УДК 621.438 ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТОПЛИВА В ИДЕАЛЬНОМ ЦИКЛЕ ГТУ С ИЗОБАРНЫМ ПОДВОДОМ ТЕПЛОТЫ* Докт. техн. наук, проф. НЕСЕНЧУК А. П.1), асп. БЕГЛЯК А. В.1), канд. техн. наук РЫЖОВА Т. В.2), инж. ШКЛОВЧИК Д. И.1), БЕГЛЯК В. В.1), АБРАЗОВСКИЙ А. А.3) 1)Белорусский национальный технический университет, 2)ОАО «МАЗ», 3)УО ГИПК «ГАЗ-ИНСТИТУТ» Как отмечалось в [1], сегодня использование твердых ископаемых ви- дов топлива в мире по-прежнему имеет большое значение. Например, уголь главенствует в энергетике Польши, Австралии, Китая, ЮАР [2]. Данные по производству электрической энергии из твердых ископаемых видов топлива в 2009 г. приведены на рис. 1. Рис. 1. Данные по производству электрической энергии из твердых ископаемых видов топлива в 2009 г. Для повышения энергетической эффективности использования топли- ва ведутся серьезные разработки возможностей сжигания твердых видов в газовых турбинах. Уже имеются разработки газификаторов у компаний Siemens [3], Mitsubishi [4], GE [5], а также внешних камер сгорания твердо- го топлива с использованием котлов с циркулирующим кипящим слоем у компаний Alstom [6,] Metso [7] и т. д. * Печатается в порядке обсуждения. т е п л о э н е р г е т и к а Д ол я в пр ои зв од ст ве эл ек тр ич ес ко й эн ер ги и, % 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 43 В настоящей статье про- анализирована эффективность работы ГТУ в идеальном цик- ле (процессы сжатия в ком- прессоре и расширения в га- зовой турбине) с изобарным подводом теплоты. T–s-диаг- рамма цикла ГТУ при исполь- зовании различных видов топ- лива с указанием эффектив- ности изображена на рис. 2. Известно, что для идеаль- ного цикла ГТУ с идеальным газом в качестве рабочего те- ла и изобарным подводом теплоты термический КПД рассчитывается со- гласно [8] 1 1 η 1 , β t k k −= − (1) где β – степень повышения давления газа (воздуха) в компрессоре; k – по- казатель адиабаты. Согласно (1) термический КПД идеального цикла ГТУ с идеальным га- зом в качестве рабочего тела и изобарным подводом теплоты зависит толь- ко от степени повышения давления газа (воздуха) в компрессоре и показа- теля адиабаты (свойств рабочего тела). Термический КПД ГТУ в общем виде может быть рассчитан по формуле 1 2 2 1 1 η 1 ,t q q q q q − = = − (2) где q1 – подведенное с топливом количество теплоты, отнесенное к 1 м3 топлива, кДж/м3; q2 – отведенное в окружающую среду количество тепло- ты, отнесенное к 1 м3 топлива, кДж/м3. Для расчета q1 используем уравнение р 1 н ксη ,q Q= (3) где рнQ – низшая рабочая теплотворная способность топлива, кДж/м 3; ηкс – коэффициент полезного действия камеры сгорания. Также величина подведенного количества теплоты может быть выра- жена с помощью соотношения теор3 2 21 3 2 теор 2 ( ) ( ) ,TTp p iT Tq c T T V c T T V′ ′= − = −∑ ∑ (4) где теор3 2 2 , TTp pT Tc c′ ′ – удельная объемная средняя изобарная теплоемкость ра- бочего тела в указанном диапазоне температур, кДж/(м3⋅град.); Ттеор – тео- ретическая температура горения топлива, К; Т3 – температура рабочего T3 T4 T2 T1 1 2 3 4 dp = 0 dp = 0 Рис. 2. T–s-диаграмма цикла ГТУ с обратимыми процессами сжатия и расширения рабочего тела s T, К 44 тела на выходе из камеры сгорания, К; Т2 – температура рабочего тела на выходе из компрессора, К; V∑ – суммарный объем рабочего тела (про- дуктов сгорания) с учетом коэффициента избытка воздуха, отнесенный к 1 м3 топлива, м3/м3; iV∑ – теоретический объем рабочего тела (про- дуктов сгорания) без учета коэффициента избытка воздуха, отнесенный к 1 м3 топлива, м3/м3. При проведении дальнейших расчетов предположим, что теор3 2 2 .TTp pT Tc c′ ′= Это вызвано стремлением производителей газовых турбин максимально увеличить температуру рабочего тела на входе в газовую турбину. Согласно [9] температуры рабочего тела на выходе из компрессора и камеры сгорания рассчитываются: 1 2 1β ; k kT T − = 1 4 3β . k kT T − = (5) Так как 1 теор 1 1 3 1 β α , β k k k i k V T Т V T Т − − − = = − ∑ ∑ то 1 теор 1 1 3 1 β . β k k k i k T Т V V T Т − − − = − ∑ ∑ (6) Удельное количество теплоты q2, отданное при охлаждении рабочего тела, будет определяться по формуле 4 4 1 1 1 2 4 1 3 1( ) ( β ) . k T T k p T p Tq c T T V c T T V − ′ ′= − = −∑ ∑ (7) После подстановки (6) в (7) получим 4 1 1 1 теор 1 2 3 11 3 1 β β . β k kk T k p T ik k T T q c T T V T T − − − −   ′= −   − ∑ (8) Разделив числитель и знаменатель на величину 1 β , k k − запишем 4 4 1 1 1 1 1 теор 1 2 3 1 теор 11 3 1 β β β . β k k kk T Tk k p T i p T ik k T T q c T T V c T T V T T − − − − −     ′ ′= − = −       − ∑ ∑ (9) Окончательно q2 можно записать в виде 45 41 теор 2 11 . β T p T ik k T q c T V−    ′= −     ∑ (10) Выполнив подстановку (3) и (10) в (2), получим 4 1 теор 11 р н кс β η 1 . η T p T ik k t T c T V Q −    ′ −    = − ∑ (11) Таким образом, авторами получена формула для анализа термического КПД идеального цикла газотурбинной установки с изобарным подводом теплоты, которая в отличие от (1) показывает также зависимость эффек- тивности ГТУ от свойств сжигаемого топлива. Исходя из (11), кроме степени повышения давления в компрессоре и показателя адиабаты, важное значение для эффективной работы ГТУ имеет отношение р н , i Q V∑ МДж/нм3, – теплота сгорания, приходящаяся на 1 нм3 продуктов сгорания, теоретиче- ская температура сгорания топлива и эффективность камеры сгорания (в случае сжигания твердых видов топлива обычно используются внешние камеры). Очевидно, что последний показатель зависит от уровня развития техники и на опре- деленном этапе может стать равным для газообразных, жидких и твер- дых топлив. Поэтому наибольший интерес для изучения влияния свойств топлива на эффективность цикла оказывают именно первый и второй показатели. График за- висимости термического КПД цик- ла ГТУ без учета необратимости в компрессоре и турбине при фик- сированном значении остальных величин изображен на рис. 3. Для расчетов из [10] брали исходные данные по свойствам топлив: бу- рый уголь, фрезерный торф, древесная щепа, горючие сланцы, мазут и природный газ. В качестве исходных данных задавались параметрами: β = 20; ηкс = 0,99; k = 1,4. Полученные значения термического КПД для указанных видов топлива*†представлены на рис. 4. * Для твердых видов топлива предполагается использование внешних камер сгорания или внешнего газификатора. Низшая теплота сгорания на 1 м3 продуктов сгорания р н , i Q VΣ МДж/нм3 Рис. 3. Зависимость термического КПД идеального цикла ГТУ от отношения р н i Q VΣ Т ер м ич ес ки й К П Д ц ик ла 46 Рис. 4. Зависимость термического КПД идеального цикла ГТУ с изобарным подводом теплоты В Ы В О Д Ы Для получения максимальной эффективности идеального цикла ГТУ с изобарным подводом теплоты наиболее целесообразно использовать в перспективе топлива с максимальным значением р н i Q V∑ и минимальной теоретической температурой горения. Однако для реального цикла ГТУ важное значение имеет температура рабочего тела на входе в газовую турбину. В настоящий момент разра- батываются газовые турбины с температурой 1700 °С. Очевидно, что не все виды топлива могут обеспечить такую температуру, поэтому влия- ние свойств топлива на реальный цикл ГТУ требует дополнительного изу- чения. Л И Т Е Р А Т У Р А 1. К о ц е н к е эффективности использования органических топлив в цикле паросило- вых установок / А. П. Несенчук [и др.] // Энергетика… (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). – 2013. – № 1. – С. 56–60. 2. Международное энергетическое агентство [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.iea.org/. – Дата доступа: 15.10.2012. 3. Сайт компании Siemens AG [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www. energy.siemens.com/hq/en/power-generation/power-plants/integrated-gasification-combined- cycle/integrated-gasification-combined-cycle.htm/. – Дата доступа: 15.10.2012. 4. Сайт компании Mitsubishi Heavy Industries Ltd. [Электронный ресурс]. – Режим дос- тупа: http://www.mhi.co.jp/en/products/category/integrated_coal_gasfication_combined_cycle. html/. – Дата доступа: 15.10.2012. 5. Сайт компании General Electric [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.ge-energy.com/products_and_services/products/gasification/integrated_gasification_ combined_cycle.jsp/. – Дата доступа: 15.10.2012. 6. Сайт компании Alstom [Электронный ресурс]. – Режим доступа: – http://www.alstom. com/power/coal-oil/. – Дата доступа: 15.10.2012. 7. Сайт компании Metso [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.met so.com/energy/boiler_prod.nsf/WebWID/WTB-090517-22575-570F1?OpenDocument/. – Дата доступа: 15.10.2012. Т ер м ич ес ки й К П Д 0,82 0,80 0,78 0,76 0,74 Вид топлива 47 8. А л е к с а н д р о в, А. А. Термодинамические основы циклов теплоэнергетических установок / А. А. Александров. – М.: Изд-во МЭИ, 2004. 9. Х р у с т а л е в, Б. М. Техническая термодинамика: учеб.: в 2 ч. / Б. М. Хрусталев, А. П. Несенчук, В. Н. Романюк. – Минск: Технопринт, 2004. – Ч. 2. 10. Р а в и ч, М. Б. Эффективность использования топлива / М. Б. Равич. – М.: Наука, 1977. Представлена кафедрой ПТЭ и Т БНТУ Поступила 28.12.2012 УДК 621 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕТОДОВ СНИЖЕНИЯ ВЫБРОСОВ NOх ПРИ СЖИГАНИИ УГЛЕВОДОРОДНОГО ТОПЛИВА В ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВКАХ Канд. техн. наук КАБИШОВ С. М., докт. техн. наук, проф. ТРУСОВА И. А., канд. техн. наук, доц. РАТНИКОВ П. Э., канд. техн. наук МЕНДЕЛЕВ Д. В. Белорусский национальный технический университет В последние годы необходимость существенного снижения выбросов вредных веществ в атмосферу теплоэнергетическими установками, по крайней мере, до уровня, регламентированного ГОСТ 30735–2001, привела к использованию как конструктивных, так и технологических методов по- давления образования оксидов азота. Почти все технологические методы подавления NOx проверены в промышленных условиях и опубликованы в отечественной и зарубежной технической литературе, например в [1–7]. В частности, по данным Агентства по защите окружающей среды США (EPA US) [1, 5], в некоторых штатах требуется в обязательном порядке внедрять на действующих котлах наилучшие из известных технологий – ВАТ (Best Available Technologies), которые включают: • снижение избытка воздуха (LEA); • ступенчатый ввод воздуха, который предполагает не только ступенча- тое сжигание (OFA), но также и нестехиометрическое сжигание (BBF) и отключение одной или нескольких верхних горелок (BBOS); • рециркуляцию дымовых газов FRG (обычно подача газов рециркуля- ции требует незначительных изменений горелочных устройств); • ступенчатый ввод топлива, т. е. организацию трехступенчатого сжи- гания (reburning-process); • использование малотоксичных горелочных устройств (LNB), которые включают в себя горелки: со ступенчатой подачей воздуха, с рециркуля- цией и со ступенчатым вводом топлива (т. е. организация reburning-process в факеле отдельно взятой горелки); • ввод в рабочее пространство котла водяного пара или аммиачного раствора с целью восстановления оксидов азота. 48