Главная › Новости

Анализ основных схем газотурбинных установок на базе конверсионных двигателей, применяемых в электроэнергетике

Опубликовано: 30.09.2018

 Коробицин Н.А., вед. инженер отдела инвестиций ОАО «Татэнерго»

В настоящее время в электроэнергетике эксплуатируется большое количество газотурбинных установок (ГТУ), разработанных и изготовленных на авиационных предприятиях на базе их конверсионных газотурбинных двигателей (ГТД). Поэтому ГТУ в зависимости от ГТД имеют разные конструктивные схемы (одновальные, двухвальные и даже трехвальные, где, соответственно, один, два и три каскада компрессоров), электрические мощности этих ГТУ составляют от 1,1 до 30 МВт. В общем, конструктивные схемы ГТУ представляют собой как бы «аналог» турбовинтовых двигателей (ТВД) или турбовальных ГТД, работающих в наземных условиях, где вместо винта располагается генератор (в энергетике) для выработки электроэнергии, а выхлопные газы из ГТУ утилизируются в котле-утилизаторе.

В связи с этим исследование влияния конструктивных схем ГТУ на эффективность применения их в составе газотурбинных электростанций (ГТЭС) является актуальной задачей. Однако в данной работе рассматриваются лишь три простые схемы ГТУ – это две схемы ГТУ на базе ГТД с однокаскадным компрессором и одна схема ГТУ на базе ГТД с двухкаскадным компрессором.

Все расчеты схем ГТУ производились в условиях ISO 2314 (ГОСТ 20440) и постоянных КПД турбин (0,92) и однокаскадных компрессоров (0,83).

В схеме ГТУ с двухкаскадным компрессором общий КПД компрессора принят равным 0,8, а отдельных каскадов компрессора – 0,83.

Итак, вначале рассмотрим простую одновальную схему ГТУ с однокаскадным компрессором. Соединение с генератором осуществляется через трансмиссию с редуктором как со стороны компрессора, так и со стороны турбины. Достоинство такой ГТУ – ее хорошая приемистость, но одновальность ГТУ затрудняет согласование работы компрессора и турбины.

Коэффициент полезного действия (КПД) ηэ этой ГТУ запишем согласно [1]

ηэ= срв [(πк (к-1) /к –1)( θ е ηт ηк /πк (к-1) /к   – 1)/ ηк] / ср усл [ θ – 1– (πк (к-1) /к – 1)/ηк],     (1)

а для максимальной действительной работы L гту= f (πк) значение оптимальной степени повышения давления воздуха в компрессоре

                                                    πк опL = ( θ е ηр ηс) к /2(к -1) ,                                           (2)

где ηт– КПД турбины;ηк– КПД компрессора; πк – степень повышения давления воздуха в компрессоре;к– показатель адиабаты для воздуха; срв и Тн – средняя удельняя теплоемкость и температура наружного воздуха; е – поправочный коэффициент, учитывающий различие между газовой постоянной R и показателем адиабаты для газа и воздуха

                        е = срг(1 - (1/ πт (кг -1) / кг )) / срв(1 - (1/ πт (к-1) /к)),                                 (3)

где πт – степень понижения давления газа в турбине (πт ≈ πк); кг – показатель адиабаты для газа; срг и Тг – средняя удельняя теплоемкость и температура газа за камерой сгорания; степень повышения температуры θ = Тг/Тн; ср усл –условная средняя теплоемкость рабочего тела в процессе подогрева его в камере сгорания.

ГТУ с однокаскадным компрессором и так называемой свободной турбиной (СТ), расположенной на отдельном валу за газогенератором и служащей только для привода генератора, рассмотрена в [2]. Эта ГТУ требует меньшую мощность пусковых устройств, чем одновальная ГТУ, но отличается худшей приемистостью. Для этой ГТУ КПД ηэ на расчетном режиме работы на валу СТ

     ηэ= срв[ θ е ηст(πст (к-1) /к –1 )/(е1 πк (к-1) /к )]/ ср усл [ θ – 1 – (πк (к-1) /к – 1)/ηк],                  (4)

максимальная степень понижения давления СТ

                          πстmax= [(1 + θ е ηтг ηк)2 / 4 θ е ηтг ηк] к /(к -1)                                       (5)

и оптимальная степень понижения давления воздуха в компрессоре

                          πк опт= [(1 + θ е ηтг ηк)/2] к /(к -1),                                                         (6)

здесь πст – степень понижения давления газа в СТ; πтг – степень понижения давления газа в турбине газогенератора (πтг ≈ πк / πст); ηрг – КПД турбины газогенератора; ηст – КПД СТ; е – поправочный коэффициент аналогично (3), но для СТ; е 1 = πтг (кг -1) / кг / πтг (к-1) /к.

На рис. 1,2 представлены графики πк опL иКПД ηэдля одновальной ГТУ в зависимости от θ , расчитанные по выражениям (1,2)

На рис. 3, 4представлены графики πк опт , πстmax и ηэдля СТ в зависимости от θ расчитанные по выражениям (1-3). При этом отметим, что графики КПД ηэГТУ на рис. 2 и 4 на расчетном режиме работы совпадают при тех же значениях πк = πк опти соответствующих θ .

Второй важной характеристикой цикла служит коэффициент полезной работы φ, определяемой как отношение полезной работы ГТУ к работе турбины. В [3] представлена приближенная формула для вычисления φ

                                   φ ≈ 1 – πк (к-1) /к / (е θ ηт ηк).                                                                 (7)

Если коэффициент φмал, то это означает, что полезная работа цикла мала в сравнении с работой турбины и что большая часть работы турбины расходуется на привод компрессора. На рис. 5представлены графики φв зависимости от π к при определенных θ .

Как видим, небольшие изменения работы турбины или компрессора (нерасчетные режимы работы) приводят к заметному относительному изменению полезной работы ГТУ и, следовательно, к изменению ее КПД.

Далее в качестве ГТУ без СТ рассмотрим двухвальный ГТД, где двухкаскадный компрессор (компрессор низкого давления – КНД плюс компрессор высокого даления – КВД), а генератор и компрессор низкого давления приводятся турбиной низкого давления. По своим свойствам эта ГТУ занимает промежуточное положение между одновальной ГТУ и ГТУ с СТ. Выражение КПД ηэГТУ, с учетом баланса мощностей свободного вала, запишем

                       ηэ= ( Lтнд – L кнд)/ Ср усл [ θ – 1 – (πк (к-1) /к – 1)/ηк],                     (8)

где L тнд – работа турбины низкого давления; L кнд – работа компрессора низкого давления.

                                                L кнд= р L к ,                                                       (9)

где р – коэффициент распределения работ, принят равным 0,4; L к – работа компрессора ГТД.

На рис. 6 и 7 представлены расчетные графики КПД ηэв зависимости от πк и θ соответственно.

 К сведению, на рис. 8представлен график температуры выхлопных газов Твых. из ГТУ в зависимости от θ при различных πк .

Следовательно, ГТУ на базе двухвального ГТД без СТ со степенью повышения давления воздуха в компрессоре π к более 10 и степенью повышения температуры θ более 4,34, т.е. температурой за камерой сгорания Тг≥ 1250 К, могут иметь КПД ηэболее 0,35 и Твых. более 750 К.

При этом если, например, для двухвальной ГТУ иметь параметры одновальной ГТУ: ηк = 0,83, θ = 4, πк = 11,8 и ηэ≈ 0,35 (рис. 3, 4), то КПД компрессора низкого давления должен быть ηкнд≈ 0,88или коэффициент распределения работ в компрессорер = 0,412 при ηкнд= 0,83.

Выводы

1. На примере схемы ГТУ с однокаскадным компрессором показано, что простые схемы ГТУ следует разрабатывать со свободной турбиной, т.к. КПД ГТУ как без свободной турбины, так и с ней примерно равны.

2. КПД ηэ ГТУ с двухкаскадным компрессором зависит от работы компрессора высокого давления ГТУ, который влияет на распределение давлений по компрессорам. Кроме того, на КПД ГТУ существенно влияют значения КПД компрессоров и турбин. Поэтому с целью повышения КПД двухвальной ГТУ следует вводить промежуточное охлаждение или подвод тепла, т.е. соответствующим образом распределять работу компрессоров и турбин по валам.

Литература

1. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. Учебное пособие для вузов. Под ред. С.В. Цанева.- М.: Изд. МЭИ, 2002. - 584 с.

2. Галиуллин Р.З., Коробицин Н.А. Термодинамические циклы ГТУ–ТЭЦ на базе конвертированных двигателей // Энергетика Татарстана. - 2005.- №1.- С. 52 –58.

3. Костюк А.Г., Шерстюк А.Н. Газотурбинные установки. Учебное пособие для вузов. - М.: Высшая школа, 1979. - 254 с.

4. Теория воздушно-реактивных двигателей. Под ред. д.т.н. С.М. Шляхтенко. М.: «Машиностроение», 1975. - 568 с.