Повышение номинальной мощности и энергетической эффективности ПГУ в условиях высоких температур наружного воздуха путем впрыска воды в газовоздушный тракт ГТУ

Мощность ГТУ пропорциональна, в основном, расходу воздуха в компрессоре и соответствует номинальному значению при стандартных внешних условиях: температуре наружного воздуха tНВ=+15 С, барометрическому давлению 101,3 кПа и относительной влажности φ=60 %. Энергетические ГТУ могут работать в интервале температур tНВ от -40 С до +40 С и их мощности при tНВ<15 С больше, а при tНВ>15 С меньше номинального значения. Одновальные энергетические ГТУ с расходом воздуха 500…900 кг/с применяются в составе высокоэкономичных ПГУ мощностью 350…750 МВт и такое летнее снижение мощности одного энергоблока исчисляется несколькими десятками МВт. Использование ГТУ и ПГУ в энергетике расширяется, и даже для продолжительности летнего периода 3…4 месяца экономические потери от сокращенной выработки электроэнергии с самым низким удельным расходом топлива оказываются весьма значительными. Эти потери возникают при прохождении максимумов нагрузки энергосистемы с неизменным участием маневренных ПГУ на природном газе.

Стабилизировать номинальную мощность современных ГТУ при tНВ15 С за счет повышения начальной температуры газов нецелесообразно из-за ускоренного исчерпания долговечности дорогостоящих охлаждаемых деталей горячего тракта. Без таких последствий форсировать мощность ГТУ в часы пик способен энергетический ввод пара. Однако, в условиях ПГУ прирост ее мощности на 1 % вводимого пара в 1,5…2,0 раза меньше, чем для автономной ГТУ с утилизацией теплоты отработавших газов без паровой турбины.

Поддержать номинальную мощность ГТУ в теплое время года позволяет контактно-испарительное водяное охлаждение циклового воздуха. Полезное уменьшение его температуры перед сжатием зависит от влагопоглощающей способности наружного воздуха и будет наибольшим, если этот воздух является горячим и сухим. Если воздух горячий и влажный (φ=80…90 %) или умеренно теплый 20…25 С и влажный φ=50…70 %, то из-за ограничения влагопоглощающей способности эффективность его предохлаждения уменьшается в несколько раз и повышение мощности ГТУ оказывается малозначительным. В этом случае поток воздуха будет избыточно увлажняется каплями воды, которые полностью не испаряются до компрессора. Вся поверхность входного тракта смачивается этими каплями, что приводит к образованию тонкой пленки жидкости, которая перемещается по направлению потока воздуха, и по мере утолщения срывается и подхватывается этим потоком. При ускоряющемся движении воздуха пленки жидкости фрагментируются в более крупные капли, чем первоначальные размером 20…40 мкм. Повторная фрагментация жидкости происходит и при срыве ее пленок с поверхности каждой лопасти ВНА непосредственно перед вращающимися рабочими лопатками. До них крупные капли могут еще отставать от основного потока и с учетом относительного движения скорость столкновения лопаток с каплями увеличивается до эрозионноопасной. Применение специального антиэрозионного покрытия для наиболее длинных рабочих лопаток компрессора значительно увеличивает их стоимость. Отмеченные негативные последствия препятствуют применению контактно-испарительного водяного охлаждения циклового воздуха ГТУ, которые эксплуатируются в умеренно-теплом климате. Исключить повторную вредную фрагментацию охлаждающей воды во входном тракте компрессора возможно организовав подвод охлаждающей воды в проточную часть компрессора. Наиболее простым и дешевым путем является ввод воды в первые ступени компрессора в количестве до 2–2,5 % от расхода воздуха.

Расчетный анализ влияния впрыска воды в первую ступень компрессора ГТУ на характеристики парогазового энергоблока выполнен с использованием математической модели ПГУ-410 Невинномысской ГРЭС, включающей в себя модели ГТУ, паротурбинной установки и котла-утилизатора. В основу расчетной модели ГТУ положены уравнения сохранения энергии и массы, а также экспериментальные характеристики, полученные при статистической обработке результатов тепловых испытаний ГТУ SGT5–4000F Невинномысской ГРЭС [1] в широком диапазоне нагрузок, наружных температур и углов установки ВНА компрессора. В алгоритме расчета переменного режима ГТУ используются экспериментальные обобщенные зависимости, необходимые для построения универсальной характеристики компрессора, а также экспериментальные зависимости для расчета КПД турбины, сопротивлений входного тракта, выхлопного тракта, тракта компрессор-турбина, потерь электрической мощности. Модель паровой части ПГУ-410 составлена с использованием программной среды Boiler Designer. Достоверность расчетной модели ПГУ-410 проверена сопоставлением результатов расчета эксплуатационных режимов с результатами тепловых испытаний ПГУ-410 Невинномысской ГРЭС.

Расчеты режимов работы ГТУ с впрыском воды в первую ступень компрессора выполнены при следующих основных допущениях [2]:

        охлаждения воздуха перед компрессором не происходит, а поскольку удельный объём впрыскиваемой воды достаточно мал, в расчетах принято, что ввод воды не оказывает влияния на работу первых ступеней компрессора и их обобщенные характеристики;

        наличие воды и её испарение в проточной части компрессора не оказывают влияния на КПД ступеней компрессора;

        нагрев жидкости и её испарение происходит в межвенцовых зазорах каждой ступени и заканчивается при достижении состояния термодинамического равновесия;

        испарение воды в проточной части компрессора происходит по линейному закону;

При вводе воды на вход компрессора и осуществлении “влажного сжатия” воздуха происходит его постепенное охлаждение за счет испарения впрыснутой влаги и процесс сжатия в каждой ступени смещается в h, s — диаграмме влево. Значение коэффициента изоэнтропы снижается и на сжатие охлажденного воздуха затрачивается меньшая работа. Теплоемкость газов, а следовательно, и располагаемый теплоперепад в турбине при возрастании степени увлажненности газов увеличиваются, вызывая увеличение внутренней мощности турбины. Таким образом, прирост электрической мощности ГТУ при вводе воды в проточную часть компрессора обусловлен увеличением внутренней мощности турбины с одновременным снижением мощности, затрачиваемой на привод компрессора, и сопровождается увеличением КПД ГТУ.

При увеличении температуры окружающей среды уменьшение расхода воздуха, сжимаемого в компрессоре, вызывает уменьшение располагаемой мощности ГТУ и ПГУ (рис.1). При температуре наружного воздуха равной 15 °С мощность ГТУ и ПГУ составляет 280 и 420,8 МВт соответственно. При повышении этой температуры до 30 °С мощность ГТУ снижается до 260 МВт, мощность ПГУ — до 394,4 МВт, т. е. на 20 и 25,6 МВт соответственно. При температуре наружного воздуха равной 30 °С впрыск воды в первую ступень компрессора ГТУ в количестве 1 % от расхода сжимаемого в нем воздуха позволяет стабилизировать электрическую мощность ПГУ на номинальном значении и повысить КПД ПГУ на 0,5 % (табл.1). При этом прирост мощности ГТУ составляет 23 МВт (или 8.1 %), а прирост мощности паровой турбины — 2,9 МВт. Таким образом, увеличение мощности ПГУ определяется главной образом приростом мощности ГТУ при форсировании путем впрыска воды в её газовоздушный тракт.

Таблица 1

Показатели ПГУ-410 при форсировании её мощности путем ввода воды в компрессор ГТУ

Рис. 1. Зависимости электрической мощности ГТУ, ПТУ и ПГУ от температуры наружного воздуха

Литература:

1.                Ольховский Г. Г., Радин Ю. А., Туз Н. Е., Мельников В. А. Тепловые испытания газотурбинной установки мощностью 280 МВт. // Электрические станции. 2014, № 5. С. 19--24.
2.                Середа С. О., Гельмедов Ф. Ш., Сачкова Н. Г. Расчетные оценки изменения характеристик многоступенчатого компрессора под влиянием испарения воды в его проточной части. // Теплоэнергетика. 2004, № 11. С. 60--65.