Способ регулирования мощности газотурбинной установки
Изобретение относится к теплоэнергетике. Способ регулирования мощности газотурбинной установки (ГТУ), заключающийся в том, что в ГТУ с отбором воздуха для привода свободной турбины использован котел-утилизатор, обогреваемый выхлопными газами газогенератора. Котел-утилизатор увеличивает суммарный расход рабочего тела, не изменяя диапазона мощностей ГТУ, и таким образом диапазон частот вращения лопаточного компрессора сужается до 0,8...1,0. Изобретение позволяет приблизить КПД на дроссельных режимах к КПД на номинальных режимах работы ГТУ. 6 з.п. ф-лы, 6 ил.
Изобретение относится к теплоэнергетике.
Известны газотурбинные двигатели (Теория, расчет и проектирование авиационных двигателей и энергетических установок. Под ред. В.А. Сосунова, В.М. Чепкина. М.: Изд-во МАИ, 2003 г., с.18, рис.1.1), в том числе турбовальные (там же, с.387, рис.11.3), а также газотурбинные установки (там же, с.658, рис.22.2). Указанные двигатели и газотурбинные установки (ГТУ) используют термодинамический цикл Брайтона, коэффициент полезного действия которого определяется степенью повышения давления (далее степенью сжатия) рабочего тела (там же, с.30, рис.1.12). При изменении режима работы ГТД (регулировании мощности) степень сжатия рабочего тела изменяется - уменьшается со снижением частоты вращения ротора двигателя (там же, с.247, рис.8.10). В связи с этим для ГТД и ГТУ характерны значительные изменения коэффициента полезного действия (КПД) в зависимости от режима работы двигателя (так, например, если на номинальных режимах КПД составляют более 30%, то на дроссельных режимах, близких к "малому газу" менее 10%). Данное обстоятельство является серьезным недостатком для двигателей и энергетических установок, работающих в широком диапазоне мощностей.
Известны газотурбинные двигатели с отбором воздуха за компрессором (Патент GB 1201526, МПК F02К 3/02, 1970), в которых сжатый воздух используется для привода свободной турбины.
Известны парогазовые установки, в которых для форсирования мощности и повышения КПД пар вводится в газовую турбину (Авторское свидетельство №168962, СССР, 1962).
Известна энергетическая установка (Патент RU №2287708, МПК F01К 21/04, 2006), в которой для привода свободной турбины используется воздух, отбираемый от компрессора газогенератора и пар, генерируемый в котле-утилизаторе. Энергетическая установка является однорежимной.
Известен способ регулирования мощности ГТУ, заключающийся в одновременном изменении частоты вращения ротора и расхода топлива через основную камеру сгорания (Теория и расчет воздушно-реактивных двигателей. Под ред. С.М. Шляхтенко, М.: Машиностроение, 1987, с.363...364). Указанный способ является наиболее близким аналогом заявленному способу.
Задачей изобретения является повышение КПД газотурбинных установок на дроссельных (пониженных) режимах работы.
Причиной понижения КПД газотурбинных установок на дроссельных режимах является наличие жесткой связи, устанавливаемой характеристикой осевого компрессора, между расходом рабочего тела и степенью его сжатия: чем сильней изменяется расход рабочего тела - тем сильней изменяется степень его сжатия (Теория, расчет и проектирование авиационных двигателей и энергетических установок. Под ред. В.А. Сосунова, В.М. Чепкина. М.: Изд-во МАИ, 2003 г., с.247, рис.8.10). Наличие указанной связи приводит к тому, что при регулировании мощности (уменьшении расхода воздуха) существенно снижается степень сжатия рабочего тела и, соответственно, снижается КПД установки.
Сущность изобретения состоит в том, что в ГТУ часть рабочего тела (воздух) заменяется водяным паром, что уменьшает потребный расход воздуха (на величину расхода пара) и, тем самым, уменьшает его влияние на степень повышения давления рабочего тела и, соответственно, КПД установки. Для этого в газодинамическую схему ГТУ с отбором воздуха для привода свободной турбины (Патент GB 1201526, МПК F02К 3/02, 1970), параллельно основному (лопаточному) компрессору вводится дополнительный компрессор (котел-утилизатор), обогреваемый выходящими из турбины привода компрессора газами, степень сжатия водяного пара в котором соответствует степени сжатия газа в основном компрессоре. В результате потребный расход воздуха через свободную турбину уменьшается. Для обеспечения возможности эффективного регулирования мощности ГТУ на режиме ее максимальной мощности степень повышения давления более 15, а температура газа перед турбиной более 1400 К.
Эффективность способа (увеличение КПД установки) может быть повышена, если рабочее тело на входе в свободную турбину нагревать газами, выходящими из турбины привода компрессора (регенерация теплоты отходящих газов).
Эффективность способа (расширение диапазона мощностей) может быть повышена, если расход пара регулировать.
Эффективность способа (уменьшение потерь воды и тепловой энергии с выхлопными газами) может быть повышена, если паровоздушную смесь, выходящую из свободной турбины, смешать с питательной водой.
Эффективность способа (увеличение КПД установки) может быть повышена, если в котле-утилизаторе сделать секцию низкого давления - экономайзер.
Эффективность способа (увеличение КПД установки) может быть повышена, если площади проходных сечений сопловых аппаратов турбин регулировать.
На фиг.1...6 показаны газодинамические схемы и характеристики, иллюстрирующие возможности реализации способа:
на фиг.1 изображена схема ПГУ;
на фиг.2 изображена схема ПГУ;
на фиг.3 изображена зависимость КПД от режима работы ПГУ;
на фиг.4 изображена зависимость температуры газа перед турбиной привода компрессора от режима работы ПГУ;
на фиг.5 изображена характеристика компрессора с рабочей линией в системе ПГУ;
на фиг.6 изображена зависимость КПД турбин и компрессора от режима работы ПГУ.
Реализация способа демонстрируется на примере ПГУ, изображенной на фиг.1.
ПГУ состоит из газогенератора, в состав которого входят: лопаточный компрессор 1, камера сгорания 2, турбина привода компрессора 3, котла-утилизатора 4, заполненного водой и обогреваемого газами, выходящими из турбины привода компрессора 1, камеры смешения 5, во внутрь которой подается воздух, отбираемый от компрессора 1, и пар, выходящий из котла-утилизатора 4, свободной турбины 6, расположенной за камерой смешения 5, электрогенератора 7.
Способ реализуется следующим образом.
На расчетном (максимальном) режиме воздух, отбираемый за компрессором 1 газогенератора, подается в камеру смешения 5. Туда же подается пар, образуемый в котле-утилизаторе 4. Из камеры смешения смесь воздуха с паром подается в свободную турбину, которая совершает механическую работу.
При уменьшении подачи топлива в камеру сгорания 2 расходы воздуха и пара, поступающие в камеру смешения 5, уменьшаются. Уменьшение указанных расходов связано с уменьшением мощностей турбины 3 и котла-утилизатора 4 как следствие уменьшения температуры газа перед турбиной. Снижение расхода воздуха, как и в известном способе, сопровождается снижением частоты вращения ротора и, соответственно, снижением степени сжатия рабочего тела (воздуха и пара). Однако указанное снижение частоты вращения (степени сжатия рабочего тела) оказывается меньшим, чем в известном способе, поскольку меньше величина изменения расхода воздуха (на величину расхода пара). Соответственно, более высокие степени сжатия рабочего тела позволяют иметь более высокие КПД.
Для обеспечения в предлагаемом способе потребных КПД (более 30%) на режиме максимальной мощности ПГУ степень повышения давления в осевом компрессоре должна быть не менее 15, а температура газа перед турбиной не менее 1400 К.
Эффективность способа может быть повышена:
1. Если паровоздушную смесь перед тем, как подать в свободную турбину, нагреть горячими газами, выходящими из турбины привода компрессора в газовоздушном теплообменнике 8 (фиг.2).
2. Если в котле-утилизаторе сделать секцию низкого давления - экономайзер 9 (фиг.2), куда будет поступать холодная вода перед тем, как попасть в котел-утилизатор. Принцип работы экономайзера 9 основан на разнице температур кипения в экономайзере ˜100°С (давление соответствует атмосферному) и котле-утилизаторе ˜200°С (давление соответствует давлению воздуха за компрессором). В результате указанной разницы температура выхлопного газа понижается ˜ на 100 град, что увеличивает выход пара из котла-утилизатора.
3. Если расход пара, поступающего в камеру смешения, регулировать противопомпажной заслонкой 10 (фиг.2). В этом случае эксплуатационный диапазон изменения мощности ПГУ может быть расширен за счет понижения частоты вращения ротора до значений меньших, чем 80% от максимальной частоты вращения.
4. Если паровоздушную смесь, выходящую из свободной турбины, смешивать с питательной водой в конденсаторе контактного типа 11 (фиг.2) с последующим охлаждением конденсата в газожидкостном теплообменнике 12. В этом случае пар, находящийся в паровоздушной смеси, может быть использован повторно тепловом цикле ПГУ.
5. Если регулировать площади проходных сечений сопловых аппаратов турбин. В этом случае эффект от использования пара может быть усилен эффектом от перераспределения воздуха между турбинами (контурами) ПГУ, что позволит еще больше сузить диапазон изменения степени сжатия рабочего тела и, соответственно, еще больше приблизить КПД на дроссельных режимах к КПД на номинальных режимах.
6. Если часть пара (до 20%), образующегося в котле-утилизаторе, подавать на вход в турбину привода компрессора. В этом случае мощность турбины привода компрессора может быть повышена без увеличения температуры газа перед турбиной, что позволит перераспределить расход воздуха в пользу свободной турбины, повысив ее мощность, а следовательно, КПД ПГУ.
На фиг.3...6 показаны зависимости, характеризующие на примере ПГУ (фиг.2) эффективность заявленного способа. Режим работы ПГУ задан величиной относительной мощности 
где Nemax - максимальная мощность ПГУ. Расчетный режим обозначен точкой PP. Разрыв характеристик вызван переходным процессом, происходящим в момент закрытия (открытия) противопомпажной заслонки 10 (фиг.2).
Как видно из фиг.3, коэффициент полезного действия ПГУ в эксплуатационном диапазоне мощностей имеет достаточно пологую для ГТУ характеристику, а именно: при умеренных параметрах рабочего процесса (фиг.4, фиг.5) КПД ПГУ составляет 0,34...0,42. На режимах прогрева (без подачи пара) КПД ПГУ понижается до 0,25...0,2 (фиг.3). Изменение КПД лопаточных машин (компрессора, турбины компрессора, свободной турбины) показаны на фиг.6.
Предлагаемый способ позволяет решать актуальные народнохозяйственные задачи:
1. В железнодорожном транспорте. ПГУ (фиг.2) мощностью 1...1,5 МВт может быть использована в качестве силовой установки в подвижных железнодорожных составах, где требуется широкая номенклатура рабочих режимов. Кроме этого, теплоту, отводимую в теплообменнике 12, можно использовать для обогрева и снабжения горячей водой вагонов поезда.
2. В водном (морском) транспорте. ПГУ (фиг.2) мощностью 1...10 МВт может быть использована в качестве судовой энергетической установки. В этом случае отбор теплоты в теплообменнике 12 может быть осуществлен за счет использования хладоресурса речной (морской) воды.
3. В жилищно-коммунальном хозяйстве страны. ПГУ (фиг.2) мощностью 1...2 МВт является автономным источником энергообеспечения (электричество, горячая вода, горячий воздух) жилого комплекса (многоэтажного здания), рассчитанного на 3000...5000 жильцов. Использование автономных источников энергообеспечения (фиг.2) позволяет осуществлять значительную экономию средств, связанную с транспортировкой энергии. Дело в том, что транспортировка энергии (тепловой, электрической) требует строительства коммуникаций (тепловых и электрических сетей) и сопровождается значительными потерями энергии, в то время как при транспортировке топлива указанные недостатки отсутствуют.
1. Способ регулирования мощности газотурбинной установки, заключающийся в одновременном изменении частоты вращения ротора и расхода топлива в камеру сгорания установки, при условии, что воздух, сжатый в компрессоре, одновременно поступает в камеру сгорания установки, расположенную перед турбиной привода компрессора, и камеру смешения, расположенную перед свободной турбиной, газ, выходящий из турбины привода компрессора, нагревает воду, находящуюся в котле-утилизаторе, до температуры кипения при давлении соответствующем давлению воздуха за компрессором, отличающийся тем, что пар, образующийся в котле-утилизаторе, поступает в указанную выше камеру смешения, степень повышения давления воздуха в компрессоре на режиме максимальной мощности более 15, а температура газа перед турбиной привода компрессора на режиме максимальной мощности более 1400 К.
2. Способ регулирования мощности газотурбинной установки по п.1, отличающийся тем, что смесь воздуха и пара, поступающая из камеры смешения в свободную турбину, нагревается газами, выходящими из турбины привода компрессора.
3. Способ регулирования мощности газотурбинной установки по п.1, отличающийся тем, что расход пара, поступающего в камеру смешения, регулируется.
4. Способ регулирования мощности газотурбинной установки по п.1, отличающийся тем, что на выходе из свободной турбины паро-воздушная смесь смешивается с водой.
5. Способ регулирования мощности газотурбинной установки по п.1, отличающийся тем, что котел-утилизатор имеет секцию низкого давления - экономайзер.
6. Способ регулирования мощности газотурбинной установки по п.1, отличающийся тем, что площади проходных сечений сопловых аппаратов турбин регулируются.
7. Способ регулирования мощности газотурбинной установки по п.1, отличающийся тем, что часть пара, образующегося в котле-утилизаторе, подается на вход в турбину привода компрессора.
