Расчет тепловой схемы газотурбинной установки

6. Комбинированные теплообменные аппараты

Разработка и внедрение новых комбинированных тепловых схем ГТУ требует создания более совершенных унифицированных теплообменных аппаратов, способных обеспечить одновременно регенерацию и теплофикацию, регенерацию и получение пара с последующим его вводом в камеру сгорания или регенерацию, теплофикацию и получение пара с вводом в КС в целом. В настоящее время все газотурбинные установки выпускаются с выходными патрубками, к которым с помощью переходных устройств может быть подсоединено практически любое теплообменное оборудование. В связи с этим заводы-изготавители перешли на изготовление унифицированных теплообменников секционного типа специальной конструкции.

Студент-дипломник, разрабатывающий тот или иной вариант ГТУ должен ориентироваться на передовой опыт применения комбинированных теплообменников в газотурбиностроении в частности унифицированных регенераторов.

На многих газоперекачивающих станциях магистральных газопроводов ОАО"ГАЗПРОМ" установлены газотурбинные агрегаты мощностью 6 и 10 МВт с регенеративным циклом. На этих агрегатах применены пластинчатые регенераторы, которые при работе в условиях высоких температур и термоциклических нагрузок, выходят из строя и требуют замены из-за потери плотности, так как практически неремонтопригодны.

Для обеспечения замены пластинчатых регенераторов, потерявших плотность, в 1990 году было принято решение освоить на ОАО “Машиностроительный завод ЗиО-Подольск” производство надежных, эффективных трубчатых регенераторов, способных стабильно работать в условиях высоких температур и термоциклических нагрузок. Конструкции трубчатых регенераторов, создаваемых на заводе, разработаны на основе проверенного отечественного и зарубежного опыта разработки и производства трубчатых регенераторов с учетом технологических возможностей завода, и имеющихся наработок по проектированию, изготовлению оборудования АЭС и эксплуатации аналогичного теплообменного оборудования.

В соответствии с исходными требованиями ОАО "Газпром" на "'ЗиО'" в 1991 году был разработан головной вертикальный трубчатый регенератор РВП-3600-01 со степенью регенерации 0,81 для замены пластинчатою регенератора (с фактической степенью регенерации ~ 0,65) для газотурбинного агрегата ГТК-10-4

В процессе разработки были проведены научно-исследовательские, расчетные и опытно-конструкторские работы в обоснование конструкции регенератора, проведены тепловые, гидравлические, термоциклические испытания на моделях. Большое внимание уделялось надежности и технологичности конструкции, отработке узла заделки труб в трубных досках с помощью вальцовки и сварки, их стойкости к термоциклическим нагрузкам, обеспечению плотности, компенсации температурных расширений. Полученные результаты испытании и исследовании были заложены в расчетные модели, программы, в тепловые, гидравлические и прочностные расчеты, расчеты температурных полей.

Головной вертикальный трубчатый регенератор РВП-3600-01 изготовленный на "ЗиО", был смонтирован и' прошел испытания на Писаревском ЛПУ МГ "Волгоградтрансгаз". В результате испытаний установлено повышение мощности агрегата с 6,5 МВт (при пластинчатом регенераторе) до 9,2 МВт и увеличение эффективного КПД агрегата до 30.3%. Начиная с 1993 г. регенератор обеспечивает устойчивую и надежную работу агрегата, экономию природного газа и снижение эксплуатационных расходов. Аналогичные результаты получены на многих компрессорных станциях при эксплуатации подобных вертикальных трубчатых регенераторов типа РВП-3600-02.

За период с 1992 г. по настоящее время на "ЗиО" разработано, изготовлено 10 типов регенераторов. В настоящее время заводом поставлено более 210 комплектов регенераторов, их характеристики представлены в таблице. Регенераторы выполняются двухсекционными. Каждая секция корпусного регенератора представляет собой прямотрубный осесимметричный кожухотрубчатый аппарат с компенсатором на корпусе. Продукты сгорания двигаются внутри труб, воздух многократно омывает трубы в межтрубном пространстве за счет установки перегородок. Симметричная конструкция и наличие компенсатора на корпусе секции обеспечивают компенсацию разности температурных расширений корпуса и труб. Трубы закреплены в трубных досках вальцовкой и сваркой по отработанной на заводе технологии, что позволяет повысить надежность конструкции, устранить утечки воздуха. Трубчатый регенератор удобен в эксплуатации, ремонтопригоден, конструкция позволяет при необходимости выполнять ремонт узла соединения труба - трубная доска и глушение труб в случае возникновения неплотностей. В конструкции применены углеродистые и низколегированные стали, качество которых проверено в течение многолетнего сотрудничества с российскими предприятиями. Для элементов, работающих при температурах до 450°С, применяются стали 22К, 16ГС, 09Г2С, при более высоких температурах (до 550°С) - стали 12ХМ, 15ХМ, трубы из стали 15ХМ. Конструкторские решения и материалы, принятые в проектах регенераторов, подтверждены тепловыми, аэродинамическими, прочностными и коррозионными испытаниями, а также металлографическими и технологическими исследованиями. В процессе изготовления были уточнены требования по консервации и расконсервации перед эксплуатацией регенераторов, повышено качество изготовления.

Качество регенераторов, изготовленных на "ЗиО", гарантировано многолетним опытом производства на заводе аналогичного теплообменного оборудования, наличием квалифицированных специалистов, современного технологического и сварочного оборудования, неразрушающих методов контроля и служб контроля качества. Основное внимание уделяется обеспечению надежности. Срок службы регенераторов составляет не менее 20 лет, ресурс работы не менее 120 тыс. час., число циклов (пуск/остановок) - не менее 1000. Трубчатые регенераторы, изготовленные "ЗиО" отвечают требованиям промышленной безопасности ПБ 10-115-96.

Регенераторы комплектуются трубопроводами обвязки, газоходами до здания КС, площадками с лестницами, стальными опорными конструкциями, дымовыми трубами и дополнительными элементами по требованию заказчика.

Для модернизации агрегатов ГТК- 10-4 завод разработал, серийно изготовил и поставил 38 вертикальных трубчатых регенераторов РВП-3600-02, разработанных на основе регенератора РВП-3600-01 с учетом пожеланий заказчиков по улучшению условий монтажа, (боковой подвод продуктов сгорания, поворотное устройство, устанавливаемое на нулевой отметке).

С 1998 года заводом освоено производство вертикальных регенераторов РВП-3600-03, секции которых на 5 т легче секций РВП-3600-02 за счет применения длинномерных труб (шесть ходов по воздуху вместо четырех) и снижения металлоемкости корпуса. В следующей модификации дополнительное снижение массы секции регенератора типа РВП-3600-03 достигается применением тонкостенных труб с толщиной стенки '0,8 мм (вместо 1 мм). Применение таких труб для РВП-3600-04 позволило снизить массу секции еще на 5 т. при сохранении остальных основных характеристик. Завод изготовил головной образец РВП-3600-04, который смонтирован, испытан и пущен в эксплуатацию на КС Александров Гай "Югтрансгаза".

Для комплектации вертикальных регенераторов типа РВП-3600-02, РВП-3600-03, РВП-3600-04 агрегатов ГТК-10-4 разработана техдокументация и изготавливаются байпасные утилизационные теплообменники УТБ- 1,5-0,6 и УТБ-1,5-0,6-130 мощностью 1,5 МВт и температурой воды на выходе 115 и 130°С, соответственно. Выпущенные заводом и смонтированные регенераторы РВП-3600-02 могут быть доукомплектованы запасными утилизаторами по заявке заказчиков.

По специальному заказу "Сургутгазпрома" для модернизации агрегатов ГТК-10-4 были разработаны трубчатые горизонтальные регенераторы РГУ-1800, которые из условий имеющихся ограничений по габаритам и несущей способности существующих фундаментов выполнены со степенью регенерации 0,68, относительным суммарным сопротивлением 4,2 % и уменьшенной массой секции до 24 т. Секции РГУ-1800 устанавливаются на фундаменты заменяемых секций пластинчатого регенератора с помощью переходных опорных рам при минимальном объеме работ при монтаже. Повышение эффективности следующих модификаций на основе РГУ-1800 было достигнуто за счет интенсификации теплообмена путем нанесения на теплообменные трубы внутренних периодически повторяющихся выступов. Выступы формируются путем наружной обкатки труб специальным инструментом.

Трубчатые горизонтальные регенераторы РГУ-1800-01 с интенсификаторами теплообмена имеют степень регенерации 0,73, суммарное относительное сопротивление - не более 5%, масса секции - не более 24 т. Приёмочные испытания головных регенераторов РГУ-1800-01 проведены на КС “Урдома” и "Синдора" "Севергазпрома". Полученные результаты подтвердили заложенные в проекте характеристики. Мощность модернизируемых агрегатов практически восстановлена до проектной.

Регенераторы РГУ-1800-01 комплектуются полнопоточными утилизаторами типа УТ-1,5-0,6 (рис.7) или УТ-2,5-0,6 (рис.8) и байпасным утилизатором типа УТБ-3,5-0,6 УХД.

Для "Мострансгаза" (КС "Алгасово") и "Тюментрансгаза" были разработаны и поставлены новые модификации регенераторов РГУ-1800-02, которые отличаются от РГУ-1800-01 присоединительными размерами и отсутствием утилизаторов тепла

Для модернизации агрегатов типа ГТ-750-6 были разработаны и изготовлены горизонтальные регенераторы РВП-2400.

Регенератор РВП-2400 горизонтального типа для агрегата ГТ-750-6 прошел испытания на Воскресенском ЛПУ "Мострансгаз'". Результаты испытаний показали, что характеристики регенератора соответствую технической документации Для различных компоновок компрессорных станций типа КС “Воскресенск”, КС "Острогож" ("Алтай"') для "Мострансгаз" и "Югтрансгаз" с регенераторами типа РВП-2400 разработана техдокументация и изготавливаются трубопроводы обвязки секций. Трубопроводы могут поставляться как в комплекте с регенераторами РВП-2400, так и отдельно по заявке Заказчика.

Для агрегатов типа ГТ-750-6М на КС "Острогоржск" "Мострансгаза"'. имеющие ограничения по компоновке, разработан и изготовлен вертикальный трубчатый регенератор РВП-2400-01 (рис.9) с массой секции 34 т с полнопоточными утилизаторами УТ- 1,75 -0,7.

Для "Югтрансгаза" разработана, изготовлена и поставлена унифицированная конструкция регенератора РВП-2400-01 с байпасным утилизатором тепла.

Регенераторы производства ОАО "Машиностроительный завод ЗиО - Подольск" кожухотрубчатого типа с компенсатором на корпусе надежные в эксплуатации, головной образец, например, в течении 10 лет работает без потери плотности. Степень регенерации их выше заменяемых пластинчатых регенераторов. Конструкция ремонтопригодна позволяет при необходимости провести глушение любой теплообменной трубы. К недостаткам кожухотрубчатых регенераторов типа РВП-3600 и РВП-2400 при замене существующих пластинчатых следует отнести их металлоемкость, затраты на доставку, монтаж с применением большегрузной техники и укреплением фундаментов при необходимости.

Перспективные разработки ОАО "ПК ЗиОМАР" направлены на усовершенствование существующих и создание новых конструкций регенераторов - хорошо вписывающихся в компоновку КС позволяющих проводить монтаж без использования большегрузной грузоподъемной техники без демонтажа дымовой трубы и утилизационного теплообменника.

Для агрегатов типа ГТК-10-4, эксплуатирующихся на компрессорных станциях магистральных газопроводов, расположенных в северных и труднодоступных районах, имеющих ограничения по возможности доставки грузов и грузоподъемной техники, при модернизации и капитальном ремонте рекомендуется применять блочно - секционные регенераторы. Блочно -секционные регенераторы поставляются на монтаж транспортабельными блоками небольшой массы по 5... 10 т.

Учитывая опыт изготовителя, монтажа и испытаний блочно секционных регенераторов других предприятий, а так же требования заказчиков ОАО ИК «ЗИОМАР» был разработан и на ОАО «Машиностроительный завод «ЗиО - Подольск» изготовлен головной образец блочно - секционного регенератора РВП-ЗОООБС.

РВП-ЗОООБС собирается из транспортабельных блоков максимальной заводской готовности. Технические характеристики и компоновка РВП-ЗОООБС представлена на рис.10.

Регенератор состоит из двух секций, каждая секция из четырех теплообменных блоков массой не более 7,1 т_; поставляемых на монтаж конфузора, диффузора, элементов трубопроводов воздуха, компенсатора газохода, опорных рам. Поверхность нагрева трубного пучка теплообменного блока выполняется из труб сталь 15ХМ, воздух движется в грубном пространстве, продукты сгорания - в межтрубном пространстве. Закрепление труб в трубные доски - на вальцовке и сварке. При монтаже первый теплообменный блок устанавливается на опорные (переходные) рамы (закрепляемые на имеющихся свайных фундаментах) и последовательно устанавливаются остальные 3 блока проводится сварка по коллекторам и обшивке. Затем монтируется диффузор, конфузор, трубопроводы воздуха, компенсатор газохода и другие элементы.

Разработан новый блочно - секционный регенератор РВП-ЗОООБС-01 с массой секции до 1 8т, массой поставочных блоков до 5т. В настоящее время ведется производство серии новых блочно - секционных регенераторов РВП-ЗОООБС-01(рис.11).

Основное направление перспективных разработок регенераторов направлено на снижение массы поставочных блоков, стоимости, повышение их технологичности и надежности.

Номенклатура регенераторов производства ОАО "Машиностроительный завод ЗиО-Подольск" предоставляет Заказчику широкий выбор типов регенераторов в зависимости от расположения, компоновки и мощности агрегатов КС.

ОАО "ИК ЗИОМАР" и "Машиностроительный завод ЗиО - Подольск" с участием заинтересованных организаций работают над дальнейшим совершенствованием трубчатых регенераторов, ведутся работы по оптимизации и унификации конструкций, снижением массы поставочных узлов. ОАО "ИК ЗИОМАР" и ОАО "Машиностроительный завод ЗиО - Подольск” имеют возможность разработать и изготовить регенераторы вертикального и горизонтального исполнения по требованиям заказчиков для. перспективных газотурбинных установок с регенеративным циклом. Возможна поставка регенераторов в комплекте с утилизаторами. Завод имеет технологические и производственные возможности по наращиванию выпуска регенераторов.

Список использованной и рекомендованной литературы

1. Арсеньев А.В., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами.- Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1982.- 247 с.

2. Газотурбинные установки: Атлас конструкций и схем / Л.А. Шубенко-шубин, П.А. Лисецкий и др.- М.: Машиностроение,1976.-164 с.

3. Дикий Н.А. Судовые газотурбинные установки.-Л.: Судостроение, 1978.- 265 с.

4. Костюк А.Г., Шерстюк А.Н. Газотурбинные установки.- М.: Высш. Шк., 1979.- 254 с.

5. Кузьмичев Р.В. Расчет тепловых схем и переменных режимов газотурбинных установок: Учеб. пособие.- Брянск: БИТМ, 1988.- 88 с.

6. Кузьмичев Р.В., Осипов А.В. О повышении экономичности газотурбинных установок // Физические процессы и явления, происходящие в теплоэнергетических установках; Под ред. В.Т. Буглаева.- Брянск, 19977. Охрана окружающей среды: Учеб. пособие для студентов вузов / Под ред. С.В. Белова.- М.: Высш. Шк., 1983.- 264 с.

8. Повышение эффективности использования газа на компрессорных станциях / В.А. Динков, А.И. Гриценко, Ю.Н. Васильев, П.М. Мужеливский.- М.: Недра, 1981.- 296 с.

9. Повышение эффективности работы газотурбинных ГПА. Р.М. Макар, Б.И. Шелковский, Л.Б. Чабанов, Н.А. Дикий, В.И. Романов // Газовая промышленность.- №6,1997.- С. 40-49.

10. Романов В.И. Кривуца В.А. Комбинированная газотурбинная установка мощности 16-25 МВт с утилизацией тепла отходящих газов и регенерацией воды из парового потока // теплоэнергетика.- №4, 1996.- С. 27-30.

11. Стационарные газотурбинные установки / Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин, И.А. Богов и др.; Под ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тырышкина.- Л.: Машиностроение. Ленингр. Отд-ние, 1989.- 543

Приложения



Примеры расчета тепловых схем ГТУ

Расчет тепловой схемы ГТУ рассмотрен на примере ГТН-25 в пяти вариантах исполнения: простейшая, с теплофикацией, бинарная ПГУ, КГТУ (все четыре варианта безрегенеративные) и с регенерацией. Исходные данные для расчета:

эффективная мощность = 25 МВт;

начальная температура газа Т₁=1223 К (950°С);

температура воздуха принята Т₃=273 К (0°С) - для северных районов использования ГТУ, для остальных районов применяется средняя температура воздуха Т₃=288 К (15°С);

назначение - привод нагнетателя природного газа;

исполнение - двухвальная с “разрезным” валом с выделенным однокаскадным компрессором и свободной силовой турбиной.

Термодинамические процессы рассчитываются с использованием графиков прил. 1.

1. Определение расчетных зависимостей внутреннего КПД цикла от степени повышения давления при различных значениях температур воздуха и газа

Расчет тепловой схемы ГТУ начинается с определения зависимости _в=f() при = varia.

Для всех четырех вариантов безрегенеративного исполнения ГТУ (простейшая, с теплофикацией, ПГУ, КГТУ) эту зависимость рассчитывают по формуле (1)

при пяти значениях температурного коэффициента . В данном примере принято:

Т₁=1223; 1123; 1323 К и Т₃=273; 263; 293 К;

₁=273/1223=0,223; ₂=273/1123=0,243; ₃=273/1323=0,206;

₄=263/1223=0,215; ₅=293/1223=0,24.

С целью сокращения объёмов расчета для всех вариантов приняты осредненные значения величин: _к=0,87; _т=0,88; =1,06; m=(К-I)/К=(1,35-I)/1,35=0,259, где К=1,35. Шаг изменения степени повышения давления =2 при изменении от 1 до 40. Расчет зависимостей _в=f() при = varia выполнен на ЭВМ (риc.1).

Для варианта с регенерацией этот расчет выполняется по той же программе, по формуле (2)

,

где принято: те же пять значений ₁=0,223; ₂=0,243; ₃=0,206; ₄=0,215; ₅=0,24; =0,75 (обычно =0,65 - 0,85); =1,1, остальные величины без изменений: _к=0,87; _т=0,88; m=0,259; К=1,35; =2 при изменении от 1 до 40. Результаты расчета представлены на рис.2.

2. Выбор расчетных значений начальных температур воздуха и газа

На основе полученных зависимостей _в=f() при = varia (рис.1,2) построены графики изменения максимальных значений внутреннего КПД цикла _вмах в зависимости от начальной температуры воздуха Т3 (состояние атмосферы) (рис.3) и от начальной температуры газа Т₁ (рис.4) для безрегенеративных и регенеративных ГТУ.

Расчетное значение температуры атмосферного воздуха Т₃ обычно принимается равным нормальной (стандартной) Т₃=288 К (15°С), если не оговариваются дополнительные условия. В данном примере эти условия указаны как вариант исполнения ГТУ для северных районов и поэтому Т₃=273 К (0°С).

Выбор начальной температуры газа, независимо от варианта исполнения тепловой схемы ГТУ, диктуется только жаропрочностью применяемых материалов лопаток и дисков турбины и способами их охлаждения. В данном примере предполагается использовать простейший способ воздушного охлаждения - внешний обдув обода диска, что обеспечивает понижение температуры материала на Т=50 К. Материал лопаток - жаропрочный сплав ЖС-6К, которых без охлаждения “держит” предельную температуру 900°С, обеспечивая при этом допускаемые напряжения _доп=100 МН (1000 кг/см²) при времени работы t=20000 ч. Исходя из этих условий допустимая температура газа будет Т₁=Т₁+Т_л=1173+50=1223 К. Тогда расчетное значение _расч=₁=Т₃/Т₁=273/1223=0,223. Оно принято в дальнейших расчетах за проектное значение _расч.

Если студент не располагает необходимыми литературными и заводскими данными по применяемым матералам и способам охлаждения, то можно ориентироваться на применяемым материалам и способам охлаждения, соответствующие базовой ГТУ (табл.1 и 2).

3. Выбор расчетного значения степени повышения давления цикла

Для расчетного значения _расч= 0,223 оптимальная по максимуму КПД величина получилась равной _opt=26. Такую степень повышения давления в однокаскадном компрессоре без заметного снижения его КПД получить невозможно. Поэтому исходя из поставленного условия выполнения ГТУ по простейшей схеме принимаем расчетное значение _расч=_к==13,2, ориентируясь на уже имеющийся компрессор базовой ГТУ (табл.1) с такой же величиной и приемлемым значением КПД _к=0,87.

В варианте ГТУ с теплофикацией (подогреватели сетевой воды, ПСВ) _opt определяется из выражения (3)

где ; = 1,06 - при наличии ПСВ; = 0,5 - в предположении длительности отопительного сезона в полгода; _е = 0,3; _вк = 0,9; _кс = 0,99; m_в = 0,28; m_г = 0,25.

Таким образом, для варианта ГТУ с ПСВ оптимальное значение _opt практически совпадает с расчетным _расч=13,2, принятым для варианта простейшей ГТУ с ориентиром на существующий компрессор с достаточно высоким КПД.

В варианте с котлом-утилизатором и паровой турбиной оптимальное _opt ПГУ определяется из выражения (5)

,

где _optПГУ = 26 по рис.1; КПД утилизации в первом приближении

,

где Т₆ = 423 К - температура отработавших газов за котлом-утилизатором; КПД парового контура принят равным _пк = 0,3.

Таким образом, в варианте бинарной ПГУ (без дожигания топлива в КУ), значение _opt получается достаточно близким к принятому расчетному. Поэтому и для этого варианта можно принять _расч = 13,2.

В варианте КГТУ оптимальная степень повышения давления определяется из выражения (4)

где = 0,02 - относительный расход топлива; значения С_р, К, m принимались по графикам рис.2 (прил.1); коэффициент сопротивления для варианта с форсировкой = 1,05; _вмах = 0,36 по рис.1 для = 0,223.

Таким образом, для КГТУ значение _optПГУ получается еще большим, чем _opt для простейшего варианта ГТУ и поэтому и в этом случае следует принимать расчетное значение степени повышения давления в компрессоре равным _расч = 13,2.

Итак, для четырех из пяти вариантов ГТУ - простейшая, с теплофикацией, ПГУ и КГТУ - принимаемое расчетное значение степени повышения давления в компрессоре будет одно и то же и равным = 13,2, при этом для вариантов с теплофикацией и ПГУ оно значительно приближается к оптимальным значениям (и может совпадать с ним). Это означает, что для указанных четырех вариантов компоновка газотурбинной части установок, конструктивные решения по компрессору, камере сгорания и турбине будут одинаковы.

В этом отношении вариант ГТУ с регенерацией будет принципиально отличаться от рассмотренных. Для этого варианта _расч = _opt = 7 (рис.2). Такую степень повышения давления достаточно просто осуществить в однокаскадном компрессоре с КПД_к = 0,87 - 0,89.

Итак, для безрегенеративных вариантов ГТУ расчетное значение = 13,2, для вариантов с регенерацией = 7.

В дальнейших расчетах принято P₃ = P_а = 98,1 кПа (1 атм.).

4. Расчет компрессора

Для безрегенеративных вариантов тепловых схем ГТУ = 13,2. Давление за компрессором Р₄ = Р₃ = 13,298,1 = 1295 кПа. Удельную работу компрессора и температуру воздуха за ним определяем в следующей последовательности. Сначала находим температуру изоэнтропийного сжатия за компрессором К, где К = 1,39; m_в = (К-I)/К = (1,39-1)/1,39 = 0,281. Средняя температура изоэнтропийного сжатия Т_ср = (Т₃+Т₄)/2 = (273+582)/2 = 427,5 К. Показатель изоэнтропы и теплоемкости воздуха при этой температуре (прил.1,рис.2), К = 1,39; Ср_ср = 1,018 кДж/(кгК).

Изоэнтропийный перепад энтальпий в компрессоре

1,018273(13,2^0,281-1) = 297 кДж/кг.

Действительный перепад энтальпий при _к=0,87

297/0,87 =341,7 кДж/кг.

Температура воздуха за компрессором

273+341,7/1,018 = 609 К равна температуре воздуха, поступающего в камеру сгорания.

Для варианта с регенератором будем соответственно иметь: T₁ = 7; Р₄ = Р₃ = 798,1 = 686,7 кПа; К = 1,39; m = 0,281; К;К; = 1,01 кДж/(кгК); 1,01273(7^0,281-1) = 200 кДж/кг. Н_к = Н_кс / _к = 200/0,87 = 230 кДж/кг; 273+230/1,018 = 501 К - температура воздуха, поступающего в регенератор.

5. Расчет камеры сгорания

При отсутствии данных по топливу за его основу принимаем стандартный углеводород (85 С и 15% Н), для которого = 44300 кДж/кг и теоретическое количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг топлива L₀ = 15. Примем КПДкамеры сгорания _кс = 0,99, физической теплотой топлива, вносимой в КС пренебрегаем.

При этих условиях для всех четырех вариантов тепловой схемы ГТУ без регенератора в первом приближении будем иметь

Значения теплосодержания воздуха и и продуктов сгорания , при = 1 при соответствующих температурах принимались по графикам (прил.1, рис.3).

Коэффициент избытка воздуха = (L_o+q_в)/ L_o = (15+45)/15 = 4. Удельный расход рабочего тела в КС увеличился на величину q_топ = 1/( L_o) = 1/(4 15) = 0,01667.

Для варианта контактной (форсированной или монарной) ГТУ коэффициент избытка воздуха будет иметь меньшее значение, которое в случае необходимости по заданию руководителя проекта может быть уточнено в дальнейших расчетах

где d = 0,12 (d = 0,05 - 0,25) - относительное количество впрыскиваемого пара (воды); i_d и i_4П - теплосодержание пара в точках d и 4П (рис.1.2, е).

Для варианта ГТУ с регенерацией при расчете КС необходимо предварительно определить температуру воздуха, поступающего в КС из регенератора в такой же последовательности.

Степень расширения в турбине _Т = / =7/1,1 =6,364. Температура газа за турбиной для регенеративных ГТУ находится в пределах 800 - 870 К. Принимая Т₂ =820 К, оценим среднюю температуру процесса расширения в турбине Т_ср = (Т₁+Т₂)/2 = (1223+820)/2 = 1021 К. По этой температуре и графикам рис.3 (прил.1) находим К=1,325 и m=(К-1)/К = (1,325-1)/1,325 = 0,246, приняв = 5 несколько выше, чем для вариантов без регенерации. Температура изоэнтропийного расширения за турбиной К. Действительная температура за турбиной

При наличии регенератора



Коэффициент избытка воздуха = (L_o+q_в)/ L_o = (15+60,6)/60,6 = 5,05.

Удельный расход рабочего тела в КС увеличился на величину q_топ= 1/( L_o) = 1/(5,0515) = 0,01321 против 0,01667 без регенерации.

Таким образом, введение регенерации в цикле при сохранении других исходных параметров неизменными (Т₁; Т₃; N_e) уменьшает оптимальную степень повышения давления, удельный расход топлива и увеличивает коэффициент избытка воздуха (вследствие увеличения температуры воздуха, поступающего в КС, и уменьшения тепла топлива, подводимого в ней).

6. Расчет газовой турбины

Для простейшей схемы коэффициент потерь давления будет иметь наименьшие значения. В частности, примем = 1,04, ₁ = ₂ = 1,02. Тогда Р₄ = Р₃ = 98,113,2 = 1295 кПа; _Т = / = 13,2/1,04=12,7; давление пред турбиной Р₄ = Р_{3 1} = 1295/1,02 = 1270 кПа. Давление за турбиной Р₂ = Р₁/_Т = 1270/12,7 = 100 кПа. Изоэнтропийная температура расширения за турбиной 1223/12,7^0,25 = 647,3 К, где для процесса расширения Т_ср= 930 К; К_ср= 1,33; m_т= (К-1)/К = (1,33-1)/1,33 = 0,25; Ср_Ср = 1,1628 кДж/кгК при = 4 (прил.1, рис.2 и 3).

Изоэнтропийный перепад энтальпий в турбине.

1,16281223(1-12,7^-0,25) = 674 кДж/кг.

Действительный перепад энтальпий в турбине Н_Т = Н_тотохл = 6740,875 = 590 кДж/кг, и температура газа за турбиной Т₂ = Т₁ - Н_Т/ = 1223-590/1,163 = 716 К (443°С).

Расход газа для охлаждаемой ГТУ определяется по соотношению G_Г = N_e/(H_еохл). Эффективная удельная работа ГТУ с учетом охлаждения при _В = 0

кДж/кг, где = 0,09 - по прототипу.

Расход топлива =0,02; H_охл = H_ко/_к(1-_В). При _В = 0 H_охл = H_к, механические КПД компрессора и турбины _мт = _мк = 0,98; внутренний КПД турбины с учетом аэродинамических потерь от охлаждения в проточной части турбины _тохл = _ТТГ = 0,8810,995 = 0,875. Расход газа G_Г = N_e/H_еохл = 25000/188 = 132 кг/с. Расход топлива определяем по выражению , откуда = (1331060,4-137,5348,6)/(443000,99) = 2,17 кг/с, где 133/0,97 = 137,5 кг/с; == 137,50,09 = 12,3 кг/с; 2,170,09 = 12,3 кг/с; 2,17/137,5 = 0,016, что удовлетворительно совпадает с ранее принятым значением = 0,02 (погрешность в расходе газа не превышает 0,9%). Если погрешность превышает 3%, то необходимо повторить расчет с целью уточнения значений .

Для теплофикационных ГТУ и бинарных ПГУ из-за наличия котла-утилизатора сопротивление выходного тракта существенно возрастает. Для этих вариантов следует принимать = 1,06 - 1,08. В данном примере = 1,07. Значения ; _тохл; _к; _м; ; - те же, что и в предыдущем варианте. Тогда _Т = / = 13,2/1,07 = 12,35; Р₁ = Р₄/₁ = 1295/1,02 = 1270 кПа (без изменений по первому варианту). Давление за турбиной в этом варианте возрастет Р₂ = Р₁/_Т = 1270/12,35 = 102,83 кПа; == 1223/12,35^0,25 = 625 К, где К = 1,33; m_т = 0,25; Ср_Ср= 1,1628 кДж/кг; = 4 (имеют прежние значения)

1,16281223(1-12,35^-0,25)=657 кДж/кг;

== 6570,875 = 575,1 кДж/кг;

1223-575,1/1,1628 = 728,5 К, где по-прежнему

= 0,09; _тохл = _{Т Т Г} = 0,8810,995 = 0,875;

_мт = _мк = 0,98; = 0,93.

Эффективная удельная работа ГТУ с учетом охлаждения:

Расход газа = = 25000/174 = 143,5 кг/с.

Расход топлива

= (143,51060,4-148348,6)/(0,9944300) =

2,32 кг/с, 2,32/148 = 0,0157.

Таким образом в вариантах с теплофикацией и ПГУ по сравнению с простейшей ГТУ из-за увеличения сопротивления выходного тракта удельная работа ГТУ снизилась на 7,8%, расход газа и воздуха возросли на 7,5%. Относительный же расход топлива остался приблизительно на прежнем уровне = 0,016.

Для варианта КГТУ имеем следующие исходные данные: сопротивление выходного тракта несколько возрастет из-за наличия секций котла-утилизатора, и поэтому ₂ = 1,03; ₁ = 1,02; = 1,05; = 13,2; _Т = / = 13,2/1,05 = 12,55; Р₁ = Р₄/₁ = 1295/1,02 = 1270 кПа. Р₂ = Р₁/ _Т = 1270/12,55 = 101,2 кПа; == 1223/12,55 = 665,5 К, где К = 1,315; m = (К-1)/К = (1,315-1)/1,315 = 0,24; Ср_Ср = 1,196 кДж/кг при = 2; 1,1961223(1-12,55^-0,25) = 687 кДж/кг; Н_Т = Н_тотохл = 6870,875 = 601,1 кДж/кг. 1223-601,1/1,196 = 720,4 К. Эффективная удельная работа КГТУ с учетом охлаждения и впрыска пара в камеру сгорания

=0,971,1961223(1-12,55^-0,25)0,8750,98-1,018/0,87273(13,2^0,28-1)+0,12

2,421223(1-12,55^-0,19) 0,8750,98-0,09341,7 = 309,69 кДж/кг, где

- безвозвратно теряемый воздух на охлаждение (= 0,02 - 0,05); d = 0,05 - 0,25; d = 0,12 - относительное (к воздуху) количество впрыскиваемой воды (пара); Ср_П = 2,42 кДж/кг - теплоемкость пара.

При условии сохранения режима работа компрессора при тех же условиях, что и в простейшем варианте, т.е. при = 13,2, и том же числе оборотов и производительности воздуха добавка 12% пара от расхода воздуха дает увеличение общего расхода рабочего теле в турбине (продукты сгорания + пар), до величины =1 - +++ d = 1-0.09+0.04+0.02+0.12 = 1.09 и = = 1481,09 = 161,5 кг/с; = d = 0,12 148 = 178 кг/с;

=(143,51060,4+172019,43-

148 348,6 -17648)/(443000,99) = 2,845 кг/с.

= 2,845/148 = 0,0193, что близко к первоначально принятому.

Таким образом, вариант КГТУ при сохранении расхода воздуха компрессором вследствие ввода пара (воды) в камеру сгорания дает по сравнению с простейшим вариантом существенное увеличение удельной эффективности работы. В данном примере Не_охл = (Не_{охлКГТУ}-Не_охл)/ Не_охл = (309,69-182,2)/182,2 = 0,6997 или 70% при некотором увеличении относительного расхода топлива = (2,645-2,45)/2,45 100 = 7,9%.

Вариант с регенерацией по многим параметрам существенно отличается от рассмотренных выше. В этом варианте = _расч=_opt= 7; = 1,1; ₁ = ₂ = 686,7/1,05 = 654 кПа; Р₂ = Р₁/_Т = 654/6,364 = 102,77 кПа. Из расчета камеры сгорания имеем

Т_ср = 1023 К; К = 1,325; m = (К-1)/К = (1,325-1)/1,325 = 0,246; = 5;

Ср_Ср = 1,0879 кДж/кг; = 776 К; = 829 К; = 0,75; Т₅= 746 К;

1,1761223(1-6,364^-0,246) = 525,6 кДж/кг; Н_Т =

Н_тот = 525,60,875 = 459,9 кДж/кг; при _В = 0 и = 0,97

= 0,97(525,60,8750,98-200/0,87)-0,09200/0,87 = 186,3 кДж/кг;

Расход газа G_Г = Nе/Не_охл = 25000/186,3 = 1342 кг/с; = 134,10,97 = 138 кг/с. Расход топлива = (1341054,73-138490,2)/443000,99 = 1,67 кг/с; = 1,67/138 = 0,0121, т.е. на 0,4% (абсолютных) ниже, чем для простейшей ГТУ.

Таким образом, для регенеративной ГТУ по сравнению с простейшей, несмотря на уменьшение перепада энтальпий в турбине (вследствие снижения _расч), удельная эффективная работа практичеки не изменилась (вследствие уменьшения работы сжатия), а поэтому расходы газа и воздуха остались приблизительно теми же. Относительный расход топлива снизились на 0,4% (абсолютных).

7. Технико-экономические характеристики ГТУ

Для вариантов без регенерации при принятых значениях величин _к = 0,87; _тохл = 0,975; _мт = _мк = 0,98; = 0,09; = 13,2 будем иметь.

Вариант простейшей ГТУ (рис.1,а-в, рис.2,а) _Т = 12,7; Н_К = 341,7 кДж/кг; Н_Т = 590 кДж/кг коэффициент полезной работы = 1- Н_К/ Н_Т = 1-341,7/590 = 0,421; Ne = 25 мВт. Удельный расход газа d = 3600/Н_еохл = 3600/188 = 19,16 кг/кВтч.

Эффективный КПДГТУ _еохл = Н_еохл/q₁ = 188/638,2 = 0,234,

где расход теплоты в камере сгорания 1060,39(1-0,09+0,0163)-348,1=638,2 кДж/кг.

Удельный расход тепла ГТУ q_еохл= 3600/0,234 = 12240 кДж/кг.

Удельный расход условного топлива 12240/29308 = 0,428 кг/кВтч, где для условного топлива = 29308 кДж/кг.

При отсутствии охлаждения технико-экономические характеристики ГТУ имели бы следующие значения: Н_е= Н_тотмк-Н_ко/_к = 6740,880,98-297/0,87 = 233 кДж/кг;

== 25000/233 = 107,2 кг/с;

= 1+= 1+0,02 = 1,02;

==/=107,2/1,02 = 105 кг/с;

= (107,21060,4-105348,6)/(443000,98) =

1,757 кг/с; = 1,757/107,2 = 0,0164,

что удовлетворительно совпадает с предварительно заданным 0,02; =1060,4(1+0,0164)-348,6 = 729,12 кДж/кг. d = 3600/Н_е = 3600/233 = 15,45 кг/кВтч; _е = H_e/q₁ = 233/729,12 = 0,3195; q_е = 3600/0,3195 = 11267,6 кг/кВтч; 11267/29308 = 0,38445 кг/кВтч.

Таким образом, при отсутствии отбора воздуха на охлаждение технико-экономических показателей ГТУ существенно улучшается: возрастает удельная эффективная работа, снижается расход газа, удельный расход тепла и топлива, а КПДвозрастает (в данном примере на 2,5% абсолютных).

Вариант с теплофикацией, путем применения подогревателей сетевой воды (ПСВ) может дать следующие результаты (рис.1,е, рис.2,г).

Из предшествующих расчетов (6, прил.2) имеем Т₂ = 728,5 К (455,5°С); Н_еохл=174 кДж/кг. Оценим температуру газов, покидающих ПСВ, значением Т_ух = Т₅ = 423 К (150°С) - среднестатистическое значение реализованных ГТУ с ПСВ. КПД ПСВ примем _ПСВ = 0,9.

При воздушном охлаждении газовых турбин в проточную часть поступает весь охлаждающий воздух за исключением 2-3%, идущих на охлаждение подшипников и корпуса турбины и потому безвозвратно теряемых и с учетом 1,5-2% топлива, поступающего в КС /0,99 = 146,5 кг/с.

Удельное количество теплоты, теряемое с уходящими газами ( = 4; Т₃ = 273 К; Т₂ = 728,5 К); q₂ = i₂-i₃ = 482,1-0 = 428,1 кДж/кг.

Количество теплоты, теряемое с уходящими газами Q₂ = G_гухq₂3600 = 148482,13600 = 25710⁶ кДж/ч = 257 ГДж/ч.

Удельное количество используемого тепла ( = 4; Т₂ = 728,5 К; Т₅ = 423 К); q_2исп = Н_ПСВ = i₂-i₅ = 482,1-154,19 = 327,91 кДж/кг.

Длительность отопительного сезона для средней полосы России при наличии постоянных потребителей тепла (теплично-овощные хозяйства, животноводческие комплексы, теплоснабжение городов и поселков, горячее водоснабжение и пр.) определим в 7 месяцев. Тогда его относительная продолжительность = 7/12 = 0,583. При этом коэффициент утилизации К_ут= (q_2исп/ q₂) = 0,583(327,91/482,1) = 0,396; при = 1 К_ут = 0,68.

КПД ГТУ с ПСВ (188+0,5830,9 0,99 327,91)/638,2 = 0,56, где Н_еохл и q₁ близки к значениям простейшей ГТУ, т.к. начальная температура газа, степень повышения давления и температура воздуха за компрессором не изменились. При = 1 _епсв = 0,75.

Удельный расход тепла q_епсв = 3600/_епсв ; = 0,583; q_епсв = 3600/0,56 = 6428 кг/кВтч; = 1; q_епсв = 4800 кг/кВтч.

Удельный расход топлива ; = 0,583; = 6730,4/29308 = 0,219 кг/кВтч; = 1; = 0,164 кг/кВт.

Таким образом, применение ПСВ дает значительное повышение экономичности цикла ГТУ в частности, при круглогодичном использовании ПСВ КПД цикла возрос в данном примере на 46%, т.е. только повышение КПД в полтора раза выше, чем КПД цикла простейшей ГТУ, рис.5.

Вариант бинарной ПГУ. (рис.1,з, рис.2,д) В этом случае исходные данные также останутся неизменными, как и для простейшей схемы: Т₁ = 1223 К; = 13,2; = 4; Т₃ = 273 К; Т₄ = 609 К. Из-за увеличения сопротивления выходного тракта ГТУ (наличие котла-утилизатора) претерпят изменения и станут равными: Н_еохл = 174 кДж/кг; Т₂ = 728,5 К; = 143,5 кг/с; = 148 кг/с; = 0,09; =2,38 кг/с;= 0,0157; =146,5 кг/с (как и в варианте с теплофикацией).

1060,4(1-0,09+0,0157)-344 = 638 кДж/кг

(как в вариантах с простейшей ГТУ с теплофикацией). Температуру газов, покидающих котел-утилизатор примем, как и в предыдущем варианте Т₅= 423 К (150°С); Коэффициент утилизации К_ут = (Т₂-Т₅)/( Т₂-Т₃) = (728,5-423)/(728,5-273) = 0,672.

Удельная эффективная работа ПГУ H_eПГУ=H_еГ.К.+ H_еП.К.=Н_еохл+ H_еП.К.= Н_еохл+q_кс(1-_ГТУ)_утпк= 188+638,2(1-0,291)0,6720,3=278,8 кДж/кг, где _гту=_еохл= 0,294 ранее определенный КПДгазового контура; _пк = 0,3 - КПДпарового контура (_пк = 0,28 - 0,32 для подобного типа установок).

КПД ПГУ _пк = _еохл+(1-_еохл)_утпк = 0,294+(1-0,294)0,6720,3 = 0,436; Удельный расход тепла q_ПГУ= 3600/0,429 = 8256,9 кг/кВтч. Удельный расход условного топлива 8256,9/29308 = 0,2817 кг/кВтч.

Если принять среднестатистический относительный расход пара = 0,11, то при = 148 кг/с; = d= 0,110,143 = 16,3 кг/с. Общая мощность ПГУ N_ПГУ = N_еохл+N_пк= 1741148+16,390,8 = 40,55 МВт.

Поскольку удельная эффективная работа ПГУ приведена к расходу газа через ГТУ, то общую мощность ПГУ, то общую мощность ПГУ приближенно можно определять и другим путем:

=Н_еПГУ= 148278,8 = 41262 кВт, из них 68,5% мощности приходится на ГТУ и 36,5% на ПТУ, что соответствует среднестатистическим значениям (65-60% ГТУ и 35-40% на ПТУ без дожигания топлива в котла-утилизатора).

Таким образом, включение в схему ГТУ ПТУ с котлом утилизатором даже без дожигания топлива в нем (чисто утилизационная схема) существенно улучшает экономические показатели установки. В данном примере КПД установки возрос на 14,2% (абсолютных). Следует однако учитывать, что из всех вариантов утилизации тепла отработавших газов ГТУ, вариант с ПТУ требует наибольших затрат и сооружений.

Вариант контактной установки (КГТУ)(рис.1.1,ж; рис.1.2,е) характеризуется значениями параметров из предыдущих расчетов: Т₃ = 273 К; Т₁ = 1223 К; = 13,2; _Т= 12,55; Т₄ = 609 К; Т₂ = 728,5 К; _Т = 0,875; q_1Г=638,2 кДж/кг. = 0,0163; = 0,96; Относительный расход пара, подводимого в КС определим d == 0,12; d = (0,05-0,25); m_Г = 0,25; m_В = 0,281.

Теплосодержание пара при Т₁ = 1223 К; i_d = 2019,43 кДж/кг; при Т₄ = 609 К (ввод в КС) i_4П = 648 кДж/кг; начальная температура воды Т_3вод = Т_а = 303 К (30°С) i_а = 55,75 кДж/кг; Тогда коэффициент утилизации К_ут = (i_4П-i_а)/(i_d-i_a) = (648-55,75)/(2019,43-55,75) = 0,302.

Доля теплоты, подводимой к пару в КС =0,12(2019,43-648)/(0,91638,2+ +0,12(2019,43-648))=164,5/(580+164,5) = 0,221, где q_ПКС = q_iП = d(i_d-i₁) = 0,12(2019,43-648) = 164,5 кДж/кг - тепло подводимое к пару в КС.

КПД форсированной (контактной) газотурбинной установки

(0,961,1961223(1-12,55^-

^0,24)0,875 0,98+0,122,421223(1-12,55^-0,19)0,8750,98-

(1,08/0,87)273(13,2^0,281-1)-0,09341,7)/(0,91638,2+164,5) = 309,19/744,6

= 0,4159,

т.е. повышение КПДКГТУ составило _КГТУ=_еКГТУ-_еГТУ= 0,4159-0,294 = 0,122, т.е. 1% подводимого в КС пара дает около 1% повышения КПДГТУ.

Удельный расход тепла q_КГТУ = 3600/_еКГТУ = 3600/0,4159 = 8655,9 кДж/кВтч.

Удельный расход условного топлива 8655,9/29308 = 0,2951 кг/ кВтч.

Таким образом, КГТУ при вводе в КС 12% пара от расхода воздуха дает практически тот же экономический эффект, что и бинарная ПГУ, но при несравнимо меньших капитальных затратах.

Вариант ГТУ с регенерацией(рис.1,в, рис.2,б) дает следующие показатели: _расч = _opt = = 7; _Т = 6,36; Т₂ = 829 К; Т₅ = 746 К; = 0,75; Н_еохл = 186,3 кДж/кг; = 5; Т₁ = 1223 К; = 0,011.

Тогда расход теплоты в КС 1024,73(1-0,09+0,012+0,04)-490 = 525 кДж/кг.

КПДустановки _еохл = Н_еохл/q₁ = 186,3/525 = 0,355. Прирост КПДсоставил _еохл = _ем-_еохл = 0,355-0,234 = 0,061 или 6,1%. Удельный расход тепла q_еохл = 3600/0,355 = 10140 кДж/кВтч. Удельный расход условного топлива 10140/29308 = 0,356 кДж/кВтч.

Таким образом, введение регенерации в тепловой схеме ГТУ приводит к увеличению КПД цикла на 6-9 % (абсолютных) при степени регенерации = 0,7-0,75. Капитальные затраты при этом возрастают в 1,5-1,7 раза, но они окупаются при грамотной эксплуатации ГТУ и при нынешнем уровне цен на топливо в течении 1 года.

Проведенные вариантные расчеты позволяют сделать определенные выводы о целесообразности применения того или иного варианта тепловой схемы ГТУ. Для наглядности полученные данные по вариантам сведем в итоговую таблицу (прил. 2, табл. 1) и осуществим выбор наиболее целесообразной схемы ГТУ. При этом примем: число оборотов работы установки в году К=7000 часов; стоимость условного топлива С_У.Т.=5000 р/т; число лет окупаемости n=3года.

Таблица 1

Технико- экономические показатели вариантов схемы ГТУ

Параметр и его формула	Вариант схемы ГТУ
	простейшая	с теплофикацией =0,583	ПГУ бинарная	КГТУ	с регенератором
КПД установки еохл	0,294	0,56	0,426	0,416	0,355
Экономия удельного расхода топлива ВУТ=Вбаз-Вi, кг/(кВтч)	0	0,209	0,146	0,133	0,072
Стоимость сэко-номленного топ-лива СУТ=ВУТNеКс, руб.	0	1,83108	1,27108	1,16108	0,63108
Ориентировочная стоимость установки Сi=СУСТ, руб.	9107	14,5107	23107	12,5107	15107
Годовой экономический эффект , руб.	0	16,46107	8107	10,4107	11,3107

Итак, расчеты показали, что наибольший годовой экономический эффект дает ГТУ с теплофикацией, а следом за ней идет КГТУ. Однако, для ГТУ с теплофикацией необходимо наличие потребителя тепла. Без него такие установки не осуществимы. А вот КГТУ реально осуществима в любом случае. Тем более что в варианте КГТУ реально осуществима частичная и временная теплофикация, что делает такие установки наиболее предпочтительными.

Необходимо учитывать также сроки строительства и ввода в действие ГТУ. Следует также отметить, что переход от простейшего варианта ГТУ к КГТУ возможен в условиях эксплуатации установок при их модернизации. Именно эти соображения объясняют тот факт, что в настоящее время в мировой практике газотурбостроения отмечается повсеместный переход к КГТУ. Поэтому в данном примере предпочтение отдается варианту КГТУ и он принимается, в данном примере, к исполнению как основной.

Размещено на Allbest.ru