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; k_d=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 d_Tна 1 м³ природного газа при=2б составляет 11,110,2, а при =50 - d_т= =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)