Принцип работы гту. Газотурбинные установки предприятий российской федерации

Газотурбинная теплоэлектроцентраль (ГТ ТЭЦ или ГТУ-ТЭЦ ) - теплосиловая установка, служащая для совместного производства электрической энергии в газотурбинной установке и тепловой энергии в котле-утилизаторе .

Устройство ГТ ТЭЦ

Единичный агрегат ГТ ТЭЦ состоит из газотурбинного двигателя , электрогенератора и котла-утилизатора . При работе газовой турбины образующаяся механическая энергия идёт на вращение генератора и выработку электроэнергии, а неиспользованная тепловая - для подогрева теплоносителя в котле. Комплексное использование энергии топлива для электрогенерации и отопления позволяет, как и для всякой ТЭЦ в сравнении с чисто электрической станцией, увеличить суммарный КПД установки примерно с 30 до 90 %.

Оптимальная частота вращения газовой турбины превышает необходимую для непосредственной выработки тока промышленной частоты, поэтому в составе электрогененрирующей части агрегата присутствует либо понижающий механический редуктор , либо статический электронный преобразователь частоты .

В оборудование ГТ ТЭЦ также входят система газоподготовки (осушение, механическая очистка, буферное хранение), электрический распределительный узел, устройства охлаждения генераторов, система автоматического управления и др.

Преимущества и недостатки ГТ ТЭЦ

Преимущества

• В сравнении с паротурбинными тепловыми электростанциями ГТ ТЭЦ требуют меньших суммарных капитальных затрат при возведении, более просты в обслуживании. Они не имеют котлов высокого давления, не требуют специальных охлаждающих устройств для сброса избыточной тепловой энергии, мощность на единицу массы у них значительно выше. В то же время мощность единичного агрегата ГТ ТЭЦ ограничена более тяжёлыми условиями работы турбины. ГТ ТЭЦ не может использовать тяжёлое и твёрдое топливо, возможности оптимизации процесса сгорания на паровой ТЭЦ шире.

• В сравнении с крупными газопоршневыми станциями ГТ ТЭЦ отличается гораздо большим ресурсом, но при этом дороже и требует более квалифицированного обслуживания. Газовая турбина менее требовательна к горючим качествам газа, чем поршневая машина, и более экологически чиста.

Недостатки

• По соотношению вырабатываемой электрической энергии к тепловой ГТ ТЭЦ, как правило, проигрывает другим типам станций.

• К недостаткам ГТ-ТЭЦ можно отнести высокую шумность. Шум вблизи станции может достигать 110 дБ, что сравнимо с шумом от самолёта. В отсутствие шумоизоляции, шум от станции распространяется на расстояние 3 км, с шумоизоляцией около от 1,5 до 2 км.

Область применения

Строительство ГТ ТЭЦ оправдано в случае необходимости быстрого введения локальных генерирующих и отопительных мощностей при минимизации начальных затрат: увеличение мощности или реконструкция сетей масштаба микрорайона, посёлка, небольшого города, основание новых населённых пунктов, особенно в сложных для строительства условиях. Всё, что необходимо для работы станции - лишь наличие стабильного газоснабжения; крайне желателен достаточный спрос на тепловую энергию.

Совершенствование технологии газотурбинных агрегатов удешевляет их производство и эксплуатацию и значительно продляет ресурс. Применение бесконтактных подшипников (магнитных , газодинамических), совершенствование материалов, работающих в пламени, снижение тепловой напряжённости крупных турбин позволяет добиться наработки 60-150 тыс.ч. до замены основных изнашивающихся деталей и межсервисного интервала порядка года. В настоящее время (2010-е) разработаны и серийно выпускаются как мощные тихоходные (6 тыс.об/мин) энергетические турбины для капитальных стационарных ГТ ТЭЦ, так и компактные турбоагрегаты с высокой частотой вращения (около 100 тыс. об/мин) и высокочастотными генераторами в законченном «контейнерном» исполнении, также в той или иной мере пригодные в качестве основного источника энергоснабжения населённого пункта.

Технологическое совершенство современных газотурбинных агрегатов в известной мере снимает барьер, заставивший на заре электроэнергетики ввести в турбогенератор «лишнюю» паровую ступень. Всё это вместе с увеличением спроса на локальные мощности способствует распространению ГТ ТЭЦ из газоносных районов с суровым климатом и сложными условиями строительства во всё более обширные умеренные области, где при дешёвом газоснабжении ощущается возрастающий недостаток электроэнергии, а наращивание мощности централизованных сетей нецелесообразно по экономическим или организационным соображениям.

К теплоэлектроцентралям (ТЭЦ) относятся электростанции, которые вырабатывают и отпускают потребителям не только электрическую, но и тепловую энергию. При этом в качестве теплоносителей служат пар из промежуточных отборов турбины, частично уже использованный в первых ступенях расширения турбины для выработки электроэнергии, а также горячая вода с температурой 100-150° С, нагреваемая отбираемым из турбины паром. Пар из парового котла поступает по паропроводу в турбину где он расширяется до давления в конденсаторе и потенциальная энергия его преобразуется в механическую работу вращения ротора турбины и соединенного с ним ротора генератора. Часть пара после нескольких ступеней расширения отбирается из турбины и направляется по паропроводу потребителю пара. Место отбора пара, а значит, и его параметры устанавливаются с учетом требований потребителя. Так как теплота на ТЭЦ расходуется на производство электрической и тепловой энергии, то различаются КПД ТЭЦ по производству и отпуску электроэнергии и производству и отпуску теплоэнергии.

Газотурбинные установки (ГТУ) состоят из трех основных элементов: воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины. Воздух из атмосферы поступает в компрессор, приводимый в действие пусковым двигателем, и сжимается. Далее под давлением его подают в камеру сгорания, куда одновременно подводится топливным насосом жидкое или газообразное топливо. Для того чтобы снизить температуру газа до приемлемого уровня (750-770° С), в камеру сгорания подают в 3,5-4,5 раза больше воздуха, чем нужно для сгорания топлива. В камере сгорания он разделяется на два потока: один поток поступает внутрь жаровой трубы и обеспечивает полное сгорание топлива, а второй обтекает жаровую трубу снаружи и, подмешиваясь к продуктам сгорания, снижает их температуру. После камеры сгорания газы поступают в газовую турбину, находящуюся на одном валу с компрессором и генератором. Там они, расширяясь (примерно до атмосферного давления), совершают работу, вращая вал турбины, и затем выбрасываются через дымовую трубу. Мощность газовой турбины значительно меньше мощности паровой турбины и в настоящее время КПД около 30%.

Парогазовые установки (ПГУ) представляют собой сочетание паротурбинной (ПТУ) и газотурбинной (ГТУ) установок. Такое объединение позволяет снизить потери отработавшей теплоты газовых турбин или теплоты уходящих газов паровых котлов, что обеспечивает повышение КПД по сравнению с отдельно взятыми ПТУ и ГТУ. Кроме того, при таком объединении достигается ряд конструктивных преимуществ, приводящих к удешевлению установки. Распространение получили два типа ПГУ: с высоконапорными котлами и со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру обычного котла. Высоконапорный котел работает на газовом или очищенном жидком топливе. Дымовые газы, выходящие из котла с высокой температурой и избыточным давлением, направляются в газовую турбину, на одном валу с которой находятся компрессор и генератор. Компрессор нагнетает воздух в топочную камеру котла. Пар из высоконапорного котла направляется к конденсационной турбине, на одном валу с которой находится генератор. Отработавший в турбине пар переходит в конденсатор и после конденсации насосом подается снова в котел. Выхлопные газы турбины подводятся к экономайзеру для подогрева питательной воды котла. В такой схеме не требуется дымосос для удаления отходящих газов высоконапорного котла, функцию дутьевого насоса выполняет компрессор. КПД установки в целом достигает 42-43%. В другой схеме парогазовой установки осуществляется использование теплоты отработавших газов турбины в котле. Возможность сброса отработавших газов турбины в топочную камеру котла основывается на том, что в камере сгорания ГТУ топливо (газ) сжигают с большим избытком воздуха и содержание кислорода в выхлопных газах (16-18%) является достаточным для сжигания основной массы топлива.

29. АЭС: устройство, типы реакторов, параметры, режимные характеристики.

АЭС относятся к тепловым ЭС, т.к. в их устройстве есть тепловыделители, теплоноситель и генератор эл. тока – турбина.

АЭС могут быть конденсационными, теплофикационными (АТЭЦ), атомные станции теплоснабжения (АСТ).

Ядерные реакторы классифицируются по различным признакам:

1. по уровню энергии нейтронов:

На тепловых нейтронах

На быстрых нейтронах

2. по виду замедлителя нейтронов: водными, тяжеловодными, графитовыми.

3. по виду теплоносителя: водными, тяжеловодными, газовыми, жидко металлическими

4. по числу контуров: одно-, двух-, трех- контурные

В современных реакторах для деления ядер исходного топлива используются в основном тепловые нейтроны. Все они имеют прежде всего так называемую активную зону , в которую загружается ядерное топливо, содержащее уран 235 замедлитель (обычно графит или вода). Для сокращения утечки нейтронов из активной зоны последнюю окружают отражателем, выполненным обычно из того же материала, что и замедлитель.

За отражателем снаружи реактора размещается бетонная защита от радиоактивных излучений. Загрузка реактора ядерным топливом обычно значительно превышает критическую. Чтобы по мере выгорания топлива непрерывно поддерживать реактор в критическом состоянии, в активную зону вводят сильный поглотитель нейтронов в виде стержней из карбамида бора. Такие стержни называютрегулирующими или компенсирующими. В процессе деления ядра выделяется большое количество теплоты, которая отводиться теплоносителем в теплообменник парогенератора , где она превращается в рабочее тело – пар. Пар поступает в турбину и вращает ее ротор, вал которого соединен с валом генератора . Отработавший в турбине пар попадает в конденсатор , после которого сконденсированная вода вновь идет в теплообменник, и цикл повторяется.

Редакция бюллетеня «ЭНЕРГОСОВЕТ» начинает серию публикаций, посвященных комбинированной (т.е. совместной) выработке тепловой и электрической энергии (когенерации). Также будут рассмотрены технологии тригенерации, когда, помимо комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, может вырабатываться холод, который используется в системах хладоснабжения.
Использование технологий когенерации и тригенерации в зависимости от конкретных условий внедрения может являться энергосберегающим мероприятием или энергоэффективным решением, решить проблемы дефицита мощности, снизить издержки промышленных предприятий, уменьшить тарифы для потребителей. Также нужно отметить, что при некоторых условиях, внедрение когенерации и тригенерации может быть совершенно не целесообразным и не энергоэффективным решением (например: строительство мини-ТЭЦ в зонах, где работают незагруженные по мощности крупные ТЭЦ).

Введение

В настоящее время все чаще для энергообеспечения деревень, поселков, малых городов, районов крупных городов, промышленных предприятий внедряются технологии когенерации на основе мини-ТЭЦ. Одной из таких технологий является строительство газотурбинных установок с утилизацией тепловой энергии (ГТУ).

ГТУ состоит из двух основных частей: силовая турбина и генератор, которые размещаются в одном корпусе. ГТУ работает на газе, но в резервном или аварийном режиме может использоваться дизельное топливо. Диапазон электрической нагрузки, которую может покрывать ГТУ: от 2 МВт до 100 МВт (хотя некоторые предприятия поставляют ГТУ с мощностью более 100 МВт).

КПД выработки электрической энергии ГТУ достаточно низок, но это компенсируется большой выработкой тепловой энергии. ГТУ способна отдавать потребителю значительное количество тепловой энергии - с коэффициентом ~ 1:2 по отношению к электрической мощности. В некоторых достаточно мощных ГТУ температура уходящих газов после турбины достаточно высока для того, чтобы получать пар и/или горячую воду в больших количествах.

При реконструкции энергообъектов или новом строительстве можно выделить несколько компоновочных решений внедрения ГТУ:

1. Строительство ГТУ-ТЭЦ на отдельной площадке, новое строительство.

2. Установка ГТУ в действующей котельной, в виде надстройки.

3. Размещение ГТУ с паровыми котлами-утилизаторами на действующей ТЭЦ взамен существующих паровых котлов с сохранением паротурбинной части ТЭЦ.

Опыт внедрения ГТУ-ТЭЦ на отдельной площадке при новом строительстве на примере Республики Башкортостан

В 2000 г. в Башкортостане была построена и введена в эксплуатацию ГТУ-ТЭЦ (рис. 2). Электрическая мощность станции - 4 МВт, тепловая - 8,8 МВт, коэффициент использования тепла топлива - не менее 75,4%. Станция построена за полтора года, а основным ее назначением является теплоснабжение районного центра, а также повышение надежности электроснабжения как райцентра, так и близлежащих населенных пунктов.

ГТУ-ТЭЦ несет отопительную нагрузку районного центра, котлоагрегаты в котельной находятся в резерве на случай останова ГТУ-ТЭЦ, работает лишь насосная станция котельной. Применение установки позволило снизить потери в электрических сетях на 8-9%, что в значительной степени компенсировало относительно невысокий электрический КПД ГТУ-ТЭЦ (23,3%).

Численность персонала, непосредственно занятого обслуживанием ГТУ-ТЭЦ, составляет 13 человек.

Надстройка водогрейных или паровых котельных ГТУ

Совместная работа ГТУ с водогрейными и паровыми котлами в котельных позволяет обеспечить надежное электроснабжение собственных нужд, что в свою очередь повышает надежность теплоснабжения потребителей, а так же снизить удельные расходы топлива на единицу получаемой тепловой и электрической энергии.

При широкомасштабной реконструкции котельных с размещением в них газотурбинных установок (ГТУ) их суммарная установленная электрическая мощность только в котельных единичной теплопроизводительностью более 50 ГКал/ч в европейской части России (включая Урал) может достичь 10 - 15 млн кВт . Стоит отметить, что данные виды работ активно проводятся на всей территории России.

Если сравнивать стоимость электроэнергии вырабатываемой на ГТУ (без учета утилизационного теплового контура), то она на 30% и более превышает стоимость электроэнергии, получаемой из централизованного источника. Газовые турбины имеют небольшой КПД (0,22-0,37%), поэтому они должны использоваться только с утилизационными контурами.

Окупаемость модернизации котельной зависит от количества отпускаемой электроэнергии, от тарифов на электроэнергию, капитальных затрат, затрат на эксплуатацию и от числа часов с работы на больших тепловых нагрузках. Наибольшая эффективность использования ГТУ обеспечивается при длительной работе с максимальной электрической нагрузкой.

Основные проблемы, которые могут возникнуть при надстройке котельных ГТУ:

1. необходимость сооружения хранилищ резервного для ГТУ дизельного топлива, т.к. в котельных резервным топливом является мазут;
2. необходимость сооружения газокомпрессорных дожимающих станций (ГТУ требует газ с давлением 2,5 МПа), строительство которых около зоны жилой застройки запрещено;
3. большой расход выхлопных газов ГТУ (он обусловлен высоким коэффициентом избытка воздуха в ГТУ) требует новой дымовой трубы;
4. высокий уровень шума;
5. увеличивается потребление газа, возникает необходимость получения новых лимитов на газ;
6. удельный выход оксидов азота на кг сожженного топлива в 3 раза больше у ГТУ, чем в котельных.

Основные плюсы при надстройке котельных ГТУ, по сравнению с независимым строительством ГТУ:

1. наличие площадки (инфраструктуры);
2. оформленность источника вредных выбросов;
3. наличие системы централизованного теплоснабжения с конфигурацией сетей от существующих котельных;
4. возможность использования части котлов котельной в качестве пиковых для ТЭЦ;
5. близость потребителей электрической энергии;
6. меньшие первоначальные затраты и срок окупаемости.

Синхронная работа с энергосистемой. Надежность работы мини-ТЭЦ

Существуют проблемы подключения микро- и мини-ТЭЦ (не только ГТУ) к соответствующим коммуникациям - системам централизованного электро-, тепло- и газоснабжения. В первую очередь подключение является «дорогим удовольствием». Возникают также проблемы с продажей электрической энергии в электросеть, в качестве варианта решения проблем возможно создание локальных энергосистем из нескольких ТЭЦ с резервированием мощности и выходом на общефедеральные сети не каждого энергоисточника, а целиком местной энергосистемы. Затраты на осуществление таких проектов относительно не высоки при достаточном уровне надежности.

Необходимость резервирования независимых источников энергоснабжения, ухудшает их экономические показатели, при параллельной работе с системой необходима дорогая и сложная система синхронизации генератора с сетью.

Что касается промышленности, то ТЭЦ может и не подключаться к сети, обеспечивая лишь технологические потребности производственного процесса. Но жилищный сектор, у которого суточный график потребления отличается существенной неравномерностью, нуждается в резервировании, т.к. при автономной работе можно не удержать частоту (резкий съем и наброс нагрузки, выход нагрузки за возможные пределы регулирования и т.д.). Системы автоматики чрезвычайно дороги.

Наиболее существенным фактором, определяющим устойчивость газотурбинных генераторов, является значительно меньший момент инерции газовой турбины по сравнению с паровой и, как следствие, для нарушения устойчивости требуется уже значительно меньшее возмущение.

Выводы

Предпочтительность применения ГТУ в каком-либо поселке, городе, районе определяется конкретными условиями: потребляемая тепловая и электрическая мощность, существующие источники и коммуникации, плотность застройки, этажность и другие факторы.

Внедрение тех или иных технологических решений должно определяться конкуренцией различных проектов. Конкурировать должны проекты на основе различных технологий и технологических решений: ГТУ, газопоршневые установки, ТЭЦ, котельные, тепловые насосы и многое другое.

Как показывает практика, в некоторых случаях не требуется финансирование новых высокотехнологичных энергогенерирующих станций, а достаточным бывает реконструкция или модернизация уже существующих станций с применением новейших технологий. Чем больше рассматривается вариантов и лучше просчитывается перспектива, тем больше вероятность, что будет принят оптимальный вариант.

В последние годы проблема нехватки пиковых мощностей (электрических и тепловых) в муниципальных образованиях встает довольно остро. Устаревшее и изношенное оборудование генерирующих станций, передающих сетей, а также рост энергопотребления в крупных городах с каждым годом только усложняет возникшую проблему. Одной из возможностей решения проблемы покрытия пиковых мощностей может быть строительство ГТУ. Время запуска у установок довольно короткое, тем самым можно довольно быстро реагировать на рост пиковых мощностей. При надстройке котельной с помощью ГТУ появляется возможность получать дополнительную электрическую энергию в пределах города, тем самым разгружая другие электростанции.

Основная проблема ГТУ - чрезвычайно низкий электрический КПД, особенно при малых мощностях. Следует учитывать и тот факт, что в большинстве ГТУ при уменьшении нагрузки до 50%, электрический КПД газовой турбины значительно снижается, также происходит повышенный износ оборудования. Поэтому при планировании внедрения ГТУ должен учитываться график ее 100% загрузки.

Использование ГТУ экономически оправдано при подборе установки под покрытие тепловой нагрузки на горячее водоснабжение. Тем самым обеспечивается 100% загрузка ГТУ, а котельные, работающие в отопительный сезон, в летнее время отключаются.

Но несмотря на много сложностей возникающих при строительстве и эксплуатации ГТУ, установки данного вида могут решить проблемные задачи по надежному тепло- и электроснабжению промышленных потребителей или жилых районов. В муниципальных образованиях при выделении финансовых средств на реконструкцию или модернизацию систем энергоснабжения стоит более детально рассматривать проекты внедрения ГТУ.

При подготовке статьи о ГТУ были использованы статьи, опубликованные в журнале «Новости теплоснабжения» и портала «Тригенерация.ру» (

Основными разработчиками и производителями отечественных энергетических ГТУ являются следующие предприятия : ОАО «Ленинградский металлический завод» (ЛМ3), г. Санкт-Петербург; АО «Уральский турбомоторный завод» (ТМЗ), г. Екатеринбург; ОАО «Невский завод» (НЛЗ), г. Санкт-Петербург; АО НИКТИТ (Научно- исследовательский институт турбокомпрессоростроения), г. Санкт-Петербург, и др.

В последнее десятилетие ввиду снижения заказов на газотурбинные двигатели (ГТД) для нужд авиации большинство авиационных заводов и КБ начали предлагать ГТД для привода электрических генераторов. Основные российские предприятия-поставщики ГТД для нужд малой и средней энергетики: ЗАО «Энергоавиа» и МКБ «Союз», г. Москва; ОАО «Сатурн», г. Москва; ОАО «Рыбинские моторы», г. Рыбинск; ОАО «Пермские моторы» и ОАО «Авиадвигатель», г. Пермь; ГНПП «Мотор», г. Уфа; АО «Моторостроитель» и СКБМ, г. Самара; ОАО СНТК им. Н.Д. Кузнецова («Двигатели НК»), г. Самара; АО КПП «Авиамотор» и ОАО КМПО, г. Казань.

Крупными производителями энергетических ГТД являются НПО «Машпроект» (г. Николаев, Украина) и ПО «Зоря» (Украина), более 20 лет выпускающие ГТД и энергоустановки единичной мощности 2,5-3,0 МВт для нужд энергетики и газовой промышленности на базе судовых ГТД.

Рабочий проект новой энергетической ГТУ типа ГТЭ-180 подготовлен ОАО ЛМЗ, ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь) и ОАО ВТИ. Камера сгорания ГТЭ-180 имеет трубчатую схему и состоит из 12 пламенных труб. Использован принцип сжигания бедной гомогенной топливовоздушной смеси. Для ее предварительной подготовки применена вихревая горелка, имеющая вспомогательный топливный контур, с помощью которого осуществляются запуск ГТУ, работа на режимах с низкими параметрами и поддержание устойчивого горения основного контура на рабочих режимах. Через вспомогательный контур топливо поступает непосредственно в зону горения пламенной трубы. Каждая пламенная труба КС снабжена 19 вихревыми горелками. Такая многомодульная конструкция позволяет получить более однородное температурное поле на входе в ГТ и осуществить более гибкое управление системой подачи топлива.

АО «Ленинградский металлический завод» осуществляет проектирование новой серии современных энергетических ГТУ типа ГТЭ- 60 - о дневальных двухопорных установок мощностью по ISO (International Organization for Standardization ) 64 МВт при КПД производства электроэнергии 36,5%. Частота вращения газотурбинного двигателя 5441 об/мин, установка снабжена редуктором. Использование кольцевой КС с двухзонным горением должно обеспечить объемную концентрацию вредных выбросов не более 25 ppm (51,3 мг/м 3).

Еще одна ГТУ этого завода типа ГТЭ-350 выполнена по двухопорной схеме в виде одновальной установки с частотой вращения вала 3000 об/мин. Температура газов за КС принята 1500 °С, а силовые лопатки первой ступени охлаждаются паром, так как ГТУ планируется использовать в схеме ПГУ.

Невский завод совместно с АО НИКТИТ разрабатывает серию ГТУ для энергетики на базе установки типа ГТЭР-12. Подготовлены варианты мощностью 10, 12, 16 и 30 МВт, которые могут быть использованы и в схемах ПГУ.

Открытое акционерное общество «СНТК им. Н.Д. Кузнецова» (г. Самара) - крупнейший производитель авиационных двигателей. По заказу РАО «ЕЭС России» на базе газотурбинного двигателя НК-32 (в новой модификации - НК-321) создана энергетическая ГТУ типа НК- 37 мощностью по ISO 25 МВт при КПД производства электроэнергии 36,4%. Такая ГТУ установлена на Безымянской ТЭЦ (г. Самара).

Открытое акционерное общество «Авиадвигатель» (г. Пермь), созданное на базе КБ ведущего российского конструктора А.Д. Швецова, разработало серию энергетических ГТУ типов ГТУ-2,5П, ГТУ-4П, ГТУ-12П и ГТУ-16П. Фирма участвует в работе над крупной ГТУ типа ГТЭ-180.

Предприятие «Мотор» (г. Уфа) на базе авиационного двигателя типа Р13-300 создало энергетическую ГТУ типа ГТЭ-10/95 мощностью 10 МВт, КПД 29% и эмиссией N0* не более 25 ppm.

Технические данные энергетических ГТУ приведены в табл. 6.3, показатели работы ГТУ даны для условий ISO без учета аэродинамических потерь воздухозабора - газовыхода .

Технические данные энергоустановок на базе авиационных и судовых ГТД для условий ISO приведены в табл. 6.4 и 6.5 . Габаритные размеры конвертированных ГТД существенно меньше габаритных размеров специально проектируемых энергетических ГТУ. Наиболее мощный ГТД типа ГТД-110 (см. табл. 6.4), разработанный НПО «Машпроект» на основе технологий судовых ГТД, имеет длину всего 7 м при диаметре 3,1 м. Аналогичные энергетические ГТУ (см. табл. 6.3) имеют существенно большие размеры: 24,2x6,8x5,8 м (ГТ-ЮО-ЗМ) и 18,1x6,1x4,5 м (ГТЭ-115-1170). В табл. 6.4 и 6.5 для примера приведены размеры нескольких ГТД. Все остальные рассмотренные ГТД имеют длину не более 6 м, а по ширине и высоте соответствуют стандартному железнодорожному габариту.

Конструктивно ГТУ для привода электрогенераторов выполняются по одновальной схеме, когда компрессор и газовая турбина расположены на одном валу, и по двухвальной схеме с двумя компрессорами и двумя турбинами с расположением каждой группы на отдельном валу.

Валы могут располагаться соосно по схеме «вал на валу», когда один из валов (компрессор - турбина высокого давления) выполнен 198

полым, или по ходу газового потока последовательно один за другим. Силовая турбина (СТ) обычно устанавливается на отдельном независимом валу, не связанном с газотурбинным двигателем.

Таким образом, по конструкции приводные газовые турбины подразделяются (см. п. 6.2):

1) на одновальные с приводом генератора непосредственно от вала; 2) двухвальные с одним общим валом газотурбинного двигателя (компрессор - турбина) и приводом электрогенератора от отдельной СТ; 3) двухвальные с двумя валами и приводом генератора от вала компрессор - турбина низкого давления; 4) трехвальные с двумя валами ГТД и валом привода генератора от СТ.

Отечественные энергетические ГТУ, как и ГТУ, изготовляемые в Украине, имеют одновальную схему или двухвальную схему с силовой газовой турбиной. Исключение составляют установка: типа ГТЭ- 30, выполненная по трехвальной схеме с СТ, и установка типа ГТ- 100-ЗМ, выполненная по двухвальной схеме с последовательным расположением валов. Такие технические решения приводят к увеличению габаритных размеров агрегатов: длина установки типа ГТЭ-30 составляет 15,3 м, масса 90 т, а длина установки типа ГТЭ-ЮО-ЗМ 24,2 м, масса 367 т (см. табл. 6.3).

Газотурбинные двигатели для привода электрогенераторов, разработанные на основе авиационных и судовых двигателей, как правило, выполнены по двух- и трехвальной схемам с силовой турбиной. Исключение составляет одновальный двигатель типа ГТД-ПО, разработанный для нужд энергетики на основе технологии судовых двигателей.

Открытым акционерным обществом «Рыбинские моторы» (г. Рыбинск) в содружестве с НПО «Машпроект» (г. Николаев, Украина) разработана серия энергетических ГТУ. Среди них ГТУ типа ГТЭ-110 мощностью ПО МВт (по ISO ) и КПД производства электрической энергии 36%. Планируется повышение мощности этой установки до 150 МВт и ее КПД до 38%. На базе собственного ГТД фирма разработала энергетические ГТУ типов ГТД-6РМ и ГТД-ЮРМ. В содружестве с ОАО «А. Люлька-Сатурн» разрабатываются энергетические ГТУ мощностью 35 МВт (по ISO), КПД производства электроэнергии до 40% и уровнем эмиссии N0* и СО не более 25 ppm.

Технические данные энергетических ГТУ (условия по ISO 2314)

Таблица 6.3

• * Двухвальная газовая турбина сложного цикла с промежуточным охлаждением воздуха при сжатии и промежуточным подводом теплоты при расширении (две кольцевые КС).
• ** Знак «+» - силовая турбина и редуктор есть, знак «-»- нет.
• *** Длина с выходным устройством.

* Знак «+» означает, что силовая турбина и редуктор есть, «-» - нет.

* Знак «+» означает, что силовая турбина и редуктор есть, «-» - нет. ** Длина с выходным устройством.

Предприятие «Сатурн» (г. Москва) более 50 лет производит авиационные двигатели под руководством А.М. Люльки. Им разработана энергетическая ГТУ типа АЛ-31СТЭ мощностью 20 МВт (по ISO).

В ряде случаев энергетические ГТУ комплектуют газодожимными компрессорами топливного газа (см. п. 7.9). В опытно-промышленной установке типа ГТУ-25-39 с ГТД типа НК-37 (ОАО «СНТК им. Н.Д. Кузнецова, г. Самара), например, использован поршневой двухступенчатый шестицилиндровый дожимной компрессор типа EFX Model ЕА 1000-2-6. Привод осуществлен с помощью асинхронного электродвигателя мощностью 900 кВт (3,6% установленной мощности ГТУ).

Область применения:

1) Для выработки электрической и тепловой энергии.

2) Транспортные (двигатели самолетов, судов, железнодорожных локомотивов, танков).

3) Приводные ГТУ: для привода мощных нагнетателей воздуха (компрессоры, воздуходувки, насосы, на газоперекачке).

4) Энерготехнологические ГТУ: используются в технологических схемах крупных предприятий для приводов компрессоров, обеспечивающих рабочий процесс и работающих за счет расширения газов, образующихся в сомом технологическом процессе.

ПТУ  сложнее и дороже

ГТУ – маневреннее, быстрее пуск. Пуск ГТУ осуществляется за несколько минут, паросиловой установки – до нескольких часов).

1. ГТУ используют для снятия пиковых нагрузок (КПД низкий).

2. Благодаря низкой стоимости на газ, в последнее время повышен интерес у конечных потребителей энергии к созданию ГТУ (собственных) для обеспечения предприятий энергоресурсами.

3. Использование ГТУ (замкнутых), работающих в паре с атомными реакторами (для охлаждения применяют гелий).

Принципиальная схема гту.

Цикл ГТУ.

2 д , 4 д  потери в проточной части.

12 сжатие воздуха в компрессоре (адиабатное);

23 изобарный подвод теплоты в камере сгорания;

34 адиабатное расширение продуктов сгорания в ГТ;

41 изобарное охлаждение продуктов сгорания в атмосфере.

степень повышения давления в компрессоре.

Р 1  давление окружающей среды только для разомкнутых схем.

Чем π выше, тем выше η t . .

Температура Т 3 ограничена пределом жаростойкости металла ГТ (1400°С – для авиационной турбины, или 900°С – в среднем).

Замкнутая схема.

Недостаток схемы : большое количество элементов, работающих при высокой температуре, что повышает стоимость установки (дорогие материалы).

Т 4 > Т 1 ≡ Т ос Т 4 =400÷450°С

В открытой схеме выбрасываемые газы имеют высокий тепловой потенциал.

Из-за потерь при определенной степени сжатия π работа компрессора может быть больше работы ГТ.

В реальной установке наибольшая эффективность достигается при определенной (оптимальной) степени повышенного давления в компрессоре π опт .

Значение π опт определяется температурой рабочего тела на выходе из камеры сгорания и относительными внутренними КПД компрессора и турбины.

Методы повышения КПД ГТУ.

1) Использование теплоты уходящих газов.

Регенеративный подогрев сжатого воздуха продуктами сгорания ГТ.

Т 4 > Т 1

температура воздуха на выходе из РП

Уменьшается количество подводимой теплоты в КС; уменьшается количество теплоты, выбрасываемое в окружающую среду, следовательно, эффективность возрастает.

Т 6 =Т 2

, Р 4 =Р 1 , Р 2 =Р 3

π > 1, следовательно, чем ниже π , тем больше выгода от регенерации теплоты.

При увеличении π :
и;

с увеличением Т 3 :
;

при определенной π:

2) Промежуточное охлаждение воздуха в компрессоре.

уменьшение работы на сжатие воздуха компрессором при промежуточном охлаждении воздуха, сжимаемого компрессором.

(адиабатный) изоэнтропный (относительный) КПД компрессора.

полезная работа компрессора ГТУ с промежуточным охлаждением воздеха.

>

3) Промежуточный подогрев газов в ГТ

η t –относительный КПД турбины (адиабатный)

Р 3 = Р 2 ; Р 4 = Р 1

увеличение работы расширения продуктов сгорания в турбине за счет промышленного перегрева этих газов.

ПОВ – промежуточный охладитель воздуха;

ПП  промежуточный подогреватель продуктов сгорания.

Т 1 =300К

Т 3 =973К

увеличилась в 1,8 раз (на 80%).

Если иувеличить на 2%, тоувеличится на 14%.

Полезная мощность

расход газа через турбину;

расход газа через компрессор.

–расход теплоты с топливом в КС.

N эл = N пол ·η эм

Условия отпуска теплоты от газотурбинной ТЭЦ имеют следующие особенности:

Продолжительность сгорания на выходе из ГТУ составляют t=400-500°С,то достаточно для нагрева теплоносителей, в т.ч. пару, для отпуска тепловой энергии внешним потребителям.

Выработка тепловой энергии в виде пара или горячей воды производится за счет теплоты полностью отработавших в ГТ продуктов сгорания, поэтому:

Температурный уровень отпускаемой теплоты не влияет на тепловую экономичность ГТ.

Мощность газотурбинного двигателя ГТУ при любой величине отпуска тепловой энергии остается постоянным (электрическая и тепловая нагрузка не связаны).