Исследование КПД парового модуля парогазовой установки большой мощности с разным количеством подогревателей

24.06.2019 2019 - №02 Aтомные электростанции

Чи Нгуен В.И. Белозеров

https://doi.org/10.26583/npe.2019.2.07

Новейшие разработки компании Siemens в области парогазовых установок (ПГУ) [1, 2] позволяют использовать разные схемы систем подогревателей низкого давления (ПНД) для турбоустановки (ТУ), благодаря чему экономичность и надежность парового модуля ПГУ улучшаются. В настоящее время существует множество схем подогревателей, зависящих от типа ТУ.

В работе исследуются ПГУ с турбинами ЛМЗк600-166. Расчеты выполнены для следующих схем подогревателей [3 – 8]: 0 – нет подогревателей; 1 – газовый подогреватель (ГП) + ПНД1; 2 – ГП + ПНД1 + ПНД2; 3 – ГП + ПНД1+ ПНД2 + деаэратор; 4 – ГП + деаэратор.

Технические параметры подогревателей низкого давления выбраны согласно рекомендациям для турбин ЛМЗк600-166. Технические параметры газового подогревателя рассматриваются на основании входных параметров ПНД1 (схемы 1 – 3) или деаэратора (схема 4), деаэратора – на основании параметров котла-утилизатора (парогенератора).

Результаты расчетов показали, что при неиспользовании подогревателей КПД ТУ равно 36,6%. По мере увеличения числа подогревателей КПД ТУ растет, благодаря чему КПД ПГУ в целом возрастает. Но в случае нагрева питательной воды до максимально возможной, как в схеме 3, из-за потери тепла отработавшего газа в атмосферу, которую не смогла скомпенсировать система подогревателей, КПД ТУ сильно падает. А в схеме 4, когда ГП выполняет роль ПНД1, 2 и 3, с помощью тепла отработавшего газа, которое было бы сброшено в атмосферу в схеме 3, КПД ТУ достигает наивысшего значения (37,3%). Важно отметить, что в рассматриваемой версии ПГУ в настоящее время не использовалась система подогревателей для ее парового контура из-за ограничения технических параметров газового контура и котлаутилизатора. По сравнению с самой эффективной в мире ПГУ на данный момент расчетный КПД-нетто ПГУ с применением системы подогревателей для ее паровой установки выше на 1,6% (63,8% относительно 62,2%).

Ссылки

1. Siemens HL class – The next generation of Siemens advanced air-cooled gas turbines. – Siemens Corporation, 2018. – 2 p. Электронный ресурс: https://www.siemens.com/content/dam/webassetpool/siemens/company/fairs-events/regions/russia/rew2018/documents/ru-en-hl-class-factsheet.pdf/ (дата доступа 17.09.2018).
2. Siemens gas turbine portfolio. / Siemens Corporation. – 2018. – 24 p. Электронный ресурс: https://www.siemens.com/content/dam/webassetpool/mam/tag-siemens-com/smdb/power-and-gas/Gas%20Turbines/heavy-duty-gas-turbine/technical-paper-and-brochures/brochures/gas-turbines-siemens-int.pdf/ (дата доступа 17.09.2018).
3. Volpi G., Penati M., Silva G. Heat Recovery Steam Generators for large combined cycle plants (250 MWe GT output): experiences with different design options and promising improvements by once-through technology development. / ANSALDO CALDAIE S.p.A. Presented at Power Gen Europe 2005, Milan, 28-30 June 2005. 16 p.
4. Коротких А.Г. Системы регенерации тепла ЭС. – Томск: ТПУ, 2006 – 33 с. Электронный ресурс: http://portal.tpu.ru:7777/shared/k/korotkikh/educational_work/Tab/m3.pdf/ (дата доступа 17.09.2018).
5. Heat Balance List, OMON Thermal Power Plant. / POWER GENERATION CORPORATION 3, EVN. – Hanoi, 2018. – 10 p.
6. Кириллов П.Л., Богословская Г.П. Тепломассообмен в ядерных энергетических установках. – М.: Энерготомиздат, 2000. – 425 с.
7. Кириллин В.А., Сычев В.В, Шейндлин А.Е. Техническая термодинамика. – М.: Наука, 1979. – 445 с.
8. Ganapathy F. Heat-Recovery Steam Generators: Understand the Basics. – ABCO Industries, 1996. – 14 p.
9. Powering a New Record at Edf 9ha.01 Sets Efficiency World Record. – GE Energy Infrastructure Co. Ltd. / General Electric Company. – Boston, 2016. – 8 p. Электронный ресурс: https://www.ge.com/content/dam/gepower-pgdp/global/en_US/documents/product/gas%20turbines/White%20Paper/gea32885-bouchain-whitepaper-final-aug-2016.pdf/ (дата доступа 17.09.2018).
10. Белозёров В.И., Чусов И.А. Сборник задач по курсу «Техническая термодинамика». Учебное пособие. – Обнинск: ИАТЭ, 1998. – 76 с.
11. Паровые турбины. – Санкт-Петербург, ОАО «Силовые Машины», 2018. – С. 50-68.
12. Слободчук В.И., Шелегов А.С., Лескин С.Т. Основные системы энергоблоков АЭС. Учебное пособие. – Обнинск: ИАТЭ, 2010. – C. 142-214.
13. Слобочук В.И. Пример выполнения курсового проекта по курсу «Атомные электрические станции». Учебное пособие. – Обнинск: ИАТЭ НИЯУ МИФИ. – 2015. – 50 с.
14. Новосельский О.Ю., Сафонов В.К., Шинов А.В. Сепараторы пара РБМК. – М.: ГУП НИКИ-ЭТ, 2005. – С. 114-120.
15. Паротурбинная установка К-500-166 мощностью 500 МВт. – Санкт-Петербург, ОАО «Силовые Машины», 2018. – 9 с.
16. Holmgren Magnus. IAPWS IF97 Excel Steam Tables. Электронный ресурс: http://www.x-eng.com/ (дата доступа 17.09.2018).
17. Thermodynamic tables add in. The Excel in Mechanical Engineering Research Team. Электронный ресурс: https://www.me.ua.edu/ExcelinME/(дата доступа 17.09.2018).
18. Study on Gas-Fired Combined Cycle Power Plant Project in Malaysia. – Tokyo Electric Power Services Co. Ltd., 2016. – 232 p.
19. Варгавтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. – М.: Наука., 1972. – 721 с.
20. Heat Recovery Steam Generators. – Victory Energy Co. Ltd., 2017. – 4 с. Электронный ресурс: http://dev.victoryenergy.creativestate.com/pdf/VEO_HRSG_BRO_WEB.pdf/ (дата доступа 17.09.2018).

Siemens SGT-9000HL КПД ПГУ паровой модуль газовый подогреватель (ГП) турбоустановка (ТУ) подогреватель низкого давления (ПНД) барабан-сепаратор высокого давления (БСВД) барабан-сепаратор среднего давления (БССД) барабан-сепаратор низкого давления (БСНД) цилиндр высокого давления (ЦВД) цилиндр среднего давления (ЦСД) цилиндр низкого давления (ЦНД) питательная вода (ПВ) питательный насос (ПН) деаэратор (Д) конденсатный тракт (КТ)

Ссылка для цитирования статьи: Нгуен Чи, Белозеров В.И. Исследование КПД парового модуля парогазовой установки большой мощности с разным количеством подогревателей. // Известия вузов. Ядерная энергетика. – 2019. – № 2. – С. 80-90. DOI: https://doi.org/10.26583/npe.2019.2.07 .