Цикл газотурбинной установки

В отличие от паротурбинного цикла (паросилового цикла Ренкина для водяного пара), в циклах газотурбинных установок рабочим телом служат нагретые до высокой температуры сжатые газы. В качестве таких газов чаще всего используют смесь воздуха и продуктов сгорания жидкого (или газообразного) топлива.

Принципиальная схема газотурбинной установки (ГТУ с подводом тепла при р = const) представлена на рис. 4.11. Воздушный компрессор КП сжимает атмосферный воздух, повышая его давление с/?, дор₂, и непрерывно подает его в камеру сгорания КС. Туда же специальным насосом непрерывно подается необходимое количество жидкого или газообразного топлива. Образующиеся в камере продукты сгорания выходят из нее с температурой Т_г и практически с тем же давлением р₂ (если не учитывать сопротивления), что и на выходе из компрессора (р₂-р_г)• Следовательно, горение топлива (т. е. подвод теплоты) происходит при постоянном давлении.

Рис. 4.11. Принципиальная технологическая схема электростанции с газовыми турбинами: КС — камера сгорания; КП — компрессор;

ГТ— газовая турбина; G — генератор; Т- трансформатор;

М- пусковой двигатель; СН — собственные нужды;

РУВН — распредустройство высокого напряжения

В газовой турбине ГТ продукты сгорания (рис. 4.12) адиабатно расширяются, в результате чего их температура снижается до Г₄, а давление уменьшается до атмосферного р₀. Весь перепад давлений р_} — р₀ используется для получения технической работы в турбине / .

Большая часть этой работы /_к расходуется на привод компрессора; разность /_т — /_к затрачивается на производство электроэнергии в электрическом генераторе G или на другие цели. Эта разность и составляет полезную работу цикла (расход энергии на привод топливного насоса невелик, и в первом приближении его можно не учитывать).

Рис. 4.12. Цикл ГТУ: а — в ^-диаграмме; б — в ^-диаграмме.

Заменив сгорание топлива изобарным подводом теплоты (линия 23 на рис. 4.12), а охлаждение выброшенных в атмосферу продуктов сгорания — изобарным отводом тепла (линия 41), получим цикл газотурбинной установки 1−2-3−4.

Полезная работа /_ц изображается в /?, у-диаграмме площадью, заключенной внутри контура цикла (площадь 1−2-3−4). На рис. 4.12, а видно, что полезная работа равна разности между технической работой, полученной в турбине (площадь 6−3-4−5), и технической работой, затраченной на привод компрессора (площадь 6−2-1−5). Площадь цикла 1 —2—3—4 в Г, 5-диаграмме эквивалентна этой же полезной работе (см. рис. 4.12, б). Теплота, превращенная в работу, получается как разность между количествами подведенной д, (площадь 8−2-3−7) и отведенной q₂ (площадь 1−4-7−8) теплоты. Коэффициент полезного действия идеального цикла ГТУ

(теплоемкость с_р принята для простоты постоянной).

Одной из основных характеристик цикла газотурбинной установки является степень повышения давления в компрессоре тс, равная отношению давлений воздуха после компрессорар₂ к давлению перед ним p_v Выразим.

посколькур₄ = /?, ир_г= р_г после ряда преобразований из (4.2) получим.

Формула (4.3) при к — 1,33 дает следующие значения r_t для различных величин к:

Коэффициент полезного действия идеального цикла непрерывно возрастает с увеличением к. Это связано с увеличением температуры в конце процесса сжатия Т₂ и соответственно температуры газов перед турбиной Т_у

На рис. 4.12, б отчетливо видно, что цикл 1−2'-3'-4, в котором п больше, экономичнее цикла 1−2-3−4, ибо по линии 2−3' подводится больше теплоты q_r чем по линии 2−3, при том же количестве отведенной в процессе 4−1 теплоты q_r При этом Г₂ и Т'₃ больше, чем соответственно Т₂ и Т_у

К сожалению, максимальная температура газов перед турбиной ограничивается жаропрочностью металла, из которого делают ее основные элементы (в авиационных двигателях 1100−1200°С, а в стационарных 750−850°С). Поэтому приходится сознательно идти на снижение температуры горения топлива (за счет подачи излишнего количества воздуха).

При определении оптимального значения к для заданной начальной температуры газа стремятся не только к более высокому КПД, но и к минимальному расходу газа на единицу вырабатываемой мощности.

Чем меньше этот расход, тем меньше размеры турбины и компрессора, а следовательно, размеры всей установки. Значение к, отвечающее максимуму r|_f, не совпадает со значением я, отвечающим минимуму расхода газа.

Оптимальные значения к = 3−6, в некоторых случаях 10−12.

Очевидно, что эффективность газотурбинной установки возрастает с понижением температуры воздуха, засасываемого в компрессор. Понижение этой температуры приводит к увеличению полезной мощности газотурбинной установки и, следовательно, к повышению ее КПД.

Чем совершеннее газовая турбина и компрессор, тем эффективнее газотурбинная установка, так как более совершенная турбина вырабатывает большую мощность, а более совершенный компрессор поглощает меньшую мощность и в результате увеличивается полезная мощность и КПД газотурбинной установки. При этом следует отметить, что влияние турбины на КПД газотурбинной установки больше, чем влияние компрессора.

Для повышения КПД ГТУ применяют способ регенерации тепла (рис. 4.13). В отличие от предыдущей принципиальной схемы в нее включен теплообменник (2). Он представляет собой теплообменник, в котором воздух, идущий от компрессора в камеру сгорания, нагревается отработавшими газами, уходящими из турбины в атмосферу. Вследствие частичного использования тепловой энергии отработавших газов КПД установки повышается.

Рис. 4.13. Принципиальная схема газотурбинной установки разомкнутого процесса со сгоранием при постоянном давлении и регенерацией тепла:

• 1 - компрессор; 2 — регенератор; 3 — камера сгорания; 4 — топливный насос;
• 5 — генератор электрического тока; 6 — газовая турбина

Идеальный цикл такой установки в /?, vи 7>-диаграммах дан на рис. 4.14. Линия 1−2 изображает изоэнтропное сжатие воздуха (в компрессоре); линия 2−3 — изобарный подвод тепла к газу (в регенераторе); линия 3−4 — изобарный подвод тепла в камере сгорания; линия 4−5 — изоэнтропное расширение газа (в турбине); линия 5−6 — изобарный отвод тепла от продуктов сгорания (в регенераторе); линия 6−1 — изобарный отвод тепла от продуктов сгорания (в атмосфере).

Отношение количества тепла, полученного воздухом в регенераторе, к количеству тепла, необходимого для нагрева воздуха до температуры отработавших в турбине газов, называется степенью регенерации а. Так как температура нагретого воздуха, покидающего регенератор, практически всегда меньше температуры отработавших газов, покидающих турбину, то, а < 1.

Рис. 4.14. Идеальный цикл газотурбинной установки со сгоранием при постоянном давлении и регенерацией тепла.

В соответствии с рис. 4.14

Определим термический КПД цикла. Количество тепла, подведенного в цикле (от верхних источников тепла), составляет Количество тепла, отведенного в цикле (в нижние источники тепла), меньше, чем в цикле без регенерации, на величину количества тепла, отдаваемого на нагрев в регенераторе, т. е. на величину с_р(Т_ъ— Т₂). Поэтому количество тепла, отводимого в цикле, будет.

Ч₂ = с l (T_s — Г,) — (Г₃ — Г₂)] = с, [(Г, — Г,) — о (Г₅ — Щ

Термический КПД цикла.

Обозначим отношение максимальной и минимальной температур в цикле через

Можно показать, что при отсутствии регенерации (ст = 0) уравнение (4.5) переходит в уравнение (4.3).

На рис. 4.15 представлена зависимость r_t от ст для некоторых значений к (степень повышения давления в компрессоре). Из рисунка видно, что r_t увеличивается с ростом ст, причем это увеличение более значительно при сравнительно небольших значениях л. Однако для получения больших ст требуются регенераторы с большими поверхностями. Кроме того, включение регенератора в схему вызывает дополнительные гидравлические сопротивления. Все это несколько снижает экономичность установки, поэтому увеличение поверхности регенератора, т. е. увеличение ст, производится до определенного предела, зависящего от выполнения всей установки и определяемого окончательно технико-экономическим расчетом. Для установок с процессом р = const обычно, а = 0,7−0,8.

Рис. 4.15. Зависимость г|_/ от, а при некоторых значениях п для цикла газотурбинной установки со сгоранием при р = const.

Отметим, что основу современных газотурбинных электростанций России составляют газовые турбины мощностью 25−100 МВт.

В последние годы для электроснабжения газовых и нефтяных месторождений получили широкое распространение газотурбинные электростанции мощностью 2,5−25 МВт. В табл. 4.1 приведены основные характеристики газотурбинных электростанций ЗАО «Искра-Энергетика», а на рис. 4.16- общий вид ГТЭС-4.

Таблица 4.1

Основные характеристики газотурбинных электростанций.