы сжигания топлива в потоке выхлоп-

ных газов перед ГПСВ, наряду с применением пиковых водогрейных котлов,

позволяет решить проблемы регулирования отпуска тепла. Реализация такой

42

схемы достаточно проста и позволяет эксплуатировать ГТУ бóльшую часть

времени в номинальном режиме с максимальной экономичностью, что,

несомненно, отразится на экономичности ГТУ-ТЭЦ. При снижении темпера-

туры наружного воздуха увеличение отпуска тепловой энергии происходит

за счет сжигания топлива в КУ. Особенно актуально такое решение для тур-

бин с низкопотенциальным выхлопом (350-450°С), что позволяет использо-

вать такие турбины на ГТУ-ТЭЦ. Более низкая температура газов на выхлопе

турбины позволяет сжигать большую долю топлива, не выходя за предельно

допустимые параметры. Тепловая нагрузка ГТУ-ТЭЦ регулируется путем

сжигания топлива в потоке уходящих газов и байпасных газоходов.

Известны примеры использования КСДТ для увеличения паропроизво-

дительности КУ [41]. В таком случае, система сжигания топлива в потоке

выхлопных газов устанавливается между пароперегревательной и испари-

тельно-экономайзерными частями. Система дожигания перед контуром гене-

рации пара низкого давления (НД) не должна увеличивать температуру пара

НД выше 250°С, т.к. в паровой турбине будет происходить перемешивание

потоков с разной энергией.

Системы сжигания топлива в потоке газов ГТУ также применяют в ГТ-

надстройках энергоблоков АЭС [34] для увеличения маневренности и эконо-

мической эффективности комбинированной установки за счет увеличения

мощности влажно-паровой турбины.

1.4. Горение топлива в обедненной воздушной смеси

При сгорании топлива осуществляются реакции окисления соединений

углерода и водорода, основных компонентов топлива, с выделением углекис-

лого газа и водяного пара, сопровождающиеся выделением тепловой энер-

гии. Обедненная смесь «топливо-воздух» приводит к образованию побочного

продукта – оксида углерода. Также в продуктах сгорания могут находиться

в газовой фазе H2, CH4 и другие газы. Их догорание становится невозможным

вследствие недостаточно высокой для этого температуры и нехватки кисло-

43

рода. В условиях полного (идеального) перемешивания топлива с кислоро-

дом потери теплоты с химическим недожогом могут иметь место только

при коэффициенте избытка воздуха α < 1 и будет увеличиваться пропорцио-

нально нехватке кислорода. В реальных условиях наличие химического

недожога (при α = 1) определяется несовершенством перемешивания топлива

с воздухом. При коэффициенте избытка воздуха, названном критическим αкр,

химический недожог не имеет места. Обычно αкр = 1,03-1,05 характеризует

степень аэродинамического совершенства горелочного устройства [43].

С увеличением коэффициента избытка воздуха до определенного преде-

ла потери теплоты с химическим недожогом q3 уменьшаются, а затем снова

начинают возрастать. Это объясняется тем, что при заметном увеличении

коэффициента избытка воздуха происходит существенное снижение уровня

температур в топочной камере.

Наличие продуктов неполного сгорания в значительных концентрациях

недопустимо, так как приводит к загрязнению окружающей среды токсиче-

скими веществами и к снижению КПД энергоустановок. Основными причи-

нами для этого являются:

сжигание газов с недостаточным количеством воздуха;

плохое смешение горючих газов и воздуха до и в процессе горения;

чрезмерное охлаждение пламени до завершения реакций горения.

Процесс горения топливно-воздушной смеси, содержащей воздух

в недостаточном для полного сгорания топлива количестве, рассмотрен

в работах Д.М. Хзмаляна [44]. На выходе из горелки часть топлива (природ-

ного газа) сгорает, соединяясь с кислородом, содержащимся в смеси, образуя

в устье горелки конусообразный фронт пламени, положение которого опре-

деляется по законам образования и горения однородной газовоздушной сме-

си. Остаток несгоревшего газа вместе с продуктами сгорания пересекает зону

горения и сгорает после смешения с воздухом из окружающего пространства,

образуя вторую зону горения, положение которой подчиняется закону диф-

фузионного горения.

44

Длина зоны горения однородной газовоздушной смеси и зоны диффузи-

онного горения зависит от содержания воздуха в первоначальной смеси,

поступающей в горелочного устройства. С уменьшением содержания воздуха

длина зоны горения однородной смеси уменьшается, а длина зоны диффузи-

онного горения увеличивается до предельного значения, соответствующего

чисто диффузионному горению, когда первый фронт пламени исчезает.

При наличии инертной примеси скорость реакции уменьшается

в результате уменьшения концентрации реагирующих веществ и вследствие

того, что максимальная скорость горения отвечает обогащенной, а не сте-

хиометрической смеси, которую для обеспечения полного выгорания горю-

чих необходимо иметь в процессе горения жидких и газообразных топлив

с самого начала, а твердых – после обеспечения устойчивого зажигания.

На основе анализа опытов горения смесей с разными составами топлива

и окислителя Я.Б. Зельдовичем [45] был сделан вывод, что скорость распро-

странения пламени практически не зависит от содержания кислорода,

т.к. содержание кислорода в зоне реакции менялась от 2 до 72%, а скорость

пламени изменялась менее чем в 1,5 раза.

На основании комплексных экспериментальных исследований, выпол-

ненных под руководством д.т.н., проф. МЭИ Рослякова П.В. [46, 47] прове-

ден анализ влияния способов сжигания топлива на образование оксидов азота

и продуктов недожога топлива. Опыты проводились на различных паровых

и водогрейных котлах в режимах работы со сниженным коэффициентом

избытка воздуха в топке.

В результате уменьшения содержания кислорода в зоне горения проис-

ходит подавление образования термических и топливных оксидов азота NOx.

Максимум содержания NOx в дымовых газах соответствует такому значению

коэффициента избытка воздуха, при котором в данных условиях достигается

наиболее полное сгорание топлива.

Резкое увеличение оксида углерода СО происходит при коэффициенте

избытка воздуха α = 1,15-1,25 для газомазутных котлов и α = 1,4-1,5 для

45

пылеугольных котлов в зависимости от конструкции горелочных устройств

и состояния топочной камеры. В ходе испытаний котла ЦКТИ-75-39Ф2 при

сжигании природного газа с объемным содержанием кислорода О2 в уходя-

щих газах котла выше 7,5% объемное содержание СО близко к нулю, сниже-

ние содержания О2 приводило к возрастанию СО на выходе. Например, при

О2 = 6,5% объемное содержание СО составляет 150-200 мг/м3, а при О2 = 5,5-

6% СО достигает 350-580 мг/м3. Аналогичная зависимость была получена

при испытаниях котла БКЗ-75-3.9ГМ при сжигании мазута. Резкое возраста-

ние СО наблюдалось при объемном содержании О2 менее 5,5%.

Режимы работы котла с умеренным недожогом (с контролируемым уме-

ренным затягиванием процесса горения) характеризуется достаточно боль-

шим содержанием СО в газовом тракте в режимном сечении (125-500 мг/м3).

Далее по тракту содержание СО монотонно убывает в сечении за дымососом

до значений 0-62,5 мг/м3.

Режимы с большим недожогом (с большим затягиванием процесса горе-

ния) относительно невысоким содержанием СО (12,5-125 мг/м3) в режимном

сечении. Далее по тракту в результате интенсивного выгорания углеводоро-

дов происходит резкое увеличение выхода СО, содержание которого может

достигать значений нескольких сотен мг/м3 [46].

По результатам данных натурных экспериментов сделан вывод, что

уменьшение коэффициента избытка воздуха на величину 0,05 от оптималь-

ного значения для используемых горелочных устройств приводит к увеличе-

нию концентрации оксида углерода СО в 25-70 раз, значительно превышая

нормативный предел СО в 300 мг/м3 (в соответствии с ГОСТ Р 50831-95).

При этом, величина потерь теплоты с химическим недожогом топлива q3

увеличивается до 8%.

Ввиду конструктивных особенностей газовых турбин процесс горения

топлива в КСДТ КУ осуществляется при высоких значениях коэффициента

избытка воздуха, объемное содержание кислорода составляет 13-16%, темпе-

ратура потока газов определяется местом расположения горелочных

46

устройств. Температуру газов производители КУ не рекомендуют снижать

ниже 250°С для обеспечения полного выгорания топлива. В тоже время

в открытой литературе отсутствуют какие-либо сведения о показателях

эффективности сгорания топлива при более низких температурах и возмож-

ностях работы в таких режимах.

1.5. Постановка задачи исследования

Ввиду направленности технической политики в электроэнергетике

России на период до 2030 г. на строительство ПГУ и переоснащение газовых

котельных в ПГУ-ТЭЦ или ГТУ-ТЭЦ [1, 11, 48-52] следует, что необходимо

рассмотреть варианты наиболее полного использования потенциала газотур-

бинных и парогазовых установок.

Использование потенциала выхлопных газов ГТУ в качестве окислителя

процесса горения сжигаемого в КУ топлива нашло широкое применение

на ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ. На энергоблоках ПГУ-КЭС для отпуска тепловой

энергии для теплофикации требуется установка водогрейных котлов.

Использование потенциала потока газов на станциях такого типа для

теплофикации позволит не только увеличить тепловую мощность,

но и улучшить технико-экономические показатели. Условия использования

данного потенциала отличаются от известных более низкими температурами

потока газов, входящего в КСДТ. Поэтому необходимо провести анализ

эффективности и устойчивости работы горелочных устройств, возможностей

и вариантов выработки тепловой мощности в КУ ПГУ-КЭС.

В качестве объекта исследования выбран дубль-блок ПГУ-325 «Иванов-

ские ПГУ» филиала ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация», в состав кото-

рой входят: две газовые турбины ГТЭ-110 (ОАО «НПО «Сатурн»), два КУ

марки «П-88» (ОАО «Подольский машиностроительный завод») и одна паро-

вая турбина К-110-6,5 (ОАО «Ленинградский металлический завод»). В рас-

четных исследованиях энергетический потенциал газового потока будет

47

использован для выработки тепловой энергии в виде горячей сетевой воды

в ГПСВ, установленном в КУ.

С учетом проведенного анализа литературы, в диссертационной работе

ставятся следующие задачи:

анализ показателей эффективности сгорания топлива и параметров

работы камеры сжигания дополнительного топлива в условиях применения

на ПГУ-КЭС для теплофикации;

поиск рационального места расположения камеры сжигания допол-

нительного топлива и газового подогревателя сетевой воды в газоходе котла-

утилизатора энергоблока ПГУ-325;

выбор конструкции газового подогревателя сетевой воды примени-

тельно к котлу-утилизатору марки «П-88», обеспечивающей наилучшие тех-

нико-экономические показатели энергоблока;

анализ показателей эффективности работы энергоблока ПГУ-325

с камерой сжигания дополнительного топлива и газовым подогревателем

сетевой воды для теплофикации;

анализ показателей эффективности работы КУ в режимах с подачей

воздуха в камеру сжигания дополнительного топлива.

48

ГЛАВА 2. УСЛОВИЯ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ

КАМЕРЫ СЖИГАНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ТОПЛИВА


2.1. Моделирование процесса горения в КСДТ с использованием

программного продукта Flow Vision

Ввиду активного развития компьютерной техники и высокой стоимости

проведения натурных экспериментов основным подходом к решению боль-

шинства технических задач стало математическое моделирование рабочих

процессов, позволяющие глубоко и полно исследовать влияние конструктив-

ных и режимных факторов на основные показатели работы оборудования.

Для решения задач газовой динамики в настоящее время широко приме-

няются численные методы, которые сводятся к тому, что область решения

задачи, называемая моделью, разбивается на систему подобластей, или узлов,

в каждой из которых набор газодинамических параметров заменяется посто-

янными функциями. При этом, газодинамическая и физико-химическая зада-

чи неразделимы. В подавляющем большинстве случаев газодинамические

параметры, характеризующие динамику горения, зависят от внутренних

свойств пламени.

Одним из наиболее распространенных программных комплексов для

решения инженерных задач аэрогидродинамики динамики является

FlowVision (ООО «ТЕСИС»).

Программный комплекс FlowVision предназначен для численного моде-

лирования трёхмерных ламинарных и турбулентных, стационарных и неста-

ционарных течений жидкости и газа. В основе программного комплекса -

метод конечных объёмов, высокоточные разностные схемы, эффективные

численные методы и надёжные математические модели физических процес-

сов. Многочисленные модели позволяют моделировать сложные течения,

сопровождаемые закруткой потока, движением свободных/контактных

поверхностей, ударными волнами, сопряжённым теплообменом, горением

и т. д. Расчетная сетка FlowVision – декартова, локально адаптивная. Локаль-

49

ная динамическая адаптация начальной сетки производится в соответствии

с заданными пользователем критериями. Начальная сетка состоит из прямо-

угольных ячеек. Вблизи границы расчетной области происходит булево

вычитание нерасчетных объемов из прямоугольных ячеек, в результате кото-

рого образуются ячейки-многогранники произвольной формы. Никакого

упрощения приграничных ячеек не производится. Генерация сетки полно-

стью автоматизирована [53].

Программный комплекс FlowVison предоставляет пользователю воз-

можность решать индустриальные задачи, связанные с горением, помогает

понять сложные течения в газовых горелках, котлах, камерах внутреннего

сгорания. Реализованные в программном комплексе модели горения хорошо

зарекомендовали себя при решении реальных инженерных задач [54].

В существующих КСДТ, в основном, применяются диффузионно-

стабилизаторные горелки, сжигание топлива в которых осуществляются

в турбулентном следе. В таких горелках используются уголковые стабилиза-

торы, расположенные вертикально в одной плоскости. Природный газ вво-

дится в зону рециркуляции системой струй через специальный трубчатый

коллектор или через отверстия в тыльной сто-

роне стабилизатора. Выхлопные газы ГТУ

поступают в зону горения из обтекающего ста-

билизатор потока (рис. 2.1). Такой способ сжи-

гания топлива отличается высокой интенсивно-

стью процесса смесеобразования при малой

длине факела по потоку. Режим горения рас-

сматриваемого диффузионного факела близок

к режиму турбулентного горения гомогенных

смесей [3].

Наиболее сложная из известных моделей

КСДТ [35] представляет собой несколько рядов

фронтовых устройств диффузионно-стабилиза-

Рис. 2.1. Фрагмент диффу-

зионно-стабилизаторной

горелки КСДТ

50

торного типа, включающих уголковые стабилизаторы и находящиеся внутри

них газовые коллекторы со струйными форсунками подачи топлива. Фронто-

вые устройства собираются из модулей, в которых на кромках уголковых

стабилизаторов установлены поперечные уголки с короткими топливными

коллекторами.

Реализованная в программном комплексе FlowVision модель массопере-

носа «Горение» предполагает брутто-реакцию с двумя конечными продукта-

ми, скорость которой определяется конкретной моделью горения. В качестве

математической основы расчетов выбрана модель Аррениуса-Магнуссена,

скорость реакции которой определяется кинетикой процесса (что справедли-

во при ламинарном течении смеси) и скоростью турбулентного смешения

горючего и окислителя [55]. При моделировании решаются полные (без

упрощений) уравнения Навье-Стокса, уравнение энергии, записанное через

полную энтальпию, и уравнения турбулентных переменных.

В модели горения Аррениуса-Магнуссена для всех компонентов, кроме

окислителя, решаются конвективно-диффузионные уравнения. Окислитель

является нерасчетным компонентом. Его массовая доля определяется

из соотношения [53]:

,иначе0,ifYесли,ifYY 1

*o1

*o

o (2.1)

,YYf f*f

где Yо*, Yо, Yf*, Yf - восстановленные и истинные массовые доли окислителя

и горючего, соответственно, i1 – стехеометрический коэффициент при окис-

лителе. Восстановленные массовые доли – это параметры, полученные

в результате смешения компонентов (без процесса горения), а истинные –

с учетом процесса горения. Для горючего решаются два уравнения: однород-

ное для восстановленной массовой доли (2.2) и неоднородное – для истинной

массовой доли (2.3):

0JVYY *

eff,f*f

*f

, (2.2)

51

feff,f*f

f WJVYY

, (2.3)

где - плотность вещества, кг м-3

; - векторный дифференциальный опера-

тор (оператор Гамильтона); τ – время, с; V - скорость, м с-1

; J*f,eff, Jf,eff – диф-

фузионный поток горючего (эффективное значение), кг м-2

с-1

; Wf – скорость

реакции горения, кг м-3

с-1

.

Скорость реакции горения определяется уровнем пульсаций восстанов-

ленной массовой доли горючего [53, 55]:

turbkinf WW

1

W

1

, (2.4)

o_no

f_nf

TBnabskin YYeATW abs

, (2.5)

1

of

25,0

2turbi

Y,Ymin

kkCW , (2.6)

*f

f

Y

g,1min , (2.7)

где Wkin – кинетическая скорость процесса горения; Wturb - скорость турбу-

лентного смещения горючего и окислителя; - параметр, определяющий вес

турбулентной реакции горения в модели «Аррениус-Магнуссен»; A, B, n,

n_o, n_f – параметры констант кинетической реакции; Tabs – абсолютная тем-

пература, К; Yo – истинная массовая доля окислителя; С – параметр констан-

ты турбулентной реакции; - молекулярная динамическая вязкость, Па с;

- скорость диссипации турбулентной энергии, м2 с

-3; k – турбулентная энер-

гия, м2 с

-2; gf – дисперсия восстановленной массовой доли горючего.

Для дисперсии восстановленной массовой доли горючего gf в данной

модели решается конвективно-диффузионное уравнение [53, 54]:

,f2

ffff g

k2g8,2g

1Vg

g

(2.8)

где τ – турбулентная динамическая вязкость, Па с.

В настоящее время создано большое количество моделей для расчета

турбулентных течений. Они отличаются друг от друга сложностью решения

52

и точностью описания течения. Однако ни одна из известных моделей

не является универсальной для всех существующих классов инженерных

задач. Выбор оптимальной модели турбулентности зависит от типа течения,

специфического класса задачи, требуемой точности решения, доступных

вычислительных ресурсов и т.п. [56]. Исходя из рекомендаций, основанных

на опыте моделирования течений [57 - 61], для решения поставленной задачи

выбрана квадратичная k-ε модель, которая является наиболее часто исполь-

зуемой моделью для решения реальных инженерных задач. В такой модели

турбулентных движений уравнения движения преобразуется к виду, в кото-

ром добавлено влияние флуктуации1 средней скорости (в виде турбулентной

кинетической энергии) и процесса уменьшения этой флуктуации за счёт вяз-

кости (диссипации), т.е. решается два дополнительных уравнения для транс-

порта кинетической энергии турбулентности и транспорта диссипации тур-

булентности.

Трехмерная модель участка газохода, в котором установлена КСДТ,

представляет собой параллелепипед размерами 11 630×9 590 мм и длиной

35 м. Ряд горелочных устройств КСДТ расположен на расстоянии 5,0 м

от входного сечения модели. Оси стабилизаторов горелочных устройств рас-

положены на расстоянии 0,5 м друг от друга (рис. 2.2). Условно принято, что

параметры входящего потока газов во входном сечении модели соответству-

ют параметрам газового потока за ГПК КУ энергоблока ПГУ-325.

Характеристики топлива (природного газа) выбраны из существующей

базы веществ Flow Vision. Входящий поток выхлопных газов ГТУ создан

в пользовательской базе веществ. Параметры потока в выходном сечении

модели выбраны из существующей базы Flow Vision «Природный газ + кис-

лород, продукты сгорания». Более подробные параметры разработанной

модели приведены в табл. 2.1. Для решения поставленной задачи исследова-

тельской работы проведены многовариантные расчеты с различным составом

1 Флуктуа ция (от лат. fluctuatio — колебание) — термин, характеризующий любое колеба-

ние или любое периодическое изменение.

53

газов потока ГТУ (а именно - содержанием окислителя) и его температурой

(табл. 2.2).

Таблица 2.1. Параметры модели КСДТ в программном комплексе Flow Vision

Геометрические параметры модели

Газоход

Длина 35 м

Ширина 9,59 м

Высота 11,63 м

КСДТ

Количество стабилизаторов по ширине газохода 19 шт.

Количество отверстий для подачи топлива по высоте 232 шт.

Диаметр трубы 38 мм

Ширина стабилизатора в поперечном сечении 44 м

Физические процессы

Теплоперенос Конвекция

и теплопроводность

Излучение Отсутствует

Движение Ньютоновская жидкость

Массоперенос

Горение

(модель горения:

Аррениус-Магнуссен)

Турбулентность Квадратичная k-ε модель

Граничные условия

Стабилизатор

Тип Стенка

Шероховатость 0

Адаптация Максимальный уровень: 5

Количество слоев: 1

Переменные

Температура

Скорость

Массовая доля Природный газ

Массовая доля Природный газ + кислород, продук-

ты сгорания

Дисперсия горючего

Энергия турбулентности

Энергия диссипации

Нулевой градиент

Логарифмический закон




Значение в ячейке рядом

со стенкой


со стенкой

54


Границы газохода

Тип Стенка

Шероховатость 0

Адаптация Максимальный уровень: 2

Количество слоев: 1



Скорость


Массовая доля Природный газ + кислород, продук-

ты сгорания





Логарифмический закон





со стенкой


со стенкой

Выходное сечение

Тип Свободный выход

Адаптация Отсутствует



Скорость


Массовая доля Природный газ+воздух, продукты

сгорания





Давление






Входное сечение

Тип Вход/выход




Скорость


Массовая доля Природный газ+воздух, продукты

сгорания




Значение

Нормальная массовая

скорость

Значение

Значение

Значение

Значение

Значение

55


Вход топлива

Тип Вход/выход




Скорость


Массовая доля Природный газ+кислород, продукты

сгорания




Значение

Нормальная массовая

скорость

Значение

Значение

Значение

Значение

Значение

Адаптация к решению

Максимальный уровень 2

Вещества

Горючее Природный газ

Окислитель Кислород, содержащийся

в потоке газов

Входные параметры

Нормальная массовая скорость топлива 3,52 - 10,57 кг/(м2с)

Нормальная массовая скорость газового потока 2,82 - 3,64 кг/(м2с)

Параметры горения смеси

Стехеометрический коэффициент окислителя 16,92

Стехеометрический коэффициент продуктов сгорания 17,92

Температура воспламенения 853 К

Альфа мин 0,6

Альфа макс 1,9

Физическая модель

Горючее

Вещество: Природный газ

Фаза: Газовая равновесная

База данных: Стандартная

Окислитель

Вещество: Выхлопные газы

ГТУ

Фаза: Газовая

База данных: Пользователь-

ская

Продукты сгорания

Вещество: Природный газ +

Воздух, продукты

Фаза: Газовая равновесная

База данных: Стандартная

Фаза Сплошная

56

Таблица 2.2. Состав потока газов во входном сечении модели КСДТ

Наименование показателей Значения показателей

Массовая доля кислорода O2 13,2 14,81 16,03 16,79 17,85 18,96

Массовая доля диоксида углерода CO2 6,38 5,47 4,52 4,04 3,35 2,62

Массовая доля азота N2 72,5 73,04 73,53 73,71 73,9 74,09

Массовая доля аргона Ar 1,22 1,23 1,23 1,23 1,24 1,24

Массовая доля водяных паров H2O 6,7 5,45 4,69 4,23 3,66 3,09

Коэффициент избытка воздуха в газах 2,07 2,88 3,47 3,9 4,73 6,07

Массовый расход газов Gгаз 430 406 342 312 307 304

Рис. 2.2. Модель КСДТ в программном комплексе Flow Vision

Первый этап расчетов – определение термодинамических характеристик

(скорость потока, распределение окислителя и топлива по потоку) газовой

смеси без активации процесса горения. Программный комплекс рассчитывает

массовые доли окислителя и топлива, скорости веществ, турбулентность,

57

вязкость и другие показатели в каждой расчетной ячейке модели. Расчеты

на данном этапе завершаются при условии стабилизации массовых долей

окислителя и топлива в выходном сечении модели. Второй этап – в потоке

газовой смеси с помощью модификатора «поджиг» в расчетной модели ини-

циируется процесс горения. Данный модификатор исследовательской модели

работает постоянно, обеспечивая дежурную зону горения для устойчивости

пламени. Расчет завершается при условии стабилизации искомых параметров

в выходном сечении.

Одним из важнейших этапов при численном моделировании движения

жидкости или газа является построение расчетной сетки. Качественная рас-

четная сетка должна быть достаточно мелкой для того чтобы выявлять в про-

цессе проведения расчета все основные особенности течения и, таким обра-

зом, обеспечивать достаточную точность результатов расчетов. В то же вре-

мя она не должна содержать слишком большое количество ячеек, так как

в этом случае увеличиваются требования к ресурсам компьютера. Необходи-

мо также отслеживать сходимость по сетке. Проект считается сошедшимся

по сетке, когда результат моделирования не изменяется при дальнейшем

измельчении сетки. При этом наиболее экономично задавать подробную сет-

ку в областях высоких градиентов переменных, и более грубую – в областях,

где они малы [62].

Во Flow Vision применяется неструктурированная локально-адаптивная

сетка с подсеточным разрешением геометрии с преобладанием шестигран-

ных ячеек [63]. Адаптация подразумевает разбиение исходной ячейки попо-

лам по каждому направлению. Деление ячеек на равные части позволяет

избежать появления вырожденных и слишком вытянутых ячеек. Для опреде-

ления сеточной сходимости решения задачи используются те же физические

параметры, которые задаются в проекте в качестве целей и по поведению

которых в процессе решения стационарной задачи идентифицируется уста-

новление решения задачи и, соответственно, принимается решение о завер-

шении расчета. Кроме того, наблюдение за поведением этих целей в процессе

58

установления решения задачи позволяет оценить погрешность их определе-

ния в данном расчете [64 - 66].

Условия сеточной сходимости были достигнуты при следующих пара-

метрах расчетной сетки:

- для поверхности «Стабилизатор горелочного устройства» заданы:

уровень адаптации – 3, количество слоев адаптации – 3, т.е. прилегающие

к поверхности три слоя ячеек разделяются на равные части три раза;

- для поверхности «Граница газохода» заданы: уровень адаптации – 2,

количество слоев адаптации – 2, т.е. прилегающие к поверхности два слоя

ячеек разделяются на равные части два раза.

Для решения поставленной задачи – определение величины потери теп-

лоты с химической неполнотой сгорания – задана пользовательская перемен-

ная «Массовое содержание оксида углерода», которая контролировалась

в выходном сечении модели.

По результатам моделирования процесса горения в программном ком-

плексе Flow Vision сделан вывод, что при температуре газового потока от 90

до 150°С устойчивое воспламенение топлива осуществляется при объемном

содержании кислорода выше 12-13% в зависимости от температуры газов

и расхода топлива (рис. 2.3), что совпадает с экспериментальными данными

Всероссийского теплотехнического института. При объемном содержании

кислорода менее 14-15% наблюдается резкое увеличение содержания оксида

углерода в выходном сечении модели камеры сжигания дополнительного

топлива.

При уменьшении объемного содержания кислорода с 19 до 12-13% объ-

емное содержание оксида углерода СО в процентах по отношению к объему

сухих газов возрастает в 5 - 6 раз.

При снижении объемного содержания кислорода наблюдается влияние

температуры входящего потока газов ϑКСДТвх. Уменьшение значения ϑКСДТ

вх

со 150 до 90°С при объемном содержании кислорода 13,2% вызовет увеличе-

ние объемного содержания СО на 39 - 46% по отношению к объемному

59

содержанию СО при 150°С. При более высоком содержании кислорода

в потоке газов влияние температуры менее заметное. Снижение температуры

газового потока на 60°С (со 150 до 90°С) при объемном содержании кисло-

рода 14,8% вызовет прирост СО по отношению к объемному содержанию

СО при 150°С на 27 - 30%, при 16,2% О2 – СО на 16,3 - 18,4%, при 19% О2 –

СО на 11,7 - 12,6%.

Рис. 2.3. Зависимость объемного содержания оксида углерода от температуры газов

и объемного содержания кислорода на входе в КСДТ при расходах топлива в КСДТ:

а – 0,3 кг/с, б – 0,5 кг/с, в – 0,7 кг/с, г – 0,9 кг/с

Объемное содержание СО при различных расходах топлива отличается

незначительно при объемном содержании кислорода выше 17%. В случаях

более низкого объемного содержания кислорода увеличение расхода топлива

приводит к увеличению объемного содержания СО в выходном сечении

модели КСДТ.

60

Рис. 2.4. Зависимость удельного объема

сухих газов Vсг и коэффициента избытка

воздуха за ГТУ αГТУ при различных значе-

ниях объемного содержания кислорода

в потоке газов

Увеличение объемного содержания кислорода в потоке газов обуслов-

лено увеличением расхода воздуха в обвод КС ГТУ при снижении нагрузки

ГТУ (рис. 2.4). Удельный объем сухих газов Vсг увеличивается также

по причине увеличения расхода воздуха на входе в газовую турбину.

По результатам расчетов раз-

работана номограмма изменения

величины q3 в зависимости от коли-

чества сжигаемого топлива и пара-

метров потока газов ГТУ: его тем-

пературы и объемного содержания

кислорода на входе в КСДТ

(рис. 2.5). В правой части номо-

граммы выделена область рабочих

параметров газовой турбины

ГТЭ-110, в левой части – диапазон

расходов топлива в КСДТ для вы-

работки тепловой мощности 34,2МВт.

Чем меньше О2 во входящем потоке газов, тем более заметно становится

влияние температуры газов ϑКСДТвх

на величину q3. Например, для параметров

ϑКСДТвх

= 130°С и Bксдт = 0,9 кг/с уменьшение объемного содержания О2 с 17%

до 16% вызовет увеличение q3 на 0,11%, а уменьшение объемного содержа-

ния О2 с 14% до 13% приведет к увеличению q3 на 0,23%. Это обусловлено

уменьшением количества кислорода, приходящегося на каждую долю топли-

ва. Увеличение температуры газов на входе в КСДТ ϑКСДТвх

снижает величи-

ну q3, причем данное влияние наиболее выражено при меньших значениях

объемного содержания О2. Это объясняется увеличением интенсивности

процесса горения. Так, при постоянном значении объемного содержания

О2 = 16% и Bксдт = 0,9 кг/с возрастание ϑКСДТвх

на 60°С (с 90°С до 150°С)

уменьшит q3 с 0,92% до 0,79% (на 0,13%), а при объемном содержании

61

О2 = 14% и тех же самых условиях q3 уменьшится с 1,4% до 1,04%

(на 0,36%).

Рис. 2.5. Зависимость величины потери теплоты с химической неполнотой сгорания q3

от количества сжигаемого топлива, температуры газов и объемного содержания кислорода

на входе в КСДТ

Выделенные области параметров газового потока перед КСДТ (за ГПК

ПГУ-325) в рабочем диапазоне газовой турбины ГТЭ-110 на номограмме

позволяют сделать вывод, что при расходе топлива 0,28 - 0,51 кг/с, необхо-

димом для выработки тепловой энергии в ГПСВ равной 34,2 МВт, величина

q3 изменяется от 0,5 до 1,04% [67].

По полученным данным компьютерного моделирования процесса горе-

ния в КСДТ в условиях применения на ПГУ-КЭС (рис. 2.5) выведена

регрессионная зависимость, %:

,3,0Bk155,0k04,0688,0q08,1

КСДТ92,012,2

3 (2.9)

где k – коэффициент, учитывающий параметры входящего потока газов,

.15006,0O27,15,22k вхКСДТ

)вх(КСДТ2 (2.10)

Максимальная величина погрешности для данного выражения в диапа-

зоне рабочих параметров не превышает 4,7%.

62

2.2. Оценка величины потери теплоты с химическим недожогом топлива

на основании сравнения с условиями сжигания доменного газа

При отсутствии опытных данных оценка величины потери теплоты

с химическим недожогом топлива q3 дополнительно проведена с использова-

нием нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов2 (далее –

Нормативный метод). Основанием для применения Нормативного метода

является аналогия составов топливно-газовой смеси в предпламенной зоне

КСДТ и топливно-воздушной смеси при сжигании доменного газа. Характе-

ристики балласта доменного газа и отдельных составляющих продуктов сго-

рания представлены в табл. 2.3.

Значения теоретических объемов отдельных составляющих продуктов

сгорания природного газа «Саратов - Н.Новгород» при коэффициенте избыт-

ка воздуха α равном 1,0 представлены в табл. 2.4. Для данного топлива при

высоком суммарном объемном содержании горючих компонентов (95,3%)

характерны высокие значения теплоты сгорания и объемов газов.

Таблица 2.3. Характеристики балласта доменного газа и отдельных составляющих

продуктов сгорания

Наименование характеристик Значения

Объемное содержание в топливе:

азота N2, % 55

диоксида углерода СО2, % 12,5

Теоретические объемы:

воздуха Vo, м

3/м

3 0,78

газов Vг, м3/м

3 1,63

водяных паров VH2O, м3/м

3 0,07

Коэффициент избытка воздуха в зоне горения α 1,1

Теплота сгорания Qнс, МДж/м

3 3,78

Потеря теплоты от химической неполноты сгорания q3, % 1,5

Тепловое напряжение топочного объема qv, МДж/м3 0,23

2 Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод / Под ред. Н.В. Кузнецова [и др.], 2-е изд.,

перераб. – М.: ЭКОЛИТ, 2011. – 296 с.: ил.

63

Таблица 2.4. Значения теоретических объемов отдельных составляющих продуктов

сгорания природного газа при α = 1,0

Наименование характеристик Значения

Теоретические объемы:

воздуха Vo, м

3/м

3 9,57

диоксида углерода, VRO2, м3/м

3 1,03

азота VN2, м3/м

3 7,59

водяных паров, VH2O, м3/м

3 2,13

Суммарный объем газов, Vг, м3/м

3 10,75

Теплота сгорания Qнс, МДж/м

3 36,1

Согласно данным табл. 2.4 при сжигании природного газа в КС ГТУ

при α = 2,8 удельный объем уходящих из ГТУ газов Vух = 36,8 м3/м

3.

Удельный расход выхлопных газов ГТУ, используемых в качестве окис-

лителя в КСДТ, при объеме кислорода в них VO2

ух = 4,41 м

3/м

3 и α = 1,1:

ухГТУух

2O

о

КСДТ VV

V21,0V 21,1 м

3/м

3. (2.11)

Суммарное объемное содержание азота и диоксида углерода в топливно-

окислительной смеси (в предпламенной зоне) при сжигании топлива в коли-

честве Vтопл = 1 м3:

для доменного газа

%;73%100

VV

V79,0СОN01,0СОN

огтопл

ог22

22

(2.12)

для природного газа, сжигаемого в КСДТ при α = 1,4

%.75%100

VV

V79,0СОN01,0СОN

КСДТтопл

КСДТ22

22

(2.13)

Полученные результаты свидетельствуют о том, что обе топливно-

окислительные смеси перед сжиганием инертными газами забалластированы

в равной мере.

64

Таким образом, для оценки величины q3 при сжигании в КСДТ можно

ориентироваться на данные при сжигании доменного газа, когда согласно

данным табл. 2.3 q3дг

= 1,5%.

Если химический недожог представлен в виде оксида углерода, труд-

носжигаемого компонента, то в случае сжигания доменного газа с располага-

емой теплотой топлива Qрдг

= 3,86 МДж/м3 при удельном объеме сухих газов

Vсухдг

= 1,71 м3/м

3 его объемное содержание в продуктах сгорания, %:

268,0VQ

Qq01,0СO

дгсухСО

дгр

дг3дг

г , (2.14)

где QСО = 12,64 МДж/м3 - теплота сгорания оксида углерода.

При одинаковых значениях объемного содержания инертных газов

в топливно-окислительной смеси полнота сгорания топлива зависит

от вероятности контакта кислорода с горючими элементами в предпламенной

зоне. Поэтому объемное содержание оксида углерода в продуктах сгорания

за КСДТ может быть определено величиной, обратно пропорциональной

содержанию кислорода в предпламенной зоне.

Относительное содержание кислорода в топливно-воздушной смеси для

1 м3 топлива:

перед сжиганием доменного газа

097,0V1

V21,0О

ог

огдг

2

м

3/м

3; (2.15)

перед сжиганием природного газа в КСДТ

149,0)V1(100

VVО

КСДТг

КСДТг2OКСДТ2

м

3/м

3; (2.16)

где VО2 – объемное содержание кислорода в газах ГТУ перед КСДТ, %.

Тогда объемное содержание оксида углерода в продуктах сгорания

за КСДТ, %:

.175,0О

ОСОСО

КСДТ2

г.д2дг

гКСДТг (2.17)

65

При удельном объеме сухих уходящих газов Vс = 17,3 м3/м

3, температу-

рах газов перед КСДТ ϑКСДТвх

= 98-115°С и располагаемой теплоте топлива

Qртопл

= 36,3 МДж/м3 потери теплоты от химической неполноты сгорания

природного газа в КСДТ, %:

%.06,1Q

%100VCO64,12q

топлр

топлсухг

3 (2.18)

На основании полученных результатов сделан вывод, что при использо-

вании уравнений Нормативного метода величина q3 при сжигании в КСДТ

природного газа в количестве 0,42 - 0,69 м3/с (0,28 - 0,51 кг/с) находится

в диапазоне 0,98 - 1,06% для номинального режима работы и близких к нему

режимов [67].

Таким образом, результаты моделирования процесса горения в КСДТ

в программном комплексе Flow Vision и сравнительный анализ на основании

аналогии составов топливно-воздушных смесей при сжигании доменного

газа по Нормативному методу показали близкие по значениям величины

потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива.

Появление потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива

q3 в тепловом балансе КУ с КСДТ, работающей при температурах входящего

потока газов от 90 до 150°С, компенсируется значительным уменьшением

величины потери теплоты с уходящими газами КУ q2, что в суммарном

эффекте приведет к увеличению эффективности КУ.

2.3. Анализ условий и параметров работы камеры сжигания

дополнительного топлива при использовании на ПГУ-КЭС

для теплофикации

Автором исследовательской работы в соавторстве с научным руководи-

телем Б.Л. Шелыгиным разработано компоновочное решение [68], позволя-

ющее использовать выхлопные газы ГТУ для выработки тепловой энергии

на ПГУ-КЭС (рис. 2.6). Компоновочное решение разработано применительно

к энергоблоку ПГУ-325 «Ивановские ПГУ» филиала ОАО «ИНТЕР РАО-

66

Электрогенерация» (г. Комсомольск Ивановской области), в состав которого

входят две ГТУ типа ГТЭ-110, два КУ марки «П-88» и одна паровая турбина

К-110-6,5.

Рис. 2.6. Принципиальная схема предложенного компоновочного решения для энергобло-

ка ПГУ-325 с КСДТ и ГПСВ

В исходной технологической схеме энергоблоков данного типа отпуск

тепловой энергии для теплофикации осуществляется от водоводяного тепло-

обменного аппарата, греющая среда на который подается с линии основного

конденсата после ГПК.

Основным параметром, определяющими величину расхода топлива

в КСДТ, является расход газов за ГТУ, который, в свою очередь, определяет-

ся расходом топлива в КС ГТУ и коэффициентом избытка воздуха за ГТУ

αГТУ. Необходимо оценить возможные расходы топлива в КСДТ, условия

и параметры её работы для предложенного компоновочного решения.

С использованием уравнений материального и теплового балансов газо-

вых и топливных потоков получены основные зависимости условий и пара-

метров работы КСДТ.

67

Расходы газов, воздуха и кислорода на входе в КСДТ, м3/с:

,]1αV[VBV ГТУoо

ГГТУКСДТ(вх)Г (2.19)

,1)(αVBV ГТУo

ГТУКСДТ(вх)В (2.20)

,1VB21,0V ГТУо

ГТУ)вх(КСДТ

O2 (2.21)

где BГТУ - расход топлива в камеру сгорания (КС) ГТУ, м3/с, αГТУ -

коэффициент избытка воздуха на выходе из ГТУ; ооГ V,V - теоретические

объемы газов и воздуха [69], м3/м

3.

Усредненное значение объема газов определяется по следующей форму-

ле oоГ V1,1V [69], тогда объемное содержание кислорода в газах на входе

в КСДТ, %:

.

1,0

121%100

V

VO

ГТУ

ГТУ

)вх(КСДТг

)вх(КСДТ

O)вх(КСДТ2

2

(2.22)

В рабочем диапазоне нагрузок ГТЭ-110 значение αГТУ изменяется от 2,88

до 6,07, при этом объемное содержание кислорода составляет 13,0-17,3%

(рис. 2.7).

Объемные расходы кислорода,

требуемого для сжигания топлива

в КСДТ, и образующихся газов при

условии сжигания горючих веществ

в потоке, значительно забалластиро-

ванном инертной средой, с полнотой

сгорания топлива ηсг = 0,985 [69, 70],

м3/с:

,Bη0,21VV КСДТсгoдоп

O2 (2.23)

,Bη1,1VV КСДТсгодоп

Г (2.24)

где BКСДТ - расход топлива, сжигаемого в КСДТ, м3/с.

Объемные расходы кислорода, воздуха и газов на выходе из КСДТ при

сжигании в ней топлива в количестве BКСДТ, м3/с:

Рис. 2.7. Зависимость объемного содержания

кислорода на входе в КСДТ О2КСДТ(вх)

от коэффициента избытка воздуха за ГТУ

αГТУ

68

],B0,9851)(α[B0,21VVVV КСДТГТУГТУодоп

O

вх)(КСДТ

O

вых)(КСДТ

O 222 (2.25)

,21,0

VV

)вых(КСДТ

O)вых(КСДТВ

2 (2.26)

.B1,01,0BVV21,0

VVV КСДТГТУГТУ

oдопГ

доп

O)вх(КСДТГ

)вых(КСДТГ

2 (2.27)

Объемное содержание кислорода в газах за КСДТ, %:

.

B

B0,10,1α

]B

B0,9851)21[(α

V

VO

ГТУ

КСДТ

ГТУ

ГТУ

КСДТ

ГТУ

)вых(КСДТГ

)вых(КСДТ

O)вых(КСДТ2

2

(2.28)

Относительный расход топлива в КСДТ BКСДТ/BГТУ при условии достиже-

ния объемного содержания кислорода 12,5% в зависимости от величины αГТУ

может достигать значений 0,07-1,31 (рис. 2.8). При низких значениях αГТУ

изменение О2КСДТ(вых)

более существенное [71].

Математическое описание данной зависимости может быть представле-

но в виде, %:

ГТУ

КСДТ

ГТУГТУ)вых(КСДТ

2B

B)21,1016,1(3,174,9O . (2.29)

Применительно к установлен-

ному ограничению по объемному

содержанию кислорода получена

линейная зависимость максимально

возможного относительного расхода

топлива от αГТУ (рис. 2.9), которая

описывается уравнением (2.30).

.02,1389,0B

BГТУ

макс

ГТУ

КСДТ

(2.30)

Использование кислорода,

содержащегося в потоке газов ГТУ,

Рис. 2.8. Зависимость объемного содержания

кислорода в газах на выходе из КСДТ

О2КСДТ(вых)

от относительного расхода топли-

ва в КСДТ BКСДТ/BГТУ и коэффициента из-

бытка воздуха за ГТУ ГТУ.

69

для сжигания топлива уменьшит

коэффициент избытка воздуха

за КСДТ αКСДТ. Данный показатель

применительно к расходу топлива

в КСДТ оценен по выражению.

.BB985,01

V

V

ГТУКСДТ

ГТУ

ГТУдопВ

)вых(КСДТВ

КСДТ

(2.31)

В режиме работы с максималь-

но возможным расходом топлива

в КСДТ показатель αКСДТ достигает

величины 2,62 (рис. 2.10).

Температура газов за КСДТ с использованием теплосодержания потока

газов за ГПК КУ и теплоты, выделяющейся при сжигании топлива в КСДТ,

описывается следующим уравнением, ºС:

,Vс

10QBVс

)вых(КСДТг

)вых(КСДТг

3снКСДТсг

вхКСДТ

)вх(КСДТг

)вх(КСДТгвых

КСДТ

(2.32)

где сгКСДТ(вх)

, сгКСДТ(вых)

- теплоемко-

сти газов на входе и выходе

из КСДТ, кДж/(м3.град), ϑКСДТ

вх -

температура газов на входе в КСДТ,

ºС, Qнс - низшая теплота сгорания

природного газа, МДж/м3, сг - сте-

пень сгорания топлива.

С учетом полученных ранее

зависимостей (ф. 2.19 - 2.31) после

преобразований выражение (ф. 2.32)

принимает следующий вид:

Рис. 2.9. Зависимость максимально воз-

можного относительного расхода топлива

в КСДТ (BКСДТ/BГТУ)макс

от коэффициента

избытка воздуха за ГТУ αГТУ при мини-

мально-допустимом объемном содержа-

нии кислорода О2КСДТ(вых)

= 12,5%

Рис. 2.10. Зависимость коэффициента

избытка воздуха за КСДТ αКСДТ от относи-

тельного расхода топлива в КСДТ

BКСДТ/BГТУ и коэффициента избытка возду-

ха за ГТУ ГТУ.

70

.

B

B

1,0

1,01

с

с

)1,0(V

10Q

cB

B

ГТУ

КСДТ

ГТУ)вх(КСДТ

г

)вых(КСДТг

ГТУo

3сн

)вх(КСДТг

сг

ГТУ

КСДТвхКСДТ

выхКСДТ

(2.33)

С учетом принятых допущений:

для температур ϑКСДТвх

= 95 - 110ºС значение теплоемкости газов

сгКСДТ(вх)

, представленных преимущественно азотом, составляет

1,31 кДж/(м3.°С) [69, 72];

при возможных температурах ϑКСДТвых

= 150 - 400ºС значение

сгКСДТ(вых)

= 1,32 кДж/(м3.°С);

для диапазонов величин Qнс = 35,6 - 37,5 МДж/м

3 и V

о = 9,47 -

10 м3/м

3 в среднем при относительной погрешности менее 2%:

Qнс / V

о = 3,75 МДж/м

3, ηсг / сг

КСДТ(вх) = 0,75;

выражение (ф. 2.33) принимает вид:, ºС:

.1,0BB1,01

1,0BB1081,2

ГТУГТУКСДТ

ГТУГТУКСДТ3вх

КСДТвыхКСДТ

(2.34)

При условии постоянства температуры газов на входе в КСДТ ϑКСДТвх

=

100ºС получена графическая зависи-

мость температуры газов на выходе

КСДТ ϑКСДТвых

от относительного

расхода топлива в КСДТ BКСДТ/BГТУ

и коэффициента избытка воздуха на

выходе ГТУ αГТУ (рис. 2.11).

В номинальном режиме работы

ГТУ (при низких значениях αГТУ)

ϑКСДТвых

находится в диапазоне 200 -

300ºС [73, 74]. С увеличением αГТУ

(при снижении электрической мощ-

ности ГТУ) температура газов

Рис. 2.11. Зависимость температуры газов

на выходе КСДТ ϑКСДТвых

от относительно-

го расхода топлива в КСДТ BКСДТ/BГТУ

и коэффициента избытка воздуха на выхо-

де ГТУ ГТУ.

71

уменьшается, но при этом возрастает потенциал для сжигания бόльших рас-

ходов топлива в КСДТ при условии использования кислорода газового пото-

ка. При самых высоких значениях αГТУ значение ϑКСДТвых

достигает 690ºС.

Математическое описание зависимости температуры газов на выходе

КСДТ может быть представлено в виде, ºС:

ГТУ

КСДТ

ГТУвхКСДТ

выхКСДТ

B

B)2,1482,1307( . (2.35)

Для оценки эффективности работы ГПСВ использовано уравнение,

определяемое граничными температурами газового потока:

.Vc

Q

выхКСДТ

выхГПСВ

выхКСДТ

выхКСДТсгг

ГПСВГПСВ

(2.36)

С учетом зависимости ϑКСДТвых

от определяющих факторов (ф. 2.34)

выражение для величины ηГПСВ принимает следующий вид [73]:

.

1,0BB1081,2

1,0BB1,011

ГТУГТУКСДТ3вх

КСДТ

ГТУГТУКСДТвыхГПСВ

ГПСВ

(2.37)

При условии постоянства темпе-

ратуре уходящих газов (температуре

газов за ГПСВ) ϑГПСВвых

= 100°С

в зависимости от величины αГТУ КПД

ГПСВ достигает значений 0,715 -

0,894 (рис. 2.12).

Уменьшение величины коэффи-

циента избытка воздуха за КСДТ αКСДТ

главным образом повлияет на сниже-

ние потерь теплоты с уходящими

газами q2. По отношению к исходному

варианту изменение величины потери теплоты с уходящими газами ∆q2 оце-

нивается по следующей формуле [75], %:

,qqух

ух

22

(2.38)

Рис. 2.12. Зависимость КПД ГПСВ от

относительного расхода топлива в КСДТ

BКСДТ/BГТУ и коэффициента избытка воз-

духа на выходе ГТУ ГТУ.

72

Рис. 2.13. Зависимость величины снижения

потерь теплоты с уходящими газами ∆q2

относительного расхода топлива в КСДТ

BКСДТ/BГТУ и коэффициента избытка возду-

ха на выходе ГТУ ГТУ.

Величина ∆q2 главным образом зависит от количества сжигаемого

в КСДТ топлива и может составлять от -2,24 до -10,68% [74] в зависимости

от αГТУ (рис.2.13).

На основании проведенного

анализа условий и параметров

работы КСДТ, ГПСВ и КУ в целом,

с учетом полученных графических

зависимостей и их математических

описаний, сделан вывод, что

содержащийся кислород в потоке

газов ГТУ позволит сжечь значи-

тельное количество топлива

(от 0,07 до 1,31 в относительных

единицах) и получить достаточные

температуры (от 230 до 690ºС) для

выработки тепловой энергии в виде горячей сетевой воды для теплофикации,

что позволит уменьшить потери теплоты с уходящими газами КУ

на 2,24 - 10,68%.

2.4. Выводы по главе 2

1. Для оценки величины потери теплоты с химическим недожогом топ-

лива в условиях работы на ПГУ-КЭС для теплофикации разработана трех-

мерная модель камеры сжигания дополнительного топлива с диффузионно-

стабилизаторными горелками. На основе применяемых в программном ком-

плексе моделей решения уравнений преобразования энергии определено мас-

совое содержание оксида углерода в выходном сечении. По полученным

данным разработана номограмма определения величины потери теплоты

с химическим недожогом топлива для указанных условий. Для рабочего диа-

пазона нагрузок ГТУ при расходе топлива в КСДТ 0,28 - 0,51 кг/с, обеспечи-

73

вающем выработку тепловой энергии в ГПСВ равную 34,2 МВт, величина

потери теплоты с химическим недожогом топлива составляет 0,5 - 1,04%.

2. Проведен анализ величины потери теплоты с химическим недожогом

топлива с использованием нормативного метода расчета котельных агрегатов

на основании сравнения с условиями сжигания доменного газа ввиду анало-

гии составов топливно-воздушных смесей. По результатам проведенных рас-

четов для параметров потока газов рабочего диапазона нагрузок ГТУ вели-

чина потери теплоты с химическим недожогом топлива составила

0,98 - 1,06%.

3. Результаты моделирования процесса горения в КСДТ в программном

комплексе Flow Vision и сравнительный анализ на основании аналогии

составов топливно-воздушных смесей при сжигании доменного газа по Нор-

мативному методу показали близкие по значениям величины потери теплоты

от химической неполноты сгорания топлива.

4. Проанализированы условия и параметры работы камеры сжигания

дополнительного топлива при использовании на ПГУ-КЭС для теплофика-

ции. Сделан вывод, что содержание кислорода в потоке газов ГТУ позволит

сжечь значительное количество топлива (от 0,07 до 1,31 в относительных

единицах) и получить достаточные температуры (от 230 до 690ºС) для выра-

ботки тепловой энергии, что позволит существенно уменьшить потери теп-

лоты с уходящими газами. Существующее ограничение по минимальному

объемному содержанию кислорода исходя из условия устойчивости воспла-

менения топлива позволяет уменьшить коэффициент избытка воздуха

в уходящих газах до значения 2,62.

Материалы главы 2 опубликованы в работах [76 - 84].

74

ГЛАВА 3. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА КОМПОНОВКИ

ГАЗОХОДА КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА

3.1. Разработка расчетной модели ПГУ-325 с использованием

программного комплекса Boiler Designer

Техническое предложение по увеличению тепловой мощности ПГУ-

КЭС с помощью установки КСДТ и ГПСВ в газоходе КУ требует тщательно-

го анализа показателей работы энергоустановки в различных режимах, рас-

смотрения вариантов компоновок дополнительных элементов и поиска

наиболее эффективной конструкции теплообменного аппарата.

Качественное, быстрое и достоверное решение задач расчетных иссле-

дований и анализ наиболее эффективных условий работы энергетического

оборудования могут быть выполнены только с использованием самых совре-

менных программных продуктов [85, 86]. Для решения поставленной задачи

разработана расчетная модель парогазовой установки с использованием про-

граммного комплекса Boiler Designer (ООО «Optsim-K»), которая основана

на объектно-ориентированном принципе построения технологических схем

и осуществляет расчеты материальных и тепловых балансов, гидравлические

и аэродинамические расчеты элементов. Все элементы тепловой схемы

в программном комплексе конструируются из базы данных элементов.

В работе использовалась технологическая схема дубль-блока ПГУ-325

«Ивановские ПГУ» филиала ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация»

(г. Комсомольск Ивановской области), в состав которой входят две газовые

турбины ГТЭ-110 производства ОАО «НПО «Сатурн», два котла-утилизатора

марки «П-88» (ОАО «Подольский машиностроительный завод») и одна паро-

вая турбина К-110-6,5 (ОАО «Ленинградский металлический завод»).

В исходной тепловой схеме ПГУ-325 «Ивановские ПГУ» имеется водо-

водяной теплообменный аппарата, греющая среда на который подается

с линии основного конденсата после ГПК.

Расчетная модель содержит две основные рабочие структуры: «Группа

Вода» (рис. 3.1) и «Газоход» (рис. 3.2). Структура «Группа Вода» представ-

75

ляет собой расчетную схему пароводяного тракта дубль-блока ПГУ-325.

Каждый из КУ включает в себя два парогенерирующих контура с естествен-

ной циркуляцией – высокого (7,05 МПа) и низкого (0,69 МПа) давлений.

Расчетные модели трактов высокого (ВД) и низкого (НД) давлений являются

сложными группами, каждая из которых состоит из вложенных элементов:

водяной экономайзер, барабан, пароперегреватель и циркуляционный кон-

тур, включающий в себя испарители, раздающие и собирающие коллекторы.

Структура «Газоход» для каждого блока содержит две ГТУ и следую-

щие за ними элементы газовых трактов КУ. В каждом КУ по ходу газов

последовательно располагается пароперегреватель ВД (ПЕВД), испаритель

ВД (ИВД), экономайзер ВД (ЭВД), пароперегреватель НД (ПЕНД), испари-

тель НД (ИНД), газовый подогреватель конденсата (ГПК). К исходному

варианту газового тракта КУ добавлены КСДТ в форме элемента «Топка»

с типом «Дополнительное сжигание» и ГПСВ с конструкционными парамет-

рами, аналогичными ГПК.

Структуры «Газоход» и «Группа Вода» являются вложенными группами

элемента «Общие данные». В качестве исходных данных, необходимых

для расчета, использованы технические условия на соответствующее обору-

дование [87 - 89].

Газотурбинный электродвигатель ГТД-110 выполнен по одновальной

схеме с двухопорным ротором и включает в себя 15-ступенчатый компрес-

сор, трубчато-кольцевую камеру сгорания и 4-ступенчатую турбину с вынос-

ным воздухоохладителем системы охлаждения лопаток. Частота вращения

ротора составляет 3000 об./мин, обеспечено безредукторное соединение дви-

гателя с генератором.

Паровая турбина К-110-6,5 имеет два цилиндра. Пар контура высокого

давления подается в проточную часть цилиндра высокого давления (ЦВД).

Цилиндр высокого давления имеет два корпуса: внутренний и наружный.

Внутренний корпус ЦВД объединяет восемь первых ступеней давления. Пар

контура НД подается в проточную часть ЦВД между 14-й и 15-й ступенями.

76

После ЦВД пар поступает в двухпоточный цилиндр низкого давления (ЦНД)

и далее через выхлопные патрубки направляется в конденсатор.

Два теплообменных аппарата для нагрева сетевой воды (ГПСВ) дубль-

блока ПГУ-325 включены параллельно по сетевой воде (рис. 3.3).

Основные конструктивные характеристики теплообменников, принятые

в качестве исходных данных, приведены в табл. 3.1. Ширина конвективного

газохода равна 9,59 м, глубина конвективного газохода вдоль трубы 11,63 м.

Показатели работы энергоустановки разработанной модели соответ-

ствуют фактическим характеристикам ПГУ-325 «Ивановские ПГУ»

филиала ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация» (г. Комсомольск Иванов-

ской области), испытания головных образцов которой проводились 20 мая

2008 года совместно с представителями ВТИ. Фактические характеристики

работы ПГУ-325 и показатели, рассчитанные моделью, приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.1. Основные конструктивные характеристики теплообменников

газового тракта КУ

Элемент

Количество рядов

труб по ходу газов,

N2

Количество заходов

труб,

Nзах

Количество рядов

труб по ширине га-

зохода, N

г_д

Диаметр наружный,

Dнар

Толщина стенки

трубы,

Sтр

Поперечный шаг

труб,

S1

Продольный шаг

труб,

S2

Тип металла

ПЕВД 10 2 116 38 4 82 85 12Х1МФ

ИВД-1 4 4 116 38 4 82 85 Ст. 20

ИВД-2 4 4 116 38 4 82 85 Ст. 20

ИВД-3 4 4 116 38 4 82 85 Ст. 20

ЭВД 12 2 116 38 4 82 85 Ст. 20

ПЕНД 2 2 116 38 3 82 85 Ст. 20

ИНД-1 6 6 116 38 3 82 85 Ст. 20

ИНД-2 6 6 116 38 3 82 85 Ст. 20

ГПК 16 1 116 38 3 82 85 Ст. 20

77

Рис. 3.1. Пароводяной тракт модели тепловой схемы дубль-блока ПГУ-325 в программе Boiler Designer

78

Рис. 3.2. Газовый тракт модели тепловой схемы дубль-блока ПГУ-325 в программе Boiler Designer

Рис. 3.3. Модель схемы включения ГПСВ по сетевой воде в программе Boiler Designer

79

Таблица 3.2. Показатели работы ПГУ-325 во время испытаний 20.05.2008 г.

и сравнение их с расчетной моделью без КСДТ и ГПСВ

Наименование величин Факт Модель Отклонение, %

ГТУ

Температура наружного воздуха, °С 22,7 22,7 -

Барометрическое давление, кПа 99,9 99,9 -

Относительная влажность воздуха, % 61,3 61,3 -

Мощность ГТУ, МВт 103,2 103,2 -

КПД ГТУ, % 34,5 34,5 -

Расход газов, кг/с 347,8 347,8 0,0

Температура газов, °С 501,3 501,3 -

КУ (суммарно)

Расход пара из КВД, кг/с 68,7 68,8 -0,15

Давление на выходе из КВД, МПа 6,58 6,58 0,00

Температура пара на выходе из КВД, °С 485,8 486,4 -0,12

Расход пара на выходе из КНД, кг/с 20,4 20,5 -0,49

Давление пара на выходе из КНД, МПа 0,63 0,63 0,00

Температура пара контура НД, °С 235,8 234,8 0,42

Температура газов на выходе из КУ, °С 119,4 118,6 0,67

ПТУ

Расход пара в ЦВД, кг/с 69,4 68,9 0,72

Давление пара на входе в ЦВД, МПа 6,58 6,58 0,00

Температура пара перед СК ЦВД, °С 481,8 484,4 -0,54

Расход пара в ЦНД, кг/с 79,5 79,9 -0,50

Давление пара в перемычке НД, МПа 0,60 0,63 0,00

Температура пара перед СК НД, °С 233,0 234,8 -0,77

Мощность ПТУ, МВт 95,4 95,2 0,21

ПГУ

Мощность ПГУ, МВт 301,0 300,8 0,07

КПД ПГУ, % 50,3 50,6 -0,60

Средние отклонения показателей по КУ составляют 0,05 %, по ПТУ -

0,13 %, ПГУ в целом - 0,26 %. Максимальное отклонение показателей не пре-

вышает 1,0 % [90]. Поэтому, показатели разработанной модели соответству-

ют реальной установке и результаты, которые получены в ходе расчетных

исследований, можно считать точными и адекватными.

80

3.2. Анализ вариантов расположения КСДТ и низкотемпературных

поверхностей нагрева в газоходе КУ

Для определения рационального расположения КСДТ и низкотемпера-

турных поверхностей нагрева (ГПК и ГПСВ) в газоходе КУ на основе разра-

ботанной модели энергоблока ПГУ-325 [90] рассмотрены три варианта ком-

поновок элементов в газоходе КУ:

КСДТ и ГПСВ установлены

за ГПК (рис. 3.4а);

КСДТ расположена перед

ГПК и ГПСВ (рис. 3.4б);

КСДТ - перед ГПСВ и ГПК

(рис. 3.4в).

Поверхности нагрева теплооб-

менных аппаратов для каждого вари-

анта выбраны исходя из обеспечения

следующих условий:

температура уходящих газов

не ниже 96°С (по условию надежно-

сти работы газохода при исключении

конденсации водяных паров [54]);

температура основного кон-

денсата за ГПК 158°С (для деаэрато-

ров повышенного давления);

температура сетевой воды на

выходе ГПСВ 150°С.

Исследование проведено для рас-

четного режима при стандартных

условиях [91, 92]: tнв = +15 °С; ратм =

0,1013 МПа; φотн = 60 %.

Рис. 3.4а. Вариант №1 расположения

КСДТ и низкотемпературных поверх-

ностей

Рис. 3.4б. Вариант №2 расположения


ностей

Рис. 3.4в. Вариант №3 расположения


ностей

81

В данной работе при сравнительном анализе вариантов схем целесооб-

разно применять показатели, не зависящие от метода отнесения суммарных

затрат топлива к отпуску электрической и тепловой энергии [3]. Для ПГУ-

КЭС с КСДТ и ГПСВ величиной, характеризующей преимущество той или

иной компоновки, является коэффициент использования теплоты сжигаемого

топлива (ηи.т), представляющий собой показатель суммарной тепловой

эффективности ПГУ-ТЭЦ при выработке как электрической, так и тепловой

энергии:

топл

гпсвэт.и

Q

QN , (3.1)

где Nэ - электрическая мощность энергоблока, QГПСВ - теплофикационная

нагрузка ГПСВ, Qтопл - тепловыделение при сжигании в ПГУ топлива, опре-

деляемая для дубль-блока ПГУ-325 с КСДТ по следующей формуле:

снКСДТКСтопл QBB2Q , (3.2)

где BКС, BКСДТ – расходы топлива в КС ГТУ и КСДТ, соответственно,

Qнс - низшая теплота сгорания топлива (природного газа).

Результаты расчета показателей энергоблока при разных вариантах рас-

положения КСДТ и низкотемпературных поверхностей нагрева представле-

ны в табл. 3.3. На основе полученных результатов построены зависимости,

позволяющие оценить преимущества и недостатки той или иной компоновки.

При соблюдении условий сопоставимости поверхность нагрева ГПК

в варианте 1 осталась неизменной (количество рядов труб по ходу газов z2

равно 16), z2 для ГПСВ принято равным 20-ти. В варианте 2 ввиду наличия

КСДТ перед ГПК его поверхность нагрева значительно уменьшена (до z2=6),

z2 для ГПСВ аналогичное варианту 1. В варианте 3 компоновки газового

тракта КУ для обеспечения необходимой тепловой мощности ГПК его

поверхность нагрева увеличена в 2 раза по сравнению с исходным вариантом

(z2=34), а поверхность нагрева ГПСВ наименьшая из рассматриваемых вари-

антов компоновок (z2=6). Поэтому, наименьшие финансовые затраты соот-

ветствуют варианту 2, наибольшие – варианту 3.

82

Таблица 3.3. Результаты расчетов показателей работы энергоблока при разных вариантах компоновок КСДТ

и низкотемпературных поверхностей нагрева

Показатели Исходный Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3

Относительная нагрузка ГТУ 1 0,8 0,6 0,4 1 0,8 0,6 0,4 1 0,8 0,6 0,4 1 0,8 0,6 0,4

Потери теплоты с уходящи-

ми газами, q2, % 19,65 20,59 23,97 33,77 15,02 15,25 16,84 21,19 15,37 16,26 19,05 25,82 25,37 26,11 28,71 35,25

КПД КУ, % 79,85 78,91 75,53 65,73 83,83 83,59 81,99 77,64 83,49 82,62 79,85 73,13 83,66 82,85 80,02 71,98

Количество рядов труб

ГПК, шт. 16 16 16 16 16 16 16 16 6 6 6 6 34 34 34 34

Температура газов на входе

в ГПК, °С 184,1 182,7 183,1 185,2 185,5 184,3 184,4 186 240,9 232,7 217,6 198,8 163,1 163,5 163,7 163,4

Температура газов на выходе

из ГПК, °С 115,4 116 121 134 116,4 117,2 122,3 134,6 172,2 167,4 160,9 156,3 97,4 99,8 106,5 123,9

Средняя скорость газов

в ГПК, м/с 8,3 7,7 7,7 7,7 8,2 7,6 7,6 7,6 9,2 8,5 8,2 7,9 7,8 7,3 7,3 7,4

Средняя скорость рабочей

среды в ГПК, м/с 0,82 0,73 0,63 0,6 0,8 0,71 0,8 1 0,83 0,73 0,62 0,5 0,8 0,71 0,6 0,4

Температура среды на выхо-

де из ГПК, °С 156,1 158,2 164,9 165,4 158,2 160,6 166 166 158 158 158 162,3 154,2 156,7 160,2 163,2

Тепловая мощность ГПК,

МВт 26,47 24,06 24,03 23,94 26,44 24 21,85 17,84 26,78 23,74 20,16 14,75 25,25 22,94 20,21 13,76

Температура газов

перед КСДТ, °С - - - - 116,4 117,2 122,3 134,6 185,5 184,3 184,3 185,6 185,4 184,2 184,2 185,4


из КСДТ, °С - - - - 178,2 182,1 183,1 184 240,9 232,7 217,6 198,8 243,1 248,8 250,6 251,5

83


Показатели Исходный Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3

Количество рядов труб

по ходу газов в ГПСВ, шт. - - - - 20 20 20 20 20 20 20 20 6 6 6 6


в ГПСВ, °С - - - - 178,2 182,1 183,1 184 172,2 167,4 160,9 156,3 243,1 248,8 250,6 251,5


из ГПСВ, °С - - - - 97,5 95,8 95,4 94,9 99 99,7 102,7 106,2 163,1 163,5 163,7 163,4

Средняя скорость газов

в ГПСВ, м/с - - - - 8 7,5 7,4 7,3 7,8 7,4 7,2 7,1 9,2 8,7 8,6 8,5

Средняя скорость рабочей

среды в ГПСВ, м/с - - - - 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 0,82 0,68 0,58 1,03 1,03 1,03 1,03

Температура среды на выхо-

де из ГПСВ, °С - - - - 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150

Тепловая мощность ГПСВ,

МВт 0 0 0 0 31,06 31,06 31,06 31,06 28,15 24,34 20,53 17,42 31,09 31,05 31,1 31,04

Мощность ПТУ, МВт 121,57 107,08 87,53 54,28 119,47 105,2 86,04 53,74 119,51 104,94 85,08 51,87 118,88 104,7 85,31 51,82

Дополнительное аэродина-

мическое сопротивление, Па - - - - 411 368 361 355 552 490,3 474,1 461,2 828 744 735 738

Мощность ГТУ, МВт 111,55 89,24 66,93 44,62 111,30 89,06 66,80 44,53 111,22 89,00 66,76 44,51 111,05 88,88 66,66 44,44

Расход топлива в КС ГТУ,

кг/с 6,345 5,333 4,321 3,309 6,345 5,333 4,321 3,309 6,345 5,333 4,321 3,309 6,345 5,333 4,321 3,309

Расход топлива в КСДТ, кг/с 0 0 0 0 0,493 0,484 0,447 0,358 0,452 0,369 0,248 0,096 0,471 0,494 0,498 0,49

Коэффициент использования

теплоты топлива 0,543 0,535 0,512 0,433 0,590 0,593 0,590 0,558 0,585 0,581 0,568 0,516 0,591 0,591 0,582 0,533

84

Наименьшая суммарная поверхность нагрева низкотемпературных теп-

лообменных аппаратов (ГПК и ГПСВ) соответствует варианту 2 (z2 = 26),

наибольшая – варианту 3 (z2 = 40).

В вариантах 2 и 3 ГПК является зависимым элементом от нагрузки

КСДТ, поэтому изменение расхода топлива BКСДТ оказывает значительное

влияние на работу водопарового тракта. Это является основным недостатком

данных компоновок. Так в варианте 2 диапазон регулирования расхода топ-

лива в КСДТ BКСДТ ограничивается допустимой температурой основного

конденсата за ГПК, поэтому выработка тепловой энергии в ГПСВ зависима

от нагрузки ГТУ. Для выполнения условий надежности работы газохода

необходимо уменьшать количество сетевой воды в ГПСВ, что приводит

к значительному снижению его тепловой мощности. Наименьшее влияние

на работу паросиловой части имеет вариант 1. Тепловая нагрузка ГПСВ

регулируется расходом топлива в КСДТ BКСДТ.

Независимо от варианта компоновки КСДТ, ГПСВ и ГПК значение ηи.т

увеличивается в номинальном режиме работы ГТУ с 54,3% до 58,5 - 59,0%

(на 4,2 - 4,7%), на низких нагрузках - с 43,3% до 51,6 - 55,8% (на 8,3 - 12,5%)

при тепловой мощности ГПСВ QГПСВ для вариантов 1 и 3 равной 31 МВт, для

варианта 2 – от 17,2 до 28,4 МВт (рис. 3.5). Наибольшая величина ηи.т соот-

ветствует варианту 1. На низких нагрузках ГТУ имеет вариант 1, при нагруз-

ках ГТУ более 85% ηи.т для 1-го и 3-

го вариантов равны.

Во всех вариантах компоновки

газового тракта КУ уменьшается

температура уходящих газов ϑух

(рис. 3.6). Самые низкие значения ϑух

соответствуют варианту 1. В данном

случае величина ϑух не превышает

98°С, что на 18 - 38°С ниже ϑух

в исходном варианте.

Рис. 3.5. Зависимость коэффициента ис-

пользования топлива ηи.т от варианта ком-

поновки и относительной нагрузки ГТУ

85

Рис. 3.6. Зависимость температуры уходя-

щих газов ϑух от варианта компоновки и от-

носительной нагрузки ГТУ nГТУ

Рис. 3.7. Зависимость потерь теплоты

с уходящими газами q2 от варианта компо-

новки и относительной нагрузки ГТУ nГТУ

Наименьшие потери теплоты

с уходящими газами q2 соответ-

ствуют варианту 1 (рис. 3.7).

В данном случае в номинальном

режиме работы ГТУ величина q2

равна 15%, на самой низкой

нагрузке ГТУ (nГТУ = 0,4) q2

составляет 21,2%. При условиях

сопоставимости значения q2 для

варианта 3 оказались выше исход-

ного варианта ПГУ и составляют

25,4 - 35,3%, причем увеличение

значения q2 в номинальном режи-

ме работы ГТУ по сравнению

с исходным вариантом составляет

5,72% [93].

Установка дополнительных

элементов в газоход КУ увеличи-

вает его аэродинамическое сопро-

тивление, что в наибольшей степе-

ни оказывает заметное влияние на

работу ГПК, которое вызвано перераспределением теплоперепадов в поверх-

ностях нагрева КУ и снижением скорости газов. Снижение тепловой мощно-

сти ГПК в варианте 1 по сравнению с исходным вариантом в номинальном

режиме работы составляет 0,03 МВт, на относительной нагрузке ГТУ

nГТУ=0,4 достигает 6,1 МВт, в варианте 2 соответственно – 0,31 и 9,19 МВт,

в варианте 3 – 1,22 и 10,18 МВт (рис. 3.8).

Тепловая мощность ГПСВ QГПСВ в варианте 2 зависима от нагрузки ГТУ,

т.к. КСДТ размещается перед ГПК температура рабочей среды (основного

86

Рис. 3.8. Зависимость тепловой мощности

ГПК QГПК от варианта компоновки и отно-

сительной нагрузки ГТУ nГТУ


ГПСВ QГПСВ от варианта компоновки и от-

носительной нагрузки ГТУ nГТУ

конденсата) которого должна быть равна 158°С, что затрудняет регулиро-

вание QГПСВ (рис. 3.9).

Таким образом, наиболее целесообразным техническим решением явля-

ется компоновка газохода КУ по варианту 1, основными преимуществами

которого являются наиболее высокие показатели эффективности работы

энергоблока и возможность регулирования тепловой мощности ГПСВ без

влияния на работу паровой турбины.

3.3. Технико-экономическое обоснование модернизации КУ

Данный раздел посвящен технико-экономическому анализу, основанно-

му на сравнении двух вариантов увеличения тепловой мощности ПГУ-КЭС:

модернизации КУ за счет установки за его последней поверхностью

нагрева КСДТ и ГПСВ (рис. 3.4а);

установки водогрейного котла (ВК).

Установка в газоходе КУ дополнительных элементов - КСДТ и ГПСВ

создает дополнительное аэродинамическое сопротивление, вследствие чего

снижается перепад давлений газов в ГТУ, а значит и её электрическая мощ-

ность. Снижение электрической мощности оценено по следующей зависимо-

сти [3], МВт:

87

исхГТУ

атм

выхГТУ

ГТУ Np

p55,0N

, (3.1)

где выхГТУp - дополнительное аэродинамическое сопротивление газовому

потоку на выходе ГТУ, pатм – атмосферное давление.

Расход топлива на выработку тепловой энергии в ГПСВ складывается

из следующих составляющих: нагрев сетевой воды, выработка электрической

энергии для компенсации снижения мощности ГТУ и собственные нужды

теплофикационной установки. В расчетах принято, что снижение выработки

электрической энергии компенсируется замещающей станцией (блоком)

с удельным расходом условного топлива на выработку электрической энер-

гии bу равным 0,320 кг у.т./кВт.ч [60].

Расход условного топлива на компенсирующую выработку определяется

исходя из следующего выражения:

ГТУудоп NbB , (3.2)

где ГТУN - снижение электрической мощности ГТУ.

Расход топлива в ВК складывается только из двух составляющих: нагрев

сетевой воды и собственные нужды котлоагрегата.

Расчетное исследование проведено для режима работы при стандартных

условиях [80, 81]: tнв = +15 °С; ратм = 0,1013 МПа; φотн = 60 %.

Определяющими параметрами тепловой мощности ГПСВ являются

расходы уходящих газов и топлива в КСДТ, которые в свою очередь зависят

от расхода топлива в камеру сгорания (КС) ГТУ и коэффициента избытка

воздуха за ГТУ [56, 58].

Основные показатели рабочего диапазона ГТЭ-110 рассчитаны по уста-

новленным сотрудниками ИГЭУ под руководством д.т.н., проф. А.В. Мош-

карина математическим зависимостям [94]. Принятые конструктивные

характеристики ГПСВ (табл. 3.4) аналогичны характеристикам ГПК, т.к.

дополнительные возмущения газового потока приведут к возрастанию аэро-

динамического сопротивления и уменьшению мощности ГТУ. Одинаковые

88

конструктивные характеристики обеспечат взаимозаменяемость и ремонто-

пригодность.

Таблица 3.4. Основные конструктивные характеристики ГПСВ

Наименование показателя Значение показателя

Расположение труб Шахматное

Наружный диаметр, мм 38

Толщина стенки трубы, мм 3

Высота ребра, мм 10,5

Шаг ребер, мм 4,4

Поперечный шаг труб, мм 82

Продольный шаг труб, мм 85

Ширина газохода, мм 9,59

Высота газохода, мм 11,63

Количество рядов труб по ширине газохода, шт. 116

Количество рядов труб по глубине газохода, шт. 20

Марка используемой стали Ст. 20

На основе проведенного ранее анализа определен диапазон тепловой

мощности ГПСВ в зависимости от нагрузки ГТУ - для ГТЭ-110 и КУ «П-88»

при указанных условиях расчетного анализа составляет 16,4÷34,2 МВт.

Затраты на модернизацию КУ (установку КСДТ и ГПСВ) включают

в себя стоимость оребренных труб, горелочных устройств, обмуровки КСДТ,

вспомогательного оборудования, а также затраты на строительство и транс-

портные расходы.

По данным заводов-изготовителей, средняя стоимость одного метра

труб с указанными конструкционными характеристиками составляет 370 руб.

(в ценах 2012 г. без НДС) [95 - 97]. Для анализируемого варианта капиталь-

ные затраты составляют 18,56 млн руб.

Стоимость водогрейного котла КВГМ-35-150 со вспомогательным обо-

рудованием на IV кв. 2012 г. составляет 25,35 млн руб. (по данным запроса

на ОАО «Дорогобужкотломаш»). При установке водогрейного котла необхо-

димо строительство дымовой трубы, что значительно увеличивает стоимость

89

проекта. Итоговые затраты на реализацию анализируемых вариантов приве-

дены в табл. 3.5. Оба варианта учтены затраты на строительство и транс-

портные расходы. При определении затрат использовались сметные нормы,

нормативы и прейскуранты [98, 99].

Таблица 3.5. Капитальные затраты анализируемых вариантов

Статьи затрат ВК ГПСВ

Основное оборудование, млн руб. 32,70* 18,56

Вспомогательное оборудование, млн руб. 7,36 2,38

Строительные работы, млн руб. 9,48 8,38

Транспортные расходы, млн руб. 1,89 1,68

Суммарные капитальные затраты, млн руб. 51,44 31,01

* с учетом стоимости дымовой трубы

Таким образом, стоимость модернизации КУ составляет примерно 60%

от стоимости ВК.

Одним из главных критериев оценки эффективности работы энергоуста-

новки является экономия топлива, т.к. основной составляющей эксплуатаци-

онных затрат являются затраты на топливо. Использование потенциала ухо-

дящих газов КУ для выработки тепловой энергии имеет преимущество

по расходу топлива в сравнении с ВК. Для варианта установки КСДТ и ГПСВ

в газоход КУ затраты топлива на выработку тепловой энергии на нужды

теплофикации имеют следующие составляющие: расход топлива в КСДТ

и на выработку электрической энергии для компенсации снижения электри-

ческой мощности ГТУ. Составляющие топливных затрат при установке ВК:

топливо в топку котлоагрегата и на выработку электрической энергии для

привода электродвигателей тягодутьевых машин. Расходы электрической

энергии на привод электродвигателей сетевых насосов приняты равными,

т.к. расходы сетевой воды равны.

В процессе эксплуатации энергетические установки, в частности ГТУ,

бóльшую часть времени работают в режимах, отличных от номинального

режима работы. Поэтому, важно оценить величину экономии топлива

во всем диапазоне нагрузок газовой турбины.

90

Рис. 3.10. Зависимость величины относи-

тельной экономии топлива на ПГУ-КЭС

с КСДТ и ГПСВ по сравнению с вариантом

ПГУ-КЭС с ВК в зависимости от электри-

ческой мощности ГТУ NГТУ и температуры

наружного воздуха tнв при теплофикацион-

ной нагрузке Qтф = 34,2МВт

Относительная экономия топлива определена следующим образом:

ВКГТУ

КСДТВК

BB

BB

B

B

, % (3.3)

где BКСДТ и BВК - суммарные расходы топлива на выработку тепловой энер-

гии при установке КСДТ с ГПСВ и ВК, соответственно, BГТУ - расход топли-

ва в КС ГТУ.

Наибольшая величина относительной экономии топлива на ПГУ-КЭС

с КСДТ и ГПСВ по сравнению с вариантом ПГУ-КЭС с ВК при низких

нагрузках ГТУ и достигает величины 9,23%, при номинальной нагрузке

составляет 3,34% (рис. 3.10).

По результатам обобщенного

анализа капитальных затрат на

энергоустановки различных мощно-

стей (от 40 до 140 МВт тепловой

мощности) сделан вывод, что с уве-

личением тепловой мощности

удельные капитальные затраты на

КСДТ и ГПСВ по сравнению с ВК

имеют бόльшую тенденцию к сни-

жению (рис. 3.11). При тепловой

мощности Qт = 40 МВт удельные

капитальные затраты kуд на установ-

ку ВК составляют 0,95 млн

руб./МВт, на КСДТ и ГПСВ в КУ – 0,63 млн руб./МВт (разница

0,32 млн руб./МВт), при Qт = 140 МВт величина kуд для ВК – 0,799

млн руб./МВт, для КСДТ и ГПСВ – 0,392 млн руб./МВт (разница 0,407

млн руб./МВт).

Годовая экономия топлива составляет 4,9÷6% (рис. 3.12), причем при

тепловой мощности Qт= 40МВт разница абсолютных расходов топлива вари-

антов ВК и КСДТ с ГПСВ составляет 1,576 тыс. т у.т. для τ = 5000 часов

91

Рис. 3.12. Зависимость годового расхода

топлива от времени работы энергоустанов-

ки и тепловой мощности Qт для ВК и КСДТ

с ГПСВ в КУ

и 0,63 тыс. т у.т. для τ = 2000 часов,

при Qт = 140 МВт – 4,097 и 1,639

тыс. т у.т. соответственно [100].

Исходя из расчета эксплуатаци-

онных затрат ГПСВ и ВК для раз-

личных значений установленной

мощности при стоимости топлива

(природный газ) на 2012 г. равной

3 084,0 руб./т у.т. выявлено, что

вариант энергоустановки с КСДТ

и ГПСВ в КУ имеет меньшую себе-

стоимость отпускаемой тепловой

энергии (рис. 3.13). Разница величин

себестоимости для анализируемых

вариантов составляет 50÷69

руб./МВт.ч при времени работы

в году τ = 2000 часов, 80÷100

руб./МВт.ч - для 5000 часов в номи-

нальных режимах работы ГТУ и ВК.

На основании анализа получен-

ных результатов установлено, что

вариант модернизации КУ на ПГУ-

КЭС требует меньших капитальных затрат и экономичнее варианта ПГУ-

КЭС с ВК, что позволяет уменьшить себестоимость отпускаемой тепловой

энергии.

3.4. Выбор оптимальной компоновки газового подогревателя

сетевой воды в газоходе котла-утилизатора

Проведенные ранее исследования показали возможность и эффектив-

ность использования выхлопных газов ГТУ для выработки тепловой энергии

Рис. 3.11. Зависимость удельных капиталь-

ных затрат kуд от тепловой мощности энер-

гоустановки Qт для ВК и ГПСВ в КУ

92

Рис. 3.13. Зависимость себестоимости от-

пускаемой тепловой энергии от времени

работы энергоустановки и тепловой мощ-

ности Qт для ВК и КСДТ с ГПСВ в КУ

для теплофикации. На основании

сравнения вариантов компоновок

газохода КУ сделан вывод о целе-

сообразности последовательной

установки КСДТ и ГПСВ за ГПК.

В данном разделе решается задача

выбора оптимальной компоновки

ГПСВ.

Наружный диаметр труб,

поперечный и продольный шаги

труб приняты аналогичными кон-

струкции других теплообменников в газоходе КУ, т.к. их изменение приведет

к возмущениям газового потока, и, как следствие, увеличению аэродинами-

ческого сопротивления. Шахматное расположение труб по сравнению

с коридорным позволяет значительно увеличить коэффициент теплопереда-

чи. Принятые конструктивные характеристики теплообменных труб для

ГПСВ позволят обеспечить их ремонтопригодность и взаимозаменяемость.

Поэтому задача выбора компоновки сужается до поиска оптимального коли-

чества рядов труб по ходу газов ГПСВ.

Известно, что показатели работы ГТУ зависят от параметров внешней

среды, поэтому выбор теплофикационного оборудования в КУ для отпуска

требуемого количества тепловой энергии необходимо осуществлять для

параметров работы ГТУ при расчетной температуре наружного воздуха

в регионе строительства ПГУ [101].

При снижении температуры наружного воздуха tнв от +30 до -30 °С

показатели работы ГТЭ-110 изменяются следующим образом [94] (рис. 3.14):

коэффициент избытка воздуха за ГТУ αГТУ уменьшается от 3,51

до 2,88;

температура газов на выходе газовой турбины ϑГТУвых

снижается

от 589 до 480°С;

93

Рис. 3.14. Изменение показателей работы

ГТЭ-110 в зависимости от температуры

наружного воздуха tнв

расход газов из газовой

турбины GГТУвых

увеличивается от

346 до 406 кг/с;

электрическая мощность

NГТУ возрастает от 98,8 до

131,1 МВт;

КПД ГТУ ηГТУ увеличива-

ется на 1,35% (с 35,15 до 36,50%).

Так как при уменьшении

удельного объема воздуха возрас-

тает его массовый расход и, как

следствие, мощность ГТУ, а также

уменьшаются энергозатраты на

привод осевого компрессора (ОК)

возрастает КПД ГТУ [3, 102]. Рас-

ход топлива в КС ГТУ определяет-

ся изменением величин NГТУ и ηГТУ.

Конструктивные характеристики ГПСВ принятые в качестве исходных

данных для проведения анализа приведены в табл. 3.6.

Таблица 3.6. Основные конструктивные характеристики ГПСВ

Наименование показателя Значение показателя

Расположение труб Шахматное

Наружный диаметр, мм 38

Толщина стенки трубы, мм 3

Высота ребра, мм 10,5

Шаг ребер, мм 4,4

Поперечный шаг труб, мм 82

Продольный шаг труб, мм 85

Количество рядов труб по ширине газохода, шт. 116

Число заходов труб 1

Марка используемой стали Ст. 20

94

По данным заводов-изготовителей средняя стоимость одного ряда ореб-

ренных труб с указанными конструктивными характеристиками составляет

0,580 млн руб. [95 - 97], с учетом транспортировки, монтажа, затрат на обму-

ровку - 0,928 млн руб. [98, 99, 103].

Выбор поверхности нагрева ГПСВ основывается на обеспечении необ-

ходимой теплофикационной нагрузки и заданного температурного графика.

В качестве критерия оптимальной компоновки ГПСВ использован

чистый дисконтированный доход (ЧДД). Условия расчета ЧДД приняты сле-

дующие:

норма дисконта R = 14%;

стоимость топлива (природного газа) Цтопл = 4,32 тыс. руб. за тонну

условного топлива;

срок полезного использования для оребренных труб Тпол = 10 лет;

время работы оборудования в год τгод = 5000 часов со среднегодовым

коэффициентом загрузки kзагр = 0,6;

норма амортизации aаморт = 10%.

На работу теплофикационного оборудования - КСДТ и ГПСВ - наклады-

ваются следующие технические ограничения:

максимально возможный расход топлива в КСДТ при -30°С состав-

ляет 0,726 кг/с (по условию достижения установленной минимального объ-

емного содержания кислорода 12,5% в потоке газов);

минимальная температура уходящих газов по условию надежности

работы газоходов должна быть не ниже 96°С;

минимально допустимая скорость сетевой воды в ГПСВ составляет

0,5 м/с.

Расчеты проведены для трёх температурных графиков: 150/70°С

(рис. 3.15), 130/70°С (рис. 3.16), 115/70°С (рис. 3.17).

Расчетный анализ проведен относительно базового варианта с количе-

ством рядов труб по ходу газов z2 = 6. Результаты расчетов представлены

в виде графических зависимостей ЧДД от количества рядов труб по ходу

95

Рис. 3.15. Результаты расчетов по выбору

оптимального количества рядов труб ГПСВ

по ходу газов z2 для температуры сетевой

воды 150°С




воды 130°С

газов z2 и теплофикационной

мощности Qтф. Область диаграм-

мы с учетом технических условий

выделена фоном и ограничивается

следующими линиями: слева –

по максимально возможному рас-

ходу топлива в КСДТ, справа –

по минимально возможной темпе-

ратуре уходящих газов, снизу –

по минимально допустимой ско-

рости сетевой воды.

Увеличение количества рядов

труб по ходу газов позволяет

уменьшить необходимый расход

топлива в КСДТ для поддержания

заданной температуры сетевой

воды при постоянной тепловой

мощности ГПСВ. Уменьшение

расхода топлива с увеличением

числа рядов труб обусловлено

более полной утилизацией тепло-

ты уходящих газов. Поэтому

величина относительной экономии возрастает с увеличением тепловой мощ-

ности, что объясняет рост ЧДД.

Уменьшение температуры сетевой воды на выходе ГПСВ приводит

к уменьшению требуемого расхода топлива. При температуре 115°С, тепло-

вой мощности 10,2 МВт и количестве рядов труб по ходу газов z2 = 12 подача

топлива в КСДТ прекращается, т.к. температура газов на выходе ГПК ϑГПКвых

равная 122°С (при tнв = -30°С) позволяет получить заданные тепловые мощ-

ности.

96




воды 115°С

Увеличение ЧДД при увеличе-

нии числа рядов труб по ходу газов

z2 от базового варианта обусловле-

но увеличением прироста экономии

топлива. Максимум функции

ЧДД = f(z2) определяется опти-

мальным соотношением капитало-

вложений, затрат на обслуживание

и расходом топлива на выработку

тепловой мощности. Дальнейшее

увеличение числа рядов приводит

к уменьшению ЧДД из-за роста капитальных затрат.

Из представленных результатов расчетов видно, что с увеличением теп-

ловой мощности максимум ЧДД смещается в сторону увеличения z2. Это

объясняется более высокой экономичностью по отношению к базовому вари-

анту с увеличением тепловой мощности. При увеличении тепловой мощно-

сти линия ограничения по расходу топлива смещается в сторону увеличения

числа рядов труб, т.к. для поддержания заданной температуры на выходе

из ГПСВ требуется более полная утилизация теплоты уходящих газов.

По этой же причине линия ограничения по температуре уходящих газов

с увеличением тепловой мощности смещается в сторону уменьшения числа

рядов труб. В результате при низких значениях тепловой мощности ограни-

чение по минимально допустимой температуре уходящих газов наступает

при большем количестве труб по ходу газов.

При уменьшении tсв на выходе ГПСВ область диаграммы с учетом тех-

нических ограничений сужается. Линии ограничения смещаются в сторону

уменьшения числа рядов:

по расходу топлива – для поддержания более низких tсв на выходе

ГПСВ требуется меньшее число рядов труб по ходу газов;

по температуре уходящих газов – температура уходящих газов, рав-

97

ная 96°С, достигается при меньшей площади теплообмена из-за уменьшения

BКСДТ, а, следовательно, и температуры газов на входе в ГПСВ.

Оптимальным числом рядов по ходу газов является наиболее прибли-

женное целое число к пересечению линий двух ограничений - по максималь-

ному расходу топлива в КСДТ и минимально допустимой температуре ухо-

дящих газов - в области с учетом технических ограничений.

Для температурного графика 150/70°С (рис. 3.15) выбор числа рядов

по наибольшему экономическому эффекту имеет место до тепловой мощно-

сти ГПСВ 26 МВт. Дальнейший прирост экономического эффекта ограничен

условием достижения минимально допустимой температуры уходящих газов

по условию работы газоходов. С учетом данного ограничения для получения

максимальной прибыли при увеличении тепловой мощности необходимо

уменьшить количество рядов труб, а, следовательно, увеличить расход топ-

лива в КСДТ. Наибольшее значение тепловой мощности 34,2 МВт можно

получить при z2 = 20 и максимальном расходе топлива в КСДТ, температура

уходящих газов при этом равна 98°С, а скорость сетевой воды - 1,05 м/с.

При этом, данное количество труб по ходу газов обеспечивает работу ГПСВ

в наиболее широком диапазоне нагрузок.

Для температурного графика 130/70°С (рис. 3.16) выбор числа рядов

по наибольшему экономическому эффекту имеет место до тепловой мощно-

сти ГПСВ 16,7 МВт. Наибольшее значение тепловой мощности 32,4 МВт

можно получить при z2 = 14 и максимальном расходе топлива в КСДТ,

температура уходящих газов при этом равна 103°С, а скорость сетевой воды -

1,26 м/с.

Для температурного графика 115/70°С (рис. 3.17) максимальные значе-

ния ЧДД находятся за пределами области технических ограничений.

Наибольшее значение тепловой мощности 28,4 МВт можно получить при

z2 = 10 и максимальном расходе топлива в КСДТ, температура уходящих

газов при этом равна 112°С, а скорость сетевой воды - 1,41 м/с [104].

98

На основании проведенного анализа можно сделать вывод, что наиболее

эффективной по экономическим показателям и обеспечению рабочего диапа-

зона является температура сетевой воды на выходе из ГПСВ, равная 150°С.

3.5. Влияние параметров окружающей среды

на выбор оптимальной компоновки ГПСВ

Для анализа влияния температуры наружного воздуха tнв на выбор опти-

мальной компоновки необходимо провести большое количество расчетов при

различных значениях tнв для получения графиков, аналогичных представлен-

ным выше (рис. 3.15÷3.17). Для уменьшения количества расчетов на темпе-

ратурном графике 150/70°С выбраны четыре варианта числа рядов труб

по ходу газов z2, равные 18, 20, 22 и 24, наиболее приближенные к точке

пересечения линий ограничений по максимальному расходу топлива в КСДТ

и минимально допустимой температуре уходящих газов.

По результатам расчетов, представленных в виде зависимостей коэффи-

циента использования топлива ηи.т (рис. 3.18) и тепловой мощности ГПСВ

QГПСВ (рис. 3.19) при различных значениях числа рядов труб по ходу газов z2

от температуры наружного воздуха tнв, видно, что увеличение tнв приводит

к смещению оптимального z2 к зна-

чению 18. При tнв выше -12°С вари-

ант ГПСВ с z2 = 18 имеет

более высокие значения тепловой

мощности по сравнению с вариан-

том ГПСВ с z2 = 20 и при tнв выше -

8°С вариант ГПСВ с z2 = 18 имеет

значительное преимущество по ηи.т.

Это обусловлено тем, что с увели-

чением tнв возрастают возможности

для сжигания дополнительного

топлива в КСДТ, поэтому ограни-

Рис. 3.18. Зависимость коэффициента

использования топлива ηи.т при различных

значениях количества труб по ходу газов

ГПСВ z2 от температуры наружного возду-

ха tнв для температуры сетевой воды 150°С

99


ГПСВ Qтф при различных значениях коли-

чества труб по ходу газов ГПСВ z2 от тем-

пературы наружного воздуха tнв для темпе-

ратуры сетевой воды 150°С

чение по максимально-возможному

расходу топлива в КСДТ для под-

держания заданной температуры

сетевой воды наступает при более

высоких значениях тепловой мощ-

ности. Максимальная разница по

тепловой мощности имеет место

при tнв = +15°С и составляет

12 МВт, при этом ηи.т выше на

0,87%. При указанной tнв тепловая

мощность всех четырех вариантов

ограничена достижением мини-

мальной температуры уходящих газов. Увеличение расхода топлива в КСДТ

приводит к увеличению температуры сетевой воды на выходе ГПСВ, для

поддержания температурного графика требуется увеличение её расхода, что

приводит к снижению температуры уходящих газов менее 96°С. Дальнейший

прирост тепловой мощности для ГПСВ с z2 = 18 ограничен ввиду наличия

ограничений по исключению образования пароводяной смеси.

Вариант ГПСВ с z2 = 22 позволяет получить мощности, значительно

меньшие по сравнению с z2 равным 18 и 20 из-за ограничений по температу-

ре уходящих газов. При этом, преимущество по ηи.т имеется только над вари-

антом z2 = 18 при tнв меньших -24,5°С. Вариант ГПСВ с z2 = 24 оказался

наименее эффективным из рассмотренных четырех вариантов во всем диапа-

зоне tнв от -30 до +30°С.

Принципиальное отличие графических зависимостей тепловой мощно-

сти ГПСВ с z2 равным 22 и 24 заключается в том, что при указанном количе-

стве рядов труб по ходу газов осуществляется более полная утилизация теп-

лоты уходящих газов. Ввиду ограничения температуры уходящих газов

по условию работы газоходов уменьшается величина возможного расхода

сетевой воды при заданном температурном графике. Уменьшение тепловой

100

мощности при приближении tнв к 0°С обусловлено относительно небольшим

уменьшением расчетного расхода сетевой воды.

На основании проведенного анализа влияния расчетной температуры

наружного воздуха на выбор оптимального количества труб по ходу газов

можно сделать вывод, что для температурного графика 150/70°С выбор

оптимального количества рядов труб может осуществляться из двух вариан-

тов: ГПСВ z2 = 18 и z2 = 20. При этом, ГПСВ с z2 = 20 при низких температу-

рах окружающей среды обеспечивает преимущество по выработке тепловой

энергии на 2 - 2,5 МВт и по ηи.т на 0,4 - 0,5%.



блока ПГУ-325 с КСДТ и ГПСВ, обеспечивающая определение показателей

эффективности его работы в различных режимах эксплуатации.

2. На основе вариантных расчетов установлено, что наиболее эффектив-

ной компоновкой газового тракта КУ является последовательное расположе-

ние КСДТ и ГПСВ за ГПК. Такой выбор обусловлен наименьшим влиянием

указанных дополнительных элементов на работу паротурбинной части энер-

гоблока и наибольшими значениями технико-экономических показателей

работы оборудования.

3. Для выбранного варианта модернизации КУ определены показатели

экономической эффективности в сравнении с вариантом отпуска тепловой

энергии от водогрейного котла. Выявлено, что наибольшая величина относи-

тельной экономии топлива при низких нагрузках ГТУ достигает величины

9,23%, а при номинальной нагрузке ГТУ составляет 3,34%. Кроме того, вари-

ант модернизации котла-утилизатора требует меньших капитальных затрат -

около 60% от капитальных затрат на водогрейный котел.

4. Проведен обобщенный анализ экономии финансовых средств и топ-

лива для различных вариантов тепловых мощностей КУ с КСДТ и ГПСВ,

который показал, что с увеличением тепловой мощности удельные капиталь-

101

ные затраты на КСДТ и ГПСВ по сравнению с ВК имеют бόльшую тенден-

цию к снижению. Уменьшение величины удельных капитальных затрат

на энергоустановку составляет 0,32 - 0,407 млн руб./МВт. Годовая экономия

топлива составляет 4,9 - 6%, что в абсолютных величинах в зависимости

от числа часов работы соответствует 0,63 - 4,097 тыс. т у.т.

5. Применительно к КУ марки «П-88» разработаны зависимости чистого

дисконтированного дохода от тепловой нагрузки и температуры сетевой

воды, позволяющие определять необходимое количество рядов труб, по кон-

струкции аналогичных трубам ГПК, по ходу газов ГПСВ. Наиболее широкий

диапазон для выбора параметров соответствует температуре сетевой воды

150°С. Для данной температуры сетевой воды наиболее эффективным явля-

ется количество рядов труб ГПСВ по ходу газов равное 20-ти. При уменьше-

нии температуры сетевой воды диапазон оптимальных параметров сужается.

Оптимальным количеством рядов труб ГПСВ по ходу газов для температуры

сетевой воды 130°С является 14, для 115°С – 10.

6. Проанализировано влияние расчетной температуры наружного возду-

ха на выбор оптимального количества рядов труб по ходу газов ГПСВ. Для

температурного графика 150/70°С выбор оптимального количества рядов

труб может осуществляться из двух вариантов: ГПСВ z2 = 18 и z2 = 20. При

этом, ГПСВ с z2 = 20 при низких температурах окружающей среды обеспечи-

вает преимущество по тепловой мощности на 2÷2,5 МВт и по величине

коэффициента использования топлива ηи.т на 0,4 - 0,5%. В случае, если име-

ется резервный источник тепловой энергии и/или отсутствует необходимость

обеспечения потребителя тепловой энергией более 42 МВт при температуре

наружного воздуха ниже -12°С, то рекомендуется ГПСВ с z2 = 18, что позво-

лит получить преимущество по технико-экономическим показателям выра-

ботки тепловой энергии по сравнению с вариантом ГПСВ с z2 = 20.

Основные положения главы 3 опубликованы в работах [105-109].

102

ГЛАВА 4. АНАЛИЗ РАБОТЫ ПГУ-КЭС С КСДТ


4.1. Анализ показателей работы ПГУ-325 с КСДТ в режимах

частичных нагрузок ГТУ

Энергетические ГТУ редко работают в номинальном режиме. В ПГУ

утилизационного типа параметры работы ГТУ оказывают определяющее

влияние на работу КУ. Изменение температуры и расхода выхлопных газов

ГТУ обуславливает изменение количества теплоты, утилизируемой в КУ.

В свою очередь, режимом работы КУ определяются все параметры работы

паротурбинной установки. Изменение давлений в контурах КУ определяет

изменение теплоперепадов в цилиндрах паровой турбины, а изменение рас-

хода пара в этих контурах влияет на величину внутреннего относительного

КПД цилиндров и величину вырабатываемой мощности паровой турбиной.

Целью исследования в данном разделе является определение показате-

лей работы дубль-блока ПГУ-325 при использовании КСДТ для теплофика-

ции. Решение поставленной задачи осуществлялось с использованием специ-

ально разработанной модели [90] в программном комплексе Boiler Designer

фирмы ООО «Optsim-K».

В соответствии с ранее проведенными исследованиями [104] выбрана

оптимальная конструкция ГПСВ с количеством рядов труб по ходу газов,

равным 20-ти, режим работы с поддержанием постоянной температуры сете-

вой воды на выходе ГПСВ равной 150°С. Тепловая мощность (Qтф =

34,2МВт) поддерживается постоянной путем регулирования расхода топлива

в КСДТ.

Зависимость величины суммарного прироста расхода топлива, опреде-

ляется двумя составляющими:

расходом топлива в КСДТ на выработку тепловой энергии;

расходом топлива в камеру сгорания (КС) ГТУ на компенсирующую

выработку электрической энергии (ввиду увеличения аэродинамического

103

Рис. 4.1. Зависимость абсолютного увели-

чения расхода топлива дубль-блока ПГУ-

325 от электрической мощности ГТУ, тем-

пературы наружного воздуха при тепловой

мощности Qтф = 34,2МВт

сопротивления газового тракта КУ, и, как следствие, уменьшения электриче-

ской мощности ГТУ).

При значении тепловой мощности ГПСВ 34,2МВт суммарное увеличе-

ние расхода топлива в режиме работы «моноблок» не превышает 0,6 кг/с

(рис. 4.1). Увеличение электрической

мощности ГТУ приводит к увеличе-

нию необходимого расхода топлива в

КСДТ BКСДТ. В рабочем диапазоне

электрических нагрузок ГТУ измене-

ние BКСДТ составляет около 0,2 кг/с.

Это обусловлено значительным из-

менением параметров потока газов

на входе в КСДТ и влиянием пароге-

нерирующих поверхностей КУ. Рас-

ход выхлопных газов ГТУ GГТУ

в указанном диапазоне нагрузок в за-

висимости от tнв изменяется на 40÷50 кг/с, а их температура ϑГТУвых

- на 120 -

190°С [94]. Причем, бóльшие значения изменения данных параметров соот-

ветствуют номинальной мощности ГТУ. Ввиду наличия парогенерирующих

поверхностей в КУ температура газов на входе КСДТ ϑКСДТвх

(на выходе

ГПК) уменьшается на 18°С при увеличении NГТУ от 40% до 100%. Наимень-

шее абсолютное увеличение расхода топлива ∆Bсум наблюдается при низких

значениях tнв. При увеличении tнв от -30 до +30°С значение ϑГТУвых

увеличива-

ется от 480 до 589°С, но в тоже время GГТУ уменьшается на 15% (с 406 до 346

кг/с). Значение ϑКСДТвх

в зависимости от NГТУ уменьшается от 125 - 142°С

до 115 - 133°С [94]. Поэтому для выработки тепловой энергии при низких

значениях tнв требуется меньшее количество топлива.

График увеличения расхода топлива для теплофикации относительно

расхода топлива в КС ГТУ (график относительного увеличения расхода топ-

лива на ПГУ-КЭС) имеет на относительных нагрузках nГТУ ≈ 0,6 - 0,7 точку

104

Рис. 4.2. Зависимость относительного уве-

личения расхода топлива дубль-блока

ПГУ-325 от электрической мощности ГТУ,

температуры наружного воздуха при теп-

ловой мощности Qтф = 34,2МВт

изгиба (рис. 4.2). Это связано с осо-

бенностями регулирования NГТУ:

в диапазоне nГТУ от 0,7 до 1,0 регу-

лирование мощности осуществляет-

ся преимущественно входным

направляющим аппаратом (ВНА)

осевого компрессора (ОК), а при

nГТУ менее 0,7 - расходом топлива

при неизменном положении ВНА.

В диапазоне регулирования

NГТУ с помощью ВНА расход газов

за ГТУ GГТУ при увеличении мощ-

ности значительно возрастает, значит, растет и потенциал для выработки

тепловой мощности с использованием КСДТ и ГПСВ. И, несмотря на более

низкие температуры на входе КСДТ (при nГТУ = 0,4 - 0,6 в зависимости

от tнв величина ϑКСДТвх

составляет 119,9 - 142,2°С, а при nГТУ = 1,0 - вхКСДТ =

114,6 - 126,3°С) относительный прирост расхода топлива на энергоблок

сокращается.

При номинальной мощности ГТУ достигается минимальное предельно-

допустимое значение объемного содержания кислорода на выходе ГТУ

в 12,5% (рис. 4.3).

В данном разделе для сравнительного анализа режимов работы оборудо-

вания энергоблока использованы показатели, не зависящие от метода отнесе-

ния суммарных затрат топлива к отпуску электрической и тепловой энергии.

Для ПГУ-КЭС с КСДТ и ГПСВ таким показателем является коэффициент

использования теплоты сжигаемого топлива ηи.т (ф. 3.1).

Предлагаемая модель КУ позволяет увеличить ηи.т дубль-блока ПГУ-325

в режиме работы «моноблок» (рис. 4.4):

105

Рис. 4.3. Зависимость объемного содержа-

ния кислорода на выходе КСДТ от элек-

трической мощности ГТУ при тепловой

мощности Qтф = 34,2МВт и температуре

наружного воздуха tнв = -30°С

при относительной нагрузке

nГТУ = 0,4: с 36,84 - 44,42% до

48,27 – 57,53%, т.е. на 11,43 –

13,11% (диапазон изменения указан

для tнв = -30°С и +30°С, соответ-

ственно);


nГТУ = 1,0: с 48,44 – 54,86% до

53,72 - 59,60%, т.е. на 5,28 – 4,74%;

в режиме работы «дубль-блок»:


nГТУ = 0,4: с 36,76 - 44,35% до

43,02 – 51,60%, т.е. на 6,26 - 7,25%;

при относительной нагрузке nГТУ = 1,0: с 48,28 – 54,45% до 50,85 -

56,21%, т.е. на 2,57 - 1,76% [110].

Рис. 4.4. Зависимость коэффициента использования топлива ηи.т дубль-блока ПГУ-325

от электрической мощности ГТУ, режима работы (дубль-блок, моноблок) и температуры

наружного воздуха tнв для двух вариантов КУ – исходного и с применением КСДТ

и ГПСВ при тепловой мощности Qтф = 34,2 МВт.

Стоит отметить, что большие значения приростов ηи.т соответствуют

низким нагрузкам ГТУ. Увеличение ηи.т по сравнению с исходным вариантом

106

(без КСДТ и ГПСВ) обусловлено выработкой значительного количества теп-

ловой энергии при небольшом повышении расхода топлива.

В исходном варианте наличие высоких значений коэффициента избытка

воздуха на выходе КУ при низких нагрузках ГТУ приводит к большим поте-

рям теплоты с уходящими газами q2 и снижению эффективности энергобло-

ка, а использование потенциала выхлопных газов ГТУ за счет включения

в работу КСДТ и ГПСВ уменьшает q2, что наиболее заметно сказывается

на технико-экономических показателях при указанных нагрузках.

Увеличение значения ηи.т при росте tнв обусловлено рядом факторов:

расход природного газа в КС определяется изменением приращений величин

мощности и КПД ГТУ, которые снижаются при росте tнв ввиду увеличения

удельного объема воздуха (уменьшения его массового расхода и увеличения

энергозатрат на привод ОК), что приводит к уменьшению расхода топлива

в КС [94], и, как следствие, расхода газов ГТУ. Это приводит к уменьшению

потенциала для выработки тепловой мощности с использованием КСДТ

и ГПСВ, т.е. при увеличении tнв требуется большее количество топлива

в КСДТ при одном значении тепловой мощности (рис. 4.1). При изменении

tнв от -30 до +30°С электрическая мощность энергоблока Nбл уменьшается на

11 МВт (при постоянной величине nГТУ), расход топлива в КС ГТУ BКС –

на 1,23 кг/с, расход топлива в КСДТ BКСДТ – увеличивается на 0,09 кг/с. При

располагаемой теплоте сгорания топлива срQ равной 50,06 МДж/кг знамена-

тель выражения (ф. 3.1) уменьшается примерно в 6 раз больше числителя,

что и приводит к увеличению ηи.т [110, 111].

Изгиб графика зависимости ηи.т также соответствует особенностям регу-

лирования нагрузки ГТУ.

4.2. Выбор варианта регулирования тепловой мощности КСДТ и ГПСВ

Проведенными исследованиями показателей работы ПГУ-325 с КСДТ

и ГПСВ при переменных нагрузках ГТУ [110] выявлено, что теплофикаци-

онное оборудование (КСДТ и ГПСВ) позволяет значительно увеличить тех-

107

нико-экономические показатели энергоблока. Проведенный ранее анализ

выполнен при условии постоянства температуры сетевой воды на выходе

ГПСВ, равной 150°С, и на входе 70°С. Температура теплоносителя на входе

в тепловую сеть регулировалась за счет байпасирования части сетевой воды

из обратной тепломагистрали.

При увеличении температуры наружного воздуха tнв необходимая тем-

пература в прямой тепломагистрали сетевой воды уменьшается согласно

тепловому графику. Необходимо проанализировать возможные варианты

регулирования тепловой нагрузки Qтф за счет изменения расхода топлива

в КСДТ до минимально возможного значения при соблюдении температур-

ного графика тепловой сети и условий надежности работы оборудования.

Ранее [104] были установлены оптимальные значения параметров теплоноси-

теля и конструкции.

В работе проанализированы следующие варианты регулирования Qтф.

Вариант 1 – поддерживается постоянная температура сетевой воды

за ГПСВ. Необходимая температура теплоносителя, подаваемого в трубопро-

вод прямой сетевой воды Т1, регулируется за счет байпасирования сетевой

воды из обратного трубопровода с температурой Т2.

Вариант 2 - температура теплоносителя за ГПСВ регулируется за счет

изменения расхода топлива в КСДТ. Температура теплоносителя в прямой

тепломагистрали поддерживается согласно температурному графику за счет

байпасирования части сетевой воды из обратного трубопровода.

Применительно к каждому варианту регулирования электрическая мощ-

ность блока поддерживалась постоянной за счет изменения нагрузки ГТУ.

При уменьшении электрической мощности ГТУ из-за влияния парогене-

рирующих поверхностей КУ требуется меньше топлива в КСДТ для выра-

ботки тепловой мощности (рис. 4.5).

При постоянных температурах сетевой воды на выходе ГПСВ 150

и 130°С требуются повышенные топливные затраты при температурах 150

и 130°С (рис. 4.6 – 4.8). Поэтому, вариант 1 признан неэффективным. Тепло-

108

Рис. 4.5. Зависимость расхода топлива

в КСДТ BКСДТ от тепловой нагрузки

и электрической мощности ГТУ NГТУ при

температуре наружного воздуха tнв = 15°С

Рис. 4.6. Изменение расхода топлива

в КСДТ в зависимости от температуры

наружного воздуха tнв и варианта регули-

рования отпуска тепла для температурного

графика 150/70°С. Обозначения: 1 –

вариант 1; 2 – вариант 2; 3 – вариант 2 при

относительной нагрузки ГТУ nГТУ = 0,6

вой потенциал газового потока поз-

воляет получить такое же количе-

ство теплоты, но при меньших рас-

ходах топлива и воды в линию бай-

пасирования, с соблюдением усло-

вий надежности работы оборудова-

ния (варианты 2). Температурные

графики с более высокой температу-

рой сетевой воды имеют большую

тенденцию к снижению топливных

затрат при увеличении tнв при работе

по варианту 2 (рис. 4.6 - 4.8). Кроме

того, для варианта 1 при положи-

тельных температурах наружного

воздуха tнв скорость сетевой воды

в ГПСВ уменьшается до значений

ниже 0,5 м/с, что недопустимо

по условию надежности работы теп-

лообменного аппарата некипящего

типа.

При увеличении tнв от -30 до

+8°С уменьшается тепловая нагрузка

и снижается необходимая величина

расхода топлива в КСДТ. При tнв

выше +8°С теплофикационное обо-

рудование работает только на нагрузку горячего водоснабжения. Увеличение

необходимого расхода топлива в КСДТ для выработки постоянной тепловой

мощности при увеличении tнв обусловлено изменениями режимных характе-

ристик ГТУ (уменьшение КПД ГТУ и массового расхода газов).

109

Таблица 4.1. Результаты расчетов режимов регулирования отпуска тепла для температурного графика 150/70°С

z2 = 20, Dср = 680 т/ч Вариант 1 Вариант 2

Температура наружного воздуха, tнв, °С 20 8 0 -10 -20 -30 20 8 0 -10 -20 -30

Температура прямой сетевой воды, T1, °С 70,0 70,0 86,8 107,9 128,9 150,0 70,0 70,0 86,8 107,9 128,9 150,0

Температура обратной сетевой воды, T2, °С 45,0 45,0 50,3 56,8 63,4 70,0 45,0 45,0 50,3 56,8 63,4 70,0

Тепловая мощность ГПСВ, QГПСВ, МВт 9,8 9,8 14,33 20,13 25,91 31,85 9,8 9,8 14,33 20,13 25,91 31,85

Расход топлива в КСДТ, BКСДТ, кг/с 0,283 0,268 0,281 0,336 0,411 0,5 0,056 0,047 0,11 0,22 0,344 0,5

Температура газов перед ГПСВ, ϑГПСВвх

, °С 150,3 150,5 153,6 161,9 173 185,3 121,8 122,2 128 144 164,5 185,3

Температура газов за ГПСВ, ϑГПСВвых

, °С 124,8 124,5 115,3 108,4 104,7 103 96 96 96 96 96,6 103

Потери теплоты с уходящими газами, q2, % 19,88 20,75 19,7 18,91 18,6 18,54 15,96 16,72 16,91 17,1 17,3 18,54

КПД КУ ηКУ 79,06 78,19 79,24 80,01 80,24 80,28 83,03 82,37 82,12 81,85 81,6 80,28

КИТ, ηит 54,18 54,14 54,82 54,75 54,36 53,65 56,15 56,05 56,29 55,70 54,88 53,65

Расход сетевой воды в линию

рециркуляции, Dрец, кг/с 13,64 16,64 16,54 15,6 11,53 0 32,51 32,51 32,38 28,1 17,78 0


байпасирования, Dб, кг/с 143,58 143,58 119,71 85,62 46,35 0 124,29 124,29 96,6 58 13,8 0

Расход сетевой воды через ГПСВ, Dср, кг/с 28,92 30,42 42,305 58,88 76,48 93,89 48 48 61,78 78,94 95,88 93,89

Скорость сетевой воды в ГПСВ, Wсв, м/с 0,34 0,34 0,49 0,69 0,89 1,10 0,54 0,54 0,71 0,87 1,1 1,1

Температура сетевой воды за ГПСВ, Тсв, °С 150 150 150 150 150 150 118,3 118,6 125 130,5 134 150

110









, °С 137,5 137,8 145,2 156 167,3 178,3 126,1 126,6 133 145 159,7 178,3


, °С 107,6 107,3 105,6 105 105,5 106,5 96 96 96 96 97,9 106,5


КПД КУ ηКУ 81,52 80,74 80,68 80,42 79,99 79,42 83,13 82,38 82,1 81,77 81,13 79,42

КИТ, ηит 55,06 54,99 55,51 54,87 54,03 53,15 55,85 55,75 56,29 55,52 54,46 53,15




байпасирования, Dб, кг/с 155,43 155,43 131,17 95,39 52,57 0 140,29 140,29 109,09 56,77 0 0

Расход сетевой воды через ГПСВ, Dср, кг/с 45,275 45,275 58,54 75,595 92,57 109,75 62,02 62,02 79,65 106,34 126,07 109,75


Температура сетевой воды за ГПСВ, Тсв, °С 130 130 130 130 130 130 113,1 113,2 114,2 112,8 114,2 130

111









, °С 130,8 131,2 137,3 145 152,7 159,7 130,2 130,7 136,9 144,1 151,1 159,7


, °С 96,6 96,5 96,5 96,9 97,6 98,5 96 96 96 96 96,4 98,5


КПД КУ ηКУ 83,15 82,42 82,06 81,56 80,98 80,31 83,24 82,5 82,12 81,7 81,23 80,31

КИТ, ηит 55,52 55,43 56,19 55,21 54,15 52,90 55,57 55,47 56,29 55,33 54,25 52,90




байпасирования, Dб, кг/с 161,2 161,2 137,74 102,4 57,52 0 160,14 160,14 136,42 97,66 43,84 0

Расход сетевой воды через ГПСВ, Dср, кг/с 68,92 68,92 80,55 95,32 110,285 125 70,21 70,21 81,92 99,305 119,365 125


Температура сетевой воды за ГПСВ, Тсв, °С 115 115 115 115 115 115 112,8 113,2 114,3 113,2 111,6 115

112

Таблица 4.4. Результаты расчетов варианта 2 при относительной нагрузке ГТУ nГТУ = 0,6

Наименование

показателей Температурный график 150/70°С Температурный график 130/70°С Температурный график 115/70°С

Температура наружного

воздуха, tнв, °С 20 8 0 -10 -20 -30 20 8 0 -10 -20 -30 20 8 0 -10 -20 -30

Температура прямой

сетевой воды, T1, °С 70,0 70,0 86,8 107,9 128,9 150,0 70,0 70,0 82,6 98,4 114,2 130,0 70,0 70,0 79,5 91,3 103,2 115,0

Температура обратной

сетевой воды, T2, °С 45,0 45,0 50,3 56,8 63,4 70,0 45,0 45,0 50,3 56,8 63,4 70,0 45,0 45,0 50,3 56,8 63,4 70,0

Тепловая мощность

ГПСВ, QГПСВ, МВт 9,8 9,8 14,33 20,13 25,91 31,85 11,5 11,5 14,8 19,1 23,4 27,8 13,1 13,1 15,3 18,1 20,9 23,7

Расход топлива в КСДТ,

BКСДТ, кг/с 0,028 0 0,048 0,144 0,263 0,425 0,062 0,033 0,064 0,128 0,228 0,366 0,095 0,066 0,079 0,116 0,159 0,214


перед ГПСВ, ϑʹГпсв, °С 124 123,3 130 144 162,2 182,4 128,7 127,8 136,3 146,5 157,9 175,4 133,2 132,2 137,5 143,7 149,4 157,3


за ГПСВ, ϑ"Гпсв, °С 96 96 96 96 96 103,8 96 96 96 96 98 106,8 96 96 96 96 96 98,6

Потеря теплоты с ухо-

дящими газами, q2, % 19 20,22 20,54 20,64 20,79 22,2 18,82 20,02 20,39 20,75 21,43 23,18 18,66 19,84 20,33 20,88 21,38 22,28

КПД КУ ηКУ 79,99 78,78 78,5 78,44 78,14 76,69 80,17 78,97 78,59 78,21 77,51 75,72 80,31 79,14 78,64 78,09 77,57 76,66

КИТ, ηит 54,36 53,74 53,63 53,25 52,41 51,14 54,71 54,11 53,65 53,01 51,78 50,37 55,02 54,42 53,67 52,68 51,46 50,05

Расход сетевой воды на

рециркуляцию, Dрец, кг/с 30,87 31,41 31,85 28,1 18,37 0 43,23 43,8 57,19 49,73 32,55 0 48,38 49,19 49,57 46,05 32,67 0

Расход сетевой воды

через байпас, Dб, кг/с 125,59 125,16 97,23 58 11,06 0 141,41 141 107,49 57,08 0 0 161,67 161,1 137,06 97,99 43,51 0

Расход сетевой воды

через ГПСВ, Dср, кг/с 46,53 47,015 61,2 78,94 97,545 93,89 60,66 61,15 84,6 106,08 126,03 109,75 68,355 69,045 81,255 99,03 119,58 125

Скорость сетевой воды

в ГПСВ, Wсв, м/с 0,53 0,53 0,70 0,91 1,12 1,1 0,69 0,69 0,96 1,20 1,42 1,26 0,77 0,78 0,92 1,12 1,35 1,41

Температура сетевой

воды за ГПСВ, Тсв, °С 120 119,5 125,6 130,5 132,9 150,0 114,9 114,5 113,3 112,9 114,2 130 115,4 114,9 114,6 113,3 111,5 115

113

Дополнительное влияние ока-

зывают парогенерирующие поверх-

ности КУ (уменьшение температу-

ры газов на входе в КСДТ). Причем

при более низких нагрузках энерго-

блока увеличение более значитель-

ное из-за меньших значений расхо-

да газов ГТУ.

Тепловую нагрузку 9,8 МВт

при tсв = 150°С при относительной

мощности энергоблока менее 60%

можно получить без дополнитель-

ных топливных затрат (рис. 4.6).

При температурном графике

115/70°С разница расходов топлива

для вариантов 1 и 2 незначительна,

т.к. в данном случае уменьшение

расхода топлива в КСДТ приведет

к снижению температуры уходящих

газов менее 96°С, что недопустимо.

Регулирование отпуска тепло-

ты в варианте 2 позволяет увели-

чить коэффициент использования

топлива ηи.т по сравнению с вариан-

том 1 (рис. 4.9 - 4.11). При tнв = -

30°С ηи.т в режимах 1 и 2 равны, т.к.

параметры работы идентичны. Уменьшение тепловой нагрузки

с увеличением tнв при постоянной электрической мощности блока приводит

к росту ηи.т. Это обусловлено изменением параметров работы ГТУ. Напри-

мер, при изменении tнв от -30 до 0°С, мощность ГТУ уменьшается (т.к. уве-





графика 115/70°С. Обозначения см. на

рис. 4.5





графика 130/70°С. Обозначения см. на

рис. 4.5

114

Рис. 4.10. Изменение коэффициента испо-

льзования топлива ηи.т в зависимости

от температуры наружного воздуха tнв

и варианта регулирования отпуска тепла

для температурного графика 130/70°С.

Обозначения см. на рис. 4.5

Рис. 4.9. Изменение коэффициента исполь-

зования топлива ηи.т в зависимости от тем-

пературы наружного воздуха tнв и варианта

регулирования отпуска тепла для темпера-

турного графика 150/70°С. Обозначения

см. на рис. 4.5

личивается доля мощности паротурбинной части) на 15,35 МВт, КПД ГТУ –

на 0,75%, что приводит к снижению расхода топлива в КС ГТУ на 0,576 кг/с.

Согласно температурному графику

тепловая мощность уменьшается на

18 МВт. При этом расход топлива в

КСДТ, необходимый для выработки

тепловой энергии, уменьшится на

0,219 кг/с. Сочетание данных фак-

торов увеличивает значение ηи.т.

Небольшое снижение эффективно-

сти работы блока наблюдается при

переходе на нагрузку горячего

водоснабжения. Прирост ηи.т в лет-

ние месяцы наиболее заметен при

низких нагрузках ГТУ. В варианте 2

прирост ηи.т более существенен

по сравнению с вариантом 1 ввиду

значительно меньших топливных

затрат при одинаковых тепловых

мощностях.

Значительное снижение ηи.т

при переходе на нагрузку горячего

водоснабжения наблюдается толь-

ко при температуре сетевой воды

Т1 = 150°С в условиях варианта 1.

Это обусловлено неэффективным

расходом топлива. При других

температурных графиках в режи-

ме работы горячего водоснабжения величина КИТ постоянна. Уменьшение

нагрузки ГТУ до 60% от номинальной приводит к снижению ηи.т на 2,5 - 3%.

115

Рис. 4.11. Изменение коэффициента испо-

льзования топлива ηи.т в зависимости

от температуры наружного воздуха tнв

и варианта регулирования отпуска тепла

для температурного графика 115/70°С.

Обозначения см. на рис. 4.5

Уменьшение электрической

мощности блока приведет к допол-

нительной экономии топлива на

выработку тепловой энергии. Дан-

ный факт обусловлен ростом тем-

пературы газов на входе в КСДТ

на 20 - 30°С.

По результатам проведенного

исследования установлено:

поддержание максималь-

ной температуры сетевой воды на

выходе ГПСВ необходимо только

при максимальных тепловых

нагрузках и неэффективно при снижении теплопотребления;

регулирование тепловой нагрузки за счет изменения расходов топли-

ва в КСДТ и сетевой воды в линию байпасирования позволяет получить зна-

чительную экономию топлива, особенно при низком теплопотреблении.

4.3. Режимы работы камеры сжигания дополнительного топлива

с подачей воздуха в поток газов ГТУ

Конструкция предлагаемой модели газохода КУ [53] позволяет осу-

ществлять подачу воздуха для сжигания дополнительного топлива с целью

увеличения тепловой мощности ГПСВ в режимах работы ГТУ с недостаточ-

ным количеством кислорода в выхлопных газах или для выработки тепловой

энергии в автономном режиме (в случае остановленной ГТУ). В таком случае

подачу к горелочным устройствам необходимого количества воздуха для

сжигания топлива обеспечивают воздушные каналы, а КСДТ и ГПСВ отде-

ляются от парогенерирующих поверхностей нагрева КУ с помощью газо-

плотных шиберов (рис. 4.12).

116

Выработка дополнительной тепловой мощности необходима при покры-

тии пиковой тепловой нагрузки в случае номинального режима работы ГТУ,

в аварийных ситуациях при переключении тепловой нагрузки с остановлен-

ного оборудования на энергоблок с КСДТ и ГПСВ или при снижении tнв

ниже расчетной величины.

Рис. 4.12. Принципиальная схема газового тракта котла-утилизатора с камерой сжигания

дополнительного топлива и газовым подогревателем сетевой воды. Обозначения: 1 –

пароперегреватель, 2 – испаритель, 3 – барабан, 4 – газовый подогреватель конденсата, 5 –

камера сжигания дополнительного топлива, 6 –диффузионно-стабилизаторные горелки,

7 – воздушные каналы, 8 – газоплотные шиберы, 9 –газовый подогреватель сетевой воды

Эффективность данного режима определяется величиной расхода пода-

ваемого воздуха для горения той части топлива, которая превышает макси-

мально возможный расход топлива при достижении объемного содержания

кислорода 12,5%, кг/с:

,О

21VBG

газ2

воздо

тКСДТвозд (4.1)

где ∆BКСДТ = BКСДТ - BКСДТмакс

– разность между необходимым расходом топ-

лива и максимально возможным расходом топлива для данных условий рабо-

ты оборудования, αт – коэффициент избытка воздуха при сжигании топлива

в инертной среде (по аналогии составов топливно-воздушной смеси газового

потока на входе в КСДТ и условий сжигания доменного газа принимается

равным 1,4 [54]), Vo – теоретически необходимый объем воздуха для горения

топлива, ρвозд – плотность воздуха кг/м3, О2

газ – объемное содержание кисло-

рода в потоке газов ГТУ.

117

С учетом выше изложенного выражение для расхода воздуха Gвозд

(ф. 4.1) принимает следующий вид:

,О

VB9,37G

газ2

о

КСДТвозд (4.2)

В результате подачи воздуха температура газов перед КСДТ будет опре-

деляться как средневзвешенная температура смешиваемых потоков согласно

следующей формуле, °С:

,GG

tGG

воздгаз

нарвоздвхКСДТгазвх

КСДТ

(4.3)

Объемное содержание кислорода в потоке газов будет возрастать

согласно следующей зависимости, %:

.GG

G21GOO

воздгаз

воздгазгаз

2

2

(4.4)

Исследование режимов работы с подачей воздуха в поток газов прове-

дено при температуре наружного воздуха tнв = -30°С и относительной нагруз-

ке ГТУ равной 100%. При более высоких значениях tнв и на сниженных

нагрузках ГТУ может потребоваться только в аварийных режимах работы

при переключении тепловой нагрузки с другого оборудования.

Максимальная тепловая мощ-

ность, которую можно получить в

режиме с дополнительной подачей

воздуха, достигает 48,8 МВт

(рис. 4.13), т.е. увеличение тепло-

вой мощности (по сравнению

с режимом без подачи воздуха) со-

ставляет 14,6 МВт (табл. 4.5).

В таком случае тепловая мощность

ограничивается условиями надеж-

ности работы ГПСВ (недопустимо-

Рис. 4.13. Максимальная величина тепловой

мощности ГПСВ QГПСВ в зависимости от рас-

хода подаваемого воздуха при условии

достижения объемного содержания кислоро-

да величины 12,5%

118

сти образования пароводяной смеси из-за высоких температурных напоров).

При этом увеличение расхода топлива составляет 0,312 кг/с (до значения

1,042 кг/с).

Уменьшение потери теплоты с уходящими газами q2 составляет 0,64%

до значения 16,64% (за счет уменьшения температуры газов на выходе ГПСВ

до 96°С). В данном режиме работы появляются дополнительные затраты

энергии на привод дутьевого вентилятора.

Табл. 4.5. Результаты расчетов режима работы с дополнительной подачей воздуха

в КСДТ (в режиме работы «моноблок»)

Показатели Ед.

изм. Результаты расчетов для Tсв = 150°C

Массовый расход воздуха, Мвозд кг/с 0 1 3 6 10 14

Расход топлива в КСДТ, BКСДТ кг/с 0,73 0,751 0,795 0,865 0,953 1,042

Увеличение расхода топлива

по сравнению с утилизационным

режимом работы, ∆BКСДТ

кг/с 0 0,021 0,065 0,135 0,223 0,312

Тепловая мощность ГПСВ, QГПСВ МВт 34,2 35,2 37,3 40,7 44,8 48,8


в ГПСВ, ϑ'ГПСВ °C 188,4 190,6 195,2 202,2 210,8 219,2


из ГПСВ, ϑ''ГПСВ °C 96,8 96,7 96,3 96,3 96,3 96,3

Расход сетевой воды, Dсв кг/с 93,89 96,53 102,08 110,97 121,81 132,36

Скорость сетевой воды, Wсв м/с 1,10 1,13 1,19 1,30 1,42 1,55

Потери теплоты с уходящими

газами, q2 % 17,28 17,21 17,07 16,93 16,78 16,64

КПД КУ, ηКУ % 81,55 81,62 81,76 81,97 82,16 82,31

Коэффициент использования топ-

лива, ηи.т % 53,72 53,83 54,07 54,43 54,85 55,24

Необходимая мощность на привод

дутьевого вентилятора, Nдв кВт 0,00 2,80 8,40 16,80 28,00 39,20

На основании проведенных расчетов сделан вывод, что режим работы

с подачей дополнительного воздуха в камеру сжигания дополнительного

топлива позволит получить дополнительную мощность газового подогрева-

теля сетевой воды в режимах пикового потребления тепловой энергии, а так-

же увеличить экономичность работы КУ и энергоблока при условии поддер-

жания объемного содержания кислорода на уровне 12,5%. В режиме работы

119

с подачей дополнительного воздуха в поток газов КПД КУ увеличился

с 81,55% до 82,31% (на 0,76%), а КИТ с 53,72% до 55,24% (на 1,53%).

4.4. Автономный режим работы камеры сжигания дополнительного

топлива и газового подогревателя сетевой воды

В автономном режиме работы подачу к горелочным устройствам необ-

ходимого количества воздуха для сжигания топлива обеспечивают воздуш-

ные каналы, а КСДТ и ГПСВ отделяются от остальных поверхностей нагрева

КУ с помощью газоплотных шиберов (рис. 4.11) [53].

Исследовательские расчеты автономного режима работы КСДТ и ГПСВ

проведены для температуры наружного воздуха tнв = -30°С (расчетная темпе-

ратура для проектирования систем теплопотребления Ивановской обл. [101])

и трех температур сетевой воды – 150, 130 и 115°С при соответствующих им

конструкциях ГПСВ и параметров сетевой воды [104]. Коэффициент избытка

воздуха α в КСДТ для горелочных устройств диффузионно-стабилизаторного

типа принят равным 1,4.

В автономном режиме работы КСДТ и ГПСВ при температуре сетевой

воды 150°С тепловая мощность ГПСВ достигает 31,8 МВт, при 130°С –

27,8 МВт, 115°С – 23,6 МВт (табл. 4.6).

Табл. 4.6. Результаты расчетов автономного режима работы КСДТ и ГПСВ

Показатели Ед. изм. Результаты расчетов

Температура сетевой воды, Тсв °C 150 130 115

Количество рядов труб по ходу газов ГПСВ шт. 20 14 10

Массовый расход воздуха, Мвозд кг/с 13,67 12,24 10,38

Расчетный расход топлива в КСДТ, BКСДТ кг/с 0,638 0,554 0,47

Тепловая мощность ГПСВ, QГПСВ МВт 31,8 27,8 23,6

Расход сетевой воды, Dсв кг/с 93,89 109,75 125,00

Скорость сетевой воды, Wсв м/с 1,05 1,26 1,41

КПД КУ, ηКУ % 75,78 75,12 76,31

На основании полученных данных сделан вывод, что в автономном

режиме работы теплофикационного оборудования (КСДТ и ГПСВ) снижает-

120

ся экономичность работы КУ на 4,0 - 4,5%, что обусловлено несовершен-

ством конструкции оборудования и горелочных устройств для указанного

режима эксплуатации.

4.5. Разработка методики расчетов показателей работы

ПГУ-КЭС с КСДТ и ГПСВ

По результатам исследования разработан алгоритм по определению

оптимального количества рядов труб по ходу газов ГПСВ и параметров рабо-

ты оборудования ПГУ-КЭС с КСДТ и ГПСВ, реализованный в программном

комплексе Microsoft Excel с использованием надстройки Visual Basic.

Алгоритм жестко связан с конкретной технологической схемой

(рис. 2.7), а параметры исходных данных могут варьироваться в широких

пределах. Исходными данными для расчетов являются (рис. 4.14):

тип энергоблока (моноблок/дубль-блок);

проектная тепловая нагрузка QГПСВпроект

;

температурный график тепловой сети (на выбор в выпадающем

списке предоставлено три варианта – 150/70°С, 130/70°С и 115/70°С);

давление в тепловой сети;

проектная температура наружного воздуха tнвпроект

.

После заполнения блока исходных данных и задания температуры

наружного воздуха tнв для осуществления вычислений необходимо нажать

кнопку «Расчет».

Расчет конструкции и параметров работы оборудования осуществляется

на основе полученных в ходе исследовательской работы регрессионных

зависимостей, а также материальных и тепловых балансов.

По исходным данным определяется оптимальное количество рядов труб

по ходу газов ГПСВ итерационными расчетами по полученным в ходе иссле-

дования зависимостям (рис. 3.11 - 3.14). Критерием для данного параметра

полное использование кислорода выхлопных газов ГТУ для отпуска задан-

ной величины тепловой энергии при наименьшем количестве рядов труб

121

по ходу газов ГПСВ (минимальных финансовых затратах). При отклонении

tнвпроект

от -30°С вводится поправочный коэффициент, учитывающий влияние

расчетной температуры наружного воздуха на оптимальное количество рядов

труб. В дальнейших расчетах количество рядов труб не изменяется.

Для расчета показателей работы ГТУ: электрическая мощность ГТУ

NГТУ, расход топлива в КС ГТУ BКС, коэффициент избытка воздуха за ГТУ

αГТУ, расход газов за ГТУ GГТУ, КПД ГТУ ηГТУ использованы зависимости,

полученные сотрудниками ИГЭУ под руководством д.т.н., проф.

А.В. Мошкарина [94].

Рис. 4.14. Фрагмент разработанного алгоритма. Блок исходных данных

и результаты расчета основного режима работы

122

Рис. 4.16. Разделение тепловой нагрузки

потребителя в течение года

Рис. 4.15. Блок-схема разработанного алго-

ритма расчета показателей работы ПГУ-КЭС

с КСДТ и ГПСВ

Блок-схема разработанного алгоритма расчета показателей работы ПГУ-

КЭС с КСДТ и ГПСВ представлена на рис. 4.15.

Для экономии финансовых

затрат на реализацию проекта

по модернизации КУ рекоменду-

ется в ячейку «Тепловая нагрузка

ГПСВ» вносить не максимальную

подключенную нагрузку, а ту

тепловую нагрузку, которая необ-

ходима потребителю наиболее

продолжительный период време-

ни (рис. 4.16). В таком случае

выработка тепловой мощности

в пиковом режиме потребления

будет осуществляться за счет

подачи воздуха в поток газов.

Расход и скорость сетевой воды

определяются исходя из проект-

ной тепловой нагрузки.

Фрагмент разработанного

алгоритма с результатами расчета

пикового режима работы представ-

лен на рис. 4.17.

Параметры работы тепловой

сети (температура прямой и обрат-

ной сетевой воды, необходимая

тепловая нагрузка) и газовой тур-

бины (электрическая мощность,

расход топлива в КС, коэффициент избытка воздуха, расход газов и КПД

ГТУ) зависят от tнв, которую можно задать из выпадающего списка

123

в диапазоне от -40 до +40°С. Параметра работы КСДТ, ГПСВ, КУ и энерго-

блока рассчитываются для указанной температуры.

Рис. 4.17. Фрагмент разработанного алгоритма.

Результаты расчета пикового режима работы

При расчете «дубль-блока» тепловую мощность необходимо указывать

для двух ГПСВ. В таком случае, расчет оптимального количества рядов труб

ГПСВ в каждом КУ будет производиться по величине тепловой мощности,

вдвое меньше заданной. Показатели работы ГТУ, КСДТ и ГПСВ рассчиты-

ваются для режима «моноблок», вторая половина энергоблока учитывается

при определении электрической мощности ПТУ и коэффициента использо-

вания топлива.

124

4.6. Практическая реализация результатов работы

Научно-исследовательская работа по анализу эффективности использо-

вания выхлопных газов ГТУ для теплофикации проведена применительно

к энергоблоку ПГУ-325 ст. № 2 филиала ОАО «ИнтерРАО» «Ивановские

ПГУ» (см. акт внедрения результатов работы в Приложении).

В ходе выполнения научно-исследовательской работы смоделирован

процесс горения топлива в камере сжигания дополнительного топлива для

количественного определения характеристик полноты сгорания топлива

и показателей экономичности котла-утилизатора. По результатам моделиро-

вания разработана номограмма определения величины потерь теплоты

с химическим недожогом топлива в условиях работы камеры сжигания

дополнительного топлива за газовым подогревателем конденсата котла-

утилизатора для теплофикации в зависимости от температуры и объемного

содержания кислорода в потоке газов. Потери теплоты с химическим недо-

жогом топлива для котла-утилизатора марки «П-88» энергоблока ПГУ-325

в зависимости от режима работы находится в диапазоне от 0,5 до 1,04%.

Установлено, что использование камеры сжигания дополнительного

топлива и газового подогревателя сетевой воды на ПГУ-325 значительно

уменьшает величину потери теплоты с уходящими газами – на 6,8÷14%.

В ходе выполнения работы проведен анализ технико-экономических

показателей работы энергоблока с последовательным расположением камеры

сжигания дополнительного топлива и газового подогревателя сетевой воды

за газовым подогревателем конденсата в режимах частичной нагрузки

газотурбинной установки. Применение данной схемы увеличит коэффициент

использования топлива энергоблока на 13,7%.

Исследованы технико-экономические показатели работы камеры сжига-

ния дополнительного топлива и газового подогревателя сетевой воды в авто-

номном режиме (при остановленной ГТУ) и с подачей дополнительного воз-

духа в поток газов. Режим работы с подачей дополнительного воздуха позво-

125

лит не только получить дополнительную мощность, но и увеличить эконо-

мичность работы КУ на 0,76%.

По предварительной оценке практическая реализация рекомендаций,

предложенных в ходе выполнения научно-исследовательской работы, позво-

лит филиала ОАО «ИнтерРАО» «Ивановские ПГУ» снизить суммарный рас-

ход топлива в отопительном сезоне на 2 250 тут.

Кроме того, результаты научно-исследовательской работы нашли отра-

жение в учебно-лабораторном программном комплексе по изучению показа-

телей работы парогазовых установок электростанций в учебном процессе

ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет

им. В.И. Ленина», разработанном в рамках внутреннего гранта в области

инновационных образовательных технологий. К настоящему времени накоп-

лен опыт использования лабораторного практикума, доказывающий его

эффективность в процессе обучения студентов по одному из наиболее слож-

ных разделов курса «Режимы работы энергетических установок».


1. Предлагаемое компоновочное решение КУ позволяет увеличить

коэффициент использования топлива энергоблока ПГУ-325 до 59,60%.

Бóльшие величины приростов соответствуют низким нагрузкам ГТУ. Увели-

чение расхода топлива в каждую КСДТ (с учетом расхода топлива

на компенсацию снижения мощности ГТУ) не превышает 0,6 кг/с для выра-

ботки тепловой мощности 34,2 МВт. Изменение расхода топлива в КСДТ

из-за влияния параметров внешней среды и парогенерирующих поверхностей

нагрева КУ в рабочем диапазоне нагрузок ГТУ составляет около 0,2 кг/с.

2. Рассмотрены варианты регулирования тепловой нагрузки ГПСВ.

Установлено, что регулирование температуры сетевой воды с помощью двух

параметров - расхода топлива в КСДТ и расходом сетевой воды в линию

байпасирования – позволяет уменьшить топливные затраты.

126

3. Режим работы с подачей дополнительного воздуха в камеру сжигания

дополнительного топлива позволит получить дополнительную мощность

газового подогревателя сетевой воды 14,6 МВт (к имеющимся 34,2 МВт),

а также увеличить КПД КУ на 0,76% и коэффициент использования топлива

для энергоблока на 1,74% при условии поддержания объемного содержания

кислорода на уровне 12,5%.

4. В автономном режиме работы теплофикационного оборудования

снижается экономичность работы КУ на 4÷4,5%.

5. Разработан специальный алгоритм по определению оптимального

количества рядов труб по ходу газов ГПСВ и параметров работы оборудова-

ния ПГУ-КЭС с КСДТ и ГПСВ в программном комплексе Microsoft Excel

с использованием надстройки Visual Basic. Программа работает с технологи-

ческой схемой предложенного компоновочного решения КУ, а параметры

исходных данных могут варьироваться в широких пределах.

Материалы главы 4 опубликованы в работах автора [110 – 111].

127

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Проведен комплекс исследований по определению рационального

места расположения камеры сжигания дополнительного топлива в газоходе

котла-утилизатора, режимов её работы и конструкции газового подогревате-

ля сетевой воды применительно к технологической схеме ПГУ-КЭС.

2. В программном комплексе Flow Vision разработана имитационная

модель камеры сжигания дополнительного топлива для количественного

определения характеристик полноты сгорания топлива.

3. Получены новые расчетные данные об эффективности и устойчивости

процесса горения природного газа в следующих диапазонах параметров

потока выхлопных газов ГТУ: температуры от 90 до 150°С и объемного со-

держания молекулярного кислорода от 12 до 17%. Определена зависимость

величины потери теплоты с химическим недожогом топлива от указанных

режимных параметров, по результатам расчетов построена номограмма.


блока ПГУ-325 с камерой сжигания дополнительного топлива и газовым

подогревателем сетевой воды, обеспечивающая определение показателей

эффективности его работы в различных режимах эксплуатации. Верификация

модели выполнена с использованием результатов натурных испытаний обо-

рудования в условиях филиала «Ивановские ПГУ» ОАО «ИНТЕР РАО-

Электрогенерация».

5. На основе вариантных расчетов установлено, что наиболее эффектив-

ной компоновкой газового тракта котла-утилизатора является последова-

тельное расположение камеры сжигания дополнительного топлива и газового

подогревателя сетевой воды за газовым подогревателем конденсата. Такой

выбор обусловлен наименьшим влиянием указанных дополнительных эле-

ментов на работу паротурбинной части энергоблока и наибольшими значе-

ниями технико-экономических показателей работы оборудования.

6. Для выбранного варианта модернизации котла-утилизатора определе-

ны показатели экономической эффективности в сравнении с вариантом

128

отпуска тепловой энергии от водогрейного котла. Выявлено, что наибольшая

величина относительной экономии топлива при низких нагрузках ГТУ дости-

гает величины 9,23%, а при номинальной нагрузке ГТУ составляет 3,34%.

Кроме того, вариант модернизации котла-утилизатора требует меньших ка-

питальных затрат - около 60% от капитальных затрат на водогрейный котел.

7. Применительно к котлу-утилизатору марки «П-88» разработаны зави-

симости чистого дисконтированного дохода от тепловой нагрузки и темпера-

туры сетевой воды, позволяющие определять необходимое количество рядов

труб, по конструкции аналогичных трубам газового подогревателя конденса-

та, по ходу газов газового подогревателя сетевой воды.

8. Определены технико-экономические показатели работы энергоблока

с выбранной компоновкой поверхностей нагрева котла-утилизатора

в режимах частичных нагрузок ГТУ и при различных температурах наружно-

го воздуха. Установлено, что применение камеры сжигания дополнительного

топлива на ПГУ-КЭС для теплофикации увеличит коэффициент использова-

ния топлива энергоблока на 3,8÷13,7%.

9. Проведен анализ технико-экономических показателей работы обору-

дования в автономном режиме (при остановленной ГТУ) и в режиме с пода-

чей воздуха в поток газов. В автономном режиме КПД котла-утилизатора

уменьшается на 4÷4,5%. Режим работы с подачей воздуха позволяет не толь-

ко получить дополнительную мощность, но и увеличить КПД котла-

утилизатора на 0,76%.

10. Разработан алгоритм выбора для различных условий эксплуатации

наиболее эффективных параметров конструкции газового подогревателя

сетевой воды и расчета соответствующих ей технико-экономических показа-

телей работы оборудования энергоблока.

129

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Мошкарин, А.В. Анализ направлений развития отечественной тепло-

энергетики [Текст] / А.В. Мошкарин [и др.]; Мин-во образования Рос.

Федерации, Иван. гос. энерг. ун-т. – Иваново: 2002. – 256 с.

2 Общее состояние мирового рынка энергооборудования для газотур-

бинных и парогазовых установок [Текст] / И.М. Лившиц, В.Л. Поли-

щук // Энергетика за рубежом. - 2002. - №5.

3 Цанев, С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых элек-

тростанций [Текст] / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов; под ред.

С.В. Цанева. – М.: Издательство МЭИ, 2002.

4 Арсеньев, Л.В. Комбинированные установки с газовыми турбинами

[Текст] / Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин. – Л.: Машиностроение.

Ленингр. отд-ние, 1982. – 247 с.: ил.

5 Основы современной энергетики: Учебник для вузов. В двух частях.

Часть 1. Современная теплоэнергетика [Текст] / Под общей редакцией

чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Изда-

тельство МЭИ, 2003. – 376 с., ил.

6 Энергетика: история, настоящее и будущее. Книга 3. Развитие тепло-

энергетики и гидроэнергетики [Электронный ресурс] / Режим доступа:

http://energetika.in.ua/ru/books.

7 Седельников, Н.В. Анализ эффективности современных парогазовых

установок на ТЭС [Электронный ресурс] / Н.В. Седельников, Д.М.

Сверкунов, В.А. Дубровский // Режим доступа: http://conf.sfu-

kras.ru/sites/mn2013/thesis/s024/s024-009.pdf.

8 Безлепкин, В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электро-

станций [Текст] / В.П. Безлепкин. – СПб.: Издательство СПбГТУ. –

1997. – 295 с.

130

9 Арсеньев, Л.В. Стационарные газотурбинные установки [Текст] /

Л.В. Арсеньев [и др.]. – Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1989. –

543 с.: ил.

10 Ольховский, Г.Г. Энергетические газотурбинные установки [Текст]. -

М.: Энергоатомиздат, 1985. - 304 с.

11 Каталог газотурбинного оборудования. – М.: Газотурбинные техноло-

гии, 2014.

12 Степанов, И.Р. Парогазовые установки. Основы теории, применение

и перспективы [Текст] / И.Р. Степанов. - Апатиты: изд. Кольского

научного центра РАН, 2000. - 169 с.

13 Кириллов, И.И. Работа парогазовых установок со сбросом газа в котел

на частичных нагрузках [Текст] / И.И. Кириллов [и др.]. - Теплоэнерге-

тика. – 1968. - №5, с. 32-35.

14 Безлепкин, В.П. Парогазовые установки со сбросом газов в котел

[Текст] / В.П. Безлепкин. – Л.: Машиностроение. - 1984. – 232 с.

15 Баринберг, Г.Д. Теплофикационная паровая турбина Т-53/67-8,0 для

ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 [Текст] / Г.Д. Баринберг [и др.] // Теплоэнер-

гетика. 2008. № 8. С. 13-24.

16 Баринберг, Г.Д. Модернизация энергоблоков с паровыми теплофика-

ционными турбинами с помощью парогазового цикла на примере

Т-100/120-130 [Электронный ресурс] / Г.Д. Баринберг, А.Е. Валамин,

А.Ю. Култышев, ЗАО «Уральский турбинный завод» // Режим доступа:

http://www.combienergy.ru/primer92.html.

17 Трухний, А.Д. Исследование целесообразности использования уходя-

щих газов газотурбинной установки для нагрева питательной воды

в паротурбинной установке с турбиной Т-110/120-12,8 [Текст] /

А.Д. Трухний, Г.Д. Баринберг, Ю.А. Русецкий // Теплоэнергетика.

2006. № 2. С. 16-20.

131

18 Баринберг, Г.Д. Эффективность привлечения теплофикационных тур-

бин для покрытия пиков и провалов графика электрических нагрузок

[Текст] / Г.Д. Баринберг, В.В. Кортенко, П.В. Коган // Тяжелое маши-

ностроение. 2002. № 2. С. 12-14.

19 Баринберг, Г.Д. Эффективность теплофикационной паровой турбины

Тп-110/120-12,8-12М в составе ПГУ [Текст] / Г.Д. Баринберг,

П.В. Коган // Теплоэнергетика. 2003. № 6. С. 12-15.

20 Ольховский, Г.Г. Применение ГТУ и ПГУ на электростанциях [Текст]

/ Г.Г. Ольховский // Энергорынок. - 2004. - № 5.

21 Тепловые и атомные электрические станции: Справочник [Текст] /

Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. – 2-е изд. перераб. – М.:

Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.: ил.

22 Куликов, П.Ф. Исследование и оптимизация технико-экономических

решений при проектировании и эксплуатации газотурбинных ТЭЦ:

дисс.: канд. техн. наук [Текст] / Куликов Павел Федорович. – М.: Изда-

тельство МЭИ, 2000.

23 Березинец, П.А. Варианты газотурбинной настройки отопительных

котельных [Текст] / П.А. Березинец, Г.Е. Терешина, Л.Б. Вершинин //

Энергетик. 1998. №8.

24 Кузнецов, С.В. Надстройка котельных газотурбинными установками

[Текст] / С.В. Кузнецов // Новости теплоснабжения. – 2001. - №10.

С. 36-37.

25 Официальный сайт компании «НАТЭК-Энерго проект» [Электрон-

ный ресурс] / Режим доступа: http://n-ep.ru/.

26 Соколов, Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов

[Текст] / Е.Я. Соколов; – 7-е изд., стереот. - М.: Издательство МЭИ, -

2001. – 472 с.: ил.

27 Акулов, В.А. Испытания блока дожигающих устройств ГТ-25-700

на Якутской ГРЭС [Текст] / Акулов В.А. [и др.] // Теплоэнергетика.

1981. № 6. С. 48-51.

132

28 Березинец, П.А. Обоснование целесообразности реконструкции

котельных и ТЭЦ с использованием газотурбинных установок [Текст] /

П.А. Березинец // Новости теплоснабжения. 2006. - №6.

29 Батенин, В.М. О роли и месте децентрализованных источников энер-

госнабжения [Текст] / В.М. Батенин, В.М. Масленников, А.Д. Цой //

Энергосбережение. - 2003. - №1.

30 Батенин, В.М. Экологически чистые энергогенерирующие комплексы

на базе газотурбинных надстроек водогрейных котлов РТС [Текст] /

В.М. Батенин [и др.] // Новости теплоснабжения. - 2002. - №1. -

С. 41–46.

31 Бухаркин, Е.Н. Об условиях оптимального использования ГТУ

в котельных [Текст] / Е.Н. Бухаркин // Новости теплоснабжения. –

2006. - №10.

32 Бухаркин, Е.Н. К вопросу использования ГТУ в водогрейных и паро-

вых котельных [Текст] / Е.Н. Бухаркин // Новости теплоснабжения.

2005. - №7.

33 Горбаненко, А.Д. Горелочные устройства для котла-утилизатора

ПГ-800 [Текст] / А.Д. Горбаненко, В.В. Морозов, А.Г. Тумановский //

Теплоэнергетика. - 1989. - № 5.

34 Промышленные горелочные устройства SAACKE [Электронный ре-

сурс] / Режим доступа: http://www.c-o-k.ru/images/library/35100.pdf.

35 Патент №2447364 Российская Федерация МПК F 23 C5/00. Камера

дожигания [Текст] / Д.Ю. Бантиков [и др.]; опубл. 01.06.2010.

36 Постников, А.М. Принципы конструирования блока дожигающих

устройств для высокоэффективной парогазовой установки на базе дви-

гателя НК-37 [Текст] / А.М. Постников [и др.] // Вестн. СГАУ. – 2007. –

Вып. 2. – С. 155-160.

37 Официальный сайт группы компаний SAACKE [Электронный ресурс]

/ Режим доступа: http://www.saacke.ru/engin.htm.

133

38 Гущин, А.В. Парогазовая ТЭЦ Siemens для города Гетеборг (Швеция)

[Текст] / А.В. Гущин, В.Е. Торжков // Турбины и дизели (сентябрь -

октябрь) 2007. - С.16-21.

39 Мельников, Ю.В. Совершенствование выбора тепловых схем и пара-

метров одноцелевых утилизационных парогазовых установок: дисс.:

канд. техн. наук [Текст] / Мельников Юрий Викторович. - Иваново,

2009.

40 Патент №2100619 Российская Федерация МПК F 01 K 21/04. Парога-

зовая установка [Текст] / М.А. Верткин; опубл. 27.12.1997.

41 Патент №2101527 Российская Федерация МПК F 02 C6/18. Парогазо-

вая установка [Текст] / В.Ю. Бурлов [и др.]; опубл. 10.01.1998.

42 Патент №2467179 Российская Федерация МПК F01 K23/10. Парогазо-

вая установка с дожигающим устройством [Текст] / В.А. Хрусталев,

А.С. Наумов; опубл. 17.03.2011.

43 Белоусов, В.Н. Топливо и теория горения. Ч.I. Топливо: учебное посо-

бие [Текст] / В.Н. Белоусов, С.Н. Смородин, О.С. Сморнова //

СПбГТУРП. - СПб, 2011. - 84 с.: ил. 15.

44 Хзмалян, Д.М. Теория горения и топочные устройства [Текст] /

Д.М. Хзмалян, Я.А. Каган // Под ред. Д.М. Хзмаляна. Учебн. пособие

для студентов высш. учебн. заведений. - М., Энергия, 1976. - 488 с.

45 Зельдович, Я.Б. Теория горения и детонации газов [Текст] /

Я.Б. Зельдович. - М. - Л., Изд-во АН СССР, 1944. 64 с.

46 Росляков, П.В. Контролируемый химический недожог - эффективный

метод снижения выбросов оксидов азота [Электронный ресурс] /

Режим доступа: http://www.combienergy.ru/nts15.html.

47 Плешанов, К.А. Разработка и исследование способа сжигания топлив

с умеренным контролируемым химическим недожогом: автореф. дисс.:

канд. техн. наук [Текст] / Плешанов Константин Александрович. -

Москва, 2010.

134

48 Основные положения (Концепция) технической политики в электро-

энергетике России на период до 2030 г. – М.: РАО «ЕЭС России», 2008.

49 Перечень ввода объектов тепловой генерации, включенных в сводную

пятилетнюю инвестиционную программу компаний, образованных

в результате реформирования Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России»,

на 2008-2012 гг. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://

www.rao-ees.ru/ru/invest_inov/inv_program/show.cgi?per.htm.

50 Саламов, А.А. Перспективы производства газовых турбин [Текст] /

А.А. Саламов // Энергетика за рубежом. - 2004. - №5.

51 Бойс, М. Турбомашиностроение в следующем тысячелетии [Текст] /

М. Бойс // Газотурбинные технологии. - 2000. - №5.

52 Поваров, О.А. Современные мощные парогазовые установки с КПД

58-60 % [Текст] / О.А. Поваров [и др.]. - Новое в российской электро-

энергетике. - 2006. - №9.

53 Flow Vision Help. Работа с документацией [Электронный ресурс] /

Режим доступа: http://www.flowvision.ru/webhelp/fvru_30804.

54 Маркова, Т.В. Развитие моделей горения в ПК FlowVision ООО

«Тесис», г. Москва [Электронный ресурс] / Т.В. Маркова, С.В. Жлук-

тов / Режим доступа: http://www.tesis.com.ru/infocenter/downloads/flow-

vision/fv_es12_tesis3.pdf.

55 Аксенов, А.А. Исследование двухступенчатого сжигания метана

в вихревой горелке [Текст] / А.А. Аксенов, В.И. Похилко, А.П. Тишин

// Труды 2-ой Российской национальной конференции по теплообмену,

Москва, 26-30 октября 1998, Том 3, с.161-164.

56 Субботина, П.Н. Применение различных моделей турбулентности для

задач внешнего обтекания в программном комплексе Flow Vision,

ООО «Тесис», г. Москва [Электронный ресурс] / П.Н. Субботина,

А.С. Шишаева, Режим доступа: http://www.tesis.com.ru/infocenter/down-

loads/flowvision/fv_es08_ turbul.pdf.

135

57 Bardina, J.E. Turbulence Modeling Validation, Testing and Development

[Текст] / J.E. Bardina, P.G. Huang, T.J. Coakley // NASA reports – April,

1997.

58 Jagadeesh, P. Application of Low-Re Turbulence Models for Flow simula-

tions past Underwater Vehicle Hull Forms [Текст] / P. Jagadeesh, K. Murali

// Journal of Naval Architecture and Marine Engineering. – June, 2005. –

pp. 41-55.

59 Lien, F.S. Low-Reynolds-Number Eddy-Viscosity Modelling Based on

Non-Linear Stress-Strain. Vorticity Relations [Текст] / F.S. Lien,

W.L. Chen, M.A. Leschziner // Proc. 3rd Symp on Engineering Turbulence

Modeling and Measurements – 1996. – Grete, Greece.

60 Шлихтинг, Г. Теория пограничного слоя [Текст] / Г. Шлихтинг. - М.:

Наука, 1974. – 712 с.

61 Моделирование турбулентных течений: Учебное пособие [Текст] /

И.А. Белов, С.А. Исаев // Балт. гос. техн. ун-т. СПб. - 2001. – 108 с.

62 Карасев, П.И. Качественное построение расчетной сетки для решения

задач аэродинамики в программном комплексе Flow Vision [Текст] /

П.И. Карасев, А.С. Шишаева, А.А. Аксенов // Вестник Южно-

Уральского государственного университета. Серия: Вычислительная

математика и информатика. – 2012. – Вып. 47. – С. 46 – 58.

63 Aksenov, A.A. Overcoming of Barrier between CAD and CFD by Modified

Finite Volume Method [Текст] / А.A. Aksenov, A.A. Dyadkin,

V.I. Pokhilko // Proc. of «1998 ASME Pressure Vessels and Piping Division

Conference», San Diego, ASME PVP, 1998. V. 377-1.

64 Алямовский, А.А. SolidWorks 2007/2008. Компьютерное моделирова-

ние в инженерной практике / А.А. Алямовский [и др.]. – СПб.: БХВ-

Петербург, 2008. – 1040 с.: ил.

65 Кондранин, Т.В. Применение пакетов прикладных программ при изу-

чении курсов механики жидкости и газа: Учебное пособие [Текст] /

Т.В. Кондранин [и др.]. - М.: МФТИ, 2005. - 104 с.

136

66 Аксенов, А.А. Пакет прикладных программ Flow Vision [Текст] / А.А.

Аксенов, А.В. Гудзовский // М.: МФТИ., сер. Аэрофизика и прикладная

математика. -1998. С. 45-56.

67 Малков, Е.С. Оценка величины потерь теплоты от химического недо-

жога топлива [Текст] / Е.С. Малков // Вестн. Ивановского гос. энерге-

тич. ун-та - 2014. - вып. 1. - С. 10-15.

68 Патент на полезную модель №133566 Российская Федерация МПК

F 01 K 21/04. Парогазовая установка [Текст] / Б.Л. Шелыгин, Е.С. Мал-

ков; опубл. 20.10.2013.

69 Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод [Текст] /

Под ред. Н.В. Кузнецова [и др.], 2-е изд., перераб. – М.: ЭКОЛИТ,

2011. – 296 с.: ил.

70 Пчелкин, Ю.М. Камеры сгорания газотурбинных двигателей [Текст] /

Ю.М. Пчелкин. - М.: Машиностроение, 1984. – 282 с.: ил.

71 Шелыгин, Б.Л. Определение условий использования в качестве окис-

лителя уходящих из котла-утилизатора газов для сжигания дополни-

тельного топлива [Текст] / Б.Л. Шелыгин, А.В. Мошкарин, Е.С. Малков

// Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2012. - вып. 2. -С.4-7.

72 Дубовкин, Н.Ф. Справочник по углеводородным топливам и их про-

дуктам сгорания [Текст] / Н.Ф. Дубовкин. - М.-Л.: Госэнергоиздат,

1962. – 288 с.: ил.

73 Шелыгин, Б.Л. Тепловая эффективность использования уходящих

газов котла-утилизатора при сжигании дополнительного топлива

[Текст] / Б.Л. Шелыгин, А.В. Мошкарин, Е.С. Малков // Вестн. Иванов-

ского гос. энергетич. ун-та - 2012. - вып. 4. - С. 8-12.

74 Шелыгин, Б.Л. Анализ эффективности теплогенерирующей установки

в переменных режимах работы при сжигании дополнительного топлива

за котлом-утилизатором [Текст] / Б.Л. Шелыгин, Е.С. Малков // Вестн.

Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2012. - вып. 6. - С. 5-9.

137

75 Об организации в министерстве энергетики Российской Федерации

работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива

на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых элек-

трических станций и котельных. Приказ Минэнерго РФ от 30 декабря

2008 г. № 323. Зарегистр. в Минюсте РФ 16 марта 2009 г. №13512.

76 Малков, Е.С. Оценка возможностей использования уходящих газов

котлов-утилизаторов для сжигания дополнительного топлива [Текст] /

Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин, А.В. Мошкарин // Материалы Седьмой

междунар. научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых уче-

ных «Энергия-2012». 17-19 апреля 2012 г. в 7 т. Т.1, Ч.1 - Иваново:

ФГБОУ ВПО «Иван. гос. энерг. ун-т им. В.И. Ленина», 2012. – 167 с.

С. 23-27.

77 Малков, Е.С. Сравнение вариантов дополнительного сжигания топли-

ва на ПГУ-ТЭЦ [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин, А.В. Мошкарин

// Материалы Седьмой междунар. научн.-техн. конф. студентов, аспи-

рантов и молодых ученых «Энергия-2012». 17-19 апреля 2012 г. в 3 т.

Т.1, Ч.1 - Иваново: ФГБОУ ВПО «Иван. гос. энерг. ун-т им. В.И. Лени-

на», 2012. – 167 с. С. 27-29.

78 Малков, Е.С. Повышение эффективности энергоустановки за счет

использования уходящих газов котлов-утилизаторов [Текст] /

Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Материалы Всерос. науч-практ. конф.

«Энергосбережение в промышленности», Чебоксары, 21-22 апреля

2012 г. - Чебоксары: Чуваш. ун-т, 2012. - 154 с. С. 100-103.

79 Малков, Е.С. Оценка эффективности газоводяного теплообменника

при сжигании дополнительного топлива в котле-утилизаторе [Текст] /

Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Материалы Всерос. науч-практ. конф.

«Энергосбережение в промышленности», Чебоксары, 21-22 апреля

2012 г. - Чебоксары: Чуваш. ун-т, 2012. - 154 с. С. 103-105.

138

80 Малков, Е.С. Анализ эффективности сжигания дополнительного топ-

лива при размещении за котлом-утилизатором газоводяного теплооб-

менника [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Тез. докл. Специализ.

научн.-практ. конф. молодых специалистов, посвященная 125-летию

со дня рождения Л.К. Рамзина «Современные технологиии в энергети-

ке - основа повышения надежности, эффективности и безопасности

оборудования ТЭС». - М.: ОАО «ВТИ», 2012. – 434 с. С. 121-125.

81 Малков, Е.С. Влияние температуры уходящих газов котла-

утилизатора на характеристики парогазовой установки при использо-

вании дополнительного газоводяного теплообменника [Текст] /

Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Материалы Междунар. молодежн. научн.

школы «Энергосбережение - теория и практика», 11-12 сентября

2012 г. – Томск: Национальный исследовательский Томский политехн.

ун-т., изд-во ООО «СПБ Графикс», 2012. – 209 с. С. 56-60.

82 Малков, Е.С. Моделирование горения в камере сжигания дополни-

тельного топлива [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Тез. докл. XX

Междунар. науч.–техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектро-

ника, электротехника и энергетика». В 4 т. Т.4. – М.: Изд. дом МЭИ,

2014. – 372 с. С. 86.

83 Малков, Е.С. Оценка потенциала уходящих газов котла-утилизатора

«П-88» [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Тез. докл. XIX Между-

нар. науч.–техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника,

электротехника и энергетика». В 4 т. Т.4. – М.: Изд. дом МЭИ, 2013. –

334 с. С. 82.

84 Малков, Е.С. Анализ работы котла-утилизатора в переменных режи-

мах при сжигании дополнительного топлива [Текст] / Е.С. Малков,

Б.Л. Шелыгин // Материалы VIII Междунар. молодежн. научн. конф.

«Тинчуринские чтения», 27-29 марта 2013 г. / Под общ. ред. ректора

КГЭУ Э.Ю.Абдуллазянова. В 4 т. Т 2. – Казань: Казан. гос. энерг. ун-т,

2013. – 220 с. С. 194-195.

139

85 Расчет котельных агрегатов с использованием современных про-

граммных продуктов: Учеб. пособие [Текст] / Г.И. Доверман [и др.] //

ГОУ ВПО «Иван. госуд. энерг. ун-т им. В.И. Ленина». - Иваново, 2007.

- 220 с.

86 Мошкарин, А.В. Анализ тепловых схем ТЭС [Текст] / А.В. Мошкарин,

Ю.В. Мельников // ГОУВПО «Ивановский гос. энергетич. ун-т. – Ива-

ново, 2010. – 460 с.:ил.

87 Котел-утилизатор Е-155/35-7,3/0,7-501/232 (П-88) для ПГУ-325 ОАО

«Ивановские ПГУ». Технические условия на изготовление и поставку.

ТУ 3112-470-05015331-2005 [Текст] / БЕ «Сервис» ОАО РАО «ЕЭС

России», 2005.

88 Турбина паровая К-110-6,5 для ПГУ-325 ОАО «Ивановские ПГУ».

Технические условия на изготовление и поставку. 8600001 ТУ 11 02

[Текст] / БЕ «Сервис» ОАО РАО «ЕЭС России», 2005.

89 Технические условия на газотурбинную энергетическую установку

ГТЭ-110. 095108000 ТУ [Текст] / ОАО РАО «ЕЭС России», 2003.

90 Малков, Е.С. Разработка расчетных моделей котла-утилизатора для

анализа эффективности сжигания дополнительного топлива [Текст] /

Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та

- 2013. - вып. 1. - С. 15-18.

91 ГОСТ Р 52782-2007 (ИСО 2314). Установки газотурбинные. Методы

испытаний. Приемочные испытания [Текст]. – Введ. 2007-11-30. – М.:

Стандартинформ, 2008. – 53 с. – (Национальные стандарты Российской

Федерации).

92 ГОСТ Р 5220-2004 (ИСО 3977-2: 1997). Установки газотурбинные.

Нормальные условия и номинальные показатели [Текст]. – Введ. 2004-

01-14. – М.: Госстандарт России, 2004. – 111 с. – (Национальные стан-

дарты Российской Федерации).

140

93 Малков, Е.С. Сравнение компоновок камеры сжигания дополнитель-

ного топлива и теплообменных поверхностей в газоходе котла-

утилизатора [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Вестн. Ивановско-

го гос. энергетич. ун-та - 2013. - вып. 3. - С. 5-8.

94 Мошкарин, А.В. Режимные характеристики ГТЭ-110 для энергоблока

ПГУ-325 [Текст] / А.В. Мошкарин, Б.Л. Шелыгин, Т.А. Жамлиханов

//Вестник ИГЭУ. - 2010. - Вып. 2 - С. 7÷10.

95 Официальный сайт ООО «Уральский котельно-машиностроительный

завод» [Электронный ресурс] / Режим доступа: http:// uralkmz.ru/

glavnaya/.

96 Официальный сайт ООО «Асбестовский котельно-машиностроитель-

ный завод» [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://akmz.net/.

97 Официальный сайт ОАО «Машиностроительный завод «ЗиО-

Подольск» [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.rus-

energomash.ru/.

98 Руководящие документы по энергетическому комплексу. Государ-

ственные элементные сметные нормы [Электронный ресурс] / Режим

доступа: http://en-doc.ru/categories/gosudarstvennye-yеlementnye-smet-

nye-normy-gyesn.

99 Руководящие документы по строительным нормам и расценкам. Еди-

ные нормы и расценки [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://

sn-doc.ru/categories/edinye-normy-i-rascenki.

100 Малков, Е.С. Технико-экономическое обоснование установки газового

подогревателя сетевой воды в газоходе котла-утилизатора [Текст] /

Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин, А.Ю. Костерин // Вестн. Ивановского гос.

энергетич. ун-та - 2013. - вып. 2. - С. 9-14.

101 СНиП 23-10-99. Строительная климатология [Текст]. – Введ. 2000-01-

01. – М.: Изд-во стандартов, 1999. – 91 с.

102 Андрющенко, А.И. Основы технической термодинамики реальных

процессов [Текст] / А.И. Андрюшенко. – М.: Высш. шк., 1975.

141

103 Нагорная, В.Н. Экономика энергетики: учеб. пособие [Текст] /

В.Н. Нагорная // Дальневосточный государственный технический уни-

верситет. – Владивосток: Изд-во ДВГТУ, 2007. – 157 с.

104 Малков, Е.С. Оптимизация компоновки газового подогревателя сете-

вой воды в газоходе котла-утилизатора [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Ше-

лыгин, А.Ю. Костерин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та -

2013. - вып. 5. - С. 5-8.

105 Малков, Е.С. Разработка расчетных моделей для выбора оптимально-

го варианта использования уходящих газов котла-утилизатора «П-88»

[Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Тез. докл. XIX Междунар.

науч.–техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электро-

техника и энергетика». В 4 т. Т.4. – М.: Изд. дом МЭИ, 2013. – 334 с.

С. 81.

106 Малков, Е.С. Разработка расчетных моделей парогазовой установки

для анализа эффективности применения камеры сжигания дополни-

тельного топлива [Текст] / Е.С. Малков, О.А. Беляева, Б.Л. Шелыгин //

Сб. научн. тр. Шестой Международной научно-технической конферен-

ции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промыш-

ленности», Ульяновск, 21-22 апреля 2013 г. – Ульяновск: УлГТУ, 2013.

– 428 с. С. 177-180.

107 Малков, Е.С. Сравнение компоновок низкотемпературных поверхно-

стей нагрева в газоходе котла-утилизатора [Текст] / Е.С. Малков,

Б.Л. Шелыгин // Материалы Восьмой междунар. научн.-техн. конф.

студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2013». 23-25 апре-

ля 2013 г. в 7 т. Т.1, Ч.1 - Иваново: ФГБОУ ВПО «Иван. гос. энерг. ун-т

им. В.И. Ленина», 2013. – 252 с. С. 75-79.

142

108 Малков, Е.С. Технико-экономическое сравнение установки газового

подогревателя сетевой воды в котле-утилизаторе со строительством

водогрейного котла [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Материалы

Восьмой междунар. научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и моло-

дых ученых «Энергия-2013». 23-25 апреля 2013 г. в 7 т. Т.1, Ч.1 - Ива-

ново: ФГБОУ ВПО «Иван. гос. энерг. ун-т им. В.И. Ленина», 2013. –

252 с. С. 79-83.

109 Малков, Е.С. Вопросы технико-экономического обоснования приме-

нения камеры дожигания на ПГУ-КЭС для нужд теплофикации [Текст]

/ Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Материалы международной научн.-

техн. конф. студентов, аспирантов, ученых «Энерго- и ресурсосбере-

жение в теплоэнергетике и социальной сфере». Челябинск, 22-26 апре-

ля 2013 г. / Под ред. Е.В. Топорова. – Челябинск: Изд. центр ЮУрГУ,

2013. – 313 с. С. 205-206.

110 Малков, Е.С. Анализ показателей работы ПГУ-325 с камерой сжига-

ния дополнительного топлива при переменных нагрузках газотурбин-

ной установки [Текст] / Е.С. Малков // Вестн. Ивановского гос. энерге-

тич. ун-та - 2014. – вып. 3. – С. 5-8.

111 Малков, Е.С. Анализ эффективности работы котла-утилизатора в пе-

ременных режимах при использовании камеры сжигания дополнитель-

ного топлива для нужд теплофикации [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Ше-

лыгин // Материалы междунар. науч. – техн. конф. «XVII Бенардосов-

ские чтения» «Состояние и перспективы развития энерготехнологии».

Иваново, 29-31 мая 2013 г. В 2 т. Т 2 / Под. ред. С.В. Тарарыкина,

В.В. Тютикова, В.А. Шуина и др. – Иваново: ФГБОУ ВПО «Иван. гос.

энерг. ун-т им. В.И. Ленина», 2013. – 363 с. С. 28-31.

Приложение

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ...

Documents