Termodinamicheskie_osnovy_ciklov_teploen ergeticheskih_ustanovok_A.A._Aleksandrov (А.А. Александров - Термодинамические основы циклов теплоэнергетических установок), страница 21

8.3. Регенеративный цикл ПУ В 9 7.б было показано, что внешшою необратимость цикла можно уменьшить, применяя регенерацию теплоты. Рассмотрим использование этого метода повышения экономичности цикла применительно к циклу ГТУ. На рис. 8.7 представлена принципиальная схема рсгенеративной ГТУ, а на рис. 8.8 и 8.9 показан ее обратимый предельный регенеративный цикл в р, о- и т, з-диаграммах. В этой установке в компрессоре К обратимос аднабатнос сжатие атмосферного воздуха производится до состояния 2, после чего он направляется в регенератор Р, где к нему при постоянном давлении р подводится теплота от уходящих нз турбины 7' газов.

Нагретый здесь до состояния 5 воздух поступает в камеру сгорания КС, а охлажденный до температуры Тз газ выбрасывается в атмосферу. В камере сгорания при изобарном горении топлива подводится теплота сг! н образуются газы с параметрами состояния 3, которые далее поступают в турбину и в процессе обратимого аднабатного расширения до состояния 4 совершают работу, после чего, пройдя через регенератор, выбрасываются в атмосферу. В предельном регеперативном цикле предполагается, что нагрев воздуха за счет теплоты, отбираемой от уходяших газов, пронзво- Ряс. 8.9 Рвм. 8.7 Рис. 8,8 !22 литов до температуры, с которой они покидают турбину, т.е. Тз = Т4, а сами газы при этом охлаждаются до температуры воздуха после компрессора, т.е.

Ть = Тз. Очевидно, что для этого необходимо, чтобы при всех температурах теплоемкости воздуха и газа были бы одинаковы, а регенератор имел бы бесконечно большую поверхность, чем и определяются условия рассмотрения этого предельно идеализированного цикла. Выражение для термического КПД предельного регенеративного цикла ГТУ отличается от такового для простого цикла 1см. (8.1)] голько тем, что подвод теплоты д> рассматривается в нем для другого диапазона температур: >)> ( >' )к)IХ> = >(Ь> Ь4) (Ьз — Ь>)]l(Ь> — '»).

(8.12) Проанализировать же, что изменяется в характере зависимостей >того КПД от параметров газа, удобно, снова применив выражение его через средние температуры подвода и отвода теплоты 1см. (2.13)]. Из Т, з-диаграммы цикла (рис. 8.9) можно заключить, что средняя температура подвода теплоты в рсгенеративнол> цикле выл>с, чем в простом, а средняя температура отвода теплоты ниже (в отличие от регенеративного цикла ПТУ). Оба эти фактора ведут к >ому, что термический КПД при ввсдении регенерации теплоты увеличивается. При возрастании температуры газа перед турбиной Т> средняя температура подвода теплоты Т, повышается, а средняя >смпература отвода теплоты Тз,р остается неизменной. Поэтому, в отличие от простого цикла, с увеличением температуры газа перед >урбиной термический КПД регенеративного цикла возрастает.

Если жс при постоянной температуре Тз увеличить давление газа после компрессора (цикл > — Ла — 5а — За — 4а — ба — 1 на рис. 8.10), то снищтся Т, и повысится Т . Поэтому при увеличении степени повыи>ения давления р термический КПД предельного регенеративного цикла уменьшается и сокращается интервал температур, в котором можно осуществить регенерацию теплоты (Тз„— Тз„вместо Т> — Тз), вплоть до ситуации, когда регенерация будет вообще невозможна. Заметим, что для приближенных расчетов можно использовать простую формулу, получаемую на основе (8.12).

Если в этой формуяс, как и раньше, энтальпию выразить через температуру и теплоемм>сть с„, а отношение температур в адиабатном процессе представить по (3.7) в виде Тз!Т4 = Р<' >У~, то после несложных преобразомпшй для термического КПД предельного регенеративного цикла можно получить 123 Рнс. 3.11 Рнс. 8.10 = 1 — (~'~'Гз)р1" (8.1 В реально существующей ГТУ применить предельную регенер цию невозможно.

Степень полноты непользования теплоты уход щего газа в действителыюм цикле (рис. Зды) характеризуется слс пенью рееенеранил, представляющей собой долю теплоты, реалы использованной при регенерации, по отношению к теплоте, отвод мой от газа при предельной регенерации: О (Ь5 Л2д)/(64д Ь2д). (8Л Внутренний КПД дейсгвительного цикла при этом может быть пре, ставлеп как рсс (ЛЗ ~4)Чо~ (Л2 ~3!)~пр! 43 Л5 (8.) 8.4. Цикл ГТУ с многоступенчатыми сжатием воздухс и расширением газа Как было установлено ранее, в ГТУ значительная доля работы з трачивается на сжатие воздуха в компрессоре. Поэтому для повыш ния экономичности ГТУ следует всемерно стремиться к уменьш нию работы компрессора.

!24 Здесь энтальпия Ь определяется исходя из принятой степени рег нерации, которая обычно составляет о = 0,5 — 0,8. При увеличенр ее возрастает внутренний КПД ГТУ из-за уменьшения необратим сти теплообмена в регенераторе, но при этом также увеличивает поверхность регенеративного теплообменника. Поэтому значение выбирается на основе технико-экономических расчетов. Работа, затрачиваемая на сжатие воздуха в компрессоре, есть техническая работа, определяемая [см. (3.2)] как 1с = — ~одр.

Очевидно, что она будет тем меньше, чем меньше удельный объем сжимаемого воздуха, который, в свою очередь, тем меньше, чем ниже его температура. С этой целью, например, в тихоходных поршневых компрессорах охлаждают воздух в процессе его сжатия в цилиндре. В ГТУ же, где применяются ротационные компрессоры, охлаждение воздуха в процессе сжатия невозможно, процесс в них протекает канабатно и сопровождается значительным ростом температуры воздуха, Поэтому уменьшить затрачиваемую работу здесь можно только, если по достижении некоторого промежуточного давления возлух вывести из компрессора в теплообменник, где охладить его до первоначальной температуры, а затем снова направить в следующую ступень компрессора для продолжения сжатия. В то же время на примере цикла ПТУ было показано, что увеличить среднюю температуру подвода теплоты в цикле и работу турбины можно, если при расширении рабочего тела при некотором промежуточном давлении к нему подвести дополнительное количество теплоты.

Это должно привесги к повышению КПД цикла. Рассмотрим, как зто осуществляется, на примере ГГУ с двухступенчатым сжатием воздуха и двухступенчатым расширением газа, принципиальная схема которой приведена на рис. 8.12. Действиюяьный цикл этой ГТУ в Т, з-диаграмме представлен на рис. 8.13. Атмосферный воздух сначала сжимается необратимо адиабатно в компрессоре низкого давления КНДдо состояния 2д при промежую <ном давлении р2. Затем он направляется в промежуточный охлалнтель ОХ, где при постоянном давлении отдаст теплоту охлаждающей воде н температура его снижается до первоначальной (точка 3 па рис. 8.13). После этого в компрессоре высокого давления К~1' козлух сжимается адиабатно необратимо до состояния 4д при конеч- 125 ном давлении р4, с которым поступает в камеру сгорания высокоп давления КСВД, куда подается и топливо. При изобарном горени| топлива здесь образуются продукты сгорания с параметрами со стояния 5.

Адиабатное необратимое расширение этого газа сначала произво дится в турбине высокого давления ТВД до давления рь, с которьп он поступает в камеру сгорания низкого давления КСНД, куда така< подается топливо. В продуктах сгорания после КСВД остается ещ большое количество кислорода, что позволяет провести процес изобарного горения топлива и в КСНД, в результате чего температу ра рабочего тела повышается до Т .

Окончательное расширение газ до атмосферного давления происходит в турбине низкого давлени ЧНД, и с параметрами состоянии Вд он выбрасывается в атмосферу. Работа такой ГТУ определяется как разность работ двух турбин двух компрессоров: д д д д д ~гтт = (твд+(тнд (квд (кнд а подведенная теплота — как сумма теплот, подведенных в двух кг мерах сгорания: д д д Ч~ = Чксвд+ Чкснд. Тогда формула для внутреннего КПД цикла принимает вид л1д мгту (~5 ~бд) + (~7 ~зд) (~зд ~1) (В4д ~3) д д д д Ж "дд) + (пт "ьд) Важной задачей при расчете многоступенчатого цикла являетс выбор промежуточных давлений при сжатии воздуха и при расшир( нии газа.

Подойти к ее решению при выборе промежуточных давя~ ний сжатия в компрессорах можно следующим образом. Естественным является стремление распределить давления таки образом, чтобы суммарная работа сжатия воздуха была бы наимен~ шей. Работу, затрачиваемую в каждом компрессоре, можно предст: вить в виде (3.14). Просуммировав их и исследовав сумму на мин~ мум, найдем, что минимальная работа сжатия достигается, когт степени повышения давления в каждом компрессоре р, одинаковы составляют (8.1' где р „— конечное давление сжатого воздуха; г — число отупев< сжатия.

126 При таком распределении давлений в каждом компрессоре затрачивается одинаковая работа. Аналогично можно установить, что максимальная работа расширения газа получается, когда степени по- пижения давления в каждой турбине В, одинаковы и равны 1),' = з„'/р,„„)р~ (1 = 1, 2, ..., у), (8.18) где у — число ступеней расширения газа ( юнсло турбин). Заметим, что число компрессоров и турбин в ГТУ не более трех. При распределении давлений между компрессорами и турбинами могут дополнительно учитываться и другие условия. Например, ГТУ с двухступенчатым сжатием и двухступенчатым расширением может быть выполнена не в одновальном, а в двухвальном варианте, причем на одном валу будут расположены компрессоры и одна из турбин, на другом — турбина и генератор.

В этом случае промежуточное давление при расширении газа выбирается так, чтобы мощность турбины на компрессорном валу равнялась мощности компрессоров. 8.$. Заключение Газотурбинная установка является легким и компактным двигателем, не требующим большого количества охлаждающей воды и имеющим непродолжительный период пуска. В то же время экономичность ее ниже, чем экономичность паротурбинной установки. 11ри применении регенерации КПД ГТУ может быть существенно повышен, но это связано с установкой поверхностного теплообменника очень больших размеров, что снижает перечисленные выше достоинства ГТУ. Кроме того, ГТУ имеют ограничения по используемому топливу (только жидкое или газ) и для них трудно создать агрегат большой единичной мощности (более 200 МВт).

Поэтому они нашли широкое применение в качестве привода нагнетателей на газо- н нефтеперекачиваюших станциях магистральных трубопроводов, транспортных силовых установок, резервных агрегатов электростанций и основных агрегатов элекгростанций малой мощности. В последние годы активно развивается их использование на электростанциях в качестве составной части комбинированных парогазовых установок, обеспечивающих максимальную экономичность выработки электроэнергии.