паровые и газовые турбины для электростанций

ЦНД — двухпоточный, симметричный, с пятью ступенями в потоке. Кольцевая площадь выхода

пара последней ступени 12,5 м2. Ротор ЦНД — цельнокованый, выполнен из одной поковки.

Все опоры валопровода — выносные. Между ЦВСД и ЦНД установлен только один опорный подшипник. Передний подшипник турбины — комбинированный, опорно-упорный.

Пар высокого давления из котла-утилизатора через два стопорно-регулирующих клапана, присоединенных к нижней половине ЦВСД, поступает в камеру 14, а из нее — в проточную часть ЧВД. Последняя не имеет регулирующей ступени и выполнена с реактивным облопачиванием. Пар, расширившийся в ЧВД, через один патрубок 15 выводится на смешение с паром, идущим из контура среднего давления котла-утилизатора (см. рис. 13.31). Образовавшаяся смесь перегревается в промежуточном пароперегревателе и поступает к двум стопорно-регулирующим клапанам ЧСД, расположенным рядом с аналогичными клапанами ЧВД, и из них — в паровпускную камеру 14 ЧСД (см. рис. 11.76).

Пройдя реактивную проточную часть ЧСД, пар направляется в пространство между внутренним и внешним корпусами ЦВСД, а из него — в единственную ресиверную трубу 6.

Соседнее расположение паровпускных камер 14 и 9 неслучайно. Оно позволяет локализовать горячий пар высокого и среднего давления в середине ЦВСД, не допуская высоких температурных градиентов, и иметь низкую температуру пара у концевых уплотнений, соседствующих с корпусами холодных опор.

В ресивере 6 к поступившему из ЦВСД пару подмешивается пар из контура низкого давления котлаутилизатора, и эта смесь направляется в ЦНД. Последний выполнен также двухстенным. Его внутренний корпус (обойма) 11 опирается на цилиндрические брусья 17, установленные в колоннах фундамента. Внешний корпус ЦНД связан с внутренним 11 только через сильфонные компенсаторы, и поэтому деформации внешнего корпуса под действием атмосферного давления не передаются на внутренний, чем обеспечивается хорошая центровка.

Отработавший в турбине пар из пространства между корпусами 7 и 11 поступает не в подвальный, как это обычно делается, а в односторонний боковой конденсатор, непоказанный на рисунке. Конденсатор располагают на нулевой отметке, и его вертикальный размер определяет небольшую высоту колонн 10. В свою очередь это уменьшает высоту машинного зала и капитальные затраты.

12.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Газотурбинной установкой называют тепловой двигатель, состоящий из трех основных элементов: воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины (рис. 12.1). Принцип действия ГТУ сводится к следующему. Из атмосферы воздух забирают компрессором K, после чего при повышенном давлении его подают в камеру сгорания КС, куда одновременно подводят жидкое топливо топливным насосом ТН или газообразное топливо от газового компрессора. В камере сгорания воздух разделяется на два потока: один поток в количестве, необходимом для сгорания топлива, поступает внутрь жаровой трубы ЖТ; второй — обтекает жаровую трубу снаружи и подмешивается к продуктам сгорания для понижения их температуры. Процесс сгорания в камере происходит при почти постоянном давлении.

Получающийся после смешения газ поступает в газовую турбину Т, в которой, расширяясь, совершает работу, а затем выбрасывается в атмосферу.

Развиваемая газовой турбиной мощность частично расходуется на привод компрессора, а оставшаяся часть является полезной мощностью газотурбинной установки.

Рис. 12.1. Газотурбинная установка с горением при постоян-

ном давлении

В отличие от паротурбинной установки (ПТУ) полезная мощность ГТУ составляет только 30— 50 % мощности турбины. Долю полезной мощности можно увеличить, повысив температуру газа перед турбиной или снизив температуру воздуха, засасываемого компрессором. В первом случае возрастает работа расширения газа в турбине, во втором — уменьшается работа, затрачиваемая на сжатие воздуха в компрессоре. Оба способа приводят к увеличению доли полезной мощности. Полезная мощность ГТУ зависит также от аэродинамических показателей проточных частей турбины и компрессора: чем меньше аэродинамические потери в турбине и компрессоре, тем бóльшая доля мощности газовой турбины становится полезной.

Эффективность ГТУ в сравнении с другими тепловыми двигателями обнаруживается только при высокой температуре газа и высокой экономичности турбины и компрессора. Поэтому простой по принципу действия газотурбинный двигатель стали применять в промышленности позднее других тепловых двигателей, после того как был достигнут прогресс в технологии получения жаропрочных материалов и накоплены необходимые знания в области аэродинамики турбомашин.

Первые патенты с описанием устройств, относящихся по принципу действия к газотурбинному двигателю, были выданы в Англии Джону Барберу (1791 г.) и во Франции Брессону (1837 г.). По проекту Барбера для сжатия воздуха предполагалось использовать поршневой компрессор, в конструкции Брессона воздух сжимался центробежным вентилятором.

Первый газотурбинный двигатель был построен

вРоссии в 1897—1900 гг. инженером флота П.Д. Кузьминским. Газотурбинная установка Кузьминского состояла из поршневого компрессора, камеры сгорания и радиальной газовой турбины. Для уменьшения затраты мощности на сжатие воздуха охлаждение продуктов сгорания производилось не воздухом, а паром, который образовывался

взмеевике, расположенном в камере сгорания. В это же время были изготовлены основные узлы установки, некоторые из них прошли предварительное испытание, но затем все работы были прекращены.

В 1900—1904 гг. в Германии была испытана газотурбинная установка инженера Штольце, запатентованная им еще в 1872 г. В этой установке впервые был применен многоступенчатый осевой компрессор. В многоступенчатой турбине расширялся чистый воздух, предварительно нагретый

вкамере сгорания поверхностного типа — без смешения продуктов сгорания топлива и воздуха. Из-за низких КПД турбины и компрессора испытания дали отрицательный результат: установка не могла самостоятельно работать даже на холостом ходу. Конструкция агрегата Штольце интересна тем, что

восновных чертах она близка к современным газотурбинным двигателям.

Неудачи первых попыток создания экономичного газотурбинного двигателя заставили искать новые пути. Было ясно, что при несовершенных компрессорах затрата мощности на сжатие воздуха слишком велика и для ее снижения необходимо уменьшать количество и давление воздуха, сжимаемого компрессором.

Возникла идея разработки газотурбинного двигателя, в котором горение топлива происходит не при постоянном давлении p = const, а при постоянном объеме v = const (рис. 12.2). Такая газотурбинная установка работает по следующему принципу. В камеру сгорания 3 через воздушный клапан 4 от компрессора 1 подают воздух, который через газовый клапан 6 вытесняет оставшиеся продукты сгорания. При заполнении камеры воздухом открывается топливный клапан 2, через который поступает топливо. После заполнения камеры воздухом и топливом все клапаны закрываются и при помощи запального устройства 5 смесь воспламеняется. Топливо сгорает при постоянном объеме; при этом температура и давление в камере возрастают. При

Рис. 12.2. Газотурбинная установка с горением при постоян-

ном объеме

максимальном давлении открывается газовый клапан 6, через который продукты сгорания направляются к соплам газовой турбины 7 и, расширяясь, совершают работу. При истечении газов из камеры сгорания давление в ней падает; когда оно достигает уровня давления, создаваемого компрессором, вновь открывается воздушный клапан 4, и весь процесс повторяется.

Газотурбинная установка с горением топлива при v = const должна была иметь более высокую экономичность, так как необходимый расход воздуха и его давление при поступлении в камеру сгорания, а следовательно, и затраты мощности на привод компрессора относительно меньше, чем в установке с горением топлива при постоянном давлении p = const.

В начале ХХ в. было построено несколько установок, работавших по принципу v = const. Первой такой установкой была турбина русского инженера В.В. Кароводина, построенная и испытанная в 1908 г. в Париже. КПД двигателя составлял около 3 % при мощности 1,18 кВт (1,6 л. с.).

Большая работа по созданию газотурбинной установки, имеющей v = const, была проведена инженером Хольцвартом; в период 1908—1933 гг. он разработал несколько конструкций такого типа. Наиболее совершенный двигатель Хольцварта имел КПД около 18 %, мощность 2000 кВт и весьма сложную схему. Такие установки, несмотря на некоторый успех, не получили применения, так как имели существенные недостатки: сложную и малонадежную камеру сгорания с клапанным газораспределением; неэкономичную работу газовой турбины из-за пульсирующего характера потока газа, вытекающего из камер сгорания.

Данные в области аэродинамики турбомашин, накопленные при работе с установками Хольцварта

исоздании наддувных агрегатов для парогенераторов с топками под повышенным давлением, позволили вновь использовать цикл при p = const.

В1939 г. в Швейцарии фирмой «Броун—Бовери» была построена газотурбинная установка с горением при p = const мощностью 4000 кВт (см. схему рис. 12.1). Установка предназначалась для привода электрического генератора на резервной электростанции в г. Невшателе и автоматически запускалась и включалась в сеть при понижении частоты

всети ниже допустимого уровня. Эта установка при температуре газов перед турбиной 550 °C имела КПД около 18 %, что являлось большим достижением и свидетельствовало о совершенстве турбины

икомпрессора. По данным испытаний внутренний КПД турбины равнялся 88 %, компрессора — 85 %.

Для повышения термического КПД газотурбинной установки с горением топлива при p = const большое значение имели результаты, полученные венгерским инженером Ендрассиком в 1937—1939 гг. при испытании газотурбинной установки мощностью 73,6 кВт (100 л.с.). Эта установка имела теплообменник (регенератор), в котором теплота газов, покидающих турбину, использовалась для подогрева воздуха перед его поступлением в камеру сгорания. При температурах газов перед турбиной 475 °С и засасываемого компрессором воздуха около 5 °С КПД установки составлял 21,2 %.

Эти результаты позволяли рассматривать газотурбинную установку как перспективный тепловой двигатель. Во многих странах была начата разработка газотурбинных двигателей различного назначения. В 1941 г. прошел испытание первый локомотив с газотурбинным двигателем; несколько позднее были предприняты попытки применения ГТУ на судах.

В1941 г. первый полет совершил самолет с газотурбинным (турбореактивным) двигателем. Начиная с 1950 г. предпринимаются попытки использовать газотурбинный двигатель и в автомобиле.

Впоследние годы газотурбинная установка получает все более широкое применение в различных отраслях промышленности. Причиной этого являются характерные качества газотурбинного двигателя: простота тепловой и кинематической схемы; относительная простота конструкции; малая масса, приходящаяся на единицу мощности; высокая маневренность; сравнительно простая автоматизация эксплуатации. Кроме того, в последние годы имеются значительные достижения как в области аэродинамики турбомашин, так и в разработке жаропрочных сталей и сплавов. Успехи аэродинамики и металлургии позволили поднять тепловую экономичность ГТУ до необходимого уровня и создать предпосылки для внедрения ГТУ в различные области народного хозяйства.

ВГТУ применяется газообразное и легкое жидкое топливо. При использовании жидкого топлива тяжелых сортов, содержащего вредные примеси, нужна специальная система топливоподготовки для предотвращения коррозии деталей турбины под воздействием содержащихся в тяжелом топливе соединений серы и ванадия. Проблема использования твердого топлива в ГТУ находится в стадии интенсивной опытно-промышленной разработки.

Возможность применения ГТУ для различных целей демонстрируется данными табл. 12.1, где сопоставлены области применения тепловых двигателей основных типов.

ГТУ применяют также в качестве наддувных агрегатов в ДВС и в парогенераторах с топкой под повышенным давлением, а также наряду с ДВС в качестве привода всевозможных вспомогательных и резервных электрогенераторов, пожарных насосов и др.

Из приведенных в табл. 12.1 данных видно, что

ГТУ является универсальным двигателем, имеющим различное назначение. Однако ГТУ достигли широкого применения не во всех перечисленных областях, можно назвать две области — авиацию и дальнее газоснабжение, где они получили преимущественное использование. В авиации газотурбинный двигатель занимает ведущее место, почти полностью вытеснив двигатель внутреннего сгорания.

На компрессорных станциях магистральных газопроводов ГТУ используются в качестве двигателей для привода газоперекачивающего компрессора. Топливом служит природный газ, отбираемый из магистральной линии.

В стационарной энергетике на тепловых электрических станциях применяются газотурбинные установки различного типа и назначения. ГТУ пикового назначения работают в периоды максимума потребления электрической энергии (обычно менее 2000 ч в год). Резервные ГТУ обеспечивают собственные нужды ТЭС в период, когда основное оборудование не эксплуатируется.

Наивысшая экономичность при минимальной удельной стоимости среди всех тепловых двигателей достигнута в комбинированных парогазотурбинных установках (ПГУ). ПГУ представляет собой сочетание газотурбинных и паротурбинных установок: отходящие от ГТУ газы подаются в котел-утилизатор, где вырабатывается водяной пар, подаваемый в паровую турбину (см. гл. 13), которая

Та бл и ц а 12.1. Область применения тепловых двигателей

дает дополнительную мощность, составляющую примерно половину мощности ГТУ. Подобные ПГУ получили название утилизационных ПГУ, или ПГУ-У. Лучшие из работающих ПГУ-У имеют КПД свыше 55 %, и существует тенденция повышения экономичности ПГУ-У до 60 % и более.

Одним из основных, по-видимому, наиболее перспективным способом использования твердого топлива в ГТУ является газификация твердого топлива (ГТТ) в реакторах, где это первично обработанное топливо подвергается газификации с помощью воздействия водяного пара и кислорода. Получаемый в реакторе горючий газ очищается и может быть использован как топливо в ГТУ. Объединение ГТТ с ПГУ дает возможность получить комбинированную энергетическую установку, работающую на угле, экономичность которой, по оценке, может составлять 43—44 %. Снижение экономичности этой установки по сравнению с ПГУ, работающими на газе, обусловлено тем, что при работе реактора расходуется энергия на собственные нужды (примерно 10 % мощности, вырабатываемой ПГУ). Удельные затраты на создание ПГУ с ГТТ превышают существенно затраты на ПГУ на газе и, по-видимому, выше, чем затраты на современные ПТУ на твердом топливе. Поскольку современные ПТУ имеют также и более высокую экономичность (выше 44 %), то пока использование твердого топлива в ПГУ с ГТТ не выдерживает конкуренции с применением угля в традиционных, но высокоэффективных ПТУ. Результаты сравнения ПГУ с ГТТ и эффективных ПТУ могут измениться, если учесть, что процесс ГТТ совершенствуется и в нем производится утилизация содержащейся в углях серы, что, во-первых, обеспечивает работу установок ГТТ с лучшими экологическими показателями, а во-вторых, создается безотходная технология, в которой сера является полезным дополнительным продуктом.

По состоянию на текущий период в стационарной энергетике для мощных ТЭС наилучшими энергетическими установками являются: для газообразного и легкого жидкого топлива — ПГУ (в частности, ПГУ-У); для твердого топлива — эффективные совершенные современные ПТУ.

ГТУ находят применение также в качестве теплофикационных установок. В этом случае газы из турбины направляют в специальный котел или водяной подогреватель. Уменьшение температуры уходящих газов вызывает значительное возрастание КПД установки, а сама установка оказывается проще и дешевле соответствующей паротурбинной установки (см. гл. 13).

К отраслям промышленности, где применение газовых турбин создает большие преимущества, относится доменное производство. Для работы домны требуется воздух повышенного давления, который подается в печь воздуходувкой. Для привода воздуходувки следует использовать газотурбинную установку, потребляющую в качестве топлива доменный газ — побочный продукт доменного производства. Сейчас на некоторых металлургических заводах работают газотурбинные воздуходувки, опыт эксплуатации которых свидетельствует об их высокой эффективности и надежности.

На железнодорожном транспорте газотурбинные локомотивы (газотурбовозы) получили некоторое применение на линиях большой протяженности, где они имеют преимущества перед тепловозной тягой по стоимости перевозок.

Ряд газотурбинных установок эксплуатируется сейчас в торговом и военно-морском флоте, в основном на легких и сторожевых быстроходных судах, где особое значение имеют компактность и малая масса двигателя.

Газотурбинный автомобиль пока еще находится в стадии исследования экспериментальных образцов. Лучшие экспериментальные двигатели по экономичности достигли уровня современных бензиновых автомобильных двигателей при меньшей массе.

Современная тенденция в развитии ГТУ состоит

вповышении начальной температуры и давления рабочих газов при простых схемных решениях. Применение жаропрочных материалов и специального охлаждения горячих деталей позволило поднять температуру рабочих газов для ГТУ различного назначения до 1250—1500 °С. Дальнейший прогресс

вэтой области связан с совершенствованием систем охлаждения и в первую очередь способов охлаждения рабочих лопаток газовых турбин, а также с разработкой новых жаропрочных материалов. В ближайшее десятилетие ожидаются дальнейший рост единичных мощностей энергетических ГТУ и повышение начальной температуры рабочих газов.

12.2. ЦИКЛ ПРОСТОЙ ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ

Изучение циклов газотурбинных установок начнем с простой ГТУ, основными элементами которой являются компрессор К, камера сгорания КС и турбина Т (рис. 12.3).

Для упрощения анализа цикла примем, что физические свойства воздуха, проходящего через компрессор, и газов, проходящих через турбину, остаются неизменными; соответственно этому теплоемкости

Рис. 12.3. Схема простой ГТУ

Рис. 12.4. Цикл простой ГТУ:

а — без регенерации; б — с регенерацией

тропы k и k будем считать постоянными. Погреш-

вг

ность, вызываемая принятыми допущениями, невелика и не влияет на принципиальные выводы.

Рассмотрим цикл ГТУ в T, s-диаграмме, показанный на рис. 12.4, а, без учета потерь давления в воздушном и газовом трактах. Точка а определяет начальные параметры воздуха перед компрессором (pа , Tа ). Линия ab соответствует процессу сжатия воздуха в компрессоре до параметров pb и Tb , а линия ab′ — изоэнтропийному сжатию до того же конечного давления pb и температуры Tb t . Условимся индексом «t» отмечать параметры в конце изоэнтропийного сжатия или расширения. Линия bc соответствует изобарическому подводу теплоты в камере сгорания; при этом температура воздуха возрастает от Tb до Tc . В действительности в камере

сгорания имеется снижение давления вследствие гидравлических потерь, поэтому pc < pb . Можно

принимать

pc = λ pb , (12.1)

1

где λ — коэффициент, учитывающий потери дав-

1

ления в воздушном тракте между компрессором и

камерой сгорания и в самой камере сгорания; λ =

1

= 0,97 … 0,98.

Линия cd изображает процесс расширения газа в турбине до давления pd . Вследствие потерь давле-

где λ — коэффициент, учитывающий потери дав-

2

ления в системах всасывания воздуха (перед ком-

между отношениями давления в компрессоре и турбине:

Отметим условность изображения всего цикла ГТУ в единой Т, s-диаграмме, состоящую в том, что Т, s-диаграмма строго построена для одного неизменного вещества, в то время как цикл ГТУ на разных участках относится к разным веществам. На участке ab он соответствует воздуху, на линии cd — продуктам сгорания, на линии bc идет подвод теплоты в результате реакции горения топлива. Линия da — условное замыкание цикла. На самом деле, в точке d продукты сгорания выбрасываются в атмосферу, а в точке a другое вещество — воздух — забирается из атмосферы компрессором.

Условность изображения цикла не помешает правильно проводить количественное определение характеристик различных процессов, принимая для каждого участка цикла присущие данному веществу значения теплоемкостей.

Удельной полезной работой ГТУ называют раз-

тк

ператур Tc – Тd ; cp — средняя теплоемкость воз-

в

духа в интервале температур Тb – Тa .

Необходимо подчеркнуть, что при анализе циклов все температуры определяют по параметрам торможения.

Зависимости (12.5) можно представить через изоэнтропийные разности температур, если воспользоваться выражениями для изоэнтропийных

КПД компрессора η и турбины η * (h — энталь-

кт

пии газа и воздуха в соответствующих точках).

По определению

Пользуясь зависимостями (12.6), а также уравнением изоэнтропы, согласно которому

находим температуры Td и Tb :

С учетом (12.8) зависимости (12.5) принимают вид:

Предполагается, что КПД турбины и компрессора известны. Значения КПД определяют степень совершенства проточных частей турбины и компрессора.

Удельную подведенную теплоту q определяют

где cp — средняя теплоемкость процесса подвода теплоты в камере сгорания.

КПД камеры сгорания η учитывает непол-

к.c

ноту сгорания топлива и потери теплоты через

которое при использовании формул (12.8) — (12.10) приобретает вид

Целесообразность введения отношения температур τ = Tc / Tа очевидна: КПД η зависит только

от отношения температур, но не абсолютных их значений (если пренебречь влиянием изменения

cp г и cp в , что вполне допустимо).

График зависимости (12.12) представлен на рис. 12.5. Расчеты выполнены без учета потерь в камере сгорания (η = 1) и в воздушном и газовом

= 0,84 и m = m = 0,275. С ростом параметра τ уве-

гв

личиваются максимальное значение η и оптималь-

ное отношение давлений ε , т.е. такое отношение

η

давлений, при которых КПД достигает максимального значения.

Значение оптимального отношения давлений может быть найдено аналитически из условия ∂ η / ∂ε = 0. Однако при проектировании ГТУ всегда имеется необходимость в построении графика зависимости η = η(ε) при заданном отношении температур с целью определения экономически целесообразного

* В литературе по паровым турбинам принято изоэнтропий-

ный КПД турбины называть относительным внутренним КПД и

обозначать η .

о i

Рис. 12.5. График зависимости КПД простой ГТУ от отноше-

ний давлений и температур

отношения давлений ε. Некоторые соображения о выборе ε приведены ниже.

Второй важной характеристикой цикла служит

коэффициент полезной работы, определяемый как отношение полезной работы ГТУ к работе турбины:

Согласно (12.14) коэффициент полезной работы возрастает с уменьшением ε (при заданном τ) и с увеличением τ, η и η . Если коэффициент

тк

полезной работы мал, то это означает, что полезная работа цикла мала в сравнении с работой турбины и что, следовательно, большая часть работы турбины расходуется на привод компрессора. В этом случае небольшое изменение работы турбины или компрессора (вследствие, например, изменения η или η ) приводит к заметному относитель-

тк

ному изменению полезной работы ГТУ и, следовательно, к изменению ее КПД.

Коэффициент полезной работы простой ГТУ сравнительно мал. Так, для ГТУ с τ = 3,6 и ε = 8 при η =0,87 и η = 0,84 значение ϕ = 0,37.

тк

Третьей важной характеристикой цикла является удельный расход газа, кг/кДж:

где G — расход газа, кг/с; N — полезная мощность ГТУ, кВт.

Удельная работа ГТУ H = H – H связана

т к

с удельным расходом d простым соотношением

Формулы (12.15) и (12.16) используют для определения мощности ГТУ, кВт:

N = G/ d = GH.

Обе характеристики d и H определяют работоспособность 1 кг газа. Чем выше H и меньше d, тем меньший расход газа необходим для получения заданной мощности.

Используя выражение для полезной работы (12.4) и зависимости (12.9), можно доказать, что полезная работа достигает максимального значения при отношении давлений εH меньшем оптималь-

ного отношения ε .

η

Из изложенного очевидно, что при анализе схем ГТУ кроме КПД в качестве сравниваемых характеристик необходимо рассматривать также ϕ и H.

12.3.ЦИКЛ ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ

СРЕГЕНЕРАЦИЕЙ ТЕПЛОТЫ

Впростой ГТУ газы покидают турбину с высо-

теряется бесполезно. Это обстоятельство является основной причиной невысокой экономичности простых ГТУ. Если использовать хотя бы часть теп-

лоты q , то это вызовет заметное увеличение КПД.

2

Одним из путей использования теплоты уходящих газов является применение теплообменных аппаратов — регенераторов, в которых уходящие газы отдают часть своей теплоты воздуху, сжатому в компрессоре.

Схема ГТУ с регенератором показана на рис. 12.6. Газы, покидающие турбину Т с температурой Td , направляются в регенератор Р, где отдают часть теплоты воздуху, подаваемому в регенератор от компрессора К при температуре Tb . В

регенераторе температура воздуха повышается до значения Te , так что необходимое количество топ-

лива, расходуемое на подогрев воздуха в камере сгорания, при этом уменьшается и экономичность ГТУ возрастает по сравнению с экономичностью простой ГТУ без регенерации. Температура газов в регенераторе падает до значения Tf ; при темпера-

туре Tf газы выбрасываются в атмосферу.

Процесс ГТУ с регенерацией в T, s-диаграмме изображен на рис. 12.4, б. Линия be соответствует нагреву воздуха, а линия d f — охлаждению газов в регенераторе.

Рис. 12.6. Схема ГТУ с регенератором

Рис. 12.7. Схема регенератора с противотоком

Схема противоточного регенератора показана на рис. 12.7. Воздух в нем проходит по трубкам, закрепленным в трубных досках, а газ движется между трубками в противоположном направлении. При одинаковых расходах и теплоемкостях газа и воздуха в идеальном (без потерь теплоты) противоточном регенераторе нагрев воздуха Te – Tb равен

снижению температуры газа, а температурный напор между газом и воздухом по всему тракту одинаков и равен температурному напору при выходе воздуха из регенератора Td – Te .

Сообщенное воздуху количество теплоты определяется повышением температуры воздуха в регенераторе с Tb до Te :

qв = cpв(Te – Tb ).

Предельно возможное количество теплоты зависит от снижения температуры газов с Td до Tb :

qмакс = cpг (Td – Tb ).

Разумеется, в реальном регенераторе снижение температуры газов до Tb невозможно, ибо это потребовало бы бесконечно большой поверхности регенератора.

Эффективность регенератора как теплообменника оценивают степенью регенерации σ, определяемой отношением количества теплоты, переданного воздуху, к предельно возможному количеству теплоты:

Степень регенерации зависит от площади поверхности регенератора. Установим эту зависимость для регенератора с противотоком (рис. 12.7). Количество теплоты, сообщенное воздуху в единицу времени,

где k — коэффициент теплопередачи в регенераторе; f — площадь теплопередающей поверхности регенератора.

Также можно записать

Q = G cpв(Te – Tb ). (12.19) Исключая из двух последних формул Q и используя выражение (12.17), получаем после пре-

образований:

Выразив в последней формуле расход G через мощность N и полезную работу Н, получим, что площадь поверхности регенератора, отнесенная к мощности, имеет вид

Полученное соотношение показывает, что удельная площадь поверхности регенератора f /N зависит от степени регенерации и при σ, стремящемся к единице, отношение f /N неограниченно растет. Этот вывод легко понять, если учесть, что при σ = 1 температурный напор между газом и воздухом в регенераторе обращается в нуль (Te = Td ).

Из (12.21) следует также, что уменьшения удельной площади поверхности регенератора можно добиться путем интенсификации теплопередачи (увеличения k) и увеличения полезной работы Н. Увеличению Н при заданной мощности соответствует падение расхода G, а следовательно, и количества теплоты, передаваемого в регенераторе от газа к воздуху.

Оценим влияние степени регенерации на η, ϕ и Н. Нетрудно убедиться, что формулы (12.13) и (12.4), определяющие ϕ и Н, останутся неизменными и при наличии регенерации. Выражение (12.11) для КПД η, разумеется, изменится, поскольку теперь в камере сгорания будет подводиться меньшее количество теплоты:

q1 = cp (Tc – Te ).

Температуру Te определим с помощью (12.17), предполагая заданной степень регенерации σ:

Te = Tb + (Td – Tb )σ ,

или

Выражение для КПД получим из формул (12.11) и

При отсутствии регенерации σ = 0 и (12.23) совпадает с (12.12).

Зависимость (12.23) представлена в виде графиков на рис. 12.8 для двух значений τ и нескольких значений σ. Кривые η = η (ε) при τ = const сходятся в одну точку, характерную тем, что в ней Td = Tb . В

этом случае эффект от введения регенератора равен нулю, так как газ и воздух при входе в регенератор имеют одинаковую температуру и теплообмен отсутствует. Дальнейшее увеличение ε ведет

1 — σ = 0; 2 — σ = 0,2; 3 — σ = 0,5; 4 — σ = 0,8; 5 — σ = 1;

— τ = 4; — τ = 3,2

Та бл и ц а 12.2. Влияние степени регенерации

на характеристики ГТУ

к отрицательному эффекту регенератора, так как температура воздуха, поступающего в регенератор, становится выше температуры газа на выходе из турбины (Tb > Td ).

Из данных рис. 12.8 видно, что введение регенерации существенно увеличивает КПД цикла.

Оптимальное отношение давлений ε понижается

η

по мере роста степени регенерации. Это объясняется тем, что с увеличением ε при фиксированных значениях температур Tа и Tc уменьшается рас-

полагаемый температурный перепад Td – Tb в

регенераторе, а следовательно, и эффективность регенерации теплоты.

Повышение экономичности ГТУ при введении регенерации теплоты при tc = 800 °С; ta = 15 °C

(τ = 3,73); η = 0,87; η = 0,84, m = 0,275; λ = 1

тк

демонстрируется данными табл. 12.2.

Следует подчеркнуть, что приведенные данные, а также данные рис. 12.8 получены без учета гидравлического сопротивления регенератора; действительный выигрыш в КПД от применения регенерации, как будет видно из дальнейшего, значительно меньше.

Ранее отмечалось, что полезная работа простой ГТУ без регенерации достигает максимального значения при отношении давлений εH , меньшем опти-

мального. Очевидно, что значение εH от степени

регенерации не зависит. В то же время оптималь-

ное отношение давлений ε уменьшается с ростом

η

регенерации. Следовательно, с ростом σ значения

ε и εH сближаются, а при значительной степени

η

регенерации ε < εH .

η

В виде иллюстрации на рис. 12.9 приведен гра-

фик зависимости ε = f (σ) для τ = 4. Там же для

η

сравнения показано значение εH = 7. График

рис. 12.9 позволяет заключить, что при обычной степени регенерации σ = 0,6 … 0,8 с целью уменьшения размеров и массы ГТУ целесообразно принимать отношение давлений больше оптимального, поскольку максимальная работа ГТУ достигается

при εH > ε .

η