Результат интеллектуальной деятельности: СТЕХИОМЕТРИЧЕСКАЯ ПАРОГАЗОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА

Стехиометрическая парогазотурбинная установка

Изобретение относится к теплоэнергетике.

Известно, что эффективность газотурбинных установок повышается при увеличении степени повышения давления газа π (отношение максимального давления газа перед турбиной к атмосферному давлению воздуха) и подогрева газа Δ (отношение максимальной температуры газа перед турбиной к атмосферной температуре воздуха). В газотурбинных установках эти величины ограничены.

Целью изобретения является расширение указанных ограничений.

Известна парогазотурбинная установка, состоящая из входного устройства, компрессора, камеры сгорания, объединенной с камерой смешения, турбины, теплообменника-испарителя, расположенного за турбиной, канал высокого давления которого соединяет источник питательной воды с камерой смешения, теплообменника-конденсатора, расположенного за теплообменником-испарителем, и выходного устройства (патент RU 2272916, 2006 г.).

Поставленная цель достигается тем, что в известной парогазотурбинной установке компрессор разделен на компрессор низкого давления и компрессор высокого давления, между которыми расположен дополнительный теплообменник-испаритель, турбина охлаждается воздухом, отбираемым за компрессором, камера сгорания содержит входной диффузор, жаровую трубу с отверстиями, на входе в которую расположены воздушные завихрители и топливные форсунки, воздух подается в жаровую трубу через завихрители, а водяной пар - через отверстия.

Сущность изобретения заключается в использовании внутренних термодинамических циклов (Письменный В.Л. Внутренние термодинамические циклы // М. - Конверсия в машиностроении. 2006, №3. С. 5÷10), которые позволяют утилизировать энергию газа в тех местах тепловой машины, где эта энергия может привести к разрушению машины.

В ПГТУ предпочтительно иметь:

стехиометрический состав топливовоздушной смеси;

степень повышения давления воздуха в компрессоре низкого давления более 20, суммарную степень повышения давления более 120;

статическое давление за турбиной меньше атмосферного;

керамические сопловые аппараты;

водяное охлаждение для воздуха, отбираемого от компрессора;

теплообменник-испаритель, расположенный между компрессорами низкого и высокого давления, и теплообменник-конденсатор, входящие в состав паросиловых установок в качестве источников тепловой энергии.

На фиг. 1 показана стехиометрическая ПГТУ.

на фиг. 2 показан термодинамический цикл стехиометрической ПГТУ;

на фиг. 3 показана камера сгорания ПГТУ;

на фиг. 4 показаны зависимости параметров стехиометрической ПГТУ от суммарной степени повышения давления воздуха.

Стехиометрическая ПГТУ (фиг. 1) состоит из входного устройства 1, компрессора низкого давления 2, теплообменника-испарителя 3, компрессора высокого давления 4, камеры сгорания 5, теплообменника 6, турбины 7, теплообменника-испарителя 8, теплообменника-конденсатора 9, выходного устройства 10, насосов (н).

Камера сгорания (фиг. 2), входящая в состав ПГТУ, состоит из корпуса 11, кольцевой жаровой трубы 12, на боковых поверхностях которой выполнены отверстия, диффузора 13, воздушных завихрителей 14 и топливных форсунок 15, расположенных на входе в жаровую трубу, воспламенителя 16.

Теплообменник 3 и теплообменник 9 входят в состав паросиловых установок, рабочим телом которых является вода (пар).

Турбина 7 приводит в действие компрессоры 2 и 4, генератор электрической энергии (на фиг. 1 не показан).

Воздух через входное устройство 1 попадает в компрессор 2, где сжимается и нагревается. В теплообменнике 3 воздух охлаждается, а вода, движущаяся по каналу высокого давления, превращается в пар. Энергия пара преобразуется (в паровой турбине) в работу, а также идет на нагрев внешней среды (воды).

Охлажденный в теплообменнике 3 воздух поступает в компрессор 4 для дальнейшего сжатия. Сжатый и нагретый в компрессоре 4 воздух поступает в камеру сгорания ПГТУ.

В камере сгорания (фиг. 2) воздух тормозится в диффузоре 13, и через завихрители 14 поступает в жаровую трубу 12 к месту расположения форсунок 15. Водяной пар из теплообменника 8 под давлением, создаваемым насосом (н), поступает в полость, расположенную межу корпусом 11 и жаровой трубой 12, и далее через боковые отверстия - в жаровую трубу.

Воздух смешивается с топливом, поступающим через форсунки 15, в результате чего образуется топливовоздушная смесь (состав смеси стехиометрический). Воспламенение смеси осуществляется от воспламенителя 16. Завихрители 14 создают зоны обратных токов, которые позволяют стабилизировать фронт пламени и обеспечить непрерывность горения после отключения воспламенителя 16.

Водяной пар смешивается с продуктами сгорания, в результате чего температура продуктов сгорания понижается до значений, при которых обеспечивается безопасность работы турбины.

Размеры отверстий и их расположение на боковой поверхности жаровой трубы выбирают таким образом, чтобы организовать защитную газовую пленку вдоль внутренней поверхности жаровой трубы (на начальном участке трубы выполняются перфорированные отверстия) и равномерное поле температур на выходе из жаровой трубы.

Рабочие лопатки турбины 7 охлаждаются воздухом, отбираемым за компрессором 4. Воздух охлаждается водой в теплообменнике 6.

Из камеры сгорания 5 продукты сгорания под высоким давлением и высокой температурой попадают в турбину 7, где расширяются и совершают работу. Для увеличения работы статическое давление на выходе из турбины поддерживается меньше атмосферного (за счет более высокой скорости истечения газа из последней ступени турбины).

Горячий газ, выходящий из турбины, тормозится и охлаждается в теплообменниках 8 и 9. В теплообменнике 9 из охлажденного газа выделяется конденсат, который вместе с продуктами сгорания удаляется в атмосферу.

В теплообменниках 8 и 9 по каналам высокого давления движется вода, которая превращается в пар. Энергия пара преобразуется в паровых турбинах в работу и идет на нагрев внешней среды (воды).

На фиг. 3 в Р-υ координатах показан термодинамический цикл стехиометрической ПГТУ (фиг. 1). Цикл состоит из внешнего цикла 1 (цикл Брайтона с отводом теплоты при сжатии) и трех внутренних циклов: 2, 3, 4 (циклы Ренкина). Внешний цикл имеет энергообмен с внешней средой, внутренние -с внешним циклом. К внешнему циклу (тепловой машине) подводится теплота Q₁, отводится - Qr. Термический к.п.д. ПГТУ определяется как η_t=1-Qr/Q₁. Тепловые потоки показаны здесь же. К внешнему циклу, как уже сказано, подводится теплота Q₁ (процесс к-кс). Часть этой теплоты преобразуется в работу Lц₁ которая используется для сжатия рабочих тел внутренних циклов (в насосах (н)), привода электрогенератора, а также - для компенсации всевозможных потерь, в том числе во внутренних циклах. Другая часть теплоты (Q_1-2, Q_1-3 и Q_1-4) передается во внутренние циклы, в которых преобразуется в работу Lц₂, Lц₃ и Lц₃. Нереализованная во внутренних циклах теплота Q_3-1 и Q_4-1 возвращается (условно) внешнему циклу, после чего рассеивается в атмосфере в виде теплоты Qr. Общая работа цикла ПГТУ определяется как Lц = Lц₁+m₂⋅Lц₂+m₃⋅Lц₃+m₄⋅Lц₄, где m_i = G_i/G₁ - относительные расходы рабочих тел во внутренних циклах.

Существенным является то, что передача теплоты Q_1-2, и Q_1-3 из внешнего цикла 1 во внутренние циклы 2 и 3 расширяет ограничения по степени повышения давления воздуха π и подогреву газа Δ в ПГТУ, а именно:

ограничение по степени повышения давления воздуха π обусловлено достижением предельной для лопаток компрессора температуры - отвод теплоты в процессе сжатия воздуха снимает эту проблему как таковую;

ограничение по подогреву газа Δ обусловлено достижением предельной для лопаток турбины температуры - перераспределение энергии на большую массу рабочего тела (к газу добавляется пар) снимает эту проблему как таковую.

Таким образом, внутренние термодинамические циклы обладают важным для тепловых машин качеством, а именно: снимают температурные ограничения как таковые, из чего следует, что возможности приближения к.п.д. тепловых машин к к.п.д. цикла Карно теоретически неограниченны (ограничения являются технологическими, а следовательно, их можно расширять сколь угодно много).

На фиг. 4 показаны характеристики стехиометрической ПГТУ (фиг. 1) в зависимости от суммарной степени повышения давления воздуха π_Σ.

Условные обозначения: πкнд - степень повышения давления воздуха в компрессоре низкого давления, πквд - степень повышения давления воздуха в компрессоре высокого давления; m_i - относительные расходы рабочих тел внутренних циклов; Ткнд* - температура воздуха на выходе из компрессора низкого давления; Твквд* - температура воздуха на входе в компрессор высокого давления; Тквд* - температура воздуха на выходе из компрессора высокого давления; Ткс* - температура газа в камере сгорания (в зоне горения); Тг* - температура газа на входе в турбину; Ne - удельная эффективная мощность ПГТУ; - суммарный эффективный к.п.д. ПГТУ, η_е - эффективный к.п.д.

ПГТУ (без паросиловых установок).

Исходные данные ПГТУ: внешние условия - стандартные; топливо -керосин; рабочее тело паросиловых установок - вода (пар); коэффициент избытка воздуха в камере сгорания - 1,0; степень повышения давления в компрессоре низкого давления - 20; температура газа перед турбиной - 2400 К; температура лопаток первой ступени турбины - 1250 К; коэффициент интенсивности охлаждения лопаток турбины - 0,65; отбор воздуха на охлаждение турбины - 15%; к.п.д. вентилятора - 0,83; к.п.д. компрессора - 0,83; к.п.д. турбины - 0,95; к.п.д. паровых турбин - 0,9; механический к.п.д. - 0,995; полнота сгорания топлива - 0,99; коэффициент восстановления давления в камере сгорания - 0,95; коэффициенты восстановления давления в теплообменниках - 0,95.

Видно (фиг. 4), что внутренние термодинамические циклы в сочетании с авиационно-космическими технологиями (к.п.д. лопаточных машин, температура газа) позволяет создавать тепловые машины с беспрецедентно высокими эффективными к.п.д. ~ 70 процентов.

Для России, основу экономики которой составляет энергетика, разработка и внедрение технологий, позволяющих реализовать в теплоэнергетике концепцию внутренних термодинамических циклов, по мнению автора, является национальной задачей. Ее решение позволит при тех же расходах топлива повысить выработку электроэнергии на тепловых электростанциях в 2÷3 раза.