Влияние расхода пара в камеру сгорания контактной газопаровой установки на ее энергетические характеристики

Полный текст

Введение

Быстрый рост стоимости природных энергоресурсов, таких как уголь, природный газ и нефть, требует разработки высокоэффективных энергосберегающих технологий снижения их расхода при сжигании. Как показано в [1]: «техническое перевооружение отечественных ТЭС, работающих на природном газе, с использованием высокоэкономичных парогазовых установок позволит более чем в 1,5 раза снизить удельные расходы топлива на производство электроэнергии».

В настоящее время для выработки электроэнергии с максимальным КПД используется комбинация газотурбинного цикла Брайтона и паротурбинного цикла Ренкина.

При этом возможны два способа комбинации этих циклов: раздельный – при котором сначала в газотурбинной установке (ГТУ) в цикле Брайтона при сжигании жидкого или газообразного топлива в камере сгорания (КС) теплота сгорания топлива преобразуется в газовой турбине (ГТ) в механическую мощность, которая в воздушном компрессоре (ВК) служит для подачи в камеру сгорания воздуха с необходимым давлением, а в газовой турбине – для привода ВК и генератора электрического тока. Дальше продукты сгорания с температурой 550…700 °С из ГТ входят в котел-утилизатор, где позволяют получить перегретый водяной пар с температурой 500…650 °С, который в цикле Ренкина вырабатывает мощность в паровой турбине для привода генератора электрического тока. Для подачи топлива в КС служит топливный компрессор (ТК). Этот способ хорошо освоен на современных мощных парогазовых установках (ПГУ) и позволил получить электрический КПД до 64 % [2, 3]. Недостатком способа является сложность схемы, зависимость режимов работы цикла Ренкина от цикла Брайтона. Сложность пуско-остановочных операций.

Второй способ заключается в том, что оба термодинамических цикла работают в одной контактной газопаровой установке (КГПУ). При этом в камеру сгорания вводится под давлением вода или водяной пар, где за счет тепловой энергии сжигаемого топлива они переходят в состояние перегретого пара. В турбине работу совершает смесь продуктов сгорания и перегретого водяного пара. Поскольку удельная теплоемкость и плотность водяного пара выше, чем у продуктов сгорания, то 1 кг смеси создает мощность больше, чем 1 кг продуктов сгорания. При этом сокращается массовый расход воздуха на кг сжигаемого топлива, что снижает затраты мощности на привод воздушного компрессора. Ввод пара или воды сильно влияет на параметры и тепловое состояние камеры сгорания. Одно из первых исследований камеры сгорания с вводом пара было выполнено В.А. Зысиным и Б.В. Турчаниновым на экспериментальной камере сгорания ГТ-700 НЗЛ [4]. Испытания показали, что при относительном массовом расходе пара 0,0875 к расходу воздуха температура стенки жаровой трубы снизилась в среднем на 200–250 °С, а химический недожег топлива практически отсутствовал. Основы работы установок по второму способу разработаны В.А. Зысиным в [5], где автор назвал такие установки «контактными газопаровыми установками». В это же время КГПУ начали разрабатываться за рубежом, где получили название STIG (Stеam Injected Gas Turbine).

Дальнейший теоретический анализ работы КГПУ по второму способу приведен в книге [6], где авторы обосновали влияние ввода пароводяного рабочего тела в камеру сгорания ГТУ. Были определены оптимальные и предельные параметры продуктов сгорания, снижение коэффициента избытка воздуха в камере сгорания и затраты мощности на привод ВК, уменьшение выбросов NOx в результате понижения температуры горения топлива, повышение примерно в два раза полезной удельной мощности ГТ. Также показано, что ввод воды в камеру сгорания может не только повысить КПД ГТУ, но и понизить из-за сжигания дополнительного расхода топлива на парообразование и перегрев пара, поэтому более эффективен ввод пара.

В ряде работ [7–19] показано, что ввод пара в КС позволяет снизить температуру металла КС и увеличить надежность ее работы, а также существенно уменьшить выбросы NOx и СО. В работах [14–19] определено, что оптимальный расход вводимого пара по влиянию на образование NOx и СО находится в пределах 1,5…2,5 кг пара/кг топлива. Для увеличения КПД требуется расход пара в КС больше 2,5 кг пара/кг топлива, для этого расход пара делят на две части: экологический вводят в зону горения топлива для поддержания допустимых выбросов оксидов азота NOx, а энергетический вводят за зоной горения для поддержания необходимой температуры на выходе КС.

Достоинством второго способа является более простая и дешевая схема КГПУ при меньших капитальных затратах. К недостаткам второго способа следует отнести повышенные потери теплоты с уходящими газами, а также вводимого в КС пара. Чтобы уменьшить эти потери за ГТ устанавливают котел-утилизатор, а на его выходе – теплоутилизатор для конденсации пара из парогазовой смеси продуктов сгорания, который используется для подготовки добавочной воды [20–23].

Расчетная схема контактной газопаровой установки

Целью данной работы является проведение исследований по влиянию относительного расхода пара в камеру сгорания контактной газопаровой установки на ее энергетические характеристики. Для расчета взята простая одновальная схема КГПУ с разомкнутыми циклами Брайтона и Ренкина, которая приведена на рис. 1.

 

Рис. 1. Схема газопаровой установки: КВОУ – комплексная воздухоочистная установка; ВК – воздушный компрессор; КС – камера сгорания; ТК – топливный компрессор; ГТ – газовая турбина; ГЭ – генератор электрического тока

Fig. 1. Cycle diagram of combined-cycle plant: CAPP – complete air purification plant; AС – air compressor; CC – combustion chamber; FC – fuel compressor; FT – fuel turbine; EG – electric generator

 

Числа на схеме определяют точки процессов на входе и выходе элементов.

Схема работает следующим образом. В КВОУ происходит очистка воздуха от загрязнений, при этом протекает изотермический процесс 0–1 со снижением давления от Р₀ до Р₁. ВК в политропном процессе 1–2 сжимает воздух от давления Р₁ до Р₂ с увеличением температуры от Т₁ до Т₂. ТК в политропном процессе 3–4 сжимает газообразное топливо от давления Р₃ до Р₄ с увеличением температуры от Т₃ до Т₄. Водяной пар в состоянии 5 подается в КС при давлении Р₅ и температуре Т₅. В КС в процессе окисления углеводородного топлива кислородом воздуха выделяется теплота и образуются продукты сгорания: СО₂ и Н₂О, которые с N₂, избыточным воздухом и введенным паром с температурой Т₆ идут на ГТ, где, расширяясь в политропном процессе 6–7, выходят с температурой Т₇ и давлением Р₇.

Методика расчета тепловой схемы КГПУ

В данной работе в качестве основы использована методика расчета схемы одновальной ГТУ без ввода дополнительного пара в КС, описанная в [24]. Эта методика дополнена определением количества вводимого дополнительного пара в КС, а также расчетом параметров потоков не как идеальных газов, а как реальных веществ, что отличает ее от методики, рассмотренной в [25], в которой также не учитывается изменение средней теплоемкости в процессах сжатия и расширения при изменении температуры. Удельные расходы определяются не по отношению к расходу воздуха, а по отношению к расходу топлива.

В методике приняты следующие обозначения: В, b – абсолютный и удельный расход топлива; D, d – абсолютный и удельный расход вводимого пара; G, g – абсолютные и удельные расходы воздуха и продуктов сгорания; N – мощность; h – КПД; Н – удельная работа.

Приняты следующие обозначения параметров: температура: (Т), К; (t), °С; давление (Р), МПа; удельная энтальпия (h), кДж/кг; удельная энтропия (s), кДж/(кг·К).

Параметры воды и водяного пара, воздуха, топлива и продуктов сгорания рассчитываются по функциям, определяемым в лицензированной библиотеке «CooProp» [26], которая встроена в надстройки пакета Excel и позволяет с помощью функции PropsSi определить параметры для 110 веществ и их смесей. Эта функция позволяет по двум независимым параметрам определить для жидкости и перегретого пара, а также на пограничных кривых: удельные энтальпию, энтропию, объем, внутреннюю энергию, теплоемкость при постоянном давлении и объеме, функцию Гиббса, давление, температуру, плотность, вязкость, теплопроводность, поверхностное натяжение, критические давление и температуру. При расчете параметров на пограничных кривых используется второй параметр Q=0 для жидкости и Q=1 для насыщенного пара. Достоинством функции является то, что большинство параметров в ней имеет общепринятое обозначение, а названия веществ записываются в латинском написании.

В следующем примере определяется энтальпия воды в кДж/кг. Термодинамическое состояние задается двумя переменными: Р и T, которые устанавливаются как 1 бар (100000 Па) и 15 °C (288,15 К) соответственно:

h=PropsSI("H";"T";15+273,25;"P";100000;"Water")/1000.

При расчете параметров с помощью функции PropsSI за начало расчета принята температура 0 К. Так как состав топлива приводится при нормальных условиях, т. е. при температуре 0 °С и давлении 101325 Па, то при этих параметрах расчетным путем определяется теплота сгорания топлива, поэтому для согласования с теплотой сгорания необходимо  приведение параметров к нормальным условиям, для этого при расчете параметров необходимо дополнительно вычитать функцию PropsSI при температуре 273,15 К и давлении 101325 Па. Для приведенного выше примера это будет записано как

h=PropsSI("H";"T";15+273,25;"P";100000;"Water")/1000–PropsSI("H";"T";273,25;"P";101325;"Water")/1000.

Подстрочные индексы у параметров обозначают: числа – вход и выход для соответствующих элементов (рис. 1); «вх» – вход; «вых» – выход; «вк» и «тк» – воздушный и топливный компрессор; «кс» – камера сгорания; «гт» – газовая турбина; «в» – воздух; «гпс» – смесь продуктов сгорания и добавленного пара; «нв» – наружный воздух; «изб» – избыточный; «п» – пар; «s» – изоэнтропийный процесс; «н» – низшая теплота сгорания топлива; «м» – механический; «эг» – электрогенератор; «эп» – электропривод; «э» – электрическая; «е» – эффективная; «ут» – утечки. Комплексные подстрочные индексы записываются через точку или дефис.

Блок-схема расчета КГПУ приведена на рис. 2.

 

Рис. 2. Блок-схема расчета КГПУ

Fig. 2. Block diagram of contact gas-steam installation calculation

 

Исходные данные:

• наружный воздух: Р_нв, T_нв, j_нв;
• природный газ: СН₄, С₂H₆, C₃H₈ и т. д.;
• природный газ в газопроводе: P_т, T_т;
• потери давления: dР_квоу, dР_вк.вых, dР_тк.вых, dР_кс, dР_кс-гт, dР_гт.вых;
• КПД: h_вк, h_тк, h_м.вк, h_м.тк, h_гт, h_гэ, h_эп, h_кс;
• потери от утечек в ВК α_ут;
• степень сжатия воздушного компрессора e;
• температура на выходе КС T_гпс;
• относительный расход вводимого пара d;
• электрическая мощность генератора N_э.

Расчет параметров воздуха, топлива и продуктов сгорания

Для расчета параметров воздуха, топлива и продуктов сгорания используются уравнения [27]. По ним для заданного состава топлива рассчитываются: теоретическая масса воздуха для сжигания 1 кг топлива L₀, кг/кг; удельная низшая теплота сгорания топлива Q_н, кДж/кг; удельные массы продуктов сгорания кг/кг топлива: g_N2; g_CO2; g_H2O. Расчет ведется для нормальных условий: Р=101325 Па; T=273,15 K. При этих условиях известны плотность r, молекулярная масса m и газовая постоянная R всех рассчитываемых веществ (табл. 1).

 

Таблица 1. Плотность, молекулярная масса и газовая постоянная

Table 1. Density, molecular weight and gas constant

Параметры Parameters	воздух air	пар steam	СО2 carbon dioxide	N2 nitrogen	CH4 methane	C2H6 ethane	C3H8 propane	C4H10 butane	топливо fuel
r, кг/м3 density, kg/m3	1,293	0,804	1,977	1,25	0,717	1,356	2,004	2,703	0,725
m, г/моль molecular weight, g/mol	28,96	18,016	44,01	28,013	16,04	30,07	44,097	58,12	16,22
R, Дж/(кгК) gas constant, J/(kgK)	281,10	461,50	188,22	296,81	518,36	276,50	188,55	143,06	512,52

 

Расчет параметров в процессе сжатия в компрессоре

Алгоритм расчета компрессора:

1. Принимаем m_к¢=0,265.
2. По заданным Р_вх, Р_вых, Па и Т_вх, К определяем:
3. Энтальпию на входе

h_вх=PropsSI("H";"T";Т_вх;"P";Р_вх;"вещество")/1000.

4. Изобарную теплоемкость С_р=R/m_к¢, где R – газовая постоянная вещества.
5. Температуру на выходе компрессора Т_вых=Т_вх(1+(e^mк¢–1)/h_к, где h_к – КПД воздушного или топливного компрессора.
6. Энтальпию на выходе

h_вых=PropsSI("H";"T";Т_вых;"P";Р_вых;"вещество")/1000.

7. Среднюю изобарную теплоемкость

С_р.ср=(h_вых–h_вх)/(Т_вых–Т_вых).

8. Уточняем m_к=R/С_р.ср.
9. Если (abs(m_к – m_к¢)/m_к)100>0,1, то m_к¢=m_к, идем на 4.
10. Работа, затраченная на сжатие кг воздуха или топлива, H_к=h_вых–h_вх.

Расчет камеры сгорания

На рис. 3 приведена схема расходов и параметров КС.

 

Рис. 3. Схема расходов и параметров КС

Fig. 3. Scheme of costs and parameters of СС

 

Давления на входе и выходе КС:

Р_кс.вх=Р₂·(1–dР_вк.вых); Р_кс.вых= Р_кс.вх·(1–dР_кс).

Материальный баланс КС для абсолютных расходов

G_в+В+D=G_гпс=G_N2+G_CO2+G_H2O+G_в.изб+D,

и для относительных

αL₀+1+d=g_N2+g_CO2+g_H2O+(α–1)L₀+d.

На основе уравнения материального баланса можно получить коэффициент связи расхода воздуха через компрессор с расходом газа на выходе КС с учетом утечек в компрессоре α_ут:

b=G_в·(1+α_ут)/G_гпс=α·L₀·(1+α_ут)/(α·L₀+(1+d)).

Тепловой баланс КС для абсолютных расходов

В·Q_н·h_кс+Gв·h₂+В·h₄+D·h₅=G_гпс·h_гпс==G_N2·h_6N2+G_CO2·h_6CO2+G_H2O·h_6п+G_в.из·h_6в+D·h_6п,

и для относительных

Q_н·h_кс+α·L₀·h₂+h₄+d·h₅=g_N2·h_6N2++g_CO2·h_6CO2+g_H2O·h_6п+(α–1)·L₀·h_6в+d·h_6п,

где h определяются по Т и P для соответствующих точек и веществ с помощью функции PropsSI.

Из последнего уравнения находим коэффициент избытка воздуха

α=(Q_н·h_кс+h₄+d·(h_6п–h₅)+L₀·h_6в––g_N2·h_6N2–g_CO2·h_6CO2–g_H2O·h_6п)/(L₀·(h_6в–h₂)).

Энтальпия газопаровой смеси на выходе КС

h_гпс=d·h_6п+(α·L₀–1)·h_6в+g_N2·h_6N2+g_CO2·h_6CO2+g_H2O·h_6п.

Газовая постоянная газопаровой смеси на выходе КС

R_гпс=d·R_п+(α·L₀–1)·R_в+g_N2·R_N2+g_CO2·R_CO2+g_H2O·R_п.

Расчет процесса расширения в газовой турбине

Алгоритм расчета турбины:

Давление на входе и выходе ГТ:

Р_гт.вх=Р_кс.вых·(1–dР_гт.вх); Р_гт.вых= Р_нв·(1+dР_гт.вых).

1. Принимаем m_гт¢=0,22.
2. Определяем изобарную теплоемкость

С_р=R_гпс/m_гт¢.

3. Температура на выходе ГТ Т₇=Т₆(1–(1–e^–mгт¢))h_гт.

4.Для всех веществ газопаровой смеси по Т₇ и Р_гт.вых определяется энтальпия с помощью функции PropsSI.

5. Энтальпия газопаровой смеси на выходе ГТ

h_7гпс=d·h_7п+(α·L₀–1)·h_7в+g_N2·h_7N2+g_CO2·h_7CO2+g_H2O·h_7п.

6. Средняя изобарная теплоемкость

С_р.ср=(h_6г–h_7г)/(Т₆–Т₇).

7. Уточняем m_гт=R_гпс/С_р.ср.
8. Если (abs(m_гт – m_гт¢)/m_гт)100>0,1, то m_гт¢=m_гт, идем на 2.
9. Работа, полученная при расширении кг газов,

H_гт=h_6г–h_7г.

10. Полезная работа на валу ГТ, переданная на ГЭ,

Н_е=(Н_гт–b·H_вк)·h_м.

Расчет показателей установки на заданную электрическую мощность N_э

G_гпс=N_э·h_гэ/Н_е;

G_вк¢=b·G_гпс;

G_вк=G_вк¢ (1– α_ут);

В=(G_гпс–G_вк)/(1+d);

D=d·В;

N_гт=G_гпс·H_гт;

N_вк=G_вк¢·H_вк;

j=(N_гт–N_вк)/N_гт;

h_э=G_гпс·Н_е·h_гэ/(Q_н·В);

t₇=T₇–273,15;

N_э.тк=В·H_тк/h_эп.

На основе представленного алгоритма написана программа расчета схемы КГПУ в пакете электронных таблиц EXCEL с расчетом параметров веществ по уравнениям базы CoolProp.

Результаты расчета и их анализ

Расчеты проведены для исходных данных:

• наружный воздух: Р_нв=0,1013 МПа, t_нв=15 °С, j_нв=0,6;
• природный газ: CH₄=98,72 %, С₂Н₄=0,12 %, С₃Н₈=0,01 %, C₄H₁₀=0,009 %, СО₂=0,14 %, N₂=1 %;
• природный газ на входе ТК: P_тк.вх=0,2 МПа, t_тк.вх=5 °С;
• потери давления: dР_квоу=0,01, dР_к.вых=dР_кс==dР_тк-кс=dР_тпк-ст=0,03;
• КПД: h_вк=0,86, h_тк=0,9, h_м.вк=0,995, h_кс=0,995, h_м.тк=0,995, h_гт=0,93, h_эг=0,982, h_эп=0,99;
• степень сжатия компрессора e: 20, 30, 40 и 50;
• температура газопаровой смеси на выходе КС t_гпс: 1300, 1400, 1500 и 1600 °С;
• относительный расход пара в КС d, кг/кг топлива: 0…13;
• электрическая мощность генератора N_э=100 МВт.

Температура вводимого пара в КС принята на 40 °С ниже температуры газопаровой смеси на выходе из ГТ. Расчеты проведены при изменении относительного расхода ввода пара в КС для вариантов: 1) t_гпс=1300 °C, e=20; 2) t_гпс=1400 °C, e=30; 3) t_гпс=1500 °C, e=40; 4) t_гпс=1600 °C, e=50. Для каждого варианта максимальная величина вводимого расхода пара d определялась по минимальному коэффициенту избытка воздуха в КС 1,05.

Результаты расчетов для наиболее значимых показателей КГПУ приведены на рис. 4–9.

 

Рис. 4. Электрический коэффициент полезного действия в зависимости от относительного расхода пара, температуры газопаровой смеси за камерой сгорания и степени сжатия в компрессоре

Fig. 4. Electrical efficiency depending on the relative steam flow, gas temperature behind the combustion chamber and the compression ratio in the compressor

 

Рис. 5. Коэффициент избытка воздуха в зависимости от относительного расхода пара, температуры газопаровой смеси за камерой сгорания и степени сжатия в компрессоре

Fig. 5. Excess air coefficient depending on the relative steam flow, gas temperature behind the combustion chamber and the compression ratio in the compressor

 

Рис. 6. Коэффициент полезной работы в зависимости от относительного расхода пара, температуры газопаровой смеси за камерой сгорания и степени сжатия в компрессоре

Fig. 6. Efficiency factor depending on the relative steam flow, gas temperature behind the combustion chamber and the compression ratio in the compressor

 

Рис. 7. Температура на выходе газовой турбины в зависимости от относительного расхода пара, температуры газопаровой смеси за камерой сгорания и степени сжатия в компрессоре

Fig. 7. Temperature at the gas turbine outlet depending on the relative steam flow, gas temperature behind the combustion chamber and the compression ratio in the compressor

 

Рис. 8. Полезная работа на валу газовой турбины в зависимости от относительного расхода пара, температуры газопаровой смеси за камерой сгорания и степени сжатия в компрессоре

Fig. 8. Useful work on the gas turbine shaft depending on the relative steam flow, gas temperature behind the combustion chamber and the compression ratio in the compressor

 

Рис. 9. Расход газов на газовую турбину в зависимости от относительного расхода пара, температуры газопаровой смеси за камерой сгорания и степени сжатия в компрессоре

Fig. 9. Gas consumption at the gas turbine depending on the relative steam consumption, gas temperature behind the combustion chamber and the compression ratio in the compressor

 

Зависимость электрического КПД КГПУ от d для представленных выше вариантов приведена на рис. 4. Видим, что КПД КГПУ линейно возрастает с увеличением d: для первого варианта диапазон изменения d=0…12,5; для второго – 0…10; для третьего – 0…8 и для четвертого – 0…6,5. Максимальный КПД на уровне 56 % для всех вариантов достигается при максимальном d.

На рис. 5 видим, что коэффициент избытка воздуха в зависимости от относительного расхода пара линейно падает, чем выше температура газопаровой смеси за КС и степень сжатия в ВК, тем больше темп падения и меньше диапазон изменения d.

На рис. 6 показано изменение коэффициента полезной работы в зависимости от относительного расхода пара в КС. Для рассмотренных выше вариантов видим, что, чем больше температура газопаровой смеси за КС и степень сжатия в ВК, тем более круто увеличивается коэффициент полезной работы, но при этом его максимальное значение меньше, чем у вариантов с меньшей температурой газов за КС и степенью сжатия в ВК. Так, у варианта 1 максимальный коэффициент полезной работы равен 0,77, а у варианта 4 – 0,69.

На рис. 7 показана зависимость температуры газопаровой смеси на выходе ГТ от d. С увеличением d температура газопаровой смеси на выходе ГТ линейно возрастает. Для варианта 1 от 600 до 665 °С, для варианта 2 от 595 до 660 °С, для варианта 3 от 620 до 680 °С и для варианта 4 от 630 до 700 °С.

Зависимость полезной работы на валу ГТ от d приведена на рис. 8. С увеличением d полезная работа на валу ГТ возрастает по ветви параболы. Чем больше температура газопаровой смеси за КС и степень сжатия в ВК, тем круче ветвь параболы, но меньше диапазон изменения d. Для варианта 1 полезная работа на валу ГТ возрастает в допустимом диапазоне изменения d в 2 раза – от 450 до 900 кДж/кг; для варианта 2 в 1,9 раз – от 510 до 975 кДж/кг; для варианта 3 в 1,8 раз – от 580 до 1045 кДж/кг; для варианта 4 в 1,7 раз – от 655 до 1130 кДж/кг.

На рис. 9 приведена зависимость расхода газопаровой смеси из КС на ГТ от d. Видим, что с увеличением d расход газопаровой смеси на ГТ падает по гиперболе. При этом для варианта 1 с изменением d от 0 до 12 расход газопаровой смеси на ГТ падает в 1,86 раз – от 220 до 118 кг/с; для варианта 2 в 1,75 раз – от 193 до 110 кг/с; для варианта 3 в 1,66 раз – от 170 до 102 кг/с; для варианта 4 в 1,59 раз – от 153 до 96 кг/с.

Направление дальнейших исследований

Исследования показали, что в КГПУ с вводом пара в КС можно получить электрический КПД до 55 %. При этом не рассматривался вопрос способа получения вводимого в КС пара. Из рис. 6 следует, что температура уходящей из ГТ газопаровой смеси составляет 595…700 °С, что позволяет использовать ее в котле-утилизаторе для получения пара. Этот высокотемпературный пар можно непосредственно вводить в КС или, для повышения эффекта охлаждения КС и ГТ, вводить через паровую турбину с выходом из нее на ввод пара в КС, это позволит выработать на ней дополнительную электрическую мощность. Необходимо определить, что более эффективно. Также необходимо рассмотреть вопрос снижения потерь теплоты и пара в окружающую среду путем установки конденсационного теплоутилизатора на выходе котла-утилизатора, который позволит понизить температуру газопаровой смеси до 40…50 °С и сконденсировать из нее большую часть влаги. При этом низкотемпературная тепловая энергия уходящих газов может быть использована для отпуска теплоты потребителям [28] или в органическом цикле Ренкина для дополнительной выработки электроэнергии [29] с применением воздушных конденсаторов [30].

Выводы

1. Исследования показали, что:

• электрический коэффициент полезного действия контактной газопаровой установки линейно возрастает с увеличением d. Диапазон изменения d сильно зависит от температуры газопаровой смеси за камерой сгорания и степени сжатия в воздушном компрессоре, чем они меньше, тем больше диапазон изменения d. Максимальный коэффициент полезного действия на уровне 56 % для всех вариантов достигается при максимальном d;
• коэффициент избытка воздуха в зависимости от d линейно падает, при этом чем выше температура газопаровой смеси за камерой сгорания и степень сжатия в воздушном компрессоре, тем больше темп падения и меньше диапазон изменения d;
• коэффициент полезной работы сильно зависит от относительного расхода пара в камеру сгорания, температуры газопаровой смеси за ней и степени сжатия в воздушном компрессоре, с ростом этих параметров он линейно возрастает;
• температура уходящих газов из газовой турбины также сильно зависит от d. С увеличением d эта температура линейно возрастает от 600 до 700 °С, при этом чем выше температура газопаровой смеси на выходе камеры сгорания и степень сжатия в воздушном компрессоре, тем больше температура газов на выходе газовой турбины;
• полезная работа на валу газовой турбины с увеличением d возрастает по ветви параболы. Чем больше температура газопаровой смеси за камерой сгорания и степень сжатия в компрессоре, тем круче ветвь параболы, но меньше диапазон изменения d;
• расход газов из камеры сгорания на газовую турбину сильно зависит от d, с увеличением d расход газов падает по гиперболе, чем ниже температура газопаровой смеси на выходе камеры сгорания и степень сжатия в воздушном компрессоре, тем больше снижение расхода газа на газовую турбину.

2. Повысить эффективность контактной газопаровой установки с вводом пара в камеру сгорания можно установкой на выходе газовой турбины котла-утилизатора для подготовки вводимого пара и конденсационного теплоутилизатором на его выходе для утилизации теплоты и влаги из уходящих газов. При этом низкотемпературная тепловая энергия уходящих газов может быть использована для отпуска теплоты потребителям или в органическом цикле Ренкина для дополнительной выработки электроэнергии.

Об авторах

Николай Никитович Галашов

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Автор, ответственный за переписку.
Email: gal@tpu.ru
ORCID iD: 0009-0005-5351-3584

кандидат технических наук, доцент НОЦ И.Н. Бутакова Инженерной школы энергетики

Россия, Томск

Александр Анатольевич Туболев

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Email: Tubolev@tpu.ru

кандидат технических наук, доцент НОЦ И.Н. Бутакова Инженерной школы энергетики

Россия, Томск

Евгений Сергеевич Болдушевский

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Email: franky575@rambler.ru

аспирант НОЦ И.Н. Бутакова Инженерной школы энергетики

Россия, Томск

Александр Александрович Минор

АО «Томская генерация»

Email: aam29061994@gmail.com

главный эксперт ПТО

Россия, Томск

Список литературы

Дополнительные файлы