Глава 3. Работа газотурбинной установки на частичных нагрузках. Мощность газотурбинной установкиГлава 3. Работа газотурбинной установки на частичных нагрузках3.1. Переменный режим работы газотурбинной установкиКак показывает опыт эксплуатации магистральных газопроводов, режимы их работы, несмотря на наличие в целом ряде станций подземного хранения газа и буферных его потребителей, как правило, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года и из года в год. В зимнее время газопроводы, как правило, работают в режиме максимальной подачи газа, а в летнее время, когда потребление газа несколько снижается, снижается и загрузка компрессорных станций и отдельных ГПА на КС. Эта особенность режимов работы магистральных газопроводов и, как следствие, компрессорных станций в той или иной степени характерна для всей газотранспортной системы страны. Сезонные колебания в подаче газа, обусловленные в основном работой коммунально-бытовых потребителей газа и существующей системой отопления помещений особенно проявляются в центральных и промышленно развитых регионах страны. В связи с этим, оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к обеспечению переменного режима работы газопроводов. Сезонные колебания в подаче газа через компрессорную станцию обычно регулируются включением и отключением работающих агрегатов, в ряде случаев отключением и самих компрессорных станций. Колебания газа в пределах суток или дней недели обычно регулируются изменением частоты вращения силовой турбины при использовании газотурбинных установок. Все это свидетельствует о том, что на магистральных газопроводах газотурбинные установки определенное время года вынуждены работать на частичной нагрузке по мощности. Изменение мощности и КПД газотурбинной установки в процессе изменения внешней нагрузки является следствием сложного взаимодействия осевого компрессора, газовой турбины, камеры сгорания и центробежного нагнетателя природных газов. Как и во всех тепловых двигателях, регулирование мощности и экономичности газотурбинных установок на частичных нагрузках может быть осуществлено тремя основными путями: количественно – путем изменения расхода рабочего тела, качественно – путем изменения термодинамических параметров цикла ГТУ и, наконец, смешанным путем, сочетающим в себе элементы количественного и качественного регулирования [13]. В газотурбинных установках современной конструкции возможен только смешанный способ регулирования. Это связано главным образом с особенностью поля характеристик осевых компрессоров. Регулирование режимов работы ГТУ нагляднее всего можно проследить на основе совмещения характеристик осевого компрессора и газовой турбины, прежде всего ГТУ простейших схем (одновальных и двухвальных) открытого цикла. В связи с этим представляется кратко рассмотреть особенности характеристик осевого компрессора и газовой турбины, а также принципы построения совмещенных характеристик осевого компрессора и газовой турбины в целях лучшего понимания особенностей работы ГТУ на частичных нагрузках мощности. Типичная характеристика осевого компрессора, представленная на Рис. 3.1 устанавливает связь между соотношением давлений сжатия (к ) в зависимости от расхода циклового воздуха (G) при различной частоте вращения (n) и внутреннем относительном КПД компрессора (ik): к = f (ik, n , G) (3.1) Характеристика осевого компрессора подобного типа, приведенная на Рис. 3.1, построена при различных значениях постоянных относительных частотах вращения вала осевого компрессора (), равных значениях его внутренних относительных КПД (ik), изменяющихся в диапазоне от 0,7 до 0,9 . Точка А является расчетной точкой работы осевого компрессора. Левая часть характеристики отделяется от правой пунктирной линией (ОВС), называемой линией помпажа, т. е линией, разделяющей рабочую область компрессора (правая часть) от нерабочей (левая часть характеристики). Работа компрессора в области помпажной зоны недопустима даже кратковременно, так как это может привести к поломкам его лопаток, ухудшению работы камеры сгорания, выходу из строя машины в целом (см. раздел 3.3 настоящей главы). Практическое значение таких характеристик заключается прежде всего в возможности суждения о работе компрессора с точки зрения устойчивости и экономичности работы ГТУ на переменных режимах работы. Анализ характеристики осевого компрессора (Рис. 3.1) показывает, что изменение частоты вращения его вала влияет не только на абсолютные значения расхода циклового воздуха и напора компрессора, но и определяет форму характеристики самого компрессора. Так, при повышении частоты вращения вследствие сжимаемости воздуха характеристика компрессора становится более крутой. Чем больше степень повышения давления, тем сильнее сказывается сжимаемость воздуха и в большей степени увеличивается крутизна характеристики. Изменение относительного КПД компрессора в зависимости от режима его работы происходит главным образом из-за изменения углов атаки воздуха на лопатках. Под углом атаки обычно понимается угол, образованный направлением входной скорости воздушного потока и направлением касательной к передней точке средней линии профиля самой лопатки (см. раздел 2.2 главы 2). Отклонение от расчетной точки А на диаграмме Рис. 3.1 влево по линии =idem приводит к возникновению положительных углов атаки, а смещение вправо по той же линии – в сторону отрицательных углов. То и другое приводит к снижению относительного КПД компрессора. Линии постоянной частоты вращения на характеристике осевого компрессора заканчиваются вертикальными отрезками, что свидетельствует о достижении на этих участках характеристики компрессора закритического режима истечения, когда расход воздуха уже не зависит от соотношения давлений сжатия. Рабочий процесс газовой турбины в общем случае определяется: расходом газа, его параметрами перед турбиной, за турбиной и по ступеням; частотой вращения ротора, внутренними потерями энергии в соплах и на рабочих лопатках и, наконец, особенностями взаимного влияния ступеней при их совместной работе в многоступенчатой турбине. Задача построения характеристик турбины с учетом влияния указанных факторов обычно решается выполнением поступенчатого расчета для рассматриваемого режима с привлечением опытных данных о значении внутренних потерь. Однако, в силу громоздкости проведения подобных расчетов, на практике сравнительно большое распространение получили приближенные формулы для расчета расходных характеристик турбины. При выводе этих формул обычно используется предпосылка о том, что основное влияние на пропускную способность турбины оказывает изменение термодинамических параметров рабочего тела на входе и выходе из турбины. Для случая, когда во всех ступенях турбины имеет место дозвуковой режим течения газа, наиболее широко используется формула Стодолы-Флюгеля (индексом «0» отмечен расчетный режим работы) [2, 10, 13]: = (3.2) где р3, 3 – давление (р3) и массовая плотность (3) рабочего тела перед турбиной; - соотношение давлений перед (р3) и за (р4) турбиной; G – массовый расход рабочего тела в единицу времени; Т3 - температура газов перед турбиной. Следует отметить, что при выводе этой формулы используется предпосылка о том, что турбина содержит бесконечный ряд последовательно расположенных неподвижных сопел и она используется как универсальная для турбин с различным числом ступеней. Анализ уравнения (3.2) показывает, что расход газа через турбину практически зависит только от соотношения давлений расширения (Т) и параметров газа по турбине. Это позволяет построить совмещенные характеристики компрессора и газовой турбины в одних и тех же координатах. Действительно, из уравнения (3.2) следует уравнение ( - приведенный коэффициент, учитывающий гидравлические сопротивления по газовоздушному тракту ГТУ): (3.3) С помощью уравнения (3.3) для ряда значений начальной температуры газов (Т3) и противодавления по газовой турбине (р3) получается своя характеристика турбины в координатах: расход газа - давление перед турбиной. Построив таким образом характеристику турбины, можно внести в нее поправки на падение давления между компрессором и турбиной и разность расходов газов через компрессор и турбину (утечки, отвод воздуха на охлаждение и т.п.). Тогда характеристику турбины можно построить в координатах: расход воздуха через компрессор (Gk) – соотношение давлений расширения по турбине (т). Построенная таким образом характеристика турбины может быть нанесена на характеристику осевого компрессора. Расход воздуха через компрессор (Gk) с расходом газов через турбину (Gт) в первом приближении можно связать уравнением материального баланса: Gk = GT – B + (Gохл. + Gут.) (3. 4) где В – расход топливного газа по камере сгорания; Gохл. + Gут. – расход воздуха на охлаждение и утечки; определяется по данным заводов-изготовителей газовых турбин. В принципиальном отношении все поле характеристик совместной работы по параметрам ниже точки А может обеспечить ту или иную мощность двигателя на частичной нагрузке. Однако, кроме получения нужной мощности, необходимо получать и достаточно высокую экономичность на этой частичной нагрузке. Наиболее экономичным оказывается способ регулирования при постоянной расчетной температуре цикла (Т3,0 = idem, кривая АД). Однако наличие помпажной зоны на характеристике осевого компрессора ограничивает возможность такого вида регулирования в приемлемом для практики диапазоне изменения расхода газов. Можно осуществить регулирование установки (как это иногда делается в авиации) при постоянной частоте вращения вала (n = idem) вплоть до режима холостого хода (точка С на Рис. 3.2). Уменьшение мощности установки при этом, несмотря на то, что расход газов даже несколько и возрастает, достигается в основном в результате снижения термодинамических параметров (температуры газов перед турбиной, КПД осевого компрессора, соотношения давлений расширения), что является экономически наименее выгодным. Линия рабочих режимов для одновальной установки (линия АВ) получается на основе вариантных расчетов, исходя из желания получить на каждой частичной мощности по возможности максимальную экономичность и минимальный расход топливного газа на холостом ходу. Последнее обычно достигается предельным снижением частоты вращения вала двигателя (nх.х.) при сохранении устойчивости рабочего процесса. Наклон линии АВ зависит также от вида (закона) нагрузки потребителей мощности. Под характеристиками потребителей мощности обычно понимается зависимость между частотой вращения ротора и потребляемой мощностью n = n (N). Например, для генератора тока этот закон выражается простым соотношением (n = n/n0 = 1), т.е. генератор работает при постоянной частоте вращения (n = idem). Для центробежного нагнетателя газа на магистральном газопроводе этот закон близок к зависимости, N/N0 =(n/n0)3 . Если в первом случае (n = idem) режим работы компрессора удален от линии помпажа (линия АС на Рис. 3.2), то во втором случае N/N0 = (n/n0)3 линия АВ будет смешаться в сторону помпажа и при малых нагрузках работа ГТУ будет возможна только при открытии так называемых противопомпажных клапанов, обеспечивающих сброс части воздуха из компрессора (см. раздел 3.3 настоящей главы). В двухвальных установках со свободной силовой турбиной нет такой свободы регулирования, как в одновальной установке, так как при любом значении мощности имеет место баланс работ осевого компрессора и компрессорной турбины. В установке с разрезным валом, где вал полезной мощности отделен от турбокомпрессора, нагнетатель газа может иметь практически любую частоту вращения ему необходимую. В то же время осевой компрессор и приводящая его во вращение турбина могут иметь другую частоту вращения, обеспечивающую подачу необходимого количества воздуха (отсюда наименование этого узла ГТУ «генератор газа»). Следует отметить, что и для двухвальных ГТУ при ее работе на переменных режимах возможно приближение рабочей линии к границе помпажа и необходимости принятия специальных мер перепуска воздуха или регулирования проходных сечений турбомашин. Следует также отметить, что для ГТУ со свободной силовой турбиной понятие холостого хода имеет несколько условный характер, так как нулевая мощность на валу силовой турбины может быть достигнута только при определенной частоте вращения этой турбины. При сравнении характеристик изменения мощности на частичных нагрузках у одновальных и двухвальных ГТУ в зависимости от частоты вращения оказывается, что одновальная ГТУ при снижении частоты вращения быстрее теряет мощность, чем снижается мощность, потребляемая нагнетателем (Рис. 3.3). Сравнение проведено при одинаковой температуре газов перед турбиной, но различной температуре наружного воздуха. Диаграмма Рис. 3.3 показывает, что для одновальной установки существует нижняя и верхняя границы подачи газа нагнетателем. Эти границы заметно сужаются с повышением температуры наружного воздуха. В связи с тем, что закон изменения характеристик нагнетателя и одновальной ГТУ различен, характеристика одновальной установки без запаса мощности будет обеспечивать режимы работы нагнетателя только при максимально допустимых температурах газа перед ТВД или весьма близких к ним. При ухудшении КПД нагнетателя или элементов турбомашин привод, нагнетателя с помощью одновальной ГТУ без перепуска и дросселирования газа или без существенного повышения температуры газа перед ТВД осуществить будет уже трудно. Кроме того, этот вынужденный режим удаляет рабочую характеристику одновальной ГТУ от энергетически-наивыгоднейшего режима (е = maximum) [17]. При наложении характеристики нагнетателя на рабочую характеристику ГТУ в условиях одновальной ГТУ выдвигаются два требования - обеспечение необходимой мощности N/N0 и частоты вращения системы турбина-нагнетатель n/n0 . При изменении частоты вращения на 30% уже возникают трудности в работе осевого компрессора в связи с необходимостью обеспечения значительно большей зоны беспомпажной работы ГТУ. Для двухвальной установки нижней границы по подаче газа нагнетателем практически не существует; существует только верхняя граница, зависящая от температуры наружного воздуха. При пониженной частоте вращения нагнетателя и соответственно снижении потребляемой мощности, газотурбинная установка с «разрезным валом» будет всегда иметь запас располагаемой мощности, так как при этом в силовую турбину может подаваться полное количество рабочего тела при номинальной температуре и давлении, что соответственно и определяет полезную мощность установки. Следовательно, у двухвальной ГТУ каждому режиму работы системы ГТУ – нагнетатель, т.е. требованию N/N0 = idem, соответствует отрезок – ряд значений n/n0 по компрессору в границах до t1,min (при t3 = idem) или в границах t3,max. до t3,min (при t1 = idem). Поэтому ГТУ с независимой силовой турбиной способна практически обеспечить любой режим работы нагнетателя. Необходимое снижение мощности ГТУ обеспечивается уменьшением частоты вращения турбины высокого давления и одновременно уменьшением температуры газов перед турбиной. При постоянной частоте вращения вала осевого компрессора и переменной частоте вращения силового вала, температура газов перед турбиной высокого давления остается практически постоянной в достаточно широком диапазоне изменения частоты вращения вала ТНД. Это значит, что полезная мощность ГТУ будет изменяться пропорционально КПД силовой турбины, что в рабочем диапазоне составляет не более 4%. Двухвальные ГТУ могут иметь лучшие экономические показатели не только на частичных нагрузках , но и на расчетных, когда одновальная установка, спроектированная с запасом мощности для увеличения диапазона режима работы нагнетателя, на номинальной нагрузке будет обеспечивать режимы работы нагнетателей ниже расчетного. Все это вместе взятое и обеспечило широкое использование на газопроводах ГТУ с независимой силовой турбиной. studfiles.net Оптимальные параметры регулирования режимов работы газотурбинных установокThe article analyzes the main characteristics of the control parameters on the reliability of the gas turbines in Uzbekistan.Abrief description of the processes in the gas turbine, and a list of its relationship controlled parameters and the required accuracy of control, control parameters are controlled impact on the work of GTPP.The dependences of electrical power and efficiency of gas turbines on the outside temperature.The effect of outdoor air parameters and, above all, the temperature on the flow rate and temperature of the exhaust gases, which would destabilize the parameters of the working medium. The estimation of technical measures to improve the efficiency of gas turbine operation. Key words: turbine, parameter, power, management, setting, air, compressor, temperature, camera, efficiency Надежная и эффективная работа газотурбинной установки (ГТУ) может быть обеспечена только при условии соблюдения определенных режимов работы. Работа ГТУ существенно зависит от параметров наружного воздуха: температуры, давления и влагосодержания. Обычно колебания давления наружного воздуха на энергетических ГТУ происходит в ограниченных пределах (в условиях Ташкента, например, от 710 до 750 мм рт. ст.) и поэтому несущественно влияет на работу установки. Тем не менее, оказывается, что понижение давления воздуха на входе компрессора на 10 % приводит практически к такому снижению электрической мощности ГТУ. Например, потеря мощности ГТУ типа GT26 фирмы ABB в условиях Ташкента может составить 6–7 % от мощности, заявленной фирмой-изготовителем и соответствующей нормальным условиям (0,1013 МПа). Рис. 1. Зависимость электрической мощности ГТУ от температуры наружного воздуха при номинальной нагрузке (1) и пиковой нагрузке (2). Рис. 2. Зависимость электрического КПД ГТУ от температуры наружного воздуха при разной нагрузке: номинальная (1), 75 % (2), 50 % (3), 25 % (4) и пиковая (5). Изменение температуры наружного воздуха в наибольшей степени влияет на основные характеристики ГТУ (относительно +15 °С, принятых в расчетном режиме по ISO). Понижение температуры воздуха увеличивает его плотность, расход воздуха через компрессор, электрическую мощность ГТУ и электрический КПД установки. При изменении температуры воздуха от +50 до –20 °С электрическая мощность ГТУ может возрасти на 70 % (рис.1), а электрический КПД — более чем на 20 % (рис. 2) [1]. Аналогичное влияние оказывает температура окружающего воздуха и на параметры выходных газов ГТУ. В энергетике все чаще используются когенерационные и тригенерационные установки на базе ГТУ, где теплота выходных газов ГТУ используется для нагрева сетевой воды и выработки технологического пара (ГТУ-ТЭЦ) или для выработки пара двух или трех давлений и генерации дополнительной электроэнергии в парогазовой установке (ПГУ), или холода. В этих условиях важными параметрами являются электрический КПД в автономном режиме, значения параметров выходных газов и диапазон их изменения. Однако в ряде случаев система управления ГТУ не может воздействовать на эти параметры.
Увеличение расхода газов через турбину в результате впрыска воды на входе компрессора и увеличение его КПД (на 4 %) в целом улучшает работу ГТУ: полезная мощность установки при впрыске 0,5–2 % воды (по отношению к объему воздуха) возрастает на 7,5–14 % при увеличении электрического КПД приблизительно на 3,5 %. При температуре окружающего воздуха ниже –150С удается электрическую мощность ГТУ поддерживать постоянной путем прикрытия входного направляющего аппарата и ограничения пропуска воздуха через компрессор, или поворотным направляющим аппаратом. Этот метод стабилизации параметров ГТУ можно назвать «внутренним». Другой способ стабилизации параметров ГТУ — «внешний» — основан на изменении температуры поступающего в компрессор воздуха, например, путем его подогрева (или охлаждения) в теплообменнике с помощью пара или воды, а также выходными газами самой ГТУ. Возможно также испарительное охлаждение потока воздуха разбрызгиванием воды в потоке воздуха после компрессора. Все «внешние» способы стабилизации параметров ГТУ приводят к удорожанию конечного продукта — вырабатываемых электрической или тепловой энергии, и целесообразность их использования должна быть определена на месте в конкретных условиях эксплуатации. ГТУ является механической системой с очень тяжелыми условиями работы отдельных узлов и деталей. Например, температура рабочего тела, поступающего в турбину, составляет 1000–1350 °С и более, скорость вращения ротора — 6000–9000 об/мин, зазоры между лопатками ротора и статора (направляющей) — порядка единиц миллиметров. Отсюда вытекают жесткие требования к системе смазки и охлаждения подшипников, а также необходимость постоянного контроля износа подшипников (в частности, зазора между опорными поверхностями статора и ротора, или осевого сдвига ротора) во избежание задевания лопаток ротора и статора, что может привести к поломке ГТУ и последующему дорогостоящему ремонту. Давление газа, поступающего в камеру сгорания ГТУ, определяет стабильность ее работы и ее выходную мощность, причем давление газа должно быть, по крайней мере, на 0,5 МПа выше давления воздуха на выходе компрессора. Последнее обычно составляет 2–5 МПа. Поэтому часто ГТУ оснащаются дожимными компрессорами, работа которых также должна тщательно контролироваться. Износ опорных шеек ротора и поверхностей баббитовых подшипников скольжения, а также коррозионный износ лопаток ротора могут привести к разрушительным последствиям типа механического разбаланса и резонанса. Чтобы избежать преждевременного разрушения узлов ГТУ осуществляется постоянный контроль акустических шумов и механических колебаний ГТУ. Частота вращения ротора ГТУ определяет частоту вырабатываемой электрической энергии. Последняя должна быть в пределах 50 ±0,2 Гц согласно ГОСТ 13109–97. Этим определяется и требование к стабильности частоты вращения ротора ГТУ, которая достигается воздействием на подачу газа и (или, в небольших пределах) подачу воздуха компрессором. Продолжается также обсуждение вопроса об определении доли расходов топлива на отпускаемые ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ электроэнергию и тепло [3], результаты которого также могут привести к пересмотру перечня и точности контролируемых параметров этих ТЭЦ для оценки их эффективности. Основным топливом для газотурбинного привода рассматриваемых энергетических установок является природный газ, соответствующий требованиям ГОСТ 23194–83, подготовленный по ГОСТ 21199–82. При эксплуатации ГТУ возникают требования к качеству топлива, связанные с необходимостью предотвращения высокотемпературной коррозии на лопатках турбины. Поскольку механизм коррозии чаще всего реализуется через образование эвтектики щелочных металлов, то ограничения, как правило, накладываются на суммарное содержание серы и щелочных металлов. Следовательно, должны контролироваться также и эти параметры газового топлива. Как видно из приведенного краткого описания процессов в ГТУ, перечня и взаимосвязи ее контролируемых параметров, а также требуемой точности их контроля, человек практически не в состоянии осуществлять такой контроль, пересчитать величины контролируемых параметров и оказать управляющее воздействие на работу ГТУ. Поэтому все разработчики и производители ГТУ оснащают эти установки специализированными автоматизированными системами контроля и управления технологическими процессами (АСУ ТП). Основным методом контроля параметров при этом является проверка отклонения частоты вращения ротора газогенератора, давления за компрессором и температуры газа за турбиной — комплексных показателей, реагирующих на любые отклонения состояния газовоздушного тракта двигателя (ГВТ). Этот вид контроля позволяет выявлять загрязнение компрессора, которое приводит к росту температуры горячей части двигателя, увеличению расхода топлива, снижению мощности. Длительная работа с повышенной температурой горячей части приводит к безвозвратному ухудшению КПД и, как следствие, повреждению деталей горячей части и уменьшению ресурса. Своевременная качественная промывка ГВТ не только обеспечивает нормальную эксплуатацию двигателя в течение межремонтного ресурса (25 000 часов), но и во многих случаях позволяет продлить ресурс на несколько тысяч часов. При контроле параметров ГВТ выявляются и другие отклонения, например, ухудшение состояния деталей проточной части турбины или неравномерность температурного поля из-за загрязнения топливных форсунок посторонними частицами, содержащимися в газе. Таким образом, вопрос надежности и эффективности работы газотурбинной установки при выработке тепловой и электрической энергий зависит от глубины проработки вопроса регулирования параметров регулирования применительно к климатическим условиям Узбекистана. Литература:
Основные термины (генерируются автоматически): наружный воздух, электрическая мощность, электрический КПД, камера сгорания, температура, рабочее тело, параметр, окружающий воздух, газотурбинная установка, базовый режим. moluch.ru Основные достоинства и недостатки газотурбинных установокК достоинствам газотурбинных установок можно отнести: 1. Газотурбинная установка проще по устройству, чем паросиловая из-за отсутствия котельной установки, сложной системы паропроводов, конденсатора, а также большого числа вспомогательных механизмов, применяющихся в паровых установках. Металлозатраты и вес газотурбинной установки на единицу мощности вследствие указанных причин будут значительно меньше, чем паротурбинной. 2. Установка требует минимального расхода воды - практически только на охлаждение масла, идущего к подшипникам. З. Для газотурбинных установок характерен быстрый ввод турбоагрегата в работу. Пуск мощных установок из холодного состояния до принятия нагрузки занимает порядка 15 18 минут, в то время как подготовка к пуску паросиловой установки занимает несколько часов, увеличиваясь с повышением начальных параметров пара. Недостатки газотурбинных установок: 1. Для того, чтобы установка давала полезную мощность, начальная температура газа перед турбиной должна быть больше 550 °С, т.е., весьма высокой. Это вызывает определенные трудности при практическом выполнении газовых турбин, требуя как специальных весьма жаростойких материалов, так и специальных систем охлаждения наиболее высокотемпературных частей. 2. На привод компрессора расходуется до 50 70 % мощности, развиваемой турбиной. Поэтому полезная мощность газотурбинной установки гораздо меньше фактической мощности газовой турбины. 3. В газотурбинных установках исключено применение твердого топлива по обычной схеме. Наилучшие виды топлива для ГТУ - природный газ и качественное жидкое (керосин). Мазут же требует специальной подготовки для удаления шлакообразующих примесей. 4. Единичная мощность газотурбинной установки ограничена. На конец XX века она составляет 120 150 МВт. Это обусловлено большими габаритными размерами установки из-за невысокого начального давления газа перед турбиной - до 25 кгс/см2 и его гораздо меньшей работоспособности по сравнению с водяным паром. 5. Очень большая шумность при работе, значительно превышающая ту, что имеет место при эксплуатации паротурбинных установок. Из истории создания газотурбинных установокИдея использования энергии горячих дымовых газов для совершения механической работы известна человечеству очень давно. По имеющимся данным она была высказана и реализована еще Героном Александрийским, которым был построен прибор, где для целей вращения использовалась энергия восходящего горячего газового потока. Позднее, в ХV веке, Леонардо да Винчи была высказана идея "дымового вертела" для обжарки туш животных. Принцип действия "дымового вертела" совершенно подобен принципу .действия ветряной мельницы. "Дымовой вертел" размещался в дымоходе, и вращение его создавалось дымовыми газами, проходившими через колесо с насаженными на него лопастями (рис.20). Подобное устройство было осуществлено в средние века. Первый патент на проект газотурбинной установки был выдан в 1791 году в Англии Джону Барберу. В патенте Барбера, хотя и в примитивной форме, были представлены все основные элементы современных газотурбинных установок: имелись воздушный и газовый компрессоры, камера горения и активное турбинное колесо. Для работы предполагалось использовать продукты перегонки угля, дерева или нефти. Для понижения температуры рабочих газов предполагалось впрыскивание воды в камеру горения. В XIX веке продолжались попытки многочисленных ученых и изобретателей различных стран создать газотурбинную установку, пригодную для практического использования. Однако эти попытки были обречены на неудачу вследствие низкого уровня науки и техники. Металлы, которые могли бы длительное время противостоять температурам порядка 500 С и выше еще не были получены. Свойства, газов и паров были изучены недостаточно. Состояние газодинамики не могло обеспечить создания хороших проточных частей турбины и .компрессора. В России также предпринимались попытки создать газотурбинную установку, в частности, инженер-механиком русского военно-морского флота П.Д.Кузьминским. Он разработал, а затем и осуществил небольшую газопаровую турбинную установку, состоявшую из камеры сгорания, в которую кроме воздуха и топлива, подавался водяной пар, получавшийся в змеевике, окружавшем камеру. Газопаровая смесь затем поступала в многоступенчатую турбину радиального типа (рис.21).
Горение топлива (керосина) происходило при постоянном давлении порядка 10 кгс/см2. При испытаниях, несмотря на принятые меры, камера горения быстро прогорала и выходила из строя. Создать длительно действующую установку не удалось. В период 1900 - 1904 гг. в Германии инженером Штольце была построена и испытана газотурбинная установка, в которой понижение температуры рабочих газов перед поступлением их в турбину осуществлялось за счет большого избытка воздуха, подававшегося компрессором в камеру горения. Испытания установки не дали положительных результатов. Вся мощность, развивавшаяся газовой турбиной, расходовалась только на привод компрессора. Полезная мощность установки была равна нулю. В 1905 - 1906 гг. французскими инженерами Арманго и Лемалем были построены две газотурбинные установки, работавшие на керосине. Снижение температуры газов перед турбинами примерно до 560 °С достигалось впрыскиванием воды. Мощность газовой турбины первой установки равнялась 25 л.с., второй - 400 л.с. От второй установки впервые была получена полезная мощность. КПД установки был чрезвычайно низок и не превышал 3 4 %, хотя КПД собственно турбины достигал уже 70 75 %. Над созданием газотурбинных установок работал также немецкий ученый доктор Хольцварт, который провел обширные экспериментальные работы, основанные на глубоких теоретических исследованиях. Начиная с 1908 г. по проектам Хольцварта было построено несколько газотурбинных установок. Наибольший КПД, который был получен в опытах с турбинами Хольцварта за период до 1927 г. составил 14 %. В общем же можно сказать, что те немногие, фактически работавшие газотурбинные установки, которые были построены за рассмотренный период времени, либо обладали низким КПД, либо были конструктивно очень сложны и мало надежны в эксплуатации, что, естественно, являлось препятствием для их практического использования. Реальное применение газовых турбин началось в 50-х годах XX века. Первые практически эксплуатировавшиеся газовые турбины выполнялись утилизационными. Они работали на газах, отходивших от двигателей внутреннего сгорания, и приводили в действие воздуходувку, осуществлявшую наддув того же двигателя (увеличение воздушной зарядки цилиндров). Подобная система впервые была применена в авиации и позволила уменьшить падение мощности мотора с увеличением высоты полета. Первая газотурбинная электростанция с турбоагрегатом мощностью 5000 кВт была введена в эксплуатацию в 1939 г. в Швейцарии. Установка была выполнена по простейшей схеме и работала при температуре газа перед турбиной порядка 560 °С. Позднее, в 50-х годах, в Швейцарии же была построена и эксплуатировалась газотурбинная электростанция в местечке Бецнау с турбоагрегатами мощностью в 12 и 25 МВт при начальной температуре газа 650 °С. Тепловая схема установок была усложнена, что обеспечило более высокий КПД. С 50-х годов XX века начинается быстрое развитие газотурбостроения во всех странах, имевших развитую турбостроительную промышленность. В стационарном применении газотурбинных установок наметились два основные направления: использование на магистральных газопроводах и для выработки электроэнергии на электростанциях. На газопроводах газотурбинные агрегаты применяются для привода компрессоров, перекачивающих газ. На отечественных заводах (НЗЛ, УТЗ, ЛМЗ) был освоен выпуск подобных турбонагнетателей первоначально мощностью 4 МВт, затем 5, 6, 10, 16, 25 МВт и более мощных. Суммарная мощность газотурбинных установок, выпущенных для этих целей только заводами Советского Союза и России, превышает многие миллионы кВт. Газотурбинные установки на электростанциях, как основной тип двигателя для привода электрогенераторов, используются главным образом в тех районах, где имеется природный газ, а так же, учитывая их возможности к быстрому пуску, для покрытия пиковых нагрузок, возникающих в энергосистемах в относительно кратковременные периоды наибольшего потребления энергии. На ЛМЗ, в частности, освоен выпуск турбоагрегатов мощностью 100 МВт. Предпринимались попытки применения газотурбинных агрегатов в новых технологических процессах - с использованием в качестве топлива для ГТУ продуктов подземной газификации угля. С этой целью на ЛМЗ были изготовлены два турбоагрегата мощностью по 12 МВт, смонтированы на Шацкой электростанции (Рязанская область) и запущены в эксплуатацию. Однако работы, проводившиеся в течение ряда лет, показали, что путь использования в газотурбинных агрегатах низкокалорийных продуктов подземной газификации в энергетике неперспективен с экономической точки зрения. Паротурбинные установки с обычной схемой использования топлива экономичнее и надежнее. Поэтому в 1961 г. работы по освоению сжигания продуктов перегонки твердого топлива в газотурбинных агрегатах были прекращены, а Шацкая электростанция остановлена. Еще одно из направлений по применению газотурбинных установок для выработки электроэнергии - использование авиационных газотурбинных агрегатов. Эти агрегаты имеют высокое техническое совершенство, компактны, надежны, не требуют охлаждающей воды, быстро запускаются в работу (1-3 мин) и при минимальных работах по реконструкции могут быть использованы для привода электрогенераторов как для передвижных автоматизированных энергоустановок небольшой мощности (1000 - 3000 кВт), так и для более мощных, в том числе пиковых. Транспортабельные установки монтируются на трейлерах и могут быть доставлены практически в любой район для обслуживания строительных объектов и снятия пиковых нагрузок. Стандартные обозначения газотурбинных установок, принятые в отечественной практике (как пример): ГТ-35-770-2, ГТ-50-800, ГТ-100-750-1, ГТ-45-950. Здесь первые цифры - мощность в МВт, вторые - температура газа перед турбиной, С и третья - номер модели. В газотурбостроении промышленно развитых стран, так же, как и в паротурбостроении, практически существует единый мировой уровень по тенденциям развития, мощностям турбоагрегатов и их параметрам. studfiles.net Общее устройство газотурбинной установкиГазотурбинной установкой называют тепловой двигатель, состоящий из трех основных элементов: воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины (рис.24). Принцип действия ГТУ сводится к следующему.
Из атмосферы воздух забирают компрессором К, после чего при повышенном давлении его подают в камеру сгорания КС, куда одновременно подводят жидкое топливо топливным насосом ТН или газообразное топливе от газового компрессора. В камере сгорания воздух разделяется на два потока: один поток в количестве, необходимом для сгорания топлива, поступает внутрь жаровой трубы ЖТ;второй ─ обтекает жаровую трубу снаружи и подмешивается к продуктам сгорания для понижения их температуры. Процесс сгорания в камере происходит при постоянном давлении. Получающийся после смешения газ поступает в газовую турбину Т, в которой, расширяясь, совершает работу, а затем выбрасывается в атмосферу, Развиваемая газовой турбиной мощность частично расходуется на привод компрессора, а оставшаяся часть является полезной мощностью газотурбинной установки. В отличие от паротурбинной установки полезная мощность ГТУ составляет только 30−50 % мощности турбины. Долю полезной мощности можно увеличить, повысив температуру газа перед турбиной или снизив температуру воздуха, засасываемого компрессором. В первом случае возрастает работа расширения газа в турбине, во втором - уменьшается работа, затрачиваемая на сжатие воздуха в компрессоре. Оба способа приводят к увеличению доли полезной мощности. Эффективность ГТУ в сравнении с другими тепловыми двигателями обнаруживается только при высокой температуре газа. Поэтому простой по принципу действия газотурбинный двигатель стали применять в промышленности позднее других тепловых двигателей, после того как был достигнут прогресс в технологии получения жаропрочных материалов. В последние годы газотурбинные установки получает все более широкое применение в различных отраслях промышленности. На компрессорных станциях магистральных газопроводов ГТУ используются в качестве двигателей для привода газоперекачивающего компрессора. Топливом служит природный газ, отбираемый из магистральной линии. В стационарной энергетике на тепловых электрических станциях применяются газотурбинные установки различного типа и назначения. ГТУ пикового назначения работают в периоды максимума потребления электрической энергии. Резервные ГТУ обеспечивают собственные нужды ТЭС в период, когда основное оборудование не эксплуатируется. Особенности газовых турбин По принципу действия газовая турбина аналогична паровой турбине, однако имеет следующие существенные особенности. ▪ Газовые турбины могут быть выполнены и, как правило, выполняются для работы при более высокой температуре рабочей среды (газа) по сравнению с максимальной температурой пара в паровой турбине. Такая особенность обусловлена двумя обстоятельствами. Во-первых, наиболее горячие элементы ГТУ такие как лопатки и детали камеры сгорания сравнительно легко могут быть выполнены охлаждаемыми. Во-вторых, для горячих деталей ГТУ могут быть применены и применяются жаропрочные материалы. Охлаждение производится сжатым воздухом, который подаётся от компрессора по специальным каналам в роторе к лопаткам. ▪ Газовые турбины малоступенчаты. Мощные энергетические газовые турбины обычно имеют не более пяти ступеней, в то время как паровые турбины многоступенчаты: число ступеней в конденсационных и теплофикационных турбинах обычно более 20. Это объясняется тем, что оптимальный теплоперепад ступени газовой турбины существенно выше среднего теплоперепада ступени паровой турбины. Однако несмотря на более высокую температуру газа по сравнению с температурой пара, общий теплоперепад газовой турбины в 2-3 раза меньше общего теплоперепада конденсационной паровой турбины. Итак, малоступенчатость газовых турбин обусловлена, во-первых, меньшим общим их теплоперепадом, во-вторых, большими значениями оптимального теплоперепада ступени газовой турбины. ▪ Экономичность ГТУ существенно зависит от КПД турбины изменение ηт на 1% ведёт к изменению в ту же сторону КПД ГТУ на 2-3 % , а не на 1 %, как это происходит в паротурбинной установке, т.е. повышение экономичности газовой турбины даёт относительно больший эффект, чем повышение КПД паровых турбин. Поэтому при проектировании газовой турбины применяются совершенные методы газодинамического расчета, позволяющие выбрать оптимальные формы и минимизировать аэродинамические потери в элементах её проточной части.
Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: zdamsam.ru История создания газотурбинных установок | ЭнергетикаИдея использования энергии горячих дымовых газов для совершения механической работы известна человечеству очень давно. По имеющимся данным она была высказана и реализована еще Героном Александрийским, которым был построен прибор, где для целей вращения использо-валась энергия восходящего горячего газового потока.Позднее, в ХV веке, Леонардо да Винчи была высказана идея “дымового вертела” для обжарки туш животных. Принцип действия “дымового вертела” совершенно подобен принципу .действия ветряной мельницы. “Дымовой вертел” размещался в дымоходе, и вращение его создавалось дымовыми газами, проходившими через колесо с насаженными на него лопастями .Подобное устройство было осуществлено в средние века. Первый патент на проект газотурбинной установки был выдан в 1791 году в Англии Джону Барберу. В патенте Барбера, хотя и в примитивной форме, были представлены все основные элементы современных газотурбинных установок: имелись воздушный и газовый компрессоры, камера горения и активное турбинное колесо. Для работы предполагалось использовать продукты перегонки угля, дерева или нефти. Для понижения температуры рабочих газов предполагалось впрыскивание воды в камеру горения.В XIX веке продолжались попытки многочисленных ученых и изобретателей различных стран создать газотурбинную установку, пригодную для практического использования. Однако эти попытки были обречены на неудачу вследствие низкого уровня науки и техники. Металлы, которые могли бы длительное время противостоять температурам порядка 500 гр С и выше еще не были получены. Свойства, газов и паров были изучены недостаточно. Состояние газодинамики не могло обеспечить создания хороших проточных частей турбины и .компрессора.В России также предпринимались попытки создать газотурбинную установку, в частности, инженер-механиком русского военно-морского флота П.Д.Кузьминским. Он разработал, а затем и осуществил небольшую газопаровую турбинную установку, состоявшую из камеры сгорания, в которую кроме воздуха и топлива, подавался водяной пар, получавшийся в змеевике, окружавшем камеру. Газопаровая смесь затем поступала в многоступенчатую турбину радиального типа. Горение топлива (керосина) происходило при постоянном давлении порядка 10 кгс/см2. При испытаниях, несмотря на принятые меры, камера горения быстро прогорала и выходила из строя. Создать длительно действующую установку не удалось.В период 1900 – 1904 гг. в Германии инженером Штольце была построена и испытана газотур-бинная установка, в которой понижение температуры рабочих газов перед поступлением их в тур-бину осуществлялось за счет большого избытка воздуха, подававшегося компрессором в камеру горения. Испытания установки не дали положительных результатов. Вся мощность, развивавшая-ся газовой турбиной, расходовалась только на привод компрессора. Полезная мощность установки была равна нулю.В 1905 – 1906 гг. французскими инженерами Арманго и Лемалем были построены две газо-турбинные установки, работавшие на керосине.Снижение температуры газов перед турбинами примерно до 560 °С достигалось впрыскивани-ем воды. Мощность газовой турбины первой установки равнялась 25 л.с., второй – 400 л.с. От вто-рой установки впервые была получена полезная мощность. КПД установки был чрезвычайно ни-зок и не превышал 3 – 4 %, хотя КПД собственно турбины достигал уже 70 – 75 %.Над созданием газотурбинных установок работал также немецкий ученый доктор Хольцварт, который провел обширные экспериментальные работы, основанные на глубоких теоретических исследованиях. Начиная с 1908 г. по проектам Хольцварта было построено несколько газотурбин-ных установок. Наибольший КПД, который был получен в опытах с турбинами Хольцварта за пе-риод до 1927 г. составил 14 %.В общем же можно сказать, что те немногие, фактически работавшие газотурбинные установ-ки, которые были построены за рассмотренный период времени, либо обладали низким КПД, либо были конструктивно очень сложны и мало надежны в эксплуатации, что, естественно, являлось препятствием для их практического использования.Реальное применение газовых турбин началось в 50-х годах XX века.Первые практически эксплуатировавшиеся газовые турбины выполнялись утилизационными. Они работали на газах, отходивших от двигателей внутреннего сгорания, и приводили в действие воздуходувку, осуществлявшую наддув того же двигателя (увеличение воздушной зарядки цилин-дров). Подобная система впервые была применена в авиации и позволила уменьшить падение мощности мотора с увеличением высоты полета.Первая газотурбинная электростанция с турбоагрегатом мощностью 5000 кВт была введена в эксплуатацию в 1939 г. в Швейцарии. Установка была выполнена по простейшей схеме и работала при температуре газа перед турбиной порядка 560 °С.Позднее, в 50-х годах, в Швейцарии же была построена и эксплуатировалась газотурбинная электростанция в местечке Бецнау с турбоагрегатами мощностью в 12 и 25 МВт при начальной температуре газа 650 °С.Тепловая схема установок была усложнена, что обеспечило более высокий КПД.С 50-х годов XX века начинается быстрое развитие газотурбостроения во всех странах, имев-ших развитую турбостроительную промышленность.В стационарном применении газотурбинных установок наметились два основные направле-ния:использование на магистральных газопроводах идля выработки электроэнергии на электростанциях.На газопроводах газотурбинные агрегаты применяются для привода компрессоров, перекачи-вающих газ.На отечественных заводах (НЗЛ, УТЗ, ЛМЗ) был освоен выпуск подобных турбонагнетателей первоначально мощностью 4 МВт, затем 5, 6, 10, 16, 25 МВт и более мощных.Суммарная мощность газотурбинных установок, выпущенных для этих целей только заводами Советского Союза и России, превышает многие миллионы кВт.Газотурбинные установки на электростанциях, как основной тип двигателя для привода элек-трогенераторов, используются главным образом в тех районах, где имеется природный газ, а так же, учитывая их возможности к быстрому пуску, для покрытия пиковых нагрузок, возникающих в энергосистемах в относительно кратковременные периоды наибольшего потребления энергии. На ЛМЗ, в частности, освоен выпуск турбоагрегатов мощностью 100 МВт.Предпринимались попытки применения газотурбинных агрегатов в новых технологических процессах – с использованием в качестве топлива для ГТУ продуктов подземной газификации уг-ля. С этой целью на ЛМЗ были изготовлены два турбоагрегата мощностью по 12 МВт, смонтиро-ваны на Шацкой электростанции (Рязанская область) и запущены в эксплуатацию.Однако работы, проводившиеся в течение ряда лет, показали, что путь использования в газо-турбинных агрегатах низкокалорийных продуктов подземной газификации в энергетике непер-спективен с экономической точки зрения. Паротурбинные установки с обычной схемой использо-вания топлива экономичнее и надежнее. Поэтому в 1961 г. работы по освоению сжигания продук-тов перегонки твердого топлива в газотурбинных агрегатах были прекращены, а Шацкая электро-станция остановлена.Еще одно из направлений по применению газотурбинных установок для выработки электро-энергии – использование авиационных газотурбинных агрегатов. Эти агрегаты имеют высокое техническое совершенство, компактны, надежны, не требуют охлаждающей воды, быстро запус-каются в работу (1-3 мин) и при минимальных работах по реконструкции могут быть использова-ны для привода электрогенераторов как для передвижных автоматизированных энергоустановок небольшой мощности (1000 – 3000 кВт), так и для более мощных, в том числе пиковых. Транспор-табельные установки монтируются на трейлерах и могут быть доставлены практически в любой район для обслуживания строительных объектов и снятия пиковых нагрузок.Стандартные обозначения газотурбинных установок, принятые в отечественной практике (как пример): ГТ-35-770-2, ГТ-50-800, ГТ-100-750-1, ГТ-45-950. Здесь первые цифры – мощность в МВт, вторые – температура газа перед турбиной, гр.С и третья – номер модели.В газотурбостроении промышленно развитых стран, так же, как и в паротурбостроении, прак-тически существует единый мировой уровень по тенденциям развития, мощностям турбоагрегатов и их параметрам. foraenergy.ru Способ регулирования мощности газотурбинной установкиИзобретение относится к теплоэнергетике. Способ регулирования мощности газотурбинной установки (ГТУ), заключающийся в том, что в ГТУ с отбором воздуха для привода свободной турбины использован котел-утилизатор, обогреваемый выхлопными газами газогенератора. Котел-утилизатор увеличивает суммарный расход рабочего тела, не изменяя диапазона мощностей ГТУ, и таким образом диапазон частот вращения лопаточного компрессора сужается до 0,8...1,0. Изобретение позволяет приблизить КПД на дроссельных режимах к КПД на номинальных режимах работы ГТУ. 6 з.п. ф-лы, 6 ил.
Изобретение относится к теплоэнергетике. Известны газотурбинные двигатели (Теория, расчет и проектирование авиационных двигателей и энергетических установок. Под ред. В.А. Сосунова, В.М. Чепкина. М.: Изд-во МАИ, 2003 г., с.18, рис.1.1), в том числе турбовальные (там же, с.387, рис.11.3), а также газотурбинные установки (там же, с.658, рис.22.2). Указанные двигатели и газотурбинные установки (ГТУ) используют термодинамический цикл Брайтона, коэффициент полезного действия которого определяется степенью повышения давления (далее степенью сжатия) рабочего тела (там же, с.30, рис.1.12). При изменении режима работы ГТД (регулировании мощности) степень сжатия рабочего тела изменяется - уменьшается со снижением частоты вращения ротора двигателя (там же, с.247, рис.8.10). В связи с этим для ГТД и ГТУ характерны значительные изменения коэффициента полезного действия (КПД) в зависимости от режима работы двигателя (так, например, если на номинальных режимах КПД составляют более 30%, то на дроссельных режимах, близких к "малому газу" менее 10%). Данное обстоятельство является серьезным недостатком для двигателей и энергетических установок, работающих в широком диапазоне мощностей. Известны газотурбинные двигатели с отбором воздуха за компрессором (Патент GB 1201526, МПК F02К 3/02, 1970), в которых сжатый воздух используется для привода свободной турбины. Известны парогазовые установки, в которых для форсирования мощности и повышения КПД пар вводится в газовую турбину (Авторское свидетельство №168962, СССР, 1962). Известна энергетическая установка (Патент RU №2287708, МПК F01К 21/04, 2006), в которой для привода свободной турбины используется воздух, отбираемый от компрессора газогенератора и пар, генерируемый в котле-утилизаторе. Энергетическая установка является однорежимной. Известен способ регулирования мощности ГТУ, заключающийся в одновременном изменении частоты вращения ротора и расхода топлива через основную камеру сгорания (Теория и расчет воздушно-реактивных двигателей. Под ред. С.М. Шляхтенко, М.: Машиностроение, 1987, с.363...364). Указанный способ является наиболее близким аналогом заявленному способу. Задачей изобретения является повышение КПД газотурбинных установок на дроссельных (пониженных) режимах работы. Причиной понижения КПД газотурбинных установок на дроссельных режимах является наличие жесткой связи, устанавливаемой характеристикой осевого компрессора, между расходом рабочего тела и степенью его сжатия: чем сильней изменяется расход рабочего тела - тем сильней изменяется степень его сжатия (Теория, расчет и проектирование авиационных двигателей и энергетических установок. Под ред. В.А. Сосунова, В.М. Чепкина. М.: Изд-во МАИ, 2003 г., с.247, рис.8.10). Наличие указанной связи приводит к тому, что при регулировании мощности (уменьшении расхода воздуха) существенно снижается степень сжатия рабочего тела и, соответственно, снижается КПД установки. Сущность изобретения состоит в том, что в ГТУ часть рабочего тела (воздух) заменяется водяным паром, что уменьшает потребный расход воздуха (на величину расхода пара) и, тем самым, уменьшает его влияние на степень повышения давления рабочего тела и, соответственно, КПД установки. Для этого в газодинамическую схему ГТУ с отбором воздуха для привода свободной турбины (Патент GB 1201526, МПК F02К 3/02, 1970), параллельно основному (лопаточному) компрессору вводится дополнительный компрессор (котел-утилизатор), обогреваемый выходящими из турбины привода компрессора газами, степень сжатия водяного пара в котором соответствует степени сжатия газа в основном компрессоре. В результате потребный расход воздуха через свободную турбину уменьшается. Для обеспечения возможности эффективного регулирования мощности ГТУ на режиме ее максимальной мощности степень повышения давления более 15, а температура газа перед турбиной более 1400 К. Эффективность способа (увеличение КПД установки) может быть повышена, если рабочее тело на входе в свободную турбину нагревать газами, выходящими из турбины привода компрессора (регенерация теплоты отходящих газов). Эффективность способа (расширение диапазона мощностей) может быть повышена, если расход пара регулировать. Эффективность способа (уменьшение потерь воды и тепловой энергии с выхлопными газами) может быть повышена, если паровоздушную смесь, выходящую из свободной турбины, смешать с питательной водой. Эффективность способа (увеличение КПД установки) может быть повышена, если в котле-утилизаторе сделать секцию низкого давления - экономайзер. Эффективность способа (увеличение КПД установки) может быть повышена, если площади проходных сечений сопловых аппаратов турбин регулировать. На фиг.1...6 показаны газодинамические схемы и характеристики, иллюстрирующие возможности реализации способа: на фиг.1 изображена схема ПГУ; на фиг.2 изображена схема ПГУ; на фиг.3 изображена зависимость КПД от режима работы ПГУ; на фиг.4 изображена зависимость температуры газа перед турбиной привода компрессора от режима работы ПГУ; на фиг.5 изображена характеристика компрессора с рабочей линией в системе ПГУ; на фиг.6 изображена зависимость КПД турбин и компрессора от режима работы ПГУ. Реализация способа демонстрируется на примере ПГУ, изображенной на фиг.1. ПГУ состоит из газогенератора, в состав которого входят: лопаточный компрессор 1, камера сгорания 2, турбина привода компрессора 3, котла-утилизатора 4, заполненного водой и обогреваемого газами, выходящими из турбины привода компрессора 1, камеры смешения 5, во внутрь которой подается воздух, отбираемый от компрессора 1, и пар, выходящий из котла-утилизатора 4, свободной турбины 6, расположенной за камерой смешения 5, электрогенератора 7. Способ реализуется следующим образом. На расчетном (максимальном) режиме воздух, отбираемый за компрессором 1 газогенератора, подается в камеру смешения 5. Туда же подается пар, образуемый в котле-утилизаторе 4. Из камеры смешения смесь воздуха с паром подается в свободную турбину, которая совершает механическую работу. При уменьшении подачи топлива в камеру сгорания 2 расходы воздуха и пара, поступающие в камеру смешения 5, уменьшаются. Уменьшение указанных расходов связано с уменьшением мощностей турбины 3 и котла-утилизатора 4 как следствие уменьшения температуры газа перед турбиной. Снижение расхода воздуха, как и в известном способе, сопровождается снижением частоты вращения ротора и, соответственно, снижением степени сжатия рабочего тела (воздуха и пара). Однако указанное снижение частоты вращения (степени сжатия рабочего тела) оказывается меньшим, чем в известном способе, поскольку меньше величина изменения расхода воздуха (на величину расхода пара). Соответственно, более высокие степени сжатия рабочего тела позволяют иметь более высокие КПД. Для обеспечения в предлагаемом способе потребных КПД (более 30%) на режиме максимальной мощности ПГУ степень повышения давления в осевом компрессоре должна быть не менее 15, а температура газа перед турбиной не менее 1400 К. Эффективность способа может быть повышена: 1. Если паровоздушную смесь перед тем, как подать в свободную турбину, нагреть горячими газами, выходящими из турбины привода компрессора в газовоздушном теплообменнике 8 (фиг.2). 2. Если в котле-утилизаторе сделать секцию низкого давления - экономайзер 9 (фиг.2), куда будет поступать холодная вода перед тем, как попасть в котел-утилизатор. Принцип работы экономайзера 9 основан на разнице температур кипения в экономайзере ˜100°С (давление соответствует атмосферному) и котле-утилизаторе ˜200°С (давление соответствует давлению воздуха за компрессором). В результате указанной разницы температура выхлопного газа понижается ˜ на 100 град, что увеличивает выход пара из котла-утилизатора. 3. Если расход пара, поступающего в камеру смешения, регулировать противопомпажной заслонкой 10 (фиг.2). В этом случае эксплуатационный диапазон изменения мощности ПГУ может быть расширен за счет понижения частоты вращения ротора до значений меньших, чем 80% от максимальной частоты вращения. 4. Если паровоздушную смесь, выходящую из свободной турбины, смешивать с питательной водой в конденсаторе контактного типа 11 (фиг.2) с последующим охлаждением конденсата в газожидкостном теплообменнике 12. В этом случае пар, находящийся в паровоздушной смеси, может быть использован повторно тепловом цикле ПГУ. 5. Если регулировать площади проходных сечений сопловых аппаратов турбин. В этом случае эффект от использования пара может быть усилен эффектом от перераспределения воздуха между турбинами (контурами) ПГУ, что позволит еще больше сузить диапазон изменения степени сжатия рабочего тела и, соответственно, еще больше приблизить КПД на дроссельных режимах к КПД на номинальных режимах. 6. Если часть пара (до 20%), образующегося в котле-утилизаторе, подавать на вход в турбину привода компрессора. В этом случае мощность турбины привода компрессора может быть повышена без увеличения температуры газа перед турбиной, что позволит перераспределить расход воздуха в пользу свободной турбины, повысив ее мощность, а следовательно, КПД ПГУ. На фиг.3...6 показаны зависимости, характеризующие на примере ПГУ (фиг.2) эффективность заявленного способа. Режим работы ПГУ задан величиной относительной мощности Как видно из фиг.3, коэффициент полезного действия ПГУ в эксплуатационном диапазоне мощностей имеет достаточно пологую для ГТУ характеристику, а именно: при умеренных параметрах рабочего процесса (фиг.4, фиг.5) КПД ПГУ составляет 0,34...0,42. На режимах прогрева (без подачи пара) КПД ПГУ понижается до 0,25...0,2 (фиг.3). Изменение КПД лопаточных машин (компрессора, турбины компрессора, свободной турбины) показаны на фиг.6. Предлагаемый способ позволяет решать актуальные народнохозяйственные задачи: 1. В железнодорожном транспорте. ПГУ (фиг.2) мощностью 1...1,5 МВт может быть использована в качестве силовой установки в подвижных железнодорожных составах, где требуется широкая номенклатура рабочих режимов. Кроме этого, теплоту, отводимую в теплообменнике 12, можно использовать для обогрева и снабжения горячей водой вагонов поезда. 2. В водном (морском) транспорте. ПГУ (фиг.2) мощностью 1...10 МВт может быть использована в качестве судовой энергетической установки. В этом случае отбор теплоты в теплообменнике 12 может быть осуществлен за счет использования хладоресурса речной (морской) воды. 3. В жилищно-коммунальном хозяйстве страны. ПГУ (фиг.2) мощностью 1...2 МВт является автономным источником энергообеспечения (электричество, горячая вода, горячий воздух) жилого комплекса (многоэтажного здания), рассчитанного на 3000...5000 жильцов. Использование автономных источников энергообеспечения (фиг.2) позволяет осуществлять значительную экономию средств, связанную с транспортировкой энергии. Дело в том, что транспортировка энергии (тепловой, электрической) требует строительства коммуникаций (тепловых и электрических сетей) и сопровождается значительными потерями энергии, в то время как при транспортировке топлива указанные недостатки отсутствуют. 1. Способ регулирования мощности газотурбинной установки, заключающийся в одновременном изменении частоты вращения ротора и расхода топлива в камеру сгорания установки, при условии, что воздух, сжатый в компрессоре, одновременно поступает в камеру сгорания установки, расположенную перед турбиной привода компрессора, и камеру смешения, расположенную перед свободной турбиной, газ, выходящий из турбины привода компрессора, нагревает воду, находящуюся в котле-утилизаторе, до температуры кипения при давлении соответствующем давлению воздуха за компрессором, отличающийся тем, что пар, образующийся в котле-утилизаторе, поступает в указанную выше камеру смешения, степень повышения давления воздуха в компрессоре на режиме максимальной мощности более 15, а температура газа перед турбиной привода компрессора на режиме максимальной мощности более 1400 К. 2. Способ регулирования мощности газотурбинной установки по п.1, отличающийся тем, что смесь воздуха и пара, поступающая из камеры смешения в свободную турбину, нагревается газами, выходящими из турбины привода компрессора. 3. Способ регулирования мощности газотурбинной установки по п.1, отличающийся тем, что расход пара, поступающего в камеру смешения, регулируется. 4. Способ регулирования мощности газотурбинной установки по п.1, отличающийся тем, что на выходе из свободной турбины паро-воздушная смесь смешивается с водой. 5. Способ регулирования мощности газотурбинной установки по п.1, отличающийся тем, что котел-утилизатор имеет секцию низкого давления - экономайзер. 6. Способ регулирования мощности газотурбинной установки по п.1, отличающийся тем, что площади проходных сечений сопловых аппаратов турбин регулируются. 7. Способ регулирования мощности газотурбинной установки по п.1, отличающийся тем, что часть пара, образующегося в котле-утилизаторе, подается на вход в турбину привода компрессора. www.findpatent.ru Основные достоинства и недостатки газотурбинных установокК достоинствам газотурбинных установок можно отнести:1. Газотурбинная установка проще по устройству, чем паросиловая из-за отсутствия котельной установки, сложной системы паропроводов, конденсатора, а также большого числа вспомога-тельных механизмов, применяющихся в паровых установках.Металлозатраты и вес газотурбинной установки на единицу мощности вследствие указанных причин будут значительно меньше, чем паротурбинной.2. Установка требует минимального расхода воды – практически только на охлаждение масла, идущего к подшипникам.З. Для газотурбинных установок характерен быстрый ввод турбоагрегата в работу. Пуск мощ-ных установок из холодного состояния до принятия нагрузки занимает порядка 15 – 18 минут, в то время как подготовка к пуску паросиловой установки занимает несколько часов, увеличива-ясь с повышением начальных параметров пара.Недостатки газотурбинных установок:1. Для того, чтобы установка давала полезную мощность, начальная температура газа перед турбиной должна быть больше 550 °С, т.е., весьма высокой. Это вызывает определенные труд-ности при практическом выполнении газовых турбин, требуя как специальных весьма жаро-стойких материалов, так и специальных систем охлаждения наиболее высокотемпературных частей.2. На привод компрессора расходуется до 50 – 70 % мощности, развиваемой турбиной. Поэтому полезная мощность газотурбинной установки гораздо меньше фактической мощности газовой турбины.3. В газотурбинных установках исключено применение твердого топлива по обычной схеме. Наилучшие виды топлива для ГТУ – природный газ и качественное жидкое (керосин). Мазут же требует специальной подготовки для удаления шлакообразующих примесей.4. Единичная мощность газотурбинной установки ограничена. На конец XX века она составляет 120 – 150 МВт. Это обусловлено большими габаритными размерами установки из-за невысоко-го начального давления газа перед турбиной – до 25 кгс/см2 и его гораздо меньшей работоспо-собности по сравнению с водяным паром.5. Очень большая шумность при работе, значительно превышающая ту, что имеет место при эксплуатации паротурбинных установок. Навигация по записямЧто-то про adminРаботаю в сфере энергетики с 1998 года.... foraenergy.ru |
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
, 
- текущая электрическая мощность и мощность базового режима (при+15°С) 
, 
— значения КПД в текущем режиме и базовом режиме соответственно 
Еще меньше влияет изменение влагосодержания рабочего тела. Значительно большими бывают колебания температуры наружного воздуха. В условиях Узбекистана эти колебания могут быть от –35 до +55 °С. Изменение температуры воздуха меняет его плотность и соответственно массовый расход воздуха, забираемого из атмосферы компрессором, что приводит к изменению мощности ГТУ и всех ее характеристик. 
Из-за влияния параметров наружного воздуха и, прежде всего, его температуры, расход и температура выходных газов значительно изменяются, что не позволяет стабилизировать параметры рабочего тела ГТУ-ТЭЦ и ПГУ. Для устранения этого недостатка приходится усложнять установку, зачастую за счет снижения ее экономичности. В частности, для стабилизации температуры рабочего тела и снижения концентрации оксидов азота применяется впрыск воды в зону активного горения (при этом вода одновременно охлаждает форсунку, продлевая ее жизненный цикл). Впрыск воды (пара) в камеру сгорания несколько повышает электрическую мощность ГТУ при соответствующем снижении экономичности. 
На допустимую погрешность измерения параметров ГТУ накладываются жесткие ограничения. Например, в РФ эти нормы определены в руководящем документе РД 34.11.321–96 «Нормы погрешности измерений технологических параметров тепловых электростанций и подстанций». Согласно этого документа, температура окружающего воздуха должна определяться с точностью не хуже ±1 0С, барометрическое давление — не хуже ±2 %, расход воздуха перед компрессором — не хуже ±2,5 %, температура и давление газов перед турбиной соответственно не хуже ±10 °С и ±1,6 %, и т. д. 
где Nemax - максимальная мощность ПГУ. Расчетный режим обозначен точкой PP. Разрыв характеристик вызван переходным процессом, происходящим в момент закрытия (открытия) противопомпажной заслонки 10 (фиг.2).
