ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Диаграмма режимов ГТУ V94.2 Северо-Западной ТЭЦ

Ольховский Г. Г., доктор техн. наук, Трушечкин В. П., êàíä. òåõí. íàóê,

Малахов С. В., Агеев А. В., инженеры

Всероссийский теплотехнический институт

Âнастоящее время в мире широкое распространение получают все более эффективные, экономичные и экологически чистые технологии преобразования энергии органического топлива в электрическую энергию и теплоту. К их числу относится использование на действующих и вновь создаваемых электростанциях газотурбинных установок и парогазовых циклов на их основе.

ÂРоссии головная бинарная парогазовая установка (ПГУ) была введена в эксплуатацию на Се- веро-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга в конце 2000 г. В освоении и отработке этой установки активное участие принимал ВТИ.

Важным элементом тепловой схемы любой ПГУ является энергетическая газотурбинная установка. Показатели ее работы определяют режим эксплуатации всей парогазовой установки.

На блоке ПГУ-450Т с двумя газотурбинными установками V94.2 (производства Siemens-Интер- турбо), двумя котлами-утилизаторами двух давлений типа П-90 (производства ЗиО на основе проекта CMI) и паровой турбиной Т-150-7,7 ЛМЗ были проведены пусконаладочные работы, гарантийные испытания ГТУ, режимные испытания блока, в результате которых определены характеристики ГТУ в целом и ее элементов: турбомашин

èкамер сгорания в широком диапазоне режимов при различных нагрузках и изменениях температуры наружного воздуха [1].

Параметры работы газотурбинного агрегата (такие, как номинальная электрическая мощность, КПД привода, степень повышения давления, расход рабочего тела и др.) приводятся в литературных источниках для, так называемых, стандартных условий окружающей среды, при которых удобно их сопоставлять. По нормам Международной организации стандартов ISO ¹ 2314 «Газотурбинные установки – приемочные испытания» стандартные параметры определены следующи-

ми: температура наружного воздуха 288 К (+ 15°С), давление 0,1013 МПа, влажность 60%. ГТУ в стандартных условиях практически никогда не работают: изменяются параметры рабочих сред в трактах турбомашин, электрическая нагрузка установки, сопротивления ходу воздуха и газов, в результате чего меняются основные показатели

установки – мощность и КПД. Таким образом, режим эксплуатации ГТУ носит чаще переменный, чем расчетный (основной, базовый), характер.

Для эксплуатации конкретной ГТУ важно знать зависимость основных ее показателей от наружных условий и нагрузки (расхода топлива), т.е. диаграмму режимов газотурбинной установки, представляющую собой графическое отображение взаимосвязи параметров работы и показателей турбоагрегата. Это набор графических зависимостей и различных поправок для учета отклонений от них. Диаграмму режимов получают расчетным или экспериментальным путем. Преимуществом последнего является учет особенностей условий эксплуатации и фактического уровня экономичности испытанной ГТУ. Действительная диаграмма режимов может отличаться от заводской, относящейся к расчетным условиям эксплуатации и экономичности турбоагрегата.

Диаграмму режимов можно описывать аналитическими выражениями. Их использование в рас- четах тепловых и материальных балансов удобно, но не наглядно для эксплуатационного персонала, главная задача которого – обеспечение требуемой тепловой и электрической нагрузки при безусловной надежности работы ГТУ.

Исходные данные для построения диаграммы режимов были получены с помощью программы, обобщающей результаты тепловых испытаний ГТУ V94.2 Северо-Западной ТЭЦ в 2001 – 2002 гг., а также с учетом корректирующих балансных соотношений параметров работы ГТУ. Программа позволяет определять показатели обеих машин: ГТУ-11 и ГТУ-12 в отдельности и показатели, так называемой, «средней» машины-модели, служащей для описания термодинамических процессов в любой из газовых турбин. Для расчета диаграммы режимов использовалась именно «средняя» машина. Поскольку различия в показателях обеих ГТУ невелики и не выходят за пределы погрешностей измерения, они могут быть использованы в равной мере как для одной, так и для другой ГТУ, входящих в состав парогазовой установки.

При расчете и представлении результатов в виде таблиц и графических зависимостей исполь-

2	2003, ¹ 11

зовалась система величин и размерностей, приведенная далее.

Температура наружного воздуха Электрическая мощность ГТУ Подвод теплоты в камеру сгорания Расход топлива на ГТУ Температура газов за турбиной Расход отработавших в ГТУ газов

Удельная энтальпия отработавших в ГТУ газов

Энтальпия (тепло) газов за ГТУ Расход воздуха на входе в компрессор

tíâ, °C Nýë, ÌÂò Qêñ, ÌÂò Bò, ì3 ÷ t2ò, °C G2ò, êã ñ

h2ò, êÄæ êã

Q2ò, ÌÂò G1ê, êã ñ

Низшая теплота сгорания топлива Qíð принята

равной 33,72 МДж м3, абсолютная плотность при 20°С – 0,684 кг м3. Значения Qêñ, G2ò, t2ò для всего диапазона электрических нагрузок, ограниченного открытым и закрытым положениями входного направляющего аппарата (ВНА) компрессора, определялись с шагом по температуре наружного воздуха 5°С, с дискретностью в 10 МВт.

Удельная энтальпия газов за ГТУ находится как функция температуры газов за турбиной, параметра состава газа и его молекулярной массы [2]. Две последние величины определяются в зависимости от повышения температуры в камере сгорания ГТУ по следующим соотношениям, справедливым для сжигания газового топлива без уче- та влагосодержания атмосферного воздуха [3]:

= 1 + 0,0206 10 – 2 têñ;

= 28,96 – 0,057 10 – 2 têñ.

Расход воздуха на входе в компрессор рассчи- тывается из балансного соотношения, записанного с учетом механических и электрических потерь в ГТУ

	Bò Q	ð	Bò h2ò		ýë N	ñð	N	ñð
		í		N		ìåõ		ýã
G1ê										.
				h2ò	h1ê

Механические потери и потери в электриче- ском генераторе N ýãñð брались по данным постав-

щиков.

Энтальпия воздуха перед компрессором определялась в соответствии с температурой наружного воздуха [2].

Расход газов на выходе из ГТУ является в общем случае суммой поступающих в ГТУ сред (топлива и воздуха)

G2ò = G1ê + Bò.

Приведенные расчетные соотношения и соответственно вычисленные по ним значения параметров не всегда строго согласуются с экспериментальными данными. Результаты опытов, проведенных на работающей ГТУ, по своей природе

сгораниякамерувтопливаРасход	3ÃÒÓ,òûñ.ì/÷	50									500	сгораниякамерувтеплаРасход	ìòûñ.ÃÒÓ,
		40									400		/÷
											300		3
		30
		20									200
		10									100
		0									0
		0	20	40	60	80	100	120	140	160	180

Электрическая мощность, МВт

не могут точно совпадать с расчетными зависимостями. Полученные при испытаниях экспериментальные характеристики отличаются от теоретиче- ских вследствие погрешностей измерений (слу- чайных и систематических), которые неизбежны. Для того чтобы избежать этих расхождений, значе- ния G2ò, полученные в результате обобщения экспериментальных данных, были скорректированы так, чтобы в каждой точке при известных значениях мощности и расхода тепла выполнялись уравнения балансов для G1ê è G2ò.

Íà ðèñ. 1 показана зависимость, связывающая электрическую мощность ГТУ с расходом топлива и тепла в камеру сгорания и построенная по результатам испытаний, проведенным в конце 2000 – начале 2002 г. и незначительно отличающимся от данных фирмы Siemens. Значения расхода топлива увязаны с расходом тепла в камеру сгорания через калорийность (низшую теплоту сгорания) и плотность топлива. Эта зависимость является базовой для расчета ГТУ.

При программной обработке результатов испытаний возникает некоторое расслоение зависимостей расхода тепла в камеру сгорания от электри- ческой мощности для различных температур наружного воздуха. Если такое расслоение и имеет место, оно не выходит за пределы погрешностей измерения. Данный факт нашел отражение в интерполяционной программе, задачей которой была линеаризация рассматриваемой зависимости с тем, чтобы последняя была достаточно корректной для любых температур наружного воздуха. Поэтому для конкретного пользователя была построена однозначная зависимость, которая подтверждается всем массивом опытных данных. После усреднения результатов расчета подвода теплоты в камеру сгорания определен соответствующий ему расход топлива на ГТУ также в виде линейной зависимости от электрической мощности.

При пользовании зависимостью Bò, Qêñ = f (Nýë) надо учитывать, что достижение больших электрических нагрузок возможно при низкой температуре наружного воздуха и наоборот: при высоких температурах наружного воздуха значения допус-

2003, ¹ 11

3

ÌÂò	180	Bò = 54 òûñ. ì3/÷
			52
мощность,	160		50	48				42
						46
	140						44
Электрическая	120								40	38
	100											36
													34
	80											Bò = 32 òûñ. ì3/÷
	–30	–25	–20	–15		–10	–5	0	5	10	15	20	25	30

Температура наружного воздуха, °С

! "

#$"

°Ñ	540
заГТУ,	536
газов	532												120		110		100		90
		N	ýë = 170 ÌÂò									130
Температура	528									140
																				Nýë = 80 ÌÂò
		160
						150
	524
	520	–25			–20		–15	–10	–5		0		5		10		15		20		25	30
	–30

Температура наружного воздуха, °С

% ! " # " " &

' #$"

тимых нагрузок снижаются. Поэтому при планировании нагрузки ГТУ и энергоблока по заданию диспетчерской службы и с учетом метеорологиче- ского прогноза, а также для контроля фактического состояния ГТУ необходимо наличие графика (ðèñ. 2), на котором показаны зависимости расхода топлива (тепла) в камеру сгорания ГТУ от температуры наружного воздуха в “регулировочном” диапазоне ГТУ, когда изменение режима осуществляется путем согласованного изменения расхода топлива и положения ВНА компрессора. Изменением угла его установки варьируется расход воздуха на входе в ГТУ.

Поле возможных режимов работы ГТУ ограни- чивается:

сверху – достижением предельной мощности (при низких температурах наружного воздуха) или предельной температуры газов перед турбиной (при высоких температурах наружного воздуха);

снизу – полным закрытием ВНА компрессора и переходом на диффузионное сжигание топлива со значительным увеличением выбросов оксидов азота.

Вследствие однозначности связи расхода топлива и мощности при различных наружных температурах (см. ðèñ. 1) линии Nýë = var íà ðèñ. 2 прямые, параллельные оси абсцисс. Показанная на ðèñ. 2 зависимость позволяет спрогнозировать и установить конкретную точку работы ГТУ в заданное время, а также определить необходимый расход топлива для реализации режима, задаваемого значением и продолжительностью нагрузки в соответствии с диспетчерским графиком. По графику можно судить и о состоянии (эффективности работы) машины, сопоставляя фактические показатели с полученными ранее.

Диаграмма на ðèñ. 3 связывает температуру газов за газовой турбиной с электрической мощностью ГТУ и температурой наружного воздуха. Она соответствует условиям автоматического регулирования t2ò, имевшимся в период испытаний 2001 – начала 2002 гг., и подлежит уточнению в случае изменения уставки регулирования этой температуры. Так как ГТУ работает в составе ПГУ, то на ре-

жимы ее работы влияют условия работы котлаутилизатора (КУ) и паротурбинной части. В частности, при снижении температуры газов за турбиной ниже 500°С генерируемый КУ пар в хвостовой части паровой турбины может оказаться избыточно увлажненным, что негативно отразится на эксплуатационной надежности последних ступеней турбины. Поддержание постоянной температуры газов за турбиной обусловливает комфортные условия работы и хорошую экономичность паросиловой части, а значит, и ПГУ в целом при частичных нагрузках.

Из диаграммы на ðèñ. 3 видно, что наибольшей мощности ГТУ достигает при температуре наружного воздуха ниже минус 10°С. Это объясняется увеличением массового расхода воздуха. Нижней границей регулировочного режима является мощность ГТУ около 100 МВт зимой и 80 МВт при относительно высоких температурах окружающей среды.

На диаграммах ðèñ. 4 è 5 показаны зависимости расхода отработавших в ГТУ газов от электри- ческой мощности и температуры наружного воздуха. Вместе с диаграммой на ðèñ. 3 они позволяют определить количество тепла, которое может быть использовано в КУ, и показатели ПГУ в целом. Характер зависимостей G2ò = f (Nýë) ïðè Nýë = const показывает, что для поддержания постоянной электрической нагрузки при температурах наружного воздуха ниже минус 10°С необходимо уменьшать расход воздуха в цикле ГТУ. Это достигается прикрытием ВНА компрессора. Повышение же нагрузки в общем случае реализуется одновременным увеличением расхода воздуха и топлива (ðèñ. 1).

Èç ðèñ. 2 – 5 видно, что электрическая мощность ГТУ ограничивается уровнем 173 МВт в зоне низких наружных температур, а для других температур окружающей среды расход газов и электрическая мощность могут изменяться в зависимости от расхода топлива и положения ВНА. Следствием снижения расхода воздуха через компрессор при частичных нагрузках ГТУ является поддержание температуры газов перед турбиной

4	2003, ¹ 11

580

êã/ñ	540	Nýë = 170 ÌÂò				160
выходе,							150
										130
	500								140
íà	460									120
газов													100
											110
Расход	420													90
	380
												Nýë = 80 ÌÂò
	–30		–25	–20	–15	–10	–5	0	5	10	15		20	25	30
					Температура наружного воздуха, °С

( ! " " # " ' # #$"

на более высоком уровне, благодаря чему сохраняются параметры пара и достигается более высокий КПД ПГУ.

При расчетах, которые проводят для построения диаграммы режимов, определяют все параметры и показатели ГТУ. Кроме мощности, расхода топлива, воздуха и газов, можно получить зна- чения других величин при изменениях наружных условий и режимов работы агрегата. В частности, для оценки располагаемой теплоты отработавших в ГТУ газов, которую целесообразно знать для балансных расчетов, но не для расчетов котла, строят зависимости Q2ò = f (tíâ, Nýë). Теплота выходящих из ГТУ газов находится перемножением их количества (расхода) на удельную энтальпию

Q2ò = G2òh2ò.

Снятые с диаграмм значения Nýë, Bò è G2ò соответствуют номинальным значениям барометриче- ского давления Bàòì и частоты в сети f.

Отклонения частоты сети от номинальной в настоящее время и влияние относительной влажности атмосферного воздуха на показатели ГТУ при характерных для России температурах пренебрежимо малы. Поправки на барометрическое давление надо вводить с помощью следующих одинаковых для всех рассматриваемых параметров выражений:

Nýë, Bò, G2ò = (Nýë, Âò, G2ò)диагр Bàòì (ìì ðò.ñò.), 760

		Bàòì	2			Bàòì
			(êãñ/ñì	),				(êÏà);
	1033,				1013,
	(Nýë, Âò, G2ò)диагр = Nýë, Bò, G2ò						760		,	1033,	,	1013,	.
							Bàòì			Bàòì Bàòì

Газотурбинные установки на Северо-Западной ТЭЦ оснащены системами антиобледенения (САО) компрессора. Их автоматическое включе- ние в работу происходит в диапазоне температур наружного воздуха 5°С для того, чтобы предотвратить обмерзание фильтров и образование льда на первой ступени компрессора и возникновения

	êã/ñ	580
	турбины,из	500										tíâ = –30°Ñ
		540
	выходена
		460			tíâ = 30°Ñ
	газов	420
		380
	Расход
		80	90	100		110	120		130	140	150	160	170

Электрическая мощность, МВт

) ! " " # " ' #

ÌÂò			Температура наружного воздуха, °С
ÃÒÓ,	–5	–4	–3		–2	–1	–0	1	2	3	4	5
	0
мощности
	–10
	–5
электрической	Nýë = 110 ÌÂò
	–15
	–20		Nýë = 160 ÌÂò
Снижение	–25
	10	9	8		7	6	5	4	3	2	1	0

t = t1ê – tíâ, °Ñ

* +$ & ' +,-

тем самым потенциально опасных режимов эксплуатации ГТУ. САО компрессора должна поддерживать температуру воздуха на входе в компрессор t1k близкой к + 5°С путем перепуска части воздуха с выхода из компрессора на вход. Очевидно, что при этом мощность ГТУ снижается, меняются и другие их характеристики.

Показанные на ðèñ. 1 – 5 зависимости характерны для нормальной (обычной) схемы работы ГТУ. Включение системы антиобледенения приводит к снижению мощности и расхода тепла (относительно меньшему, чем мощности, так что КПД ГТУ также снижается), которые целесообразно учесть с помощью поправок.

Результаты расчета изменения характеристик ГТУ при работающей САО показаны на диаграммах на ðèñ. 6, 7. Они получены следующим образом:

1. В качестве базовых брались параметры работы ГТУ, рассчитанные при Nýë = 5°С с выключенной САО компрессора для режимов при открытом и закрытом положении ВНА.

2. Для температуры наружного воздуха Nýë = –5°С определялись отклонения электриче- ской мощности Nýë и расхода тепла в камеру сго-

2003, ¹ 11

5