ГАЗОТУРБОГИДРАВЛИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА ЗАМКНУТОГО ЦИКЛА
GAS-TURBINE-HYDRAULIC PLANT OF CLOSED CYCLE

Изобретение относится к области энергетики, в частности к газотурбогидравлическим установкам замкнутого цикла (ГГГУ) с рабочим телом для гидротурбины нагретая вода.
Известна паротурбинная установка (ПТУ), содержащая парогенератор, паровую турбину, конденсатор, элекрогенератор.
Недостатком известной ПТУ является в основном большая потеря теплоты парообразования в конденсаторе турбины, большой расход электроэнергии на собственные нужды и тепла с продувками парогенератора, необходимость содержания мощной химводоочистки, большая нагрузка на экологию.
Известна парогазовая турбинная установка (ПГТУ), содержащая газовую турбину, котел-утилизатор, паровую турбину, конденсатор, электрогенератор.
Недостатком известной установки является дорогая газовая турбина (сверхвысокие параметры рабочего тела по температуре перед турбиной), наличие в тепловой схеме громоздкого парогенератора, конденсатора на выхлопе паровой турбины с выносом теплоты парообразования за границу рабочего цикла, причем незначительный прирост КПД по сравнению с ПТУ (10%) кардинально не решает ни проблему экономичности установок, ни экологии, ни других задач.
Известна регенеративная теплогидротурбинная установка замкнутого цикла, а также осевая ступенчатая гидротурбина, используемая в качестве привода к станку (инструменту) при бурении нефтяных и газовых скважин, которые следует принять в качестве прототипа.
Задачей изобретения является повышение КПД, уменьшение расхода электроэнергии на собственные нужды, расхода хим. очищенной воды и снижение нагрузки на экологию.
Указанная выше задача достигается путем организации замкнутого цикла с использованием газовых турбин и осевых ступенчатых гидротурбин.
На фиг.1 представлена схема установки, содержащая компрессоры 1, 2, 3, камеру сгорания 4, газовые турбины 5, 6, подогреватель цикловой воды 7, насос высокого давления 8, охладители воздуха 9, 10, гидротурбину 11, теплосъемник 12, дымовую трубу 13, электрогенератор 14, магистраль рециркуляции 15, магистраль хим. очищенной воды 16, причем насос высокого давления 8, охладители воздуха 9, 10, подогреватель воды 7, гидротурбина 11 образуют замкнутый цикл.
Несколько компрессоров с промежуточным охлаждением воздуха (охлаждение осуществляется охлажденной водой после гидротурбины, подаваемой насосом высокого давления) обеспечивают высокое давление воздуха для камеры сгорания газовых турбин, а также в проточных их частях, причем подогреватель воды работает с наддувом, при этом все это делает установку компактной и снижает ее металлоемкость.
Что касается гидротурбины, то она по габаритам примерно в три раза меньше паровой и работает в более комфортных условиях.
Изготовление газовых турбин для данных установок не требует дорогих материалов, так как рабочее тело (газ) по температуре перед турбиной носит умеренный характер.
Замкнутый цикл установки не требует большого расхода хим. очищенной воды и электроэнергии на собственные нужды.
Во избежание гидроударов в проточной части гидротурбины вход и выход воды снабжены сифонами - турбина всегда должна быть с водой, причем выходная скорость воды турбины используется, снижая потребляемую мощность насоса высокого давления.
С целью исключить возможное размораживание в необходимых случаях вода сливается или в схему заливается антифриз.
Управление рабочим процессом осуществляется ключом мощности при сблокированных регуляторах подачи топлива, расхода воды перед гидротурбиной и на магистрали рециркуляции.
Работа указанной ГТГУ кардинальным образом снижает нагрузку на экологию.
Высокий КПД установки определяется тремя факторами - замкнутый цикл, нагрев воды выхлопными газами турбин, что снижает их температуру на выходе, и увеличение теплового перепада в проточной части гидротурбины, т.е мощности за счет нагретой воды выхлопом газовых турбин.
Расчет эффективности работы установки прилагается.
Источники информации
1. Шляхин П.Н. кн. Паровые и газовые турбины, «Энергия», Москва, 1974.
2. Патент RU 2249115 С2, F01К 13/00, 2005.
3. Шумилов П.П. кн. Турбинное бурение нефтяных скважин, «Недра», Москва, 1968.
Расчет эффективности ГТУ - 335,0 МВт
За базу принимаем ГТУ - 100-750-2 с параметрами:
N=100,0 МВт; расход условного топлива 470 г на кВт/час; КПД - 26%;
температура газа перед турбиной 750°С; температура уходящих газов 420°С.
Количество расходуемого топлива в МВт
100000 кВт*470 г=47000 кг*7000 ккал/кг (у.т.)=329000000 ккал/860=382,5 МВт.
На работу насоса израсходовано
Параметры:
1
2
расход воды (G кг/с) - 1000 т/час; давление воды P - 2,0 бар, Р - 200,0 бар;
теплоемкость воды (С) - 4,2 кДж (кгК); КПД (Кп) 90%; коэффициент мощности (К) - 1,45.
2
1
G кг/с (Р-P)/C/Kп/К
1000/3,6(200-2)/4,2/0,9/1,45-277,7*198/4,2/0,9/1,45-10,0 МВт.
Теплота выхлопа составила при Кп подогрева геля 90%
382,5-10,0=372,5 МВт*0,9=335,2 МВт.
Мощность установки при Кп 90%
2
1
G кг/сек(Т-T)*С*Кп=1000/3,6(642-323)=277,7*319*4,2*0,9=334,8 МВт.
КПД установки 334,8/382,5=87,5%.
Расход топлива на кВт/час 47000000 г/334800 кВт=140,3 г.