Цикл ПГУ. расчет в термодинамических диаграммах парового цикла

 

Из таблицы 4.1.1 видно, что при степени сжатия 12 оптимальные определяющие параметры при t₃=900 °C составляют =3,222 и d=6,256 кг/м³ ПГ, а при t₃=1000 °C - =2,605 и d=6,370 кг/м³ кг. КПД брутто цикла - соответственно 0,4062 и 0,4225 и расход воды – 41,69 и 40,81 кг/с.

 

Для принятых исходных данных таблицы 4.1.1 дает полную характеристику оптимальных режимов ПГУ с впрыском пара, то есть режимов, при которых достигается наибольший КПД.

Наиболее характерными параметрами, с помощью которых  для выполненной установки можно получать оптимальный режим, являются подача воды d и коэффициент избытка воздуха а, легко изменяемый подачей топлива. В этом смысле их можно считать определяющими.

4.2 Сравнение расчетных параметров с параметрами осуществленной установки

Приведены данные о ПГУ с впрыском пара 501 кН, выполненной на базе газотурбинного агрегата 501 кB, который представляет собой модификацию турбовинтового двигателя. Установка 501 кН одновальная. Она состоит из 14-ступенчатого осевого компрессора и 4-ступенчатой газовой турбины с воздушным охлаждением первой ступени. Переход к циклу ПГУ дал увеличение КПД до 40,7% по сравнению с базовой ГТУ 29,1% таблица 4.2.1. Определяющие показатели этой ПГУ очень близки расчетному варианту с =12 и t₃=1000 °С Таблица 4.1.1. Это свидетельствует о близком совпадении расчетных данных оптимального цикла с показателями осуществленной ПГУ.

 

Таблица 4.2.1

Сравнение показателей  ПГУ 501 кН с расчетными таблица 4.1.1

 

Показатели	501 кН	Данные
Степень сжатия компрессора	11,6	12
Температура перед газовой  турбиной, °С	982	1000
Температура на выходе из турбины, °С	502	519
Относительный расход пара, кг пара/кг воздуха)	0,167	0,192
Отношение мощности турбины  к мощности компрессора	2,1	2,5
КПД, %	40,7	42,2

 

 

4.3 Форсировка ПГУ увеличением  впрыскиваемого пара

Рассмотренные оптимальные  режимы ПГУ характеризуются наибольшим КПД при заданных определяющих параметрах. В практике, как упоминалось выше, в некоторых случаях увеличивают мощность установки путем увеличения впрыска, которое сопровождается увеличением подачи топлива. Для получения наибольшего эффекта в этом случае увеличивать подачу следует настолько, чтобы обеспечить расчетную температуру газов перед турбиной, а для кратковременных режимов - и более высокую температуру. 

Приближенная оценка возможных пределов увеличения мощности ПГУ и снижения при этом КПД может быть сделана на основании следующих допущений:

- степень сжатия, расход воздуха и температура парогазовой смеси перед турбиной обеспечиваются те же, что и базового оптимального режима;

- в потоке газопаровой смеси сжигается дополнительной количество топлива, теплота сжигания которого идет на образование и перегрев дополнительного количества пара, смешиваемого с базовым потоком газа и совершающего работу в турбине.

Рассмотрим при этих допущениях изменения параметров рабочего процесса ПГУ от оптимального базового режима при наибольшем возможном увеличении подачи воды. Максимальное дополнительное количество топлива b, которое может быть подано на единицу топлива базового режима определяется соотношением:

где - коэффициент избытка воздуха в базовом режиме;

₂ - коэффициент избытка воздуха в режиме форсировки, который ориентировочно может быть принят равным до (1,03÷1,05).

Соответствующее этому  количеству топлива дополнительное количество пара на единицу топлива  базового режима d составит

где h_пз и h_wo - энтальпии водяного пара при температуре t₃ и воды дополнительного потока, кДж/кг. Газопаровой поток перед турбиной образуется в результате смешения продуктов сгорания топлива с коэффициентом избытка воздуха ₂ в количестве:

с общим количеством  пара:

Дальнейший расчет может  быть произведен по зависимостям, рассмотренным выше. Результаты таких расчетов для оптимальных базовых режимов с =12 и t₃ = 900 и 1000 °С таблицы 4.1.1 приведены в таблице 4.3.1. При расчетах были приняты минимальные допустимые значения ₂ = 1,03, что определяет максимальную форсировку: максимальное увеличение подачи воды на впрыск и расход топлива.

Результаты расчетов свидетельствуют о большом увеличении мощности ПГУ при форсировке. При этом расход рабочего газа через турбину увеличивается весьма существенно. Для реализации таких режимов необходимо решение ряда конструктивных вопросов по камере смешения и горения, а также турбины вплоть до установки специальной пиковой турбины, по мощности соизмеримой с мощностью турбины оптимального базового режима.

Возможности рассматриваемой  форсировки при увеличении степени  сжатия и температуры перед газовой турбиной уменьшаются вследствие снижения коэффициента избытка воздуха и уменьшения возможности подачи дополнительного топлива.

 

Таблица 4.3.1

Результаты расчета  максимальной форсировки мощности ПГУ

Величина	Температура перед турбиной, °С
	900	1000
Дополнительная удельная подача топлива b, м3/м3 кг	2,128	1,529
Дополнительный впрыск пара d, кг/м3 кг	18,078	12,309
Обычная доля водяного пара в парогазовой смеси	0,459	0,447
Температура на выходе из турбины, °С	474,6	545,1
КПД ПГУ, %	28,36	30,91
Относительная электрическая  мощность ПГУ	2,184	1,850
Относительный расход топлива	3,128	2,530
Относительный расход газопаровой  смеси через турбину	1,60	1,48
Относительный расход воды	3,890	2,932
Расход воды, кг	10,275	9,756

 

4.4 ПГУ с впрыском  пара на базе параметров ГТУ  АЛ-31СТЭ

Расчет схемы ГТУ  АЛ-31СТЭ электрической мощностью 20 МВт рассмотрен выше. На базе параметров этой ГТУ были выполнены расчеты схемы ПГУ с впрыском пара в оптимальном и форсированном режимах, результаты которых приведены в таблице 4.3.1. При этом для оптимального режима принята мощность ПГУ 33,8 МВт, при которой производительность компрессора равна производительности компрессора ГТУ AЛ-31 СТЭ. Эта мощность была определена в результате серии предварительных расчетов.

Результаты расчета  схем представлены в таблице 4.4.1 Расчеты были выполнены при работе на дизельном топливе и природном газе. Температура пара на выходе из регенератора (перед подачей в камеру сгорания) принята 490 °С - на 58°С ниже температуры парогазовой смеси на выходе из турбины, что вместе с температурой уходящей парогазовой смеси, равной 120°С, обеспечивает получение наибольшего возможного КПД (оптимального режима).

 

Величина	Дизельное топливо	Природный газ
Исходные данные
1	2	3
Температура наружного  воздуха, °С	0	0
Температура перед газовой  турбиной, °С	1133	1133
Степень повышения давления	17	17
Электрическая мощность, МВт	33,8	33,8
КПД компрессора	0,87	0,87
КПД газовой турбины	0,90	0,90
Механический КПД ГТУ	0,97	0,97
КПД электрогенератора	0,95	0,95
Перепад давления на всасе, кг/см2	0,02	0,02
Перепад давления от компрессора до входа в турбину, кг/см2	0,54	0,54
Перепад давления после  турбины, кг/см2	0,54	0,54
Теплота сгорания топлива, МДж/кг или (МДж/нм3 кг)	43,587	36,940
Параметры воздуха после  компрессора:
давление, кг/см2	17,226	17,226
температура, °С	377,0	377,0
Параметры парогазовой  смеси перед турбиной:
давление, кг/см2	16,69	16,69
температура, °С	1133	1133
Температура пара из утилизатора, °С	490	490
Энтальпия пара из утилизатора, кДж/кг	823	823
Температура уходящей парогазовой смеси, °С	120	120
Результаты расчетов. Оптимальный режим
Температура после турбины, °С	548,4	548,7
Коэффициент избытка  воздуха	2,1201	2,1829
Впрыск пара, кг/кг топлива	6,9356	5,8327
Парциальное давление пара в потоке	0,2400	0,2403
Абсолютное парциальное давление пара в потоке, кгс/см2	4,003	4,010
Работа компрессора, кДж/кг	13233	10798
Работа газовой турбины, кДж/кг	34622	29074
Внутренняя работа ПГУ, кДж/кг	21389	18276
Электрическая работа ПГУ, кДж/кг	19709	16842
КПД ПГУ	0,4522	0,4559
Расход топлива, кг/с (нм3пг/с)	1,7149	2,0069
Мощность компрессора, МВТ	22,694	21,670
Мощность газовой турбины, МВт	59,373	58,349
Электрическая мощность ПГУ, МВт	33,800	33,800
Расход воздуха, нм3/с	45,206	43,167
Расход парогазовой  смеси, нм3/с	61,643	60,566
Расход впрыскиваемого пара, кг/с	11,894	11,706
Относительный расход воды, кг/кг воздуха	0,2035	0,2097
1	2	3
Форсированный режим
Температура после турбины, °С	574,7	575,3
1	2	3
Относительный расход топлива	2,0584	2,1193
Впрыск пара, кг/кг топлива (кг/нм3пг)	16,3307	14,2538
Абсолютное парциональное  давление пара, кгс/см2	7,0323	7,0688
Работа компрессора, кДж/кг	13233	10798
Работа газовой турбины, кДж/кг	47220	41016
Внутренняя работа ПГУ, кДж/кг	33987	30219
Электрическая работа ПГУ, кДж/кг	31319	27846
КПД ПГУ	0,3491	0,3557
Расход топлива, кг/с (нм3пг/с)	3,5300	4,2534
Относительная мощность ПГУ	1,5890	1,6534
Электрическая мощность, МВт	53,709	55,886
Расход воздуха, нм3/с	45,206	43,167
Расход парогазовой  смеси, нм3/с	82,651	83,988
Расход воды, кг/с	28,006	22,606
Относительный расход воды, кг/кг воздуха	0,4791	0,5125

 

Необходимо отметить, что такие высокие показатели могут быть получены путем коренного изменения всей конструкции базового ТРД. Неизменными остаются только компрессор, степень сжатия и температура перед турбиной. Должны быть разработаны заново камера сгорания и вся проточная часть газового тракта, конструкция регенератора-парогенератора, а также должна быть обеспечена подача обессоленной воды в значительном количестве. По существу, должна быть разработана новая установка, использующая: достижения технологии разработки и опыт создания ГТУ АЛ-31СТЭ.

4.5 Формулы для приближенной  оценки определяющих параметров  цикла

На основании обработки  результатов математического моделирования  для рассматриваемой схемы ПГУ  с впрыском пара при работе на газе были - получены формулы для определения следующих важных параметров для оптимальных режимов:

4.5.1   4.5.2   4.5.3

 

для режима максимальной форсировки:

4.5.4     4.5.5     4.5.6

 

где и ₂ - коэффициенты избытка воздуха в оптимальном режиме и в режиме максимальной форсировки;

d_T и - удельные расходы воды на впрыск в оптимальном и максимальном режимах, кг/нм³пг;

- КПД брутто в оптимальном  и максимальном режимах.

 

Формулы (4.5.1÷4.5.6) были получены для работы ПГУ на природном газе для диапазона определяющих параметров =6÷12 и t₃=700÷1000°C. Принималось _к = 0,86 и _т = 0,86. Расчеты показали, что они могут применяться для получения ориентировочных значений рассматриваемых величин и для более широких пределов и t₃. По этим формулам построены графики, представленные на рисунке 4.5.1 и 4.5.2 [4].

- коэффициент избытка воздуха в оптимальном режиме;

dT - величина подачи воды на впрыск в оптимальном ht;bvt;

- величина подачи воды на  впрыске в режиме форсировки.

Рисунок 4.5.1 Приближенная оценка возможных параметров ПГУ  с впрыском пара для заданных начальных температур t₃ и степеней сжатия

 

пгу и  - КПД ПГУ в оптимальном режиме и режиме форсировки; - относительная мощность в режиме форсировке.

Рисунок 4.5.2 Приближенная оценка возможных параметров ПГУ  с впрыском пара для заданных начальных температур t3 и степеней сжатия

 

5 Расчет и  построение в термодинамических диаграммах  парового цикла (вариант 15)

 

Примером реального  газа является водяной пар. Пар, в зависимости от состояния, может быть сухим насыщенным, влажным насыщенным и перегретым.

На рисунке 5.1 показана диаграмма процесса парообразования. Кривая 1 соответствует воде при температуре 0 ^оС (273,15 К), кривая 2 – воде при температуре кипения (насыщения), кривая 3 – сухому насыщенному пару. Кривая 2 – это нижняя пограничная кривая, кривая 3 – верхняя пограничная кривая. Точка , разделяющая пограничные кривые – критическая. Кривые 1, 2, 3 делят диаграмму на три части. Область между кривыми 1 и 2 – жидкость, область между кривыми 2 и 3 – смесь кипящей жидкости и пара (влажный насыщенный пар), область правее кривой 3 – перегретый пар. Критическая точка характеризует критическое состояние, при котором исчезает различие в свойствах пара и жидкости. Критическая температура является наивысшей температурой жидкости и ее насыщенного пара. При температурах выше критической может существовать только перегретый пар. Для водяного пара критические параметры: = 22,129 МПа, = 647,3 К, = 0,00326 м³/кг.

 

 

Рисунок 5.1 - Диаграмма процесса парообразования

 

Процесс образования  перегретого пара при постоянном давлении состоит из следующих процессов: подогрева жидкости до температуры  кипения, парообразования при постоянной температуре и перегрева пара при повышении температуры. На рисунке 4 показан процесс парообразования. Точка соответствует состоянию воды при = 273,15 К, давлении и удельном объеме . В результате процесса при повышается температура воды до температуры насыщения , удельный объем увеличивается до удельного объема насыщенной (кипящей) жидкости , следовательно при температуре, соответствующей выбранному давлению, в точке вода закипает. Кипение сопровождается парообразованием по всему объему жидкости. Образуется смесь кипящей жидкости и пара (влажный насыщенный пар) – точка , при этом удельный объем равен . Изобара и изотерма процесса кипения пара совпадают. В точке при удельном объеме происходит полное выкипание воды и образуется сухой насыщенный пар. При дальнейшем подводе теплоты в процессе происходит повышение температуры, удельный объем увеличивается до объема и образуется перегретый пар (точка ).

Процесс парообразования  можно изобразить в  -диаграмме (рисунок 5.2).