Парогазовые установки с впрыском пара

В парогазовых установках с впрыском пара (ПГУ ВП) в воздушный или газовый тракт энергетической газотурбинной установки (ГТУ) подаются продукты сгорания топлива и водяной пар, которые в виде парогазовой смеси расширяются в газовой турбине [14]. В ГТУ с впрыском пара увеличение удельной полезной работы установки кроме обычного повышения температуры газа и оптимизации степени сжатия в цикле обеспечивается сокращением затрат работы на сжатие в компрессоре. Это сокращение можно осуществить либо охлаждением воздуха в тракте компрессора за счет впрыска воды, либо вводом в расширительную часть тракта ГТУ дополнительного рабочего тела — воды или водяного пара. Такое техническое решение превращает энергетическую ГТУ в ПГУ ВП, в которой дополнительное пароводяное рабочее тело сжимается в жидкой фазе при относительно малой работе сжатия, что повышает экономичность установки. Существует несколько вариантов тепловых схем ПГУ ВП. Они могут быть выполнены как с отводом отработанной парогазовой смеси в атмосферу и потерей водяного пара (открытая схема), так и с конденсацией водяных паров в контактном конденсаторе или конденсаторе другого типа с возвратом рабочего тела в цикл.

Парогазовые установки с впрыском пара открытой схемы обычно являются установками, вырабатывающими только электроэнергию. В ПГУ ВП с конденсацией и возвратом в цикл всего количества водяных паров приходится существенно снижать температуру выхлопных газов для конденсации из них воды. Для этого используются газовые сетевые подогреватели (ГСП) или другие технические решения, а в установке возникает необходимость отпуска тепла внешним потребителям. Таким образом, ПГУ ВП становятся теплофикационными установками.

Тепловая схема ПГУ ВП с отводом парогазовой смеси в атмосферу (открытая схема) приведена на рис. 7.11. На рис. 7.12 изображен идеализированный газовый и паровой циклы, а также дополнительно приведен совмещенный термодинамический цикл работы парогазовой смеси в газовой турбине. Основными элементами схем являются энергетическая ГТУ и котел-утилизатор, в котором из химически очищенной питательной воды генерируется перегретый пар, вводимый затем в камеру сгорания ГТУ. Воздух и пар нагреваются сжигаемым топливом до начальной температуры газов T₃ = Т_f = T_см (Т_f — температура перегретого пара перед ГТУ; индекс «см» означает, что параметр относится к парогазовой смеси).

Рис. 7.11. Тепловая схема ПГУ ВП открытого типа:

ГТ - газовая турбина; КС – камера сгорания ГТУ; ЭГ – электрогенератор; ОК – осевой компрессор; КУ – котел-утилизатор; ПЕ – перегреватель; И – испаритель; ЭК – экономайзер; Н – насос; ХВО – химическая водоочистка

Выхлопные газы ГТ охлаждаются на поверхностях нагрева кота-утилизатора от температуры Т_4см до Т_5см и направляются в дымовую трубу. Утилизация теплоты этих газов ограничивается минимальным значением температуры Т_5см(рис. 7.11) . Ее влияние на характеристики системы проявляется двояко: во-первых, в образовании при низких температурах конденсата, вызывающего коррозию, и, во-вторых, в появлении выхлопной струи газов повышенной температуры, порождающей более позднюю конденсацию влаги, когда выходящие из трубы газы смешиваются с более холодным наружным воздухом. По этой причине обычно принимают Т₅= 125-135 °С.

Для повышения температуры перегретого пара Т_е до начальной температуры газов приходится увеличивать количество сжигаемого в камере сгорания ГТУ топлива, однако в дальнейшем это компенсируется ростом мощности газовой турбины в тепловой схеме ПГУ ВП, так как присутствие перегретого пара в потоке газов увеличивает теплоемкость среды при том же перепаде температур.

Рассмотрим изменение работы газовой турбины при условии, что массовый расход газов через турбину останется неизменным. Массовый расход смеси G_см перегретого пара и продуктов сгорания равны расходу продуктов сгорания через турбину при обычных условиях (G_г). Относительный расход пара составит , тогда расход продуктов сгорания уменьшится на величину, равную (1-d)G_г. Будем считать, что пар нагревается в котле до той же температуры, что и воздух при сжатии в компрессоре.

Теплота, подведенная в камере сгорания:

, (7.39)

где c_p – массовая теплоемкость водяного пара.

Работа газовой турбины:

. (7.40)

Рис. 7.12. Термодинамический цикл ПГУ с впрыском пара

Работа компрессора:

. (7.41)

Полезная работа в цикле ГТУ:

. (7.42)

КПД газотурбинной установки с впрыском пара:

(7.43)

Комплекс, в который входят отношения температур, преобразуем к следующему виду:

,
где - коэффициент соотношения начальной температуры и температуры газов перед турбиной.

Тогда для КПД ГТУ с впрыском пара получим выражение

(7.44)

На рис. 7.13 приведена расчетная зависимость изменения КПД газовой турбины при увеличении доли впрыскиваемого пара.

Рис. 7.13. Изменение КПД газовой турбины при увеличении доли впрыскиваемого пара

В отличие от схемы на рис. 7.11 без промежуточного пароперегревателя в тепловой схеме на рис. 7.14 часть потенциала перегретого пара срабатывается за котлом-утилизатором в паровой турбине, затем снова подогревается в промежуточном пароперегревателе и после этого вводится в камеру сгорания ГТУ. Такое решение повышает мощность и экономичность установки, но приводит к усложнению конструкции КУ и схемы ПГУ.

Рис. 7.14. Тепловая схемы ПГУ с впрыском пара и промежуточным пароперегревателем:

ПП – промежуточный перегреватель

Термическая эффективность парогазовых установок с впрыском пара

Для простоты анализа будем считать, что пар нагревается в котле до той же температуры, что и воздух при сжатии в компрессоре (рис. 7.12).

Теплота, подведенная в камере сгорания в расчете на 1кг продуктов сгорания:

, (7.45)

где c_p – массовая теплоемкость продуктов сгорания, с_п - массовая теплоемкость водяного пара; d – массовая доля водяного пара на 1 кг рабочего тела в компрессоре. Использование в расчетах с перегретым паром произведения теплоемкости на температуру вместо энтальпий не приводит к ошибке более чем в 2%, поскольку при данных значениях параметров водяной пар близок к идеальному газу.

Работа газовой турбины:

. (7.46)

Работа компрессора:

. (7.47)

Полезная работа в цикле ГТУ:

. (11.55)

КПД газотурбинной установки с впрыском пара:

(7.48)

Комплекс, в который входят отношения температур, преобразуем к следующему виду: , где . Тогда для КПД ГТА с впрыском пара получим выражение

(7.49)

На рис. 7.15 приведена расчетная зависимость изменения КПД газовой турбины при увеличении доли впрыскиваемого пара, при π и τ = const. Как показывают расчеты, КПД ГТА за счет впрыска пара увеличивается незначительно, даже при доле впрыскиваемого пара более 30 % увеличение КПД не превышает 4 %. Но значительно сильнее увеличивается удельная полезная работа.

Рис. 7.15. Изменение КПД газовой турбины при увеличении

доли впрыскиваемого пара

Рассмотрим изменение работы газовой турбины при условии, что массовый расход смеси М_см перегретого пара и продуктов сгорания равен расходу продуктов сгорания через турбину без впрыска пара (М_г). Относительный расход пара составит , тогда расход продуктов сгорания при впрыске пара уменьшится на величину, равную (1-d)М_г. При этом увеличение удельной работы за счет впрыска пара по отношению к работе ГТА без впрыска пара может быть рассчитано по выражению

(7.50)

На рис.7.16 представлено увеличение полезной работы ПГУВП, рассчитанное при степени повышения давления в компрессоре, равной 5. При доле впрыскиваемого пара равной 25% полезная работа (за счет снижения работы сжатия) увеличивается более чем на 30% . Количество теплоты, которое необходимо затратить на испарение воды и перегрев пара при температуре питательной воды

(7.51)

Рис. 7.16. Изменение полезной работы ГТА при увеличении доли

впрыскиваемого пара

Температура, до которой охладятся продукты сгорания в смеси с водяными парами, чтобы получить требуемое количество перегретого пара.

(7.52)

Совместное решение двух последних уравнений позволяет определить допустимое количество пара, которое можно подогреть отходящими из турбины продуктами сгорания в смеси с парами воды