Ядерные реакторы
РБМК 1000
Математика
Курсовые
Альтернативная энергетика
ВВЭР
Информатика
Черчение

Теплоэнергетика

Реактор БН
Сопромат
Электротехника
Ядерная физика
Ядерное оружие
Графика
Карта

Эксплуатация топливоподачи и сушильно-мельничных установок Так как со временем слеживаемость топлива увеличивается, необходимо периодически (через 7…10 сут.) выбирать топливо из бункеров до минимального уровня, а перед выводом котла или системы пылеприготовления из работы на длительный срок - удалять его полностью и очищать стенки. Аналогично эксплуатируют пылевые бункера.

Результаты расчетно-теоретического анализа схем конверсионных ГТУ, использующих газопаровые циклы

Приведенные далее результаты расчетно-теоретического сравнительного анализа различных схем конверсионных ГТУ, использующих газопаровые циклы, получены с помощью разработанной в НТЦ ЭПУ ОИВТ РАН программы расчетов энергокомплексов с ГТУ. При этом в данной программе такие параметры, как внутренний КПД компрессора ηк при сжатии сухого воздуха, внутренние КПД компрессорной ηкт и свободной ηст турбин, коэффициенты потерь тепла и давления в основных элементах двигателя и другие характеристики были такими же, как у достаточно отработанного конверсионного двигателя ТВ-3-117 установки ГТЭ-1,25 (как типичные для машин мощностью 1...6 МВт). Учитывались также поправки на потери энергии, сопровождающие впрыск воды в компрессор.

Следует подчеркнуть, что указанная программа не нацелена на получение конечных результатов с точностью, необходимой для создания конкретной коммерческой машины, но поскольку в ней учитываются все значимые эффекты, она дает достаточно надежные сравнительные характеристики сопоставляемых вариантов схем ГТУ. Результаты анализа, представленные на рис. 2.24–2.26., и в таблице, показывают реальную возможность повышения экономичности и удельной мощности конверсионных энергоустановок малой мощности путем модернизации их схем по предложенному циклу с «влажной» регенерацией. Результаты сравнительных расчетов различных схем ГТУ получены при одной и той же начальной температуре (перед ГТ) Т0 = 1100 К.

Характеристики перспективных схем ГТУ газопарового цикла

(машины мощностью 0,8…2,5 МВт, Т0=1100 К, πК = 8…12)

Показатель

Тип схемы

простая

ПГУ-STIG

впрыск с регенерацией*

ηЭ, %

25…26

32…33

35…40

NУД, кДж/кг

150

250

180…250

* Большие значения соответствуют теоретически максимально возможному (балансному по условию испарения) суммарному впрыску воды в тракт в количестве 12,5 % расхода воздуха.

Рис. 2.24. Газопаровая установка с «влажной» регенерацией

На рисунке обозначено: 1 − компрессор ГТУ; 2 − фильтр; 3 − насос; 4 − дожимной компрессор; 5 − теплообменник-регенератор; 6 − камера сгорания; 7 − турбина компрессора; 8 − силовая турбина; 9 − электрогенератор.

Как видно из рис. 2.24 и 2.26, умеренный впрыск воды в компрессор (около 2...2,5 % расхода воздуха) позволяет повысить КПД по сравнению с простой схемой ГТУ на 1...2 % (абсолютных), а удельную мощность – на 10...20 % (в зоне рабочей точки конверсионного двигателя ТВ-3-117 πК = 8; Т0 = 1100 К).

В этой же точке организация простого регенеративного цикла дает выигрыш в КПД приблизительно 3 % (абсолютных), но при этом удельная мощность сохраняется на уровне 150 кДж/кг.

Согласно выполненным расчетам, при подаче воды в количестве хв = 2,0...2,5 % расхода воздуха на вход в компрессор двигателя ТВ-3-117 (энергоустановка ГТЭ-1,25), имеющий степень сжатия πк = 8, около трети введенной влаги остается неиспарившейся. При впрыске же воды в количестве 1... 1,5 % доля испарившейся влаги достигает 80...85 %. Это определяет выбор хВ = 2,0 % для πК = 8 в качестве условного характерного параметра в расчетах. В случае простой схемы ГТУ неиспарившаяся вода переходит в пар в камере сгорания (что снижает экономичность энергоустановки), а в ГТУ с регенерацией тепла − в регенераторе.

Рис. 2.25. Зависимость КПД на клеммах генератора от степени сжатия

 компрессора (температура на входе в турбину 1 100 К, хв= 0,25 πк (в %).

На рисунке обозначено: 1 − простая схема; 2 − впрыск воды в компрессор без регенерации; 3 − схема STIG; 4 − простая схема с регенерацией; 5 − схема STIG с впрыском воды в компрессор; 6 − впрыск воды после компрессора; 7 − впрыск воды до и после компрессора с регенерацией; 8 − впрыск воды до и после компрессора с регенерацией (макс.); 9 − впрыск воды в компрессор с регенерацией.

Следует отметить, что по мере повышения степени сжатия в компрессоре ПТУ (и, следовательно, температуры сжимаемого воздуха в тракте компрессора) возможность испарения впрыскиваемой в компрессор воды и ее влияние на улучшение характеристик компрессора и ГТУ в целом возрастают. При этом, как показывают выполненные термодинамические оценки эффективности впрыска в компрессор, в первом приближении оптимальное количество впрыскиваемой воды можно выбрать с помощью соотношения хВ » 2,5·10–3 πК. Приведенные на рис. 2.24. и 2.25 данные относятся к таким хВ. Относительный впрыск воды после компрессора принимается в расчетах равным 5 %, максимально возможный по термодинамике впрыск хπк (кривая 8 на рис. 2.25) − 10 %.

Наиболее эффективен впрыск воды в регенеративных циклах. Сочетание «влажного» сжатия в компрессоре с регенерацией позволяет не только достичь КПД на уровне 32...35 %, но и повысить NУД до 180 кДж/кг, т.е. в 1,2 раза. Это связано как со снижением мощности компрессора и одновременным повышением мощности турбины, так и с заметным ростом степени регенерации тепла.

Рис. 2.26. Зависимость удельной мощности на клеммах генератора

(кДж/кг воздуха на входе в компрессор) от степени сжатия

(температура на входе в турбину 1100 К).

На рисунке обозначено: 1 − простая схема; 2 − впрыск воды в компрессор без регенерации; 3 − схема STIG; 4 − простая схема с регенерацией; 5 − схема STIG с впрыском воды в компрессор; 6 − впрыск воды после компрессора; 7 − впрыск воды до и после компрессора с регенерацией; 8 − впрыск воды до и после компрессора с регенерацией (макс.); 9 − впрыск воды в компрессор с регенерацией.

Важно подчеркнуть, что впрыск небольшого (1,5...2 %) количества воды в компрессор для машин с регенерацией тепла является наиболее дешевым и одновременно наиболее эффективным с точки зрения повышения КПД вариантом ввода воды в контур ГТУ, работающий по газопаровым циклам. В частности, при минимальных затратах и без каких-либо серьезных конструктивных изменений собственно ГТУ он позволит достигнуть таких же или даже более высоких значений КПД.

Повышение доли впрыскиваемой в регенеративный цикл воды путем дополнительного впрыска после компрессора (до 5... 10 % расхода воздуха) обеспечивает дальнейшее увеличение КПД и рост полезной удельной мощности (см. рис. 2.25. и 2.26). При этом определяющую роль играет расход впрыскиваемой воды в воздух за компрессором. Его увеличение приводит как к максимальной утилизации тепла отработанных газов, так и к резкому повышению удельной мощности газовой турбины и КПД установки на 10...15 % (абсолютных по отношению к исходному прототипу). Естественно, что создание и оптимизация регенератора, обеспечивающего эффективное испарение столь большого количества влаги, требуют осуществления необходимых опытно-конструкторских разработок.

Отличительной особенностью «влажных» регенеративных циклов по сравнению с простыми является сдвиг максимальных КПД и Nуд в сторону более высоких πк.

Что же касается тепловой эффективности, то ГТУ, работающая по циклу с впрыском воды до компрессора и с «влажной» регенерацией, имеет преимущества перед ПГУ с впрыском пара. В таком цикле при Т0 = 1100 К теоретически возможно получить КПД на уровне 35...40 % (против 32...33 % для схем с инжекцией пара) и Nуд около 200...250 кДж/кг, что близко к ПГУ с впрыском пара. Результаты расчетов этих же схем ГТУ при температуре в камере сгорания 1400 К дают качественно аналогичную картину.

Особый и несомненный интерес в повышении конкурентоспособности ГТУ представляют результаты анализа показателей схем с «влажной» регенерацией на частичных нагрузках и при повышенных температурах окружающей среды (т.е. при наиболее неблагоприятных режимах работы ГТУ). Этот анализ был проведен при типичных для турбин малой мощности (Nе = 0,8...2,5 МВт) значениях внутренних КПД компрессора ηк, турбины компрессора ηкт и свободной турбины ηСТ, взятых на основе характеристик ГТЭ-1,25 при номинальных значениях πК = 8 и Т0 = 1100 К. Для рабочего диапазона режимов (вплоть до 0,45 NНОМ) КПД, определенные на клеммах электрогенератора, находятся на уровне ηе ~ 30...35 %, а NУД = 150...200 кДж/кг в зависимости от расхода впрыскиваемой в «сжатый» воздух воды (рис. 2.27). Сохранение столь высоких показателей на частичных нагрузках обеспечивает экономичную работу энергоустановки во всем регулируемом диапазоне.

Рис. 2.27. КПД на клеммах для простого и регенеративного циклов

На рисунке обозначено: 1 – простой цикл; 2 – впрыск воды в компрессор (2,5 %); 3–6 – впрыск воды одновременно после компрессора
(3 – 4 % за компрессором; 4 – 6 % за компрессором; 5 – 8 % за компрессором; 6 – 10 % за компрессором) для параметров ГТЭ-1,25 (номинальный режим πк = 8,0; Т0 = 1100 К) в номинальном и частичных режимах в зависимости от отношения мощности N к номинальной мощности N0 для простого цикла Ñ = N/N0;

Результаты расчетов показали, что впрыск воды в компрессор (и после него) с последующей регенерацией тепла способствует высокой тепловой экономичности работы установки при повышении температуры окружающей среды вплоть до + 40 °С (рис. 2.28).

Таким образом, результаты расчетов схем с «влажной» регенерацией для характерных параметров конверсионных двигателей мощностью 1...6 МВт(э) показывают преимущество их в тепловой экономичности перед другими возможными схемами энергоустановок на базе конверсионных авиадвигателей. Тем не менее, выбор оптимального варианта требует специальных технико-экономических расчетов.

Рис. 2.28. Зависимость КПД ГТЭ-1,25 на клеммах генератора

от температуры наружного воздуха

На рисунке обозначено: 1 – простой цикл; 2 – впрыск воды в компрессор (2,5 %); 3 – впрыск воды в компрессор (2,5 %) плюс 10 % за компрессором.

Улучшение основных показателей (КПД и удельной мощности Nуд) ГТУ при осуществлении «влажных» регенеративных циклов наблюдается и для более совершенных конверсионных авиадвигателей большей мощности, для которых характерны более высокие степени сжатия в компрессоре πк и температуры газов перед газовой турбиной T0. Результаты соответствующих расчетов обобщены на рис. 2.29, где нанесены точки и примерные усредненные зависимости КПД и Nуд для ряда отечественных конверсионных машин в циклах: простом, с «влажной» регенерацией и ПГУ с впрыском пара как альтернативного варианта модернизации ГТУ.

а) б)

в)

Рис. 2.29. Усредненные показатели η, N (Т0, πk) конверсионных авиадвигателей при работе по различным схемам (схема с «влажной» регенерацией – одновременный впрыск воды в компрессор и после компрессора)

На рисунке обозначено: а) η =f(T0, πk) по шкале Т0; б) η =f(T0, πк) по шкале πk; в) Nуд = f(πk, T0) по шкале πk; (1 − ГТЭ-1,25; 2 − ГТУ-2,5; 3 − ГТУ-6П; 4 − ГТУ-16П; 5 − АЛ-31СТ; 6 − НК-37; 7 − НК-37* (* – форсированный вариант машины).

Следует отметить, что каждому типу двигателя соответствует своя пара оптимальных значений πк и T0.

Значения предельных (максимальных) КПД и Nуд, приведенные на рис. 2.29, получены при максимально возможных по условию испарения впрысках воды как в компрессор (для снижения потребляемой им мощности), так и в сжатый воздух за компрессором (для эффективной регенерации отработанного тепла). Для «влажной» регенерации верхние точки и верхняя граница η и NУД для разных машин даны для xв(к) = 2,5·10−3 πк, нижняя граница и нижние расчетные точки − для хв(к) = 2,5 %. Расход воды на впрыск после компрессора определен из условия максимально возможного испарения воды в теплообменнике-регенераторе при нагреве компримированного воздуха, причем с учетом сохранения перепада температур между отработавшими в ГТ газами и нагреваемой воздушно-паровой смесью не менее 30 К. Дополнительным ограничением максимальных впрысков могут стать и другие факторы. В частности, охлаждение газов на выходе из регенератора до температур ниже точки росы, соответствующей парциальному давлению паров воды в них, может вызывать нежелательную конденсацию воды на внутренней поверхности дымовой трубы. Не исключено, что детальный инженерный и технико-экономический анализ рассматриваемых схем для конкретных машин и условий покажет целесообразность использования несколько меньшего впрыска в закомпрессорный воздух.

Предельные значения η и NУД для схем ГТУ с «влажной» регенерацией существенно выше этих показателей для ГТУ простого цикла. Предельный КПД для рассматриваемой схемы выше КПД ПГУ с впрыском пара и близок к КПД парогазовых установок бинарного цикла. В частности, для АЛ-31 СТЭ с КПД простого цикла 35,5 % (πк = 18,1, T0 = 1474 К) в схеме с «влажной» регенерацией он может достичь 51...52 %, тогда как для ПГУ с впрыском пара (без впрыска воды в компрессор) рассчитанный для тех же параметров КПД составляет 46...47 %. Наибольшее же значение КПД, которое теоретически может быть получено в схеме цикла с «влажной» регенерацией на базе существующих ГТУ, отмечается при πк = 23,4 и T0 = 1623 К для НК-37 и составляет примерно 54 %. Существенное улучшение по сравнению с простой схемой ГТУ наблюдается и по удельной мощности, получаемой в сравниваемых схемах (рис. 2.29). Например, при πК » 8... 10 и Т0 ~ 1 100 К в схеме с «влажной» регенерацией могут быть в предельном случае получены значения Nуд в диапазоне 250...300 кДж/кг, а при πк » 20...23 и Т0  1500...1600 К (для ГТУ-16П, АЛ-31 и НК-37) этот параметр находится на уровне 600... ...700 кДж/кг, т.е. достаточно высок.

Таким образом, предельная удельная мощность для схем ГТУ с «влажной» регенерацией в 2 раза и более выше, чем для простого цикла ГТУ при тех же базовых двигателях. Это означает, что в установках, использующих один и тот же компрессор, можно добиться двух- трехкратного увеличения мощности и резкого снижения удельных стоимостных показателей.

На базе наиболее мощных конверсионных машин (АЛ-31 СТЭ, НК‑37) мощность ГТУ, работающей по предлагаемому газопаровому циклу, может достигнуть значений 50...80 МВт(э) (для реконструированной НК-37 Ne = 100 МВт(э)). По уровню своей мощности и в силу сравнительно малых габаритов эти установки могут рассматриваться в качестве альтернативы для замещения действующих энергоблоков большой энергетики.

Поскольку одной из основных сфер внедрения газотурбинных энергокомплексов небольшой мощности является автономное энергоснабжение предприятий, а также промышленных и муниципальных объектов, то возник вопрос об их техногенном воздействии на окружающую среду, прежде всего – о выбросах NОx.

Подача в зону горения камеры сгорания воздушно-паровой смеси в большей степени способствует снижению эмиссии NОx (в 1,5–2 раза), что характерно для впрыска воды в контур ГТУ.

Одной из центральных проблем в реализации конверсионных ГТУ, работающих по рассматриваемому газопаровому циклу, является организация эффективного впрыска воды в компрессор для максимального снижения мощности компрессора и температуры сжатого воздуха (для более полной регенерации тепла). Для оценки интенсивности процессов испарения влаги, определения влияния на характеристики компрессора испарения, добавки пара к воздуху, а также наличия капель в потоке и пленки на лопатках ГТУ был проведен расчетный анализ изменения газодинамики его тракта, в том числе поведения капель в двухфазном газовом потоке и пленок воды на поверхности лопаточного аппарата. Расчеты были проведены для компрессора ГТЭ-1,25, типичного для ГТУ с конверсионными ГТД мощностью 1... 6 МВт(э).

Как показал анализ поведения влаги в высокооборотных компрессорах, распыленная на входе вода практически полностью собирается на поверхности лопаток рабочего и направляющего аппаратов ступеней сжатия, и далее в результате срыва с кромок лопаток и последующего дробления образующихся тонких пленок воды осуществляется вторичный распыл капель до размеров 6…10 мкм. С поверхности пленок, текущих по лопаткам, испаряется в 5–8 раз больше влаги, чем с поверхности капель. В результате указанных процессов в паровую фазу переходит 60...70 % введенной влаги при ее общем количестве 2 % расхода воздуха. Потери энергии в компрессорах при разгоне и торможении дисперсной фазы, а также при смещении рабочей точки компрессора от номинального значения составили приблизительно 1,5 % мощности сжатия на каждый процент (относительного расхода) впрыскиваемой воды, что учитывалось в приведенных ранее расчетах схем ГТУ с «влажным» сжатием.

Внедрение ГТУ с «влажной» регенерацией сопряжено с решением ряда инженерных проблем, к числу которых, прежде всего, относятся: обеспечение устойчивого горения природного газа в забалластированном (до насыщения) водяными парами воздухе (хотя опыт сжигания бедных смесей внушает определенный оптимизм в этом вопросе); поиск оптимальных конструкций «влажного» регенератора; вопросы подготовки (и регенерации) вводимой в контур воды, а также работа выхлопных газовых трактов при пониженных температурах отводимых газов и 100 % влажности.

Среди технических вопросов, связанных с осуществлением «влажного» сжатия, в первую очередь следует отметить следующие: отвод сепарируемой на поверхности корпуса компрессора влаги (особенно для высокооборотных машин), обеспечение минимального уровня эрозии поверхностей лопаток аппарата, а также разработку (при необходимости) должных мер по их защите. Нужно заметить, однако, что в некоторых экспериментальных работах по «влажному» сжатию не было обнаружено заметной эрозии лопаток.

Если говорить об изменении режимов работы КС при «балластировании» парами воды воздуха, подаваемого для горения (особенно в первичную зону пламени), то можно ожидать, что высокий подогрев воздушно-паровой смеси и ее должное распределение позволят осуществить устойчивое и эффективное горение в ней топлива. Естественно, что это требует всесторонних расчетных и, прежде всего, экспериментальных проверок и отработок режимов работы камеры, особенно ее горелочных устройств. Требования устойчивого горения в камере сгорания, возможно, ограничат предельное значение впрыска воды перед регенератором.

Выводы

1. Газотурбинная установка, работающая по газопаровому циклу с «влажным» сжатием в компрессоре, дополнительным впрыском воды в сжатый воздух за компрессором и регенеративным подогревом воздушно-паровой смеси, обеспечивает высокие значения параметров, превосходя простую схему ГТУ по КПД на 10... 15% (абсолютных) и по удельной мощности в 1,5–1,8 раза. По сравнению с ПГУ с впрыском пара рассматриваемая схема позволяет реализовать несколько более глубокую регенерацию тепла, что дает возможность достигнуть более высоких значений КПД, которые сопоставимы с КПД бинарных ПГУ. Таким образом, модернизация тепловых схем ГТУ по описанному газопаровому циклу обеспечивает возможность повышения тепловой экономичности конверсионных энергоустановок.

2. Наиболее действенным вводом воды в контур ГТУ является впрыск воды в компрессор при регенеративном подогреве воздуха, когда сравнительно малый впрыск воды (1,5...2,0 %) при минимальных изменениях конструктивной схемы двигателя позволит повысить КПД небольшой ГТУ с 24 до примерно 32 % (при Т0 = 1 100 К).

 3. В широком диапазоне частичных нагрузок (до 0,45 Nном) КПД и удельные мощности ГТУ, работающих по схеме с «влажным» сжатием и регенерацией, снижаются меньше тех же параметров ГТУ простой схемы, и находятся на уровне 80...85 % соответствующих номинальных значений. Свои высокие значения эти показатели сохраняют и при повышении температуры наружного воздуха.

Расход топлива на горелки регулируют, изменяя загрузку питателей сырого топлива (в схемах прямого вдувания) и пыли (в схемах с промбункером). Расход топлива в питателях регулируется специальным устройством (регулятором слоя) и изменением частоты вращения приводного устройства, а в пылепитателях только изменением частоты вращения. При попадании в питатель крупных посторонних предметов и увеличении влажности топлива увеличивается потребляемый приводом ток.

Инженерная графика

 

Начертательная геометрия
Теория цепей
Сопромат
Лабораторные работы
Электротехника
Математика