Технико-экономические характеристики ГТУ

Для вариантов без регенерации при принятых значениях величин h_к = 0,87; h_тохл = 0,975; h_мт = h_мк = 0,98; = 0,09; p = 13,2 будем иметь.

Вариант простейшей ГТУ (рис.1,а-в, рис.2,а) p_Т = 12,7; Н_К = 341,7 кДж/кг; Н_Т = 590 кДж/кг коэффициент полезной работы f = 1- Н_К/ Н_Т = 1-341,7/590 = 0,421; Ne = 25 мВт. Удельный расход газа d = 3600/Н_еохл = 3600/188 = 19,16 кг/кВт×ч.

Эффективный КПДГТУ h_еохл = Н_еохл/q₁ = 188/638,2 = 0,234,

где расход теплоты в камере сгорания 1060,39(1-0,09+0,0163)-348,1=638,2 кДж/кг.

Удельный расход тепла ГТУ q_еохл= 3600/0,234 = 12240 кДж/кг.

Удельный расход условного топлива 12240/29308 = 0,428 кг/кВт×ч, где для условного топлива = 29308 кДж/кг.

При отсутствии охлаждения технико-экономические характеристики ГТУ имели бы следующие значения: Н_е= Н_то×h_т×h_мк-Н_ко/h_к = 674×0,88×0,98-297/0,87 = 233 кДж/кг;

 

= = 25000/233 = 107,2 кг/с;

= 1+ = 1+0,02 = 1,02;

= = / =107,2/1,02 = 105 кг/с;

= (107,2×1060,4-105×348,6)/(44300×0,98) =

,757 кг/с; = 1,757/107,2 = 0,0164,

 

что удовлетворительно совпадает с предварительно заданным 0,02; =1060,4(1+0,0164)-348,6 = 729,12 кДж/кг. d = 3600/Н_е = 3600/233 = 15,45 кг/кВт×ч; h_е = H_e/q₁ = 233/729,12 = 0,3195; q_е = 3600/0,3195 = 11267,6 кг/кВт×ч; 11267/29308 = 0,38445 кг/кВт×ч.

Таким образом, при отсутствии отбора воздуха на охлаждение технико-экономических показателей ГТУ существенно улучшается: возрастает удельная эффективная работа, снижается расход газа, удельный расход тепла и топлива, а КПДвозрастает (в данном примере на 2,5% абсолютных).

Вариант с теплофикацией, путем применения подогревателей сетевой воды (ПСВ) может дать следующие результаты (рис.1,е, рис.2,г).

Из предшествующих расчетов (6, прил.2) имеем Т₂ = 728,5 К (455,5°С); Н_еохл=174 кДж/кг. Оценим температуру газов, покидающих ПСВ, значением Т_ух = Т₅ = 423 К (150°С) - среднестатистическое значение реализованных ГТУ с ПСВ. КПД ПСВ примем h_ПСВ = 0,9.

При воздушном охлаждении газовых турбин в проточную часть поступает весь охлаждающий воздух за исключением 2-3%, идущих на охлаждение подшипников и корпуса турбины и потому безвозвратно теряемых и с учетом 1,5-2% топлива, поступающего в КС /0,99 = 146,5 кг/с.

Удельное количество теплоты, теряемое с уходящими газами (a = 4; Т₃ = 273 К; Т₂ = 728,5 К); q₂ = i₂-i₃ = 482,1-0 = 428,1 кДж/кг.

Количество теплоты, теряемое с уходящими газами Q₂ = G_гух×q₂×3600 = 148×482,1×3600 = 257×10⁶ кДж/ч = 257 ГДж/ч.

Удельное количество используемого тепла (a = 4; Т₂ = 728,5 К; Т₅ = 423 К); q_2исп = Н_ПСВ = i₂-i₅ = 482,1-154,19 = 327,91 кДж/кг.

Длительность отопительного сезона для средней полосы России при наличии постоянных потребителей тепла (теплично-овощные хозяйства, животноводческие комплексы, теплоснабжение городов и поселков, горячее водоснабжение и пр.) определим в 7 месяцев. Тогда его относительная продолжительность e = 7/12 = 0,583. При этом коэффициент утилизации К_ут= e(q_2исп/ q₂) = 0,583(327,91/482,1) = 0,396; при e = 1 К_ут = 0,68.

КПД ГТУ с ПСВ (188+0,583×0,9 ×0,99 ×327,91)/638,2 = 0,56, где Н_еохл и q₁ близки к значениям простейшей ГТУ, т.к. начальная температура газа, степень повышения давления и температура воздуха за компрессором не изменились. При e = 1 h_епсв = 0,75.

Удельный расход тепла q_епсв = 3600/h_епсв; e = 0,583; q_епсв = 3600/0,56 = 6428 кг/кВт×ч; e = 1; q_епсв = 4800 кг/кВт×ч.

Удельный расход топлива ; e = 0,583; = 6730,4/29308 = 0,219 кг/кВт×ч; e = 1; = 0,164 кг/кВт.

Таким образом, применение ПСВ дает значительное повышение экономичности цикла ГТУ в частности, при круглогодичном использовании ПСВ КПД цикла возрос в данном примере на 46%, т.е. только повышение КПД в полтора раза выше, чем КПД цикла простейшей ГТУ, рис.5.

Вариант бинарной ПГУ. (рис.1,з, рис.2,д) В этом случае исходные данные также останутся неизменными, как и для простейшей схемы: Т₁ = 1223 К; p = 13,2; a = 4; Т₃ = 273 К; Т₄ = 609 К. Из-за увеличения сопротивления выходного тракта ГТУ (наличие котла-утилизатора) претерпят изменения и станут равными: Н_еохл = 174 кДж/кг; Т₂ = 728,5 К; = 143,5 кг/с; = 148 кг/с; = 0,09; =2,38 кг/с; = 0,0157; =146,5 кг/с (как и в варианте с теплофикацией).

1060,4(1-0,09+0,0157)-344 = 638 кДж/кг

 

(как в вариантах с простейшей ГТУ с теплофикацией). Температуру газов, покидающих котел-утилизатор примем, как и в предыдущем варианте Т₅= 423 К (150°С); Коэффициент утилизации К_ут = (Т₂-Т₅)/(Т₂-Т₃) = (728,5-423)/(728,5-273) = 0,672.

Удельная эффективная работа ПГУ H_eПГУ=H_еГ.К.+ H_еП.К.=Н_еохл+ H_еП.К.= Н_еохл+q_кс(1-h_ГТУ)×h_ут×h_пк= 188+638,2(1-0,291)×0,672×0,3=278,8 кДж/кг, где h_гту=h_еохл= 0,294 ранее определенный КПДгазового контура; h_пк = 0,3 - КПДпарового контура (h_пк = 0,28 - 0,32 для подобного типа установок).

КПД ПГУ h_пк = h_еохл+(1-h_еохл)h_утh_пк = 0,294+(1-0,294)×0,672×0,3 = 0,436; Удельный расход тепла q_ПГУ= 3600/0,429 = 8256,9 кг/кВт×ч. Удельный расход условного топлива 8256,9/29308 = 0,2817 кг/кВт×ч.

Если принять среднестатистический относительный расход пара = 0,11, то при = 148 кг/с; = d× = 0,11×0,143 = 16,3 кг/с. Общая мощность ПГУ N_ПГУ = N_еохл+N_пк= 1741×148+16,3×90,8 = 40,55 МВт.

Поскольку удельная эффективная работа ПГУ приведена к расходу газа через ГТУ, то общую мощность ПГУ, то общую мощность ПГУ приближенно можно определять и другим путем:

= ×Н_еПГУ= 148×278,8 = 41262 кВт, из них 68,5% мощности приходится на ГТУ и 36,5% на ПТУ, что соответствует среднестатистическим значениям (65-60% ГТУ и 35-40% на ПТУ без дожигания топлива в котла-утилизатора).

Таким образом, включение в схему ГТУ ПТУ с котлом утилизатором даже без дожигания топлива в нем (чисто утилизационная схема) существенно улучшает экономические показатели установки. В данном примере КПД установки возрос на 14,2% (абсолютных). Следует однако учитывать, что из всех вариантов утилизации тепла отработавших газов ГТУ, вариант с ПТУ требует наибольших затрат и сооружений.

Вариант контактной установки (КГТУ)(рис.1.1,ж; рис.1.2,е) характеризуется значениями параметров из предыдущих расчетов: Т₃ = 273 К; Т₁ = 1223 К; p = 13,2; p_Т= 12,55; Т₄ = 609 К; Т₂ = 728,5 К; h_Т = 0,875; q_1Г=638,2 кДж/кг. = 0,0163; = 0,96; Относительный расход пара, подводимого в КС определим d = = 0,12; d = (0,05-0,25); m_Г = 0,25; m_В = 0,281.

Теплосодержание пара при Т₁ = 1223 К; i_d = 2019,43 кДж/кг; при Т₄ = 609 К (ввод в КС) i_4П = 648 кДж/кг; начальная температура воды Т_3вод = Т_а = 303 К (30°С) i_а = 55,75 кДж/кг; Тогда коэффициент утилизации К_ут = (i_4П-i_а)/(i_d-i_a) = (648-55,75)/(2019,43-55,75) = 0,302.

Доля теплоты, подводимой к пару в КС =0,12(2019,43-648)/(0,91×638,2+ +0,12(2019,43-648))=164,5/(580+164,5) = 0,221, где q_ПКС = q_iП = d(i_d-i₁) = 0,12(2019,43-648) = 164,5 кДж/кг - тепло подводимое к пару в КС.

КПД форсированной (контактной) газотурбинной установки

 

(0,96×1,196×1223(1-12,55^-

^,24)×0,875× ×0,98+0,12×2,42×1223(1-12,55^-0,19)×0,875×0,98-

(1,08/0,87)×273(13,2^0,281-1)-0,09×341,7)/(0,91×638,2+164,5) = 309,19/744,6

= 0,4159,

 

т.е. повышение КПДКГТУ составило Dh_КГТУ=h_еКГТУ-h_еГТУ= 0,4159-0,294 = 0,122, т.е. 1% подводимого в КС пара дает около 1% повышения КПДГТУ.

Удельный расход тепла q_КГТУ = 3600/h_еКГТУ = 3600/0,4159 = 8655,9 кДж/кВт×ч.

Удельный расход условного топлива 8655,9/29308 = 0,2951 кг/ кВт×ч.

Таким образом, КГТУ при вводе в КС 12% пара от расхода воздуха дает практически тот же экономический эффект, что и бинарная ПГУ, но при несравнимо меньших капитальных затратах.

Вариант ГТУ с регенерацией(рис.1,в, рис.2,б) дает следующие показатели: p_расч = p_opt = p = 7; p_Т = 6,36; Т₂ = 829 К; Т₅ = 746 К; m = 0,75; Н_еохл = 186,3 кДж/кг; a = 5; Т₁ = 1223 К; = 0,011.

Тогда расход теплоты в КС 1024,73(1-0,09+0,012+0,04)-490 = 525 кДж/кг.

КПДустановки h_еохл = Н_еохл/q₁ = 186,3/525 = 0,355. Прирост КПДсоставил Dh_еохл = h_ем-h_еохл = 0,355-0,234 = 0,061 или 6,1%. Удельный расход тепла q_еохл = 3600/0,355 = 10140 кДж/кВт×ч. Удельный расход условного топлива 10140/29308 = 0,356 кДж/кВт×ч.

Таким образом, введение регенерации в тепловой схеме ГТУ приводит к увеличению КПД цикла на 6-9 % (абсолютных) при степени регенерации m= 0,7-0,75. Капитальные затраты при этом возрастают в 1,5-1,7 раза, но они окупаются при грамотной эксплуатации ГТУ и при нынешнем уровне цен на топливо в течении 1 года.

Проведенные вариантные расчеты позволяют сделать определенные выводы о целесообразности применения того или иного варианта тепловой схемы ГТУ. Для наглядности полученные данные по вариантам сведем в итоговую таблицу (прил. 2, табл. 1) и осуществим выбор наиболее целесообразной схемы ГТУ. При этом примем: число оборотов работы установки в году К=7000 часов; стоимость условного топлива С_У.Т.=5000 р/т; число лет окупаемости n=3года.

 

Таблица 1

Технико- экономические показатели вариантов схемы ГТУ

Параметр и его формула	Вариант схемы ГТУ
	простейшая	с теплофикацией e =0,583	ПГУ бинарная	КГТУ	с регенератором
КПД установки hеохл	0,294	0,56	0,426	0,416	0,355
Экономия удельного расхода топлива DВУТ=Вбаз-Вi, кг/(кВт×ч)		0,209	0,146	0,133	0,072
Стоимость сэко-номленного топ-лива СУТ=DВУТ×Nе×К×с, руб.		1,83×10^8	1,27×10^8	1,16×10^8	0,63×10^8
Ориентировочная стоимость установки Сi=СУСТ, руб.	9×10^7	14,5×10^7	23×10^7	12,5×10^7	15×10^7
Годовой экономический эффект , руб.016,4610^78×10^710,4×10^711,3×10^7

Итак, расчеты показали, что наибольший годовой экономический эффект дает ГТУ с теплофикацией, а следом за ней идет КГТУ. Однако, для ГТУ с теплофикацией необходимо наличие потребителя тепла. Без него такие установки не осуществимы. А вот КГТУ реально осуществима в любом случае. Тем более что в варианте КГТУ реально осуществима частичная и временная теплофикация, что делает такие установки наиболее предпочтительными.

Необходимо учитывать также сроки строительства и ввода в действие ГТУ. Следует также отметить, что переход от простейшего варианта ГТУ к КГТУ возможен в условиях эксплуатации установок при их модернизации. Именно эти соображения объясняют тот факт, что в настоящее время в мировой практике газотурбостроения отмечается повсеместный переход к КГТУ. Поэтому в данном примере предпочтение отдается варианту КГТУ и он принимается, в данном примере, к исполнению как основной.