3.3 Термодинамический расчет гту в условиях iso. Модели гтуЧасть 2Математическое описание элементов газотурбинной установки 2.1. Модель гтуМатематическому моделированию ГТУ необходимо уделить особое внимание, т.к. потребностью совершенствования алгоритмом управления ГТУ и вызвана необходимость создания системы комплексного моделирования мини-ЭЭС. Именно функционирование ГТУ и его САУ в основном определяет характеристики всей мини-ЭЭС. Так как САУ ГТД является сложным многосвязным объектом, то полноценное ее исследование возможно только при связном воспроизведении всех выходных координат модели ГТД, используемых в контурах регулирования. Модель, обеспечивающая такое связное воспроизведение всех координат, строится путем объединения моделей, описывающих различные узлы двигателя или различные процессы в нем. Модель, построенную таким образом, будем называть агрегированной. Модель должна быть по возможности представлена в измеряемых координатах, что упрощает ее идентификацию. В дальнейшем рассматривается агрегированная модель, построенная на основе идентификационной нелинейной математической модели ГТД. Такая модель может применяться для доводки и отладки специализированного программного обеспечения РЭД . Ядром агрегированной модели является модель, описывающая динамику ГТУ. В задачах испытаний в зависимости от их функций могут использоваться различные математические модели ГТУ. Наиболее полно учитывается физика процессов во всем газо-воздушном тракте ГТД поэлементными моделями. Данные модели требуют значительных объемов априорной информации, имеют высокую точность, являются всережимными. Следующим уровнем можно считать идентификационную модель, построенную на основе динамической характеристики ГТД. Модели этого класса теоретически позволяют получить максимально достижимую точность воспроизведения режимов ГТД. На практике из-за трудностей получения и реализации используют модели более низкого уровня. Поскольку для ГТД, используемых в составе электростанций, законом регулирования является поддержание постоянства частоты вращения вала нагрузки в качестве перспективных моделей следует рассматривать упрощенные идентификационные модели, учитывающие аккумуляцию энергии во вращающихся массах роторов. Различные факторы, влияющие на протекание процессов в ГТД, учитываются в виде добавок к основным уравнениям. Входными координатами этих моделей являются частоты вращения роторов, температуры и давления газов в характерных сечениях двигателя. Подобная модель справедлива для приведенных к МСА координат и в основных режимах адекватна объекту с погрешностью 1-3%. Блок ГТУ расчетной схемы должен позволять рассчитывать переходные процессы для двухвальных ГТУ, обладающих различными характеристиками и различной мощностью. Входными параметрами для блока являются параметры конкретной ГТУ и статические характеристики, соответствующие установившемуся режиму ее работы. С помощью этих характеристик производится расчет необходимых при моделировании коэффициентов, величина которых зависит от режима работы установки. На первом этапе исследования ГТУ в рамках комплексной модели мини-ЭЭС оптимальным следует признать использование упрощенных идентификационных моделей. Подобное представление лежит в рамках принятой концепции последовательного усложнения разрабатываемой модели. Кроме того, главное внимание уделяется объединению математических моделей разнородных элементов и более сложных моделей между собой. Однако модель ГТУ не должна быть и чрезвычайно простой, она должна достаточно адекватно воспроизводить переходные процессы в ГТУ, связанные прежде всего с инерционностью вращающихся масс роторов, а также воспроизводить нелинейности характеристик при изменении режима функционировании установки во всех характерных режимах. Динамика роторов рассчитывается по следующим уравнениям: а) Уравнение ротора турбокомпрессора:
á) Уравнение свободной турбины: (2.1.)
В уравнениях приняты обозначения: -производная приведенной частоты вращения ротора турбокомпрессора по времени, -частота вращения ротора свободной турбины, - частота вращения ротора турбокомпрессора, взятая по статической характеристике; -суммарный приведенный к валу свободной турбины момент инерции, -постоянная времени ротора турбокомпрессора, -располагаемая мощность свободной турбины, -потребляемая мощность нагрузки. В качестве нагрузки рассматривается синхронный генератор. Момент инерции был взят для генератора СГС-14-100-6 (n=1000об/мин, =2500кВт) равным JG=1140 кгм2; передаточное число редуктора i=5.5; момент инерции свободной турбины JT=9 кгм2. Постоянная времени ротора турбокомпрессора изменяется от 3 с (на холостом ходе) до 0.5 с (номинальный режим). Величины nTS, NE- определяются по статическим характеристикам: nÑÒ=f(GT) и NE=f(nÒÊ). Где GT-расход топлива. Параметры двигателя: r1=0.0322 о.е., r2=0.0605 о.е., X1=X2=0.04655 о.е., Xm=1.613 о.е. Параметры статической нагрузки: R=50 о.е., X=0.1 о.е.. studfiles.net Модели газотурбинных установок, обсуживаемые компанией DMEnergyDMEnergy (Сервис Генерации) предоставляет весь спектр услуг по техническому обслуживанию газотурбинных установок (ГТУ) зарубежных производителей. Работы, выполняемые нашими высококвалифицированные специалистами, включают все виды инспекций; текущий, восстановительный и капитальный ремонт; мониторинг оборудования; консультации. Также DMEnergy поставляет широкий ассортимент запчастей, принадлежностей и ремонтных комплектов для ГТУ.
General Electric
Siemens
Solar Turbines
Alstom
Rolls Royce
dm.energy ГТУ. Принципиальные схемы газотурбинных установокПринципиальные схемы газотурбинных установок
Рисунок 1 - Схема ГТУ с одновальным ГТД простого цикла1 - компрессор; 2 - камера сгорания; 3 - турбина; 4 - нагрузка
Рисунок 2 - Схема ГТУ с одновальным ГТД регенеративного цикла1 - регенератор или рекуператор; 2 - камера сгорания; 3 - компрессор;4 - турбина; 5 - нагрузка
Рисунок 3 - Схема ГТУ с многовальным ГТД простого цикласо свободной силовой турбиной 1 - камера сгорания; 2 - компрессор; 3 - турбина;4 - силовая турбина; 5 - нагрузка Примечание - Пунктиром показана альтернативнаядвухкаскадная компоновка ГТД
Рисунок 4 - Схема ГТУ с многовальным ГТД сложного цикла(с промежуточным охлаждением и промежуточным подогревом) 1 - основная камера сгорания; 2 - компрессор высокого давления;3 - турбина высокого давления; 4 - промежуточный охладитель;5 - камера сгорания промежуточного подогрева; 6 - компрессор низкого давления;7 - турбина низкого давления; 8 - нагрузка Примечание - Отбор мощности от ГТД осуществляетсяс вала ротора низкого давления
Рисунок 5 - Схема ГТУ с одновальным ГТД с отборами воздуха и горячего газа 1 - камера сгорания; 2 - компрессор; 3 - турбина; 4 - нагрузка
Рисунок 6 - Схема ГТУ с одновальным ГТД замкнутого цикла 1 - предварительный охладитель; 2 - подогреватель рабочего тела; 3 - компрессор низкого давления; 4 - компрессор высокого давления;5 - турбина; 6 - нагрузка; 7 - промежуточный охладитель www.gigavat.com Как отличаются КПД ГТУ и КПД ПГУ для отечественных и зарубежных электростанцийПоделиться "Как отличаются КПД ГТУ и КПД ПГУ для отечественных и зарубежных электростанций" В статье рассказывается о том, как вычисляется КПД простейшей ГТУ, даны таблицы разных ГТУ и ПГУ для сравнения их КПД и других характеристик. В области промышленного использования газотурбинных и парогазовых технологий Россия значительно отстала от передовых стран мира. Мировые лидеры в производстве газовых и парогазовых энергоустановок большой мощности: GE, Siemens Wistinghouse, ABB — достигли значений единичной мощности газотурбинных установок 280—320 МВт и КПД свыше 40 %, с утилизационной паросиловой надстройкой в парогазовом цикле (называемом также бинарным) — мощности 430—480 МВт при КПД до 60 %. Если есть вопросы по надежности ПГУ - то читайте эту статью. Эти впечатляющие цифры служат в качестве ориентиров при определении путей развития энергомашиностроения России. Как определяется КПД ГТУПриведем пару простых формул, чтобы показать, что такое КПД газотурбинной установки: Внутренняя мощность турбины:
Внутренняя мощность ГТУ:
Эффективная мощность ГТУ:
Электрическая мощность:
Располагаемая теплота топлива:
Абсолютный электрический КПД газотурбинной установки:
 парогазовая тэц КПД ПГУ выше, чем КПД ГТУ так как в Парогазовой установке используется тепло уходящих газов ГТУ. За газовой турбиной устанавливается котел-утилизатор в котором тепло от уходящих газов ГТУ передается рабочему телу (питательной воде) , сгенерированный пар отправляется в паровую турбину для генерации электроэнергии и тепла. КПД ПГУ обычно представляют соотношением:
B – степень бинарности цикла КПД псу – КПД паросиловой установки Qкс – теплота топлива, сжигаемого в камере сгорания газовой турбины Qку – теплота дополнительного топлива сжигаемого в котле-утилизаторе При этом отмечают, что если Qку = 0, то B = 1, т. е. установка является полностью бинарной. Влияние степени бинарности на КПД ПГУ
Давайте приведем последовательно таблицы с характеристиками эффективности ГТУ и вслед за ними показатели ПГУ с этими газовыми машинами, и сравним КПД отдельной ГТУ и КПД ПГУ. Характеристики современных мощных ГТУГазовые турбины фирмы ABB
Парогазовые установки с газовыми турбинами ABB
Газовые турбины фирмы GE
Парогазовые установки с газовыми турбинами GE
Газовые турбины фирмы Siemens
Парогазовые установки с газовыми турбинами Siemens
Газовые турбины Westinghouse-Mitsubishi-Fiat
Парогазовые установки с газовыми турбинами Westinghouse-Mitsubishi-Fiat
Газовые турбины АО ЛМЗ и СПБ «Машпроект»
Парогазовые установки с газовыми турбинами АО ЛМЗ и СПБ «Машпроект»
Поделиться "Как отличаются КПД ГТУ и КПД ПГУ для отечественных и зарубежных электростанций" (Visited 4 018 times, 1 visits today) Читайте такжеccpowerplant.ru 3.3 Термодинамический расчет гту в условиях isoЗапуск термодинамического расчёта производится любым из предложенных способов: нажатием на панели управления кнопки «Начать расчет» или через пункт меню «Расчеты» [Расчеты – Начать расчет], при этом выполняется простой расчет двигателя без подбора и оптимизации параметров. При нормальном окончании расчета и указании в команде «Настройки» «Выдавать сообщения об окончании расчета», появится информационное окно с сообщением – «Расчет окончен» (см. рисунок 3.11). Рисунок 3.11 – Сообщение об окончании расчета Получившиеся результаты отображаются в закладке «Выходные параметры» по всем элементам модели (двойное нажатие левой клавишей мыши на элементе модели и выбор соответствующей закладки в окне модели). На рисунке 3.12 представлены результаты расчёта элемента модели «Камера сгорания». Рисунок 3.12 – Закладка «Выходные параметры» с результатами расчёта в окне элемента «Камера сгорания» После проведения термодинамического расчёта необходимо убедиться в адекватности описания созданной математической моделью рабочих процессов, происходящих в двигателе. Для этого производится расчёт погрешности определения электрического КПД ГТУи температуры газов за турбинойпо формулам 3.1 и 3.2 соответственно (3.1) (3.2) Погрешность в определении, по сравнению с данными приведенными в таблице 1.1, должна составлять менее 3%. В случае превышения заданной погрешности, необходимо скорректировать исходные данные по элементам модели. Корректируются значения параметров элементов ГТУ, выбираемых из диапазона (КПД компрессора, газовой турбины, турбогенератора; значение коэффициента полного давления и коэффициента полноты сгорания топлива; относительные величины отборов охлаждающего воздуха в компрессоре). 3.4 Результаты расчетаРезультаты расчёта элемента модели "Начальные условия": Влагосодержание воздуха, [кг воды/кг вл. воздуха] 0.00630993193223034 Давление воздуха, атмосферное, [кПа] 101.3249948221 Давление воздуха, [кПа] 101.324994822097 Коэффициент избытка воздуха, [-] 1000000 Относительная влажность, [%] 60.0336779965923 Относительный расход водяного пара в рабочем теле, [кг пара/кг вл.раб.тела] 0.00630993193223034 Относительный расход конденсата в рабочем теле, [кг воды/кг вл.раб.тела] 0 Относительный расход топлива, [кг топл./кг вл.воздуха] 0 Скорость звука, [м/с] 340.916899204936 Скорость полета, [м/c] 0 Степень сухости, [кг сух пара/кг вл пара] 0 Стехиометрическое отношение, [кг сух.воздуха/кг топлива] 17.1962391824908 Температура воздуха, атмосферная, [К] 288.15 Температура воздуха, [К] 288.149999999997 Теплотворная способность топлива, [кДж/кг] 47313 Холодильный агент (наименование) воздух Энтальпия воздуха, [кДж/кг] 15.896670727893 Результаты расчёта элемента модели "Входное устройство..": Влагосодержание воздуха, [кг воды/кг вл.воздуха] 0.00630993193223034 Давление воздуха на выходе из ВУ, [кПа] 101.324994822097 Давление статическое на выходе из ВУ, [кПа] 81.596236169785 Коэффициент избытка воздуха на выходе из ВУ, [-] 1000000 Коэффициент полного давления ВУ, [-] 1 Объемная доля "пирогенического" водяного пара, [-] 0 Объемная доля атмосферного азота, [-] 0.79 Объемная доля кислорода, [-] 0.21 Относительная влажность, [%] 60.0336779966129 Относительный расход водяного пара в рабочем теле, [кг пара/кг вл.раб.тела] 0.00630993156760896 Относительный расход конденсата в рабочем теле, [кг воды/кг вл.раб.тела] 0 Парциальное давление водяного пара в рабочем теле, [кПа] 1.02402138533606 Площадь на выходе из ВУ, [м^2] 2.0945 Приведенная скорость на выходе из ВУ, [-] 0.6 Приведенный расход воздуха на входе во ВУ, [кг/с] 408.897 Приведенный расход воздуха на выходе из ВУ, [кг/с] 408.896999999998 Расход воздуха на входе во ВУ, [кг/с] 408.896999282073 Температура воздуха на выходе из ВУ, [К] 288.149999999994 Температура насыщения водяного пара в рабочем теле, [К] 280.465864824622 Энтальпия рабочего тела, [кДж/кг] 30.896670727893 Результаты расчёта элемента модели "Компрессор": Адиабатический (политропный) КПД в точке образмеривания хар-ки компрессора, [-] 0.88 Адиабатический КПД компрессора до 1 отбора, [-] 0.879999999980835 Адиабатический КПД компрессора до 2 отбора, [-] 0.879999999980835 Адиабатический кпд компрессора, [-] 0.88 Давление воздуха в 1 отборе, [кПа] 1400.31142849457 Давление воздуха во 2 отборе, [кПа] 1400.31142849457 Давление воздуха за компрессором, [кПа] 1400.31142844137 Давление статическое на входе в компрессор, [кПа] 87.3028843012141 Давление статическое на выходе из компрессора, [кПа] 1208.39053837087 Запас устойчивости компрессора, [%] 27.0117677332913 Коэффициент влияния Kkpd, [-] 1 Коэффициент влияния Kpi, [-] 1 Мощность компрессора, [кВт] 150323.54146808 Объемная доля "пирогенического" водяного пара, [-] 0 Объемная доля атмосферного азота, [-] 0.79 Объемная доля кислорода, [-] 0.21 Объемная доля трехатомных газов, [-] 0 Относительная влажность, [%] 0.0662580664261003 Относительный расход водяного пара в рабочем теле, [кг пара/кг вл.раб.тела] 0.00630993193223034 Относительный расход конденсата в рабочем теле, [кг воды/кг вл.раб.тела] 0 Парциальное давление водяного пара в рабочем теле, [кПа] 14.1519755453443 Площадь на входе в компрессор, [м^2] 2.3949 Площадь на выходе из компрессора, [м^2] 0.232 Поправка от Re на Gвпр компрессора, [-] 1 Поправка от Re на КПД компрессора, [-] 1 Приведенная плотность тока на выходе, [-] 0.710365287869502 Приведенная скорость на входе в компрессор, [-] 0.5 Приведенная скорость на выходе из компрессора, [-] 0.5 Приведенная частота вращения 3000 Приведенная частота вращения в точке образмеривания характеристики 3000 Приведенный расход воздуха в 1 отборе компрессора, [кг/с*К^0.5/кПа] 0.81537617165858 Приведенный расход воздуха в точке образмеривания характеристики, [кг/с] 408.897 Приведенный расход воздуха во 2 отборе компрессора, [кг/с*К^0.5/кПа] 0 Приведенный расход воздуха на входе в компрессор, [кг/с] 408.896999999998 Приведенный расход воздуха на выходе из компрессора, [кг/с] 39.378812556204 Расход воздуха в 1 отборе [кг/с] 44.978669921028 Расход воздуха во 2 отборе, [кг/с] 0 Расход воздуха за компрессором, [кг/с] 363.918329361045 Расход воздуха на входе в компрессор, [кг/с] 408.896999282073 Степень повышения давления в точке образмеривания характеристики, [-] 13.82 Степень повышения давления, [-] 13.82 Температура воздуха в 1 отборе, [K] 644.394879086061 Температура воздуха во 2 отборе, [K] 644.394879086061 Температура воздуха за компрессором, [К] 644.394879078558 Температура насыщения водяного пара в рабочем теле, [К] 325.919393418875 Температура статическая на входе в компрессор, [К] 276.148176241677 Температура статическая на выходе из компрессора, [К] 619.250181180457 Угол установки ВНА, [град] 90 Удельная работа компрессора, [кДж/кг] 367.631803930214 Частота вращения ротора 2999.99999999997 Энтальпия рабочего тела за компрессором, [кДж/кг] 398.528474658104 Результаты расчёта элемента модели "Вход топлива": Давление топлива, [кПа] 2300 Начальный расход топлива, [кг/с] 9.103 Степень сухости, [-] 1.975583811446 Температура топлива, [0С] 20 Удельная энтальпия топлива, [кДж/кг] 1593.101125 Удельная энтропия топлива, [кДж/(кгК)] 9.90634375 Удельный объем топлива, [м^3/кг] 0.0633836625 Результаты расчёта элемента модели "Камера сгорания": Влагосодержание воздуха, [кг воды/кг вл. воздуха] 0.00630993193223034 Давление газа на выходе из КС, [кПа] 1316.29274273489 Давление статическое газа на выходе из КС, [кПа] 1286.89073192344 Давление статическое на входе в КС, [кПа] 1328.8342952798 Коэффициент избытка воздуха в КС, [-] 2.4765 Коэффициент полного давления в КС, [-] 0.94 Коэффициент полноты сгорания топлива в КС, [-] 0.99 Объемная доля "пирогенического" водяного пара, [-] 0.0903156992263568 Объемная доля атмосферного азота, [-] 0.75044275891212 Объемная доля кислорода, [-] 0.118932828229513 Объемная доля трехатомных газов, [-] 0.0403087136320105 Относительная влажность, [%] 60 Относительный расход водяного пара в рабочем теле, [кг пара/кг вл.раб.тела] 0.00616605499622014 Относительный расход конденсата в рабочем теле, [кг воды/кг вл.раб.тела] 0 Относительный расход топлива, [кг топлива/кг вл.воздуха] 0.0233338818264504 Отношение Gt_0 к Gt 1.07199711989258 Парциальное давление водяного пара в рабочем теле, [кПа] 118.881899446681 Площадь на входе в камеру сгорания, [м^2] 0.360704978292676 Площадь на выходе из камеры сгорания, [м^2] 0.8977 Приведенная скорость на входе в камеру сгорания, [-] 0.3 Приведенная скорость на выходе из камеры сгорания, [-] 0.2 Расход газа на выходе из камеры сгорания, [кг/с] 372.409956652835 Расход топлива в камере сгорания, [кг/с] 8.49162729178986 Температура газа на выходе из КС, [К] 1492.99932262581 Температура насыщения водяного пара в рабочем теле, [К] 377.663915899759 Температура топлива на входе в камеру сгорания, [0C] 20 Удельная энтальпия топлива, [кДж/кг] 20.3500415700003 Энтальпия рабочего тела, [кДж/кг] 1457.93991381064 Результаты расчёта элемента модели "Источник-потребитель мощности": Коэффициент полезного действия агрегата, [-] 0.99 Мощность агрегата, [кВт] 136400 Потребная эффективная мощность агрегата, [кВт] 137777.777777778 Частота вращения, [1/c] 3000 Результаты расчёта элемента модели "Суммирование мощности": Мощность, [кВт] 288101.319245858 Частота вращения, [1/c] 3000 Результаты расчёта элемента модели "Турбина газовая": Адиабатический (политропный) кпд турбины в точке образмеривания хар-ки, [-] 0.905 Адиабатический кпд турбины, [-] 0.905 Влагосодержание рабочего тела, [кг воды/кг вл. воздуха] 0.00630993193223034 Давление на выходе из турбины, [кПа] 106.627322586086 Давление статическое на входе в турбину, [кПа] 989.905167936008 Давление статическое на выходе из турбины, [кПа] 79.7702121473279 Коэффициент избытка воздуха на выходе из турбины, [-] 2.78258390885299 Мощность турбины, [кВт] 291011.433581674 Объемная доля "пирогенического" водяного пара, [-] 0.0727820700749865 Объемная доля атмосферного азота, [-] 0.761204386854605 Объемная доля диоксида серы, [-] 0 Объемная доля кислорода, [-] 0.129622508032915 Объемная доля трехатомных газов, [-] 0.0363910350374932 Относительная влажность, [%] Неизвестно Относительная пропускная способность турбины, [-] 1.54592386815494E37 Относительный расход водяного пара в рабочем теле, [кг пара/кг вл.раб.тела] 0.00618155317874846 Относительный расход конденсата в рабочем теле, [кг воды/кг вл.раб.тела] 0 Парциальное давление водяного пара в рабочем теле, [кПа] 8.72366964567467 Площадь на входе в турбину, [м^2] 0.3143540211278 Площадь на выходе из турбины, [м^2] 3.239 Поправка от Re на Ат турбины, [-] 1 Поправка от Re на КПД турбины, [-] 1 Приведенная скорость на входе в турбину, [-] 0.7 Приведенная скорость на выходе из турбины, [-] 0.7 Приведенная частота вращения в точке образмеривания характеристики, [n/K^0.5] Неизвестно Приведенная частота вращения ротора, [n/K^0.5] 77.641058817279 Пропускная способность турбины в точке образмеривания, [кг/с*К^0.5/кПа] Неизвестно Пропускная способность турбины (расчетная), [кг/с*К^0.5/кПа] 10.9319743023116 Расход газа на выходе из турбины, [кг/с] 417.388592101503 Расход охлаждающего воздуха в турбине, [кг/с] 44.978669921028 Расход охлаждающего воздуха через РЛ турбины, [кг/с] 15.7425 Расход охлаждающего воздуха через СА турбины, [кг/с] 29.2361354486682 Состав продуктов сгорания стандартный Степень подогрева охлаждающего воздуха в системе охлаждения, [-] 1 Степень понижения давления в точке образмеривания характеристики, [-] 2 Степень понижения давления в турбине, [-] 12.3447978511529 Температура газа за са турбины, [K] 1437.89607318816 Температура газа на выходе из турбины, [K] 846.572397226747 Температура газа статическая на входе в турбину, [К] 1400.34726274666 Температура газа статическая на выходе из турбины, [К] 787.429575832018 Температура насыщения водяного пара в рабочем теле, [К] 316.312079172682 Удельная работа турбины, [кДж/кг] 724.546906603864 Энтальпия газа на выходе из турбины, [кДж/кг] 646.555444681822 Результаты расчёта элемента модели "Выход газа": Влагосодержание рабочего тела, [кг воды/кг вл. воздуха] 0.00630993193223034 Давление рабочего тела, [кПа] 106.627322586086 Коэффициент избытка воздуха, [-] 2.78258390885299 Объемная доля "пирогенического" водяного пара, [-] 0.0727778165106414 Объемная доля атмосферного азота, [-] 0.76120606974152 Объемная доля кислорода, [-] 0.129627205492517 Объемная доля трехатомных газов, [-] 0.0363889082553207 Относительная влажность, [%] Неизвестно Относительный расход водяного пара в рабочем теле, [кг пара/кг вл.раб.тела] 0.00618156080691344 Относительный расход конденсата в рабочем теле, [кг воды/кг вл.раб.тела] 0 Отношение Gвых/Gвх 2.46975498284913E-36 Отношение Алфа.вых/Алфа.вх 1.64649935435088E-38 Отношение В вых /В вх 3.7336875338641E-41 Отношение Рвых/Рвх 6.30930902876246E-37 Отношение Твых/Твх 5.00930412560205E-36 Парциальное давление водяного пара в рабочем теле, [кПа] 8.72322262626212 Расход рабочего тела, [кг/с] 417.388592101503 Температура насыщения водяного пара в рабочем теле, [К] 316.311095756094 Температура рабочего тела, [K] 846.572397226747 Энтальпия рабочего тела, [кДж/кг] 646.553842299475 Результаты расчёта элемента модели "Общие результаты": Абсолютный электрический кпд, [%] 33.9356524328517 Коэффициент использования тепла топлива, [%] 33.9356524328517 Коэффициент преобразования теплоты, [-] Неизвестно КПД по выработке тепловой энергии, [%] Неизвестно КПД по выработке электрической энергии на тепловом потреблении, [%] 33.9356524328517 Погрешность расчета расхода топлива, [%] 3.29128304680591 Расход теплоты потребителем, [кДж/с] 0 Суммарная степень повышения давления, [-] 13.82 Суммарная степень понижения давления, [-] 12.3447978511529 Суммарный расход воздуха, [кг/сек] 408.896999282073 Суммарный расход топлива, [кг/сек] 8.49162729178986 Тяга двигателя, [кH] 0 Удельная мощность, [кВт*с/кг] 333.580339888741 Удельная тяга, [кН*с/кг] Неизвестно Удельный pасход топлива 0.2241 Удельный расход условного топлива на теплоэнергию, [кг у.т./ГДж] Неизвестно Удельный расход условного топлива на электроэнергию, [г у.т./кВтч] 361.9645 Электрическая мощность установки, [кВт] 136400 Вывод: построена математическая модель ГТЭ – 115М, произведен термогазодинамический расчет. В результате, погрешности по температуре выхлопных газов и по абсолютному электрическому кпд составили менее 3% от заявленных данных в паспорте турбины. studfiles.net 3.9. Современное состояние стационарного энергетического газотурбостроения и пути его развития3.9. Современное состояние стационарного энергетического газотурбостроения и пути его развитияГазотурбинные, парогазовые и газопаровые установки имеют возможность самого разнообразного использования с высокой эффективностю в самых различных диапазонах мощностей. Их применение в качестве пиковых для обеспечения необходимого уровня энерговыработки, их оперативная готовность к быстрым пускам и приему нагрузки (в течение 2–10 мин), а также большой рабочий ресурс (до 100000 ч) и высокий к.п.д. доказали возможность использования ГТУ как в стационарных, так и в перспективных режимах работы в составе ТЭС и ТЭЦ. Современное состояние стационарного энергетического газотурбостроения Мощным стимулом для создания и производства стационарных энергетических газотурбинных установок во всей мировой энергетике является использование их в парогазовых технологиях, с которыми неразрывно связан технический прогресс современной электроэнергетики. Развитые страны мира уделяют большое внимание разработкам и совершенствованию газотурбинной техники. В США до 2000 года действовала государственная программа ATS (передовые турбинные системы), а на 2001–2015 годы принята программа NGGT (газовые турбины следующего поколения) с соответствующим финансированием. Она должна решить следующие основные задачи: повышение экономичности установок на 10–15%, увеличение ресурса работы в 1,5–2 раза, снижение вредных выбросов на 40–50%, уменьшение уровня шума на 20–30%, снижение трудоемкости обслуживания в 1,5–2 раза, удешевление стоимости установок на 10–20%. Конечной целью этой программы является повышение уровня к.п.д. в газотурбинных установках простого цикла до 47%, в парогазовых установках на базе этих ГТУ до 62–64%, в энергоустановках, работающих в схемах с газификацией угля, до 60% и в энергоустановках комбинированного цикла до 70–75%. Два последних типа установок входят в завершающий этап «Vision 21» программы NGGT. Программой также предусмотрены разработка и создание монарных установок на базе газовых турбин с увлажнением воздуха (НАТ) и с каскадным увлажнением воздуха в компрессоре (СНАТ), что позволяет повысить мощность установок на 7 и 23% соответственно в сравнении с парогазовой установкой с котлом-утилизатором. Заключительная часть «Vision 21» включает разработку высокоэффективной технологии «топливный элемент – газовая турбина». Топливный элемент представляет собой устройство, которое состоит из двух электродов – анода и катода – и ионного проводника-электролита между ними. Электроды должны быть пористыми и через анод подается топливный газ, а через катод – окислитель (воздух и кислород). Для работы элемента в него должны непрерывно подаваться оба компонента и одновременно отводиться горячие продукты их реакции. На аноде протекает окисление топлива, а на катоде – электрохимическое восстановление окислителя. Ионным проводником между ними является жидкий или твердый электролит. В топливном элементе в результате протекающих реакций с выделением теплоты происходит прямое превращение химической энергии топлива и окислителя в электродвижущую силу, которая может быть снята с электродов соответствующей нагрузкой или передана в сеть. К.п.д. топливных элементов не ограничен циклом Карно, поэтому они являются средством существенного повышения эффективности «гибридных циклов», объединяющих топливный элемент с другими генераторами энергии. Для гибридного цикла «топливный элемент – газовая турбина» наиболее перспективны элементы с твердооксидными и жидкокарбонатными электролитами, продукты реакции которых имеют высокую температуру (до 800–1000°С), достаточную для дальнейшего обеспечения рабочего процесса газовой турбины без камеры сгорания.
Разработано несколько схем «гибридных» комбинаций, способных обеспечить к.п.д. до 70–80%. Одна из возможных (рис. 3.35) предполагает по сути применение регенеративного цикла. Сжатый компрессором воздух сначала подогревается в теплообменнике выхлопными газами газотурбинной установки, а затем – как окислитель – подается в блок твердооксидных топливных элементов, выполняющих также функцию камеры сгорания. Туда же в качестве топлива подается природный газ. Образующиеся в ячейке горячие продукты расширяются в газовой турбине и затем отдают остаточное тепло в регенеративном теплообменнике. При достаточно высокой температуре газа возможна также когенерационная схема работы установки с выработкой тепла в теплоутилизаторе для внешнего потребления с достижением коэффициента использования тепла топлива 85–90%. Первая в мире установка «топливный элемент – газовая турбина» мощностью 220 кВт была запущена в Калифорнийском университете в 2000 году. В США запланирована разработка 5 типов гибридных установок мощностью по 20 МВт и их коммерциализация к 2010 году. Япония планирует обеспечить себя такими же установками общей мощностью порядка 1000 МВт к этому же времени. Здесь следует отметить, что схема гибридной установки, подобная рассмотренной выше, предложена Институтом угольных энерготехнологий Национальной академии наук и Минтопэнерго Украины с целью решения проблемы использования низкокачественных украинских углей (рис. 3.36). Топливный газ, выработанный в угольном реакторе с циркулирующим кипящим слоем под давлением, через систему очистки1и2подается в топливный элемент3, куда поступает также воздух из компрессора, предварительно подогретый уходящими газами турбины в теплообменнике4. Рабочим телом для турбины служат продукты реакции в топливном элементе. Энергетическая мощность топливного элемента 375 кВт, мощность высокооборотной ГТУ – 125 кВт, тепловая мощность установки – 1,14 МВт. Помимо указанной выше программы NGGT, в США разработана также программа UETT (сверхэффективные двигательные технологии), конечной целью которой является создание газотурбинных двигателей с начальной температурой газа, приближающейся к стехиометрической. Разработка и производство газотурбинной техники в России и Украине по номенклатуре газотурбинных установок по параметрам и прежде всего по температуре газа перед турбиной отстают от развитых европейских стран, США, Японии. В энергетике России и Украины, учитывая тенденции развития мировой энергетики, для обеспечения потребностей в ПГУ необходимо освоить выпуск и эксплуатацию надежных экономичных энергетических ГТУ мощностного ряда 20–40, 60–80, 100–180, а также 250–300 МВт. Таблица 3.5 Характеристика энергетических газотурбинных установок больших мощностей в СНГ
Таблица 3.6 Характеристики энергетических газотурбинных установок СНГ средней мощности
energetika.in.ua | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
Рис. 3.35. Схема газотурбинной установки простого цикла на топливных элементах с теплоутилизатором: 1 – компрессор; 2 – газовая турбина; 3 – регенератор; 4 – генератор; 5 – топливный элемент; 6 – инвертор; 7 – теплоутилизатор; 8 – катод; 9 – электролит; 10 – анод
Рис. 3.36. Схема гибридной энергетической установки с «топливным элементом» и высокооборотной газовой турбиной: 1 – пылеуловитель; 2 – газоочистка; 3 – модуль топливных элементов; 4 – воздухоподогреватель
