3 Оценка эффективности частично бинарного цикла с впрыском пара в камеру сгорания гтд

Большинство действующих парогазовых установок, а их мощность составляет в настоящее время в мире несколько тысяч мегаватт, работает по «классическому» бинарному циклу. В этой схеме пар одного или двух давлений, выработанный в котле-утилизаторе (КУ) в результате использования тепла отработанных газов газовой турбины (ГТ), поступает в паровую турбину (ПТ). Повышение начальной температуры газа Т_г^*и соответствующей ее оптимальной степени повышение давления в компрессоре π_к^* увеличивают КПД верхней части цикла и установки в целом и изменяют соотношение мощностей ГТ и ПТ в пользу первой. КПД выработки электроэнергии бинарными установками в диапазоне температур Т_г^*=1050-1400 °С составляет 46–54%. Дальнейший рост КПД парогазовых установок связан не только с ростом начальных параметров, но и со схемными решениями – переходом к ПГУ с вводом (инжекцией) пара непосредственно в ГТ. Эта схема впервые была предложена академиком С.А. Христиановичем с сотрудниками. В последние годы она нашла достаточно широкое применение за рубежом, получив по латинской аббревиатуре название схемы STIG или при наличии промежуточного охлаждения воздуха в компрессоре схемы ISTIG. В первоначальных вариантах пар в ограниченном количестве вводился в камеру сгорания для снижения образования оксидов азота (так называемый экологический впрыск пара). В последующем количество пара, подаваемого в камеру сгорания, было увеличено. Он стал составлять значительную долю рабочего тела ГТ (энергетический впрыск пара). Это дало возможность поднять удельную (на единицу расхода воздуха на входе в компрессор) мощность ГТУ. И наконец, на третьем этапе вырабатываемый в КУ пар полностью используется в тракте ГТ – большей частью как рабочее тело, а также для охлаждения высокотемпературного лопаточного аппарата ГТ, частично или полностью замещая охлаждающий воздух. Это увеличивает эффективность охлаждения лопаточного аппарата, обеспечивает возможность повышения Т_г^* до 1500–1600 °С при использовании современных конструкционных материалов и значительно снижает потребную мощность компрессора, что существенно, поскольку доля расхода воздуха на охлаждение при высоких Т_г становится чрезвычайно большой (до 15–20%). К.п.д. выработки электроэнергии в установке 18Т1С в диапазоне температур 1400–1600 °С составляет 51–56%. Значительно выше и удельная мощность на единицу расхода рабочего тела ГТ, что позволяет на базе существующего технологического оборудования, прежде всего авиационного, резко увеличить полезную мощность выпускаемых ГТ.

Тепловая схема ПГУ с впрыском пара может быть предельно упрощена: из нее исключаются паровая турбина, конденсатор и соответствующая система охлаждения циркуляционной воды . Это создает предпосылки для существенного снижения капитальных затрат и срока ввода новых установок; при этом основная цель – достижение минимума затрат на получение электроэнергии – достигается не при предельно высоком к.п.д. установки, а при несколько более низких значениях тепловой экономичности, но при существенном упрощении тепловой схемы.

Впрыск пара в проточную часть турбины позволяет увеличить мощность двигателя на 60…70 % и КПД – примерно на 25 % без увеличения температуры газа перед турбиной. Недостатком цикла STIG является полная потеря цикловой воды и недоиспользование двигателя по Т^*_г.

Рисунок 4 - Т-S диаграмма ПГУ STIG

При организации впрыска пара в камеру сгорания базового ГТД необходимо удовлетворять некоторым ограничениям, это приводит к тому что режим работы и цикл ГТД должен измениться.

За счет впрыска пара в КС увеличивается работа турбины компрессора и растет расход газа ,в результате этого растет мощность турбины это приводит краскрутки ротора ТК, рабочая точка на характеристики компрессора смещается в область больших оборотов и в область малого запаса устойчивости компрессора (рисунок-6).

Впрыск пара увеличивает мощность ГТД за счет трёх факторов:

1. Увеличение расхода газа через температуру;

2. Увеличение расхода газа за счет ;

3. Увеличение работы турбины _.

Роль закрытия дросселя играет пар. Раскрутка ротора приводит к разрушению. Для предотвращения раскрутки ротора необходимо понизить Т_г^* уменьшив при этом расход топлива (рисунок-5) .

Для расчета термогазодинамического анализа газопаровой установки -STIG воспользуемся компьютерной программой mgts2.exe. На рисунках 6-8 характеристики компрессора ВД и НД и зависимости основных параметров от Gп.

Таблица 1.1Результаты расчета газопаровой установки– STIG

ММ ГТД-2-1 (STIG) Дата 6.12.99

NT= 1 1 NR= 1 5 5 1 NK= 1 0 NQ= 0 NMK= 1 IDT= 2 NL= 1

DH1= 31.1 .00 .00 19.30 .839 .878 1490. 1230. 68.0 .399 1.000 1.000

DH2= .888 .626 1.000 .922 .555 1.000 .903 .350 4.000

BH= .950 1.000 .943 .995 .995 .943 1.000 1.000 .975 1.000 1.000 .987

DGT= .010 .000 .004 .000 .000 .000 WP= 11607.2 14450.8 4800.0

ALO=17.400 HU= .5000E+08

N NP R1 R2 R3 RWC RGOT RGPR RGO1 RGO2 RGO3 DDT

1 230 1.000 1.000 1.000 1.000 .010 .000 .004 .000 .000 .0

2 230 1.000 1.000 1.000 1.000 .010 .000 .004 .000 .000 .0

3 230 1.000 1.000 1.000 1.000 .010 .000 .004 .000 .000 .0

4 230 1.000 1.000 1.000 1.000 .010 .000 .004 .000 .000 .0

5 230 1.000 1.000 1.000 1.000 .010 .000 .004 .000 .000 .0

СХЕМА ПЕЧАТИ: NE NEY CE TK ТГ ТГП TT

ПВ ППB GПB PIB NKB MKB DKYB

ПН ППН GПН PIH NKH MKH DKYH

PIKS NKS GB PITB NTB PITH NTH

GT AKC AKS PITC NIC MKC TTK

КПД GT1 LC FC ПТС TB PB

1-й режим ГТУ : Пр.230 Gгаз= 31.36 Gпаp= .000 Gпаpo= .000

.1065E+05 342.5 .1994 719.7 1491. 1087. 790.8

1.000 1.000 31.10 4.211 .8585 6982. .2159

.9994 .9994 31.08 4.643 .8781 3924. .2316

19.29 .8390 31.08 2.198 .8870 1.853 .9208

2124. 2.987 2.987 4.201 .9016 .2118E+05 1087.

.3610 2124. .1350 1.020 1.000 288.1 .9626E+05

2-й режим ГТУ : Пр.230 Gгаз= 32.33 Gпаp= .925 Gпаpo= .250

.1071E+05 343.9 .1884 721.3 1423. 1036. 752.0

1.000 .9995 31.06 4.225 .8587 7023. .2100

1.001 1.001 31.14 4.661 .8778 3946. .2301

19.44 .8389 31.14 2.199 .8909 1.854 .9252

2018. 3.150 3.150 4.227 .9042 .2131E+05 1036.

.3821 1916. .1368 1.020 1.000 288.1 .9626E+05

3-й режим ГТУ : Пр.230 Gгаз= 33.17 Gпаp= 1.709 Gпаpo= .500

.1079E+05 345.7 .1794 722.9 1371. 997.6 723.1

1.000 .9988 31.02 4.239 .8589 7065. .2043

1.003 1.003 31.21 4.680 .8775 3968. .2286

19.58 .8388 31.21 2.199 .8937 1.854 .9285

1936. 3.290 3.290 4.254 .9059 .2147E+05 997.6

.4012 1762. .1390 1.017 1.000 288.1 .9626E+05

4-й режим ГТУ : Пр.230 Gгаз= 33.91 Gпаp= 2.389 Gпаpo= .750

.1087E+05 347.7 .1719 724.5 1331. 967.7 700.4

1.000 .9982 30.98 4.251 .8591 7105. .1990

1.004 1.004 31.27 4.698 .8772 3990. .2271

19.71 .8387 31.27 2.200 .8959 1.854 .9309

1869. 3.415 3.415 4.281 .9072 .2163E+05 967.7

Продолжение таблицы 1.1

.4189 1642. .1411 1.013 1.000 288.1 .9626E+05

5-й режим ГТУ : Пр.230 Gгаз= 34.55 Gпаp= 2.978 Gпаpo=1.000

.1096E+05 349.7 .1655 725.9 1298. 943.9 682.4

1.000 .9975 30.95 4.263 .8592 7142. .1941

1.005 1.005 31.33 4.716 .8769 4011. .2257

19.84 .8386 31.33 2.200 .8977 1.854 .9329

1813. 3.526 3.526 4.307 .9081 .2180E+05 943.9

.4350 1545. .1421 1.016 1.000 288.1 .9626E+05

Расчет котла-утилизатоpа одного давления

Исходные данные:

Gг = 34.55 кг/с , Tсо = 409.0 гp.C ,

Сpп = 2.2400 кДж/кг/К, Rп = 460. кДх/кг/К,

Cpг = 1.1999 кДж/кг/К,

Рпп = 2.0500 МПа , Тпп = 470.00 гp.C ,

Iпп = 3402. кДж/кг, dP1 = .2050 МПа ,

dP2 = .2050 МПа ,

Рконд = .0080 МПа , Твэкнд = 60.00 гp.C .

Результаты pасчета:

Рб = 2.2550 МПа , Тб = 218.99 гp.C ,

Тэк = 209.00 гp.C , Тгт1 = 229.00 гp.C ,

Рэк = 2.4600 МПа , Iэк = 896. кДж/кг,

dIпписп= 2506. кДж/кг, Iгт1 = 602. кДж/кг,

Iгс = 818. кДж/кг, Gп = 2.98 кг/с ,

Gконд = 2.98 кг/с , Iвхэк = 258. кДж/кг,

Gэк = 3.36 кг/с , Qэк = 2142. кВт ,

Iгвых = 540. кДж/кг, Тгвых = 177.34 гp.C .

Рисунок 5 – Характеристика компрессора НД

Рисунок 6 – Характеристика компрессора ВД

Рисунок 7-Зависимость основных параметров от относительного расхода пара, подаваемого в камеру сгорания

Данный расчет предусматривает переделку спроектированого (сухого) ГТД под STIG. На рисунке 5,6 представлена характеристика компрессора ГТД который проектировали под впрыск пара в камеру сгорания что приводит к снижению Т_г и изменению цикла в целом что прецтавленно на .рисунке 5.

4 Оценка повышения эффективности ГТД путем впрыска пара между турбиной компрессора и силовой турбиной

В ходе расчета производим расчет сухого ГТД с параметрами прототипа двигателя ДН-70: G_г=31,1кг/с; N_e=10650 кВт, и КПГУ с впрыском пара между турбиной компрессора и силовой турбиной схема прецтавленна на рисунок 1.4

Производим итерационный расчет при смешении газа и пара перед турбинной силовой и находим новые параметры потока.

Определяем теплоемкость продуктов сгорания:

_{Определяем газовую постоянную для смеси пара с газом.}

_{Определяем энтальпию парогазовой смеси:}

_{Рассчитываем температуру смеси:}

Расчет силовой турбины: находим мощность турбины с впрыском пара и сравниваем с мощностью турбины прототипа.

По результатам расчета получаем

По результатам расчета видно(таблица 5.1) рост мощности парогазовой установки, по сравнению с сухим ГТД он составил N_ПГУ-N_прот/ N_ПГУ *100%=29,84% схему с впрыском пара между турбиной силовой и турбиной компрессора при в которой нужно переделывать конструкцию силовой турбины (рисунок 1.4). Улучшение экономичности составляет 29,91% по сравнению с ГТД.