Исследование способов совершенствования энергетических газотурбинных установок и их тепловых схем тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат технических наук Пустовалов, Павел Александрович

• Пустовалов, Павел Александрович
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Пустовалов, Павел Александрович

Список использованных сокращений.

Введение.

Глава 1. Анализ технических решений по повышению экономичности газотурбинных установок.

1.1. Способы повышения экономичности газотурбинных установок путём усложнения тепловой схемы.

1.1.1. Влияние промежуточного охлаждения и промежуточного подогрева на термический КПД и удельную работу идеального цикла Брайтона

1.1.2. Влияние регенерации теплоты уходящих газов на термический КПД цикла Брайтона.

1.1.3. Регенерация и промежуточное охлаждение/подогрев в идеальном цикле Брайтона.

1.2. Применение увлажнения рабочей среды для повышения показателей энергетических ГТУ.

1.2.1. Способы увлажнения рабочей среды установки путём впрыска воды

1.2.2. Впрыск пара для увлажнения рабочей среды ГТУ.

1.2.3. Разработки ОИВТ РАН по созданию высокоэкономичной парогазовой установки контактного типа для совместного производства электроэнергии и тепла.

1.2.4. Применение увлажняющих колонн для увлажнения рабочей среды энергетических ГТУ.

1.3. Постановка задачи и цели исследования.

Глава 2. Методологические основы расчёта показателей энергетических газотурбинных установок.

2.1. Алгоритм расчёта тепловых схем энергетических ГТУ без увлажнения рабочей среды.

2.1.1. Расчёт свойств рабочей среды энергетических ГТУ.

2.1.2. Способы оценки совершенства проточной части компрессора и газовой турбины при ресчёте тепловых схем энергетических ГТУ.

2.1.3. Расчёт процессов расширения и сжатия.

2.1.4. Расчёт регенератора.

2.1.5. Расчёт расхода топлива и состава продуктов сгорания.

2.1.6. Определение показателей тепловой экономичности установки

2.2. Особенности расчёта ГТУ с сатуратором.

2.3. Описание расчетной модели в программе «ТЬегтойех» и оценка точности моделирования.

2.3.1. Применение программного комплекса «ТЬегтойех» для моделирования тепловых схем энергетических газотурбинных установок.

2.3.2. Моделирование установок с промежуточным охлаждением воздуха, промежуточным подогревом газов и регенерацией.

2.3.3. Моделирование газотурбинных установок с увлажнением рабочей среды при помощи сатураторов.

2.4. Выбор алгоритма многомерной оптимизации.

2.5. Выводы по главе 2.

Глава 3. Анализ способов повышения экономичности газотурбинных установок путём усовершенствования тепловой схемы.

3.1. Влияние промежуточного охлаждения воздуха и промежуточного подогрева газов на показатели ГТУ при отсутствии регенерации.

3.2. Применение регенерации теплоты уходящих газов в сочетании с промежуточным охлаждением воздуха и промежуточным подогревом газов

3.3. Выводы по главе 3.

Глава 4. Увлажнение воздуха в циклах энергетических газотурбинных установок

4.1. Показатели газотурбинных установок с впрыском воды в сжатый воздух и регенерацией теплоты уходящих газов (схема WIR).

4.2. Установки с увлажняющими колоннами.

4.2.1. Показатели энергетической эффективности ГТУ с сатуратором.

4.2.2. Анализ влияния параметров газотурбинной установки с сатуратором на показатели тепловой экономичности.

4.3. Оценка возможности возврата воды из уходящих газов энергетических ГТУ с сатуратором.

4.4. Усложнение тепловой схемы для повышения показателей ГТУ с сатуратором.

4.4.1. Влияние применения впрыска воды в воздух перед компрессором на показатели ГТУ с сатуратором.

4.4.2. Влияние промежуточного охлаждения воздуха при сжатии на показатели ГТУ с сатуратором.

4.5. Выбор точки подвода подпиточной воды в тепловых схемах ГТУ с сатуратором.

4.6. Выводы по главе 4.

Глава 5. Оценка экономической эффективности вариантов ГТУ усовершенствованных технологических схем.

5.1. Описание экономического окружения.

5.1. Оценка эксплуатационных затрат.

5.2. Стоимость отпускаемой продукции.

5.3. Оценка капитальных затрат.

5.3.1. Общие положения.

5.3.2. Оценка капитальных затрат на ПГУ с котлом-утилизатором

5.3.3. Оценка капитальных затрат на ГТУ с промохлаждением и регенерацией и ГТУ с сатуратором.

5.4. Технико-экономическая оптимизация параметров газотурбинных установок усовершенствованных схем.

5.5. Сравнение экономической эффективности ГТУ усовершенствованных технологических схем.

5.6. Выводы по главе 5.

Выводы по диссертации.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование способов совершенствования энергетических газотурбинных установок и их тепловых схем»

В современных условиях развития электроэнергетики в Российской Федерации (переход к рынку электроэнергии и мощности, рост цен на топливо) крайне актуальным является внедрение высокоэкономичных генерирующих установок, созданных на базе прогрессивных технологий.

В соответствии с результатами оптимизации структуры генерирующих мощностей, проведённых при разработке «сценарных условия развития электроэнергетики на период до 2030 года», предусматриваемыми масштабами развития атомной и гидроэнергетики рекомендуемый суммарный объем вводов на ТЭС в период 2011 - 2030 годы определен в размере 100,8 млн кВт. Приоритет отдан развитию генерации на газе. Объем вводов генерирующих мощностей на газе составляет 83,8 млн кВт (83 % от суммарных вводов на ТЭС).

Значительное наращивание доли газовой генерации требует масштабного внедрения современных технологий - парогазовых и газотурбинных, обеспечивающих повышение среднего КПД ТЭС на газе до уровня не менее 53 %, предусмотренного Генеральной схемой размещения энергетических объектов.

В настоящее время наиболее эффективным промышленно внедрённым способом генерации электроэнергии являются парогазовые установки с котлами-утилизаторами трёх давлений с промежуточным перегревом пара. КПД таких установок может превышать 60%. Подобные установки имеют большую мощность, более 400 МВт, в то время как создание подобных установок меньшей мощности экономически нецелесообразно. Предлагаемые гибридные установки на базе топливных элементов позволяют достичь КПД до 70% и более, однако в настоящее время эти технологии не доведены до уровня промышленной реализации. Максимальная единичная мощность гибридных установок не превышает 5-10 МВт.

В классе малых и средних мощностей доминирующее положение занимают парогазовые установки с котлами-утилизаторами 2-х давлений. В некоторых случаях используются также ПГУ 1-го давления. КПД таких установок находится на относительно низком уровне (не более 52%).

Работа в рыночных условиях требует не только высокой эффективности, но также и сохранение капитальных затрат на приемлемом уровне. В парогазовых установках комбинированного цикла Брайтона-Ренкина значительная часть капитальных затрат приходится на паротурбинную часть, в то время как мощность паровой турбины составляет порядка 1/3 от суммарной мощности ПГУ.

Одним из возможных путей повышения тепловой экономичности и экономической эффективности энергетических установок на базе газотурбинных технологий является отказ от паросиловой части и усложнение технологической схемы газотурбинной установки.

На ранних этапах развития газотурбинных технологий для повышения экономичности энергетических ГТУ достаточно широко предлагались установки с регенерацией теплоты уходящих газов. Однако развитие авиационных двигателей и конверсионных ГТУ на их основе привело к вытеснению установок с регенерацией с рынка. Конверсионные ГТУ имеют высокую степень повышения давления в компрессоре, что способствует улучшению массогабаритных характеристик, однако делает невозможным применение регенерации теплоты уходящих газов для повышения экономичности. Вместе с тем известно, что применение промежуточного охлаждения воздуха при сжатии и промежуточного подогрева газов при расширении (двукратный подвод теплоты) позволяют применить регенерацию теплоты уходящих газов в установках с высокой степенью повышения давления. В настоящее время не проводится исследований по оценке целесообразности применения данных мероприятий.

Достаточно широко рассматриваются способы повешения показателей газотурбинных установок путём увлажнения рабочей среды. Для этого применяется впрыск воды перед компрессором, в компрессор при сжатии, впрыск пара в камеру сгорания и в продукты сгорания перед турбиной. Впрыск воды перед компрессором или между ступенями компрессора, как правило, применяется для повышения мощности установки при высоких температурах наружного воздуха. Впрыск пара, генерируемого в котле-утилизаторе, повышает мощность и экономичность установки. Относительно новым и весьма перспективным способом увлажнения рабочей среды газотурбинных установок является применение увлажняющих колонн (сатураторов). Данные установки находятся на стадии исследований и разработки. Отсутствуют опубликованные материалы по оптимизации параметров подобных установок, нет чётких рекомендаций по расчёту подобных схем.

Данная работа посвящена анализу способов повышения тепловой экономичности энергетических газотурбинных установок путём совершенствования их тепловых и технологических схем, выбору и оптимизации наиболее перспективным схем.

Работа выполнена под руководством профессора кафедры «Тепловых электрических станций» Национального исследовательского университета Московского энергетического института, кандидата технических наук Цанева Стефана Вичева, которому автор выражает глубокую благодарность.

Автор выражает признательность заведующему кафедрой ТЭС НИУ МЭИ Бурову Валерию Дмитриевичу за ценные замечания, советы и рекомендации при выполнении диссертационной работы. Автор благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» за помощь и ценные замечания при написании работы, а так же сотрудников кафедры ТЭС НИУ МЭИ за ряд сделанных важных и полезных рекомендаций.

Заключение диссертации по теме «Энергетические системы и комплексы», Пустовалов, Павел Александрович

Выводы по диссертации

Проведённые исследования позволяют сделать следующие выводы по диссертационной работе:

1. Разработана методика и алгоритм расчёта показателей тепловой экономичности энергетических газотурбинных установок с увлажнением рабочей среды путем применения сатураторов. Методика была адаптирована для использования в программном продукте «ТЪегтойех».

2. Проведён сравнительный анализ способов совершенствования энергетических газотурбинных, их тепловых и технологических схем.

3. Проведена оценка капитальных затрат на газотурбинные установки с регенерацией и промежуточным охлаждением воздуха при сжатии и газотурбинных установок с сатуратором.

4. Проведена технико-экономическая оптимизация параметров газотурбинных установок с регенерацией теплоты уходящих газов и промежуточным охлаждением воздуха в компрессоре и установок с регенерацией, увлажняющей колонной и впрыском воды в воздух перед компрессором (схема АНАТ).

5. Впервые проведён анализ экономической эффективности энергетических газотурбинных установок с увлажнением рабочей среды путем применения сатураторов в условиях Российской Федерации.

6. Среди установок, в которых не используется увлажнение рабочей среды, наиболее перспективной является установка с промохлаждением и регенерацией. Подобные установки экономически более эффективны по сравнению с парогазовыми установками, их преимущество очевидно при невысоком числе часов использования установленной мощности или при низких ценах на топливо. Это позволяет рекомендовать установки данной схемы для использования в качестве пиковых источников электроэнергии.

7. Газотурбинные установки с сатуратором, регенерацией и впрыском воды перед компрессором (схема АНАТ) экономически более эффективны по сравнению с парогазовыми установками 2-х давлений во всех рассмотренных сценариях. В экономической ситуации в соответствии со «Сценарными условия развития электроэнергетики на период до 2030 года» данные установки позволяют получить на 10 % больший доход по сравнению с ГТГУ 2-х давлений. Представляется целесообразным разработка и широкое внедрение подобных энергоустановок.

8. Для газотурбинных установок с сатуратором, регенерацией и впрыском воды перед компрессором (схема АНАТ) оптимальным является следующее сочетание параметров: степень повышения давления в компрессоре лк = 20,5, степень регенерации о = 0,85, температура воздуха за ОСВ = 125°С , температура воды за ОСВ = 160°С , температура воды перед сатуратором Гвс0дТ = 165°С.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Пустовалов, Павел Александрович, 2012 год

1. Цанев C.B. и др. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов М.: Издательский дом МЭИ, 2006. - 579 с.

2. Газотурбинные энергетические установки: учебное пособие для вузов / C.B. Цанев, В.Д. Буров, A.C. Земцов, A.C. Осыка М.: Издательский дом МЭИ, 2011.-428 с.

3. Костюк А.Г., Шестерюк А.Н., Газотурбинные установки. М.: Высшая школа, 1979

4. Кириллин В.А. и др. Техническая термодинамика / В.А. Кириллин, В.В. Сычев, А.Е. Шейдлин М.: Энергия, 1968.

5. Цанев C.B., Буров В.Д., Пустовалов П.А. К вопросу о карнотизации цикла Брайтона энергетических газотурбинных установок // Энергосбережение и водоподготовка. 2010. - №6. - С. 2-6.

6. Цанев C.B., Буров В.Д., Пустовалов П.А. Энергетические характеристики ГТУ с влажной регенерацией // Вестник МЭИ. 2009. - №2. -С. 11-15.

7. Цанев C.B., Буров В.Д., Пустовалов П.А. Способы дожигания топлива в тепловых схемах энергетических ГТУ // Вестник МЭИ. 2009. -№3. - С. 12-16.

8. Пустовалов П.А., Цанев C.B. Применение энергетических ГТУ с регенерацией в тепловых схемах парогазовых установок // XIV Межд. науч. -техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»: Тез. докл. М., 2008. - С. 201-202.

9. Пустовалов П.А., Цанев C.B. Оценка эффективности газотурбинных установок с «влажной» регенерацией // XV Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»: Тез. докл. М., 2009. - С. 164-165.

10. Пустовалов П.А., Цанев C.B. Анализ схем ГТУ с регенерацией, использующих в качестве рабочего тела влажный воздух // XVI Межд. науч. -техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»: Тез. докл. М., 2010. - С. 207-209.

11. Пустовалов П.А., Цанев C.B. Карнотизация цикла Брайтона энергетических газотурбинных установок // XVIII Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»: Тез. докл. -М., 2011. -С. 189.

12. Пустовалов П.А., Цанев C.B. Оптимизация схем и параметров газотурбинных установок с сатуратором // XVIII Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»: Тез. докл.-М., 2012.-С. 189

13. Пат. 2179248 РФ, МПК F 01 к 23/06. Способ регенерации тепла в парогазовом цикле и ПГУ для его осуществления / Масленников В.М., Выскубенко Ю.А., Кашфразиев Ю.А., Лавров В.С, Цалко Э.А., Шадек Е.Г., Штеренберг В.Я. Заявлено 25.04.2001.

14. Пат. 2211343 РФ, МПК F 01 к 23/06. Способ утилизации тепла в парогазовой установке контактного типа и установка для его осуществления /

15. Масленников В.М., Выскубенко Ю.А., Кашфразиев Ю.А., Цалко Э.А., Шадек Е.Г., Штеренберг В.Я., Ики Н. Заявлено 04.10.2002.

16. Масленников В.М., Штеренберг В.Я. Высокоэкономичная парогазовая установка типа для совместного производства электроэнергии и тепла // Теплофизика высоких температур. 2011. - Т. 49. - № 5. - С. 777781.

17. Орлов К.А. Исследование схем парогазовых установок на основе разработанных прикладных программ по свойствам рабочих тел: Дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. М., 2004. - 323 с.

18. Бурцев С.И., Цветков Ю.Н. Влажный воздух. Состав и свойства. -СПб.: СПбГАХПТ, 1998. 146 с.

19. Фаворский О.Н., Полищук B.JI. Выбор тепловой схемы и профиля отечественной мощной энергетической ГТУ нового поколения и ПТУ на её основе // Теплоэнергетика. 2010. - №2. - С. 2-6.

20. Фаворский О.Н., Цанев C.B. Технические схемы и показатели ПТУ с впрыском пара в газовый тракт ГТУ // Теплоэнергетика. 2005. - №4.

21. Фрейз, Кинни. Влияние впуска пара на характеристики газотурбинных циклов // Энергетические машины. 1979. - Т. 101. - №2. -С. 5-17

22. Meherwan Р. Воусе. Gas Turbine Engineering Handbook: Gulf Professional Publishing, 2006. 799 c.

23. Gohen H., Rogers G.F.C., Saravanamuttoo H.I.H. Gas turbine theory: Longman Scientific & Technical, 1987. 407 c.

24. Юн A.A. Исследование газопаротурбинной энергетической установки сдвукратным подводом тепла в камерах сгорания и регенерациейтепла в газожидкостном теплообменнике: Дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. М., 2003. - 146 с.

25. Скворцов A.B. Повышение параметров газотурбинных установок путём впрыска воды в проточную часть и оптимизация рабочего процесса в компрессоре: Дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. СПб, 2010. - 173 с.

26. Кривохижа К.В. Повышение эффективности работы компрессорных станций применением газотурбинных и газопаротурбинных установок с промежуточным охлаждением циклового воздуха: Дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. Тюмень, 2003. - 129 с.

27. Захаренков Е.А. Исследование и оптимизация схем и параметров гибридных электростанций на основе топливных элементов и газотурбинных установок: Дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. М., 2009. - 120 с.

28. Елисеев Ю.С., Беляев В.Е., Косой А.С., Синкевич М.В., Соколов Ю.Н., Зейгарник Ю.А., Шехтер Ю.Л. ПГУ смешения: проблемы и перспективы // Газотурбинные технологии. Март 2006. - С. 18-20.

29. A Feasibility and Assessment Study for FT 4000 Humid Air Tirbine (HAT). Electric Power Research Institute (EPRI), 2000.

30. Combustion Turbine Experience andlntelligence Reports: 2004. Electric Power Research Institute (EPRI), 2005.

31. Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года. Министерство энергетики Российской Федерации. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. Москва, 2011.

32. Takashi Т., Koda Е., Mimaki Т. A systematic analisys of the effect of air humidification on gas turbine systems // JSME International Journal, Series B. -Vol. 45. №3. - 2002. - C. 530-535.

33. Hatamiya S., Araki H., Katagiri Y., Marushima S. An Experimental and Analytical Study on the Advanced Humid Air Turbine System // International Conference on Power Engineering-2007. Hangzhou, China. - October 23-27, 2007.

34. Takashi Т., Nakao Y., Koda E. Analysis and Evaluation about Advanced Humid AirTurbine System // International Conference on Power Engineering-2007. Hangzhou, China. - October 23-27, 2007.

35. Wang Y., Li Y., Weng S., Wang Y. Thermodynamic performance experiment and cooling numbercalculation of a counter-flow spray humidifier in the HAT cycle. Front. Energy Power Eng. China 2008. - 2(1). - C. 43^17.

36. Mathioudakis K. Analysis of the Effects of Water Injection on the Performance of a Gas Turbine // Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. July 2002. - Vol. 124.

37. Johnson M., Yan J. Humidified gas turbines—a review of proposed and implemented cycles // Energy. Vol. 30. - Issue 7. - June 2005, - C. 1013— 1078.

38. Advanced Power Cycles with Mixtures as the Working Fluid. Johnson M. Doctoral Thesis. Department of Chemical Engineering and Technology, Energy Processes. Royal Institute of Technology. Stockholm, Sweden, 2003.

39. Horlock J.H. Advanced Gas Turbine Cycles. Whittle Laboratory, Cambridge, U.K. Elsevier Science Ltd, 2003.

40. Waldyr L. R. Gallo. A Comparison Between the HAT Cycle and Other Gas-Turbine Based Cycles: Efficiency, Specific Power and Water Consumption. Energy Conversion Management. 1997. - Vol. 38. - No. 15-17. - C. 1595-1604.

41. Developing Humidified Gas Turbine Cycles. Bartlett M. Doctoral Thesis. Department of Chemical Engineering and Technology, Energy Processes. Royal Institute of Technology. Stockholm, Sweden, 2002.

42. Higuchi S., Hatamiya S., Seiki N., Matushima S. A Study of Performance on Advanced Humid Air Turbine Systems. Proceedings of the International Gas Turbine Congress 2003 Tokyo, November 2-7, 2003.

43. Jong Jun Lee, Mu Sung Jeon, Tong Seop Kim. The influence of water and steam injection on the performance of a recuperatedcycle microturbine for combined heat and power application // Applied Energy 87 (2010). C. 13071316.

44. Ronald L. Klaus. Water-Augmented Gas Turbine Power Cycles. Encyclopedia of Energy Engineering and Technology. 2007. - 1. - C. 15741586.

45. Humidification in Evaporative Power Cycles. Dalili F. Doctoral Thesis. Department of Chemical Engineering and Technology, Energy Processes. Royal Institute of Technology. Stockholm, Sweden, 2003.

46. Mohammad Ameri, Saeed Seif Mohammadi, Heidar Roohi. The Installation and Testing of the Fog Inlet Air Cooling System for the Yazd Combined Cycle Power Plant. International Conference on Power Engineering-2007. Hangzhou, China. - October 23-27, 2007.

47. Охотин B.C. Учебное пособие по курсу «Техническая термодинамика»: Циклы газотурбинных и парогазовых установок. М.: Изд-во МЭИ, 1984.-52 с.

48. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. 3-е изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 352 с.

49. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Под ред. В.Я. Гиршфельда 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328 с.

50. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / В.Д. Буров, Е.В. Дорохов, Д.П. Елизаров и др.; под ред. В.М. Лавыгина, A.C. Седлова, C.B. Цанева. М.: Изд-во МЭИ, 2005. - 454 с.

51. Матвеенко В.Т., Очеретяный В.А., Андриец А.Г. Перспективы повышения эффективности ГТД с регенерацией теплоты усложнением цикла // В1сник СевНТУ. Вип. 106: Механша, енергетика, еколопя: зб. наук. пр. — Севастополь: Вид-во СевНТУ. 2010.

52. Экономика энергетики: учеб. пособие для вузов / Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, И.В. Мастерова и др.; под ред. Н.Д. Рогалёва М.: Изд-во МЭИ, 2005.-288 с.

53. Андрющенко А.И., Лапшов В.Н., Парогазовые установки электростанций

54. Гельфенбейн Л.Г. Определение оптимальных параметров регенераторов газотурбинных установок: Дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. Харьков, 1958. - 225 с.

55. Френкель Л.Л. Исследование схем, параметров и конструкций энергетических газотурбинных установок: Дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. Ленинград, 1967. - 189 с.