Б. П. Поршаков, А. А. Апостолов, В. И. Никишин газотурбинные установки на газопроводах


Газотурбинная установка с регенерацией тепла отходящих газов



страница13/43
Дата19.03.2018
Размер0.67 Mb.
ТипКнига
1   ...   9   10   11   12   13   14   15   16   ...   43

1.5. Газотурбинная установка с регенерацией тепла отходящих газов

Регенерация тепла в ГТУ благоприятно сказывается в двух направлениях: с одной стороны она способствует повышению КПД установки, а с другой – снижает величину оптимального соотношения давлений сжатия в осевом компрессоре. В действительном цикле эффективность регенерации в значительной степени зависит от величины гидравлического сопротивления в регенераторе по его воздушной и газовой стороне. Поскольку с изменением степени регенерации при прочих равных условиях в том же направлении изменяется и величина поверхности регенератора и, следовательно, гидравлические сопротивления, то выбор расчетного (оптимального) значения коэффициента регенерации () является сложной технической и технико-экономической задачей.



  1. Рациональное и наиболее полное использование подведенного тепла топлива в камере сгорания ГТУ, т.е. прежде всего уменьшение потерь тепла с уходящими газами, следует считать задачей большой важности для отрасли как на стадии проектирования таких установок, так и непосредственно в условиях их эксплуатации на газопроводах. Расчеты показывают, что коэффициент эффективного использования тепла топлива может достигать величины порядка 80% и даже выше; из них непосредственно для выработки мощности на валу нагнетателя на уровне 34-36%, а остальное за счет рационального использования тепла отходящих газов.

  2. Определенное негативное отношение к использованию регенеративных ГТУ было обусловлено прежде всего некачественным изготовлением пластинчатых регенераторов для ГТУ, допускающих большие утечки рабочего тела через образовавшиеся неплотности и их неремонтнопригодность в эксплуатационных условиях, что исключает возможность устранения утечек воздуха и приводит к значительному снижению мощности установки. Кроме того, введение регенерации тепла в схему ГТУ естественно удорожает установку, увеличивает ее массу, расходы на обслуживание и т.д.

  3. Производство новых трубчатых регенераторов дает возможность в целом ряде случаев пойти более широкое использование регенеративных ГТУ в отрасли, произвести замену установленных негерметичных пластинчатых регенераторов на трубчатые с одновременным повышением численного значения коэффициента регенерации тепла.

  4. Принципиальная схема ГТУ с регенерацией теплоты отходящих газов и принцип ее работы были рассмотрены в разделе 1.1 настоящей главы.

  5. Одним из показателей эффективности установленного регенератора в схеме ГТУ, как отмечалось выше, принято считать коэффициент регенерации , оценивающего фактическое повышение температуры воздуха (Т - Т21) к предельно возможному (Т41 - T21 ):

  6. (1.58)

  7. где Т - температура воздуха после нагрева в регенераторе (практически на входе в камеру сгорания), К; Т21 - температура воздуха на входе в регенератор в реальном процессе (практически на выходе из осевого компрессора), К; Т41 - температура продуктов сгорания на входе в регенератор в реальном процессе (практически на выходе из ТНД), К.

  8. Степень регенерации обычно находится в диапазоне 0,75 –85. Она в значительной мере и определяет площадь его поверхности, что можно видеть из рассмотрения выше приведенного соотношения (1.51).

  9. Выражение для КПД регенеративной установки можно получить на основе рассмотрения следующих уравнений. Температура воздуха за регенератором из соотношения (1.58) равна:

  10. T = T21 + (T41 –T21) (1.59)

  11. Реальные температуры воздуха за компрессором (Т21 ) и продуктов сгорания за ТНД (Т41) можно определить из следующих уравнений:

  12. (1.60)

  13. (1.61)

  14. где в уравнениях (1.60) и (1.61) индексом « m « для удобства записи, как и выше, обозначено m = (k –1) / k . Одновременно, принимая во внимание, что различие между этими величинами по газовой турбине и осевому компрессору не слишком значительно, в уравнениях (1.60) и (1.61) они приняты численно равными.

  15. Характер изменения температуры воздуха за осевым компрессором (Т21) и температуры продуктов сгорания за ТНД (Т41 ) при различных температурах наружного воздуха и продуктов сгорания перед ТВД в зависимости от соотношения давлений сжатия по осевому компрессору при относительных КПД компрессора и газовой турбины на уровне 0,85 приведены на Рис. 1.15. Данные Рис. 1.15 наглядно вновь показывают, что возможность регенерации тепла отходящих газов в цикле ГТУ осуществима только в условиях относительно невысоких соотношений давлений сжатия по осевому компрессору, когда теплоперепад между продуктами сгорания и воздухом достаточно велик, что и обеспечивает получение коэффициента регенерации на уровне 0,75-0,85.

  16. С учетом соотношений (1.60) и (1.61), уравнение (1.59) принимает вид:

  17. (1.62)

  18. C учетом полученного соотношения определяется и уравнение для вычисления внутреннего КПД газотурбинной установки с регенерацией тепла отходящих газов (i); численное значение эффективного КПД установки получается посредством умножения полученной величины на значение механического КПД ГТУ:



  19. (1.63)

  20. где срm 3 - T) – удельное количество тепла топлива, подведенное в камере сгорания на один килограмм воздуха; кс – КПД камеры сгорания;  - соотношение граничных температур цикла ГТУ,  = Т3 / T1.

  21. При численных значениях = 0 , уравнение (1.63) будет определять КПД газотурбинной установки без регенерации тепла отходящих газов.

  22. Следует отметить, что введение регенерации тепла отходящих газов в схему ГТУ не только способствует повышению КПД установки, но и сдвигает оптимальные соотношения давлений сжатия по осевому компрессору в сторону их меньших значений (Рис. 1. 16).

  23. Смещение оптимальных соотношений давлений сжатия по условию максимальных значений КПД в сторону меньших значений идет быстрее чем по условию получения максимальной удельной работы установки и при коэффициенте регенерации теплоты на уровне   0,5 , в условиях существующих параметров цикла, они совпадают.

  24. Для установок без регенерации тепла отходящих газов оптимальное значение по степени соотношений давлений сжатия наступает вначале для максимального значения удельной работы ГТУ, а затем уже и для ее КПД.

  25. Наличие регенерации тепла отходящих газов в схеме ГТУ никак не исключает возможность утилизации тепла отходящих газов на выходе из ТНД, например, на нужды теплофикации КС.

В силу неаддитивности понятий работы и тепла, т.е. несоразмерности затрат на выработку работы и тепла, оценку эффективности использования тепла отходящих газов, необходимо проводить с использованием двух показателей – собственно КПД установки и коэффициента утилизации тепла отходящих газов на нужды теплофикации:

  1. (1. 64)

  2. где Qутил. – количество утилизированного тепла в установках теплофикации; BQнр. – количество тепла, подведенного в камере сгорания ГТУ. При этом гту - является важнейшим показателем газотурбинной установки. Он характеризует ее совершенство как преобразователя тепла в работу.

Показатель ут - характеризует степень развития системы теплофикации на КС за счет использования тепла отходящих газов на компрессорных станциях.

Следует также отметить, что введение регенерации также как и утилизации тепла отходящих газов в любой форме приводит к увеличению гидравлических сопротивлений по ГТУ. В частности наличие утилизаторов за ТНД приводит к тому, что процесс расширения продуктов сгорания в по газовой турбине идет не до атмосферного давления (как в идеальном цикле ГТУ), а заканчивается на давлении несколько большим, чтобы продукты сгорания смогли преодолеть гидравлические сопротивления утилизационных установок. Следовательно, утилизация тепла отходящих газов всегда несколько снижает мощность собственно газовой турбины и ГТУ в целом.



  1. Численную величину снижения мощности установки из-за введения утилизационных установок можно определить по ранее приведеннному соотношению:

  2. , кВт

где Ne - величина потерянной мощности ГТУ из-за установки утилизационных устройств, кВт; V – расход продуктов сгорания на выходе газовой турбины, м3/сек.; Р – величина гидравлических сопротивлений утилизационных устройств в Па (н/м2); 10 Па = 1 мм вод. столба; i,z - внутренний относительный КПД газовой турбины.

  1. Качественную сторону экономии тепла топлива при использовании регенерации можно оценить на основе рассмотрения Рис. 1.17, где показано условное распределение тепла топлива, подведенного в камере сгорания ГТУ. Часть тепла топлива (30-35%) превращается в полезную работу на валу агрегата, а большая его часть теряется с выхлопными продуктами сгорания, отводится в окружающую среду через обшивку установки, идет на нагрев масла, охлаждающего подшипники установки и т.д. Данные диаграммы Рис 1.17 показывают, что если часть тепла отходящих продуктов сгорания (в зависимости от величины коэффициента регенерации) целесообразно использовать на предварительный подогрев воздуха перед его поступлением в камеру сгорания, что позволяет сэкономить значительную часть тепла топлива подаваемого в камеру сгорания.

  2. Относительную экономию тепла топлива при использовании регенерации тепла отходящих газов в условиях сохранения мощности ГТУ на прежнем уровне (N = idem), что практически справедливо если осуществляется замена одного типа регенератора на другой с изменением численного значения коэффициента регенерации (например, при реконструкции регенеративной установки и замене пластинчатого регенератора на трубчатый) в первом приближении можно оценить по соотношению [12]:

  3. (1.65)

  4. где В1 и В2 - соответственно расход топлива при одном (1) и другом (2) значениях коэффициента регенерации тепла отходящих газов (2  1); (Gcpm)i - полная теплоемкость рабочего тела, определяемая как произведение массового расхода газа на его удельную теплоемкость при первом и втором температурном режиме работы камеры сгорания; t3 – температура продуктов сгорания на выходе из камеры сгорания (на входе в ТВД); ti – температура воздуха на входе в камеру сгорания (на выходе из регенератора), i = 1.2.; кс - КПД камеры сгорания на рассматриваемых режимах ее работы.

  5. С относительно высокой степенью точности можно принять, что кс,1 = кс,2 и (Gcpm)1 = (Gcpm)2 . Тогда из соотношения (1. 65) получим:

  6. (1.66)

  7. Температура воздуха за регенератором определяется следующим соотношением:

  8. ti = t21 + i (t41 – t21) (1.67)

  9. t21 , t211 – температуры воздуха на выходе из осевого компрессора (на входе в регенератор) при одном и втором значениях коэффициента регенерарии; t41 - температура продуктов сгорания на выходе ТНД (на входе в регенератор); i коэффициент регенерации тепла отходящих газов для одного и второго случая.

  10. С учетом соотношения (1.67), уравнение (1.66) принимает вид:

  11. (1.68)

  12. Мощность газотурбинной установки на валу нагнетателя, как отмечалось выше, определяется как разность мощности собственно газовой турбины (NeT) и мощности, потребляемой осевым компрессором (Ne,k): Ne = Ne,T – Ne,k = Ne,T (1- );  = Ne,k / Ne,T.

  13. Соотношение мощностей осевого компрессора и газовой турбины , как уже отмечалось выше – величина стабильная ( = 0,63-0,65).

  14. Коэффициент полезного действия в общем случае определяется соотношением:



  15. (1.69)

  16. Соотношение (1.69) может быть преобразовано к виду:



  17. (1.70)

  18. С учетом соотношения (1.68), уравнение (1.70) принимает вид:



  19. (1.71)

  20. или окончательно, разрешая уравнение (1.71) относительно величины , получим:

  21. (1.72) где е – КПД ГТУ на режиме работы агрегата при коэффициенте регенерации 1 ; к,с – КПД камеры сгорания, к,с  0,98.

  22. Полученное соотношение (1.72) позволяет сравнительно легко определить экономию топливного газа в регенеративной установке за счет увеличения численного значения коэффициента регенерации тепла отходящих газов с величины 1 до 2 , либо приблизительную экономию топливного газа в регенеративной установке сравнительно с без регенеративной, пологая численное значение 1 = 0 и не учитывая снижение мощности ГТУ за счет гидравлических сопротивлений в регенераторе.

  23. Результаты расчетов по уравнению (1.72), представленные на диаграмме Рис. 1.18 показывают, что например при е = 0,22 и  = 0,65, повышение коэффициента регенерации с величины 1 = 0,65 до 2 = 0,80 может дать экономию топливного газа на уровне 15% по одному агрегату.

  24. В условиях сопоставления регенеративной и без регенеративной установки, уравнение (1.72) принимает вид:

  25. (1.73)

  26. отсюда

  27. (1.74)

  28. для простейших схем ГТУ с показателями е = 0,26; = 0,65;  = 1 – 0,26/0,35 = 0,26. Это значит, что в газотурбинных установках с регенерацией тепла на уровне  = 0,80 можно получить экономию топливного газа примерно  = 0,260,80 = 21% от расхода топливного газа в установке без регенерации отходящих газов.

  29. КПД без регенеративной графически, относительная экономия топливного газа в зависимости от установки в первом приближении характеризуется данными Рис. 1. 19.

  30. Все это свидетельствует о том, что регенерация тепла отходящих газов ГТУ была и остается, при использовании надежных и герметичных теплообменников, одним из привлекательных направлений по повышению эффективности использования газотурбинных установок на магистральных газопроводах

  31. Задача 1.7. Определить основные тепловые и конструктивные показатели трубчатого регенератора газотурбинной установки при следующих исходных данных: расход воздуха и газа в регенераторе Gв = Gг = 85000 кг/час.; давление воздуха за компрессором Р2 =0,6 МПа; температура воздуха за компрессором и после турбины соответственно t2 = 250 0C и t4 = 435 0C. Коэффициент регенерации ; размер трубок 17/20.



  32. Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   9   10   11   12   13   14   15   16   ...   43


База данных защищена авторским правом ©zodorov.ru 2017
обратиться к администрации

    Главная страница