Диссертация (Исследование влияния параметров ГТУ и ПГУ на их характеристики на основе методики с детальным учетом потерь от охлаждения в газовой турбине), страница 15

Толстая сплошная линия соответствует режимам, при которыхвыполняется условие Td = 650оС. В области, лежащей на диаграмме правее иниже этой линии, температура уходящих газов ГТУ превышает 650 оС, чтонарушает условие ограничения максимально допустимой температурысвежего пара.Как видно из диаграмм, для каждого значения степени сжатия КПДпарогазовой установки увеличивается с ростом Tc в диапазоне температурвплоть до 2000оС. Несмотря на то что КПД ГТУ, работающей в составе ПГУ,имеет при некоторой температуре свой максимум, теоретический КПД ПГУвсе равно продолжает расти из-за прироста КПД паротурбинной установки икотла-утилизатора. Однако ограничением на пути роста КПД ГТУ являетсялиния, соответствующая максимально допускаемой температуре металлалопаток паровой турбины (сплошная линия на диаграмме).

Поэтому точки смаксимальными КПД ПГУ для каждого значения температуры Tc припринятых ограничениях расположены на линии Td = 650оС.На рисунке 5.11 приведена зависимость максимального КПД при даннойтемпературе Tc от значения температуры для двух вариантов ПГУ. Каждойточке на построенных кривых соответствует некоторое собственное значениеε. Чем выше температура Tc, тем выше соответствующее значение ε (см.рисунки 5.9 и 5.10).Значения КПД на рисунке 5.11 соответствуют значениям на линииTd = 650оС с рисунков 5.9 и 5.10.

КПД двухконтурной ПГУ достигает своегомаксимального значения ηПГУ ≈ 58,6% при температуре Tc ≈ 1700-1750оС, аКПД трехконтурной ПГУ с промперегревом достигает ηПГУ ≈ 60,1% в районетемператур Tc ≈ 1600-1650оС. С дальнейшим ростом Tc КПД ПГУ начинаетуменьшаться.131Рисунок 5.9 — Диаграмма зависимости КПД двухконтурной ПГУ от параметров Tc и ε132Рисунок 5.10 — Диаграмма зависимости КПД трехконтурной ПГУ с промперегревом от параметров Tc и ε133Рисунок 5.11 — График зависимости максимального КПД ПГУ при данной температуре от температуры газов передгазовой турбиной: 1 — двухконтурная ПГУ; 2 — трехконтурная ПГУ с промперегревом134Переход от двухконтурной схемы к трехконтурной с промежуточнымперегревом влечет за собой увеличение КПД ПГУ от 2,5% до 0,8% вдиапазоне температур Tc = 1400-1800оС, что соответствует данным,опубликованным в других литературных источниках [6, 58].Таким образом, можно сделать важный вывод, что коэффициентполезного действия парогазовой установки при условии ограничениямаксимальной температуры пара на входе в паровую турбину имеет своймаксимум.Полученныерезультаты,вцелом,соответствуютпараметрам,достигнутым в современной энергетике.

Так, КПД существующих ГТУ внастоящее время достигает значений 40-41%, а КПД ПГУ на их основе —60-61% [58]. В настоящее время рядом зарубежных фирм ведутся разработкиеще более экономичных установок на более высокие параметры.Возможно произвести теоретическую оценку предельной мощностиГТУ, приняв в качестве начальных параметров оптимальные значениятемпературы Тс = 1650оС и отношения давлений ε = 26. Для этого требуетсяоценить расход газа на входе в турбину. Рассмотрим пример газовойтурбины, сконструированной в настоящее время компанией Mitsubishi, сосредним диаметром d = 2,8 м и высотой сопловых лопаток первой ступениl1 = 0,170 м. Таким образом, площадь сопловой решетки составляетF1    d  l1  sin 1    2,8  0,170  sin 17 ,7  0,4547 м2.Удельный объем газа можно оценить из уравнения состояния, принявприближенно параметры на выходе из сопловой решетки:v1 R  T1 290  1400  273  0,3881 м3/кг.5p112 ,5  10Расход газа через сопла первой ступени составляет:GF1    c1 0,4547  0,98  715 820 ,9 кг/с,v10,3881135где приближенно принята скорость потока на выходе из сопловой решеткипервой ступени c1 = 715 м/с.Сиспользованиемразработаннойпрограммы«GTU»возможнопроизвести оценку мощности ГТУ, которая соответствует указаннымпараметрам и найденному расходу газа на входе в газовую турбину.

ЭтамощностьсоставляетNГТУ = 570 МВт.Такимобразом,предельнаяэлектрическая мощность простой одновальной ПГУ, рассчитанной наоптимальную температуру Tc, находится на уровне 855 МВт.Найденные значения мощности являются теоретическими значениями,которыеопределенылишьизусловияограничениямаксимальныхтемператур для паровой и газовой турбин.

При этом не учтен ряд другихфакторов, способных воспрепятствовать достижению указанных значений.Например, важным вопросом является оценка размеров и, соответственно,прочности и надежности лопаток последних ступеней газовой турбины.Также важен учет особенностей развитой системы воздушного охлажденияпри реализации таких высоких температур газа. В данной работе произведенапервичная оценка предельной мощности ГТУ и ПГУ, а задача комплекснойоценки с учетом всех параметров требует отдельного и более подробногорассмотрения.5.6 Заключение по главеНа основании результатов, полученных в данной главе, можно сделатьследующие выводы:1. КПД газотурбинной установки имеет максимальное значение принекоторой температуре Tc, и дальнейший рост этой температуры ужене приводит к увеличению КПД из-за роста дополнительных потерь.136Оптимальная температура Tc тем выше, чем больше степень сжатиявоздуха ε.2. Увеличение КПД компрессора на 2% приводит к росту КПДгазотурбинной установки на 0,9-2,0% в зависимости от начальнойтемпературы (в абсолютных значениях).3.

Повышениемаксимальнойтемпературыметалланакаждые50 градусов приводит к росту КПД ГТУ на абсолютную величину от0,1 до 0,7% в зависимости от значения начальной температуры газов(в абсолютных значениях).4. КПД парогазовой установки растет с увеличением Tc и бездополнительных ограничений максимума в диапазоне температур до2000оС не наблюдается. Однако в предположении, что максимальнаятемпература пара на входе в паровую турбину ограничена значением615оС, КПД двухконтурной ПГУ имеет свой максимум на уровне58,6%, а КПД трехконтурной ПГУ с промперегревом — 60,1% вдиапазоне температур Tc ≈ 1600-1650оС и отношении давленийε ≈ 25-27.5. При переходе от двухконтурной к трехконтурной схеме спромперегревом в диапазоне температур Tc = 1400-1800оС КПД ПГУувеличивается на величину от 2,5% до 0,8%.6.

Максимальный КПД парогазовой установки, реализованной потрехконтурной схеме с промежуточным перегревом пара, с учетомограничения допускаемых значений температур паровой и газовойтурбин составляет ηПГУ = 60,1%. Предельная мощность такой ГТУ соптимальным КПД, достигает значения 570 МВт, а предельнаямощность ПГУ — 855 МВт.Следует отдельно заметить, что на основании вышеизложенныхрезультатов нельзя делать сугубо однозначных выводов о целесообразностиповышения температуры перед газовой турбиной до 1650оС или выше для137достижения максимальной выгоды при проектировании реальных установок.Расчеты, представленные в данной работе, носят теоретический характер изаключаются в определении параметров тепловых схем ПГУ и работающей веѐ составе ГТУ.Все результаты получены для простой одновальной ГТУ с выбраннойсистемойоткрытоговоздушногоохлаждения.Приизменениипринципиальной схемы ГТУ или ПГУ результаты могут измениться в ту илииную сторону.В расчетах, проведенных в рамках данной работы, неучтенным остаетсямножество факторов, определяющих на практике выбор конкретной схемы, аименно: усложнение и удорожание технологии изготовления отдельныхэлементов ГТУ при реализации развитой системы воздушного охлаждения,необходимость выбора более жаропрочных материалов и специальныхпокрытий для элементов газовой и паровой турбин, а также котлаутилизатора при увеличении температур рабочего тела, капитальные затратынастроительство,маневренностьустановок,вопросыпрочностиинадежности элементов установок, вопросы экологичности и т.д.

Иначеговоря, при определении конечной выгоды от реализации конкретногопроекта всегда является необходимым учет всех технологических иэкономических особенностей.В работе не ставилось задачи осуществления комплексной оценкиэффективности тех или иных решений. Произведены расчеты КПД ПГУ иосновных ее элементов на различные параметры Tc и ε, выполнен анализполученных данных, который, возможно, позволит отсечь заведомонерациональные решения на начальном этапе проектирования. Полученныерезультаты углубляют понимание особенностей ГТУ и ПГУ, отражаютобщие тенденции изменения основных характеристик установок и позволяютнаметить перспективные направления для увеличения эффективностивыработки электроэнергии на комбинированных турбоустановках.138ЗАКЛЮЧЕНИЕВ ходе выполнения диссертационной работы получены следующиеосновные результаты:1.

Апробирована новая методика теплового расчета характеристикохлаждаемой турбинной ступени с учетом дополнительных потерь,возникающих вследствие наличия системы открытого воздушногоохлаждения. На ее основе разработан алгоритм расчета параметровохлаждаемой газовой турбины.2. Выполнен анализ влияния ряда параметров охлаждения на величинудополнительных потерь в ступени.

Показано, что перфорационныепотери принимают значения на порядок выше, чем конвективныепотери при аналогичных расходах охлаждающего воздуха.3. Разработана усовершенствованная методика расчета тепловой схемыохлаждаемой ГТУ на основе выполнения расчетов ГТУ по двумитерациям, а также детального поступенчатого расчета газовойтурбины, входящей в состав ГТУ.4. Разработанакомпьютернаяпрограмма,реализующаяновыеметодики расчета охлаждаемой газовой турбины и охлаждаемойГТУ.Проверочныерасчетыпоказалиудовлетворительноесовпадение результатов расчетов по разработанным методикам схарактеристиками реальных установок.5. Разработан способ определения истинной начальной температурыГТУ по данным тепловых испытаний, являющийся важнымдополнением к существующим нормам ISO.6.