Газотурбинные и парогазовые установки в России. Парогазовая установка с вводом пара в газовую турбину - перспективное направление развития энергетических установок, страница 23

Более высокая эффективность ПГУ с впрыском пара по сравнению с ГТУ объясняется следующими причинами. В ПГУ возможности использования тепла уходящих газов для регенерации ограничиваются температурой воздуха после компрессора 210-320°С и более. Температуры уходящих газов могут соответственно составить 250350°С и более. При коэффициентах избытка воздуха =5 - 3 это определяет большие потери с уходящими газами, для уменьшения которых в схеме ГТУ нет возможностей. В ПГУ с впрыском пара такого ограничения нет. Тепло уходящей парогазовой смеси используется для образования и подогрева пара, совершающего работу в турбине. Это повышает работу турбины без увеличения работы компрессора, уменьшает коэффициент избытка воздуха и делает возможным понижение температуры уходящих газов до 120°С и ниже. При этом, однако, наблюдается потеря тепла уходящей парогазовой смеси. Баланс этих положительных и отрицательных факторов определяет эффективность ПГУ с впрыском пара.

Результаты математического моделирования были аппроксимированы в виде формул, связывающих основные определяющие параметры;

газа и 1,05 для жидкого топлива; kd=1,00для природного газа и 0,893 для жидкого топлива.

Формулы (3)-(5) могут применятьсядля диапазона задаваемых параметров t3=700 - 1100°С, =515и t6=100 140°С.

Аналогичное исследование было проведено для схемы ПГУ с впрыском пара при двухступенчатом сжатии и двухступенчатом подводе тепла. Методика теплового расчета и построение оптимального цикла в основном те же, что и для рассмотренной простейшей схемы. Для проведения расчетов были приняты те же основные исходные данные. Серий расчетов выполнены для степеней повышения давления в компрессорах = 5,1*5,1=26 и =7,1*7,1=50. В каждую серию входят расчеты для температур перед газовыми турбинами 700; 800; 1000 и 1300 °С. Некоторые результаты расчетов приведены в табл. 3 и в виде графиков на рис, 3.

Для рассматриваемых оптимальных режимов ПГУ с впрыском пара по сложной схеме электрический КПД брутто для начальных температур перед турбиной от 700 до 1300 °С при общей степени повышения давления =26 составляет 43,049,7 %, а при = 50 - 48,162,4 %. Это значительно выше КПД газотурбинных установок с соответствующими параметрами и приближается к КПД парогазовых установок со сбросом газов в котел, а при =50 и t3>900 °С - превышает их.

Удельный расход воды dTна 1 м3 природного газа при=2б составляет 11,110,2, а при =50 - dт= =11,69,7.

Рассмотренные оптимальные режимы ПГУ характеризуются наибольшим КПД при заданных определяющих параметрах. Для повышения мощности установки сверх номинальной можно увеличить впрыск пара и подачу топлива при постоянной подаче воздуха компрессором. Для получения наибольшего эффекта в этом случае увеличивать подачу топлива следует настолько, чтобы обеспечить рас четную температуру газов перед турбиной.

Таблица 3. Результаты расчетов оптимальных режимов ПГУ по сложной схеме (=50)

Наименование величин

t3, 0С

700

800

1000

1300

Температура после второй

380,2

453,0

605,8

845,4

турбины, °С

Коэффициент избытка воз-

4,377

3,361

2,242

1,357

духа L1

Впрыск пара dT, кг/м3ПГ

11,61

11,00

10,27

9,721

Коэффициент избытка воз-

2,765

2,245

1,600

1,034

духа L2

КПД ПГУ брутто

0.4814

0,5135

0,5643

0,6234

Общий расход топлива,

0,562

0,527

0,480

0,434

м3ПГ/с

Общая мощность

9952

7573

4913

2873

компрессоров, кВт

Общая мощность турбины,

20 364

17985

15325

1326

кВт

Расход воздуха, м3

15,3

11,7

7,6

4,4

Расход газопаровой смеси

21,1

17,0

12,4

8.8

через первую турбину, м3

Расход газопаровой смеси

24,3

19,6

14,3

10.2

через вторую турбину, м3

Расход воды, кг/с

4,1

3,9

3.5

3.2