Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Анализ отечественной и зарубежной литературы по повышению эффективности и методам оптимизации параметров работы газотурбинных и парогазовых установок
1.1 Анализ тепловых схем производства тепловой и электрической энергии на ГТУ и ПГУ 10
1.2 Методы оптимизации параметров ГТУ и ПГУ 21
1.3 Выводы по 1-й главе 34
ГЛАВА 2 Совершенствование тепловых схем ГТУ и ПГУ смешения и методики их расчета на ЭВМ 37
2.1 Основные направления совершенствования тепловых схем ГТУ и ПГУ смешения 37
2.2 Методика расчета обобщенной тепловой схемы ГТУ и ПГУ смешения на ЭВМ 40
2.3 Промышленные испытания по оценке режимных параметров ГТУ типа «Тайфун», полученных экспериментально и расчетным путем по разработанной программе 78
2.4 Выводы по 2-й главе 87
ГЛАВА 3 Программный комплекс «система автоматизированного расчета ГТУ и ПГУ смешения» и математическая модель обобщенной тепловой схемы ГТУ и ПГУ смешения с использованием теории графов 89
3.1 Разработка программного комплекса «Система автоматизированного расчета ГТУ и ПГУ смешения» 89
3.2 Математическая модель обобщенной тепловой схемы ГТУ и ПГУ смешения с использованием теории графов 101
3.3 Выводы по 3-й главе 110
ГЛАВА 4 Исследование схем пгу с впрыском водяного пара из котла-утилизатора, гту и пгу с применением ступенчатого подвода теплоты в основной и дополнительной параллельной камере сгорания 111
4.1 Схемы и циклы рабочих тел ПГУ с впрыском водяного пара из котла утилизатора, ГТУ и ПГУ с применением ступенчатого подвода теплоты в основной и дополнительной параллельной камере сгорания 111
4.1.1 Схемы и циклы рабочих тел ПГУ с применением впрыска водяного пара из котла-утилизатора 111
4.1.2 Схемы и циклы рабочих тел ГТУ и ПГУ с применением ступенчатого подвода теплоты в основной и дополнительной параллельной камере сгорания 116
4.2 Термодинамическая оценка схем ПГУ с впрыском водяного пара из котла-утилизатора, ГТУ и ПГУ с применением ступенчатого подвода теплоты в основной и дополнительной параллельной камере сгорания 122
4.2.1 Термодинамическая оценка схем ПГУ с применением впрыска водяного пара из котла-утилизатора 130
4.2.2 Термодинамическая оценка схем ГТУ и ПГУ с применением ступенчатого подвода теплоты в основной и дополнительной параллельной камере сгорания 138
4.3 Выводы по 4-й главе 144
Заключение 146
Список сокращений и условных обозначений 148
Список литературы
- Методы оптимизации параметров ГТУ и ПГУ
- Методика расчета обобщенной тепловой схемы ГТУ и ПГУ смешения на ЭВМ
- Математическая модель обобщенной тепловой схемы ГТУ и ПГУ смешения с использованием теории графов
- Схемы и циклы рабочих тел ПГУ с применением впрыска водяного пара из котла-утилизатора
Введение к работе
Актуальность темы исследования
Вопрос повышения эффективности производства электроэнергии на тепловых электрических станциях является одним из ключевых в решении задач энерго- и ресурсосбережения в энергетической отрасли.
В настоящее время электроэнергию в России в основном получают на тепловых электростанциях, использующих традиционное паротурбинное оборудование с коэффициентом полезного действия производства электрической энергии, не превышающим 35 – 40%. Учитывая это, в последние годы реконструкция старых, проектирование и строительство новых ТЭС ведется с использованием газотурбинных и парогазовых технологий. ГТУ и ПГУ имеют большой потенциал для совершенствования, в то время как паросиловые установки достигли определенного предела.
В данной работе предлагается для производства электрической энергии использовать ГТУ и ПГУ со ступенчатым подводом тепла через дополнительную, параллельно расположенную камеру сгорания, а также с впрыском водяного пара в газовый поток в сочетании с уже известными методами повышения эффективности.
Использование таких установок в составе основного тепломеханического оборудования тепловых электростанций позволит значительно снизить затраты на производство электроэнергии. Применению ГТУ и ПГУ с дополнительной, параллельно расположенной камерой сгорания препятствуют недостаточные теоретические и экспериментальные исследования по разработке тепловых схем, методик их расчета, а также тепломеханического оборудования.
На основании вышеизложенного, работы по совершенствованию тепловых схем ГТУ и ПГУ, оптимизации их параметров и автоматизации вариативных расчетов являются актуальными.
Исследования автора по теме диссертации выполнены на кафедре Теплоэнергетики и теплотехники ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет» в рамках кафедральной госбюджетной научно – исследовательской темы «Комплексное использование традиционных и нетрадиционных источников энергии для энергоснабжения» и направлены на разработку новых технических решений в газотурбинных и парогазовых установках.
Степень разработанности темы исследования
Большой вклад в исследование эффективности ГТУ и ПГУ, способов ее повышения, а также методик расчета таких установок, в том числе на ЭВМ, внесли А.Н. Ложкин, Г.Б. Люлько, В.А. Зысин, А.И. Андрющенко, С.В. Цанев, Г.Г. Ольховский, В.Д. Буров, В.В. Рыбалко и д.р.
Активное развитие газотурбиностроения произошло еще во второй половине ХХ века. Оно было связано с появлением новых материалов, выдерживающих большие температуры. Значительные результаты дали теоретические и экспериментальные исследования в области схемных решений, повышающих эффективность ГТУ и ПГУ. Так было обосновано и подтверждено применение двухступенчатого сжатия воздуха с промежуточным охлаждением, его регенеративный подогрев за счет тепла уходящих газов и других методов повышения КПД.
Переживаемый в начале XXI века новый подъем газотурбинных технологий связан с выходом на следующий уровень максимальной температуры рабочего тела. В связи с этим есть необходимость в пересмотре используемых зависимостей для определения термодинамических параметров воздуха, воды и водяного пара, а также в уточнении положений методики расчета ГТУ и ПГУ.
В настоящее время в литературе отсутствуют сведения о ГТУ и ПГУ, выполненных по схемам со ступенчатым подводом теплоты в основной и дополнительной параллельной камерах сгорания, а также с впрыском сухого насыщенного пара в регенератор. Основной трудностью является практическая невозможность проведения экспериментов на крупномасштабных стендах в связи с их дороговизной. Поэтому исследование перспективных схем установок на базе газотурбинного привода может быть проведено с достаточной точностью при создании адекватной математической модели и реализации ее алгоритма в виде программы для ЭВМ.
Цель работы – повышение эффективности производства электрической энергии на газотурбинных и парогазовых установках путем совершенствования тепловых схем и оптимизации параметров.
Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:
-
Анализ существующих методов повышения эффективности газотурбинных и парогазовых установок, а также методик оценки и оптимизации энергоустановок.
-
Разработка обобщенной тепловой схемы ГТУ и ПГУ смешения, сочетающей в себе известные методы повышения эффективности и ступенчатый подвод теплоты в дополнительной параллельной камере сгорания.
-
Разработка методики расчета обобщенной тепловой схемы ГТУ и ПГУ смешения с использованием систем уравнений для вычисления термодинамических свойств воды, пара и воздуха на ЭВМ.
-
Проведение промышленных испытаний по оценке режимных параметров ГТУ, полученных экспериментально и расчетным путем.
-
Реализация алгоритма расчета обобщенной тепловой схемы ГТУ и ПГУ смешения в виде программы для ЭВМ с возможностью проведения оптимизации рабочих параметров в автоматическом режиме.
-
Разработка математической модели, основанной на теории графов, для проведения комплексной оценки взаимного влияния энергетических потоков в обобщенной тепловой схеме ГТУ и ПГУ смешения.
7. Термодинамическая оценка схем ПГУ с впрыском водяного пара из
котла-утилизатора, а так же ГТУ и ПГУ с применением ступенчатого подвода
теплоты в основной и дополнительной параллельной камере сгорания.
Научная новизна:
1. Разработана обобщенная тепловая схема ГТУ и ПГУ смешения, отличающаяся тем, что она сочетает в себе известные методы повышения эффективности и ступенчатый подвод теплоты в дополнительной параллельной камере сгорания.
2. Разработана методика расчета обобщенной тепловой схемы ГТУ и ПГУ
смешения, отличающаяся использованием систем уравнений для вычисления
термодинамических свойств воды, пара и воздуха на ЭВМ.
3. Впервые разработана математическая модель обобщенной тепловой
схемы ГТУ и ПГУ смешения, основанная на теории графов.
-
Установлено, что применение впрыска сухого насыщенного пара в регенератор высокого давления в схеме ПГУ с двух ступенчатым сжатием позволяет значительно повысить КПД (с 36,50 до 47,76%) и полезную мощность (с 20,0 до 33,45 МВт).
-
Установлено, что применение ступенчатого подвода теплоты в дополнительно установленной параллельной камере сгорания в схеме ПГУ с двухступенчатым сжатием воздуха и впрыском сухого насыщенного пара в регенераторы высокого и низкого давлений позволяет значительно увеличить полезную мощность установки до 56,76 МВт при эффективном КПД порядка 42%.
Теоретическая и практическая значимость работы
Результаты работы доведены до практического применения в виде технических решений и программ для ЭВМ: получено 3 патента на полезную модель и зарегистрированы 7 программ для ЭВМ. Это позволяет использовать их при проектировании энергетических ГТУ и ПГУ смешения и прогнозировать характеристики газотурбинного оборудования. Результаты работы использованы на ТЭЦ Филиала «Краснодарское военно-энергетическое предприятие» ЗАО «РАМО-М» для разработки режимов эксплуатации энергообъекта; ООО «МПП «ЭНЕРГОГАЗСЕРВИС» г. Краснодар для расчета параметров ГТД при проектировании утилизационной части бинарной ПГУ; на кафедре Теплоэнергетики и теплотехники ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет» в учебном процессе при подготовке бакалавров по направлению 140100.62 – «Теплоэнергетика и теплотехника» в рамках дисциплин «Турбины тепловых и атомных электрических станций» и «Тепловые электрические станции и режимы их эксплуатации». Использование результатов работы подтверждается актами внедрения.
Методология и методы исследования: математического моделирования, последовательных приближений, половинного деления, нелинейного программирования, слепого поиска (метод пространственной сетки), теория графов, матричный анализ, математическая статистика.
Положения, выносимые на защиту:
1. Обобщенная тепловая схема ГТУ и ПГУ смешения, сочетающая в себе
известные методы повышения эффективности и ступенчатый подвод теплоты в
дополнительной параллельной камере сгорания.
2. Методика термодинамического расчета обобщенной тепловой схемы
ГТУ и ПГУ смешения, разработанная с использованием систем уравнений для
вычисления термодинамических свойств воды, пара и воздуха на ЭВМ.
3. Программное обеспечение методики термодинамического расчета
обобщенной тепловой схемы ГТУ и ПГУ смешения, позволяющее проводить
оптимизацию рабочих параметров в автоматическом режиме.
4. Математическая модель обобщенной тепловой схемы ГТУ и ПГУ смешения.
Степень достоверности и апробация результатов
Степень достоверности полученных результатов обеспечивается корректным применением фундаментальных законов сохранения энергии и массы, хорошим соответствием результатов расчетов по методике автора с данными, полученными экспериментальным путем в ходе промышленных испытаний и приведенными другими авторами.
Основные положения диссертации, ее научные результаты представлялись, обсуждались и были одобрены на: научно-методических семинарах и заседаниях кафедры Теплоэнергетики и теплотехники ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет» в 2012-2015 гг.; XIV Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и специалистов «Энергетики и металлурги настоящему и будущему России», 21-23 мая 2013 года Магнитогорск, 2013 г.; Международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии (XVII Бенардосовские чтения)», 29-31 мая 2013 года Иваново, 2013 г.; XIX Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: эффективность, надежность, безопасность», 04-06 декабря 2013 года Томск, 2013 г.; VII международной научной конференции «Технические и технологические системы (ТТС-15)», 07-09 октября 2015 года Краснодар, 2015 г.
Публикации. Положения диссертационной работы изложены в 23 печатных работах, из них: 6 статей в журналах, входящих в перечень изданий, рекомендованных ВАК РФ, 5 – в материалах конференций, 3 – патента на полезную модель РФ, 7 – свидетельств о государственной регистрации программ для ЭВМ.
Структура и объём работы
Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы из 191 наименования. Общий объём работы составляет 178 страниц печатного текста, включая 47 рисунков, 5 таблиц.
Методы оптимизации параметров ГТУ и ПГУ
В настоящее время разработаны различные варианты тепловых схем производства тепловой и электрической энергии в установках с газотурбинным двигателем [1, 2, 3, 11, 41, 57, 66, 67, 68, 85, 96, 112, 113, 114, 115, 117, 118, 122, 123, 124, 126, 137, 139, 152, 178, 180]. Из обзора следует, что газотурбинный привод остается основным типом для нагнетателей на газокомпрессорных станциях [71, 109, 133]. Однако, большинство отечественных и зарубежных производителей по-прежнему изготавливают ГТУ простого цикла, достигая высоких значений КПД за счет повышения начальной температуры газов перед турбиной.
Этот метод является одним из наиболее эффективных и перспективных. Начальная температура газов перед турбиной во многом определяет КПД энергетической ГТУ, ее удельную работу и единичную мощность. При расходе воздуха 500 кг/с увеличение температуры газа с 1000 до 1400 повышает мощность ГТУ более чем в 2 раза [59]. Это же в полной мере относится и к установкам, работающим в составе ПГУ. По мере развития газотурбинных установок происходил постепенный рост начальной температуры. За последние 60 лет она выросла более чем в два раза и достигла в большинстве ГТУ 1100 – 1200 [185], а в некоторых установках превысила температуру 1300 – 1400 [58, 184, 188, 190]. Фирма Mitsubishi, применив паровое охлаждение элементов статора турбины, освоила начальную температуру 1500 и работает над созданием ГТУ с температурой газа перед турбиной 1700 [59]. По этому параметру ГТУ значительно превосходят паротурбинные установки, где начальная температура пара фактически достигла своего предела, и в ближайшем будущем, хотя и планируется ее увеличение на 50 – 100 , но это потребует больших затрат при незначительном повышении КПД.
Высокие температуры газа в ГТУ достигнуты за счет использования более совершенных конструкционных решений [6, 85, 102, 103, 128, 179, 191] жаростойких сталей и сплавов, применения термозащитных покрытий лопаток [55, 86], эффективной системы их охлаждения, обеспечивающей требуемый ресурс установки [77, 141, 149, 160, 161, 162, 163, 177, 186]. Наиболее интенсивного охлаждения требуют сопловые и рабочие лопатки, а также диски первых ступеней турбины, работающие в очень напряженных условиях. Чем больше теплоперепад срабатывается в сопловой решетке первой ступени, тем ниже температура газа перед рабочими лопатками этой ступени. Поэтому первые ступени выполняют активными, рассчитанными на срабатывание больших теплоперепадов. Это обеспечивает применение более высокой температуры перед турбиной при том же материале рабочих лопаток и заданном сроке службы.
Кроме того, имеются теоретические разработки и опыт эксплуатации авиационных газотурбинных двигателей в качестве стационарных [34, 38, 39, 61, 83, 84, 118, 171]. В первую очередь это связано с тем, что они изначально проектировались для работы с более высокими температурами и за счет этого имеют больший КПД. Эти агрегаты имеют высокое техническое совершенство, компактны, надежны, не требуют охлаждающей воды, быстро запускаются в работу.
Существенным недостатком ГТУ, выполненных по простой схеме, являются большие потери тепла с уходящими газами. Их температура достигает значений 400 – 450 , а потери могут составлять до 70% от подводимой с топливом энергии. Вторичное использование теплоты уходящих газов позволяет достичь значительного прироста КПД.
Одним из способов внутрицикловой утилизации этого тепла является установка газовоздушных теплообменников – регенераторов, также называемая атмосферной регенерацией. Применение регенеративного подогрева сжатого в компрессоре воздуха позволяет сократить расход топлива и повысить на 5 – 6% КПД установки [47, 48, 49, 50, 52, 72, 98, 127, 167, 168, 181, 189]. Однако, в регенеративных ГТУ из-за малых значений коэффициента теплоотдачи со стороны газа, регенераторы атмосферного типа имеют большие поверхности теплообмена, что делает их громоздкими и металлоёмкими.
Применение в ГТУ регенеративного подогрева воздуха продуктами сгорания повышенного давления (напорная регенерация) позволяет не только повысить её тепловую экономичность, но и сократить на 20 – 30 % поверхность теплообмена в регенераторе [73, 168, 174].
Анализ схем регенеративных ГТУ показывает, что применение напорной регенерации по сравнению с атмосферной при прочих равных условиях приводит к росту внутреннего абсолютного КПД цикла на 1,1 – 1,2%. Недостатком схемы ГТУ с напорной регенерацией является уменьшение полезной работы в цикле.
Проведенное технико-экономическое сравнение ГТУ, работающих по схемам с атмосферной и напорной регенерацией, позволило сделать вывод о том, что экономически наиболее выгодная степень регенерации для обеих регенеративных схем примерно одинакова и изменяется в зависимости от стоимости топлива в пределах 0,6 – 0,68 [36, 174].
Повышение эффективности работы ГТУ также возможно за счет увеличения работы расширения, достигаемого путем усложнения схемы установки, позволяющего произвести расширение газового рабочего тела в турбине до давления ниже атмосферного значения [135, 173]. Для достижения этой цели в ГТУ должны быть дополнительно установлены газоохладитель и газовый компрессор, дожимающий газы, отработанные в турбине, до атмосферного значения.
Газоохладитель, служащий для охлаждения продуктов сгорания перед выбросом их в атмосферу, находится под разрежением. Давление в газоохладителе поддерживается за счет работы газового компрессора. Перерасширение продуктов сгорания приводит при оптимальном давлении за турбиной ТНД к повышению КПД установки в результате того, что ТНД работает в области более высоких температур, чем газовый компрессор. Проведенные расчеты показали, что применение в схеме ГТУ напорной регенерации и перерасширения газов позволяет увеличить эффективный КПД установки на 2% (абсолютных) по сравнению с исходной регенеративной ГТУ [173, 174]. Применение перерасширения в безрегенеративной схеме ГТУ позволяет получить эффективный КПД на уровне схемы ГТУ с атмосферной регенерацией.
Однако, технико – экономические расчеты показали, что экономический эффект от применения перерасширения в регенеративных и безрегенеративных ПГУ оказывается отрицательным, что объясняется значительными капиталовложениями в оборотную систему технического водоснабжения и отсасывающий газовый компрессор [173].
Еще одним способом повышения эффективности установок на базе газотурбинного двигателя является приближение процессов сжатия в воздушном компрессоре и расширения в газовой турбине к изотермическим [29, 31, 32, 38, 61]. Практически это осуществляется введением ступенчатого сжатия в компрессорах низкого и высокого давлений с промежуточным охлаждением и ступенчатого расширения в турбинах высокого и низкого давлений с промежуточным подводом теплоты.
В связи со значительным усложнением конструкции ГТУ применятся не более одного промежуточного охладителя и одного промежуточного подогревателя. Впервые такой цикл был реализован в энергетической установке большой мощности ГТ-100-750-2, созданной Ленинградским металлическим заводом и установленной на Краснодарской ТЭЦ и ее КПД составил 28% [59].
Методика расчета обобщенной тепловой схемы ГТУ и ПГУ смешения на ЭВМ
ПГУ смешения, выполненная по обобщенной схеме, работает следующим образом. Атмосферный воздух поступает в компрессор низкого давления 1, где повышается его давление. Затем он разделяется на два потока. Первый из них, пройдя воздухоохладитель 2, направляется в компрессор высокого давления 3. После чего поток воздуха смешивается с потоком пара из пароперегревателя парового котла-утилизатора 14. Далее паровоздушная смесь поступает в регенератор высокого давления 4, который представляет собой теплообменный аппарат поверхностного типа. Подогретая паровоздушная смесь подается в основную камеру сгорания 5, в которой сжигается газообразное топливо. Из основной камеры сгорания 5 продукты сгорания попадают в турбину высокого давления 6, являющуюся приводом для компрессоров низкого и высокого давлений 1, 3. Второй поток сжатого воздуха после компрессора низкого давления 1 смешивается с потоком пара из пароперегревателя парового котла-утилизатора 16. Далее паровоздушная смесь поступает в регенератор низкого давления 8, который представляет собой теплообменный аппарат поверхностного типа. В регенератор низкого давления 8 после парового котла-утилизатора 15 также направляются отработавшие газы, которые отдают часть своего тепла паровоздушной смеси. Подогретая паровоздушная смесь направляется в параллельную камеру сгорания 9, в которой сжигается газообразное топливо. Продукты сгорания из параллельной камеры сгорания 9 смешивается с продуктами сгорания из турбины высокого давления 6, куда подается еще один поток пара из пароперегревателя парового котла-утилизатора 16 и поступают в последовательную камеру сгорания 10, в которой сжигается газообразное топливо. Откуда продукты сгорания направляются в турбину низкого давления 11, которая является приводом для электрогенератора 13 и газового компрессора 22. Выхлопные газы, поступающие из турбины низкого давления 11, проходят регенератор высокого давления 4, где подогревают паровоздушную смесь перед основной камерой сгорания 5. Из регенератора высокого давления 4 выхлопные газы поступают последовательно в пароперегреватель парового котла-утилизатора 14 и в сам котел-утилизатор 15, где отдают тепло пару в пароперегревателе и его котловой воде. Выхлопные газы, поступающие из парового котла-утилизатора 15, проходят регенератор низкого давления 8, где подогревают паровоздушную смесь перед параллельной камерой сгорания 9. Из регенератора низкого давления 8 выхлопные газы поступают последовательно в пароперегреватель парового котла-утилизатора 16 и в сам котел-утилизатор 17, где отдают тепло пару в пароперегревателе и его котловой воде. Выхлопные газы из парового котла-утилизатора 17 проходят экономайзер подпиточной воды 18, где отдают тепло подпиточной воде. Из экономайзера подпиточной воды 18 выхлопные газы поступают в водогрейный котел-утилизатор 19, подогревая сетевую воду, которая сетевым электронасосом 23 направляется к тепловому потребителю 20. Из водогрейного котла-утилизатора 19 выхлопные газы проходят контактный газоохладитель 21, где паровая составляющая потока конденсируется и смешивается с охлаждающей водой, которая циркуляционным электронасосом 25 подается в аппарат воздушного охлаждения 24, для понижения ее температуры. Из контакного газоохладителя 21 выхлопные газы направляются в атмосферу с помощью газового компрессора 22, который также поддерживает в утилизационной части установки разряжение. Часть потока охлаждающей воды, смешанной с конденсатом из контакного газоохладителя 21, конденсатным насосом 26 направляется в деаэратор перегретой воды 27. В него также с помощью подпиточного насоса 28 через экономайзер перегретой воды 18 подается поток перегретой воды, дозируемый редукционным клапаном 29. Деаэрированная вода из деаэратора перегретой воды 27 питательными электронасосами 30 и 31 подается в паровые котлы-утилизаторы 15 и 17 соответственно.
При разработке методики были использованы подходы, изложенные в работах В.Я. Рыжкина, С.В. Цанева, В.В. Рыбалко и др. [139, 140, 169, 170]. Расчет газотурбинной установки ведется по классической методике с использованием метода последовательных приближений. Допущения, принятые к расчету: 1. Степень повышения давления между ступенями компрессора распределена равномерно. 2. Утечки воздуха условно считаются в точке между компрессором и камерой сгорания. 3. Влияние продуктов сгорания на энтальпию смеси учитывается поправочным коэффициентом [140]. 4. Воздух и водяной пар, идущие на охлаждение газовых турбин, условно возвращаются в цикл за ТНД. 5. Падение давления потока продуктов сгорания в утилизационной части условно принимается в одной точке, после газоохладителя. 6. Не учитывается влияние вспомогательных насосов, деаэратора перегретой воды и потерь в технологических трубопроводах на энтальпию воды и пара, а также на расход электроэнергии на собственные нужды в связи с его незначительностью.
Использование постоянных теплоемкостей при различных температурах рабочего тела (воздуха и газа) приводит к некоторому занижению коэффициента полезного действия ГТУ [176]. Поэтому при разработке методики расчета обобщенной тепловой схемы ГТУ и ПГУ смешения были использованы формулы для расчета реальных параметров воздуха, воды и водяного пара в каждом конкретном состоянии.
Термодинамические параметры воздуха определяются с использованием формул для расчета на ЭВМ, определяющими при этом служат давление и температура в конкретном состоянии [158]:
Математическая модель обобщенной тепловой схемы ГТУ и ПГУ смешения с использованием теории графов
Современное развитие компьютерных технологий открывает широкие возможности по использованию методов слепого поиска при нахождении экстремальных значений. Так же появляется возможность в полной мере применить метод последовательных приближений, выстраивая сложные циклы с множеством итераций.
Расчеты газотурбинных установок построены на итерационном подходе, их осложняет необходимость учета изменяемых условий окружающей среды и есть необходимость расчета реальных термодинамических параметров теплоносителей (воздуха, воды и водяного пара), поэтому методика приведенная в предыдущем разделе была реализована в форме программного комплекса «Система автоматизированного расчета ГТУ и ПГУ смешения» [148]. В него помимо основной программы расчета входят подпрограммы: «Расчет основных термодинамических параметров воздуха» [146] и «Расчет основных термодинамических параметров воды и водяного пара» [147]. Они могут использоваться как совместно с общим расчетом, так и самостоятельно. Указанный комплекс значительно превосходят по производительности, программные продукты автора, созданные ранее [142 – 145]
Для реализации в программной форме был выбран язык программирования Ruby 2.0. Его плюсами являются: - некоммерческий продукт; - есть доступ к языкам разметки (html), динамическим вкладкам (java script), динамическому переопределению (-функции), использованию одного метода для расчета нескольких элементов; - высокая скорость работы; - распространенность (по объему программного обеспечения в сети Интернет занимает второе место); - конечный продукт – web-приложение.
Алгоритм нахождения изобарной и изохорной теплоемкостей воздуха, его энтальпии и энтропии линеен и приводится в главе 2. Блок-схема подпрограммы «Расчет основных термодинамических параметров воды и водяного пара» приводится на Рисунке 6. Исходные данные: температура в градусах Кельвина (Т) и давление в МПа (р). В зависимости от начальных параметров проводится оценка агрегатного состояния воды и принадлежности к одной из зон расчета: 1 – не кипящая вода, 2 – перегретый пар, 4 – кипящая вода и сухой насыщенный пар, 5 – перегретый пар при Т 1073,15 К. После расчета выводится массив данных: .
Отметим, что в первоисточнике отдельно приводится расчет зоны 3 – не кипящая вода при давлении р 10 МПа. В связи с тем, что реально существующие газотурбинные установки работают при значительно меньшем давлении, данная зона не была включена в подпрограмму «Расчет основных термодинамических параметров воды и водяного пара». Это изменение приводит к ограничению исходных данных. Обобщив все вышесказанное, их предельные значения для определения термодинамических параметрах воды и водяного пара представляются неравенствами: 273 Т 2273,15 К; 0 р 10 МПа.
Программный комплекс «Система автоматизированного расчета ГТУ и ПГУ смешения» позволяет рассчитывать параметры более 500 различных тепловых схем ГТУ и ПГУ смешения при варьируемых параметрах. Элементы схемы представлены отдельными методами, что особенно удобно при расчете однотипного оборудования. Блок-схема метода расчета КНД приведена на Рисунке 7.
Расчет КВД происходит с использованием этого же метода, меняются лишь исходные параметры. Метод расчета КГ отличается обращением к подпрограмме определения термодинамических свойств воды и водяного пара.
Особое внимание следует уделить методу расчета ТВД. Его блок-схема приведена на Рисунке 8. Особенностью метода является наличие в нем двойного цикла. Это связано с тем, что основные термодинамические параметры как воздуха, так воды и водяного пара, рассчитываются по двум исходным переменным: температуре и давлению. Поэтому сначала задаются приближенными температурой и давлением в конце процесса расширения. Затем находят удельную работу расширения ПГС в ТВД и сравнивают ее с необходимым значением, которое должно обеспечить в полной мере привод воздушного (-ых) компрессора (-ров) в заданной погрешности. Если это условие не выполняется, происходит возврат в начало расчета и переопределение температуры в конце сжатия. В случае достаточности удельной работы происходит переход к нахождению расчетного давления в конце процесса расширения. После чего оно сравнивается с заданным и если отличие превышает погрешность, то осуществляется возврат в начало расчета и переопределение конечного давления. Цикл повторяется с уточнением температуры при новом давлении.
Схемы и циклы рабочих тел ПГУ с применением впрыска водяного пара из котла-утилизатора
Таким образом, применение двухступенчатого сжатия с промежуточным охлаждением позволяет увеличить максимальный эффективный КПД цикла на 0,87% и полезную мощность цикла на 7,42 МВт по сравнению с базовой установкой. Рост этих показателей связан с уменьшением мощности, потребляемой воздушным компрессором. Это происходит за счет уменьшения средней температуры воздуха в процессе сжатия.
Для того чтобы говорить об эффектах, возникающих при применении ступенчатого подвода теплоты в дополнительного параллельной камере сгорания, для сравнения нужно привести данные ГТУ со ступенчатым подводом теплоты в дополнительной последовательной камере сгорания. Схема такой установки приведена на Рисунке 33. А зависимости эффективного КПД и полезной мощности от давления на выходе из КВД на Рисунках 34 и 35 соответственно. Максимальные значения: NГТУ= 37,41 МВт, =37,40%
Применение ступенчатого подвода теплоты в дополнительной последовательной камере сгорания приводит к некоторому снижению эффективного КПД, на 1,01%, при значительном приросте полезной мощности, на 11,72 МВт, по сравнению со схемой с двухступенчатым сжатием. Это связано с увеличением среднеинтегральной температуры подвода теплоты в цикле с одновременным ростом потерь с уходящими газами из-за повышения температуры газов на выходе из ТНД.
Для схем с перегревом пара и регенерацией основным ограничивающим фактором стал температурный напор на поверхностях нагрева пароперегревателя и регенератора высокого давления, соответственно. Минимальные температурные напоры в этих теплообменниках приняты равными 100оС. Экстремальное значение КПД, в зависимости от давления на выходе из компрессора, для схем далеко выходит за пределы реально существующих установок (около 3МПа). В исследовании за предельное значение по этому параметру взято 4 МПа – с учетом общей тенденции к росту начальных параметров. Максимальная доля впрыскиваемого пара в газовый тракт ГТУ по условиям полноты сгорания топлива находится в пределах 10% от расхода сухого газа в установке [127].
Впрыск сухого насыщенного пара в камеру сгорания для установки, выполненной по схеме, изображенной на Рисунке 16, приводит к снижению КПД ПГУ (Рисунок 36) и повышению полезной мощности (Рисунок 37). Последнее происходит из-за увеличения количества рабочего тела и роста калорийности ПГС. В свою очередь, уменьшение коэффициента полезного действия вызвано частичной или полной (в зависимости от условий) конденсацией впрыскиваемого пара за счет отвода от него теплоты к воздуху. Это приводит к тому, что в камере сгорания теплота тратится на повторное испарение конденсата, а только потом на повышение температуры образовавшегося пара.
Для установки, выполненной по схеме с впрыском перегретого пара в камеру сгорания (Рисунок 18), зависимость эффективного КПД и полезной мощности от доли впрыска имеет линейный характер, поэтому для исследования принята d=0,1 кг/с пара на 1 кг/с сухого газа.
Термодинамическая оценка этой схемы проводилась при различных значениях температуры перегрева пара. Зависимости эффективного КПД ПГУ от давления на выходе из КВД приведены на Рисунке 39.
Зависимости эффективного КПД ПГУ с двухступенчатым сжатием воздуха в компрессорах и впрыском перегретого пара из котла– утилизатора в камеру сгорания от давления на выходе КВД при различных температурах перегрева.
Характер полученных кривых говорит о том, что максимальный коэффициент полезного действия в большей степени зависит от давления на выходе из воздушного компрессора, чем от температуры впрыскиваемого пара. Анализ результатов расчетов показал, что для ПГУ с двухступенчатым сжатием воздуха в компрессорах и впрыском перегретого пара из котла–утилизатора в камеру сгорания максимальные значения эффективного КПД и полезной мощности получаются при давлении на выходе из КВД Р2=4,0 МПа и температуре перегретого пара tПП=330 , их значения соответственно: =43,80%, NПГУ=34,82 МВт. В тоже время, если схема будет реализована на базовой установке АД–31СТ (без изменения степени сжатия в воздушном компрессоре), то зависимость эффективного КПД будет иметь линейный характер (Рисунок 40). И при температуре перегретого пара tПП=440 коэффициент полезного действия и полезная мощность составят соответственно: = 41,08%, NПГУ= 33,16 МВт.
Таким образом, при использовании впрыска перегретого пара происходит рост полезной мощности установки за счет увеличения количества рабочего тела и его калорийности, а прирост КПД обусловлен повышением среднеинтегральной температуры подвода теплоты.
Для установки, выполненной по схеме с впрыском сухого насыщенного пара в регенератор высокого давления (Рисунок 20), зависимость эффективного КПД и полезной мощности от доли впрыска имеет линейный характер, поэтому для исследования принята d=0,1 кг/с пара на 1 кг/с сухого газа.
Термодинамическая оценка этой схемы проводилась при различных значениях температуры подогрева ПГС в регенераторе высокого давления. Зависимости эффективного КПД ПГУ от давления на выходе из КВД приведены на Рисунке 41. Характер полученных кривых говорит о том, что максимальный коэффициент полезного действия в большей степени зависит от температуры ПГС на выходе из регенератора высокого давления, чем от давления на выходе из воздушного компрессора.
Анализ результатов расчетов показал, что для ПГУ с двухступенчатым сжатием воздуха в компрессорах и впрыском сухого насыщенного пара из котла– утилизатора в регенератор высокого давления максимальные значения эффективного КПД и полезной мощности получаются при давлении на выходе из КВД Р2=2,4 МПа и температуре перегретого пара tПП=390 , их значения соответственно: =47,76%, NПГУ=33,45 МВт. Дальнейшему повышению этих показателей препятствует снижение температурного напора в регенераторе.