Расчет тепловой схемы газотурбинной установки

Расчет тепловой схемы газотурбинной установки

Предисловие

На современном этапе развития тепловых двигателей газотурбинные установки (ГТУ) прочно завоевали первое место и нашли широкое применение практически во всех основных сферах жизнедеятельности человеческого общества: энергетике, газо- и нефтеснабжении, металлургической и нефтехимический промышленности, воздушном, водном, железнодорожном, автомобильном транспорте и пр. По этой причине в учебном плане специальности “Газотурбинные, паротурбинные установки и двигатели” изучению газотурбинных установок, режимов их работы и другим вопросам газотурбостроения отводится весьма значительное место.

Несмотря на то, что издаваемая и периодическая литература по газотурбостроению очень обширна и многообразна, учебной литературы по изучению ГТУ явно недостаточно. Поэтому возникла настоятельная необходимость написания данного пособия, которое дополнит и расширит имеющийся в литературных источниках материал, облегчит студентам работу по курсовому и дипломному проектированию и будет способствовать более глубокой проработке специальных вопросов.

Помимо краткого изложения теории вопросов, относящихся к рассматриваемым в курсовых работах, в учебном пособии подробно освещаются особенности расчета наиболее распространенных вариантов схем ГТУ. В приложениях приведены примеры расчета всех вариантов заданий, выдаваемых студентам, и дается необходимый справочный материал, существенно облегчающий работу студента и сокращающий время, затрачиваемое им на выполнение заданий.

Темой курсовой роботы по дисциплине “Паро- и газотурбинные установки” является расчет тепловой схемы ГТУ в нескольких вариантах: приводные (газотурбинные газоперекачивающие агрегаты (ГГПА) и энергетические установки в простейшем исполнении, с регенератором, с котлом-утилизатором (КУ) для теплофикации и горячего водоснабжения, ГТУ в сочетании с паротурбинной установкой (бинарные ПГУ) с котлом-утилизатором, без дожигания топлива, форсированные или контактные или монарные газопаровые установки (МПГУ). Предусматривается как двухвальное, так и одновальное (генераторное) исполнение каждой из перечисленных ГТУ. Темы выдаются в предположении их дальнейшей проработки в курсовых проектах по дисциплинам “Энергетические машины” (курсовой проект “Расчет и конструирование многоступенчатой газовой турбины”) и "Режимы работы энергоустановок" (курсовая работа “Расчет режимных характеристик и рабочей линии ГТУ)

Содержание и объем курсовой работы определяется заданием, выдаваемым каждому студенту на специальном бланке, подписываемым руководителем проекта. В задании указывается: тема работы, исходные данные для расчета, содержание расчетно-пояснительной записки с указанием подлежащих разработке вопросов, перечень графического материала, дата выдачи задания и срок представления готовой работы к защите. В исходных данных задаются мощность, назначение и тип ГТУ, вариант исполнения тепловой схемы, отправные значения начальных температур газа и воздуха. Каждый вариант заканчивается определением основных технико-экономических показателей рассчитанной тепловой схемы ГТУ и выводом относительно её применения.

Для полноты картины изложения в приложении даны примеры расчета тепловой схемы в пяти вариантах исполнения.

При дипломном проектировании перед студентом ставится более сложная задача, чем повторение расчета уже существующих схем. В дипломном проекте студент должен разработать вариант усовершенствованной или комбинированной тепловой схемы с её технико-экономическим обоснованием. С этой целью в учебном пособии приводятся сведения по наиболее перспективным комбинированным тепловым схемам и комбинированным теплообменным аппаратам газотурбинных установок.

При написании учебного пособия авторы стремились собрать воедино разрозненный по литературным и другим источникам материал для более четкого и полного представления студенту о характере и содержании работы, которую ему предстоит выполнить. При этом были использованы общепринятые в турбостроении обозначения, сокращения и символы.

1.  
 Схемы, циклы и основные технико-экономические характеристики приводных и энергетических ГТУ

Современные энергетические, приводные и транспортные ГТУ в подавляющем большинстве случаев выполняются по простейшим схемам и по схемам с утилизацией тепла отработавших газов (рис.1). Соответствующие им циклы в T-S диаграмме представлены на рис. 2. Основные технико-экономические характеристики отечественных и зарубежных приводных ГТУ приведены в таблицах 1, 2, 3.

Предпочтение отдается многовальным ГТУ, двух-, трех-, четырехвальным, с выделенной силовой турбиной, с размещением всех компрессоров и турбин в одном общем корпусе, используя уникальную компоновку турбомашин “вал в вале”, что обеспечивает более высокую экономичность на всех режимах работы, чем одновальные. В таких устаноках каждый вал имеет свою, близкую к оптимальной частоту вращения, определяемую приводом (рис. 1г, 1д).

Промежуточное охлаждение в схемах ГТУ находит пока ограниченное применение и по технико-экономическим соображениям может быть обосновано в ГТУ с начальной температурой газа перед ТВД выше 1000°С. В таких установках оптимальная степень повышения давления будет выше p_opt > 20 и для её обеспечения необходимо несколько последовательно включенных цикловых компрессоров. Поиски путей оптимизации таких ГТУ привели к созданию трех- и четырехвальных ГТУ с компоновкой агрегатов в одну линию. Два или три последовательно включенных компрессора имеют оптимальные характеристики и самостоятельный турбинный привод. При этом один вал проходит внутри другого вала. В качестве силовой используется последняя турбина (рис. 1г, 1д). Такое решение было использовано в ГТУ авиационного и судового типов.

При наличии нескольких последовательно включенных компрессоров появляется возможность внутреннего промежуточного охлаждения воздуха. В рассматриваемом случае оптимальным будет являться воздухоохладитель смешивающего типа с водоиспарительным охлаждением. Причем во избежание влажного сжатия в первых ступенях последующего компрессора впрыск воды в воздухоохладителе должен осуществляться в количестве, обеспечивающем состояние воздуха перед компрессором близкое к линии насыщения (точка росы) при отсутствии капельной влаги. В зависимости от компоновки агрегата воздухоохладитель может выполняться встроенным между компрессорами (рис.3) или выносным. Первый вариант более предпочтителен, так как практически не увеличивает габариты и массу агрегата, но вместе с тем позволяет осуществлять водоиспарительное охлаждение (ВИО) воздуха до линии насыщения. Например, расстояние между КНД и КВД в авиационных и судовых установках достаточное для испарения влаги при заданных параметрах и для выполнения ВИО между КНД и КВД. Водоиспарительное охлаждение воздуха до линии насыщения может осуществляться также при входе атмосферного воздуха в компрессор для любой ГТУ, выполненной по любой из представленных на рис.1 схем, во всех случаях, когда из соображений повышения экономичности ГТУ требуется охлаждение всасываемого воздуха (районы с сухим и жарким климатом).

Таблица 1

Основные технико-экономические характеристики отечественных ГТУ

Таблица 2

Основные технико-экономические характеристики зарубежных ГТУ

Таблица 3

Перечень типов ГГПА, планируемых в 2003-2006 г.г. к пусконаладочным работам

Расход воды при водоиспарительном охлаждении как на входе в первый компрессор, так и при промежуточном ВИО составляет несколько процентов от расхода воздуха в ГТУ. Важно не допускать наличия капельной влаги на входе компрессора и влажного сжатия в его первых ступенях, а впрыскиваемая вода должна быть химически очищенная (или технический дистиллят).

На рис.4 показан процесс сжатия воздуха в трех каскадном компрессоре без охлаждения и с внутренним водоиспарительным охлаждением между компрессорами. В обоих случаях работа сжатия в трех каскадном компрессоре (линия 3-4*) меньше работы сжатия в однокаскадном компрессоре (линия 3-4) благодаря использованию оптимального облопачивания и частоты вращения в каждом каскаде и выравниванию потока между компрессорами. Однако выигрыш в работе сжатия при водоиспарительном охлаждении получается значительно больше, чем без охлаждения (см. заштрихованные площади рис.4а и б). Снижение температуры воздуха на входе в каждый последующий компрессор при ВИО составляет 40-50°С, а расход воды на испарение 3-5% от расхода воздуха ГТУ. Следует также иметь в виду, что степень повышения давления должна нарастать от КНД к КВД, а число ступеней необходимо делать нечетным в каждом компрессоре, например 3-5-7(для уменьшения взаимовлияния ступеней и компрессоров друг на друга и уменьшения потерь энергии на сжатие воздуха).

Промежуточный подогрев газа в газотурбинных установках на современном этапе их развития практически не применяется, поскольку для всех рассматриваемых схем ГТУ по технико-экономическим соображениям его использование нецелесообразно.

Отечественные и зарубежные ГТУ ранее выполнялись в основном без регенератора из-за явно неудовлетворительных показателей в эксплуатации регенеративных ГТУ при недостаточно высоких требованиях к очистке воздуха и топливного газа (загрязнение поверхностей нагрева регенератора, резкое увеличение сопротивления по газу, трудность очистки и пр.). Однако в последняя время в связи с резко возросшими требованиями к подготовке воздуха и топливного газа (установка дополнительных фильтров тонкой очистки) вновь возрос интерес к созданию более экономичных регенеративных ГТУ.

Вопросы утилизации тепла в безрегенеративных ГТУ решаются следующими способами: теплофикация и горячее водоснабжение (рис. 1,е), форсированные (контактные) ГТУ (рис.1,ж), выработка механической и электрической энергии, получение холода и водяного дистиллята, применение парогазовых установок (рис.1,з), комплексная утилизация.

При курсовом проектировании разрабатываются простейшие ГТУ, включая одновальные и двухвальные с регенератором и без него. Другие способы утилизации тепла уходящих газов ГТУ рассматриваются как возможные варианты усовершенствования установки с учетом изменения оптимального значения степени повышения давления в цикле и с определением технико-экономических показателей ГТУ в целом.

2.   Расчет зависимости КПД ГТУ от степени повышения давления при различных значениях начальных температур воздуха и газа, выбор расчетных значений параметров ГТУ

тепловая схема газотурбинная установка

При курсовом проектировании рассматриваются пять основных вариантов тепловых схем ГТУ: простейшая, с регенерацией, с теплофикацией, монарная ПГУ (или контактная КГТУ), бинарная ПГУ.

Расчет тепловой схемы каждой ГТУ начинается с построения зависимости внутреннего КПД ГТУ h_в от степени повышения давления в цикле p при различных значениях начальной температуры газа перед турбиной Т₁ и температуры атмосферного воздуха Т₃ с тем, чтобы сразу же оценить влияние этих параметров на работу ГТУ и правильно выбрать их расчетные значения.

Зависимости h_в = f(p) рассчитываются для простейших циклов и ГТУ с теплофикацией, форсировкой и ПГУ по формуле:

,      (1)

а для циклов с регенерацией по формуле

,    (2)

где h_т, h_к - КПД соответственно турбины и компрессора;

n    - коэффициент потерь давления в ГТУ;

степень регенерации или доля использования возможного теплоперепада, определяемого разностью температур отработавших газов за турбиной Т₂ и воздуха на выходе из компрессора. При m=0 формула 2 преобразуется в формулу 1.

Для рассматриваемых типов ГТУ в расчетах можно принимать h_т = h_твд = h_тнд = 0,86…0,88; h_к = 0,85…0,87 при p ≤ 15 (с увеличением p h_к снижается).

Для ГТУ без регенератора n = 1,02-1,04; n₁ = n₂=.

Для КГТУ n = 1,05 - 1,07; n₁ = 1,02 - 1,03; n₂ = 1,03 - 1,05.

Для теплофикационных и бинарных ПГУ n = 1,06 - 1,08; n₁ = 1,02 - 1,04; n₂ = 1,04 - 1,06.

Для регенеративных ГТУ n = 1,08 - 1,1; = n₁ = n₂; m = (к-I)/к; к = c_p/c_v; R = c_p-c_v; к; c_p; R - определяются по графикам прил. 1, рис. 1-5.

Для предварительных расчетов можно принимать для процессов расширения в турбине к_г = 1,33 - 1,35 и к_в = 1,37-1,39 для процесса сжатия в компрессоре.

Зависимости h_в=f(p) при принятых значениях всех коэффициентов h_т; h_к; n; m; m рассчитывают для пяти значений температурного коэффициента t =Т₃/Т₁. За исходное значение t₀=Т₃₀/Т₁₀ принимают его величину, определенную по нормализованному значению Т₃₀= 288 К (15°С) и базовому значению Т₁₀, принятому по табл. 1.1 для ГТУ соответствующего типа. Затем находят два значения t₁=Т₃₀/Т₁₁ и t₂=Т₃₀/Т₁₂ при неизменной температуре воздуха Т₃₀ и двух значениях Т₁, взятых на 100°С выше базового значения Т₁₁=Т₁₀+100 и на 100°С ниже - Т₁₂=Т₁₀-100. Далее определяют два других значения t при неизменной базовой величине Т₁₀ и двух произвольно взятых значениях Т₃, из которых одно выше, а другое ниже исходного. Например, Т₃₁=273 К - зима и Т₃₂=303 К - лето. Вводя поочередно пять значений t в формулу 1 или 2, получают пять графиков зависимости h_вмах=f(Т₃) и h_вмах=f(Т₁) по относительным значениям p_opt каждой кривой h_в=f(p), с целью определения количественного влияния температур Т₃ и Т₁ на работу данного типа ГТУ и обоснованно выбрать расчетные значения этих температур.

Обычно для Т₃ берется нормальное значение, равное Т₃₀=288 К или же Т₃ указывается в задании. Выбор значения Т₁ определяется используемым материалом лопаток первой ступени турбины, с ориентиром на базовый вариант ГТУ или задание.

Следующим этапом расчета является выбор расчетного значения степени повышения давления p_расч для заданного варианта типовой схемы ГТУ.

Для схем без регенерации p_расч принимается не выше p_расч ≤ 15 (ориентируясь на уже имеющиеся отечественные цикловые компрессоры), что обычно существенно ниже оптимального значения p_opt. Например, для ГТН-25, выполненной по простейшей схеме, при Т₁₀=1223 К и t=0,233 p_opt=26, обеспечить которое в однокаскадном компрессоре без заметного снижения его КПД, при традиционных принципах проектирования практически невозможно. Приходится ориентироваться на уже существующие и аэродинамически отработанные компрессоры (например, на базовые варианты ГТУ по табл. 1.1).

Для варианта схемы с регенерацией p_opt имеет невысокие значения (p_opt=5-8), которые легко достигаются в однокаскадном компрессоре с малым числом ступеней, и достаточно высоким значением КПД компрессора h_к=0,87-0,89, поэтому для схем ГТУ с регенерацией p_расч=p_opt.

Для варианта теплофикации и горячего водоснабжения (с подогревателями сетевой воды - ПСВ (рис.2,г).

, (3)

где т, к - индексы, которые относятся соответственно к турбине, компрессору, (газу и воздуху); R - газовая постоянная;

- относительный расход газа через турбину

- расход воздуха через компрессор;

e - отношение годового числа часов работы ПСВ к годовому числу часов работы ГТУ (принимаются по согласованию с руководителем проекта);

h_вмах - максимальное значение внутреннего КПД цикла ГТУ, полученное расчетом по формуле (1) при p_opt;

h_вк - КПД водогрейного котла-утилизатора, среднее значение которого h_вк = 0,9;

h_кс - КПД камеры сгорания, h_кс = 0,98 - 0,99;

n - 1,06 - 1,08.

При этом варианте утилизируемое тепло определяется площадью г-5-2-ж потребитель получает тепло q_тп= q_сп, соответствующее площади в-3в-4в-1в-3, а теряемое тепло q₂ определяется площадью а-3-5-г (рис.2,г).

При e >> 0 h_opt получается значительно ниже p_opt простейшей газотурбинной установки и для таких вариантов p_расч = p_opt, если последнее меньше 15. Если же p_opt > 15, то p_расч выбирается по тем же соображениям, что и для простейших схем ГТУ.

Для вариантов форсированных (контактных) КГТУ (рис. 1, ж)

, (4)

где т или г, к или в и п - индексы, которые относятся соответственно к газовой турбине (газу), компрессору (воздуху) и пару;

 - относительный массовый расход топлива,  = 0,015…0,03; n = 1,05 - 1,08; n₁ = 1,02 - 1,03; n₂ = 1,03 - 1,05;

h_вмах - максимальное значение внутреннего КПД ГТУ по зависимости h_в=f(p);

 - относительный массовый расход пара, в расчетах курсовой работы  = 0,05 - 0,1, а для специально спроектированных современных КГТУ  принимают равным до 0,3 и выше.

Значение оптимальной степени повышения давления для контактной установки оказывается существенно ниже аналогичного параметра обычной ГТУ. Поэтому в расчетах следует принимать p_расч ≤ 15.

КПД контактной установки будет выше КПД обычной ГТУ только в том случае, если осуществляется утилизационный подогрев (в котле-утилизаторе) воды или пара, подаваемой в камеру сгорания (рис.1,ж). Степень подогрева воды характеризуется коэффициентом утилизации, который определяет долю теплоты q_ут, подводимой к пароводяному рабочему телу за счет тепла уходящих газов К_ут=(i_e- i_a)/( i_d -i_a) (рис.2,е). При этом часть теряемой теплоты продуктов сгорания, состоящих из газа и пара, используется в утилизационном теплообменнике. Для упрощения анализа свойств контактной установки, работающей на парогазовой смеси, используют раздельное изображение газового и паровго циклов (рис.2,е). При утилизации от газового цикла используется теплота , эквивалентная площади в-5-2-е, а от парового цикла - теплота , эквивалентная площади и-5п-е-л. Чем больше теплота утилизации ₌₊(рис.2,е), тем меньше затраты теплоты сгорания топлива в паровой части  при заданном расходе воды или больше расход воды (пара) при заданном расходе топлива.

При отсутствии утилизации затраты  возрастают, её количество зависит от температуры вводимой воды (рис.2,е, точка а). При этом экономичность контактной установки будет несколько ниже экономичности обычной ГТУ.

Для детального расчета тепловой схемы контактной ГТУ используются зависимости, приведенные в литературе [1,2].

Для варианта бинарной парогазовой установки (ПГУ) или выработки дополнительной механической или электрической энергии (рис.1,з).

, (5)

η_ут= (i₂- i₅)/( i₂ -i₃)= (Т₂- Т₅)/( Т₂ -Т₃) - КПД утилизации (рис.2, д);

 - КПД парового контура, который в предварительных расчетах можно принимать равным = 0,30 - 0,33; n = 1,08 - 1,1.

Для варианта бинарной ПГУ значение получаются существенно ниже, чем для простейшей схемы, но все же выше значений, допустимых для однокаскадных компрессоров, и поэтому для рассматриваемого варианта p_расч выбирается так же, как для простейших схем ГТУ.

После определения p_opt по зависимостям h_в=f(p) по формулам (1) или (2), или по формулам (3) - (5) для вариантов утилизации КГТУ или ПГУ необходимо выбрать p_расч в соответствии с данными для каждого варианта рекомендациями.

После определения p_расч = p_opt необходимо найти степень расширения газа в турбине p_Т = p/n, предварительно задавшись значениями n, n₁ и n₂. Давление за турбиной Р₂ определяется из выражения Р₂= Р₃×n₂, где Р₃ - принятое в задании расчетное значение атмосферного давления.

3.  Расчет основных характеристик компрессора, камеры сгорания и турбины на номинальном режиме

Расчет компрессора. Основная задача его расчета заключается в определении изоэнтропийной и действительной работы сжатия и температуры воздуха, поступающего в камеру сгорания на номинальном режиме.

Для вариантов безрегенеративных ГТУ и установок с утилизацией теряемого тепла эта температура равна температуре воздуха за компрессором Т₄, которая находится в следующей последовательности.

Изоэнтропийная работа сжатия компрессора Н_кс= c_рвТ₃(-1), где c_рв - средняя теплоемкость воздуха, ориентировочно определяемая по графикам прил.1, рис.2 по средней температуре процесса сжатия в компрессоре Т_кср=( Т₃ +Т₄)/2. В первом приближении она берется по прототипу ГТУ.

Действительная работа компрессора Н_к= Н_ко/h_к, тогда Т₄=Т₃ + Н_к/c_рв. При расхождении принятого первоначально и полученного значений Т₄ более 10 К расчет повторяется. Обычно вторым приближением достигается необходимая точность.

Для регенеративных ГТУ температура воздуха, поступающего в камеру сгорания, Т₅=Т₄+m(Т₂-Т₄), где Т₂ определяется из расчета турбины.

Расчет камеры сгорания. Для определения характеристик топлива и продуктов сгорания, поступающих из камеры сгорания (КС) в газовую турбину, должны быть известны состав топлива и воздуха в массовых или объемных долях. Характеристики топлива и продуктов сгорания рассчитываются по известным методам [2,9]. При курсовом проектировании в качестве топлива принимается стандартный углеводород с химическим составом С = 85% и Н = 15%, для которого низшая теплота сгорания = 44300кДж/кг и теоретическое количество воздуха L₀, необходимое для полного сгорания 1 кг топлива при коэффициенте избытка воздуха a = I, L₀=15.

Поскольку при курсовом проектировании рассматриваются схемы ГТУ с одной камерой сгорания, то относительное количество воздуха q_в, содержащихся в продуктах сгорания за камерой сгорания, определяется из уравнения теплового баланса, имеющего для этого случая вид [5]:

 (6)

где  - (или  для регенеративных ГТУ) энтальпия воздуха перед камерой сгорания;

 - энтальпия продуктов сгорания при Т₁ и a=1;

- энтальпия воздуха при Т₁.

Значение величин ( ); ; определяются по прил. 1, рис.3.

Коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания ГТУ

Расчет газовой турбины. Изоэнтропийный перепад энтальпий (теоретическая работа) в турбине рассчитывается по уравнению

где с_рг - средняя теплоемкость процесса расширения, определяемая по средней температуре процесса расширения Т_ср =(Т₁-Т₂)/2 для продуктов сгорания по рассчитанному коэффициенту избытка воздуха a (прил. 1, рис.3);

Т₂ - теоретическая температура конца изоэнтропийного расширения в турбине, лежащая в пределах значений 400-500°С для современных ГТУ;

m_г=(к_г-I)/ к_г - принимается также по средней температуре процесса расширения газа.

Задавшись в первом приближении значением , определяют Т_ср; c_рг; m_г и H_то, а затем в случае необходимости вторым приближением уточняют значения этих величин.

После определения H_то находят действительную работу расширения в турбине H_т= h_тH_то и действительную температуру газа за турбиной Т₂=Т₁-(h_тH_т)/c_рг. В ГТУ с регенерацией эта температура необходима для расчета температуры воздуха Т₅, поступающего в камеру сгорания. Поскольку в начальной стадии расчета при вычислении Т₅ необходимо знать неизвестные пока Т₂ и a, то приходится сначала задаться одной из этих величин, а потом найти остальные, используя при этом метод последовательного приближения и известное равенство Т₅=Т₄+m(Т₂-Т₄), где m=0,66 - 0,85 - степень регенерации. После этого уточняются значения q_в, а затем С_рг и H_то.

Расход газа определяется по формуле G_г=N_е/H_еохл для охлаждаемой ГТУ и G_г=N_е/H_е - для охлаждаемой ГТУ. Здесь N_е - эффективная (номинальная) мощность ГТУ, кВт; H_еохл - эффективная удельная работа ГТУ с учетом потерь от охлаждения (подготовка и прокачка охлаждающего воздуха, гидравлические и термодинамические потери в проточной части турбины).

 (7)

где

 - расход воздуха через компрессор, кг/с;

 - расход газа через турбину, кг/с;

 - расход воздуха на охлаждение;

 - относительный расход воздуха на охлаждение соответственно венцов лопаток и подшипников.

 - расход топлива; = 0,015 - 0,03 при t₁= 900 - 1200°С;

В ориентировочных расчетах следует принимать расход воздуха на охлаждение одного венца направляющих или рабочих лопаток в пределах 2%. Если, например, охлаждаются направляющие и рабочие лопатки только первой ступени (наиболее распространенный вариант), то ≤0,04. Расход охлаждающего воздуха на подшипники, запирание уплотнений и пр. ориентировочно принимают = 0,02 - 0,03 (по мере роста Т₁  увеличивается). В целом величина  выбирается с ориентировкой на прототип. При курсовом проектировании можно ориентировочно принимать:≤ 0,05 при t₁ ≤ 800°C; ≤ 0,07 при t₁ ≤ 950°C; ≤ 0,09 при t₁ ≥ 1000°C при подборе соответствующих жаропрочных материалов.

Работа на подготовку и прокачку охладителя определяется по формуле:

,

где m_В - коэффициент возврата работы для охлаждающего воздуха. В приближенных расчетах следует принимать m_В = 0,4.

Внутренний КПД турбины (ступени) с учетом потерь от воздушного охлаждения в проточной части находится из выражения:

,

где  - коэффициент гидравлических потерь.

Если коэффициенты скорости направляющих и рабочих лопаток  и  в расчете приняты без учета дополнительных потерь при обтекании охлаждаемых лопаток (утолщение выходных кромок, искажение погранслоя и пр.), то  следует принимать в пределах  = 0,985 - 0,995.

 - коэффициент термодинамических потерь в проточной части - даже при сравнительно глубоком охлаждении мало отличается от единицы = 0,995 - 0,998.

h_мт = h_мк = 0,97 - 0,99 - механические КПД соответственно турбины и компрессора.

Для неохлаждаемой ГТУ эффективная работа определяется так же по формуле (7), но без последнего члена в правой части (= 0).

Расход топлива для большинства ГТУ  составляет в среднем приблизительно 1,5 - 2,0 % от расхода газа. Поэтому в первом приближении можно принимать = 0,015 - 0,02, а затем уточнить его.

Расход топлива находиться из выражений:

с регенератором

без регенератора

где  - теплосодержание воздуха на выходе из регенератора;

 - теплосодержание воздуха на выходе из компрессора;

 - теплосодержание газа перед турбиной;

h_кс > 0,98 - 0,99 - КПД камеры сгорания (учитывает потери от недожога);

 - низшая рабочая теплотворная способность топлива. Для солярового масла и дизельного топлива = 42500 кДж/кг; для мазута = 40000 кДж/кг; для стандартного углеводорода (газа или жидкого) = 44300 кДж/кг; для условного топлива = 29330 кДж/кг.

В заключение расчета тепловой схемы ГТУ следует повторным расчетом еще раз проверить и уточнить значение всех параметров и величин на номинальном (расчетном) режиме.

4.   Определение технико-экономических показателей ГТУ

Для того, чтобы правильно оценивать теплотехнический уровень спроектированной ГТУ, иметь возможность сравнения её с лучшими аналогичными образцами и делать правильные выводы по полученным результатам, студент уже на стадии курсового проектирования должен научиться определять основные технико-экономические показатели ГТУ.

Основные технико-экономические показатели, характеризующие тепловую экономичность ГТУ (удельные расходы топлива и теплоты, К.П.Д.), рассчитываются на основе энергетических характеристик турбины, компрессора, камеры сгорания, регенератора или утилизаторов тепла и вспомогательного оборудования.

При полученных значениях перечисленных величин следует определить следующие технико-экономические показатели. Коэффициент полезной работы ГТУ

Уточненная эффективная мощность ГТУ , кВт.

Удельный расход газа d=3600/H_eохл, кг/(кВтч).

Расход теплоты в камере сгорания , кДж/кг.

Эффективный КПД установки h_еохл=Н_еохл/q₁.

Удельный расход теплоты ГТУ q_еохл=3600/h_еохл, кДж/(кВтч).

Удельный расход условного топлива кг/(кВтч), где =29330 кДж/кг.

Экономия условного топлива

 кг/кВтч.

Для варианта простейшей ГТУ аналогичные расчеты следует повторить в предложении отсутствия охлаждения с целью определения количественных показателей вредного (с точки зрения термодинамики) влияния охлаждения. Для этого необходимо предварительно найти Н_е без охлаждения по известной формуле а затем в той же последовательности (как и при наличии охлаждения) рассчитать расход теплоты в камере сгорания ГТУ , КПД установки без охлаждения и удельные расходы газа d, теплоты q_В, топлива b_у.т. и сделать соответствующий вывод.

Если в задании на курсовую работу предусмотрен один из вариантов утилизации тепла уходящих газов ГТУ, то необходимо определить основные технико-экономические показатели для заданного варианта утилизации, используя для этого дополнительные сведения и рекомендации, указанные в литературе. В рассматриваемом ниже примере расчета тепловой схемы ГТУ показана последовательность определения основных технико-экономических показателей для всех вариантов утилизации тепла ГТУ.

Результаты расчета заданного варианта ГТУ в сравнении с вариантом простейшей ГТУ (а для варианта простейшей ГТУ с охлаждением и без охлаждения) сводятся в таблицу.

Таблица 4

Технико-экономические показатели вариантов ГТУ

Стоимость сэкономленного за 1 год условного топлива , руб., при переходе на заданный вариант по сравнению с простейшим (базовым) для рассматриваемого типа ГТУ определяется по формуле

,

где  - снижение удельного расхода условного топлива, кг/(кВтч);  - эффективная мощность ГТУ, МВт; К - 6500 - 7500 - число часов ГТУ в год;  - стоимость 1 тонны условного топлива, руб.(по указанию руководителя)

Дополнительные затраты на переход к заданному варианту ГТУ по сравнению с базовым будут, естественно, неодинаковы. Например, установка котла-утилизатора для целей теплофикации и горячего водоснабжения увеличивает стоимость ГТУ приблизительно в 1,5 раза, а форсированной (контактной) КГТУ соответственно в 1,3 - 1,4 раза. Стоимость ГТУ с регенератором увеличивается в 1,6 - 1,7 раза по сравнению с вариантом без регенератора. Надстройка простейшей ГТУ паровой турбиной с котлом-утилизатором, конденсатором и системой регенеративного подогрева питательной воды котла (вариант бинарной ПГУ) дает наибольшее увеличение стоимости установки в 2,5 раза.

С учетом изложенного годовой экономический эффект на одну установку от внедрения предлагаемого варианта ГТУ составит, руб.,

где n - число лет окупаемости.

Число лет окупаемости установки n≤3 является одним из основных показателей для принятия решения о выборе варианта ГТУ.

. Комбинированные тепловые схемы газотурбинных установок

Анализ вариантов утилизации тепла отработавших газов (ОГ) ГТУ и используемых для их реализации диапазонов температур позволяет сделать вывод о необходимости разработки комбинированных высокоэкономичных схем. Разработка вариантов комбинированных схем газотурбинных установок (КГТУ) вполне может быть реализована студентами при дипломном проектировании.

Все комбинированные схемы предполагают сочетание различных вариантов утилизации тепла ОГ ГТУ с вводом пара в камеру сгорания. Этот способ утилизации тепла ОГ ГТУ, ранее именовавшийся как контактные или форсированные ГТУ, в настоящее время получил название монарных парогазовых установок, поскольку рабочее тело в газовой турбине представляет собой смесь различных газов с перегретым паром, полученным в утилизиационном теплообменнике (воздух, продукты сгорания углеводородного топлива (углекислый газ СО₂ и пары воды Н₂О) и вводимый дополнительно в камеру сгорания, сухой перегретый пар). Такие монарные комбинированные газотурбинные установки МК ГТУ в настоящее время находят все большее применение, поскольку они обеспечивают значительное повышение мощности и КПД, быструю окупаемость и улучшение экологической обстановки в районе объекта.

С учетом сказанного можно предложить следующие усложненные комбинированные варианты тепловых схем монарных установок: монарная с регенерацией; монарная с теплофикацией; монарная с регенерацией и теплофикацией.

Обобщенная формула для определения эффективного КПД таких установок буден выглядеть следующим образом:

 ,

где:  - относительные расходы соответственно газа, пара, охлаждающего воздуха;

;; -удельная изоинтропийная работа соответственно турбины по газу и пару и компрессора;

η_т; η_мт: η_к; η_псв- КПД соответственно внутренний турбины; механический турбины; компрессора; подогревателя сетевой воды (котла-утилизаторв);

Н_псвг; Н_псвп - удельная теплота теплофикации соответственно по газу и пару;

q_ксг; q_ксп - удельное количество тепла, подводимое в камере сгорания соответственно к газу и пару;

μ_в -коэффициент возврата работы охлаждающего воздуха;

ε - относительное время работы с теплофикацией в год.

По этой формуле были выполнены сравнительные расчеты различных вариантов тепловых схем МКГТУ.

В качестве базового варианта принята газотурбинная установка ГТН-25-1 с параметрами:

Температура воздуха Т₃= 288К; начальная температура газа перед турбиной Т₁==1343К; степень повышения давления π =12,8; КПД турбины η_т=0,88; КПД компрессора η_к=0,85; механический КПД η_мт=0,98; КПД подогревателя сетевой воды η_псв=0,94; температурный коэффициент τ = 0,215; относительный расход газа ; относительное значение пара, вводимого в КС α =; степени регенерации μ =0,8; коэффициент возврата работы охлаждающего воздуха μ_в=0,4; относительный расход воздуха на охлаждение; относительное время работы с теплофикацией в год ε = 0,58; температура газов, покидающих утилизационный теплообменник Т_ух=393К (120˚С). Результаты расчета представлены в табл.5

Из сравнения показателей табл. 5 видно, что максимальной эффективностью обладает монарная установка с регенерацией и теплофикацией. Принципиальная тепловая схема такой комбинированной монарной установки представлена на рис. 5. В этой схеме предусматривается также установка воздушного конденсатора (аппарата воздушного охлаждения, АВО) с целью получения технического дистиллата с последующим его накоплением и использованием (также, как в установке «Водолей» [9,10]).

Таблица 5

Технико-экономичесие показатели вариантов тепловых схем газотурбинных и монарных установок

Однако, подобные сложные комбинированные монарные установки требуют значительного времени и затрат по их освоению. Поэтому на первом этапе целесообразно использовать упрощенные тепловые схемы монарных установок типа «Водолей» и «STJG» с вводом горячей воды (пара) в КС не более 15% от расхода воздуха через компрессор.

На первом этапе освоения монарных установок такие схемы должны найти широкое применение, поскольку они при сравнительно малых дополнительных затратах обеспечивают значительное повышение мощности и КПД ГТУ и улучшают экологическую обстановку в районе объекта. Примером такой упрощенной схемы монарной установки может служить схема представленная на рис. 6 [6 ].

Известно, что ввод воды (пара) в камеру сгорания помимо увеличения мощности и КПД ГТУ резко уменьшает выброс вредных соединений (главным образом оксидов азота) в атмосферу. Ещё большего эффекта в подавлении образования оксидов азота можно добиться, если в камеру сгорания вводить не воду, а слабый водный раствор карбамида, а в выходной тракт ГТУ впрыскивать небольшое количество аммиачной воды (1-2% от расхода воздуха рис.6).

Процесс восстановления оксидов азота осуществляется в два этапа.

Этап 1: восстановление монооксида азота NO до молекулярного азота в количестве, достаточном длч получения в дымовых газах эквимолекулярной смеси (50% : 50%) моноокиси NO и двуокиси NO₂ азота. Процесс восстановления осуществляется фиксированным вводом в камеру сгорания через паровой эжектор раствора карбамида в зону с температурой t = 1100˚С (между корпусом и жаровой трубой КС). Процесс идет по реакции

(NН₂ )₂ СО + 6NО = 5N₂+4Н₂О+2СО₂.

На первом этапе содержание оксидов азота в отработавших газах снижается на 70-80%.

Этап 2: связывание эквимолекулярной смеси оксидов азота аммиачной водой в нитрат аммония с разложением последнего до молекулярного азота. Вода вводится в выходной тракт ГТУ. Процесс идет по реакциям:

NН₄СН + N₂О₃ → 2NН₄ NО₂ +Н₂О,

а поскольку температура выхлопа составляет t₂500˚С, одновременно происходит реакция разложения нитрата аммония:

NН₄ NО₂→N₂+2Н₂О.

На втором этапе содержание оксидов азотв снижается еще на 50-60% от оставшихся и общее снижение NО₂ достигает 80-90%.

Для повышения мощности ГТУ в сухое ижаркое время года целесообразно использовать автоматизированную систему водоиспарительного охлаждения (ВИО). В этом случае на входе в компрессор за счет испарения воды снижается температура всасываемого воздуха и полезная работа ГТУ увеличивается. Во избежание попадания в компрессор избыточной влаги и влажного сжатия состояние вождуха на входе в компрессор поддерживается на линии насыщения (точка росы) с помощью психрометра, воздействующего на количество подаваемой в систему ВИО воды.

К воде, впрыскиваемой в камеру сгорания и для водоиспарительного охлаждения, предъявляются те же жесткие требования по содержанию солей, что и для паротурбинных установок, т.е. должны использоваться технический дистиллат и химически очищенная вода. Поэтому подобные схемы должны быть оборудованы системой ХВО (химической очистки) и воздушными конденсаторами (аппараты воздушного охлаждения, АВО) для получения технического дистиллата из отработавших газов ГТУ и его накопления в емкостях.

Работы по переводу ГТУ в упрощенные монарные могут быть выполнены на работающих установках в период их ремонтов.

Таким образом, предлагаемая упрощенная тепловая схема монарной установки при количестве впрыскиваемой воды в камеру сгорания 15% (по массе) от расхода воздуха через компрессор может обеспечить значительное повышение экономичности (повышение КПД порядка 10%) и мощности (порядка 30%) установки и существенное улучшение экологической обстановки в районе объекта при сравнительно невысоких дополнительных затратах (порядка 50% от стоимости 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.

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

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

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

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

. 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.

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

. 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.

. 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.

. 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 h_в=f(p) при t = varia.

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

при пяти значениях температурного коэффициента t. В данном примере принято:

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

t₁=273/1223=0,223; t₂=273/1123=0,243; t₃=273/1323=0,206;

t₄=263/1223=0,215; t₅=293/1223=0,24.

С целью сокращения объёмов расчета для всех вариантов приняты осредненные значения величин: h_к=0,87; h_т=0,88; n=1,06; m=(К-I)/К=(1,35-I)/1,35=0,259, где К=1,35. Шаг изменения степени повышения давления Dp=2 при изменении p от 1 до 40. Расчет зависимостей h_в=f(p) при t = 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 t₁=0,223; t₂=0,243; t₃=0,206; t₄=0,215; t₅=0,24; m=0,75 (обычно m=0,65 - 0,85); n=1,1, остальные величины без изменений: h_к=0,87; h_т=0,88; m=0,259; К=1,35; Dp=2 при изменении p от 1 до 40. Результаты расчета представлены на рис.2.

2.      Выбор расчетных значений начальных температур воздуха и газа

На основе полученных зависимостей h_в=f(p) при t = varia (рис.1,2) построены графики изменения максимальных значений внутреннего КПД цикла h_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 DТ=50 К. Материал лопаток - жаропрочный сплав ЖС-6К, которых без охлаждения “держит” предельную температуру 900°С, обеспечивая при этом допускаемые напряжения s_доп=100 МН (1000 кг/см²) при времени работы t=20000 ч. Исходя из этих условий допустимая температура газа будет Т₁=Т₁+DТ_л=1173+50=1223 К. Тогда расчетное значение t_расч=t₁=Т₃/Т₁=273/1223=0,223. Оно принято в дальнейших расчетах за проектное значение t_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 t_расч= 0,223 оптимальная по максимуму КПД величина p получилась равной p_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 p_расч=p_к=p=13,2, ориентируясь на уже имеющийся компрессор базовой ГТУ (табл.1) с такой же величиной p и приемлемым значением КПД h_к=0,87.

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

где ; n = 1,06 - при наличии ПСВ; e = 0,5 - в предположении длительности отопительного сезона в полгода; h_е = 0,3; h_вк = 0,9; h_кс = 0,99; m_в = 0,28; m_г = 0,25.

Таким образом, для варианта ГТУ с ПСВ оптимальное значение p_opt практически совпадает с расчетным p_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 p_opt ПГУ определяется из выражения (5)

,

где p_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 h_пк = 0,3.

Таким образом, в варианте бинарной ПГУ (без дожигания топлива в КУ), значение p_opt получается достаточно близким к принятому расчетному. Поэтому и для этого варианта можно принять p_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 n = 1,05; h_вмах = 0,36 по рис.1 для t = 0,223.

Таким образом, для КГТУ значение p_optПГУ получается еще большим, чем p_opt для простейшего варианта ГТУ и поэтому и в этом случае следует принимать расчетное значение степени повышения давления в компрессоре равным p_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 p = 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 p_расч = p_opt = 7 (рис.2). Такую степень повышения давления достаточно просто осуществить в однокаскадном компрессоре с КПДh_к = 0,87 - 0,89.

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

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

4. Расчет компрессора

Для безрегенеративных вариантов тепловых схем ГТУ p = 13,2. Давление за компрессором Р₄ = pР₃ = 13,2×98,1 = 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/(кг×К).

Изоэнтропийный перепад энтальпий в компрессоре

1,018×273(13,2^0,281-1) = 297 кДж/кг.

Действительный перепад энтальпий при h_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 = p×Р₃ = 7×98,1 = 686,7 кПа; К = 1,39; m = 0,281; К;К; = 1,01 кДж/(кг×К); 1,01×273(7^0,281-1) = 200 кДж/кг. Н_к = Н_кс / h_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 h_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 a = 1 при соответствующих температурах принимались по графикам (прил.1, рис.3).

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

Для варианта контактной (форсированной или монарной) ГТУ коэффициент избытка воздуха a 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 p_Т = p/n =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 a = 5 несколько выше, чем для вариантов без регенерации. Температура изоэнтропийного расширения за турбиной К. Действительная температура за турбиной

При наличии регенератора

Коэффициент избытка воздуха a = (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/(a L_o) = 1/(5,05×15) = 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 n будет иметь наименьшие значения. В частности, примем n = 1,04, n₁ = n₂ = 1,02. Тогда Р₄ = Р₃×p = 98,1×13,2 = 1295 кПа; p_Т = p/n = 13,2/1,04=12,7; давление пред турбиной Р₄ = Р₃ n₁ = 1295/1,02 = 1270 кПа. Давление за турбиной Р₂ = Р₁/p_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/кг×К при a = 4 (прил.1, рис.2 и 3).

Изоэнтропийный перепад энтальпий в турбине.

1,1628×1223(1-12,7^-0,25) = 674 кДж/кг.

Действительный перепад энтальпий в турбине Н_Т = Н_то×h_тохл = 674×0,875 = 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 m_В = 0

 кДж/кг, где = 0,09 - по прототипу.

Расход топлива =0,02; H_охл = H_ко/h_к×(1-m_В). При m_В = 0 H_охл = H_к, механические КПД компрессора и турбины h_мт = h_мк = 0,98; внутренний КПД турбины с учетом аэродинамических потерь от охлаждения в проточной части турбины h_тохл = h_Т×z_Т×z_Г = 0,88×1×0,995 = 0,875. Расход газа G_Г = N_e/H_еохл = 25000/188 = 132 кг/с. Расход топлива определяем по выражению , откуда = (133×1060,4-137,5×348,6)/(44300×0,99) = 2,17 кг/с, где 133/0,97 = 137,5 кг/с; == 137,5×0,09 = 12,3 кг/с; 2,17×0,09 = 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 n = 1,06 - 1,08. В данном примере n = 1,07. Значения p; h_тохл; h_к; h_м; ;  - те же, что и в предыдущем варианте. Тогда p_Т = p/n = 13,2/1,07 = 12,35; Р₁ = Р₄/n₁ = 1295/1,02 = 1270 кПа (без изменений по первому варианту). Давление за турбиной в этом варианте возрастет Р₂ = Р₁/p_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; a = 4 (имеют прежние значения)

1,1628×1223(1-12,35^-0,25)=657 кДж/кг;

=×= 657×0,875 = 575,1 кДж/кг;

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

= 0,09; h_тохл = h_Т × z_Т × z_Г = 0,88×1×0,995 = 0,875;

h_мт = h_мк = 0,98; = 0,93.

Эффективная удельная работа ГТУ с учетом охлаждения:

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

Расход топлива

= (143,5×1060,4-1483×48,6)/(0,99×44300) =

,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 n₂ = 1,03; n₁ = 1,02; n = 1,05; p = 13,2; p_Т = p/n = 13,2/1,05 = 12,55; Р₁ = Р₄/n₁ = 1295/1,02 = 1270 кПа. Р₂ = Р₁/ p_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 a = 2; 1,196×1223(1-12,55^-0,25) = 687 кДж/кг; Н_Т = Н_то×h_тохл = 687×0,875 = 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

=0,97×1,196×1223(1-12,55^-0,25)×0,875×0,98-1,018/0,87×273(13,2^0,28-1)+0,12×

×2,42×1223(1-12,55^-0,19) ×0,875×0,98-0,09×341,7 = 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 p = 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 = = 148×1,09 = 161,5 кг/с; = d × = 0,12 × 148 = 178 кг/с;

=(143,5×1060,4+17×2019,43-

× ×348,6 -17×648)/(44300×0,99) = 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 DНе_охл = (Не_{охлКГТУ}-Не_охл)/ Не_охл = (309,69-182,2)/182,2 = 0,6997 или ~70% при некотором увеличении относительного расхода топлива D= (2,645-2,45)/2,45 ×100 = 7,9%.

Вариант с регенерацией по многим параметрам существенно отличается от рассмотренных выше. В этом варианте p = p_расч=p_opt= 7; n = 1,1; n₁ = n₂ = 686,7/1,05 = 654 кПа; Р₂ = Р₁/p_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; a = 5;

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

1,176×1223(1-6,364^-0,246) = 525,6 кДж/кг; Н_Т =

Н_то×h_т = 525,6×0,875 = 459,9 кДж/кг; при m_В = 0 и = 0,97

= 0,97(525,6×0,875×0,98-200/0,87)-0,09×200/0,87 = 186,3 кДж/кг;

Расход газа G_Г = Nе/Не_охл = 25000/186,3 = 1342 кг/с; = 134,1×0,97 = 138 кг/с. Расход топлива = (134×1054,73-138×490,2)/44300×0,99 = 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 p_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 h_к = 0,87; h_тохл = 0,975; h_мт = h_мк = 0,98; = 0,09; p = 13,2 будем иметь.

Вариант простейшей ГТУ (рис.1,а-в, рис.2,а) p_Т = 12,7; Н_К = 341,7 кДж/кг; Н_Т = 590 кДж/кг коэффициент полезной работы f = 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/кВт×ч.

Эффективный КПДГТУ h_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/кВт×ч, где для условного топлива = 29308 кДж/кг.

При отсутствии охлаждения технико-экономические характеристики ГТУ имели бы следующие значения: Н_е= Н_то×h_т×h_мк-Н_ко/h_к = 674×0,88×0,98-297/0,87 = 233 кДж/кг;

== 25000/233 = 107,2 кг/с;

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

==/=107,2/1,02 = 105 кг/с;

= (107,2×1060,4-105×348,6)/(44300×0,98) =

,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/кВт×ч; h_е = H_e/q₁ = 233/729,12 = 0,3195; q_е = 3600/0,3195 = 11267,6 кг/кВт×ч; 11267/29308 = 0,38445 кг/кВт×ч.

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 h_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 (a = 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_гух×q₂×3600 = 148×482,1×3600 = 257×10⁶ кДж/ч = 257 ГДж/ч.

Удельное количество используемого тепла (a = 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 e = 7/12 = 0,583. При этом коэффициент утилизации К_ут= e(q_2исп/ q₂) = 0,583(327,91/482,1) = 0,396; при e = 1 К_ут = 0,68.

КПД ГТУ с ПСВ (188+0,583×0,9 ×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 e = 1 h_епсв = 0,75.

Удельный расход тепла q_епсв = 3600/h_епсв ; e = 0,583; q_епсв = 3600/0,56 = 6428 кг/кВт×ч; e = 1; q_епсв = 4800 кг/кВт×ч.

Удельный расход топлива ; e = 0,583; = 6730,4/29308 = 0,219 кг/кВт×ч; e = 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; p = 13,2; a = 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-h_ГТУ)×h_ут×h_пк= 188+638,2(1-0,291)×0,672×0,3=278,8 кДж/кг, где h_гту=h_еохл= 0,294 ранее определенный КПДгазового контура; h_пк = 0,3 - КПДпарового контура (h_пк = 0,28 - 0,32 для подобного типа установок).

КПД ПГУ h_пк = h_еохл+(1-h_еохл)h_утh_пк = 0,294+(1-0,294)×0,672×0,3 = 0,436; Удельный расход тепла q_ПГУ= 3600/0,429 = 8256,9 кг/кВт×ч. Удельный расход условного топлива 8256,9/29308 = 0,2817 кг/кВт×ч.

Если принять среднестатистический относительный расход пара = 0,11, то при = 148 кг/с; = d×= 0,11×0,143 = 16,3 кг/с. Общая мощность ПГУ N_ПГУ = N_еохл+N_пк= 1741×148+16,3×90,8 = 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= 148×278,8 = 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; p = 13,2; p_Т= 12,55; Т₄ = 609 К; Т₂ = 728,5 К; h_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)/(0,91×638,2+ +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

(0,96×1,196×1223(1-12,55^-

^,24)×0,875× ×0,98+0,12×2,42×1223(1-12,55^-0,19)×0,875×0,98-

(1,08/0,87)×273(13,2^0,281-1)-0,09×341,7)/(0,91×638,2+164,5) = 309,19/744,6

= 0,4159,

т.е. повышение КПДКГТУ составило Dh_КГТУ=h_еКГТУ-h_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/h_еКГТУ = 3600/0,4159 = 8655,9 кДж/кВт×ч.

Удельный расход условного топлива 8655,9/29308 = 0,2951 кг/ кВт×ч.

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: p_расч = p_opt = p = 7; p_Т = 6,36; Т₂ = 829 К; Т₅ = 746 К; m = 0,75; Н_еохл = 186,3 кДж/кг; a = 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 h_еохл = Н_еохл/q₁ = 186,3/525 = 0,355. Прирост КПДсоставил Dh_еохл = h_ем-h_еохл = 0,355-0,234 = 0,061 или 6,1%. Удельный расход тепла q_еохл = 3600/0,355 = 10140 кДж/кВт×ч. Удельный расход условного топлива 10140/29308 = 0,356 кДж/кВт×ч.

Таким образом, введение регенерации в тепловой схеме ГТУ приводит к увеличению КПД цикла на 6-9 % (абсолютных) при степени регенерации m= 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

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.