RU2094636C1

RU2094636C1 - Способ работы газотурбинной установки (варианты) и газотурбинная установка

Info

Publication number: RU2094636C1
Application number: RU93009679A
Authority: RU
Inventors: Виктор Исаакович Особов
Original assignee: Виктор Исаакович Особов
Priority date: 1993-02-24
Filing date: 1993-02-24
Publication date: 1997-10-27

Abstract

Использование: в энергомашиностроении. Сущность изобретения: в утилизационное устройство подают разнотемпературные потоки, причем передачу тепла от высокотемпературного потока производят ко всей массе нагреваемого рабочего тела или большей его части, а низкотемпературный поток подводят в промежуточную зону утилизационного устройства, на подходе к которой температура высокотемпературного потока снижена в результате теплообмена до уровня низкотемпературного потока. 3 с. и 31 з.п. ф-лы, 17 ил.

Description

Изобретение относится к энергомашиностроению, а именно к способам работы и конструкции газотурбинных и составленных на их основе газопаровых установок.

Известен способ работы газотурбинной установки (ГТУ), включающий процессы сжатия газообразного рабочего тела (например, воздуха), подогрев сжатого рабочего тела например, путем сжигания органического топлива, расширения подогретого рабочего тела с получением избыточной мощности, передаваемой потребителю, и утилизации остаточного тепла расширившегося рабочего тела для генерации пара, используемого в совмещенном паротурбинном контуре для получения дополнительной мощности (см. например, Столяров С.Ф. Кузнецов А.Л. и Тихомиров Б. А. Целесообразные направления повышения экономичности ГТУ. Теплоэнергетика,1989, N 7, с.68, фиг.1).

Известен также способ работы ГТУ, включающий утилизацию остаточного тепла отработавших выхлопных газов для регенеративного подогрева сжатого воздуха перед камерой сгорания (см. там же, с. 68 и 69, фиг. 1 и 2).

Недостатком указанного способа работы ГТУ является то, что остаточное тепло отработавших газов используется не полностью. Одной из причин этого является необходимость обеспечения в регенераторе, как и в любом теплообменнике, достаточно значимого температурного напора, т.е. разности температур охлаждаемой и подогреваемой среды, что характеризует степень регенерации (или КПД регенератора).

где

температура охлаждаемой (горячей) среды на входе в регенератор,

температура подогреваемой (холодной) среды на входе и выходе регенератора.

Для получения приемлемых габаритов регенератора обычно принимают μ до 0,85. В высокотемпературных ГТУ появляется также ограничение по

связанное с пределом жаропрочности материалов регенератора.

Кроме того, расход подогреваемого воздуха меньше, чем охлаждаемого газа на величину расхода топлива, отборов на охлаждение. Теплоемкость воздуха также ниже, чем теплоемкость продуктов сгорания.

Вследствие всех указанных причин глубина охлаждения газов

всегда меньше, чем подогрев воздуха

на 20-30% и более, причем отличие тем больше, чем выше уровень температур и давлений.

Для ГТУ с регенерацией оптимальными являются сравнительно низкие значения степени повышения давления (см. там же, фиг.2), что предопределяет невысокий уровень удельной мощности, значительные габариты и вес ГТУ.

Целью изобретения является повышение коэффициента полезного действия (КПД) и удельной мощности энергоустановки на основе ГТУ.

Указанная цель достигается тем, что организуют два потока расширившегося отработавшего рабочего тела с разной температурой, подаваемые в общую систему утилизации остаточного тепла. При этом высокотемпературная часть рабочего тела отдает тепло всему суммарному количеству подогреваемого воздуха, существенно превышающему количество охлаждаемого газа. Для осуществления этого процесса поток отработавшего рабочего тела меньшей температуры подают, как показано на схемах фиг. 1-3 и последующих, в промежуточную зону теплообменника-утилизатора (или парогенератора-утилизатора), на подходе к которой температура высокотемпературного выхлопа потока снижена до уровня низкотемпературного потока за счет теплообмена с подогреваемой средой (всей массой подогреваемого сжатого рабочего тела или генерируемого пара). В результате этого при обеспечении того же температурного напора увеличивается доля возвращенного в цикл тепла, возрастает КПД ГТУ.

Различного уровня температуры в раздельных потоках отработавшего газа можно достичь тремя способами:
1)различной температурой газов перед турбинами в параллельных газовых трактах;
2)различной степенью повышения давления в параллельных газовых трактах (например, при одинаковой температуре газов перед турбинами);
3)дополнительным подогревом газов в процессе расширения в одном из параллельных газовых трактов (например, при одинаковых температурах газов перед турбинами и одинаковых степенях повышения давления).

Возможна и целесообразна комбинация всех указанных способов или двух из них.

Анализ известных технических решений в исследуемой области позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с существенными признаками в заявленном техническом решении, что свидетельствует о его соответствии критерию "существенные отличия".

Схемы устройств, реализующих предложенный способ работы ГТУ, показаны на фиг. 1-17.

Рассмотрим схему ГТУ, реализующую первый вариант предлагаемого способа работы, на фиг.1. Газотурбинная установка включает два автономных двигателя, каждый из которых содержит компрессор 1 и 6 (К₁ и К₂), камеру сгорания 2 и 7 (КС₁ и КС₂), турбину компрессора 3 и 8 (Т_К1 и Т_К2), кинематически связанную с компрессором, свободную турбину 4 и 9 (Т_с1 и Т_с2), кинеметически связанную с потребителем мощности 5 и 10 (П₁ и П₂) и общий теплообменник-регенератор 11 (Р), сообщенный соответствующим образом с выходом свободных турбин, выходом из компрессоров и входом в камеры сгорания.

Работа ГТУ осуществляется следующим способом.

Компрессоры 1 и 6 засасывают воздух, сжимают его и подают в регенератор 11, где он подогревается выхлопными газами и направляется на вход в камеры сгорания 2 и 7. В камерах сгорания 2 и 7 путем сжигания топлива g_T1 и g_T2 получают продукты сгорания с заданной температурой Т₁ и Т₂, причем Т₁ больше Т₂. Продукты сгорания расширяются в турбинах 3 и 8, приводящих в действие компрессоры 1 и 6, а затем в свободных турбинах 4 и 9, передающих мощность потребителям 5 и 10, после чего с температурами

причем

больше

поступают в регенератор 11, где передают часть остаточного тепла сжатому в компрессорах воздуху.

На фиг. 2 показана схема ГТУ, реализующей второй вариант предложенного способа работы. Компрессор 6 имеет более высокую степень повышения давления, чем компрессор 1, поэтому даже при одинаковой температуре газов перед турбинами температура газов на выходе из турбины 4 выше, чем на выходе из турбин 9. При этом степень повышения давления компрессора 6 может быть выше, чем оптимальная для регенеративного цикла с принятым уровнем температуры газов перед турбинами, а удельная мощность и КПД выше.

На фиг. 3 показана схема ГТУ, реализующей третий вариант предложенного способа работы. Между ступенями турбины первого двигателя размещена дополнительная камера сгорания 12, (КС_1-2), в результате чего температура газов на выходе из турбины 4 выше, чем на выходе из турбины 9 даже при одинаковой температуре на входе в турбины 3 и 8. При этом КПД и удельная мощность выше, чем в прототипе.

ГТУ, реализующая предложенный способ работы, может иметь и частично объединенную проточную часть. Разделение газовых потоков может быть осуществлено после компрессора низкого давления (см. фиг.4), после компрессора высокого давления (см. фиг.6) или между ступенями турбин (см. фиг.7 и 8).

Все указанные выше схемы могут быть применены в ГТУ с использованием тепла отработавших газов по всем трем вариантам предложенного способа работы для генерации пара. В этих случаях наличие выхлопных газовых потоков с разной температурой позволяет уменьшить расход генерируемого пара и, следовательно, количество тепла, безвозвратно затрачиваемого на испарение воды и выводимого из цикла при конденсации пара в конденсаторе 13 (Кд, см. фиг.9), одновременно повысив его температуру, что приводит к повышению КПД паротурбинного контура и всей энергоустановки по сравнению с известными аналогами.

При этом мощность паровой турбины 14 (ПТ) может быть использована для выдачи внешнему потребителю или для внутренних нужд энергоустановки, например, для привода компрессора низкого давления или высокого давления, привода вспомогательных агрегатов (топливных насосов, топливных газовых насосов, компрессоров системы охлаждения).

Для оптимизации параметров энергоустановки и получения максимального КПД утилизация тепла отработавших газов может быть осуществлена в парогенераторе 15, совмещенном с регенератором (ПГ-Р, см. фиг.9).

Для повышения степени использования тепла отработавших газов может быть применено охлаждение рабочего тела в процессе сжатия путем размещения между ступенями компрессора теплообменника-холодильника 16 (X) с подведенным к нему хладагентом Х.А. (см. фиг.5,8,9,11-16).

Для упрощения и удешевления энергоустановки генерируемый в парогенераторе-утилизаторе 15 пар может быть подведен в проточную часть ГТУ на входе в камеру сгорания (см. фиг.10 вариант с двумя автономными двигателями, фиг.11 вариант с общим компрессором низкого давления 1). Таким же образом подвод пара в проточную часть ГТУ может быть осуществлен во всех других описанных выше вариантах схемы.

Для более эффективного использования полученного в парогенераторе-утилизаторе пара давление пара можно повысить до уровня, в несколько раз превышающего давление в проточной части ГТУ в сечении подвода пара, а избыточный перепад давлений сработать в паровой турбине высокого давления 14, размещенной между парогенератором и камерой сгорания, пар же после частичного расширения в паровой турбине повторно перегреть в парогенераторе и после этого подать в газовый тракт (см. фиг.13).

При наличии дополнительной камеры сгорания располагать ее целесообразно как можно выше по газовому тракту, чтобы подвод тепла к газу происходил при возможно большем давлении с более высоким КПД. Но при этом ограничением может стать высокая температура газа на входе в дополнительную камеру сгорания 12. В этом случае целесообразно подвести в тракт перед дополнительной камерой сгорания 12 некоторое количество воздуха от промежуточной ступени компрессора, чтобы разбавить газ до допустимой температуры (см. фиг.12 и 13).

Кроме того, в высокотемпературной ГТУ с промежуточным охлаждением при сжатии увеличивается расход топлива, особенно при подводе в газовый тракт пара, в результате чего уменьшается количество свободного кислорода в продуктах сгорания, появляются трудности в организации процесса горения в дополнительной камере. В этом случае целесообразно подводить воздух от промежуточной ступени компрессора непосредственно в зону горения.

Охлаждение воздуха при сжатии может быть осуществлено не только с помощью теплообменника-холодильника, но и введением в проточную часть ГТУ испаряющегося вещества, например, воды или водных растворов. В этом случае целесообразно применить оба способа комбинировано после компрессора низкого давления в теплообменнике-холодильнике, а в последующих ступенях сжатия - испарением вещества-охладителя. Эффективность испарительного охлаждения тем выше, чем раньше происходит испарение. Чтобы ускорить процесс испарения жидкости, ее целесообразно предварительно подогреть, причем желательно до более высокой температуры, чем температура насыщения в том сечении газового тракта, в которое подводится испаряющаяся жидкость. Предварительный подогрев испаряющейся жидкости может быть произведен в выхлопной системе, во вспомгательных системах, например в системе охлаждения турбин, в системе охлаждения масла, в теплообменнике холодильника 17 (см. фиг.14).

В высокотемпературных ГТУ происходит образование окислов азота, оказывающих вредное экологическое воздействие. При этом количество образующихся окислов азота возрастает по степенной зависимости от температуры горения. Одним из наиболее эффективных способов снижения образования окислов азота является подвод в камеру сгорания (желательно в зону горения) балластного вещества, не участвующего непосредственно в процессе горения, например воды или водяного пара. Как показали эксперименты, особенно эффективным является подвод воды или пара в смеси с топливом.

В ГТУ, работающей на газообразном топливе, часто возникает необходимость повышения давления топливного газа перед подачей в камеру сгорания путем его сжатия в газовом компрессоре. При этом существует большая конструктивная трудность в обеспечении надежного разделения топливного газа и масла, подаваемого в подшипники агрегата, что требует сложных и очень надежных уплотнений.

Вопросы подачи воды в камеру сгорания в смеси с топливом и исключения попадания газового топлива в маслосистему могут быть успешно решены применением водяных гидростатических подшипников, отработавшая вода из которых сливается в газовый тракт на вход в газовый компрессор и смешивается с топливным газом. Полностью или частично испаряясь в процессе сжатия газа, вода одновременно будет охлаждать газ, уменьшая потребную мощность и создавая пожарную безопасность, а образовавшийся пар и неиспарившаяся вода будут играть роль балластного вещества при поступлении в камеру сгорания ГТУ.

На гидростатических подшипниках может быть выполнен и ротор основного двигателя, а отработавшая жидкость выведена в проточную часть на вход в компрессор или между его ступенями в качестве испаряющегося охладителя. Это решение может быть особенно значимым для малоразмерного высокооборотного ротора.

Для работы ГТУ требуется сравнительно дорогое жидкое или газообразное топливо. Расход газотурбинного топлива может быть существенно уменьшен, если перед подачей в основную камеру сгорания осуществить предварительный подогрев сжатого воздуха в теплообменом подогревателе внешнего сгорания 18 (КС₃, см. фиг.15) за счет сжигания более дешевого топлива, например угля, торфа и т.п. до уровня температуры, допустимого по жаропрочности материала теплообменника. Дополнительный подогрев до заданной температуры производится в камерах сгорания 2 и 7 за счет сжигания газотурбинного топлива. Схема такой ГТУ показана на фиг.15.

Работа ГТУ по предложенному способу может быть реализована по частично или полностью замкнутому циклу (см. фиг.16), в том числе и с использованием частично или полностью более дешевого топлива (уголь, торф и т.п.).

Процессы сжатия, подогрева и расширения рабочего тела в ГТУ могут быть разнесены по времени, например, путем использования резервуара-аккумулятора сжатого рабочего тела 19 (А), как показано на фиг.17.

Реализация предложенных технических решений позволит создать ряд высокоэффективных энергоустановок на основе ГТУ разного назначения (стационарные, транспортные), разной приоритетности (минимальный расход топлива, максимальная удельная мощность, минимальная удельная стоимость, минимальное экологическое воздействие и т.п.), с использованием разных видов топлива.

Удельный расход топлива может быть снижен на 5-20% по сравнению с известными аналогами при одинаковых исходных условиях (уровень температуры перед турбинами, степень совершенства составных элементов, их КПД и гидравлические потери), получена более высокая удельная мощность, меньшая удельная стоимость. При этом положительный эффект будет увеличиваться при повышении температуры и степени повышения давления.

Ожидаемый положительный эффект может быть получен при использовании конструктивных и технологических достижений, освоенных уже давно и проверенных несколькими десятилетиями работы.

Энергоустановки с широким диапазоном выходной мощности, удовлетворяющие разнообразным требованиям, могут быть созданы путем использования двух-трех вариантов основных составных элементов, полученных размерным моделированием, за счет особой структуры, позволяющей составлять сложные разнообразные схемы энергоустановок на основе ГТУ из сравнительно простых элементов.

Claims

1. Способ работы газотурбинной установки, включающий сжатие газообразного рабочего тела, подогрев сжатого рабочего тела сжиганием топлива в камере сгорания, расширение подогретого рабочего тела и утилизацию остаточного тепла расширившегося рабочего тела, выводимого по крайней мере двумя разнотемпературными потоками, отличающийся тем, что разнотемпературные потоки расширившегося рабочего тела подают в греющий контур общей утилизационной системы, причем передачу тепла от высокотемпературного потока производят всей массе нагреваемого рабочего тела или большей его части, а низкотемпературный поток подводят в промежуточную зону теплообменника, на подходе к которой температура высокотемпературного потока снижена в результате теплообмена до уровня низкотемпературного потока.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что разную температуру потоков расширившегося рабочего тела получают путем организации параллельных газовых трактов с различной величиной подогрева.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что разную температуру потоков расширившегося рабочего тела получают путем организации параллельных газовых трактов с различной степенью сжатия рабочего тела.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что разную температуру потоков расширившегося рабочего тела получают путем организации параллельных газовых трактов, по крайней мере в одном из которых производится дополнительный подогрев в процессе расширения.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в утилизационной системе производят регенеративный подогрев сжатого рабочего тела перед подачей его в камеру сгорания.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в утилизационной системе производят генерацию и перегрев пара.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в утилизационной системе производят одновременно регенеративный подогрев сжатого рабочего тела перед подачей его в камеру сгорания, генерацию и перегрев пара.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что в утилизационной системе производят подогрев сжатого рабочего тела другого совмещенного газового контура.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что в утилизационной системе производят одновременно регенеративный подогрев сжатого рабочего тела перед подачей его в камеру сгорания и подогрев рабочего тела другого совмещенного теплового контура.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что в утилизационной системе производят одновременно генерацию пара и подогрев рабочего тела другого совмещенного теплового контура.

11. Способ по п. 6, отличающийся тем, что полученный в утилизационной системе пар подают в паровую турбину, кинематически связанную с потребителем мощности.

12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что по крайней мере один из компрессоров газотурбинной установки кинематически связывают с паровой турбиной.

13. Способ по пп. 6, 7 и 10, отличающийся тем, что пар, полученный в утилизационной системе, подводят в газовый тракт на входе в камеру сгорания или/и непосредственно в зону горения.

14. Способ по п.13, отличающийся тем, что перед подачей в газовый тракт пар частично расширяют в паровой турбине высокого давления.

15. Способ по п.14, отличающийся тем, что после частичного расширения в паровой турбине высокого давления перед подачей в газовый тракт пар повторно перегревают в утилизационной системе.

16. Способ по пп.4, 6 и 13, отличающийся тем, что в газовый тракт перед дополнительной камерой сгорания или/и непосредственно в зону горения дополнительной камеры сгорания подводят воздух от промежуточной ступени сжатия.

17. Способ по п.1, отличающийся тем, что сжатие рабочего тела производят с промежуточным охлаждением.

18. Способ по п. 17, отличающийся тем, что охлаждение рабочего тела в процессе сжатия производят путем теплообмена с внешним хладагентом.

19. Способ по п. 17, отличающийся тем, что охлаждение рабочего тела в процессе сжатия производят путем ввода в проточную часть испаряющегося охладителя.

20. Способ по п.19, отличающийся тем, что испаряющийся охладитель перед вводом в проточную часть предварительно подогревают путем теплообмена с охлаждаемым сжатым рабочим телом или/и с расширившимся рабочим телом.

21. Способ по п.18, отличающийся тем, что испаряющийся охладитель перед вводом в проточную часть предварительно подогревают путем теплообмена с маслом или воздухом системы охлаждения турбин.

22. Способ по пп.20 и 21, отличающийся тем, что испаряющийся охладитель подогревают до температуры, превышающей температуру насыщения в проточной части в сечении ввода испаряющегося охладителя.

23. Способ по п. 19, отличающийся тем, что испаряющийся охладитель (например, воду) перед вводом в проточную часть используют в качестве рабочего тела в гидростатических подшипниках ротора газотурбинной установки.

24. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед подачей в камеру сгорания рабочее тело предварительно подогревают в теплообменнике-подгревателе внешнего сгорания.

25. Способ по п.1, отличающийся тем, что в камеры подогрева (сгорания) подается сжатое рабочее тело из емкости-аккумулятора, куда оно предварительно закачивается компрессором.

26. Способ работы газотурбинной устаноки, включающий процессы сжатия газообразного рабочего тела, подогрева сжатого рабочего тела, расширения подогретого рабочего тела и повышения давления газообразного топлива перед подачей в камеру сгорания, отличающийся тем, что на вход в газовый топливный компрессор подают испаряющийся охладитель (например, воду), предварительно использовав его в качестве рабочего тела в гидростатических подшипниках ротора газового топливного компрессора.

27. Газотурбинная установка, содержащая по крайней мере два разнотемпературных газовых тракта, включающих компрессоры, камеры подогрева (сгорания), турбинные ступени с разнотемпературными выхлопными трактами и систему утилизации остаточного тепла расширившегося рабочего тела, отличающаяся тем, что разнотемпературные выхлопные тракты подключены к греющему контуру общей утилизационной системы так, что низкотемпературный тракт сообщен по выходу с промежуточной зоной теплообменника-утилизатора, на подходе к которой температура высокотемпературного потока снижена в результате теплообмена до уровня низкотемпературного потока, причем с высокотемпературной зоной теплообменника сообщен весь нагреваемый контур или наибольшая его часть.

28. Установка по п.27, отличающаяся тем, что включает компрессор низкого давления и компрессоры высокого давления, причем общий газовый тракт разделен по крайней мере на два разнотемпературных газовых тракта на выходе из компрессора низкого давления.

29. Установка по п.27, отличающаяся тем, что общий газовый тракт разделен по крайней мере на два разнотемпературных газовых тракта на выходе из компрессора (или системы компрессоров).

30. Установка по п.27, отличающаяся тем, что общий газовый тракт разделен по крайней мере на два разнотемпературных газовых тракта между турбинными ступенями, причем по крайней мере в одном из них размещена дополнительная камера подогрева (сгорания).

31. Установка по пп.27 30, отличающаяся тем, что утилизационная система включает теплообменник-регенератор, сообщенный по входу нагреваемого контура с выходом из компрессора, а по выходу из нагреваемого контура с входом в камеру сгорания.

32. Установка по пп.27 30, отличающаяся тем, что утилизационная система включает паровой котел-утилизатор, сообщенный по выходу пара с паровой турбиной.

33. Установка по пп.27 30, отличающаяся тем, что утилизационная система включает паровой котел-утилизатор, сообщенный по выходу пара с газовым трактом.

34. Установка по п.27, отличающаяся тем, что по крайней мере один из газовых трактов выполнен в виде замкнутого контура.