Анализ работы энергетической системы на базе абсорбционной бромистолитиевой холодильной машины и парогазовой установки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Байрамов Джамиль Загидович

• Байрамов Джамиль Загидович
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Байрамов Джамиль Загидович

Реферат

Synopsis

Введение

ГЛАВА 1. Современное состояние проблемы оптимизации и прогнозирования параметров работы энергосберегающих систем на основе абсорбционных термотрансформаторов и энергокомплексов

1.1 Анализ существующих способов повышения эффективности работы энергокомплексов

1.2 Абсорбционная бромистолитиевая холодильная машина (АБХМ) как энерготехнологический агрегат для повышения эффективности энергокомплекса ПГУ

1.3 Оптимизация параметров работы технических систем

1.4 Прогнозирование параметров работы технических систем

1.5 Сравнение и обоснование методов системного анализа

ГЛАВА 2. Методика исследования системы ПГУ-110 - АБХМ

2.1 Описание системы ПГУ-110-АБХМ

2.2 Постановка натурно-производственного эксперимента

2.3 Методика системного анализа энергосберегающей системы ПГУ -110 и АБХМ

HSA-1157

ГЛАВА 3. Результаты исследования

3.1 Результаты системного анализа АБХМ

3.2 Результаты системного анализа ПГУ

ГЛАВА 4. Моделирование энергосберегающей системы ПГУ-110 и АБХМ

4.1 Постановка задачи моделирования

4.2 Модель и блок-схема программы

4.3 Определение вспомогательных термодинамических зависимостей

4.4 Создание модели и проведение численного эксперимента

ГЛАВА 5. Оптимизация и прогнозирование

5.1 Постановка задачи оптимизации и прогнозирования

5.2 Оптимизация

5.3 Прогнозирование

Заключение

Список сокращений и условных обозначений

Список литературы

Список иллюстрированного материала

Приложения А. Блок - схемы блоков программы SAESS v

Приложения Б. Руководство пользователя к программе SAESS v

Тексты публикаций

7

Реферат

Общая характеристика диссертации

Актуальность темы

Развитие энергетики во всем мире связывают с решением задач экологичности, материало- и капиталоемкости, надежности и энергетической эффективности. Применение комбинированных парогазовых установок (ПГУ) является одним из актуальных направлений в реализации поставленных задач.

В Российской Федерации замена устаревших ТЭС на более совершенные ПГУ является приоритетным направлением. При этом, чем южнее регион, тем больше ограничений по мощности накладывается на ПГУ, что является следствием высоких температур окружающего воздуха в летний период. Большой вклад в исследование эффективности ГТУ и ПГУ, способов ее повышения, а также методик расчета установок, в том числе на ЭВМ, внесли Ложкин А.Н., Трухний А.Г., Зысин В.А., Андрющенко А.И., Цанев С.В., Гринман М.И., Гафуров А.М., Христанович С.А., Baratieri M., Godoy E., Pihil Erik E., MacDowell N. и др.

Охлаждение циклового воздуха перед ПГУ позволяет компенсировать негативные факторы. На практике получили применение следующие способы: мелкодисперсный распыл и холодильные машины. Самым современным является использование абсорбционных бромистолитиевых холодильных машин (АБХМ), образующих в комплексе с ПГУ энергосберегающие системы, в которых источником энергии для АБХМ является бросовое тепло ПГУ.

При проектировании АБХМ для ПГУ предполагается оптимальный режим работы, который на практике поддерживать достаточно сложно из-за большого числа влияющих факторов.

Применение комплексного анализа для сложных технических схем позволяет, используя методы декомпозиции, исследовать сложные схемы для количественной и качественной оценки с учетом влияния факторов, обеспечить

взаимосвязь решаемых задач и полученных результатов. Результаты комплексного анализа дают возможность оценить работу системы в целом, проанализировать и оценить работу подсистем и каждого элемента в отдельности.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Анализ работы энергетической системы на базе абсорбционной бромистолитиевой холодильной машины и парогазовой установки»

Цель работы

Оценка эффективности работы сложной энергетической системы на базе ПГУ-110 и АБХМ HSA-1157 компании ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго».

Задачи работы

Для достижения поставленной цели определены следующие задачи:

1. Обоснование выбора методов анализа сложной энергетической системы на базе ПГУ-110 и АБХМ HSA-1157.

2. Натурно-производственный эксперимент как метод научного исследования системы в реальных условиях.

3. Энергетический и эксергетический анализ работы АБХМ и ПГУ-110.

4. Математическое имитационное моделирование, реализуемое с помощью набора математических средств и специальных компьютерных программ.

5. Оптимизация и прогнозирование параметров работы АБХМ в составе энергетической системы.

Научная новизна работы

1. Математические полиноминальные зависимости для термодинамических параметров рабочих веществ в системе АБХМ и ПГУ -110.

2. Математическая имитационная модель, описывающая поведение отдельных элементов системы и их взаимодействие. Свидетельство №2021611672 от 03.02.2021 год, «SAESSv.3.0».

3. Специальный блок в программе для оптимизации и прогнозирования параметров работы АБХМ в составе энергетической системы.

Теоретическая и практическая значимость работы

Универсальные математические зависимости для определения параметров рабочих веществ при исследовании энергетических систем.

Практическая значимость заключается в том, что результаты проведенного анализа и разработанная на этой основе программа «SAESSv.3.0» могут быть использованы для повышения качества эксплуатации энергетической системы АБХМ - ПГУ-110. Программа «SAESSv.3.0» может быть использована для анализа подобных систем.

Положения, выносимые на защиту

1. Методика комплексного анализа сложной энергосберегающей системы на базе ПГУ-110 и АБХМ для качественной и количественной оценки.

2. Результаты проведенного исследования, а именно выявленные отклонения от проекта и причины, их вызывающие.

3. Математическая имитационная модель «SAESSv.3.0».

4. Методика определения оптимальных параметров работы АБХМ в составе энергосберегающей системы.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на международных и всероссийских конференциях:

1. LXI Международной научно-практической конференции памяти Колмогорова А.Н., проводившаяся 16.12.2019 года.

2. 11-й Международной научно-технической конференции «Техника и технология нефтехимического и нефтегазового производства» в Омске с 16.02.2021 по 19.02.2021 г. (отмечен дипломом I степени).

3. X Международной научно-технической конференции «Низкотемпературные и пищевые технологии в ХХ1веке» в ИТМО, Санкт-Петербург, с 27 по 29 октября 2021 года. (отмечен дипломом I степени).

4. VII научно-технической конференции молодых ученных и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго», проводившаяся 18.11.2019 г.;

5. Участие в всероссийской междисциплинарной конференции «Наука и практика-2020» Астрахань, 19-30 октября 2020 года.

6. IX Международной научно-технической конференции «Низкотемпературные и пищевые технологии в ХХ!веке» в ИТМО, Санкт-Петербург, 13-15 ноября 2019 года.

7. 63-й Международной научной конференции АГТУ, апрель 2013 года.

8. 64-й Международной конференции, посвященной 90-летнему юбилею со дня образования АГТУ, апрель 2020 года.

9. 65-й Международной конференции, проводимой 20-25 апреля 2022

года.

Достоверность научных достижений

При проведении натурно-производственного эксперимента применялись сертифицированные и поверенные измерительные приборы. Методы эксергетического и энергетического анализа, оптимизации и прогнозирования разрабатывались на основе авторитетных научных источников. Достоверность разработанной имитационной модели проверялась сравнением с данными натурного эксперимента.

Внедрение результатов работы

Результаты работы внедрены в учебный процесс. Разработаны методические указания к выполнению лабораторных работ на тему «Системный анализ энергосберегающей системы средствами программного обеспечения SAESSv. 3.0» по дисциплине «Исследование процессов низкотемпературных установок» для бакалавров направления 16.03.03 на кафедре «Теплоэнергетика и холодильные машины» Астраханского государственного технического университета. Результаты работы приняты к рассмотрению компанией ООО «ЛУКОЙЛ- Астраханьэнерго».

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 9 научных работ, из них 5 в рецензируемых журналах и изданиях, рекомендованных ВАК, 1 работа в журнале, входящем в международную базу данных Scopus.

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка сокращений, списка литературы из 100 наименований и пяти приложений. Основная работа изложена на 141 странице, включая 64 рисунка и 25 таблиц.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследования, представлены научная новизна, теоретическая и практическая значимость работы, научные положения диссертации, выносимые на защиту, приведены сведения об апробации работы, достоверности научных достижений, публикациях, структуре и объеме диссертации.

Глава 1. Охлаждение циклового воздуха перед газотурбинной установкой (ГТУ) как способ повышения эффективности работы энергокомплекса «Парогазовая установка» (ПГУ) получил широкое применение в условиях жаркого климата.

Обзор существующих способов повышения эффективности работы энергосберегающих систем за счет охлаждения показал, что на практике получили применение следующие способы: испарительное охлаждение и холодильные машины. В работе рассмотрены методы охлаждения с помощью АХМ, ПЭХМ, цикла Майсоценко, системы SPRINT с дисперсным распылом воды в всасывающий тракт компрессора ГТУ.

Из всех рассмотренных способов охлаждения циклового воздуха перед ГТУ в проектах получили применение комбинированные схемы охлаждения воздуха перед ГТУ с помощью АБХМ и дисперсного распыла воды во всасывающий тракт компрессора (SPRINT).

На стадии проектирования АБХМ ведется определение оптимального режима с учетом условий работы ПГУ при принятых климатических параметрах в соответствии с рекомендациями СНиП, необходимые для поддержания температуры воздуха перед ГТУ равной 15 °С. Однако ввиду постоянно изменяющихся условий окружающей среды поддерживать проектный оптимальный режим является сложной задачей.

Определение параметров работы АБХМ для поддержания проектной температуры воздуха перед ГТУ сводится к решению задачи оптимизации с учетом ресурса системы в условиях высокой температуры окружающей среды. В качестве метода оптимизации на основании проведенного анализа принят метод направленного слепого поиска. Данный метод применительно к рассматриваемой схеме позволяет учесть факторы, обеспечивающие связь между испарителем АБХМ и КВОУ, а также связь между котлом-утилизатором и генератором АБХМ через параметры греющего источника при заданном режиме работы.

На основании проведенного анализа выбраны два метода прогнозирования производительности ГТУ: метод нелинейной полиноминальной регрессии с

минимальной пятой степенью, использующий результаты натурно-производственного эксперимента; метод статистической экстраполяции. Установлено, что целесообразно проводить прогнозирование локально отдельных важных параметров во временном ряде.

Для проведения комплексного анализа принят метод структурной декомпозиции. В частности, система разделяется на 2 основных функциональных блока: ПГУ и АБХМ. Связь между ними обеспечена котлом-утилизатором (КУ) как энергогенерирующим агрегатом для АБХМ и комбинированной воздухоочистительной установкой (КВОУ), связывающей испаритель АБХМ и газотурбинную установку. Предварительными расчётами установлено, что эксергоэкономический анализ всей энергосберегающей системы в целом выполнить невозможно, так как эксергетические потери, эксплуатационные и капитальные затраты на АБХМ несоизмеримо малы в сравнении с затратами на ПГУ.

Глава 2. Объектом исследования является действующая энергосберегающая система на базе абсорбционной бромистолитиевой холодильной машины HSA-1157 и парогазовой установки ПГУ - 110 компании ООО «Лукойл-Астраханьэнерго», расположенной в городе Астрахань.

Принципиальная схема представлена на рисунке 1. На объекте установлено 2 ГТУ марки LM6000 PF, 2 котла утилизатора и одна паровая турбина двух давлений. Охлаждение воздуха перед ГТУ реализовано за счет двух АБХМ.

Особенности работы энергосберегающей системы представляются следующим образом. Турбина LM6000PF Sprint является двухвальной, делится на турбину высокого (ТВД) и низкого давления (ТНД). Компрессор ГТУ также состоит из компрессора высокого (КВД) и низкого давления (КНД).

В КНД воздух сжимается при степени сжатия 2,5:1, а затем в КВД сжимается при степени сжатия 12:1. Общая степень сжатия по отношению к атмосферному воздуху составляет 30:1. После компрессора ГТУ сжатый воздух поступает в КС, далее горячий газ подаётся в ТВД, которая приводит в движение

вал КВД. После ТВД воздух поступает в ТНД, которая приводит в движение вал КНД и вал ротора генератора.

Рисунок 1 - Принципиальная схема энергосистемы ПГУ-110-АБХМ: ГТУ - газотурбинная установка; КУ - котел-утилизатор; КВОУ -комбинированная воздухоочистительная установка; ПТ - паровая турбина; ДЭ -деаэратор; ДТ - дымовая труба; Г - генератор; К - конденсатор; И - испаритель;

А - абсорбер

После ТНД горячий газ поступает в КУ с температурой в пределах 455оС при температуре всасываемого воздуха 15 оС. В КУ образуется пар высокого (ПВД) и низкого давления (ПНД), который соответственно подается в ТВД и ТНД. Пар после паровой турбины конденсируется в Кд, охлаждаемом водой из градирни, затем конденсат поступает в ПГК, который питается горячей водой из КУ.

Для обеспечения достоверности исследования эксперимент производился в период с 2015 по 2020 год включительно. Данные по работе АБХМ снимались в

самый интенсивный период работы - это май, июнь, июль и август, а для ПГУ данные по работе снимались круглый год.

Температура и давление рабочих веществ, поступающих в аппараты АБХМ измеряется термопреобразователями ТСП Метран, манометрами МП4 -У У2-(0...60 кПа). Для регулирования массового расхода рабочих веществ в аппаратах АБХМ используются трехходовые клапаны компании «Метран». Погрешность приборов составляет 0,25...0,5 %.

Все измерительные приборы, установленные на ПГУ-110, передают информацию на центральный пункт управления. Для чистоты проведения натурно-производственного эксперимента фиксация данных производилась в одно и тоже время. Основными приборами измерений являются термометры, манометры и расходомеры компании «Метран» с погрешностью измерений 0,1.0,5 %.

Замерялись температура и давление рабочих веществ в ГТУ (воздух, топливо), ПТУ с КУ (водяной пар, вода, насыщенная вода). Для АБХМ -температура и давление холодильного агента, греющего источника, теплоносителя и охлаждающей среды. Также снимались параметры наружного воздуха.

Результаты натурно-производственного эксперимента представлены в виде режимных параметров, замеренных в процессе стационарной работы. Показания с приборов записываются каждую секунду на протяжении всей работы. Эти данные были усреднены по месяцам и внесены в журнал наблюдений.

При анализе результатов замеров в натурно-производственном эксперименте было установлено значительное снижение температуры греющего источника в генератор АБХМ в 2018 - 19 годах относительно проектных 95 °С. Этот параметр связывает между собой абсорбционную холодильную машину и парогазовую установку, является важнейшим показателем режима работы системы. По результатам обработки наблюдений построена гистограмма изменения среднемесячной температуры греющего источника на входе в генератор АБХМ по годам, представленная на рисунке 2.

Рисунок 2 - Изменение среднемесячной температуры греющего источника в

генератор АБХМ по годам

На основании представленной гистограммы для анализа выбран в качестве расчетного режима 2019 год. При проведении комплексного анализа в качестве первого функционального блока рассмотрена схема АБХМ. Для проведения термодинамического анализа использована методика взаимодействия термодинамики и экономики. На рисунке 3 представлена схема распределения потоков и потерь эксергии для АБХМ, а ниже эксергетические балансы аппаратов АБХМ.

Рисунок 3 - Схема распределения потоков эксергии между элементами АБХМ: I - теплообменник ГПК; II - насос греющего источника; III - генератор; IV -конденсатор; V - дросселирующие устройство; VI - испаритель; VII - абсорбер; VIII - насос раствора; IX - теплообменник раствора; X - насос холодильного агента; XI - насос хладоносителя; XII - КВОУ; XIII, XV - насос охлаждающей

воды; XIV, XVI - градирня

Эксергетический баланс генератора АБХМ:

ЕОв = (Е2 — Ез) — (Е11 + Е4 — ЕюХ С1)

где: Е2, Е3 - эксергия греющего источника на входе и выходе в генератор

(кВт); Е11 - эксергия крепкого раствора на выходе из генератора (кВт); Е4 -

эксергия холодильного агента на выходе из генератора (кВт); Е10 - эксергия

слабого раствора на входе в генератор (кВт).

Эксергетический баланс конденсатора АБХМ:

Е£С£ = (Е4 — Е5) — (Е21 — Е2ЗХ (2)

где: Е5 - эксергия жидкого холодильного агента после конденсатора (кВт); Е21, Е23 - эксергия охлаждающей среды на входе и выходе из конденсатора (кВт).

Эксергетический баланс дроссельного устройства АБХМ:

= (£5 - ^бХ (3)

где: £6 - эксергия холодильного агента после дроссельного устройства

(кВт).

Эксергетический баланс испарителя АБХМ:

ЕМУ = (Еб - Е7) - (Е15 - Е17), (4)

где: Е7 - эксергия пара холодильного агента после испарителя (кВт); Е15,Е17 - эксергия охлаждаемого вещества на входе и выходе из испарителя (кВт).

Эксергетический баланс абсорбера АБХМ:

= (Е12 + Е7 — £8) — (Е18 — Е2оХ (5)

где: Е12 - эксергия слабого раствора перед абсорбером (кВт); £8 -

эксергия слабого раствора после абсорбера (кВт); Е18, Е20 - эксергия охлаждающей среды на входе и выходе из абсорбера (кВт).

Эксергетический баланс теплообменника раствора АБХМ:

ЕОТО = (Е11 — Е12) — (Е10 — Е9). (6)

Далее по методике приведены эксергия топлива, продукта и деструкция для ПГУ -110.

Общее топливо системы:

Ер° — Ет, (7)

где: Ер°* - эксергия топлива всей системы (МВт); Ет - эксергия топлива всей системы ПГУ (эксергия горения топлива в камере сгорания) (МВт). Общий продукт системы:

ЕР°г — (ЕГТ — ЕК — Еа) + (ЕПТ — Е14\ (8)

где: Ер°* - эксергия продукта всей системы (МВт); Е[Т - эксергия продукта газовой турбины ГТУ (МВт); Е1К - эксергия, затрачиваемая на компрессор ГТУ (МВт); Е4 - эксергия с уходящими газами в котел-утилизатор (МВт); ЕПТ - эксергия продукта в паровой турбине ПТ (МВт); Е14 - эксергия, уходящая из ПТ в конденсатор (МВт).

Общая деструкция эксергии системы:

2 Ер* — ЕК + ЕКС + ЕрТ + ЕКУ + ЕПТ + ЕКд + Е$ТК, (9)

где: Ер - деструкция эксергии в компрессоре ГТУ (МВт); ЕрС -деструкция эксергии в камере сгорания ГТУ (МВт); Е^ - деструкция эксергии в газовой турбине ГТУ (МВт); ЕрУ - деструкция эксергии в котле-утилизаторе (МВт); ЕрТ - деструкция эксергии в паровой турбине (МВт); - деструкция эксергии в конденсаторе (МВт); Ер™ - деструкция эксергии в контуре подготовки главного конденсата (МВт).

Общие потери эксергии системы при взаимодействии с окружающей средой:

Е*°* — Е*°* - (Ер0* + ^ Е*°*). (10)

Эксергетический КПД всей системы ПГУ:

_Ер°*

£*°* — ТШ. (11)

Ьр

Глава 3. Результаты энергетического анализа АБХМ представлены в таблице 1 и на рисунке 4.

Таблица 1 - Результаты энергетического расчета по данным 2019 года (ручной

расчёт)

Наименование ед. изм. Май Июнь Июль Август Проект

Температура конденсации оС 36,4 36,3 37,3 37,1 35

Температура кипения оС 4,5 6,1 5,5 3,3 2

Концентрация слабого раствора % 52,3 52,4 51,7 52,5 53,4

Концентрация крепкого раствора % 56,2 56,4 57,1 57,1 60,5

Кратность циркуляции 14,4 13,2 12,8 12,4 9,8

Расход холодильного агента кг/с 1,1 0,9 0,9 1 1,5

Интервал дегазации % 4 4,2 4,4 4,4 6,1

Уд. тепловая нагрузка на испаритель кДж/кг 2372 2365 2369 2370 2378

Уд. тепловая нагрузка на конденсатор кДж/кг 2485 2475 2480 2484 2499

Уд. тепловая нагрузка на абсорбер кДж/кг 3362 3296 3272 3249 3110

Уд. тепловая нагрузка на генератор кДж/кг 3474 3405 3383 3364 3231

Пол. тепловая нагрузка на испаритель кВт 2609 2128 2132 2370 3567

Пол. тепловая нагрузка на конденсатор кВт 2734 2228 2232 2484 3748

Пол. тепловая нагрузка на абсорбер кВт 3698 2966 2945 3249 4665

Пол. тепловая нагрузка на генератор кВт 3821 3064 3045 3364 4846

Тепловой коэффициент 0,68 0,69 0,7 0,7 0,75

Полная нагрузка на генератор ЛБХМ Полная нагрузка на нспаржгепь АБХМ

Интервал дегазации АБХМ

Тепловой ко^ффиимешЛБХМ

май ■ июнь "июль "август "Проект

Рисунок 4 - Сравнительная гистограмма результатов энергетического анализа

АБХМ

Из гистограммы видно, что тепловая нагрузка на контур теплообменник -газовый водяной подогреватель (ГВП) снижена, что привело к уменьшению тепловой нагрузки на генератор АБХМ по отношению к проектным значениям. Причинами являются повышенная температура наружного воздуха, модернизация котла-утилизатора в 2018 году, связанная с перераспределением потоков пара. С

уменьшением тепловой нагрузки генератора снижается нагрузка в испарителе. Помимо этого, в процессе натурного эксперимента было выявлено, что давление теплоносителя в испарителе АБХМ ниже проектных параметров. Давление в теплообменнике на входе в комбинированную воздухоочистительную установку (КВОУ) снижено с 4,3 кгс/см2 до 2 кгс/см2, а на выходе из испарителя - с 2,5 кгс/см2 до 0 кгс/см2.Уменьшение тепловой нагрузки на генератор привело к уменьшению концентрации крепкого раствора перед абсорбером, уменьшению расхода холодильного агента, снижению полной тепловой нагрузки на абсорбер, уменьшению интервала дегазации. Тепловой коэффициент в сравнении с проектным уменьшился на 0.05. Результаты эксергетического анализа представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Результаты эксергетического анализа АБХМ

Элемент АБХМ Май Июнь Июль Август

Её уё е Её уё е Её уё е Её уё е

кВт % % кВт % % кВт % % кВт % %

Генератор 79,3 14,3 87 74,4 16,3 83,2 72 15,8 84,2 98,5 18,4 81,6

Абсорбер 58,8 10,6 42 43,8 9,6 44,3 35,1 7,7 41,6 43 8 42,3

Конденсатор 76,6 13,8 29,1 75,3 16,5 31,1 59,8 13,1 29,4 68,5 12,8 27,2

Испаритель 175,4 31,6 78,6 105 23 75,4 128 24 81,5 145 27,1 79,2

РВ 6,1 1,1 65 7,8 1,7 31,3 7,3 1,6 34 9,1 1,7 35

ТО растворов 100,5 18,1 58 73 16 61 75,3 16,5 63,2 91 17 64

На рисунке 5 приведено сравнение результатов эксергетического анализа системы по данным натурного эксперимента и проектным значениям.

1000

&

800 I 600

« 400 с 200

Май Июнь Июль Август

Май Июнь Июль Август

Рисунок 5 - Результаты эксергетического анализа АБХМ: а) топливо эксергии системы; б) продукт эксергии системы

Снижение тепловой нагрузки на генератор как основной источник энергии приводит к снижению эксергии топлива системы, а снижение расхода холодильного агента приводит к уменьшению эксергии продукта системы.

В качестве второго функционального блока при проведении комплексного анализа представлена схема ПГУ. Производительность ПГУ определяется суммой вырабатываемой электроэнергии газовой и паровой турбин. В качестве примера приведены результаты энергетического анализа ПГУ за 2019 год, представленные в таблице 3.

Таблица 3 - Результаты энергетического анализа ПГУ

Нагрузка ГТУ-1 МВт Нагрузка ГТУ-2 МВт Нагрузка паровой турбины МВт Расход газа ГТУ-1 кг/ч Расход газа ГТУ-2 кг/ч

Январь 43,5 40,9 19,8 7882 7588

Февраль 44,6 39,7 17,2 8022 5525

Март 46,1 40,7 15,8 8442 8132

Апрель 42,2 41,1 21,4 8374 8381

Май 41,5 41,2 20 7844 7825

Июнь 30,7 39,8 17,8 6009 7362

Июль 37,9 41,1 18,7 7050 7998

Август 45,5 43,6 20,5 8400 8073

Сентябрь 47 46,6 21,3 8554 8567

Октябрь 47 46,1 21,1 8554 8487

Ноябрь 44,3 44,5 21 8068 8211

Декабрь 44,1 38,7 19,6 7931 7171

Проведённый энергетический анализ ПГУ на основе результатов натурно-производственного эксперимента позволил выявить ряд отклонений от проекта:

- температура воздуха перед компрессором выше проектной в среднем на

30 %;

- температура уходящих газов после котла-утилизатора превышает проектные показатели в среднем на 19 %;

- давление уходящих газов перед котлом-утилизатором превышает проектные показатели в среднем на 18,4 %.

При круглогодичной работе ПГУ в качестве исходных данных для проведения эксергетического анализа приняты параметры наиболее устойчивого

режима в мае 2019 года: температура воздуха на всасывании в компрессор ГТУ, равная 15 оС, давление всасывания атмосферное, в качестве топлива, подаваемого в камеру сгорания, используется газ метан, расход, в среднем,- 2,22 кг/с. Расход всасываемого воздуха принят по паспорту газотурбинной установки ЬМ6000 РЕЗРЯЮТ равным 120 кг/с. Результаты эксергетического анализа ГТУ по описанной методике представлены в таблице 4, а для ПТУ - в таблице 5

Таблица 4 - Результаты эксергетического анализа ГТУ

Наименование Е£ МВт Ер, МВт Её, МВт уё, % 8, %

1 2 3 4 5 6

камера сгорания 176 161,5 14,5 13 91,7

компрессор 72 65 7 6,3 90,3

газовая турбина 161,5 148,5 13 11,7 92

Общая система 111 44 34,5 31,1 39,6

Таблица 5 - Результаты эксергетического анализа паротурбинного цикла

Наименование Е£ МВт Ер, МВт Её, МВт уё, % 8, %

1 2 3 4 5 6

котел-утил. 32,5 24 8,5 26,1 73,8

паровая турб. 11,02 10,3 0,72 2,21 93,4

конденсатор 2,7 2,18 0,52 1,6 80,7

ПГК 3,78 3,08 0,7 2,15 81,5

Общая система 32,5 7,6 10,4 3,2 24,4

Эксергетический КПД всей системы:

= 44 + 7,6 = 51,6 МВт, (12)

^ = 111 МВт, (13)

с*СоЬ г-| /•

^ = = ТТТ * 100% = 46,5%. (14)

111

Отдельное внимание стоит уделить системе оборотного водоснабжения на базе вентиляторных градирен, диапазон производительности которых от 500 до 1000 м3/час. В летний период года работает шесть градирен. Фактически при проведении натурного эксперимента было выявлено, что КПД градирен находится в пределах 40-60 %. Объясняется это расположением градирен вблизи естественного водоема, вследствие чего влагосодержание воздуха в районе станции повышается и, как следствие, эффективность испарительного

охлаждения снижается. Также было отмечено, что при температурах наружного воздуха выше 35 оС поверхность ограждений градирни нагревается до 50 оС и более, что также снижает интенсивность её работы.

Глава 4. Наличие большого числа влияющих факторов и значительных интервалов их изменения при проведении комплексного анализа обосновывает целесообразность разработки математической модели, которая позволит определить технические характеристики изучаемой системы и влияние на нее внешних факторов. Общая блок-схема программы для анализа энергосберегающей системы в целом представлена на рисунке 6.

Блок - схема состоит из 3 основных блоков: блок анализ АБХМ, блок анализ ПГУ, блок анализ ПГУ-АБХМ. Блок анализ ПГУ имеет подблоки. При разработке программы выбран язык программирования С#, как наиболее современный объектно-ориентированный для безопасных приложений в среде NET Framework.

Программа написана в среде разработки Microsoft Visual Studio 2019 для операционных систем ОС MS Windows 7, 8, 8.1, 10.

Созданная программа позволяет обеспечить оптимальное управление работой системы.

( конец )

Рисунок 6 - Общий вид блок-схемы

Для создания имитационной модели были определены математические зависимости термодинамических параметров рабочих веществ системы ПГУ -

АБХМ. Рабочими веществами системы являются: ГТУ - воздух; КУ - вода, вода в состоянии насыщенной жидкости, насыщенный пар, перегретый пар; АБХМ -водный раствор бромида лития, холодильный агент, этиленгликоль. Математические зависимости были получены при помощи программ для статистического анализа данных Ба1аРй и OriginPro 2018. Все зависимости приведены в диссертации. В качестве примера показаны результаты аппроксимации параметров водного раствора бромида лития. На рисунке 7 приведена графическая аппроксимация, в таблице 5 формулы, а на рисунке 8 коэффициенты к ним.

Рисунок 7 - Зависимость давления водного раствора бромида лития от

концентрации и температуры

Таблица 5 - Математические зависимости Р = ^

р = 1) при 1 от 0 до 40 оС

р = A+B*t+C*£+D*tA2+Е *£A2+F*t*£+ G*tл3+H*^л3+I*t*^л2+J*tл2*^

р = ЦЪ 1) при 1 от 40 до 80 оС

р = A+B*{+C*t+D*{л2+E*tл2+F*{*t+G*{л3+H*tл3+I*{*tл2+J*{л2*t

р = 1) при 1 от 80 до 130 оС

р = A+B*{+C*t+D*{л2+E*tл2+F*{*t+G*{л3+H*tл3+I*{*tл2+J*{л2*t

ь 'с А В С Е Г С Н I

0 40 656.3817 14.573 7,37732 2,2384223 -0,845216783 2,099405 4,07Е-02 9,57Е-03 -0,035466533 -б,55Е-02

40 80 9.724602 -0,54209 -0,2165 -4,16Е-03 -1,25Е-03 2,90Е-02 1,02Е-04 1,23Е-04 -2,83Е-04 -1,60Е-04

80 130 63.62853 -5.68281 -0,12718 -2,35Е-02 -2.53Е-02 0,155098 6,14Е-04 2,97Е-04 -8,67Е-04 -5,46Е-04

Рисунок 8 - Коэффициенты для математических зависимостей Р = ^

Математические зависимости термодинамических параметров воздуха, воды и водяного пара приняты по справочнику Ривкина, Александрова. Математические зависимости энтальпии для перегретого водяного пара представлены в таблице 6 и 8, а коэффициенты в таблице 7 и 9.

Таблица 6 - Математические зависимости энтальпии для перегретого водяного пара

Энтальпия перегретого водяного пара при давлении Р = 0,01 - 0,1 бар_

I = (20 + А01*Р + Б01* + В02*1;Л2 + С02*РП)/(1 + А1*Р + Б1П + А2*РЛ2 + Б2ПЛ2 + С2*РП)

Энтальпия перегретого водяного пара при давлении Р = 0,1 - 1 бар_

I = (20 + А01*Р + Б01* + Б02*^2 + С02*РП)/(1 + А1*Р + В1П + А2*РЛ2 + Б2*^2 + С2*РП)

Энтальпия перегретого водяного пара при давлении Р = 1 - 10 бар_

I = 70+а*Р+Ь*1+е*РЛ2+ё*1;Л2+РР*1_

Энтальпия перегретого водяного пара при давлении Р = 10 - 150 бар

I = (20 + А01*Р + Б01* + Б02*^2 + Б03ПЛ3)/(1 + А1*Р + А2*РЛ2 + А3*РЛ3 + Б1П + Б2*^2)

Таблица 7 - Коэффициент для математических зависимостей энтальпии

перегретого водяного пара

Энтальпия перегретого водяного пара при давлении

Р = 0,01 - 0,1 бар Р = 0,1 - 1 бар Р = 1 - 10 бар Р = 10 - 150 бар

20 2377,61 20 2493,37157 20 2478,2538 20 2011,198440

А01 57,4327 А01 -420600,5856 а -7,0709 А01 -58,03103

Б01 3,73Е+07 Б01 3200,44282 Ь 1,97676 Б01 -16,47908

Б02 -71135,38 Б02 1,96992 с 0,02444 Б02 0,21885

С02 22053,98 С02 -291,86264 а 0,0000944 Б03 0,0002331780

А1 0,02099 А1 -168,40026 { 0,01149 А1 -0,01322

А2 -0,000010 А2 -0,44595 А2 0,0000342738

В1 14924,75 В1 1,28001 А3 -0,0000000832

Б2 -20,84448 Б2 -0,00016221 В1 -0,00992

С2 -2,1249 С2 0,01334 Б2 0,0001051690

Таблица 8 - Математические зависимости энтропии для перегретого водяного пара

Энтропия перегретого водяного пара при давлении Р = 0,01 - 0,1 бар_

5 = (г0 + А01*Р + В01Н + В02НА2 + С02*РН)/(1 + А1*Р + В1Н + А2*РА2 + В2НА2 + С2*РН)

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Байрамов Джамиль Загидович, 2022 год

Список источников

1. Байрамов Д. 3., Галимова Л В, Анализ способов экс-ергоэкономической оптимизации сложных энергосберегающих систем // Низкотемпературные и пищевые технологии в XXI пеке: сб, тр. IX Мелдунар. науч.-техн. конф,, 13—15 ноября 2019 Г, СПб.; Университет ИТМО, 2019, Т. 1. С, 17-23, ISBN 978-5-7577-0618-4.

2. Тсатсаронис Д. Взаимодействие термодинамики и экономики для минимизации стоимости энергопреобразующей системы. Одесса; Студия Негоциант, 2002. 152 с,

3. Шаргут Я., Петела Р, Эксергия / под ред. В, М Бродяи-ского. М.: Энергия, 1968. 288 с.

4. I : ■;> ronis С , Morosuk Т. Advanced exergctic analysis Ol a novel system for generating electricity and vaporizing liquefied

natural gas // Energy 2010. Vol. 35 (2]. P. 820 - 829. DOI: 10.1016/j.energy. 2009.08.019,

5 Радчеико A. H., Портной Б, В., Кантор С. А , Пряд-ко А, И, Повышение эффективности использования абсорбционной бромистолтггиевой холодильной машины в комбинированной системе охлаждения воздуха на входе газотурбинной установки // Авиационно-космическая техника и технология. 2017. № 4 (139). С. 93-97,

0, Газовая турбина LM6000 — увеличение производительности // Энергетика. ТЭС и АЭС. URL: http://tesiaes. ru/?p^24l6 (дата обращения: 14.07.2020]

7 Радчеико А Н., Каитор С. А, Эффективность способов охлаждения воздуха на входе ГТУ компрессорных станций в зависимости от климатических условий // Авиационно-космическая техника и технология. 2015. № 1 (118). С, 95 — 98.

8. Цапев С. В., Буров В. Д., Ремезов А. Н, Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. М.: Изд-во МЭИ, 2002. 584 с.

9. Зысин Л. В. Парогазовые и газотурбинные тепловые электростанции. СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2010. 308 с.

10. Morosuk Т., Tsatsaionis G, A new approach to the excrgy analysis of absorption refrigeration // International Journal of Reirigeration. 2008. Vol. 33, Issue 6. P. 890-907, DOI: 10.1016/j. energy. 2007,09.012,

11. Xiao Feng, Zhu X„ Zheng J, A practical exergy method for system analysis [of steam power plants] // Proceedings of the 31st Inteisociety Energy Conversion engineering Conference, 1996. Vol. 3. P, 2068-2071. DOI: 10.1109/IECEC.1996.553438.

12. Бродянский I-:. M,r Фратгпер 11, Михалек К. Эксергети-ческий метод и его приложения / под ред. В, М. Бродяпского. М.: Энергоатомиздат, 1988. 288 с.

13. Mehmet D., Mehmet М. Comparative and Exergctic Study of a Gas Turbine System with Inlet Air Cooling // Technical Gazette. 2018, Vol 25, no Supplement 2, P. 306-31 i, DOI: 10.17559/TV-20160811162110.

14. Ривкин С, Л. Термодинамические свойства газов. Справочник. 4-е изд., псрсраб. М.: Энергоиздат, 1987. 288 с.

15. Александров А. А,, Григорьев Б, А, Таблицы тепло-физических свойств воды и водяного пара. М.: Изд-во МЭИ 2003. 158 г.

ГАЛИМОВА Лариса Васильевна, доктор технических наук, профессор (Россия), профессор кафедры «Теплоэнергетика и холодильные машины». ЭРПЧ-код: 4573-7810 АийюгШ (РИНЦ): 646270 Адрес для переписки: [e-mail] БАЙРАМОВ Джамиль Загидович, аспирант кафедры «Теплоэнергетика и холодильные машины», ЗР1Х-код: 8806-8055

Адрес ддя переписки: [e-mail] Ддя цитирования

Галимова А. В., Байрамов Д. 3. Термодинамический анализ работы парогазовой установки б составе энергосберегающей системы на базе абсорбционной бромистолитиевой холодильной машины // Омский научный вестник. Сер. Авиационно-ракетпое и энергетическое машиностроение. 2020. Т. 4, N2 4, С. 57-65. В01: 10.25206/2588-0373-2020-4-4-57-65.

Статья поступила в редакцию 12.08.2020 г. © Л. В. Галимова, Д. 3. Байрамов

UDC 621.1

DOI: 10.25206/2588-0373-2020-4-4-57-65

THERMODYNAMIC ANALYSIS OF COMBINED CYCLE PLANT OPERATION AS PART OF AN ENERGY-SAVING SYSTEM BASED ON AN ABSORPTION BROMIDE-LITHIUM REFRIGERATING MACHINE

L. V. Galimova, D. Z. Bairamov

Astrakhan Slate Technical University, Russia, Astrakhan, Tatishcheva St., 16, 414056

The main directions of research of the current energy-generating system, taking into account its technical limitations, are optimization and forecasting based on the analysis of its operating modes. Thermodynamic analysis involves determining the efficiency of the system based on the research of exergy efficiency and exergy losses.

In this project, we propose methodic and results of exergy analysis of combined cycle gas plant operation as an object of energy production, the efficiency which is provided by cooling the outdoor air using an absorption bromide-lithium refrigerating machine. Conducting exergy analysis for determination of exergy destruction allow to determine the potential for increasing the efficiency of the system. A flow graph and an incident matrix are presented. The exergy efficiency of the combined cycle gas plant under the specified conditions is 46,5 %.

Based on the exergy analysis, the final diagram of the distribution of fluxes and losses of exergy of the combined cycle gas plant is presented.

Keywords: combined cycle gas plant, absorption bromide-lithium refrigerating machine, exergy, destruction of exergy, exergy analysis, exergy efficiency.

References

1. Bayramov D. Z., Galimova L. V. Analiz sposobov eksergoekonomicheskoy optimizatsii slozhnykh energosbere-gayushchikh sistem [Analysis of methods of exergoeconomical optimization of complex energy-saving systems] // Nizkotem-peraturnyye i pishchevyye tekhnologii v XXI veke. Nizkotem-peraturnyye i Pishchevyye Tekhnologii v XXI veke. St, Petersburg, 2019, Vol. 1. P. 17-23. ISBN 978-5-7577-0618-4, (In Russ.),

2. Tsatsaronis D. Vzaimodeystviye termodinamiki i ekonomiki dlya minimizatsii stoimosti energopreobrazuyushchey sistemy [Interaction of thermodynamics and economics for minimizing the cost of an energy-generating system]. Odessa, 2002. 152 p, (In Russ.).

3. Shargut Ya., Petela R. Eksergiya [Exergia] / Ed. V. M. Bro-dyanskiy. Moscow: Energiya Publ., 1968, 288 p. (In Russ.).

4. Tsatsaronis G., Morosuk T. Advanced exergetic analysis of a novel system for generating electricity and vaporizing liquefied natural gas // Energy. 2010. Vol. 35 (2). P. 820-829. DOI: 10.1016/j.energy.2009.08.019. (In Engl.).

5. Radchenko A, N.. Portnoy B, V., Kantor S. A., Pryad-ko A. I. Povysheniye effektivnosti ispol'zovaniya absorbtsionnoy bromistolitiyevoy kholodil'noy mashiny v kombinirovannoy sisteme okhlazhdeniya vozdukha na vkhode gazoturbinnoy ustanovki [Increasing the efficiency of application of absorption lithium-bromide chiller in the gas turbine unit intake air combined cooling system] // Aviatsionno-kosmicheskaya tekhnika i tekh-nologiya. Aerospace Engineering and Technology. 2017. No. 4 (139). P. 93-97. (In Russ.).

6. Gazovaya turbina LM6000 — uvelicheniyeproizvoditel'nosti [LM6000 gas turbine — increasing productivity] // Energetika. TES i AES [Energetika. Thermal Power Plants and Nuclear Power Plants. URL: http://tesiaes.ru/?p = 2416 (accessed: 14.07.2020). (In Russ.).

7. Radchenko A. N., Kantor S. A, Effektivnost' sposobov okhlazhdeniya vozdukha na vkhode GTU kompressornykh stantsiy v zavisimosti ot klimaticheskikh usloviy [The efficiency of intake air cooling approaches for GTU of compressor stations for site climate conditions] // Aviatsionno-kosmicheskaya tekhnika i tekh-nologiya. Aviation and Space Technology and Technology. 2015. No. 1 (118). P. 95-98. (In Russ.).

8. Tsanev S. V., Burov V. D., Remezov A. N. Gazoturbinnyye i parogazovyye ustanovki teplovykh elektricheskikh stantsiy [Gasturbine and steam-gas plants of thermal power stations]. Moscow, 2002. 584 p. (In Russ.).

9. Zysin L, V, Parogazovyye i gazoturbinnyye teplovyye elektrostantsii [Gas-turbine and steam-gas thermal power plants], St. Petersburg, 2010. 368 p. (In Russ.).

10. Morosuk T.r Tsatsaronis G. A new approach to the exergy analysis of absorption refrigeration // International Journal of Refrigeration. 2008. Vol. 33r Issue 6. P. 890-907. DOI: 10.1016/j. energy.2007.09.012. (In Engl.).

11. Xiao Feng, Zhu X., Zheng J. A practical exergy method for system analysis [of steam power plants] // Proceedings of the 31st Intersociety Energy Conversion Engineering Conference. 1996, Vol. 3. P. 2068-2071. DOI: 10.1109/IECEC. 1996.553438. (In Engl.)

12. Brodyanskiy V. M., Fratsher V., Mikhalek K. Ekserge-ticheskiy metod i ego prilozheniya [Exergetic method and its applications] // Ed. V. M. Brodyansky. Moscow, 1988. 288 p. (In Russ.).

13. Mehmet D., Mehmet M. Comparative and Exergetic Study of a Gas Turbine System with Inlet Air Cooling // Technical Gazette. 2018. Vol. 25, no. Supplement 2. P. 306-311. DOI: 10.17559/TV-20160811162110. (In Engl.).

14. Rivkin S. L. Termodinamicheskiye svoystva gazov. Spra-vochnik [Thermodynamic properties of gases. Handbook]. 4th ed, Moscow, 1987. 288 p. (In Russ.).

УДК ¿21.1

Р01: 10.25206/2588-0373-2020-4-4-57-65

ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАБОТЫ ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ В СОСТАВЕ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕЙ СИСТЕМЫ НА БАЗЕ АБСОРБЦИОННОЙ БРОМИСТОЛИТИЕВОЙ ХОЛОДИЛЬНОЙ МАШИНЫ

Л. В. Галимова, Д. 3. Байрамов

Астраханский государственный технический университет, Россия, 414056, г. Астрахань, ул. Татищева, 16

Основными направлениями исследования действующей энергопреобразующей системы с учетом ее технических ограничений являются оптимизация и прогнозирование на основе анализа режимов ее работы. Термодинамический анализ предполагает определение эффективности работы системы путем определения потерь эксергии и эксергетического КПД. В данной работе предложена методика и результаты проведения эксергетического анализа ПГУ, как объекта знергопроизводства, эффективность работы которого обеспечивается охлаждением наружного воздуха с использованием абсорбционной бромистолитиевой холодильной машины (АБХМ). Проведение эксергетического анализа с определением деструкции эксергии позволяет определять потенциал повышения эффективности системы.

Представлены потоковый граф и матрица инциденций. Эксергетический КПД ПГУ при заданных условиях составляет 46,5%.

На основе эксергетического анализа представлена итоговая диаграмма распределения потоков и потерь эксергии ПГУ.

Ключевые слова: ПГУ, АБХМ, эксергия, деструкция эксергии, эксергетический анализ, эксергетический КПД.

Введение

Ра звитие холодильной техники, связанное с созданием и совершенствованием теплоиспользую-тцих холодильных машин нового поколения, вносит большой вклад в современное состояние энергетики. В настоящее время все большее распространение получают новые экономичные и экологически безопасные энергокомплексы на основе абсорбционных бромистолитиевых холодильных машин (АБХМ) и парогазовых установок (ПГУ), Основными направлениями исследования действующей энергопреобразующей системы с учетом ее технических возможностей являются оптимизация и прогнозирование по результатам анализа режимов работы. На первом этапе исследования был проведен анализ работы АБХМ в составе энергосберегающей системы [1 ]. В данной работе предложены методика и результаты проведения эксергетического анализа ПГУ, как объекта знергопроизводства, эффективность которого обеспечивается охлаждением наружного воздуха с помощью абсорбционной бромистолитиевой холодильной машины (АБХМ),

В качестве метода исследования действующей энергосберегающаей системы АБХМ —ПГУ принят эксергетический анализ, позволяющий оценить термодинамическую эффективность каждого элемента и системы в целом с учетом величин измеряемых параметров.

Эксергетический анализ ПГУ проведен на основе методики, учитывающей такие понятия, как

топливо, продукт, деструкция эксергии, потери эксергии системы и каждого ее компонента.

Эксергетический метод, основанный на таком подходе, позволит провести термодинамическую оптимизацию, которая стремится к уменьшению термодинамических потерь и увеличению степени термодинамического совершенства действующей энергетической системы [2 — 4].

Современные газовые турбины, которые являются основой ПГУ, имеют достаточно высокий КПД, по при этом для газотурбинных установок (ГТУ) характерна большая зависимость от температуры наружного воздуха как энергоносителя, Применение холодильных установок различною типа расширило районы иснользова-ния ПГУ.

Охлаждение циклового воздуха перед газотурбинной установкой, как способ повышения эффективности работы ГТУ, получило широкое применение в мировой энергетике [5]. В современных условиях постройка ПГУ в регионах с жарким климатом рассматривается только совместно с холодильными установками: абсорбционной бромистолитиевой холодильной машиной (АБХМ), абсорбционной водоаммиачной холодильной машиной (АВХМ) [6].

Предварительным анализом установлено, что главными факторами, которые влияют на эффективность ГТУ, являются температура и расход всасываемого воздуха, расход и вид топлива, подаваемого в камеру сгорания.

700 ......... ВтЮ

600 ---Вт15

500 -Втм

400 .—, / \ \

300 / \

200 \\ . \\ Vi

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 э 10 11 12

Рис. 1. Значения экономии топлива по месяцам за счет охлаждения воздуха от температуры наружного воздуха: до 10°С — ВтЮ (АВХМ или ЭХМ); до 15°С — Вт15 (АБХМ); до температуры мокрого термометра — Втм (испарительное охлаждение) Fig, 1. Fuel economy values by month by cooling the air irom the outside temperature: up to 10 °C — ВтЮ (AVHM or EHM); up to 15 °C — Вт15 (ABHM); up to the temperature of the wet thermometer — Втм (evaporative cooling)

На рис. 1 представлен график зависимости экономии топлива по месяцам для ГТУ мощностью 10 МВт [7].

Из графика видно, что наибольшая экономия топлива с июля по август достигается за счет применения теплоиспользутогцих холодильных машин.

Исследование действующей системы с учетом указанных главных факторов показало, что эффективность ее работы значительно отличается от проектных показателей, в связи с чем возникла необходимость установить причины расхождения и предложить меры по их устранению.

Решение задачи энергосбережения в действующей сложной системе определило актуальность работы. Оригинальными являются результаты экс-ергетического анализа, основанные на определении потоков, деструкции и потерь эксергии в каждом элементе, дающие количественную и качественную оценку состояния системы. Методика и результаты анализа использованы при разработке и тестировании программы нового метода оптимизации и прогнозирования действующего энергосберегающего комплекса.

Объект исследования

Объектом данного исследования является действующая энергосберегающая система АБХМ HSA 1157 — ПГУ-110. ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго».

Принципиальная схема представлена на рис, 2,

Состав основного оборудования ПГУ-110 (в соответствии с проектной документацией):

— газотурбинная установка марки LM6000 PF — Sprint (фирма General ElccLric) с генератором BDAX7-290ERJT (фирма BRUSH) в количестве двух единиц;

— паровые двухконтурные котльт-утилизато-ры марки КГТ-44/4,6-435-13/0,5-210 (фирма ЗАО «Энергомаш») в количестве двух единиц;

— паровая турбина двух давлений марки Т-14/23-4,5/0,18 (фирмы ОАО «Калужский турбинный завод») с генераторами ТТК-25-2УЗ-П (фирмы ЗАО «Нефтестальконструкция») в количестве одной единицы;

— система Sprint, которая позволяет увеличить мощность ГТУ за счет впрыска спрея смеси эжек-тирутощего воздуха, подаваемого из отбора за восьмой ступенью КВД, с мелкодисперсной деминерализованной водой во всасывающий тракт между КНД и КВД и во входной направляющий аппарат (ВНА) КНД. Для обеспечения дисперсного распыления производится отбор рабочего воздуха из восьмой ступени КВД;

— абсорбционная бромистолитиевая холодильная машина марки HSA-1157 (фирмы SHUANGLI-ANG) в количестве двух единиц.

Особенности работы энергосберегающей системы представляются следующим образом [8, 9].

Турбина LM6000 PF Sprint является двухваль-ной, делится па турбину высокого (ТВД) и низкого давления (ТНД). Компрессор ГТУ также состоит из компрессора высокого (КВД) и низкого давления (КНД).

В КНД воздух сжимается при степени сжатия 2,5:1, а затем в КВД сжимается при степени сжатия 12:1. Общая степень сжатия по отношению к атмосферному воздуху составляет 30:1.

После компрессора ГТУ сжатый воздух поступает в КС, далее горячий газ подается в ТВД, которая приводит в движение вал КВД. После ТВД воздух поступает в ТНД, которая приводит в движение вал КНД и вал ротора генератора.

После ТНД горячий газ поступает в КУ с температурой в пределах 455 °С при температуре всасываемого воздуха 15°С. В КУ образуется пар высокого (ПВД) и низкого давления (ПНД), который соответственно подается в ТВД и ТНД.

Пар после паровой турбины конденсируется в Кд, охлаждаемом водой из градирни, затем конденсат поступает в ПГК, который питается горячей водой из КУ. Основная часть горячей водьт из КУ, как греющий источник, направляется в генератор АБХМ,

Происходящие процессы исследуются при стационарном режиме работы систем одного назначения и подобного устройства либо сходных систем с учетом особенностей их конструкции. Исследование ведется с заданием температуры окружаю-

ЕО Е1 Е2 ЕЗ Em Е4 Е5 Еб Е7 Е8 Е9 ЕЮ Е11 Е12 Е13 Е14 Е15 Е!< Е17 Е18 Е19 Е2С Е21

I 1 -I

и 1 -1

ш 1 -1 1

ГУ 1 -1

V 1 -1 -1 1 -1 1 -1 1

VI 1 1 -1 -1

УН 1 -1

\ТП 1 -1 1 -1

IX I -1 1 -1

X -1 -1 1

XI 1 -1

Рис. 4. Матрица инциденций эксергетического графа Fig. 4, Incident matrix of an exergetic graph

E =0 -C .

(2)

Потоки эксергии, определенные для разных видов энергии, используются для составления эксср-гетических балансов, определения эксергетического КПД, определения деструкции и потери эксергии для компонентов и всей системы:

а) эксергетический баланс ГТУ.

Для определения эксергии потока воздуха, как рабочего вещества ГТУ, определяются свойства воздуха но таблицам термодинамических свойств воздуха [14]. По формуле (1) определяется эксер-гия потока Е1, £2, £3, £4. Для определения эксср-гии топлива используем формулу (2), Теплота сгорания топлива принимаются по свойствам топлива, например, для метана теплота сгорания составляет 49350 кДж/кг;

— компрессор ГТУ

Е^Е'к-(Е2-Е,),

где Е'к = [(¿2 - !,)■ б,,] — эксергия, затрачиваемая па сжатие в компрессоре: СБ — расход всасываемого воздуха, кг/с; г — энтальпия воздуха перед компрессором, кДж/кг; ¡' — энтальпия воздуха после компрессора, кДж/кг;

— камера сгорания ГП/

К =Ег„-(Е,-Е,)=(Ет + Е,)-Е,;

— газовая турбина ГТУ

Ер - (Е3 — Е 4) — Е ГТ ,

где Е'п - [(¡з -[',)■ + Ст)] - г!т ■ г1э, — эксергия, расширения газа в ГТ; г] — механический КПД газовой турбины; т| — механический КПД электрогенератора; й — расход топлива, кг/с; [ — энтальпия воздуха перед газовой турбиной, кДж/кг; ( — энтальпия воздуха после газовой турбины, кДж/кг;

б) эксергетический баланс контура паровой турбины.

Отработанный газ из газовой турбины ГТУ поступает в двухконтурный котел-утилизатор. Один контур состоит из экономайзера, испарителя, бака и пароперегревателя. Для эксергетического расчета учитываются параметры входящей воды в экономайзер и параметры перегретого пара из пароперегревателя для каждого контура [15];

— котел-утилизатор

= (Е4 -£5)-[(£г-£8 ) + (£,„-£,,)+(£,, -£,3)];

— паровая турбина

ЕрГ = (Е7 + Е10) - (Еы - Е'ПТ),

где Е'ПТ = [(/, ■ С'п + 1Ш - С'1 - 114 - (с7п +- С'па)')] ■ т],п ■ П.,г -эксергия, расширения пара в ПТ; г) — механический КПД паровой турбины; г|зг — механический КПД электрогенератора; Сп — суммарный расход пара из двух контуров, кг/с; [ — энтальпия водяного перегретого пара высокого давления перед паровой турбиной, кДж/кг; г10 — энтальпия водяного перегретого пара низкого давления перед паровой турбиной, кДж/кг; ¿|4 энтальпия водяного пара после паровой турбины, кДж/кг;

— конденсатор

Е , = Е

где е; = 0* • | 1 - -^f-сации;

эксергия теплоты копден-

— подогреватель конденсата

ЕГ =(£1а + £12)-(£18+£13):

в) эксергетический баланс системы ЛГУ в целом:

— общее топливо системы

Е'п' = Е,„;

— общий продукт сттстемы

£Г = {Е'ГГ-Е'к-Е4)+{Е'ПТ-Еи}.

— общая деструкция эксергии системы

££Г = Е1 + Е? + Е^ + ЕГ + Е"Т + # + ЕГ:

— общие потери эксергии системы при взаимодействии с окружающей средой

— эксергетический КПД всей системы ПГУ

ЕГ

Предложенная методика эксергетического анализа энергетической системы ПГУ учитывает не только количественные, но и качественные ха-

фективности элементов системы и анализировать возможности ее совершенствования. Эксергетический КПД всей системы

Е';:' = 44 + 7,6 = 51,6 МВт,

е';" = 111 МВт,

ptot £-< С

= = 100 = 46,5 %.

Е';'

111

Для наглядности на рис. 5 представлена итоговая диаграмма распределения потоков и потерь эксергии для ПГУ, представляющая собой модель, отражающую их изменение с учетом связей между элементами системы.

Топливом эксергии всей системы является газ, поступающий в камеру сгорания, составляющий 111 МВт эксергии. Продукт ПГУ имеет два вида — продукт эксергии ГТУ, равный 44 МВт и продукт эксергии паровой турбины, равный 7,6 МВт. Топливом котла-утилизатора (КУ| является отработанный газ, эксергия которого равна 32,5 МВт, а выбросы в атмосферу после КУ — 6 МВт эксергии. Наибольшие потери наблюдаются в камере сгорания ГТУ 13% и котле-утилизаторе 26,1 %. Эти величины требуют особого внимания, т.к. условия работы камеры сгорания и котла-утилизатора характеризуют связь между АБХМ и ПГУ в целом.

Выводы

1, Предложенная методика эксергетического анализа ПГУ позволяет определить деструкцию эксергии, эксергетический КПД и термодинамическую эффективность д/ш каждого элемента и всей системы в целом. Определение деструкции эксергии д/ш каждого компонента системы позволяет оценить потенциал улучшения рабо ты системы.

2, Проведенный эксергетический анализ ПГУ в заданных условиях показал эксергетическую эффективность 46,5%, Основная деструкция эксергии наблюдается в камере сгорания и котле-утилизаторе.

3, Полученные результаты эксергетического анализа ПГУ совместно с результатами анализа АБХМ могут быть использованы при решении проблемы оптимизации и прогнозирования работы энергосберегающей системы в целом.

Список источников

1. Байрамов Д. 3., Галимова Л. В. Анализ способов экс-ергоэкономической оптимизации сложных энергосберегающих систем // Низкотемпературные и пищевые технологии в XXI пеке: сб. тр. IX Мелдунар. науч.-техн. конф., 13—15 ноября 2019 г, СПб.; Университет ИТМО, 2019, Т. 1. С, 17-23, ISBN 978-5-7577-0618-4.

2. Тсатсаронис Д. Взаимодействие термодинамики и экономики для минимизации стоимости энергопреобразующей системы. Одесса; Студия Негоциант, 2002. 152 с.

3. Шаргут Я., Петела Р. Эксергия / под ред. В. М Бродяп-ского. М.: Энергия, 1968. 288 с.

4. I: ■;, ronis С , Morosuk Т. Advanced exergctic analysis oi a novel system lor generating electricity and vaporizing liquefied

natural gas // Energy 2010. Vol. 35 (2]. P. 820 - 829. DOI: 10.1016/j.energy. 2009.08.019,

5 Радчеико A. Н., Портной Б. В., Кантор С. А , Пряд-ко А. И. Повышение эффективности использования абсорбционной бромистолгггиевой холодильной машины в комбинированной системе охлаждения воздуха на входе газотурбинной установки // Авиационно-космическая техника и технология. 2017. № 4 (139). С. 93-97.

0, Газовая турбина LM6000 — увеличение производительности // Энергетика. ТЭС и АЭС. URL: http://tesiaes. ru/?p^2416 |дата обращения: 14.07.2020]

7 Радчеико А Н., Кантор С. А. Эффективность способов охлаждения воздуха на входе ГТУ компрессорных станций в зависимости от климатических условий // Авиационно-космическая техника и технология. 2015. № 1 (118). С. 95 — 98.

8. Цапев С. В., Буров В. Д., Ремезов А. Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. М.: Изд-во МЭИ, 2002. 584 с.

9. Зысин Л. В. Парогазовые и газотурбинные тепловые электростанции. СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2010. 308 с.

10. Morosuk Т., Tsatsaronis G, A new approach to the excrgy analysis of absorption refrigeration // International Journal of Refrigeration. 2008. Vol. 33, Issue 6. P. 890-907. DOI: 10.1016/j. energy. 2007,09.012,

11. Xiao Feng, Zhu X., Zheng J. A practical exergy method for system analysis [of steam power plants] // Proceedings of the 31st Intersociety Energy Conversion engineering Conference, 1996. Vol. 3. P. 2068-2071. DOI: 10.1109/IECEC.1996.553438.

12. Бродянский I-:. M., Фратгпер 11, Михалек К. Эксергети-ческий метод и его приложения / под ред. В, М. Бродяпского. М.: Энергоатомиздат, 1988. 288 с.

13. Mehmet D., Mehmet М. Comparative and Exergctic Study of a Gas Turbine System with Inlet Air Cooling // Technical Gazette. 2018. Vol 25, no Supplement 2. P. 306-31 !. DOI: 10.17559/TV-20160811162110.

14. Ривкин С. А. Термодинамические свойства газов. Справочник. 4-е изд., перераб. М.: Энергоиздат, 1987. 288 с.

15. Александров А. А,, Григорьев Б А, Таблицы тепло-физических свойств воды и водяного пара. М.: Изд-во МЭИ 2003. 158 г.

ГАЛИМОВА Лариса Васильевна, доктор технических наук, профессор (Россия), профессор кафедры «Теплоэнергетика и холодильные машины». ЭРТТЧ-код: 4573-7810 АийюгШ (РИНЦ): 646270 Адрес для переписки: [e-mail] БАЙРАМОВ Джамиль Загидович, аспирант кафедры «Теплоэнергетика и холодильные машины«, ЗР1Х-код: 8806-8055

Адрес для переписки: [e-mail] цитирования

Галимова А. В., Байрамов Д. 3. Термодинамический анализ работы парогазовой установки б составе энергосберегающей системы на базе абсорбционной бромистолитиевой холодильной машины // Омский научный вестник. Сер. Авиационно-ракетиое и энергетическое машиностроение. 2020. Т. 4, N2 4, С. 57-65. В01: 10.25206/2588-0373-2020-4-4-57-65.

Статья поступила в редакцию 12.08.2020 г, © Л. В. Галимова, Д. 3. Байрамов

UDC 621.1

DOI: 10.25206/2588-0373-2020-4-4-57-65

THERMODYNAMIC ANALYSIS OF COMBINED CYCLE PLANT OPERATION AS PART OF AN ENERGY-SAVING SYSTEM BASED ON AN ABSORPTION BROMIDE-LITHIUM REFRIGERATING MACHINE

L. V. Galimova, D. Z. Bairamov

Astrakhan Slate Technical University, Russia, Astrakhan, Tatishcheva St., 16, 414056

The main directions of research of the current energy-generating system, taking into account its technical limitations, are optimization and forecasting based on the analysis of its operating modes. Thermodynamic analysis involves determining the efficiency of the system based on the research of exergy efficiency and exergy losses.

In this project, we propose methodic and results of exergy analysis of combined cycle gas plant operation as an object of energy production, the efficiency which is provided by cooling the outdoor air using an absorption bromide-lithium refrigerating machine. Conducting exergy analysis for determination of exergy destruction allow to determine the potential for increasing the efficiency of the system. A flow graph and an incident matrix are presented. The exergy efficiency of the combined cycle gas plant under the specified conditions is 46,5 %.

Based on the exergy analysis, the final diagram of the distribution of fluxes and losses of exergy of the combined cycle gas plant is presented.

Keywords: combined cycle gas plant, absorption bromide-lithium refrigerating machine, exergy, destruction of exergy, exergy analysis, exergy efficiency.

References

1. Bayramov D. Z., Galimova L. V. Analiz sposobov eksergoekonomicheskoy optimizatsii slozhnykh energosbere-gayushchikh sistem [Analysis of methods of exergoeconomical optimization of complex energy-saving systems] // Nizkotem-peraturnyye i pishchevyye tekhnologii v XXI veke. Nizkotem-peraturnyye i Pishchevyye Tekhnologii v XXI veke. St. Petersburg, 2019, Vol. 1. P. 17-23. ISBN 978-5-7577-0618-4, (In Russ,),

2. Tsatsaronis D. Vzaimodeystviye termodinamiki i ekonomiki dlya minimizatsii stoimosti energopreobrazuyushchey sistemy [Interaction of thermodynamics and economics for minimizing the cost of an energy-generating system]. Odessa, 2002. 152 p, (In Russ.).

3. Shargut Ya., Petela R. Eksergiya [Exergia] / Ed. V. M. Bro-dyanskiy. Moscow: Energiya Publ., 1968, 288 p. (In Russ.).

4. Tsatsaronis G., Morosuk T. Advanced exergetic analysis of a novel system for generating electricity and vaporizing liquefied natural gas // Energy. 2010. Vol. 35 (2). P. 820-829. DOI: 10.1016/j.energy.2009.08.019. (In Engl.).

5. Radchenko A. N.. Portnoy B, V., Kantor S. A., Pryad-ko A. I. Povysheniye effektivnosti ispol'zovaniya absorbtsionnoy bromistolitiyevoy kholodil'noy mashiny v kombinirovannoy sisteme okhlazhdeniya vozdukha na vkhode gazoturbinnoy ustanovki [Increasing the efficiency of application of absorption lithium-bromide chiller in the gas turbine unit intake air combined cooling system] // Aviatsionno-kosmicheskaya tekhnika i tekh-nologiya. Aerospace Engineering and Technology. 2017. No. 4 (139). P. 93-97. (In Russ.).

6. Gazovaya turbina LM6000 — uvelicheniyeproizvoditel'nosti [LM6000 gas turbine — increasing productivity] // Energetika. TES i AES [Energetika. Thermal Power Plants and Nuclear Power Plants. URL: http://tesiaes.ru/?p = 2416 (accessed: 14.07.2020). (In Russ.).

7. Radchenko A. N., Kantor S. A. Effektivnost' sposobov okhlazhdeniya vozdukha na vkhode GTU kompressornykh stantsiy v zavisimosti ot klimaticheskikh usloviy [The efficiency of intake air cooling approaches for GTU of compressor stations for site climate conditions] // Aviatsionno-kosmicheskaya tekhnika i tekh-nologiya. Aviation and Space Technology and Technology. 2015. No. 1 (118). P. 95-98. (In Russ.).

8. Tsanev S. V., Burov V. D., Remezov A. N. Gazoturbinnyye i parogazovyye ustanovki teplovykh elektricheskikh stantsiy [Gasturbine and steam-gas plants of thermal power stations]. Moscow, 2002. 584 p. (In Russ.).

9. Zysin L, V. Parogazovyye i gazoturbinnyye teplovyye elektrostantsii [Gas-turbine and steam-gas thermal power plants]. St. Petersburg, 2010. 368 p. (In Russ.).

10. Morosuk T.r Tsatsaronis G. A new approach to the exergy analysis of absorption refrigeration // International Journal of Refrigeration. 2008. Vol. 33r Issue 6. P. 890-907. DOI: 10.1016/j. energy.2007.09.012. (In Engl.).

11. Xiao Feng, Zhu X., Zheng J. A practical exergy method for system analysis [of steam power plants] // Proceedings of the 31st Intersociety Energy Conversion Engineering Conference. 1996. Vol. 3. P. 2068-2071. DOI: 10.1109/IECEC. 1996.553438. (In Engl.)

12. Brodyanskiy V. M., Fratsher V., Mikhalek K. Ekserge-ticheskiy metod i ego prilozheniya [Exergetic method and its applications] // Ed. V. M. Brodyansky. Moscow, 1988. 288 p. (In Russ.).

13. Mehmet D., Mehmet M. Comparative and Exergetic Study of a Gas Turbine System with Inlet Air Cooling // Technical Gazette. 2018. Vol. 25, no. Supplement 2. P. 306-311. DOI: 10,17559/TV-20160811162110. (In Engl.).

14. Rivkin S. L. Termodinamicheskiye svoystva gazov. Spra-vochnik [Thermodynamic properties of gases. Handbook]. 4th ed. Moscow, 1987. 288 p. (In Russ.).