RU2031214C1

RU2031214C1 - Способ оптимизации работы парогазовой установки

Info

Publication number: RU2031214C1
Authority: RU
Inventors: И.Р. Степанов; Л.К. Власов; Н.М. Кузнецов; В.А. Минин
Original assignee: Институт физико-технических проблем энергетики Севера Кольского научного центра РАН
Priority date: 1992-06-26
Filing date: 1992-06-26
Publication date: 1995-03-20

Abstract

Использование: в парогазовых энергетических установках с впрыском пара перед газовой турбиной. Сущность изобретения: расход топлива и пара, подаваемых в камеру сгорания в номинальном режиме работы, определяют согласно предлагаемым взаимосвязанным математическим зависимостям, учитывающим номинальный расход воздуха, теоретически необходимое количество воздуха для полного сжигания 1 кг топлива, степень повышения давления воздуха при сжатии, температуру парогазовой смеси в начале расширения, а также ряд эмпирических коэффициентов. В пиковом режиме работы расходы топлива и пара увеличивают согласно предлагаемым математическим зависимостям, а дополнительно полученную парогазовую смесь срабатывают в турбине пиковой мощности. 1 ил.

Description

Изобретение относится к комбинированным парогазовым энергетическим установкам (циклам), более точно к способам функционирования парогазовых энергетических установок с впрыском пара в газовый поток перед турбиной.

Известен способ работы комбинированной парогазовой установки со сбросом газов после газовой турбины в паровой котел [1], согласно которому продукты сгорания топлива после расширения в газовой турбине охлаждаются в регенераторе - паровом котле с образованием перегретого пара, который направляют в паровую турбину. Особенность данной комбинированной парогазовой установки заключается в том, что в ней работают, не смешиваясь, различные рабочие тела: в газотурбинной воздух и продукты сгорания топлива, в паротурбинной вода и водяной пар. В данном способе тепло уходящих газов может быть использовано достаточно полно, что обеспечивает возможность получения высокого КПД всей комбинированной установки.

Однако реализация этого способа приводит к необходимости создания сложной системы с паровой турбиной и комплексом оборудования парового цикла, в результате чего возрастает стоимость сооружения и обслуживания установки. Кроме того, такая установка не может работать с мощностью выше номинальной.

Известен также способ организации работы парогазовой установки [2], включающий сжатие воздуха в компрессоре, подачу сжатого воздуха и топлива в камеру сгорания с формированием горючей смеси, подачу пароводяного тела (воды или водяного пара) после регенератора в тракт высокого давления перед или после камеры сгорания, сжигание горючей смеси в присутствии пароводяного тела с образованием парогазовой смеси, расширение последней в турбине с совершением работы и охлаждение расширившейся парогазовой смеси с передачей части теплоты воде и пару, идущим на впрыск в поток газа перед турбиной.

Впрыск воды (пара) вызывает существенное повышение мощности газотурбинной установки (ГТУ), но сопровождается понижением температуры потока газа перед турбиной. В указанном техническом решении впрыск воды (пара) носит кратковременный характер и используется как средство для улучшения маневренных свойств установки, которое обеспечивается прежде всего за счет повышения приемистости и улучшения запуска. При пуске установки с применением впрыска воды время увеличения нагрузки от холостого хода до номинальной может быть сокращено до 30-35% и менее. В дальнейшем по мере повышения температуры газа расход воды должен постепенно сокращаться и отключаться. Такие динамические характеристики ГТУ с впрыском позволяют рассматривать их как аварийный резерв и как средство для улучшения динамики регулирования нагрузки сети. Однако в данном случае впрыск пара не обеспечивает повышения КПД на номинальном режиме и не способствует длительному повышению мощности ГТУ сверх номинальной.

Изобретение направлено на решение задачи оптимизации работы парогазовой установки с впрыском пара, обеспечивающей высокий КПД установки, а также длительное повышение мощности при достаточной простоте и оперативности выбора основных параметров.

Поставленная задача достигается тем, что по способу оптимизации работы парогазовой установки с впрыском пара, включающему сжатие воздуха в компрессоре, подачу сжатого воздуха и топлива в камеру сгорания с формированием горючей смеси, подачу в зону горения камеры сгорания перегретого водяного пара, сжигание горючей смеси в присутствии перегретого пара с образованием парогазовой смеси, расширение последней в турбине с совершением работы и охлаждение расширившейся парогазовой смеси с передачей части теплоты питательной воде для образования перегретого пара, причем подачу топлива и пара в камеру сгорания ведут с определенными расходами, согласно изобретению в номинальном режиме работы расходы топлива и пара в камеру сгорания определяют по математическим зависимостям
B_н =

, кг/с
(1)
D_н= B_н

кг/с, (2) где В_н и D_н - соответственно расходы топлива и пара в номинальном режиме работы установки, кг/с;
V_н - номинальный расход воздуха, обеспечиваемый компрессором установки, м³/с;
V_о - теоретически необходимое количество воздуха для полного сжигания 1 кг топлива при нормальных условиях, м³/кг;
ε - степень повышения давления воздуха при его сжатии в компрессоре;
а₁,а₂,b₁,b₂ - эмпирические коэффициенты;
τ - условия относительная температура парогазовой смеси в начале расширения, причем последнюю определяют по математическому выражению

, где t - значение в ^оС номинальной температуры парогазовой смеси в начале расширения, а эмпирические коэффициенты выбирают из значений а₁=17,2... 18,4; а₂= 4,6...5,2; b₁=12,9...13,9; b₂=3,7...4,2, при этом в пиковом режиме работы увеличивают расходы топлива и пара в камеру сгорания по соответствующим математическим зависимостям
B_н<B≅β₁

, кг/с (3)
D_н<D≅ β₂B кг/с, (4) где В и D - соответственно расходы топлива и пара в пиковом режиме работы установки, кг/с;
β ₁,β ₂ - эмпирические коэффициенты, причем последние выбирают из соответствующих значений β₁ =0,90...0,97;β₂ =10...13, при этом дополнительно полученную в пиковом режиме парогазовую смесь срабатывают в пиковой турбине.

Сущность изобретения заключается в том, что в результате математического моделирования и исследования получены условия оптимального номинального режима работы парогазовой установки с впрыском пара, т.е. режима, при котором достигается наибольший КПД для заданных основных параметров. Такими условиями являются расход топлива В_н и расход пара D_н, определяемые зависимостями (1) и (2). В пиковом режиме выявлены условия длительного получения максимальной мощности установки при номинальном расходе воздуха. Такими условиями являются максимальный расход топлива и максимальный расход пара, определяемые зависимостями (3) и (4). Дополнительно образовавшийся поток парогазовой смеси в пиковом режиме отделяют и направляют его на совершение дополнительной работы.

На чертеже приведена принципиальная схема парогазовой установки с впрыском пара, реализующая предлагаемый способ оптимизации работы установки.

Парогазовая установка с впрыском пара включает компрессор 1, камеру 2 сгорания, в которой происходит горение топлива Т и смешение продуктов сгорания с водяным паром d, основную турбину 3, механически связанную с компрессором 1 и электрическим генератором 4, парогенератор 5, использующий теплоту уходящих газов (УГ), насос 6 для подачи воды в парогенератор 5, бак 7 обессоленной питательной воды, регулирующее устройство 8 для подачи парогазовой смеси на совершение дополнительной работы, турбину 9 пиковой мощности, электрический генератор 10, регенератор 11 теплоты УГ после турбины 9 пиковой мощности, вентили 12 и 13 для подключения регенератора 11.

Работает парогазовая установка следующим образом.

Атмосферный воздух В сжимают компрессором 1 и подают в зону горения камеры 2, куда также подают топливо Т и впрыскивают перегретый водяной пар d. В результате сгорания сформированной таким образом горючей смеси в присутствии перегретого водяного пара образуется поток парогазовой смеси с температурой t, который направляют в основную турбину 3. Регулирующее устройство 8 при этом находится в закрытом положении и не пропускает парогазовую смесь в турбину 9.

В основной турбине 3 тепловая энергия парогазовой смеси при ее расширении частично превращается в механическую работу, которая расходуется на привод компрессора 1 и электрического генератора 4. Парогазовая смесь с температурой t₁ после турбины 3 поступает в парогенератор 5 перегретого водяного пара, где смесь охлаждают до температуры t₂ и далее удаляют в виде УГ в атмосферу. Воду w подают в бак 7 обессоленной питательной воды, из которого насосом 6 питательную воду подают в парогенератор 5 и далее на впрыск в зону горения камеры 2.

При заданных основных параметрах рабочего процесса - температуре t перед основной турбиной и степени повышения давления воздуха ε - оптимальный режим устанавливается при строго определенных значениях коэффициента избытка воздуха и удельной подаче впрыскиваемого пара. Для выполнения этих условий посредством регулирующих устройств (на схеме не показаны) задают номинальные подачи топлива В_н и пара D_н согласно зависимостям (1) и (2), при которых получается наибольший КПД установки при номинальном режиме работы компрессора 1. Таким образом, формируют номинальный режим работы всей парогазовой установки, который характеризуется наибольшим КПД.

Для получения мощности установки более номинальной при номинальном режиме работы компрессора 1 задают расход топлива В и расход впрыскиваемого пара D согласно зависимостям (3) и (4), причем из потока парогазовой смеси перед расширением отделяют дополнительно образовавшуюся часть потока с помощью регулирующего устройства 8 и направляют ее в турбину 9 пиковой мощности, приводящую электрический генератор 10. После турбины 9 отработавшая парогазовая смесь может быть использована для тепловых потребителей при посредстве регенератора 11, а также для образования пара, подаваемого на впрыск, или удалена непосредственно в атмосферу.

Предлагаемый способ оптимизации работы парогазовой установки с впрыском пара позволяет создать условия для работы с максимально возможным КПД на номинальном режиме установки для принятых основных параметров и превзойти КПД ГТУ по обычным схемам на 4..8%. Предлагаемый способ дает также решение задачи длительного получения пиковой мощности, которая может превышать номинальную мощность максимально в 2...3 раза.

Claims

СПОСОБ ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ, включающий сжатие воздуха в компрессоре, подачу сжатого воздуха и топлива в камеру сгорания с формированием горючей смеси, подачу в зону горения камеры сгорания перегретого водяного пара, сжигание горючей смеси в присутствии перегретого пара с образованием парогазовой смеси, расширение последней в турбине с совершением работы и охлаждение расширившейся парогазовой смеси с передачей части теплоты питательной воде для образования перегретого пара, причем подачу топлива и пара в камеру сгорания ведут с определенными расходами, отличающийся тем, что в номинальном режиме работы расходы топлива B_н и пара D_н в камеру сгорания определяют по математическим зависимостям

где V_н - номинальный расход воздуха, обеспечиваемый компрессором установки, м³/с;
V_о - теоретически необходимое количество воздуха для полного сжигания 1 кг топлива при нормальных условиях, м³/кг;
ε - степень повышения давления воздуха при его сжатии в компрессоре;
a₁=17,2-18,4; a₂=4,6-5,2; b₁=12,9-13,9; b₂=3,7-4,2- эмпирические коэффициенты;
τ - условная относительная температура парогазовой смеси в начале расширения, причем последнюю определяют по математическому выражению

где t - значение номинальной температуры парогазовой смеси в начале расширения, ^oС,
при этом в пиковом режиме работы увеличивают расходы топлива B и пара D в камеру сгорания по соответствующим математическим зависимостям

D_н<D≅ β₂B,
где β₁=0,90-0,97;
β₂=10-13,
- эмпирические коэффициенты,
при этом дополнительно полученную в пиковом режиме парогазовую смесь срабатывают в пиковой турбине.