Библиографическое описание:

Усмонов Н. О., Ахматова С. Р. Оптимальные параметры регулирования режимов работы газотурбинных установок // Молодой ученый. — 2016. — №11. — С. 515-518.



The article analyzes the main characteristics of the control parameters on the reliability of the gas turbines in Uzbekistan.Abrief description of the processes in the gas turbine, and a list of its relationship controlled parameters and the required accuracy of control, control parameters are controlled impact on the work of GTPP.The dependences of electrical power and efficiency of gas turbines on the outside temperature.The effect of outdoor air parameters and, above all, the temperature on the flow rate and temperature of the exhaust gases, which would destabilize the parameters of the working medium. The estimation of technical measures to improve the efficiency of gas turbine operation.

Key words: turbine, parameter, power, management, setting, air, compressor, temperature, camera, efficiency

Надежная и эффективная работа газотурбинной установки (ГТУ) может быть обеспечена только при условии соблюдения определенных режимов работы. Работа ГТУ существенно зависит от параметров наружного воздуха: температуры, давления и влагосодержания.

Обычно колебания давления наружного воздуха на энергетических ГТУ происходит в ограниченных пределах (в условиях Ташкента, например, от 710 до 750 мм рт. ст.) и поэтому несущественно влияет на работу установки. Тем не менее, оказывается, что понижение давления воздуха на входе компрессора на 10 % приводит практически к такому снижению электрической мощности ГТУ. Например, потеря мощности ГТУ типа GT26 фирмы ABB в условиях Ташкента может составить 6–7 % от мощности, заявленной фирмой-изготовителем и соответствующей нормальным условиям (0,1013 МПа).

Рис. 1. Зависимость электрической мощности ГТУ от температуры наружного воздуха при номинальной нагрузке (1) и пиковой нагрузке (2). , - текущая электрическая мощность и мощность базового режима (при+15°С)

Рис. 2. Зависимость электрического КПД ГТУ от температуры наружного воздуха при разной нагрузке: номинальная (1), 75 % (2), 50 % (3), 25 % (4) и пиковая (5). , — значения КПД в текущем режиме и базовом режиме соответственно

Еще меньше влияет изменение влагосодержания рабочего тела. Значительно большими бывают колебания температуры наружного воздуха. В условиях Узбекистана эти колебания могут быть от –35 до +55 °С. Изменение температуры воздуха меняет его плотность и соответственно массовый расход воздуха, забираемого из атмосферы компрессором, что приводит к изменению мощности ГТУ и всех ее характеристик.

Изменение температуры наружного воздуха в наибольшей степени влияет на основные характеристики ГТУ (относительно +15 °С, принятых в расчетном режиме по ISO). Понижение температуры воздуха увеличивает его плотность, расход воздуха через компрессор, электрическую мощность ГТУ и электрический КПД установки. При изменении температуры воздуха от +50 до –20 °С электрическая мощность ГТУ может возрасти на 70 % (рис.1), а электрический КПД — более чем на 20 % (рис. 2) [1].

Аналогичное влияние оказывает температура окружающего воздуха и на параметры выходных газов ГТУ.

В энергетике все чаще используются когенерационные и тригенерационные установки на базе ГТУ, где теплота выходных газов ГТУ используется для нагрева сетевой воды и выработки технологического пара (ГТУ-ТЭЦ) или для выработки пара двух или трех давлений и генерации дополнительной электроэнергии в парогазовой установке (ПГУ), или холода. В этих условиях важными параметрами являются электрический КПД в автономном режиме, значения параметров выходных газов и диапазон их изменения. Однако в ряде случаев система управления ГТУ не может воздействовать на эти параметры.

Из-за влияния параметров наружного воздуха и, прежде всего, его температуры, расход и температура выходных газов значительно изменяются, что не позволяет стабилизировать параметры рабочего тела ГТУ-ТЭЦ и ПГУ. Для устранения этого недостатка приходится усложнять установку, зачастую за счет снижения ее экономичности. В частности, для стабилизации температуры рабочего тела и снижения концентрации оксидов азота применяется впрыск воды в зону активного горения (при этом вода одновременно охлаждает форсунку, продлевая ее жизненный цикл). Впрыск воды (пара) в камеру сгорания несколько повышает электрическую мощность ГТУ при соответствующем снижении экономичности.

Увеличение расхода газов через турбину в результате впрыска воды на входе компрессора и увеличение его КПД (на 4 %) в целом улучшает работу ГТУ: полезная мощность установки при впрыске 0,5–2 % воды (по отношению к объему воздуха) возрастает на 7,5–14 % при увеличении электрического КПД приблизительно на 3,5 %.

При температуре окружающего воздуха ниже –150С удается электрическую мощность ГТУ поддерживать постоянной путем прикрытия входного направляющего аппарата и ограничения пропуска воздуха через компрессор, или поворотным направляющим аппаратом. Этот метод стабилизации параметров ГТУ можно назвать «внутренним».

Другой способ стабилизации параметров ГТУ — «внешний» — основан на изменении температуры поступающего в компрессор воздуха, например, путем его подогрева (или охлаждения) в теплообменнике с помощью пара или воды, а также выходными газами самой ГТУ. Возможно также испарительное охлаждение потока воздуха разбрызгиванием воды в потоке воздуха после компрессора.

Все «внешние» способы стабилизации параметров ГТУ приводят к удорожанию конечного продукта — вырабатываемых электрической или тепловой энергии, и целесообразность их использования должна быть определена на месте в конкретных условиях эксплуатации.

При этом для выполнения требований национальных и международных стандартов по ограничению содержания оксидов азота в выходных газах ГТУ при одновременной стабилизации ее энергетических параметров в камеру сгорания ГТУ впрыскивается вода. Понятно, что количество и качество впрыскиваемой воды оказывает заметное влияние на все основные параметры ГТУ. Поэтому необходим достаточно жесткий контроль давления, температуры и расхода воды.

ГТУ является механической системой с очень тяжелыми условиями работы отдельных узлов и деталей. Например, температура рабочего тела, поступающего в турбину, составляет 1000–1350 °С и более, скорость вращения ротора — 6000–9000 об/мин, зазоры между лопатками ротора и статора (направляющей) — порядка единиц миллиметров. Отсюда вытекают жесткие требования к системе смазки и охлаждения подшипников, а также необходимость постоянного контроля износа подшипников (в частности, зазора между опорными поверхностями статора и ротора, или осевого сдвига ротора) во избежание задевания лопаток ротора и статора, что может привести к поломке ГТУ и последующему дорогостоящему ремонту.

Давление газа, поступающего в камеру сгорания ГТУ, определяет стабильность ее работы и ее выходную мощность, причем давление газа должно быть, по крайней мере, на 0,5 МПа выше давления воздуха на выходе компрессора. Последнее обычно составляет 2–5 МПа. Поэтому часто ГТУ оснащаются дожимными компрессорами, работа которых также должна тщательно контролироваться.

Износ опорных шеек ротора и поверхностей баббитовых подшипников скольжения, а также коррозионный износ лопаток ротора могут привести к разрушительным последствиям типа механического разбаланса и резонанса. Чтобы избежать преждевременного разрушения узлов ГТУ осуществляется постоянный контроль акустических шумов и механических колебаний ГТУ.

Частота вращения ротора ГТУ определяет частоту вырабатываемой электрической энергии. Последняя должна быть в пределах 50 ±0,2 Гц согласно ГОСТ 13109–97. Этим определяется и требование к стабильности частоты вращения ротора ГТУ, которая достигается воздействием на подачу газа и (или, в небольших пределах) подачу воздуха компрессором.

Однако в настоящее время не все взаимосвязи параметров ГТУ и их влияние на эффективность ее работы выявлены и используются для управления работой ГТУ. Поэтому продолжаются исследования таких связей. В качестве примера можно привести [2], где показано, что разброс температуры уходящих газов за камерой сгорания (за турбиной высокого давления) по сечению имеет большую величину, доходящую до 30–40 °С. Поэтому погрешность измерения средней температуры превышает 17°С, и эта температура не может быть использована для определения энергетической эффективности ГТУ. Предложено для этой цели использовать коэффициент избытка воздуха, связанный с содержанием кислорода в уходящих газах.

Продолжается также обсуждение вопроса об определении доли расходов топлива на отпускаемые ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ электроэнергию и тепло [3], результаты которого также могут привести к пересмотру перечня и точности контролируемых параметров этих ТЭЦ для оценки их эффективности.

Основным топливом для газотурбинного привода рассматриваемых энергетических установок является природный газ, соответствующий требованиям ГОСТ 23194–83, подготовленный по ГОСТ 21199–82.

При эксплуатации ГТУ возникают требования к качеству топлива, связанные с необходимостью предотвращения высокотемпературной коррозии на лопатках турбины. Поскольку механизм коррозии чаще всего реализуется через образование эвтектики щелочных металлов, то ограничения, как правило, накладываются на суммарное содержание серы и щелочных металлов. Следовательно, должны контролироваться также и эти параметры газового топлива.

На допустимую погрешность измерения параметров ГТУ накладываются жесткие ограничения. Например, в РФ эти нормы определены в руководящем документе РД 34.11.321–96 «Нормы погрешности измерений технологических параметров тепловых электростанций и подстанций». Согласно этого документа, температура окружающего воздуха должна определяться с точностью не хуже ±1 0С, барометрическое давление — не хуже ±2 %, расход воздуха перед компрессором — не хуже ±2,5 %, температура и давление газов перед турбиной соответственно не хуже ±10 °С и ±1,6 %, и т. д.

Как видно из приведенного краткого описания процессов в ГТУ, перечня и взаимосвязи ее контролируемых параметров, а также требуемой точности их контроля, человек практически не в состоянии осуществлять такой контроль, пересчитать величины контролируемых параметров и оказать управляющее воздействие на работу ГТУ. Поэтому все разработчики и производители ГТУ оснащают эти установки специализированными автоматизированными системами контроля и управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Основным методом контроля параметров при этом является проверка отклонения частоты вращения ротора газогенератора, давления за компрессором и температуры газа за турбиной — комплексных показателей, реагирующих на любые отклонения состояния газовоздушного тракта двигателя (ГВТ). Этот вид контроля позволяет выявлять загрязнение компрессора, которое приводит к росту температуры горячей части двигателя, увеличению расхода топлива, снижению мощности. Длительная работа с повышенной температурой горячей части приводит к безвозвратному ухудшению КПД и, как следствие, повреждению деталей горячей части и уменьшению ресурса.

Своевременная качественная промывка ГВТ не только обеспечивает нормальную эксплуатацию двигателя в течение межремонтного ресурса (25 000 часов), но и во многих случаях позволяет продлить ресурс на несколько тысяч часов. При контроле параметров ГВТ выявляются и другие отклонения, например, ухудшение состояния деталей проточной части турбины или неравномерность температурного поля из-за загрязнения топливных форсунок посторонними частицами, содержащимися в газе.

Таким образом, вопрос надежности и эффективности работы газотурбинной установки при выработке тепловой и электрической энергий зависит от глубины проработки вопроса регулирования параметров регулирования применительно к климатическим условиям Узбекистана.

Литература:

  1. Костюк Р. И. Разработка теплофикационных бинарных парогазовых установок и исследование технологии их эксплуатации (на примере ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге). Автореферат дисс. к. т. н., М., 1998 г., 63 с.
  2. Дудолин А. А., Соколова М. А., Буров Б. В., Цанев С. В. Исследование показателей тепловой экономичности вариантов схем теплофикационного парогазового блока утилизационного типа на базе ГТУ V64.3. // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тезисы докладов Девятой Международной научно технической конференции студентов и аспирантов. М.: Издательство МЭИ, 2003 г., Том 3, С. 138–139.
  3. Р. А. Захидов, А. И. Анарбаев, А. Мансуров. Выбор газотурбинной установки для теплоэлектрической станции. Узбекский журнал «Проблемы информатики и энергетики», № 1, 2010. с. 51–56.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle