Конструкция газовых турбин. О газовых турбинах для не инженеров Рис.1. Схема ГТУ с одновальным ГТД простого цикла
Паровая турбина. Попытки сконструировать паровую турбину, способную конкурировать с паровой машиной, до середины XIX в. были безуспешными, так как в механическую энергию вращения турбины удавалось преобразовать лишь незначительную долю кинетической энергии струи пара. Дело в том, что изобретатели
не учитывали зависимость КПД турбины от соотношения скорости пара и линейной скорости лопаток турбины.
Выясним, при каком соотношении скорости струи газа и линейной скорости лопатки турбины произойдет наиболее полная передача кинетической энергии струи газа лопатке турбины (рис. 36). При полной передаче кинетической энергии пара лопатке турбины скорость струи относительно Земли должна быть равна нулю, т.е.
В системе отсчета, движущейся со скоростью скорость струи равна: .
Так как в этой системе отсчета лопатка в момент взаимодействия со струей неподвижна, то скорость струи после упругого отражения остается неизменной по модулю, но меняет направление на противоположное:
Переходя вновь в систему отсчета, связанную с Землей, получим скорость струи после отражения:
Так как то
Мы получили, что полная передача кинетической энергии струи турбине будет происходить при условии, когда линейная скорость движения лопаток турбины вдвое меньше скорости струи Первая паровая турбина, нашедшая практическое применение, была изготовлена шведским инженером Густавом Лавалем в 1889 г. Ее мощность была меньше при частоте вращения об/мин.
Рис. 36. Передача кинетической энергии струи пара лопатке турбины
Большая скорость истечения газа даже при средних перепадах давлений, составляющая примерно 1200 м/с, требует для эффективной работы турбины придания ее лопаткам линейной скорости около 600 м/с. Следовательно, для достижения высоких значений КПД турбина должна быть быстроходной. Нетрудно подсчитать силу инерции, действующую на лопатку турбины массой 1 кг, расположенную на ободе ротора радиусом 1 м, при скорости лопатки 600 м/с:
Возникает принципиальное противоречие: для экономичной работы турбины требуются сверхзвуковые скорости вращения ротора, но при таких скоростях турбина разрушится силами инерции. Для разрешения этого противоречия приходится конструировать турбины, вращающиеся со скоростью, меньшей оптимальной, но для полного использования кинетической энергии струи пара делать их многоступенчатыми, насаживая на общий вал несколько роторов возрастающего диаметра. Из-за недостаточно большой скорости вращения турбины пар отдает только часть своей кинетической энергии ротору меньшего диаметра. Затем отработавший в первой ступени пар направляется на второй ротор большего диаметра, отдавая его лопаткам часть оставшейся кинетической энергии и т. д. Отработавший пар конденсируется в охладителе-конденсаторе, а теплая вода направляется в котел.
Цикл паротурбинной установки в координатах показан на рисунке 37. В котле рабочее тело получает количество тепла нагревается и расширяется при постоянном давлении (изобара АВ). В турбине пар адиабатически расширяется (адиабата ВС), совершая работу по вращению ротора. В конденсаторе-охладителе, омываемом, например, речной водой, пар отдает воде количество тепла и конденсируется при постоянном давлении. Этому процессу соответствует изобара . Теплая вода из конденсатора насосом подается в котел. Этому процессу соответствует изохора Как видно, цикл паротурбинной установки замкнутый. Работа пара за один цикл численно равна площади фигуры ABCD.
Современные паровые турбины обладают высоким КПД преобразования кинетической
Рис. 37. Диаграмма рабочего цикла паротурбинной установки
энергии струи пара в механическую энергию, несколько превышающим 90%. Поэтому электрические генераторы практически всех тепловых и атомных электростанций мира, дающие более 80% всей вырабатываемой электроэнергии, приводятся в действие паровыми турбинами.
Так как температура пара, применяемого в современных паротурбинных установках, не превышает 580 С (температура нагревателя ), а температура пара на выходе из турбины обычно не ниже 30 °С (температура холодильника ), максимальное значение КПД паротурбинной установки как тепловой машины равно:
а реальные значения КПД паротурбинных конденсационных электростанций достигают лишь около 40%.
Мощность современных энергоблоков котел - турбина - генератор достигает кВт. На очереди в 10-й пятилетке сооружение энергоблоков мощностью до кВт.
Паротурбинные двигатели нашли широкое применение на водном транспорте. Однако их применению на сухопутном транспорте и тем более в авиации препятствует необходимость иметь топку и котел для полу ения пара, а также большое количество воды для использования в качестве рабочего тела.
Газовые турбины. Мысль об устранении топки и котла в тепловой машине с турбиной путем перенесения места сжигания топлива в само рабочее тело давно занимала конструкторов. Но разработка таких турбин внутреннего сгорания, в которых рабочим телом является не пар, а расширяющийся от нагревания воздух, сдерживалась отсутствием материалов, способных работать длительное время при высоких температурах и больших механических нагрузках.
Газотурбинная установка состоит из воздушного компрессора 1, камер сгорания 2 и газовой турбины 3 (рис. 38). Компрессор состоит из ротора, укрепленного на одной оси с турбиной, и неподвижного направляющего аппарата.
При работе турбины ротор компрессора вращается. Лопатки ротора имеют такую форму, что при их вращении давление перед компрессором понижается, а за ним повышается. Воздух засасывается в компрессор, и давление его за первым рядом лопаток ротора повышается. За первым рядом лопаток ротора расположен ряд лопаток неподвижного направляющего аппарата компрессора, с помощью которого изменяется направление движения воздуха и обеспечивается возможность его дальнейшего сжатия с помощью лопаток второй ступени ротора и т. д. Несколько ступеней лопаток компрессора обеспечивают позышенне давления воздуха в 5-7 раз.
Процесс сжатия протекает адиабатически, поэтому температура воздуха значительно повышается, достигая 200 °С и более.
Рис. 38. Устройство газотурбинной установки
Сжатый воздух поступает в камеру сгорания (рис. 39). Одновременно через форсунку в нее впрыскивается под большим давлением жидкое топливо - керосин, мазут.
При горении топлива воздух, служащий рабочим телом, получает некоторое количество тепла и нагревается до температуры 1500-2200 °С. Нагревание воздуха происходит при постоянном давлении, поэтому воздух расширяется и скорость его движения увеличивается.
Движущиеся с большой скоростью воздух и продукты горения направляются в турбину. Переходя от ступени к ступени, они отдают свою кинетическую энергию лопаткам турбины. Часть полученной турбиной энергии расходуется на вращение компрессора, а остальная используется, например, для вращения винта самолета или ротора электрического генератора.
Для предохранения лопаток турбины от разрушающего действия раскаленной и высокоскоростной газовой струи в камеру сгорания
Рис. 39. Камера сгорания
нагнетается с помощью компрессора значительно больше воздуха, чем необходимо для полного сжигания топлива. Воздух, входящий в камеру сгорания за зоной горения топлива (рис. 38), снижает температуру газовой струи, направляемой на лопатки турбины. Понижение температуры газа в турбине ведет к снижению КПД, поэтому ученые и конструкторы ведут поиски путей повышения верхнего предела рабочей температуры в газовой турбине. В некоторых современных авиационных газотурбинных двигателях температура газа перед турбиной достигает 1330 °С.
Отработавший воздух вместе с продуктами сгорания при давлении, близком к атмосферному, и температуре более 500 °С со скоростью более 500 м/с обычно выбрасывается в атмосферу либо для повышения КПД направляется в теплообменник, где отдает часть тепла на нагревание воздуха, поступающего в камеру сгорания.
Цикл работы газотурбинной установки на диаграмме представлен на рисунке 40. Процессу сжатия воздуха в компрессоре соответствует адиабата АВ, процессу нагревания и расширения в камере сгорания - изобара ВС. Адиабатический процесс расширения горячего газа в турбине представлен участком CD, процесс охлаждения и уменьшения объема рабочего тела представлен изобарой DA.
КПД газотурбинных установок достигает значений 25-30%. У газотурбинных двигателей нет громоздких паровых котлов, как у паровых машин и паровых турбин, нет поршней и механизмов, преобразующих возвратно-поступательное движение во вращательное, как у паровых машин и двигателей внутреннего сгорания. Поэтому газотурбинный двигатель занимает втрое меньше места, чем дизель той же мощности, а его удельная масса (отношение массы к мощности) в 6 - 9 раз меньше, чем у авиационного поршневого двигателя внутреннего сгорания. Компактность и быстроходность в сочетании с большой мощностью на единицу массы определили первую практически важную область применения газотурбинных двигателей - авиацию.
Самолеты с винтом, насаженным на вал газотурбинного двигателя, появились в 1944 г. Турбовинтовые двигатели имеют такие известные самолеты, как АН-24, ТУ-114, ИЛ-18, АН-22 - «Антей».
Максимальная масса «Антея» на взлете 250 т, грузоподъемность 80 т, или 720 пассажиров,
Рис. 40. Диаграмма рабочего цикла газотурбинной установки
скорость 740 км/ч, мощность каждого из четырех двигателей кВт.
Газотурбинные двигатели начинают вытеснять паротурбинные на водном транспорте, особенно на кораблях военно-морского флота. Переход от дизельных двигателей на газотурбинные позволил увеличить грузоподъемность судов на подводных крыльях в четыре раза, с 50 до 200 т.
Газотурбинные двигатели мощностью 220-440 кВт устанавливаются на большегрузных автомобилях. Проходит испытание в горнодобывающей промышленности 120-тонный БелАЗ-549В с газотурбинным двигателем.
Разработка новых типов ГТУ, растущие темпы спроса на газ по сравнению с другими видами топлива, масштабные планы промышленных потребителей по созданию собственных мощностей обуславливают растущий интерес к газотурбинному строительству.
Р ынок малой генерации имеет большие перспективы развития. Эксперты прогнозируют увеличение спроса на распределенную энергетику с 8% (на текущий момент) до 20% (к 2020 году). Подобная тенденция объясняется сравнительно низким тарифом на электроэнергию (в 2-3 раза ниже, чем тариф на э/энергию от централизованной сети). Кроме этого, по словам Максима Загорнова, члена генерального совета «Деловой России», президента Ассоциации малой энергетики Урала, директора группы компаний «МКС», малая генерация надежнее сетевой: в случае аварии на внешней сети снабжение электроэнергией не прекращается. Дополнительное преимущество децентрализованной энергетики - скорость ввода в эксплуатацию: 8-10 месяцев в отличие от 2-3 лет создания и присоединения сетевых линий.
Сопредседатель комитета «Деловой России» по энергетике Денис Черепанов утверждает, что за собственной генерацией будущее. По словам первого заместителя председателя комитета Государственной Думы по энергетике Сергея Есякова, в случае распределенной энергетики в цепочке «энергия - потребитель» решающим звеном является именно потребитель, а не энергетика. При собственной генерации электроэнергии потребитель заявляет необходимые мощности, комплектации и даже вид топлива, экономя, при этом, на цене киловатта полученной энергии. Кроме прочего, эксперты считают, что можно получить дополнительную экономию, если реализовать работу энергоустановки в режиме когенерации: утилизированная тепловая энергия пойдет на отопление. Тогда срок окупаемости генерирующей энергоустановки значительно снизится.
Наиболее активно развивающимся направлением распределенной энергетики является строительство газотурбинных электростанций малой мощности. Газотурбинные электростанции предназначены для эксплуатации в любых климатических условиях в качестве основного или резервного источника электроэнергии и тепла для объектов производственного и бытового назначения. Использование таких электростанций в отдаленных районах позволяет получить значительную экономию средств за счет исключения издержек на строительство и эксплуатацию протяженных линий электропередач, а в центральных районах - повысить надежность электрического и теплового снабжения как отдельных предприятий и организаций, так и территорий в целом. Рассмотрим некоторые газовые турбины и газотурбинные установки, которые предлагают для строительства газотурбинных электростанций на рынке России известные производители.
General Electric
Решения GE на основе аэропроизводных турбин отличаются высокой надежностью и подходят для применения в целом ряде отраслей: от нефтегазой промышленности до ЖКХ. В частности, в малой генерации активно используются газотурбинные установки GE семейства LM2500 мощностью от 21 до 33 МВт и КПД до 39%. LM2500 применяют в качестве механического привода и привода электрогенератора, они работают на электростанциях в простом, комбинированном цикле, режиме когенерации, морских платформах и трубопроводах.
За последние 40 лет турбины GE данной серии являются наиболее продаваемыми в своем классе. Всего в мире установлено более 2000 турбин данной модели с общей наработкой более 75 миллионов часов.
Основные характеристики турбин LM2500: легковесная и компактная конструкция для быстрого монтажа и простоты обслуживания; выход на полную мощность с момента запуска за 10 минут; высокие показатели КПД (в простом цикле), надежности и доступности в своем классе; возможность использования двухтопливных камер сгорания для дистиллята и природного газа; возможность использования в качестве топлива керосина, пропана, коксового газа, этанола и СПГ; низкий уровень выбросов NOx с использованием камер сгорания DLE или SAC; коэффициент надежности - более 99%; коэффициент готовности - более 98%; выбросы NOx - 15 ppm (модификация DLE).
Для обеспечения клиентов надежной поддержкой на всем протяжении жизненного цикла генерирующего оборудования GE открыла специализированный Центр энергетических технологий в Калуге. Он предлагает заказчикам современные решения для обслуживания, инспекции и ремонта газовых турбин. На предприятии внедрена система менеджмента качества в соответствии со стандартом ISO 9001.
Kawasaki Heavy Industries
Японская компания Kawasaki Heavy Industries, Ltd. (KHI) - многопрофильная машиностроительная компания. Важное место в ее производственной программе занимают газовые турбины.
В 1943 году Kawasaki создала первый в Японии газотурбинный двигатель и в настоящее время является одним из признанных мировых лидеров в производстве ГТУ малой и средней мощности, накопив референции по более, чем 11 000 установок.
Имея в приоритете экологичность и эффективность, компания достигла больших успехов в развитии газотурбинных технологий и активно ведет перспективные разработки, в том числе, в области новых источников энергии в качестве альтернативы ископаемому топливу.
Имея в активе хорошие наработки в криогенных технологиях, технологиях производства, хранения и транспортировки сжиженных газов, Kawasaki ведет активные исследования и ОКР в области применения водорода как топлива.
В частности, уже сейчас компания имеет опытные образцы турбин, использующих водород как добавку к метановому топливу. В перспективе ожидаются турбины, для которых, намного более калорийный и абсолютно экологически безопасный, водород заменит углеводороды.
ГТУ Kawasaki серий GPB спроектированы для работы в базовой нагрузке, включая как параллельные, так и изолированные схемы взаимодействия с сетью, при этом основу мощностного ряда составляют машины от 1,7 до 30 МВт.
В модельном ряду есть турбины, использующие для подавления вредных выбросов инжекцию пара, и применяющие доработанную инженерами компанию технологию DLE.
Электрический КПД, в зависимости от цикла генерации и мощности, соответственно, от 26,9% у GPB17 и GPB17D (турбины M1A-17 и M1A-17D) до 40,1% у GPB300D (турбина L30A). Электрическая мощность - от 1700 до 30 120 кВт; тепловая мощность - от 13 400 до 8970 кДж/кВтч; температура выхлопных газов - от 521 до 470°С; расход выхлопных газов - от 29,1 до 319,4 тыс. м3/ч; NOx (при 15% О2) - 9/15 ppm для газовых турбин M1А-17D, М7А-03D, 25 ppm - для турбины M7A-02D и 15 ppm для турбин L20A и L30A.
По эффективности ГТУ Kawasaki, каждая в своем классе, являются либо мировым лидером, либо одним из лидеров. Общая тепловая эффективность энергоблоков в когенерационных конфигурациях достигает 86-87%. Ряд ГТУ компания выпускает в двухтопливном (природный газ и жидкое топливо) исполнении с автоматическим переключением. У российских потребителей в настоящий момент наиболее востребованы три модели ГТУ - GPB17D, GPB80D и GPB180D.
Газовые турбины Kawasaki отличают: высокая надежность и большой ресурс; компактный дизайн, что особенно привлекательно при замене оборудования существующих генерирующих мощностей; удобство обслуживания за счет разрезной конструкции корпуса, съемных горелок, оптимально расположенных инспекционных отверстий и др., что упрощает осмотр и техобслуживание, в том числе силами персонала пользователя;
Экологичность и экономичность. Камеры сгорания турбин Kawasaki спроектированы с применением самых передовых методов, что позволило оптимизировать процесс горения и достичь лучших показателей эффективности турбины, а также уменьшить содержание NOx и других вредных веществ в выхлопе. Экологические показатели улучшены также за счет применения доработанной технологии сухого подавления выбросов (DLE);
Возможность использования широкого спектра топлив. Могут применяться природный газ, керосин, дизельное топливо, легкие мазуты типа «А», а также попутный нефтяной газ;
Надежное послепродажное обслуживание. Высокий уровень обслуживания, включая бесплатную систему онлайн-мониторинга (TechnoNet) с предоставлением отчетов и прогнозов, техническую поддержку силами высококвалифицированного персонала, а также замену по трейд-ин газотурбинного двигателя в ходе капитального ремонта (простой ГТУ сокращается до 2-3 недель) и т.д.
В сентябре 2011 г. Kawasaki представила новейшую систему камеры сгорания, позволившую опустить уровень выбросов NOx до менее чем 10 ppm для газотурбинного двигателя M7A-03, что даже ниже, чем требуют нынешние нормативы. Один из подходов компании к проектированию состоит в том, чтобы создавать новую технику, отвечающую не только современным, но и будущим, более жестким, требованиям к экологическим показателям.
В высокоэффективной ГТУ GPB50D класса 5 МВт с турбиной Kawasaki M5A-01D применены новейшие апробированные технологии. Высокая эффективность установки делает ее оптимальной для электро- и когенерации. Также компактный дизайн GPB50D особенно выгоден при модернизации существующих предприятий. Номинальный электрический КПД 31,9% - лучший в мире среди установок класса 5 МВт.
Турбина M1A-17D за счет применения камеры сгорания оригинальной конструкции с сухим подавлением выбросов (DLE) имеет отличные для своего класса показатели экологичности (NOx < 15 ppm) и эффективности.
Сверхнизкий показатель массы турбины (1470 кг), минимальный в классе, обусловлен широким применением композитных материалов и керамики, из которых изготовлены, например, лопатки рабочего колеса. Керамика более устойчива к работе при повышенных температурах, менее склонна к загрязнению, чем металлы. ГТУ имеет электрический КПД близкий к 27%.
В России к настоящему времени Kawasaki Heavy Industries, Ltd. в сотрудничестве с российскими компаниями реализовала ряд успешных проектов:
Мини-ТЭС «Центральная» во Владивостоке
По заказу АО «Дальневосточной энергетической управляющей компании» (АО «ДВЭУК») для ТЭС «Центральная» поставлено 5 ГТУ GPB70D (M7A-02D). Станция обеспечивает электроэнергией и теплом потребителей центральной части застройки острова Русский и кампус Дальневосточного федерального университета. ТЭС «Центральная» - первый энергообъект в России с турбинами Kawasaki.
Мини-ТЭС «Океанариум» во Владивостоке
Этот проект также осуществлен ОАО «ДВЭУК» для энергоснабжения расположенного на острове научно-образовательного комплекса «Приморский океанариум». Поставлено две ГТУ GPB70D.
ГТУ производства Kawasaki в ПАО «Газпром»
Российский партнер Kawasaki, ООО «МПП Энерготехника», на основе газовой турбины M1A-17D выпускает контейнерную электростанцию «Корвет 1,7К» для установки на открытых площадках с диапазоном температур окружающего воздуха от -60 до + 40 °С.
В рамках договора о сотрудничестве разработаны и на производственных мощностях «МПП «Энерготехника» собраны пять ЭГТЭС КОРВЕТ-1,7К. Зоны ответственности компаний в данном проекте распределялись следующим образом: Kawasaki поставляет газотурбинный двигатель M1A-17D и системы управления турбиной, Siemens AG - высоковольтный генератор. ООО «МПП «Энерготехника» производит блок-контейнер, выхлопное и воздухозаборное устройство, систему управления энергоблоком (в том числе систему возбуждения ШУВГм), электротехническое оборудование - основное и вспомогательное, комплектует все системы, осуществляет сборку и поставку комплектной электростанции, а также - реализацию АСУ ТП.
ЭГТЭС Корвет-1,7К прошла межведомственные испытания и рекомендована для применения на объектах ПАО «Газпром». Газотурбинный энергоблок разработан ООО «МПП «Энерготехника» по техническому заданию ПАО «Газпром» в рамках Программы научно-технического сотрудничества ПАО «Газпром» и Агентства природных ресурсов и энергетики Японии.
Турбина для ПГУ 10 МВт в НИУ МЭИ
Kawasaki Heavy Industries Ltd., изготовила и поставила комплектную газотурбинную установку GPB80D номинальной мощностью 7,8 MВт для Национального Исследовательского Университета «МЭИ», расположенного в Москве. ТЭЦ МЭИ является учебно-практической и, вырабатывая электричество и тепло в промышленных масштабах, обеспечивает ими сам Московский энергетический институт и поставляет их в коммунальные сети г. Москвы.
Расширение географии проектов
Компания Kawasaki, обращая внимание на преимущества развития местной энергетики в направлении распределенной генерации, предложила начать реализацию проектов с применением газотурбинных установок минимальной мощности.
Mitsubishi Hitachi Power Systems
Модельный ряд турбин Н-25 представлен в диапазоне мощности 28-41 МВт. Полный комплекс работ по производству турбины, включая НИОКР и центр удаленного мониторинга, осуществляется на заводе в г. Хитачи, Япония, компанией MHPS (Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd.). Ее образование приходится на февраль 2014 г. благодаря слиянию генерирующих секторов признанных лидеров машиностроения Mitsubishi Heavy Industries Ltd. и Hitachi Ltd.
Модели H-25 нашли широкое применение по всему миру для работы как в простом цикле благодаря высокому КПД (34-37%), так и в комбинированном цикле в конфигурации 1×1 и 2×1 с КПД 51-53%. Имея высокие температурные показатели выхлопных газов, ГТУ также успешно зарекомендовала себя для работы в режиме когенерации с суммарным КПД станции более 80%.
Многолетние компетенции в производстве газовых турбин широкого диапазона мощностей и продуманный дизайн одновальной индустриальной турбины отличают Н-25 высокой надежностью с коэффициентом готовности оборудования более 99%. Суммарное время наработки модели превысило 6,3 млн ч за второе полугодие 2016 г. Современная ГТУ выполнена с горизонтальным осевым разъемом, что обеспечивает удобство ее обслуживания, а также возможность замены частей горячего тракта по месту эксплуатации.
Противоточная трубчато-кольцевая камера сгорания обеспечивает стабильное горение на различных видах топлива, таких как природный газ, дизельное топливо, сжиженный нефтяной газ, уходящие топочные газы, коксовый газ и пр. Камера может быть выполнена в варианте с диффузионным режимом горения, а также сухой низкоэмиссионной предварительного смешивания газовоздушной смеси (DLN). Газотурбинный двигатель H-25 представляет собой 17-ступенчатый осевой компрессор, соединенный с трехступенчатой активной турбиной.
Примером надежной эксплуатации ГТУ Н-25 на объектах малой генерации в России является работа в составе когенерационного блока для собственных нужд завода АО «Аммоний» в г. Менделеевске, Республика Татарстан. Когенерационный блок обеспечивает производственную площадку электроэнергией 24 МВт и паром 50 т/ч (390°С / 43 кг/см3). В ноябре 2017 г. на площадке была успешно проведена первая инспекция системы сгорания турбины, подтвердившая надежную работу узлов и агрегатов машины в условиях высоких температур.
В нефтегазовом секторе ГТУ Н-25 были применены для работы площадки объединенного берегового технологического комплекса (ОБТК) Сахалин II компании «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани, Лтд.» ОБТК расположен в 600 км к северу от Южно-Сахалинска в районе выхода на берег морского газопровода и является одним из наиболее важных объектов компании, отвечающим за подготовку газа и конденсата для последующей передачи по трубопроводу на терминал отгрузки нефти и завод по производству СПГ. В состав технологического комплекса входят четыре газовые турбины Н-25, находящиеся в промышленной эксплуатации с 2008 г. Когенерационный блок на базе ГТУ Н-25 максимально интегрирован в комплексную энергосистему ОБТК, в частности, тепло выхлопных газов турбины используется для подогрева сырой нефти для нужд нефтепереработки.
Промышленные генераторные газотурбинные установки «Сименс» (далее ГТУ) помогут справиться с трудностями динамично развивающегося рынка распределенной генерации. ГТУ единичной номинальной мощностью от 4 до 66 МВт полностью отвечают высоким требованиям в области промышленной комбинированной выработки энергии, в плане эффективности станции (до 90%), надежности эксплуатации, гибкости обслуживания и экологической безопасности, обеспечивая низкие затраты при полном сроке эксплуатации и высокую отдачу от инвестиций. Опыт компании «Сименс» в области строительства промышленных ГТУ и строительства ТЭС на их базе, насчитывает более чем 100 лет.
ГТУ «Сименс» мощностью от 4 до 66 МВт используются небольшими энергокомпаниями, независимыми производителями электроэнергии (например, промышленными предприятиями), а также в нефтегазовой отрасли. Применение технологий распределенной генерации электроэнергии с комбинированной выработкой тепловой энергии, позволяет отказаться от инвестирования в многокилометровые линии электропередач, минимизировав расстояние между источником энергии и объектом, ее потребляющим, достичь серьезной экономии средств, покрыв отопление промышленных предприятий и объектов инфраструктуры за счет утилизации тепла. Стандартная Мини-ТЭС на базе ГТУ «Сименс» может быть построена в любом месте, где есть доступ к источнику топлива, или оперативного его подвода.
SGT-300 - промышленная ГТУ с номинальной электрической мощностью 7,9 МВт (см. табл. 1), сочетает простую надежную конструкцию и новейшие технологии.
Таблица 1. Характеристики SGT-300 для механического привода и производства энергии
|
Производство энергии |
Мехпривод |
||
|---|---|---|---|
|
7,9 МВт |
8 МВт |
9 МВт |
|
|
Мощность в ИСО |
|||
|
Природный газ/жидкое топливо/двух топливная и другие топлива по запросу; Автоматическая смена топлива с главного на резервное, на любой нагрузке |
|||
|
Уд. расход тепла |
11,773 кДж/кВтч |
10,265 кДж/кВтч |
10,104 кДж/кВтч |
|
Скорость силовой турбины |
5,750 - 12,075 об/мин |
5,750 - 12,075 об/мин |
|
|
Степень сжатия |
|||
|
Расход выхлопных газов |
|||
|
Температура выхлопных газов |
542 °C (1,008 °F) |
491 °C (916 °F) |
512 °C (954 °F) |
|
NO X выбросы Газ топливо с системой DLE |
|||
1) Электрическая 2) На валу
Рис. 1. Конструкция газогенератора SGT-300
Для промышленной генерации энергии применяется одновальный вариант ГТУ SGT-300 (см. рис. 1). Она идеально подходит для комбинированного производства тепловой и электрической энергии (ТЭС). ГТУ SGT-300 является промышленной ГТУ, изначально спроектированной для генерации и обладает следующими эксплуатационными преимуществами для эксплуатирующих организаций:
Электрический КПД - 31%, что в среднем выше на 2-3% КПД ГТУ меньшей мощности, благодаря более высокому значению КПД достигается экономический эффект на экономии топливного газа;
Газогенератор укомплектован низкоэмиссионной сухой камерой сгорания по технологии DLE, что позволяет достичь уровня выбросов NOx и CO, более чем в 2,5 раза ниже установленных нормативными документами;
ГТУ имеет хорошие динамические характеристики благодаря одновальной конструкции и обеспечивает устойчивую работу генератора при колебаниях нагрузки внешней присоединенной сети;
Промышленная конструкция ГТУ обеспечивает длительный межремонтный ресурс эксплуатации и является оптимальной с точки зрения организации сервисных работ, которые проводятся на месте эксплуатации;
Существенное снижение пятна застройки, точно также, как и инвестиционных затрат, включающих приобретение общестанционного механического и электрического оборудования, его монтаж и пусконаладку, при применении решения на базе SGT-300 (рис. 2).
Рис. 2. Массогабаритные характеристики блока SGT-300
Общая наработка установленного парка SGT-300 составляет более 6 млн ч, с наработкой лидерного ГТУ 151 тыс. ч. Коэффициент готовности/доступности - 97,3%, коэффициент надежности - 98,2%.
Компания OPRA (Нидерланды) - ведущий поставщик энергетических систем на основе газовых турбин. OPRA разрабатывает, производит и продает современные газотурбинные двигатели мощностью около 2 МВт. Ключевым направлением деятельности компании является производство электроэнергии для нефтегазовой промышленности.
Надежный двигатель OPRA OP16 обеспечивает более высокую производительность при меньшей себестоимости и большем сроке службы, чем какая-либо другая турбина этого класса. Двигатель работает на нескольких видах жидкого и газобразного топлива. Существует модификация камеры сгорания с пониженным содержанием загрязняющих веществ в выхлопе. Энергоустановка OPRA OP16 1,5-2,0 МВт будет надежным помощником в суровых условиях эксплуатации.
Газовые турбины OPRA являются совершенным оборудованием для генерации электроэнергии в автономных электрических и когенерационных системах малой энергетики. Разработка конструкции турбины велась более десяти лет. Результатом стало создание простого, надежного и эффективного газотурбинного двигателя, включая модель с низкими выбросами вредных веществ.
Отличительной особенностью технологии преобразования химической энергии в электрическую в OP16 является запатентованная система управления подготовкой и подачей топливной смеси COFAR, которая обеспечивает режимы горения с минимальным образованием окислов азота и углерода, а также минимум несгоревших остатков топлива. Оригинальной является также запатентованная геометрия радиальной турбины и в целом консольная конструкция сменяемого картриджа, включающего вал, подшипники, центробежный компрессор и турбину.
Специалистами компаний «ОПРА» и «МЭС Инжиниринг» разработана концепция создания уникального единого технического комплекса мусоропереработки. Из 55-60 млн т всех ТБО, образующихся в России за год, пятая часть - 11,7 млн т - приходится на столичный регион (3,8 млн т - Московская область, 7,9 млн т - Москва). При этом за МКАД из Москвы вывозится 6,6 млн т бытовых отходов. Таким образом, в Подмосковье оседает более 10 млн т мусора. С 2013 г. в Московской области из 39 мусорных полигонов закрыты 22. Заменить их должны 13 мусоросортировочных комплексов, которые будут введены в 2018-2019 гг., а также четыре мусоросжигательных завода. Такая же ситуация происходит и в большинстве других регионов. Однако, не всегда строительство крупных мусороперерабатывающих заводов является выгодным, поэтому проблема мусоропереработки очень актуальна.
Разработанная концепция единого технического комплекса объединяет полностью радиальные установки ОПРА, обладающие высокой надежностью и эффективностью, с системой газификации/пиролиза компании «МЭС», которая позволяет обеспечить эффективное превращение различных видов отходов (включая ТБО, нефтешламы, загрязненную землю, биологические и медицинские отходы, отходы деревообработки, шпалы и т.д.) в отличное топливо для выработки тепла и электроэнергии. В результате продолжительного сотрудничества спроектирован и находится в стадии реализации стандартизированный комплекс переработки отходов производительностью 48 т/сут. (рис. 3).
Рис. 3. Общая планировка стандартного комплекса переработки отходов мощностью 48 т/сут.
В состав комплекса включается установка газификации МЭС с площадкой хранения отходов, две ГТУ ОПРА суммарной электрической мощностью 3,7 МВт и тепловой мощностью 9 МВт, а также различные вспомогательные и защитные системы.
Реализация подобного комплекса позволяет на площади 2 га получить возможность для автономного энерго- и теплоснабжения различных производственных и коммунальных объектов, решив при этом вопрос утилизации различных видов бытовых отходов.
Отличия разработанного комплекса от существующих технологий вытекают из уникального сочетания предлагаемых технологий. Малые (2 т/ч) объемы потребляемых отходов, наряду с малой требуемой площадью участка позволяют размещать данный комплекс непосредственно вблизи от небольших поселений, промышленных предприятий и т.п., значительно сэкономив средства на постоянную перевозку отходов к местам их утилизации. Полная автономность комплекса позволяет развернуть его практически в любой точке. Использование разработанного типового проекта, модульных конструкций и максимальная степень заводской готовности оборудования дает возможность максимально сократить сроки строительства до 1-1,5 лет. Применение новых технологий обеспечивает высочайшую экологичность комплекса. Установка газификации «МЭС» вырабатывает одновременно газовую и жидкую фракции топлива, а за счет двухтопливности ГТУ ОПРА они применяются одновременно, что повышает топливную гибкость и надежность энергоснабжения. Низкая требовательность ГТУ ОПРА к качеству топлива повышает надежность всей системы. Установка МЭС позволяет использовать отходы с влажностью до 85%, следовательно, не требуется сушка отходов, что повышает КПД всего комплекса. Высокая температура выхлопных газов ГТУ ОПРА позволяет обеспечивать надежное теплоснабжение горячей водой или паром (до 11 тонн пара в час при 12 бар). Проект является типовым и масштабируемым, что позволяет обеспечить утилизацию любого количества отходов.
Проведенные расчеты показывают, что стоимость выработки электроэнергии будет составлять от 0,01 до 0,03 евро за 1 кВтч, что показывает высокую экономическую эффективность проекта. Таким образом, компания «ОПРА» в очередной раз подтвердила свою направленность на расширение линейки применяемого топлива и повышение топливной гибкости, а также ориентацию на максимальное применение «зеленых» технологий в своем развитии.
Газовая турбина, как тепловой двигатель, объединяет характерные особенности паровой турбины и двигателя внутреннего сгорания, в котором энергия топлива при его горении превращается непосредственно в механическую работу. Рабочим телом газовых турбин, работающих по открытому циклу, являются продукты сгорания топлива, а рабочим телом газовых турбин, работающих по закрытому циклу,- чистый воздух или газ, непрерывно циркулирующий в системе. На судах применяют газотурбинные установки (ГТУ), работающие по открытому циклу, со сгоранием топлива при постоянном давлении (р = const) и ГТУ, работающие по закрытому циклу.
В настоящее время судовые ГТУ выполняют двух типов: 1) турбокомпрессорные и 2) со свободно-поршневыми генераторами газа (СПГГ).
Схема простейшей турбокомирессорной газотурбинной установки, работающей при постоянном давлении сгорания топлива представлена на рис. 101. Компрессор 9 засасывает чистый атмосферный воздух, сжимает его до высокого давления и подает по воздухопроводу 3 в камеру сгорания 2, куда одновременно через форсунку 1 поступает топливо. Топливо, смешиваясь с воздухом, образует рабочую смесь, которая сгорает при р = const. Образовавшиеся продукты сгорания охлаждаются воздухом и направляются в проточную часть турбины. В неподвижных лопатках 4 продукты сгорания расширяются и с большой скоростью поступают на рабочие лопатки 5, где происходит преобразование кинетической энергии газового потока в механическую работу вращения вала. По патрубку 6 отработавшие газы уходят из турбины. Газовая турбина приводит во вращение компрессор 9 и через редуктор 7 гребной винт 8. Для запуска установки используется пусковой двигатель 10, который раскручивает компрессор до минимальной частоты вращения.
На этом же рисунке изображен теоретический цикл рассмотренной ГТУ в координатах р - ? и S - Т: AВ - процесс сжатия воздуха в компрессоре; ВС-сгорание топлива при постоянном давлении в камере сгорания; СД- расширение газа в турбине, ДА - отвод тепла от отработавших газов.
Для повышения экономичности работы ГТУ применяют регенеративный подогрев воздуха, поступающего в камеру сгорания, либо ступенчатое сгорание топлива в нескольких последовательных камерах сгорания, которые обслуживают отдельные турбины. Из-за конструктивной сложности ступенчатое сгорание применяют редко. С целью повышения эффективного к. п. д. установки наряду с регенерацией используют двухступенчатое сжатие воздуха, при этом между компрессорами включают промежуточный охладитель воздуха, что сокращает потребную мощность компрессора высокого давления.
На рис. 102 дана схема простейшей газотурбинной установки со сгоранием топлива при р = const и регенерацией тепла. Воздух, сжатый в компрессоре 1 , проходит через регенератор 2 в камеру сгорания 3 , где подогревается за счет тепла отработавших газов, покидающих турбину 4 со сравнительно высокой температурой. Действительный цикл этой установки показан на диаграмме S-Т (рис. 103): процесс сжатия воздуха в компрессоре 1 - 2 ; нагрев воздуха в регенераторе, сопровождаемый падением давления от р 2 до р 4 2 - 3; подвод тепла в процессе сгорания топлива 3 - 4; действительный процесс расширения газа в турбинах 4-5 ; охлаждение газов в регенераторе, сопровождаемое потерей давления р 5 -р 1 5-6; выпуск газов- отвод тепла 6-1 . Количество тепла, полученное воздухом в регенераторе, изображается площадью 2"-2-3-3", а количество тепла, отданного отходящими газами в регенераторе, площадью 6"-6-5-5". Эти площади равны между собой.
В ГТУ закрытого цикла отработавшее рабочее тело не поступает в атмосферу, а после предварительного охлаждения вновь направляется в компрессор. Следовательно, в цикле циркулирует рабочее тело, не загрязненное продуктами сгорания. Это улучшает условия работы проточных частей турбин в результате чего повышается надежность работы установки и увеличивается ее моторесурс. Продукты сгорания не смешиваются с рабочим телом и поэтому для сжигания пригодно топливо любого вида.
На рис. 104 показана принципиальная схема всережимной судовой ГТУ закрытого цикла. Воздух после предварительного охлаждения в воздухоохладителе 4 поступает в компрессор 5 , который приводится во вращение турбиной высокого давления 7 . Из компрессора воздух направляется в регенератор 3 , а затем в воздухонагреватель 6, выполняющий ту же роль, что и камера сгорания в установках открытого типа. Из воздухонагревателя рабочий воздух при температуре 700° С поступает в турбину высокого давления 7 , которая вращает компрессор, а затем в турбину низкого давления 2 , которая через редуктор 1 приводит в действие винт регулируемого шага. Пусковой электродвигатель 8 предназначен для запуска установки в работу. К недостаткам ГТУ закрытого цикла следует отнести громоздкость теплообменников.
Особый интерес представляют ГТУ закрытого цикла с ядерным реактором. В этих установках в качестве рабочего тела газовых турбин (теплоносителя) применяют гелий, азот, углекислый газ. Эти газы не активируются в ядерном реакторе. Нагретый в реакторе до высокой температуры газ непосредственно направляется на работу в газовую турбину.
Основными достоинствами газовых турбин по сравнению с паровыми являются: малые вес и габариты, так как отсутствуют котельная и конденсационная установка со вспомогательными механизмами и устройствами; быстрый пуск в ход и развитие полной мощности в течение 10-15 мин\ весьма малый расход охлаждающей воды; простота обслуживания.
Основные преимущества газовых турбин по сравнению с двигателями внутреннего сгорания являются: отсутствие кривошипно-шатунного механизма и связанных с ним инерционных сил; малые вес и габариты при больших мощностях (ГТУ по весу легче в 2- 2,5 раза и по длине короче в 1,5-2 раза, чем дизели); возможность работы на низкосортном топливе; меньшие эксплуатационные расходы. Недостатки газовых турбин следующие: небольшой срок службы при высоких температурах газа (так, при температуре газа 1173° К срок службы 500-1000 ч); меньшая, чем у дизелей, экономичность; значительная шумность при работе.
В настоящее время газовые турбины применяют в качестве главных двигателей морских транспортных судов. В отдельных случаях газовые турбины малой мощности применяют в качестве привода насосов, аварийных электрогенераторов, вспомогательных наддувочных компрессоров и др. Особый интерес представляют газовые турбины как главные двигатели для судов с подводными крыльями и судов на воздушной подушке.
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 статью.
Эти впечатляющие цифры служат в качестве ориентиров при определении путей развития энергомашиностроения России.
Как определяется КПД ГТУ
Приведем пару простых формул, чтобы показать, что такое КПД газотурбинной установки:
Внутренняя мощность турбины:
- Nт = Gух * Lт, где Lт – работа турбины, Gух – расход уходящих газов;
Внутренняя мощность ГТУ:
- Ni гту = Nт – Nк, где Nк – внутренняя мощность воздушного компрессора;
Эффективная мощность ГТУ:
- Nэф = Ni гту * КПД мех, КПД мех – КПД связанный с механическими потерями в подшипниках, можно принимать 0,99
Электрическая мощность:
- Nэл = Ne * КПД эг, где КПД эг – КПД связанный с потерями в электрическом генераторе, можно принять 0,985
Располагаемая теплота топлива:
- Q расп = Gтоп * Qрн, где Gтоп – расход топлива, Qрн – низшая рабочая теплота сгорания топлива
Абсолютный электрический КПД газотурбинной установки:
- КПДэ = Nэл/Q расп
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.
Читайте также: Как выбрать газотурбинную установку для станции с ПГУ
КПД ПГУ обычно представляют соотношением:
- КПД пгу = КПД гту*B+(1-КПД гту*B)*КПД псу
B – степень бинарности цикла
КПД псу – КПД паросиловой установки
- B = Qкс/(Qкс+Qку)
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
| B | КПД гту | КПД псу | КПД пгу |
| 1 | 0,32 | 0,3 | 0,524 |
| 1 | 0,36 | 0,32 | 0,565 |
| 1 | 0,36 | 0,36 | 0,590 |
| 1 | 0,38 | 0,38 | 0,612 |
| 0,3 | 0,32 | 0,41 | 0,47 |
| 0,4 | 0,32 | 0,41 | 0,486 |
| 0,3 | 0,36 | 0,41 | 0,474 |
| 0,4 | 0,36 | 0,41 | 0,495 |
| 0,3 | 0,36 | 0,45 | 0,51 |
| 0,4 | 0,36 | 0,45 | 0,529 |
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 ГТУ
Газовые турбины фирмы ABB
| Характеристика | Модель ГТУ | |
| GT26ГТУ с промперегревом | GT24ГТУ с промперегревом | |
| Мощность ISO МВт | 265 | 183 |
| КПД % | 38,5 | 38,3 |
| 30 | 30 | |
| 562 | 391 | |
| 1260 | 1260 | |
| 610 | 610 | |
| 50 | 50 | |
Парогазовые установки с газовыми турбинами ABB
Газовые турбины фирмы GE
| Характеристика | Модель ГТУ | |||
| MS7001FA | MS9001FA | MS7001G | MS9001G | |
| Мощность ISO МВт | 159 | 226,5 | 240 | 282 |
| КПД % | 35,9 | 35,7 | 39,5 | 39,5 |
| Степень повышения давления компрессора | 14,7 | 14,7 | 23,2 | 23,2 |
| Расход рабочего тела на выхлопе ГТУ кг/с | 418 | 602 | 558 | 685 |
| Начальная температура, перед рабочими лопатками 1 ст. С | 1288 | 1288 | 1427 | 1427 |
| Температура рабочего тела на выхлопе С | 589 | 589 | 572 | 583 |
| Частота вращения генератора 1/с | 60 | 50 | 60 | 50 |
Читайте также: Зачем строить Парогазовые ТЭЦ? В чем преимущества парогазовых установок.
Парогазовые установки с газовыми турбинами GE
| Характеристика | Модель ГТУ | |||
| MS7001FA | MS9001FA | MS7001G | MS9001G | |
| Состав газотурбинной части ПГУ | 1хMS7001FA | 1хMS9001FA | 1хMS9001G | 1хMS9001H |
| Модель ПГУ | S107FA | S109FA | S109G | S109H |
| Мощность ПГУ МВт | 259.7 | 376.2 | 420.0 | 480.0 |
| КПД ПГУ % | 55.9 | 56.3 | 58.0 | 60.0 |
Газовые турбины фирмы Siemens
| Характеристика | Модель ГТУ | |||
| V64.3A | V84.3A | V94.3A | ||
| Мощность ISO МВт | 70 | 170 | 240 | |
| КПД % | 36,8 | 38 | 38 | |
| Степень повышения давления компрессора | 16,6 | 16,6 | 16,6 | |
| Расход рабочего тела на выхлопе ГТУ кг/с | 194 | 454 | 640 | |
| Начальная температура, перед рабочими лопатками 1 ст. С | 1325 | 1325 | 1325 | |
| Температура рабочего тела на выхлопе С | 565 | 562 | 562 | |
| Частота вращения генератора 1/с | 50/60 | 60 | 50 | |
Парогазовые установки с газовыми турбинами Siemens
Газовые турбины Westinghouse-Mitsubishi-Fiat
| Характеристика | Модель ГТУ | ||||
| 501F | 501G | 701F | 701G1 | 701G2 | |
| Мощность ISO МВт | 167 | 235,2 | 251,1 | 271 | 308 |
| КПД % | 36,1 | 39 | 37 | 38,7 | 39 |
| Степень повышения давления компрессора | 14 | 19,2 | 16,2 | 19 | 21 |
| Расход рабочего тела на выхлопе ГТУ кг/с | 449,4 | 553,4 | 658,9 | 645 | 741 |
| Начальная температура, перед рабочими лопатками 1 ст. С | 1260 | 1427 | 1260 | 1427 | 1427 |
| Температура рабочего тела на выхлопе С | 596 | 590 | 569 | 588 | 574 |
| Частота вращения генератора 1/с | 60 | 60 | 50 | 50 | 50 |
Традиционная современная газотурбинная установка (ГТУ) - это совокупность воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, а также вспомогательных систем, обеспечивающих ее работу. Совокупность ГТУ и электрического генератора называют газотурбинным агрегатом.
Необходимо подчеркнуть одно важное отличие ГТУ от ПТУ. В состав ПТУ не входит котел, точнее котел рассматривается как отдельный источник тепла; при таком рассмотрении котел - это «черный ящик»: в него входит питательная вода с температурой $t_{п.в}$, а выходит пар с параметрами $р_0$, $t_0$. Паротурбинная установка без котла как физического объекта работать не может. В ГТУ камера сгорания - это ее неотъемлемый элемент. В этом смысле ГТУ - самодостаточна.
Газотурбинные установки отличаются чрезвычайно большим разнообразием, пожалуй, даже большим, чем паротурбинные. Ниже рассмотрим наиболее перспективные и наиболее используемые в энергетике ГТУ простого цикла.
Принципиальная схема такой ГТУ показана на рисунке. Воздух из атмосферы поступает на вход воздушного компрессора, который представляет собой роторную турбомашину с проточной частью, состоящей из вращающихся и неподвижных решеток. Отношение давления за компрессором р b к давлению перед ним р a называется степенью сжатия воздушного компрессора и обычно обозначается как p к (p к = p b /p a ). Ротор компрессора приводится газовой турбиной. Поток сжатого воздуха подается в одну, две или более камер сгорания. При этом в большинстве случаев поток воздуха, идущий из компрессора, разделяется на два потока. Первый поток направляется к горелочным устройствам, куда также подается топливо (газ или жидкое топливо). При сжигании топлива образуются продукты сгорания топлива высокой температуры. К ним подмешивается относительно холодный воздух второго потока с тем, чтобы получить газы (их обычно называют рабочими газами) с допустимой для деталей газовой турбины температурой.
Рабочие газы с давлением р с (р с < р b из-за гидравлического сопротивления камеры сгорания) подаются в проточную часть газовой турбины, принцип действия которой ничем не отличается от принципа действия паровой турбины (отличие состоит только в том, что газовая турбина работает на продуктах сгорания топлива, а не на паре). В газовой турбине рабочие газы расширяются практически до атмосферного давления p d , поступают в выходной диффузор 14, и из него - либо сразу в дымовую трубу, либо предварительно в какой-либо теплообменник, использующий теплоту уходящих газов ГТУ.
Вследствие расширения газов в газовой турбине, последняя вырабатывает мощность. Весьма значительная ее часть (примерно половина) тратится на привод компрессора, а оставшаяся часть - на привод электрогенератора. Это и есть полезная мощность ГТУ, которая указывается при ее маркировке.
Для изображения схем ГТУ применяют условные обозначения, подобные тем, которые используют для ПТУ.
Более простой ГТУ быть не может, так как она содержит минимум необходимых компонентов, обеспечивающих последовательные процессы сжатия, нагрева и расширения рабочего тела: один компрессор, одну или несколько камер сгорания, работающих в одинаковых условиях, и одну газовую турбину. Наряду с ГТУ простого цикла, существуют ГТУ сложного цикла, которые могут содержать несколько компрессоров, турбин и камер сгорания. В частности, к ГТУ этого типа относятся ГТ-100-750, строившиеся в СССР в 70-е годы.
Она выполнена двухвальной. На одном валу расположены компрессор высокого давления КВД и приводящая его турбина высокого давления ТВД ; этот вал имеет переменную частоту вращения. На втором валу расположены турбина низкого давления ТНД , приводящая компрессор низкого давления КНД и электрический генератор ЭГ ; поэтому этот вал имеет постоянную частоту вращения 50 с -1 . Воздух в количестве 447 кг/с поступает из атмосферы в КНД и сжимается в нем до давления примерно 430 кПа (4,3 ат) и затем подается в воздухоохладитель ВО , где охлаждается водой с 176 до 35 °С. Это позволяет уменьшить работу, затрачиваемую на сжатие воздуха в компрессоре высокого давления КВД (степень сжатия p к = 6,3). Из него воздух поступает в камеру сгорания высокого давления КСВД и продукты сгорания с температурой 750 °С направляются в ТВД . Из ТВД газы, содержащие значительное количество кислорода, поступают в камеру сгорания низкого давления КСНД , в которой сжигается дополнительное топливо, а из нее - в ТНД . Отработавшие газы с температурой 390 °С выходят либо в дымовую трубу, либо в теплообменник для использования теплоты уходящих газов.
ГТУ не отличается высокой экономичностью из-за высокой температуры уходящих газов. Усложнение схемы позволяет повысить ее экономичность, но одновременно требует увеличения капиталовложений и усложняет эксплуатацию.
На рисунке показано устройство ГТУ V94.3 фирмы Siemens. Атмосферный воздух от комплексного воздухоочистительного устройства (КВОУ) поступает в шахту 4 , а из нее - к проточной части 16 воздушного компрессора. В компрессоре происходит сжатие воздуха. Степень сжатия в типичных компрессорах составляет p к = 13-17, и таким образом давление в тракте ГТУ не превышает 1,3-1,7 МПа (13-17 ат). Это еще одно серьезное отличие ГТУ от паровой турбины, в которой давление пара больше, чем давление газов в ГТУ в 10-15 раз. Малое давление рабочей среды обусловливает малую толщину стенок корпусов и легкость их прогрева. Именно это делает ГТУ очень маневренной, т.е. способной к быстрым пускам и остановкам. Если для пуска паровой турбины в зависимости от ее начального температурного состояния требуется от 1 ч до нескольких часов, то ГТУ может быть введена в работу за 10-15 мин.
При сжатии в компрессоре воздух нагревается. Оценить этот нагрев можно по простому приближенному соотношению:
$$T_a/T_b = \pi_к^{0.25}$$
в котором Т b и Т а - абсолютные температуры воздуха за и перед компрессором. Если, например, Т а = 300 К, т.е. температура окружающего воздуха 27 °С, а p к = 16, то Т b = 600 К и, следовательно, воздух нагревается на
$$\Delta t = (600-273)-(300-273) = 300°C.$$
Таким образом, за компрессором температура воздуха составляет 300-350 °С. Воздух между стенками пламенной трубы и корпуса камеры сгорания движется к горелочному устройству, к которому подается и топливный газ. Поскольку топливо должно поступать в камеру сгорания, где давление 1,3-1,7 МПа, то давление газа должно быть большим. Для возможности регулирования его расхода в камеру сгорания требуется давление газа примерно вдвое больше, чем давление в камере. Если в подводящем газопроводе имеется такое давление, то газ подается в камеру сгорания прямо с газораспределительного пункта (ГРП). Если давление газа недостаточное, то между ГРП и камерой устанавливают дожимной газовый компрессор.
Расход топливного газа составляет всего примерно 1-1,5 % от расхода воздуха, поступающего от компрессора, поэтому создание высокоэкономичного дожимного газового компрессора представляет определенные технические трудности.
Внутри пламенной трубы 10 образуются продукты сгорания высокой температуры. После подмешивания вторичного воздуха на выходе из камеры сгорания она несколько снижается, но достигает тем не менее, в типичных современных ГТУ 1350-1400 °С.
Из камеры сгорания горячие газы поступают в проточную часть 7 газовой турбины. В ней газы расширяются до практически атмосферного давления, так как пространство за газовой турбиной сообщается либо с дымовой трубой, либо с теплообменником, гидравлическое сопротивление которого невелико.
При расширении газов в газовой турбине на ее валу создается мощность. Эта мощность частично расходуется на привод воздушного компрессора, а ее избыток - на привод ротора 1 электрогенератора. Одна из характерных особенностей ГТУ состоит в том, что компрессор требует примерно половины мощности, развиваемой газовой турбиной. Например, в создаваемой в России ГТУ мощностью 180 МВт (это и есть полезная мощность) мощность компрессора составляет 196 МВт. Это одно из принципиальных отличий ГТУ от ПТУ: в последней мощность, идущая на сжатие питательной воды даже до давления в 23,5 МПа (240 ат) составляет всего несколько процентов от мощности паровой турбины. Связано это с тем, что вода - малосжимаемая жидкость, а воздух для сжатия требует много энергии.
В первом, достаточно грубом приближении, температуру газов за турбиной можно оценить по простому соотношению, аналогичному:
$$T_c/T_d = \pi_к^{0.25}.$$
Поэтому, если $\pi_к = 16$, а температура перед турбиной Т с = 1400 °С = 1673 К, то температура за ней составляет примерно, K:
$$T_d=T_c/\pi_к^{0.25} = 1673/16^{0.25} = 836.$$
Таким образом, температура газов за ГТУ достаточно высока, и значительное количество теплоты, полученной при сжигании топлива, в буквальном смысле уходит в дымовую трубу. Поэтому при автономной работе ГТУ ее КПД невелик:для типичных ГТУ он составляет 35-36 %, т.е. существенно меньше, чем КПД ПТУ. Дело, однако, кардинальным образом изменяется при установке на «хвосте» ГТУ теплообменника (сетевого подогревателя или котла-утилизатора для комбинированного цикла).
За газовой турбиной устанавливают диффузор - плавно расширяющийся канал, при течении в котором скоростной напор газов частично преобразуется в давление. Это позволяет иметь за газовой турбиной давление меньшее, чем атмосферное, что увеличивает работоспособность 1 кг газов в турбине и, следовательно, повышает ее мощность.
Устройство воздушного компрессора. Как уже указывалось, воздушный компрессор - это турбомашина, к валу которой подводится мощность от газовой турбины; эта мощность передается воздуху, протекающему через проточную часть компрессора, вследствие чего давление воздуха повышается вплоть до давления в камере сгорания.
На рисунке показан ротор ГТУ, уложенный в опорные подшипники; на переднем плане хорошо виден ротор компрессора и статорные элементы.
Из шахты 4 воздух поступает в каналы, образованные поворотными лопатками 2 невращающегося входного направляющего аппарата (ВНА). Главная задача ВНА - сообщить потоку, движущемуся в осевом (или радиально-осевом) направлении вращательное движение. Каналы ВНА принципиально не отличаются от сопловых каналов паровой турбины: они являются конфузорными (суживающимися), и поток в них ускоряется, одновременно приобретая окружную составляющую скорости.
В современных ГТУ входной направляющий аппарат делают поворотным. Необходимость в поворотном ВНА вызвана стремлением не допустить снижения экономичности при снижении нагрузки ГТУ. Дело заключается в том, что валы компрессора и электрогенератора имеют одинаковую частоту вращения, равную частоте сети. Поэтому, если не использовать ВНА, то и количество воздуха, подаваемого компрессором в камеру сгорания, постоянно и не зависит от нагрузки турбины. А изменить мощность ГТУ можно только изменением расхода топлива в камеру сгорания. Поэтому при уменьшении расхода топлива и неизменности количества воздуха, подаваемого компрессором, снижается температура рабочих газов и перед газовой турбиной, и за ней. Это приводит к очень значительному снижению экономичности ГТУ. Поворот лопаток при снижении нагрузки вокруг оси 1 на 25 - 30° позволяет сузить проходные сечения каналов ВНА и уменьшить расход воздуха в камеру сгорания, поддерживая постоянным соотношение между расходом воздуха и топлива. Установка входного направляющего аппарата позволяет поддерживать температуру газов перед газовой турбиной и за ней постоянной в диапазоне мощности примерно 100-80 %.
На рисунке показан привод лопаток ВНА. К осям каждой лопатки крепится поворотный рычаг 2 , который через рычаг 4 связан с поворотным кольцом 1 . При необходимости изменения расхода воздуха кольцо 1 поворачивается с помощью тяг и электродвигателя с редуктором; при этом поворачиваются одновременно все рычаги 2 и соответственно лопатки ВНА 5 .
Закрученный с помощью ВНА воздух поступает в 1-ю ступень воздушного компрессора, которая состоит из двух решеток: вращающейся и неподвижной. Обе решетки в отличие от решеток турбины имеют расширяющиеся (диффузорные) каналы, т.е. площадь для прохода воздуха на входе F 1 меньше, чем F 2 на выходе.
При движении воздуха в таком канале, его скорость уменьшается (w 2 < w 1), а давление увеличивается (р 2 > р 1). К сожалению, сделать диффузорную решетку экономичной, т.е. чтобы скорость потока w 1 в максимальной степени преобразовалась бы в давление, а не в теплоту, можно только при небольшой степени сжатия р 2 /р 1 (обычно 1,2 - 1,3), что приводит к большому числу ступеней компрессора (14 - 16 при степени сжатия компрессора p к = 13 - 16).
На рисунке показано течение воздуха в компрессорной ступени. Из входного (неподвижного) поворотного соплового аппарата воздух выходит со скоростью c 1 (см. верхний треугольник скоростей), имеющий необходимую окружную закрутку (a 1 < 90°). Если расположенная за ВНА вращающаяся (рабочая) решетка имеет скорость u 1 , то относительная скорость входа в нее w 1 будет равна разности векторов c 1 и u 1 , и эта разность будет больше, чем c 1 т.е. w 1 > c 1 . При движении в канале скорость воздуха уменьшается до значения w 2 , и он выходит под углом b 2 , определяемым наклоном профилей. Однако вследствие вращения и подвода к воздуху энергии от рабочих лопаток его скорость с 2 в абсолютном движении будет больше, чем c 1 . Лопатки неподвижной решетки устанавливают так, чтобы вход воздуха в канал был безударным. Так как каналы этой решетки расширяющиеся, то скорость в ней уменьшается до значения c " 1 , а давление возрастает от р 1 до р 2 . Решетку проектируют так, чтобы c " 1 = c 1 , a a " 1 = a 1 . Поэтому во второй ступени и последующих ступенях процесс сжатия будет протекать аналогичным образом. При этом высота их решеток будет уменьшаться в соответствии с увеличившейся плотностью воздуха из-за сжатия.
Иногда направляющие лопатки нескольких первых ступеней компрессора выполняют поворотными точно так же, как и лопатки ВНА. Это позволяет расширить диапазон мощности ГТУ, при котором температура газов перед газовой турбиной и за ней остается неизменной. Соответственно повышается и экономичность. Применение нескольких поворотных направляющих аппаратов позволяет работать экономично в диапазоне 100 - 50 % мощности.
Последняя ступень компрессора устроена так же, как и предшествующие с той лишь разницей, что задачей последнего направляющего аппарата 1 является не только повышение давления, но и обеспечение осевого выхода потока воздуха. Воздух поступает в кольцевой выходной диффузор 23 , где давление повышается до максимального значения. С этим давлением воздух поступает в зону горения 9 .
Из корпуса воздушного компрессора выполняются отборы воздуха для охлаждения элементов газовой турбины. Для этого в его корпусе выполняют кольцевые камеры, сообщаемые с пространством за соответствующей ступенью. Воздух из камер отводится с помощью трубопроводов.
Кроме того, компрессор имеет так называемые антипомпажные клапаны и обводные трубопроводы 6 , перепускающие воздух из промежуточных ступеней компрессора в выходной диффузор газовой турбины при ее пуске и остановке. Это исключает неустойчивую работу компрессора при малых расходах воздуха (это явление называется помпажом), выражающуюся в интенсивной вибрации всей машины.
Создание высокоэкономичных воздушных компрессоров представляет собой чрезвычайно сложную задачу, которую, в отличие от турбин, невозможно решить только расчетом и проектированием. Поскольку мощность компрессора равна примерно мощности ГТУ, то ухудшение экономичности компрессора на 1 % приводит к снижению экономичности всей ГТУ на 2-2,5 %. Поэтому создание хорошего компрессора является одной из ключевых проблем создания ГТУ. Обычно компрессоры создаются путем моделирования (масштабирования), используя модельный компрессор, созданный путем длительной экспериментальной доводки.
Камеры сгорания ГТУ отличаются большим разнообразием. Выше показана ГТУ с двумя выносными камерами. На рисунке показана ГТУ типа 13Е мощностью 140 МВт фирмы ABB с одной выносной камерой сгорания, устройство которой аналогично устройству камеры, показанной на рисунке. Воздух из компрессора из кольцевого диффузора поступает в пространство между корпусом камеры и пламенной трубой и затем используется для горения газа и для охлаждения пламенной трубы.
Главный недостаток выносных камер сгорания - большие габариты, которые хорошо видны из рисунке. Справа от камеры размещается газовая турбина, слева - компрессор. Сверху в корпусе видны три отверстия для размещения антипомпажных клапанов и далее - привод ВНА. В современных ГТУ используют в основном встроенные камеры сгорания: кольцевые и трубчато-кольцевые.
На рисунке показана встроенная кольцевая камера сгорания. Кольцевое пространство для горения образовано внутренней 17 и наружной 11 пламенными трубами. Изнутри трубы облицованы специальными вставками 13 и 16 , имеющими термобарьерное покрытие со стороны, обращенной к пламени; с противоположной стороны вставки имеют оребрение, улучшающее их охлаждение воздухом, поступающим через кольцевые зазоры между вставками внутрь пламенной трубы. Таким образом, достигается температура пламенной трубы 750-800 °С в зоне горения. Фронтовое микрофакельное горелочное устройство камеры состоит из нескольких сотен горелок 10 , к которым подается газ из четырех коллекторов 5 -8 . Отключая коллекторы поочередно можно изменять мощность ГТУ.
Устройство горелки показано на рисунке. Из коллектора газ поступает по сверлению в штоке 3 к внутренней полости лопаток 6 завихрителя. Последний представляет собой полые радиальные прямые лопатки, заставляющие воздух, поступающий из камеры сгорания, закручиваться и вращаться вокруг оси штока. В этот вращающийся воздушный вихрь поступает природный газ из внутренней полости лопаток завихрителя 6 через мелкие отверстия 7 . При этом образуется однородная топливно-воздушная смесь, выходящая в виде закрученной струи из зоны 5 . Кольцевой вращающийся вихрь обеспечивает устойчивое горение газа.
На рисунке показана трубчато-кольцевая камера сгорания ГТЭ-180. В кольцевое пространство 24 между выходной частью воздушного компрессора и входной частью газовой турбины с помощью перфорированных конусов 3 помещают 12 пламенных труб 10 . Пламенная труба содержит многочисленные отверстия диаметром 1 мм, расположенные по кольцевым рядам на расстоянии 6 мм между ними; расстояние между рядами отверстий 23 мм. Через эти отверстия снаружи поступает «холодный» воздух, обеспечивая конвективно-пленочное охлаждение и температуру пламенной трубы не выше 850 °С. На внутреннюю поверхность пламенной трубы наносится термобарьерное покрытие толщиной 0,4 мм.
На фронтовой плите 8 пламенной трубы устанавливают горелочное устройство, состоящее из центральной пилотной горелки 6 , поджигающей топливо при пуске с помощью свечи 5 , и пяти основных модулей, один из которых показан на рисунке. Модуль позволяет сжигать газ и дизельное топливо. Газ через штуцер 1 после фильтра 6 поступает в кольцевой коллектор топливного газа 5 , а из нее - в полости, содержащие мелкие отверстия (диаметр 0,7 мм, шаг 8 мм). Через эти отверстия газ поступает внутрь кольцевого пространства. В стенках модуля выполнено шесть тангенциальных пазов 9 , через которые поступает основное количество воздуха, подаваемого для горения от воздушного компрессора. В тангенциальных пазах воздух закручивается и, таким образом, внутри полости 8 образуется вращающийся вихрь, движущийся к выходу из горелочного устройства. На периферию вихря через отверстия 3 поступает газ, смешивается с воздухом, и образовавшаяся гомогенная смесь выходит из горелки, где воспламеняется и сгорает. Продукты сгорания поступают к сопловому аппарату 1-й ступени газовой турбины.
Газовая турбина является наиболее сложным элементом ГТУ, что обусловлено в первую очередь очень высокой температурой рабочих газов, протекающих через ее проточную часть: температура газов перед турбиной 1350 °С в настоящее время считается «стандартной», и ведущие фирмы, в первую очередь General Electric, работают над освоением начальной температуры 1500 °С. Напомним, что «стандартная» начальная температура для паровых турбин составляет 540 °С, а в перспективе - температура 600-620 °С.
Стремление повысить начальную температуру связано, прежде всего, с выигрышем в экономичности, который она дает. Это хорошо видно из рисунке, обобщающего достигнутый уровень газотурбостроения: повышение начальной температуры с 1100 до 1450 °С дает увеличение абсолютного КПД с 32 до 40 %, т.е. приводит к экономии топлива в 25 %. Конечно, часть этой экономии связана не только с повышением температуры, но и с совершенствованием других элементов ГТУ, а определяющим фактором все-таки является начальная температура.
Для обеспечения длительной работы газовой турбины используют сочетание двух средств. Первое средство - применение для наиболее нагруженных деталей жаропрочных материалов, способных сопротивляться действию высоких механических нагрузок и температур (в первую очередь для сопловых и рабочих лопаток). Если для лопаток паровых турбин и некоторых других элементов применяются стали (т.е. сплавы на основе железа) с содержанием хрома 12-13 %, то для лопаток газовых турбин используют сплавы на никелевой основе (нимоники), которые способны при реально действующих механических нагрузках и необходимом сроке службы выдержать температуру 800-850 °С. Поэтому вместе с первым используют второе средство - охлаждение наиболее горячих деталей.
Для охлаждения большинства современных ГТУ используется воздух, отбираемый из различных ступеней воздушного компрессора. Уже работают ГТУ, в которых для охлаждения используется водяной пар, который является лучшим охлаждающим агентом, чем воздух. Охлаждающий воздух после нагрева в охлаждаемой детали сбрасывается в проточную часть газовой турбины. Такая система охлаждения называется открытой. Существуют замкнутые системы охлаждения, в которых нагретый в детали охлаждающий агент направляется в холодильник и затем снова возвращается для охлаждения детали. Такая система не только весьма сложна, но и требует утилизации тепла, отбираемого в холодильнике.
Система охлаждения газовой турбины - самая сложная система в ГТУ, определяющая ее срок службы. Она обеспечивает не только поддержание допустимого уровня рабочих и сопловых лопаток, но и корпусных элементов, дисков, несущих рабочие лопатки, запирание уплотнений подшипников, где циркулирует масло и т.д. Эта система чрезвычайно сильно разветвлена и организуется так, чтобы каждый охлаждаемый элемент получал охлаждающий воздух тех параметров и в том количестве, который необходим для поддержания его оптимальной температуры. Излишнее охлаждение деталей так же вредно, как и недостаточное, так как оно приводит к повышенным затратам охлаждающего воздуха, на сжатие которого в компрессоре затрачивается мощность турбины. Кроме того, повышенные расходы воздуха на охлаждение приводят к снижению температуры газов за турбиной, что очень существенно влияет на работу оборудования, установленного за ГТУ (например, паротурбинной установки, работающей в составе ПТУ). Наконец, система охлаждения должна обеспечивать не только необходимый уровень температур деталей, но и равномерность их прогрева, исключающую появление опасных температурных напряжений, циклическое действие которых приводит к появлению трещин.
На рисунке показан пример схемы охлаждения типичной газовой турбины. В прямоугольных рамках приведены значения температур газов. Перед сопловым аппаратом 1-й ступени 1 она достигает 1350 °С. За ним, т.е. перед рабочей решеткой 1-й ступени она составляет 1130 °С. Даже перед рабочей лопаткой последней ступени она находится на уровне 600 °С. Газы этой температуры омывают сопловые и рабочие лопатки, и если бы они не охлаждались, то их температура равнялась бы температуре газов и срок их службы ограничивался бы несколькими часами.
Для охлаждения элементов газовой турбины используется воздух, отбираемый от компрессора в той его ступени, где его давление несколько больше, чем давление рабочих газов в той зоне газовой турбины, в которую подается воздух. Например, на охлаждение сопловых лопаток 1-й ступени охлаждающий воздух в количестве 4,5 % от расхода воздуха на входе в компрессор отбирается из выходного диффузора компрессора, а для охлаждения сопловых лопаток последней ступени и примыкающего участка корпуса - из 5-й ступени компрессора. Иногда для охлаждения самых горячих элементов газовой турбины воздух, отбираемый из выходного диффузора компрессора, направляют сначала в воздухоохладитель, где его охлаждают (обычно водой) до 180-200 °С и затем направляют на охлаждение. В этом случае воздуха для охлаждения требуется меньше, но при этом появляются затраты на воздухоохладитель, усложняется ГТУ, теряется часть теплоты, отводимой охлаждающей водой.
Газовая турбина обычно имеет 3-4 ступени, т.е. 6-8 венцов решеток, и чаще всего охлаждаются лопатки всех венцов, кроме рабочих лопаток последней ступени. Воздух для охлаждения сопловых лопаток подводится внутрь через их торцы и сбрасываются через многочисленные (600-700 отверстий диаметром 0,5-0,6 мм) отверстия, расположенные в соответствующих зонах профиля. К рабочим лопаткам охлаждающий воздух подводится через отверстия, выполненные в торцах хвостовиков.
Для того чтобы понять, как устроены охлаждаемые лопатки, необходимо хотя бы в общих чертах рассмотреть технологию их изготовления. Ввиду исключительной трудности механической обработки никелевых сплавов для получения лопаток в основном используется точное литье по выплавляемым моделям. Для его реализации сначала по специальной технологии формовки и термообработки из материалов на основе керамики изготавливают литейные стержни. Литейный стержень - это точная копия полости внутри будущей лопатки, в которую будет поступать и протекать в необходимом направлении охлаждающий воздух. Литейный стержень помещают в пресс-форму, внутренняя полость в которой полностью соответствует лопатке, которую необходимо получить. Получающееся свободное пространство между стержнем и стенкой пресс-формы заполняют нагретой легкоплавкой массой (например, пластмассой), которая застывает. Стержень вместе с обволакивающей ее застывающей массой, повторяющей внешнюю форму лопатки, представляет собой выплавляемую модель. Ее помещают в литейную форму, к которой подают расплав нимоника. Последний выплавляет пластмассу, занимает ее место и в результате появляется литая лопатка с внутренней полостью, заполненной стержнем. Стрежень удаляют вытравливанием специальными химическими растворами. Полученные сопловые лопатки практически не требуют дополнительной механической обработки (кроме изготовления многочисленных отверстий для выхода охлаждающего воздуха). Рабочие литые лопатки требуют обработки хвостовика с помощью специального абразивного инструмента.
Описанная вкратце технология заимствована из авиационной техники, где достигнутые температуры гораздо выше, чем в стационарных паровых турбинах. Трудность освоения этих технологий связана с гораздо большими размерами лопаток для стационарных ГТУ, которые растут пропорционально расходу газов, т.е. мощности ГТУ.
Весьма перспективным представляется использование так называемых монокристаллических лопаток, которые изготавливаются из одного кристалла. Связано это с тем, что наличие границ зерен при длительном пребывании при высокой температуре приводит к ухудшению свойств металла.
Ротор газовой турбины представляет собой уникальную сборную конструкцию. Перед сборкой отдельные диски 5 компрессора и диска 7 газовой турбины облопачиваются и балансируются, изготавливаются концевые части 1 и 8 , проставочная часть 11 и центральный стяжной болт 6 . Каждый из дисков имеет два кольцевых воротника, на котором выполнены хирты (по имени изобретателя - Hirth), - строго радиальные зубья треугольного профиля. Смежные детали имеют точно такие же воротники с точно такими же хиртами. При хорошем качестве изготовления хиртового соединения обеспечивается абсолютная центровка смежных дисков (это обеспечивает радиальность хиртов) и повторяемость сборки после разборки ротора.
Ротор собирается на специальном стенде, представляющем собой лифт с кольцевой площадкой для монтажного персонала, внутри которой осуществляется сборка. Сначала собирается на резьбе концевая часть ротора 1 и стяжной стержень 6 . Стержень ставится вертикально внутри кольцевой площадки и сверху на него с помощью крана опускается диск 1-й ступени компрессора. Центровка диска и концевой части осуществляется хиртами. Перемещаясь на специальном лифте вверх, монтажный персонал диск за диском [сначала компрессора, затем проставочная часть, а затем турбины и правой концевой части 8 ] собирает весь ротор. На правый конец навинчивается гайка 9 , а на оставшуюся часть резьбовой части стяжного стержня устанавливается гидравлическое устройство, сдавливающее диски и вытягивающее стяжной стержень. После вытяжки стержня гайка 9 навинчивается до упора, и гидравлическое устройство снимается. Растянутый стержень надежно стягивает диски между собой и превращает ротор в единую жесткую конструкцию. Собранный ротор извлекают из сборочного стенда, и он готов к установке в ГТУ.
Главным преимуществом ГТУ является ее компактность. Действительно, прежде всего, в ГТУ отсутствует паровой котел, - сооружение, достигающее большой высоты и требующее для установки отдельного помещения. Связано это обстоятельство, прежде всего с высоким давлением в камере сгорания (1,2-2 МПа); в котле горение происходит при атмосферном давлении и соответственно объем образующихся горячих газов оказывается в 12-20 раз больше. Далее, в ГТУ процесс расширения газов происходит в газовой турбине, состоящей всего из 3-5 ступеней, в то время как паровая турбина, имеющая такую же мощность, состоит из 3-4 цилиндров, заключающих 25-30 ступеней. Даже с учетом и камеры сгорания, и воздушного компрессора ГТУ мощностью 150 МВт имеет длину 8-12 м, а длина паровой турбины такой же мощности при трехцилиндровом исполнении в 1,5 раза больше. При этом для паровой турбины кроме котла необходимо предусмотреть установку конденсатора с циркуляционными и конденсатными насосами, систему регенерации из 7-9 подогревателей, питательные турбонасосы (от одного до трех), деаэратор. Как следствие, ГТУ может быть установлена на бетонное основание на нулевой отметке машинного зала, а ПТУ требует рамного фундамента высотой 9-16 м с размещением паровой турбины на верхней фундаментной плите и вспомогательного оборудования - в конденсационном помещении.
Компактность ГТУ позволяет осуществить ее сборку на турбинном заводе, доставить в машинный зал железнодорожным или автодорожным транспортом для установки на простом фундаменте. Так, в частности, транспортируется ГТУ с встроенными камерами сгорания. При транспортировке ГТУ с выносными камерами последние транспортируются отдельно, но легко и быстро присоединяются с помощью фланцев к модулю компрессор - газовая турбина. Паровая турбина поставляется многочисленными узлами и деталями, монтаж как ее самой, так и многочисленного вспомогательного оборудования и связей между ними занимает в несколько раз больше времени, чем ГТУ.
ГТУ не требует охлаждающей воды. Как следствие, в ГТУ отсутствует конденсатор и система технического водоснабжения с насосной установкой и градирней (при оборотном водоснабжении). В результате все это приводит к тому, что стоимость 1 кВт установленной мощности газотурбинной электростанции значительно меньше. При этом стоимость собственно ГТУ (компрессор + камера сгорания + газовая турбина) из-за ее сложности оказывается в 3-4 раза больше, чем стоимость паровой турбины такой же мощности.
Важным преимуществом ГТУ является ее высокая маневренность, определяемая малым уровнем давления (по сравнению с давлением в паровой турбине) и, следовательно, легким прогревом и охлаждением без возникновения опасных температурных напряжений и деформаций.
Однако ГТУ имеют и существенные недостатки, из которых, прежде всего, необходимо отметить меньшую экономичность, чем у паросиловой установки. Средний КПД достаточно хороших ГТУ составляет 37-38 %, а паротурбинных энергоблоков - 42-43 %. Потолком для мощных энергетических ГТУ, как он видится в настоящее время, является КПД на уровне 41-42 %, (а может быть и выше с учетом больших резервов повышения начальной температуры). Меньшая экономичность ГТУ связана с высокой температурой уходящих газов.
Другим недостатком ГТУ является невозможность использования в них низкосортных топлив, по крайней мере, в настоящее время. Она может хорошо работать только на газе или на хорошем жидком топливе, например дизельном. Паросиловые энергоблоки могут работать на любом топливе, включая самое некачественное.
Низкая начальная стоимость ТЭС с ГТУ и одновременно сравнительно низкая экономичность и высокие стоимость используемого топлива и маневренность определяют основную область индивидуального использования ГТУ: в энергосистемах их следует применять как пиковые или резервные источники мощности, работающие несколько часов в сутки.
Вместе с тем ситуация кардинально изменяется при использовании теплоты уходящих газов ГТУ в теплофикационных установках или в комбинированном (парогазовом) цикле.