Для повышения энергетической эффективности ПГУ, проводят технико-экономические анализы на основании разработанных методик. Одним из ключевых узлов для повышения КПД является компрессор в газовой турбине (ГТУ), который сжимает поступающий воздух для подачи в камеру сгорания, тем самым увеличивая температуру уходящих газов и эффективность всей установки в целом [1].
Отношение давления на выходе из компрессора к давлению на входе в него называется степенью повышения давления в компрессоре . Проведем математический анализ и определим, при каком КПД установки будет максимален и какой следует брать оптимальным [2].
Расчёт простой газотурбинной установки (ГТУ) открытого типа по циклу Брайтона выполняется по общепринятому алгоритму, в котором на первом этапе определяются параметры процесса сжатия воздуха в компрессоре, такие как температура за компрессором, энтальпии воздуха в начале и конце процесса сжатия [3]:
где , и – энтальпии воздуха соответственно при температуре , и стандартной температуре , принятой за начало отчёта энтальпий в расчёте.
При этом средняя теплоёмкость воздуха в процессе сжатия:
Температура газов за турбиной определяется по формуле:
Коэффициент избытка воздуха:
.
Энтальпия газа перед турбиной:
Параметры газа за турбиной:
Средняя теплоёмкость газа в процессе расширения:
Объёмная доля воздуха в продуктах сгорания:
где , - молекулярные массы воздуха и чистых продуктов сгорания.
Молекулярная масса продуктов сгорания находится по формуле:
Газовая постоянная продуктов сгорания:
где R = 8,314 кДж/кг – универсальная газовая постоянная.
Работа расширения одного килограмма газа в турбине:
После чего вычисляется работа, затрачиваемая на сжатие одного килограмма воздуха в компрессоре:
Работа ГТУ на валу агрегата находится по формуле:
где .
Расход газа через турбину и расход воздуха, подаваемого компрессором:
где = 0,005 - 0,02 – коэффициент, характеризующий дополнительные расходы воздуха на утечки через уплотнения компрессора и турбины.
Расход топлива B , мощность газовой турбины и мощность, потребляемая компрессором , находятся по формуле:
В заключение расчета определяется коэффициент полезного действия ГТУ:
Повышение температуры газа перед турбиной позволяет применять более высокие степени сжатия, оптимальные значения которых увеличиваются с ростом температуры. В связи с этим одновременное повышение температуры и степени сжатия является наиболее эффективным способом повышения удельной работы цикла и КПД. Однако увеличение степени сжатия приводит к увеличению избытка воздуха с образованием оксидов азота. Поэтому одним из важнейших показателей для проектирования высокоэффективных газотурбинных установок является проведение исследований газодинамического цикла при температуре перед турбиной, равной 1700 , и различных степенях сжатия воздуха в компрессоре. Результаты такого моделирования для различных степеней сжатия компрессора приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Расчетные варианты ГТУ при различной степени сжатия
Параметр |
Варианты |
||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
||||
Исходные данные |
|||||||
Температура окр. воздуха tнв , °С |
15 |
||||||
Давление окр. воздуха, рнв , атм |
1 |
||||||
Относительная влажность окр. воздуха, % |
60 |
||||||
Состав топлива |
метан |
||||||
Удельная низшая теплота сгорания Qнв , МДж/кг |
50,046 |
||||||
Температура определения Qнв , t нв , °С |
15 |
||||||
Давление поступающего топлива ртопл , МПа |
0,6 |
||||||
Температура поступающего топлива tтопл , °С |
15 |
||||||
Степень повышения давления в компрессоре πк |
35 |
20 |
10 |
5 |
|||
Температура газов перед турбиной t °C |
1700 |
||||||
Изоэнтропный КПД компрессора ηк , % |
87 |
||||||
Внутренний отн. КПД газовой турбины ηгт , % |
88 |
||||||
Изоэнтропный КПД топливного компрессора ηтк , % |
80 |
||||||
Потеря давления в КС δркс , % |
5 |
||||||
Потеря давления за ГТ δргт , % |
5 |
||||||
Коэффициент использования теплоты КС ηкс , % |
99,5 |
||||||
Расчет свойств окружающего воздуха (ОВ) при атмосферных условиях |
|||||||
Предельное давление воды при темп. ОВ, Па |
0,706 |
||||||
Массовая доля влаги в ОВ (влажном) х 1нв , % |
0,631 |
||||||
Удельная энтальпия влажного ОВ hнв , кДж/кг |
290,1 |
||||||
Удельная энтропия влажного ОВ sнв , кДж/кгК |
6,866 |
||||||
Определение параметров продуктов горения топлива |
|||||||
Теоретический объем водяных паров, при сгорании м3 топлива V0Н2Он , м3/м3 |
2 |
||||||
Плотность топлива, кг/м3 |
0,706 |
||||||
Теоретическая масса требуемого воздуха на сгорание 1 кг топлива L0 , кг/кг |
17,2 |
||||||
Удельная энтальпия продуктов сгорания (ПС) при температуре перед газовой турбиной h0, кДЖ/кг |
2548,1 |
||||||
Расчет компрессора, параметры при реальном сжатии |
|||||||
Давление перед компрессором, рнк , МПа |
0,1013 |
||||||
Уд. энтропия воздуха до компрессора sнк , кДЖ/кгК |
6,866 |
||||||
Давление воздуха за компрессором, ркк , МПа |
3,548 |
2,026 |
1,013 |
0,507 |
|||
Теплоперепад в компрессоре, Δhк , кДЖ/кг |
582,6 |
449,4 |
310 |
197,8 |
|||
Уд. энтальпия воздуха за компрессором, hк , кДЖ/кг |
872,6 |
739,5 |
600 |
484,9 |
|||
Температура воздуха за компрессором tкк , °С |
568 |
445 |
316,8 |
206,3 |
|||
Уд. энтропия воздуха за компрессором sкк , КДж/кгК |
6,959 |
6,95 |
6,936 |
6,92 |
|||
Расчет топливного компрессора (ТК), параметры при реальном сжатии |
|||||||
Удельная энтальпия топлива перед ТК h, кДЖ/кг |
602,3 |
||||||
Удельная энтропия топлива перед ТК s , КДж/кгК |
10,614 |
||||||
Давление топлива за ТК, ртк, МПа |
4,064 |
2,526 |
1,513 |
1,007 |
|||
Теплоперепад в ТК, Δhктк , кДЖ/кг |
444 |
317,1 |
192,4 |
102,6 |
|||
Удельная энтальпия топлива за ТК, hктк , кДЖ/кг |
1046,3 |
919,5 |
794,7 |
704,9 |
|||
Температура топлива за ТК, tктк , °С |
194,9 |
147,8 |
98,3 |
60,5 |
|||
Расчет камеры сгорания |
|||||||
Энтальпия воздуха при температуре перед турбиной hгт , кДж/кг |
2233,5 |
||||||
Избыточный расход воздуха на 1 кг топлива, gизб |
14,37 |
11,47 |
8,95 |
7,17 |
|||
Избыток воздуха, a0 |
1,835 |
1,667 |
1,52 |
1,417 |
|||
Уд. энтальпия ПС при температуре перед ГТ h , кДж/кг |
2409 |
2426 |
2444 |
2459 |
|||
Расчет газовой турбины (ГТ), параметры при реальном расширении |
|||||||
Давление перед ГТ, МПа |
3,369 |
1,925 |
0,963 |
0,481 |
|||
Уд. энтропия ПС перед ГТ s , КДж/кгК |
8,353 |
8,548 |
8,784 |
9,015 |
|||
Давление газов за ГТ, МПа |
0,106 |
0,106 |
0,106 |
0,106 |
|||
Теплоперепад в ГТ, кДж/кг |
1239,6 |
1103,5 |
903,8 |
666,5 |
|||
Удельная энтальпия ПС за ГТ, hкгт , кДж/кг |
1169,7 |
1323,5 |
1540,6 |
1792,7 |
|||
Температура продуктов сгорания за ГТ, °С |
767,7 |
882,7 |
1042,3 |
1222,7 |
|||
Удельная энтропия ПС за ГТ s, КДж/кгК |
8,5 |
8,7 |
8,9 |
9,1 |
|||
Содержание кислорода в уходящих газах хО2ух , % |
8,948 |
7,823 |
6,653 |
5,695 |
|||
Расчет энергетических показателей ГТУ ( на 1 кг топлива) |
|||||||
Внутренняя мощность компрессора Niк , МВт/(кг/с) |
18,397 |
12,889 |
8,1 |
4,749 |
|||
Внутренняя мощность ГТ Niгт , МВт/(кг/с) |
40,386 |
32,75 |
24,544 |
16,917 |
|||
Внутренняя мощность ТК Niкт , МВт/(кг/с) |
0,444 |
0,317 |
0,192 |
0,103 |
|||
Внутренняя мощность Niкт , МВт/(кг/с) |
21,545 |
19,544 |
16,252 |
12,065 |
|||
КПД установки ηгту , % |
43,5 |
39,056 |
32,457 |
24,1 |
Зависимость коэффициента полезного действия ГТУ от степени сжатия показана на рисунке 2.
Рисунок 2– Изменение КПД ГТУ
Очевидно, что с увеличением сжатия в компрессоре КПД двигателя существенно возрастает, но в то же время возрастает и коэффициент избытка воздуха, а также доля кислорода в выходящих газах. Можно сделать вывод, что при исследовании математической модели ГТУ показывают, что наиболее рациональным является при проектировании высокотемпературной камеры сгорания использовать диапазон степеней сжатия от 20 до 35 с тем условием, что такие параметры могут реализовать существующие осевые компрессоры серийных установок.
С увеличением сжатия πк в компрессоре от 5 до 35 КПД ГТУ возрастает практически в два раза – от 24,1 до 43,5%, соответственно и возрастает энергетический КПД все парогазовой установки в целом.
Список использованных иточников
1. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоатомиздат,1982.
2. Цанев СВ., Буров В.Д., Конакотин Б.В. Методические указания подипломному и курсовому проектированию для специальности"Тепловые электрические станции". Расчет на ЭВМ утилизационного парового котла в схеме парогазовой установки / М.: МЭИ.-2006.-16с.
3. Андрющенко А.И., Лапшов В.И. Парогазовые установки электростанций (термодинамический и технико-экономическийанализы циклов и тепловых схем). - Л . : Энергия, 1965. - 248с.