Принцип работы гту. Паровые и газовые турбины: назначение, принцип действия, конструкции, технические характеристики, особенности эксплуатации Авиационные и реактивные двигатели

Силовыми агрегатами - приводами электрических генераторов для автономных малых тепловых электростанций могут быть дизельные, газопоршневые, микротурбинные и газотурбинные двигатели.

О преимуществах тех или иных генерационных установок и технологий написано большое количество дискуссионных и полемических статей. Как правило, в спорах в загоне, в опале часто остаются либо те либо другие. Попробуем разобраться, почему.

Определяющими критериями выбора силовых агрегатов для строительства автономных электростанций являются вопросы расхода топлива, уровень эксплуатационных затрат, а также срок окупаемости оборудования электростанции.

Важными факторами выбора силовых агрегатов являются простота эксплуатации, уровень технического обслуживания и ремонта, а также место выполнения ремонта силовых агрегатов. Эти вопросы связаны, прежде всего, с расходами и проблемами, которые может иметь впоследствии владелец автономной электростанции.

В данной статье у автора нет корыстной цели расставить приоритеты в пользу поршневой или турбинной технологий. Типы силовых установок электростанций правильнее, оптимальнее всего подбирать непосредственно к проекту, исходя из индивидуальных условий и технического задания заказчика.

При выборе силового оборудования для строительства автономной газовой ТЭЦ желательно консультироваться с независимыми специалистами из инжиниринговых компаний уже осуществляющих строительство электростанций «под ключ». Инжиниринговая компания должна иметь реализованные проекты, на которые можно посмотреть и посетить с экскурсией. Следует учитывать и такой фактор, как слабость и неразвитость рынка генерационного оборудования в России, реальные объемы продаж на котором, в сравнении с развитыми странами, невелики и оставляют желать лучшего – это, прежде всего, отображается на объеме и качестве предложений.

Газопоршневые установки против газотурбинных двигателей - эксплуатационные затраты

Действительно ли, что эксплуатационные затраты на мини–ТЭЦ с поршневыми машинами ниже, чем затраты на эксплуатацию электростанции с газовыми турбинами?

Стоимость капитального ремонта газопоршневого двигателя может составлять 30–350% от первоначальной стоимости самого силового агрегата, а не всей электростанции - при капремонте осуществляется замена поршневой группы. Ремонт газопоршневых установок можно производить на месте без сложного диагностического оборудования один раз в 7-8 лет.

Цена ремонта газотурбинной установки составляет 30–50% от начальных вложений. Как видите, затраты примерно равны. Реальные, честные цены на сами газотурбинные и поршневые агрегаты сопоставимой мощности и качества также схожи.

Капитальный ремонт газотурбинной установки ввиду его сложности на месте не производится. Поставщик должен увезти отработанный блок и привезти сменный газотурбинный блок. Старый блок может быть восстановлен только в заводских условиях.

Всегда следует учитывать соблюдение графика регламентных работ, характер нагрузок и режимы эксплуатации электростанции, вне зависимости от типа установленных силовых агрегатов.

Вопрос, который часто муссируется, о привередливости турбины к условиям эксплуатации, связан с устаревшей информацией сорокалетней давности. Тогда «на земле», в приводе электростанций, использовались авиационные турбины, «снятые с крыла» самолета. Такие турбины с минимальными изменениями приспосабливались к работе в качестве основных силовых агрегатов для электростанций.

Сегодня на современных автономных электростанциях применяются турбины промышленного, индустриального исполнения, рассчитанные на непрерывную работу с различными нагрузками.

Нижний предел минимальной электрической нагрузки, официально заявляемый заводами-производителями для индустриальных турбин, составляет 3–5%, но в таком режиме расход по топливу возрастает на 40%. Максимальная нагрузка газотурбинной установки, в ограниченных временных интервалах может достигать 110-120%.

Современные газопоршневые установки обладают феноменальной экономичностью, базирующейся на высоком уровне электрического КПД. «Проблемы», связанные с работой газопоршневых установок на малых нагрузках, решаются положительно еще на стадии проектирования. Проектирование должно быть качественным.

Cоблюдение рекомендованного заводом-изготовителем режима эксплуатации продлит жизнь деталям двигателя, сэкономив таким образом деньги владельцу автономной электростанции. Иногда, чтобы вывести газопоршневые машины в номинальный режим при частичных нагрузках, в проект тепловой схемы станции включаются один-два электрических котла, которые и позволяют обеспечить желаемые 50% нагрузки.

Для электростанций на базе газопоршневых установок и газовых турбин важным является соблюдение правила N+1 - количество действующих агрегатов плюс еще один - для резерва. “N+1” - это удобное, рациональное для эксплуатирующего персонала количество установок. Это обусловлено тем, что для силовых установок любых типов и видов надо проводить регламентные и ремонтные работы.

Предприятию, подключенному к сети, можно смонтировать только одну установку и пользоваться собственной электроэнергией по себестоимости, а во время техобслуживания питаться от общей электросети, платя по счетчику. Это дешевле, чем «+1», но, к сожалению, не всегда выполнимо. Связано это, как правило, с отсутствием электросети вообще, либо с неимоверной дороговизной технических условий на само подключение.

Недобросовестные дилеры газопоршневых установок и газовых турбин до продажи оборудования покупателю, как правило, предоставляют только проспекты - коммерческую литературу общего плана и крайне редко - точные сведения о полных эксплуатационных расходах и производимых технических регламентах.

На мощных газопоршневых установках масло менять не требуется. При постоянной работе оно просто вырабатывается, не успевая стареть. Масло на таких установках постоянно доливается. Подобные режимы эксплуатации предусмотрены особой конструкцией мощных газопоршневых двигателей и рекомендованы заводом-изготовителем.

Угар моторного масла составляет 0,25–0,45 грамма на один произведенный киловатт в час. Угар всегда выше при снижении нагрузки. Как правило, в комплект газопоршневого двигателя входит специальный резервуар для непрерывного долива масла, и мини-лаборатория для проверки его качества и определения срока замены.

Соответственно, подлежат замене и масляные фильтры или картриджи в них.

Так как моторное масло все же выгорает, поршневые агрегаты имеют чуть более высокий уровень вредных выбросов в атмосферу, нежели газотурбинные установки. Но так как газ сгорает полностью и является одним из самых чистых видов топлива, то говорить о серьезных загрязнениях атмосферы - только «шашки тупить». Пару старых венгерских автобусов «Икарус» наносят экологии куда более серьезный вред. Для соответствия требованиям по экологии, при использовании поршневых машин, надо строить более высокие дымовые трубы, с учетом уже имеющегося уровня ПДК в окружающей среде.

Отработанное масло газопоршневых установок нельзя просто вылить на землю - оно требует утилизации - это «расходы» для владельцев электростанции. Но на этом можно и заработать - отработанное моторное масло покупают специализированные организации.

Многие из нас используют моторное масло в поршневых двигателях автомобилей. Если двигатель исправен, правильно эксплуатируется и заправляется нормальным топливом, то никаких финансовых катаклизмов, связанных с его расходом, не происходит.

То же самое и на поршневых электростанциях: - расхода моторного масла бояться не нужно, оно вас не разорит, при нормальной эксплуатации современных качественных газопоршневых установок затраты по этой статье составляют всего 2-3 (!) копейки на 1 кВт выработанной электроэнергии.

В современных газотурбинных установках масло используется только в редукторе. Его объем можно считать незначительным. Замена редукторного масла в ГТУ производится в среднем 1 раз в 3-5 лет, а его долив не требуется.

Для проведения сервиса в полном объеме в комплект мощной газопоршневой установки должна входить кран–балка. При помощи кран–балки снимают тяжелые детали поршневых двигателей. Использование кран–балки требует высоких потолков помещения для машинных залов поршневой электростанции. Для ремонта газопоршневых установок малой и средней мощности можно обходиться более простыми подъемными механизмами.

Газопоршневые электростанции при поставке могут комплектоваться различными ремонтными инструментами и приспособлениями. Его наличие предполагает, что даже все ответственные операции можно производить силами квалифицированного персонала на месте. Фактически все ремонтные работы с газовыми турбинами можно проводить либо на заводе-изготовителе, либо при непосредственной помощи заводских специалистов.

Один раз в 3–4 месяца требуется замена свечей зажигания. Замена свечей - это всего 1-2 (!) копейки в себестоимости 1 кВт/ч собственной электроэнергии.

Поршневые агрегаты, в отличие от газотурбинных установок, имеют жидкостное охлаждение, соответственно персоналу автономной электростанции необходимо постоянно следить за уровнем охлаждающей жидкости и осуществлять периодическую замену, а если это вода, то требуется обязательно осуществлять её химическую подготовку.

Вышеперечисленные особенности эксплуатации поршневых агрегатов отсутствуют у газотурбинных установок. В газотурбинных установках не используется такие расходные материалы и компоненты, как:

• моторное масло,
• свечи зажигания,
• масляные фильтры,
• охлаждающая жидкость,
• наборы высоковольтных проводов.

Но ГТУ на месте не отремонтируешь и гораздо больший расход газа невозможно сопоставлять с затратами на эксплуатацию и расходные материалы для поршневых установок.

Что выбрать? Газопоршневые или газотурбинные установки?

Как соотносятся мощность силовых агрегатов электростанций и температура окружающей среды?

При значительном повышении температуры окружающей среды мощность газотурбинной установки падает. Но при понижении температуры электрическая мощность газотурбинной установки наоборот, растет. Параметры электрической мощности, по существующим стандартам ISO, измеряются при t +15 °C.

Иногда важным моментом является и то, что газотурбинная установка способна отдать в 1,5 раза больше бесплатной тепловой энергии, нежели поршневой агрегат аналогичной мощности. При использовании мощной (от 50 МВт) автономной ТЭЦ в коммунальном хозяйстве, например, это может иметь определяющее значение при выборе типа силовых агрегатов, особенно при большом и равномерном потреблении именно тепловой энергии.

Наоборот, там где тепло не требуется в больших количествах, а нужен акцент именно на производстве электрической энергии, будет экономически целесообразнее использование газопоршневых установок.

Высокая температура на выходе газотурбинных установок позволяет использовать в составе электростанции паровую турбину. Это оборудование бывает востребованным, если потребителю необходимо получить максимальное количество электрической энергии при одном и том же объеме потраченного газового топлива, и таким образом достичь высокого электрического КПД - до 59%. Энергокомплекс такой конфигурации сложнее в эксплуатации и стоит он на 30-40% дороже обычного.

Электростанции, имеющие в своей структуре паровые турбины, как правило, рассчитаны на довольно большую мощность - от 50 МВт и выше.

Поговорим о самом главном: газопоршневые установки против газотурбинных силовых агрегатов - КПД

КПД силовой установки более чем актуален - ведь он влияет на расход топлива. Средний удельный расход газового топлива на 1 выработанный кВт/час значительно меньше у газопоршневой установки, причем при любом режиме нагрузки (хотя длительные нагрузки менее 25% противопоказаны для поршневых двигателей).

Электрический КПД поршневых машин составляет 40–44%, а газовых турбин - 23–33% (в парогазовом цикле турбина способна выдать КПД достигающий 59%).

Парогазовый цикл применяется при высокой мощности электростанций - от 50-70 МВт.

Если Вам надо изготовить локомотив, самолет или морское судно, то можно считать одним из определяющих показателей именно коэффициент полезного действия (КПД) силовой установки. Тепло, которое получается в процессе работы двигателя локомотива, самолета (или судна) не используется и выбрасывается в атмосферу.

Но мы строим не локомотив, а электростанцию и при выборе типа силовых агрегатов для автономной электростанции подход несколько иной - здесь необходимо говорить о полноте использования сгораемого топлива - коэффициенте использования топлива (КИТ).

Сгорая, топливо производит основную работу - вращает генератор электростанции. Вся остальная энергия сгорания топлива - это тепло, которое можно и нужно использовать. В этом случае так называемый, «общий КПД», а вернее коэффициент использования топлива (КИТ) электростанции будет порядка 80-90%.

Если потребитель рассчитывает использовать тепловую энергию автономной электростанции в полном объеме, что обычно маловероятно, то коэффициент полезного действия (КПД) автономной электростанции не имеет практического значения.

При снижении нагрузки до 50% электрический КПД газовой турбины снижается.

Кроме того, турбинам требуется высокое входное давление газа, а для этого обязательно устанавливают компрессоры (поршневые) и они также повышают расход топлива.
Сравнение газотурбинных установок и газопоршневых двигателей в составе мини–ТЭЦ показывает, что установка газовых турбин целесообразна на объектах, которые имеют равномерные электрические и тепловые потребности при мощности свыше 30-40 МВт.

Из вышесказанного следует, что электрический КПД силовых агрегатов разных типов имеет прямую проекцию на расход топлива.

Газопоршневые агрегаты расходуют на четверть, а то и на треть меньше топлива, чем газотурбинные установки – это основная статья расходов!

Соответственно, при схожей или равной стоимости самого оборудования более дешёвая электрическая энергия получается на газопоршневых установках. Газ - это основная расходная статья при эксплуатации автономной электростанции!

Газопоршневые установки против газотурбинных двигателей - входное давление газа

Всегда ли необходимо наличие газопровода высокого давления, в случае применения газовых турбин?

Для всех типов современных силовых агрегатов электростанций давление подводимого газа не имеет практического значения, так как в комплекте газотурбинной установки всегда имеется газовый компрессор, входящий в стоимость энергокомплекса.

Компрессор обеспечивает требуемые рабочие характеристики газового топлива по давлению. Современные компрессоры являются чрезвычайно надежными и малообслуживаемыми агрегатами. В мире современных технологий, как для газопоршневых двигателей, так и для газовых турбин важно лишь наличие должного объема газового топлива для обеспечения нормальной работы автономной электростанции.

Однако не следует забывать, что дожимной компрессор также требует немалой энергии, расходных материалов и обслуживания . Парадоксально, но для мощных турбин часто используются именно поршневые компрессоры.

Газопоршневые двигатели против газотурбинных агрегатов - двухтопливные установки

Часто пишут и говорят, что двухтопливные установки могут быть только поршневыми. Правда ли это?

Это не соответствует действительности. Все известные фирмы-производители газовых турбин имеют в своей гамме двухтопливные агрегаты. Основной особенностью работы двухтопливной установки является ее возможность работы, как на природном газе, так и на дизельном топливе. Благодаря применению в двухтопливной установке двух видов топлива, можно отметить ряд ее преимуществ по сравнению с монотопливными установками:

• при отсутствии природного газа установка автоматически переходит на работу на дизельном топливе;
• во время переходных процессов установка автоматически переходит на работу на дизельном топливе.

При выходе на рабочий режим осуществляется обратный процесс перехода на работу на природном газе и дизельном топливе;
Не стоит забывать и о том факте, что первые турбины изначально проектировались для работы именно на жидком топливе - керосине.

Двухтопливные установки имеют все же ограниченное применение и не нужны для большинства автономных ТЭЦ - для этого есть более простые инженерные решения.

Газопоршневые установки против газотурбинных - количество пусков

Каким может быть количество пусков газопоршневых агрегатов?

Количество пусков: газопоршневой двигатель может запускаться и останавливаться неограниченное число раз, и это не отражается на его моторесурсе. Но частые пуски– остановки газопоршневых агрегатов, с потерей питания собственных нужд, могут повлечь за собой износ наиболее нагруженных узлов (подшипников турбонагнетателей, клапанов и т.д.).

Газотурбинную установку из-за резких изменений термических напряжений, возникающих в наиболее ответственных узлах и деталях горячего тракта ГТУ при быстрых пусках агрегата из холодного состояния, предпочтительнее использовать для постоянной, непрерывной работы.

Газопоршневые двигатели электростанций против газотурбинных установок - ресурс до капитального ремонта

Каким может быть ресурс установки до капитального ремонта?

Ресурс до капитального ремонта составляет у газовой турбины 40000–60000 рабочих часов. При правильной эксплуатации и своевременном проведении регламентных работ у газопоршневого двигателя этот показатель также равен 40000–60000 рабочих часов. Однако бывают иные ситуации, когда капремонт наступает гораздо раньше.

Газопоршневые установки против газотурбинных двигателей - капитальные вложения и цены

Какие потребуются капитальные вложения (инвестиции) в строительство электростанции? Какова стоимость строительства автономного энергокомплекса под ключ?

Как показывают расчёты, капиталовложения (доллар/кВт) в строительство тепловой электростанции с газопоршневыми двигателями приблизительно равны с газотурбинными установками. Финская тепловая электростанция WARTSILA мощностью 9 МВт обойдется заказчику ориентировочно в 14 миллионов евро. Аналогичная газотурбинная тепловая электростанция на базе первоклассных агрегатов полностью «под ключ» будет стоить 15,3 миллионов долларов.

Газопоршневые моторы против газотурбинных установок - экология

Каким образом выполняются требования по экологии?

Надо отметить, что газопоршневые установки уступают газотурбинным агрегатам по уровню выбросов NO x . Так как моторное масло выгорает, поршневые агрегаты имеют уровень вредных выбросов в атмосферу чуть больший, чем у газотурбинных агрегатов.

Но это не критично: в СЭС запрашивается уровень фона по ПДК в месте расположения мини-ТЭЦ, После этого делается расчёт рассеивания с тем, чтобы «добавка» вредных веществ от мини-ТЭЦ добавленная к фону не привела к превышению ПДК. Путём нескольких итераций подбирается минимальная высота дымовой трубы, при которой соблюдаются требования СанПиН. Добавка от станции 16 МВт по выбросам NO x не столь значительна: при высоте дымовой трубы 30 м - 0.2 ПДК, при 50 м - 0.1 ПДК.

Уровень вредных выбросов от большинства современных газотурбинных установок не превышает значение 20-30 ppm и в каких-то проектах это может иметь определенное значение.

Поршневые установки при работе имеют вибрации и низкочастотный шум. Доведение шума до стандартных значений возможно, просто необходимы соответствующие инженерные решения. Помимо расчёта рассеивания при разработке раздела проектной документации «Охрана окружающей среды» делается акустический расчёт и проверяется: удовлетворяют ли выбранные проектные решения и применяемые материалы требованиям СанПиН с точки зрения шума.

Любое оборудование излучает шум в определенном спектре частот. Газотурбинные установки сия чаша не миновала.

Газопоршневые установки против газотурбинных двигателей - выводы

При линейных нагрузках и соблюдении правила N+1 применение газопоршневых двигателей в качестве основного источника энергоснабжения возможно. В составе такой электростанции необходимы резервные агрегаты и емкости для хранения второго вида топлива - дизельного.

В диапазоне мощности до 40-50 МВт использование поршневых моторов на мини–ТЭЦ считается абсолютно оправданным.

В случае использования газопоршневых агрегатов потребителю можно полностью уйти от внешнего электроснабжения, но только при обдуманном и взвешенном подходе.

Поршневые установки так же можно применять и в качестве резервных или аварийных источников электроэнергии.

Некая альтернатива поршневым установкам – газовые микротурбины. Правда цены на микротурбины сильно «кусаются» и составляют ~ $2500–4000 за 1 кВт установленной мощности!

Сравнение газотурбинных установок и газопоршневых двигателей в составе мини–ТЭЦ показывает, что установка газовых турбин возможна на любых объектах, которые имеют электрические нагрузки более 14-15 МВт, но из-за высокого расхода газа турбины рекомендуются для электростанций гораздо большей мощности – 50-70 МВт.

Для многих современных генерационных установок 200.000 моточасов эксплуатации не является критической величиной и при соблюдении графика планового технического обслуживания и поэтапной замены частей турбины, подверженных износу: подшипники, инжекторы, различное вспомогательное оборудование (насосы, вентиляторы) дальнейшая эксплуатация газотурбинной установки остается экономически целесообразной. Качественные газопоршневые установки сегодня так же успешно преодолевают 200.000 моточасов эксплуатации.

Это подтверждается современной практикой эксплуатации газотурбинных/газопоршневых установок во всем мире.

При выборе силовых агрегатов автономной электростанции необходимы консультации специалистов!

Советы специалистов, надзор необходимы и при строительстве автономных электростанций. Для решения задачи нужна инжиниринговая компания с опытом работы и реализованными проектами.

Инжиниринг позволяет компетентно, не предвзято и объективно определиться с выбором основного и вспомогательного оборудования для подбора оптимальной конфигурации - комплектации вашей будущей электростанции.

Квалифицированный инжиниринг позволяет сберечь значительные денежные средства заказчика, а это 10–40% от общей суммы затрат. Инжиниринг от профессионалов в сфере электроэнергетики, позволяет избежать дорогостоящих ошибок в проектировании и в выборе поставщиков оборудования.

В автономной генерации - малой энергетике в последнее время значительное внимание уделяется газовым турбинам различной мощности. Электростанции на базе газовых турбин используются как основной или резервный источник электричества и тепловой энергии для объектов производственного или бытового назначения. Газовые турбины в составе электростанций предназначены для эксплуатации в любых климатических условиях России. Области применения газовых турбин практически не ограничены: нефтегазодобывающая промышленность, промышленные предприятия, структуры ЖКХ.

Положительным фактором использования газовых турбин в сфере ЖКХ является то, что содержание вредных выбросов в выхлопных газах NO х и CO находится на уровне 25 и 150 ppm соответственно (у поршневых установок эти значения гораздо больше), что позволяет устанавливать электростанцию рядом с жилой застройкой. Использование газовых турбин в качестве силовых агрегатов электростанций позволяет избежать строительства высоких дымовых труб.

В зависимости от потребностей газовые турбины комплектуется паровыми или водогрейными котлами–утилизаторами, что позволяет получать от электростанции либо пар (низкого, среднего, высокого давления) для технологических нужд, либо горячую воду (ГВС) со стандартными температурными значениями. Можно получать пар и горячую воду одновременно. Мощность тепловой энергии, производимой электростанцией на базе газовых турбин, как правило, в два раза превышает электрическую.

На электростанции с газовыми турбинами в такой конфигурации коэффициент использования топлива возрастает до 90%. Высокая эффективность использования газовых турбин в качестве силовых агрегатов обеспечивается при длительной работе с максимальной электрической нагрузкой. При достаточно высокой мощности газовых турбин существует возможность совокупного использования паровых турбин. Эта мера позволяет существенно повысить эффективность использования электростанции, увеличивая электрический КПД до 53%.

Сколько стоит электростанция на базе газовых турбин? Какова её полная цена? Что входит в стоимость «под ключ»?

Автономная тепловая электростанция на базе газовых турбин имеет массу дополнительного дорогостоящего, но зачастую, просто необходимого оборудования (пример из жизни – реализованный проект). С использованием первоклассного оборудования стоимость электростанции подобного уровня, «под ключ», не превышает 45000 - 55000 рублей за 1 кВт установленной электрической мощности. Конечная цена электростанции на основе газовых турбин зависит от конкретных задач и нужд потребителя. В стоимость входят проектные, строительные и пусконаладочные работы. Сами газовые турбины, как силовые агрегаты, без дополнительного оборудования, в зависимости от компании-производителя и мощности, стоят от 400 до 800 долларов за 1 кВт.

Для получения информации о стоимости строительства электростанции или ТЭС в конкретном Вашем случае, необходимо отправить в нашу компанию заполненный опросный лист . После этого, по истечении 2–3 дней заказчик-клиент получает предварительное технико-коммерческое предложение - ТКП (краткий пример). На основании ТКП заказчиком принимается окончательное решение о строительстве электростанции на базе газовых турбин. Как правило, до принятия решения клиент посещает уже существующий объект, чтобы воочию увидеть современную электростанцию и «потрогать всё руками». Непосредственно на объекте заказчик получает ответы на имеющиеся вопросы.

За основу строительства электростанций на базе газовых турбин часто берется концепция блочно–модульного построения. Блочно-модульное исполнение обеспечивает высокий уровень заводской готовности газотурбинных электростанций и уменьшает сроки строительства объектов энергетики.

Газовые турбины – немного арифметики по себестоимости производимой энергии

Для производства 1 кВт электричества газовые турбины потребляют всего 0,29–0,37 м³/час газового топлива. При сжигании одного кубического метра газа, газовые турбины вырабатывают 3 кВт электричества и 4–6 кВт тепловой энергии. С ценой (усредненной) на природный газ в 2011 году 3 руб. за 1 м³, себестоимость 1 кВт электроэнергии полученной от газовой турбины, равна, приблизительно, 1 рублю. Дополнительно к этому потребитель получает 1,5–2 кВт бесплатной тепловой энергии!

При автономном энергоснабжении от электростанции на основе газовых турбин себестоимость производимой электроэнергии и тепла в 3–4 раза ниже действующих по стране тарифов, и это без учета высокой стоимости подключения к государственным электросетям (60 000 рублей за 1 кВт в Московской области, 2011 год).

Строительство автономных электростанций на основе газовых турбин позволяет получить значительную экономию денежных средств за счет исключения издержек на строительство и эксплуатацию дорогостоящих линий электропередач (ЛЭП), Электростанции на базе газовых турбин могут значительно повысить надежность электрического, теплового снабжения как отдельных предприятий или организаций, так и регионов в целом.
Степень автоматизации электростанции на основе газовых турбин позволяет отказаться от большого количества обслуживающего персонала. Во время эксплуатации газовой электростанции ее работу обеспечивают всего три человека: оператор, дежурный электрик, дежурный механик. При возникновении аварийных ситуаций для обеспечения безопасности персонала, сохранности систем и агрегатов газовой турбины предусмотрены надежные системы защиты.

Атмосферный воздух через воздухозаборник, оборудованный системой фильтров (на схеме не показаны) подается на вход многоступенчатого осевого компрессора. Компрессор сжимает атмосферный воздух, и подает его под высоким давлением в камеру сгорания. В это же время в камеру сгорания турбины через форсунки подается и определенное количество газового топлива. Топливо и воздух перемешиваются и воспламеняются. Топливовоздушная смесь сгорает, выделяя большое количество энергии. Энергия газообразных продуктов сгорания преобразуется в механическую работу за счёт вращения струями раскаленного газа лопаток турбины. Часть полученной энергии расходуется на сжатие воздуха в компрессоре турбины. Остальная часть работы передаётся на электрический генератор через ось привода. Эта работа является полезной работой газовой турбины. Продукты сгорания, которые имеют температуру порядка 500-550 °С, выводятся через выхлопной тракт и диффузор турбины, и могут быть далее использованы, например, в теплоутилизаторе, для получения тепловой энергии.

Газовые турбины, как двигатели, имеют самую большую удельную мощность среди ДВС, до 6 кВт/кг.

В качестве топлива газовой турбины могут использоваться: керосин, дизельное топливо, газ .

Одними из преимуществ современных газовых турбин является длительный жизненный цикл - моторесурс (полный до 200 000 часов, до капитального ремонта 25000–60000 часов).

Современные газовые турбины отличаются высокой надежностью. Есть данные о непрерывной работе некоторых агрегатов в течение нескольких лет.

Многие поставщики газовых турбин производят капитальный ремонт оборудования на месте, производя замену отдельных узлов без транспортировки на завод-изготовитель, что существенно снижает временные затраты.

Возможность длительной работы в любом диапазоне мощностей от 0 до 100%, отсутствие водяного охлаждения, работа на двух видах топлива, - все это делает газовые турбины востребованными силовыми агрегатами для современных автономных электростанций.

Наиболее эффективно применение газовых турбин при средних мощностях электростанций, а на мощностях свыше 30 МВт - выбор очевиден.

Турбина это любое вращающееся устройство, которое использует энергию движущегося рабочего тела (флюида), чтобы производить работу. Типичные флюиды турбин это: ветер, вода, пар и гелий. Ветряные мельницы и гидроэлектростанции использовали турбины десятилетия чтобы вращать электрогенераторы и производить энергию для промышленности и жилья. Простые турбины известны гораздо дольше, первые из них появились в древней Греции.

В истории энергогенерации, тем не менее, собственно газовые турбины появились не так давно. Первая, практически полезная газовая турбина начала генерировать электричество в Neuchatel, Швейцария в 1939 году. Она была разработана Brown Boveri Company. Первая газовая турбина, приводящая в действие самолёт также заработала в 1939 году в Германии, с использованием газовой турбины, разработанной Гансом П. фон Огайн. В Англии в 1930-е изобретение и конструирование газовой турбины Франком Виттлом привело к первому полёту с газотурбинным двигателем в 1941 году.

Рисунок 1. Схема авиационной турбины (а) и газовой турбины для наземного использования (б)

Термин "газовая турбина" легко вводит в заблуждение, поскольку для многих это означает турбинный двигатель, который использует газ в качестве топлива. На самом деле газовая турбина (показанная схематически на рис. 1) имеет компрессор, который подаёт и сжимает газ (как правило - воздух); камеру сгорания, где сжигание топлива нагревает сжатый газ и собственно турбину, которая извлекает энергию из потока горячих, сжатых газов. Этой энергии достаточно, чтобы питать компрессор и остаётся для полезных применений. Газовая турбина - это двигатель внутреннего сгорания (ДВС) использующий непрерывное сгорание топлива для производства полезной работы. Этим турбина отличается от карбюраторных или дизельных двигателей внутреннего сгорания, где процесс сжигания прерывистый.

Поскольку с 1939 года использование газовых турбин началось одновременно и в энергетике и в авиации - для авиационных и наземных газовых турбин используются различные названия. Авиационные газовые турбины называются турбореактивными или реактивными двигателями, а прочие газовые турбины называются газотурбинными двигателями. В английском языке имеется даже больше названий для этих, однотипных в общем, двигателей.

Использование газовых турбин

В авиационном турбореактивном двигателе энергия турбины приводит в действие компрессор, который засасывает воздух в двигатель. Горячий газ, покидающий турбину, выбрасывается в атмосферу через выхлопное сопло, что создаёт силу тяги. На рис. 1а изображена схема турбореактивного двигателя.

Рисунок 2. Схематичное изображение авиационного турбореактивного двигателя.

Типичный турбореактивный двигатель показан на рис. 2. Такие двигатели создают тягу от 45 кгс до 45000 кгс при собственном весе от 13 кг до 9000 кг. Самые маленькие двигатели приводят в движение крылатые ракеты, самые большие - огромные самолёты. Газовая турбина на рис. 2 - это турбовентиляторный двигатель с компрессором большого диаметра. Тяга создаётся и воздухом, который всасывается компрессором и воздухом, который проходит собственно через турбину. Двигатель имеет большие размеры и способен создавать большую тягу на маленькой скорости при взлёте, что и делает его наиболее подходящим для коммерческих самолётов. Турбореактивный двигатель не имеет вентилятора и создаёт тягу воздухом, который полностью проходит через газовый тракт. Турбореактивные двигатели имеют малые фронтальные размеры и производят наибольшую тягу на высоких скоростях, что делает их наиболее подходящими для использования на истребителях.

В газовых турбинах неавиационного применения часть энергии турбины используется для приведения в действие компрессора. Оставшаяся энергия - "полезная энергия" снимается с вала турбины на устройстве использования энергии, таком как электрический генератор или винт корабля.

Типичная газовая турбина для наземного использования показана на рис. 3. Такие установки могут генерировать энергию от 0,05 МВт до 240 МВт. Установка, показанная на рис. 3 это газовая турбина, производная от авиационной, но более лёгкая. Более тяжёлые установки созданы специально для наземного использования и называются промышленными турбинами. Хотя турбины, производные от авиационных, всё чаще используются как основные энергогенераторы, они по-прежнему наиболее часто используются как компрессоры для перекачки природного газа, приводят в действие корабли и используются как дополнительные генераторы электроэнергии на периоды пиковых нагрузок. Генераторы на газовых турбинах могут быстро включаться в работу, поставляя энергию в моменты наибольшей потребности в ней.

Рисунок 3. Наиболее простая, одностадийная, газовая турбина для наземного применения. Например, в энергетике. 1 – компрессор, 2 – камера сгорания, 3 – турбина.

Наиболее важные преимущества газовой турбины таковы:

1. Она способна вырабатывать много энергии при относительно небольших размере и весе.
2. Газовая турбина работает в режиме постоянного вращения, в отличие от поршневых двигателей, работающих с постоянно меняющимися нагрузками. Поэтому турбины служат долго и требуют относительно мало обслуживания.
3. Хотя газовая турбина запускается при помощи вспомогательного оборудования, такого как электрические моторы или другая газовая турбина, запуск занимает минуты. Для сравнения, время запуск паровой турбины измеряется часами.
4. В газовой турбине может использоваться разнообразное топливо. В больших наземных турбинах обычно используется природный газ, в то время, как в авиационных преимущественно лёгкие дистилляты (керосин). Дизельное топливо или специально обработанный мазут также может быть использован. Возможно также использование горючих газов от процесса пиролиза, газификации и переработки нефти, а также биогаз.
5. Обычно газовые турбины используют атмосферный воздух в качестве рабочего тела. При генерации электричества газовой турбине не нужен охладитель (такой как вода).

В прошлом одним из главных недостатков газовых турбин была низкая эффективность по сравнению с прочими ДВС или паровыми турбинами электростанций. Тем не менее, за последние 50 лет совершенствование их конструкции увеличило тепловой КПД с 18% в 1939 году на газовой турбине Neuchatel до нынешнего КПД 40% при работе в простом цикле и около 55% в комбинированном цикле (об этом ниже). В будущем КПД газовых турбин повысится ещё больше, ожидается, что эффективность в простом цикле повысится до 45-47% и в комбинированном цикле до 60%. Эти ожидаемые величины КПД существенно выше, чем у других распространённых двигателей, таких как паровых турбин.

Циклы газовой турбины

Циклограмма показывает, что происходит, когда воздух входит, проходит по газовому тракту и выходит из газовой турбины. Обычно циклограмма показывает отношение между объёмом воздуха и давлением в системе. На рис. 4а показан цикл Брайтона, который показывает изменение свойств фиксированного объёма воздуха проходящего через газовую турбину во время её работы. Ключевые области этой циклограммы показаны также на схематичном изображении газовой турбины на рис. 4б.

Рисунок 4а. Диаграмма цикла Брайтона в координатах P-V для рабочего тела, показывающая потоки работы (W) и тепла (Q).

Рисунок 4б. Схематичное изображение газовой турбины, показывающее точки с диаграммы цикла Брайтона.

Воздух сжимается от точки 1 до точки 2. Давление газа при этом растёт, а объём газа уменьшается. Затем воздух нагревается при постоянном давлении от точки 2 до точки 3. Это тепло производится топливом, вводимым в камеру сгорания и его непрерывным горением.

Горячий сжатый воздух от точки 3 начинает расширяться между точками 3 и 4. Давление и температура в этом интервале падают, а объём газа увеличивается. В двигателе на рис. 4б это представлено потоком газа от точки 3 до через турбину до точки 4. При этом производится энергия, которая затем может быть использована. В рис. 1а поток направляется из точки 3" в точку 4 через выходное сопло и производит тягу. «Полезная работа» на рис. 4а показана кривой 3’-4. Это энергия, способная приводить в действие вал привода наземной турбины или создавать тягу авиационного двигателя. Цикл Брайтона завершается на рис. 4 процессом, в котором объём и температура воздуха уменьшаются, т.к. тепло выбрасывается в атмосферу.

Рисунок 5. Система с закрытым циклом.

Большинство газовых турбин работают в режиме открытого цикла. В открытом цикле воздух забирается из атмосферы (точка 1 на рис. 4а и 4б) и выбрасывается назад в атмосферу в точке 4, таким образом, горячий газ охлаждается в атмосфере, после выброса из двигателя. В газовой турбине работающей по закрытому циклу рабочее тело (жидкость или газ) постоянно используется для охлаждения отходящих газов (в точке 4) в теплообменнике (показанном схематично на рис. 5) и направляется на вход в компрессор. Поскольку используется закрытый объём с ограниченным количеством газа, турбина закрытого цикла – это не двигатель внутреннего сгорания. В системе с закрытым циклом горение не может поддерживаться и обычная камера сгорания заменяется вторичным теплообменником, который нагревает сжатый воздух перед тем, как он войдёт в турбину. Тепло обеспечивается внешним источником, например, ядерным реактором, угольной топкой с псевдоожиженным слоем или иным источником тепла. Предлагалось использовать газовые турбины закрытого цикла в полётах на Марс и других длительных космических полётах.

Газовая турбина, которая сконструирована и работает в соответствии с циклом Брайсона (рис. 4) называется газовой турбиной простого цикла. Большинство газовых турбин на самолётах работают по простому циклу, так как необходимо поддерживать вес и фронтальный размер двигателя как можно меньшими. Тем не менее, для наземного или морского использования становится возможным добавить дополнительное оборудование к турбине простого цикла, чтобы увеличить эффективность и/или мощность двигателя. Используются три типа модификаций: регенерация, промежуточное охлаждение и двойной нагрев.

Регенерация предусматривает установку теплообменника (рекуператора) на пути отходящих газов (точка 4 на рис. 4б). Сжатый воздух из точки 2 на рис. 4б предварительно нагревается на теплообменнике выхлопными газами перед входом в камеру сжигания (рис. 6а).

Если регенерация хорошо реализована, то есть эффективность теплооменника велика, а падение давления в нём мало, эффективность будет больше, чем при простом цикле работы турбины. Тем не менее, следует брать во внимание также стоимость регенератора. Регенераторы использовались в газотурбинных двигателях в танках Абрамс М1 - главном боевом танке операции "Буря в пустыне" и в экспериментальных газотурбинных двигателях автомобилей. Газовые турбины с регенерацией повышают эффективность на 5-6% и их эффективность ещё выше при работе под неполной нагрузкой.

Промежуточное охлаждение также подразумевает использование теплообменников. Промежуточный охладитель (интеркулер) охлаждает газ во время его сжатия. Например, если компрессор состоит из двух модулей, высокого и низкого давления, интеркулер должен быть установлен между ними, чтобы охлаждать поток газа и уменьшить количество работы, необходимой для сжатия в компрессоре высокого давления (рис. 6б). Охлаждающим агентом может быть атмосферный воздух (так называемые аппараты воздушного охлаждения) или вода (например, морская вода в судовой турбине). Несложно показать, что мощность газовой турбины с хорошо сконструированным интеркулером увеличивается.

Двойной нагрев используется в турбинах и это способ увеличить выходную мощность турбины без изменения работы компрессора или повышения рабочей температуры турбины. Если газовая турбина имеет два модуля, высокого и низкого давления, то используется перегреватель (обычно ещё одна камера сжигания), чтобы повторно нагреть поток газа между турбинами высокого и низкого давления (рис. 6в). Это может увеличить выходную мощность на 1-3%. Двойной нагрев в авиационных турбинах реализуется добавлением камеры дожигания у сопла турбины. Это увеличивает тягу, но существенно увеличивает потребление топлива.

Газотурбинная электростанция с комбинированным циклом часто обозначается аббревиатурой ПГЦ. Комбинированый цикл означает электростанцию в которой газовая турбина и паровая турбина используются вместе чтобы достичь большей эффективности, чем при их использовании по-отдельности. Газовая турбина приводит в действие электрогенератор. Выхлопные газы турбины используются для получения пара в теплообменнике, этот пар приводит в действие паровую турбину, которая также производит электричество. Если пар используется для отопления, установка называется когенерационной электростанцией. Прочем, в России обычно используется аббревиатура ТЭЦ (теплоэнергоцентраль). Но на ТЭЦ, как правило, работают не газовые турбины, а обычные паровые турбины. А использованный пар используется для нагрева, так что ТЭЦ и когенерационная электростанция - не синонимы. На рис. 7 упрощённая схема когенерационной электростанции, там показано два последовательно установленных тепловых двигателя. Верхний двигатель - это газовая турбина. Она передаёт энергию нижнему двигателю - паровой турбине. Паровая турбина затем передаёт тепло в конденсатор.

Рисунок 7. Схема электростанции комбинированного цикла.

Эффективность комбинированного цикла \(\nu_{cc} \) может быть представлена довольно простым выражением: \(\nu_{cc} = \nu_B + \nu_R - \nu_B \times \nu_R \) Другими словами - это сумма КПД каждой из ступеней минус их произведение. Это уравнение показывает, почему когенерация так эффективна. Предположим, \(\nu_B = 40% \), это разумная верхняя оценка эффективности для газовой турбины, работающей по циклу Брайтона. Разумная оценка эффективности паровой турбины, работающей по циклу Ранкина на второй ступени когенерациии - \(\nu_R = 30% \). Подставив эти значения в уравнение получим: \(\nu_{cc} = 0,40 + 0,30 - 0,40 \times 0,3 = 0,70 - 0,12 = 0,58 \). То есть КПД такой системы составит 58%.

Это верхняя оценка эффективности когенерационной электростанции. Практическая эффективность будет ниже из-за неизбежных потерей энергии между ступенями. Практически в системах когенерации энергии, введённых в эксплуатацию в последние годы, достигнута эффективность 52-58%.

Компоненты газовой турбины

Работу газовой турбины лучше всего разобрать, разделив её на три подсистемы: компрессор, камеру сгорания и турбину, как это сделано на рис. 1. Далее мы кратко рассмотрим каждую из этих подсистем.

Компрессоры и турбины

Компрессор соединен с турбиной общим валом, так что турбина может вращать компрессор. Газовая турбина с одним валом имеет единственный вал, соединяющий турбину и компрессор. Двухвальная газовая турбина (рис. 6б и 6в) имеют два конических вала. Более длинный соединён с компрессором низкого давления и турбиной низкого давления. Он вращается внутри более короткого полого вала, который соединяет компрессор высокого давления с турбиной высокого давления. Вал, соединяющий турбину и компрессор высокого давления вращается быстрее, чем вал турбины и компрессора низкого давления. Трёхвальная газовая турбина имеет третий вал, соединяющий турбину и компрессор среднего давления.

Газовые турбины могут быть центробежными или осевыми, либо комбинированного типа. Центробежный компрессор, в котором сжатый воздух выходит вокруг наружного периметра машины, надёжен, обычно стоит меньше, но ограничен степенью сжатия 6-7 к 1. Они широко применялись ранее и используются по сей день в небольших газовых турбинах.

В более эффективных и производительных осевых компрессорах сжатый воздух выходит вдоль оси механизма. Это наиболее распространённый тип газовых компрессоров (см. рис. 2 и 3). Центробежные компрессоры состоят из большого количества одинаковых секций. Каждая секция содержит вращающееся колесо с лопатками турбины и колесо с неподвижными лопатками (статорами). Секции расположены таким образом, что сжатый воздух последовательно проходит каждую секцию отдавая часть своей энергии на каждой из них.

Турбины имеют более простую конструкцию, по сравнению с компрессором, так как сжать поток газа труднее, чем вызывать его обратное расширение. Осевые турбины, подобные изображённым на рис. 2 и 3 имеют меньше секций, чем центробежный компрессор. Существуют небольшие газовые турбины, которые используют центробежные турбины (с радиальным вводом газа), но наиболее распространены осевые турбины.

Конструирование и производство турбины сложно, так как требуется увеличить срок жизни компонентов в горячем газовом потоке. Проблема с надёжностью конструкции наиболее критична в первой ступени турбины, где температуры наиболее велики. Используются специальные материалы и проработанная система охлаждения, чтобы лопатки турбины, которые плавятся при температуре 980-1040 градусов Цельсия в газовом потоке, температура которого достигает 1650 градусов Цельсия.

Камера сгорания

Удачная конструкция камеры сгорания должна удовлетворять многим требованиям и её правильное конструирование было непростым делом со времён турбин Виттла и фон Огайна. Относительная важность каждого из требований к камере сгорания зависит от области применения турбины и, разумеется, некоторые требования вступают в противоречие друг с другом. При конструировании камеры сгорания неизбежны компромиссы. Большинство требований к конструкции имеют отношение к цене, эффективности и экологической безопасности двигателя. Вот перечень базовых требований к камере сгорания:

1. Высокая эффективность сгорания топлива при любых условиях работы.
2. Низкий уровень выбросов недогара топлива и монооксида углерода (угарного газа), низкие выбросы оксидов азота при большой нагрузке и отсутствие видимых выбросов дыма (минимизация загрязнения окружающей среды).
3. Малое падение давления при прохождении газа через камеру сгорания. 3-4% потери давления – это обычная величина падения давления.
4. Горение должно быть устойчивым при всех режимах работы.
5. Горение должно быть устойчивым при очень низких температурах и низком давлении на большой высоте (для авиационных двигателей).
6. Горение должно быть ровным, без пульсаций или срывов.
7. Температура должна быть стабильной.
8. Большой срок службы (тысячи часов), особенно для промышленных турбин.
9. Возможность использования разных видов топлива. Для наземных турбин типично использование природного газа или дизельного топлива. Для авиационных турбин керосина.
10. Длина и диаметр камеры сгорания должны соответствовать размера двигательной сборки.
11. Общая стоимость владения камерой сгорания должна быть минимальной (это включает исходную стоимость, стоимость эксплуатации и ремонта).
12. Камера сгорания для авиационных двигателей должна иметь минимальный вес.

Камера сгорания состоит из минимум трёх основных частей: оболочки, жаровой трубы и системы впрыска топлива. Оболочка должна выдерживать рабочее давление и может быть частью конструкции газовой турбины. Оболочка закрывает относительно тонкостенную жаровую трубу в которой и происходит сгорания и систему впрыска топлива.

По сравнению с другими типами двигателей, такими как дизельные и поршневые автомобильные двигатели, газовые турбины производят наименьшее количество выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на единицу мощности. Среди выбросов газовых турбин наибольшие опасения вызывают недогоревшее топливо, монооксид углерода (угарный газ), оксиды азота (NOx) и дым. Хотя вклад авиационных турбин в общие выбросы загрязняющих веществ составляет менее 1%, выбросы производимые непосредственно в тропосферу удвоились между 40 и 60 градусами северной широты, вызвав увеличение концентрации озона на 20%. В стратосфере, где летают сверхзвуковые самолёты, выбросы NOx вызывают разрушение озона. Оба эффекта вредят окружающей среде, так что уменьшение содержания оксидов азота (NOx) в выбросах авиационных двигателей – это то, что должно произойти в 21 столетии.

Это довольно короткая статья, которая старается охватить все аспекты применения турбин, от авиации до энергетики, да ещё и не полагается на формулы. Чтобы лучше ознакомиться с темой могу порекомендовать книгу «Газовая турбина на железнодорожном транспорте» http://tapemark.narod.ru/turbo/index.html . Если опустить главы, связанные со спецификой использования турбин на железной дороге – книга по-прежнему очень понятная, но гораздо более подробная.

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.

В состав электростанций относительно небольшой мощности могут входить как газотурбинные двигатели (ГТД), так и поршневые (ПД). В связи с этим у заказчиков часто возникает вопрос, какой привод предпочтительнее . И, хотя ответить на него однозначно невозможно, цель настоящей статьи - попытка разобраться в этом вопросе.

Введение

Выбор типа двигателя, а также их количества для привода электрогенераторов на электростанции любой мощности является сложной технико-экономической задачей. Попытки сравнить между собой в качестве привода поршневые и газотурбинные двигатели чаще всего делаются при условии использования в качестве топлива природного газа. Их принципиальные преимущества и недостатки анализировались в технической литературе , в рекламных проспектах производителей электростанций с поршневыми двигателями и даже на страницах Интернета.

Как правило, приводятся обобщенные сведения о разнице в расходах топлива, в стоимости двигателей без всякого учета их мощности и условий работы. Часто отмечается, что состав электростанций мощностью 10-12 МВт предпочтительнее формировать на базе поршневых двигателей, а большей мощности - на базе газотурбинных. Принимать эти рекомендации как аксиому не следует. Очевидно одно: каждый тип двигателя имеет свои преимущества и недостатки, и при выборе привода нужны некоторые, хотя бы ориентировочные, количественные критерии их оценки.

В настоящее время на российском энергетическом рынке предлагается достаточно широкая номенклатура как поршневых, так и газотурбинных двигателей. Среди поршневых превалируют импортные двигатели, а среди газотурбинных - отечественные.

Сведения о технических характеристиках газотурбинных двигателей и электростанциях на их базе, предлагаемых для эксплуатации в России, в последние годы регулярно публикуются в «Каталоге газотурбинного оборудования» .

Аналогичные сведения о поршневых двигателях и электростанциях, в состав которых они входят, можно почерпнуть только из рекламных проспектов российских и иностранных фирм, поставляющих это оборудование. Информация о стоимости двигателей и электростанций чаще всего не публикуется, а опубликованные сведения часто не соответствуют действительности.

Непосредственное сравнение поршневых и газотурбинных двигателей

Обработка имеющейся информации позволяет сформировать приведенную ниже таблицу, которая содержит как количественную, так и качественную оценку преимуществ и недостатков поршневых и газотурбинных двигателей. К сожалению, часть характеристик взята из рекламных материалов, проверить полную достоверность которых чрезвычайно трудно или практически невозможно. Необходимые для проверки данные о результатах работы отдельных двигателей и электростанций, за редким исключением , не публикуются.

Естественно, что приведенные цифры являются обобщенными, для конкретных двигателей они будут строго индивидуальными. Кроме того, некоторые из них даны в соответствии со стандартами ISO, а фактические условия работы двигателей существенно отличаются от стандартных.

Представленные сведения дают только качественную характеристику двигателей и не могут использоваться при подборе оборудования для конкретной электростанции. К каждой позиции таблицы можно дать некоторые комментарии.

На энергетическом рынке представлен очень большой выбор двигателей, имеющих существенные различия в технических характеристиках. Конкуренция между двигателями рассматриваемых типов возможна только в диапазоне единичной электрической мощности до 16 МВт. При более высоких мощностях газотурбинные двигатели вытесняют поршневые практически полностью.

Необходимо учитывать, что каждый двигатель имеет индивидуальные характеристики, и только их следует использовать при выборе типа привода. Это позволяет формировать состав основного оборудования электростанции заданной мощности в нескольких вариантах, варьируя, в первую очередь, электрическую мощность и количество необходимых двигателей. Многовариантность затрудняет выбор предпочтительного типа двигателя.

О КПД поршневых и газотурбинных двигателей

Важнейшей характеристикой любого двигателя в составе электростанций является КПД по выработке электроэнергии (КПДэ), определяющий основной, но не полный объем потребления газа. Обработка статистических данных по значениям КПДэ позволяет наглядно показать области применения, в которых по этому показателю один тип двигателя имеет преимущества перед другим.

Взаимное расположение и конфигурация трех выделенных на рис. 1 зон, в пределах которых находятся точечные изображения значений электрического КПД различных двигателей, позволяет сделать некоторые выводы:

• даже в пределах одного типа двигателей одинаковой мощности наблюдается значительный разброс значений КПД по выработке электроэнергии;
• при единичной мощности более 16 МВт газотурбинные двигатели в комбинированном цикле обеспечивают значение КПДэ выше 48% и монопольно владеют рынком;
• электрический КПД газотурбинных двигателей мощностью до 16 МВт, работающих как в простом, так и в комбинированном цикле, ниже (иногда очень существенно), чем у поршневых двигателей;
• газотурбинные двигатели единичной мощностью до 1 МВт, появившиеся на рынке в последнее время, по значению КПДэ превосходят двигатели мощностью 2-8 МВт, наиболее часто применяемые сегодня в составе электростанций;
• характер изменения КПДэ газотурбинных двигателей имеет три зоны: две с относительно постоянным значением - 27 и 36% соответственно и одну с переменным - от 27 до 36%; в пределах двух зон КПДэ слабо зависит от электрической мощности;
• значение КПД по выработке электроэнергии поршневых двигателей находится в постоянной зависимости от их электрической мощности.

Однако эти факторы не являются основанием для того, чтобы отдать приоритет поршневым двигателям. Даже если электростанция будет вырабатывать только электрическую энергию, при сравнении вариантов состава оборудования с различным типом двигателей потребуется выполнить экономические расчеты. Необходимо доказать, что стоимость сэкономленного газа окупит разницу в стоимости поршневых и газотурбинных двигателей, а также дополнительного оборудования к ним. Количество сэкономленного газа не может быть определено, если неизвестен режим работы станции по отпуску электроэнергии в зимнее и летнее время. Идеально, если известны необходимые электрические нагрузки - максимальные (зимний рабочий день) и минимальные (летний выходной день).

Использование и электрической и тепловой энергии

Если же электростанция должна производить не только электрическую, но и тепловую энергию, то потребуется определить, за счет каких источников можно покрыть тепловое потребление. Таких источников, как правило, два - утилизированная теплота двигателей и/или котельная.

У поршневых двигателей утилизируется теплота охлаждающего масла, сжатого воздуха и выхлопных газов, у газотурбинных - только теплота выхлопных газов. Основное количество теплоты утилизируется из выхлопных газов с помощью утилизационных теплообменников (УТО).

Количество утилизированной теплоты в значительной степени зависит от режима работы двигателя по выработке электроэнергии и от климатических условий. Неверная оценка режимов работы двигателей в зимнее время приведет к ошибкам в определении количества утилизированной теплоты и неправильному выбору установленной мощности котельной.

Графики на рис.2 показывают возможности отпуска утилизированной теплоты от газотурбинных и поршневых двигателей для целей теплоснабжения. Точки на кривых соответствуют данным заводов-изготовителей о возможностях имеющейся техники для утилизации теплоты. На двигателе одной и той же электрической мощности производители устанавливают различные УТО - исходя из конкретных задач.

Преимущества газотурбинных двигателей в части выработки тепла бесспорны. Особенно это касается двигателей электрической мощностью 2-10 МВт, что объясняется относительно низким значением их электрического КПД. По мере роста КПДэ газотурбинных двигателей количество утилизированной теплоты должно неизбежно снижаться.

При выборе поршневого двигателя для электро- и теплоснабжения конкретного объекта необходимость использования котельной в составе электростанции почти не вызывает сомнений. Работа котельной требует увеличения расхода газа сверх необходимого для выработки электроэнергии. Возникает вопрос, как отличаются расходы газа на энергоснабжение объекта, если в одном случае используются только ГТД с утилизацией теплоты выхлопных газов, а в другом - поршневые двигатели с утилизацией теплоты и котельная. Только после досконального изучения особенностей потребления объектом электроэнергии и тепла можно ответить на этот вопрос.

Если принять, что расчетное потребление тепла объектом может быть полностью покрыто утилизированной теплотой ГТД, а недостаток теплоты при использовании поршневого двигателя компенсируется котельной, то можно выявить характер изменения суммарного расхода газа на энергоснабжение объекта.

Используя данные на рис. 1 и 2, можно для характерных точек зон, отмеченных на рис. 1, получить сведения об экономии или перерасходе газа при использовании приводов различного типа. Они представлены в таблице:

Абсолютные значения экономии газа справедливы только для конкретного объекта, характеристики которого были заложены в расчет, но общий характер зависимости отражен правильно, а именно:
при относительно близких значениях электрического КПД (разница до 10%) использование поршневых двигателей и котельной приводит к перерасходу топлива;

• при относительно близких значениях электрического КПД (разница до 10%) использовние поршневых двигателей и котельной приводит к перерасходу топлива;
• при разнице значений КПДэ более 10% для работы поршневых двигателей и котельной потребуется меньше газа, чем для ГТД;
• существует некая точка с максимальной экономией газа при использовании поршневых двигателей и котельной, где разница между значениями КПДэ двигателей равна 13-14%;
• чем выше значение КПДэ поршневого двигателя и ниже - газотурбинного, тем больше экономия газа.

В качестве дополнения

Как правило, задача не ограничивается выбором типа привода, требуется определить состав основного оборудования электростанции - тип агрегатов, их количество, вспомогательное оборудование.

Выбор двигателей для производства нужного количества электроэнергии определяет возможности выработки утилизированной теплоты. При этом надо учесть все особенности изменения технических характеристик двигателя, связанные с климатическими условиями, с характером электрической нагрузки, и определить влияние этих изменений на отпуск утилизированной теплоты.

Необходимо также помнить, что в состав электростанции входят не только двигатели. На ее площадке обычно располагается свыше десятка вспомогательных сооружений, работа которых также влияет на технические и экономические показатели электростанции.

Как уже указывалось, состав оборудования электростанции с технической точки зрения можно сформировать в нескольких вариантах, поэтому его окончательный выбор может быть обоснован только с экономических позиций.

При этом знание характеристик конкретных двигателей и их влияние на экономические показатели будущей электростанции чрезвычайно важно. При выполнении экономических расчетов неизбежен учет моторесурса, ремонтопригодности, сроков проведения и стоимости капитальных ремонтов. Эти показатели также индивидуальны для каждого конкретного двигателя независимо от его типа.

Нельзя исключать влияние экологических факторов на выбор типа двигателей для электростанции. Состояние атмосферы в районе предполагаемой эксплуатации электростанции может стать основным фактором при определении типа двигателя (несмотря ни на какие экономические соображения).

Как уже отмечалось, данные о стоимости двигателей и электростанций на их базе не публикуются. Изготовители или поставщики оборудования ссылаются на возможную разницу в комплектации, условия доставки и другие причины. Только после заполнения фирменного опросного листа будут представлены цены. Поэтому сведения в первой таблице о том, что стоимость поршневых двигателей мощностью до 3,5 МВт ниже стоимости газотурбинных такой же мощности, могут оказаться неверными.

Заключение

Таким образом, в классе единичной мощности до 16 МВт нельзя отдавать однозначное предпочтение ни газотурбинным, ни поршневым двигателям. Только тщательный анализ ожидаемых режимов работы конкретной электростанции по выработке электроэнергии и теплоты (с учетом особенностей конкретных двигателей и многочисленных экономических факторов) позволит полностью обосновать выбор типа двигателя. Определить состав оборудования на профессиональном уровне может специализированная фирма.

Использованная литература

1. Габич А. Применение газотурбинных двигателей малой мощности в энергетике // Газотурбинные технологии. 2003, № 6. С. 30-31.
2. Буров В. Д. Газотурбинные и газопоршневые энергетические установки малой мощности // Горныйжурнал. 2004, специальный выпуск. С. 87-89,133.
3. Каталог газотурбинного оборудования // Газотурбинные технологии. 2005. С. 208.
4. Салихов А. А., Фаткулин Р. М., Абрахманов P. P., Щаулов В. Ю. Развитие мини-ТЭЦ с применением газопоршневых двигателей в Республике Башкортостан // Новости теплоснабжения. 2003, № 11. С. 24-30.

Данная статья с незначительными изменениями взята из журнала "Турбины и дизели", №1(2) за 2006г.
Автор - В.П. Вершинский, ООО "Газпромэнергосервис".