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.
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:
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.
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%.
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.
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.
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:
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.
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%.
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.
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.
Как и дизельный или бензиновый двигатель, газовая турбина - это двигатель внутреннего сгорания с рабочим циклом впуск-сжатие-сгорание (расширение)-выпуск. Но, существенно отличается основное движение. Рабочий орган газовой турбины вращается, а в поршневом двигателе движется возвратно-поступательно.
Принцип работы газовой турбины показан на рисунке ниже. Сначала, воздух сжимается компрессором, затем сжатый воздух подается в камеру сгорания. Здесь, топливо, непрерывно сгорая, производит газы с высокой температурой и давлением. Из камеры сгорания газ, расширяясь в турбине, давит на лопатки и вращает ротор турбины (вал с крыльчатками в виде дисков, несущих рабочие лопатки), который в свою очередь опять вращает вал компрессора. Оставшаяся энергия снимается через рабочий вал.
Самый основной тип газовой турбины - создающий тягу реактивной струей, он же самый простой по конструкции.
Этот двигатель подходит для самолетов, летающих на высокой скорости, и используется в сверхзвуковых самолетах и реактивных истребителях.
У этого типа есть отдельная турбина за турбореактивным двигателем, которая вращает большой вентилятор впереди. Этот вентилятор увеличивает поток воздуха и тягу.
Этот тип малошумен и экономичен на дозвуковых скоростях, поэтому газовые турбины именно этого типа используются для двигателей пассажирских самолётов.
Эта газовая турбина выдает мощность как крутящий момент, причем у турбины и компрессора общий вал. Часть полезной мощности турбины идет на вращение вала компрессора, а остальная энергия передается на рабочий вал.
Этот тип используют, когда нужна постоянная скорость вращения, например - как привод генератора.
В этом типе вторая турбина размещается после турбины с газогенератором, и вращательное усилие передается на нее реактивной струей. Эту заднюю турбину называют силовой. Поскольку валы силовой турбины и компрессора не связаны механически, скорость вращения рабочего вала свободно регулируется. Подходит как механический привод с широким диапазоном скоростей вращения.
Этот тип широко используется в винтовых самолетах и вертолетах, а также в таких установках, как приводы насоса/компрессора, главные судовые двигатели, приводы генератора и т.п.
Принцип, которому Kawasaki следует в газотурбинном бизнесе, начиная с разработки в 1972 году нашей первой ГТУ, позволил нам предлагать клиентам все более совершенное оборудование, т.е., более энергоэффективное и экологичное. Идеи, заложенные в наших продуктах, получили высокую оценку мирового рынка и позволили нам накопить референции на более, чем 10 000 турбин (на конец марта 2014 года) в составе резервных генераторов и когенерационных систем.
Газовые турбины Kawasaki всегда имели большой успех, и мы, показывая еще большую нашу приверженность этому принципу, дали им новое название "Газовые турбины GREEN".
Грицына В.П.
В связи с многократным ростом тарифов на электроэнергию в России, на многих предприятиях рассматривается вопросы строительства собственных электростанций малой мощности. В ряде регионов разрабатываются программы строительства малых или мини ТЭЦ, в частности, как замена устаревших котельных. На новой малой ТЭЦ, коэффициент использования топлива на которой достигает 90% при полном использовании тела в производстве и для отопления, стоимость получаемой электроэнергии может быть значительно ниже стоимости электроэнергии, получаемой от энергосистемы.
При рассмотрении проектов сооружения малых ТЭС энергетики и специалисты предприятий ориентируются на показатели, достигнутые в большой энергетике. Постоянное совершенствование газовых турбин (ГТУ) для применения в большой энергетике позволило увеличить их кпд до 36% и более, а применение комбинированного парогазового цикла (ПГУ) увеличило электрический кпд ТЭС до 54 %-57%.
Однако, в малой энергетике нецелесообразно рассматривать возможности применения сложных схем комбинированных циклов ПГУ для производства электроэнергии. Кроме того, газовые турбины в сравнении с газовыми двигателями, как приводы электрогенераторов, существенно проигрывают по кпд и эксплуатационным характеристикам, особенно при малых мощностях (менее 10 МВт). Так как в нашей стране ни газовые турбины, ни газопоршневые двигатели пока не получили широкого распространения в малой стационарной энергетике, то выбор конкретного технического решения представляет существенную проблему.
Эта проблема актуальна и для большой энергетики, т.е. для энергосистем. В современных экономических условиях, при отсутствии средств на строительство крупных электростанций по устаревшим проектам, к которым можно уже отнести и отечественный проект ПГУ 325 МВт, спроектированный 5 лет назад. Энергосистемы и РАО ЕЭС России должны обратить специальное внимание на развитие малой энергетики, на объектах которой могут быть опробованы новые технологии, что позволит начать возрождение отечественных турбостроительных и машиностроительных заводов и в дальнейшем перейти на большие мощности.
В последнее десятилетие за рубежом построены крупные дизельные или газомоторные ТЭС мощностью 100-200 Мвт . Электрический кпд дизельных или газомоторных электростанций (ДТЭС) достигает 47%, что превышает показатели ГТУ (36%-37%), однако уступает показателям ПГУ (51%-57%). Электростанции ПГУ включают большую номенклатуру оборудования: газовую турбину, паровой котел-утилизатор, паровую турбину, конденсатор, систему водоподготовки (плюс еще дожимной компрессор, если сжигается природный газ низкого или среднего давления. Дизель-генераторы могут работать на тяжелом топливе, которое в 2 раза дешевле, чем газотурбинное топливо и могут работать на газе низкого давления без применения дожимных компрессоров. По оценке фирмы S.E.M.T. PIELSTICK , полные затраты в течение 15 лет на эксплуатацию дизельного энергоблока мощностью 20 МВт в 2 раза меньше, чем для газотурбинной ТЭС той же мощности при использовании жидкого топлива обеими энергоустановками.
Перспективным Российским производителем дизельных энергоблоков до 22 МВт является Брянский машиностроительный завод, который предлагает заказчикам энергоблоки с повышенным кпд до 50% для работы, как на тяжелом топливе с вязкостью до 700 сСт при 50 С и содержанием серы до 5%, так и для работы на газообразном топливе.
Вариант крупной дизельной ТЭС может оказаться предпочтительнее, чем газотурбинная энергоустановка.
В малой энергетике при мощностях агрегатов менее 10 Мвт преимущества современных дизель-генераторов проявляются еще в большей мере.
Рассмотрим три варианта ТЭС с газотурбинными установками и газопоршневыми двигателями.
Коэффициент использования топлива у первых двух вариантов электростанций (при различном электрическом кпд) за счет теплоснабжения могут достигать 80%-94%, как в случае применения газовых турбин, так и для моторного привода.
Экономичность всех вариантов электростанций зависит от надежности и экономичности прежде всего "первой ступени" -привода электрогенератора.
Энтузиасты применения малых газовых турбин агитируют за их широкое применение, отмечая более высокую удельную мощность. Например, в [ 1 ] сообщается, что Elliot Energy Systems (в 1998-1999 г.) cоздает распределительную сеть из 240 дистрибьюторов в Северной Америке с обеспечением инжиниринговой и сервисной поддержки для продажи "микро"-газовых турбин. Энергосистема заказала изготовление 45 кВт турбины, которая должна была быть готова к поставкам в августе 1998 г. Там же указывалось, что электрический кпд турбины достигает 17%, и отмечается, что надежность газовых турбин выше, чем у дизель-генераторов.
Это утверждение верно с точностью наоборот!
Если взглянуть на табл. 1. то мы увидим, что в таком широком диапазоне от сотен кВт до десятков Мвт, кпд моторного привода на 13%-17% выше. Обозначенный ресурс моторного привода фирмы "Вяртсиля" означает гарантированный ресурс до полного капитального ремонта. Ресурс новых газовых турбин, -это расчетный ресурс, подтвержденный испытаниями, но не статистикой работы в реальной эксплуатации. По многочисленным источникам ресурс газовых турбин составляет 30-60 тыс. часов с уменьшением при уменьшении мощности. Ресурс дизелей зарубежного производства составляет 40-100 тысяч часов и более.
Табл.1
Основные технические параметры приводов электрогенераторов
Г-газотурбинная энергоустановка, Д-газопоршневая генераторная установка Вяртсиля.
Д - дизель из каталога Газпрома
*Минимальная величина требуемого давления топливного газа=48 ата!!
Эксплуатационные характеристики
Электрический кпд (и мощность)
электрогенератора с приводом от газового двигателя по данным фирмы Вяртсиля при снижении нагрузки со 100% до 50% кпд меняется слабо.
КПД газового двигателем практически не изменяется до 25 оС.
Мощность газовой турбины равномерно падает от -30 оС до +30 оС.
При температурах выше 40 оС уменьшение мощности газовой турбины (от номинала) составляет 20%.
Время запуска
газового двигателя с 0 до 100% нагрузки составляет менее минуты и экстренно за 20 секунд . Для запуска газовой турбины требуется около 9 мин .
Давление подачи газа
для газовой турбины должно быть 16-20 бар.
Давление газа в сети для газового двигателя может быть 4 бар (абс) и даже 1,15 бар для двигателя 175 SG.
Капитальные затраты
на ТЭЦ мощностью около 1 Мвт, по оценке специалистов "Вяртсиля" составляют для газотурбинной $1400/ kВт и $900/кВт для газопоршневой ЭУ.
Применение комбинированного цикла
на малых ТЭЦ, путем установки дополнительно паровой турбины нецелесообразно, так как увеличивает вдвое количество тепломеханического оборудования, площадь машзала и количество обслуживающего персонала при увеличении мощности только в 1.5 раза.
При снижении мощности ПГУ с 325 Мвт до 22 Мвт по данным завода НПП "Машпроект" (Украина, г. Николаев) парадный кпд энергоустановки снижается с 51,5 %до 43,6%.
КПД дизельэнергоблока (на газовом топливе) мощностью 20-10 Мвт составляет 43,3 %. Отметим, что в летнее время на ТЭЦ с дизельным агрегатом горячее водоснабжение может обеспечиваться от системы охлаждения двигателя.
Расчеты по конкурентоспособности электростанций, базирующихся на газовых двигателях показали, что себестоимость электроэнергии на малых (1-1,5 Мвт) электростанциях составляет приблизительно 4,5 цента/ кВт.ч), а на крупных 32-40 Мвт с газовыми двигателями станциях 3,8 цента США/кВт.ч.
Согласно аналогичному методу расчета электроэнергия конденсационной АЭС стоит примерно 5,5 центов США /кВт.ч. , а угольной КЭС примерно 5,9 центов. США/кВт.ч. По сравнению с угольной КЭС станция с газовыми двигателями вырабатывает электроэнергию на 30% дешевле.
Стоимость электроэнергии, производимой микротурбинами, по другим данным оценивается в пределах от $0,06 до $0,10/ кВт.ч
Ожидаемая цена за полнокомплектный газотурбинный генератор 75 кВт (США) составляет $40,000, что соответствует удельной стоимость для более крупных (более 1000 кВт) энергоустановок. Большим преимуществом энергоблоков с газовыми турбинами являются меньшие габариты, в 3 и более раз меньший вес.
Отметим, что удельная стоимость электрогенераторных установок российского производства на базе автомобильных двигателей мощностью 50-150 КВт может оказаться в несколько раз меньше, чем упомянутые турбоблоки (США), учитывая серийность производства двигателей и меньшую стоимость материалов.
Приведем мнение датских специалистов , оценивающих свой опыт внедрения малых энергоустановок.
"Инвестиции в завершенную, построенную под ключ ТЭЦ, работающую на природном газе, мощностью 0,5-40 Мвт составляют 6,5-4,5 млн. датских крон на 1 МВт (1 крона была примерно равна 1 рублю летом 1998 г.). ТЭЦ комбинированного цикла мощностью ниже 50 Мвт достигнет электрического кпд= 40-44 %.
Эксплуатационные расходы на смазочные масла, техническое обслуживание и содержание персонала на ТЭЦ достигают 0,02 дат кроны за 1 кВт.ч, производимого на газовых турбинах. На ТЭЦ с газовыми двигателями эксплуатационные расходы составляют около 0,06 дат. крон на 1 кВт.ч. При текущих ценах на электроэнергию в Дании высокая производительность газовых двигателей более, чем компенсирует их более высокие эксплуатационные расходы.
Датские специалисты считают, что большинство ТЭЦ мощностью ниже 10 Мвт в ближайшие годы будут оснащены газовыми двигателями".
Выводы
Приведенные оценки, казалось бы, однозначно показывают преимущества моторного привода при малых мощностях энергоустановок.
Однако, в настоящее время мощность предлагаемого моторного привода российского производства на природном газе не превышает мощность 800 кВт-1500 кВт (завод РУМО, Н-Новгород и Коломенский машзавод), а турбоприводы большей мощности могут предложить несколько заводов.
Два завода в России: з-д им. Климова (С-Петербург) и Пермские Моторы готовы поставлять полнокомплектные энергоблоки мини-ТЭЦ с котлами-утилизаторами.
В случае организации регионального сервисного центра вопросы техобслуживания и ремонта малых турбин турбин могут решаться путем замены турбины на резервную за 2-4 часа и ее дальнейшим ремонтом в заводских условиях техцентра.
КПД газовых турбин в настоящее время может быть повышен на 20-30 %
путем применения энергетического впрыска пара в газовую турбину (цикл STIG или парогазовый цикл в одной турбине). Это техническое решение в предыдущие годы было проверено в полномасштабных натурных испытаниях энергетической установки "Водолей" в г. Николаеве (Украина) НПП "Машпроект" и ПО "Заря", что позволило увеличить мощность турбоагрегата с 16 до 25 Мвт а кпд был увеличен с 32,8 %до 41,8%.
Ничего не мешает перенести этот опыт на меньшие мощности и реализовать, таким образом, ПГУ в серийной поставке. В этом случае электрический кпд сравнивается с кпд дизелей, а удельная мощность возрастает настолько, что капитальные затраты могут быть на 50% ниже, чем на ТЭЦ с газомоторным приводом, что весьма привлекательно.
Данное рассмотрение проведено с целью показать: что при рассмотрении вариантов строительства электростанций в России, а тем более направлений создания программы строительства энергоустановок, необходимо рассматривать не отдельные варианты, которые могут предлагать проектные организации, а широкий перечень вопросов с учетом возможностей и интересов отечественных и региональных производителей оборудования.
Литература
1. Power Value, Vol.2, No.4, July/August 1998 , USA, Ventura, CA.
The Small Turbine Marketplace
Stan Price, Northwest Energy Efficiency Council, Seattle, Washington and Portland, Oregon
2. Новые направления энергопроизводства Финляндии
АСКО ВУОРИНЕН, доц. техн. наук, АО Вяртсила NSD Corporation, "ЭНЕРГЕТИК" -11.1997. стр.22
3. Централизованное теплоснабжение. Исследование и разработка технологии в Дании. Министерство энергетики. Управление энергетики,1993 г.
4. DIESEL POWER PLANTS. S.E.M.T. PIELSTICK. Проспект выставки POWERTEK 2000, 14-17 марта 2000 г.
5. Электростанции и электроагрегаты, рекомендованные к применению на объектах ОАО "ГАЗПРОМ". КАТАЛОГ. Москва 1999 г.
6. Дизельная электрическая станция. Проспект ОАО "Брянский машиностроительный завод". 1999г. Проспект выставки POWERTEK 2000/
7. НК-900Э Блочно-модульная теплоэлектростанция. ОАО Самарский научно-технический комплекс им. Н.Д. Кузнецова. Проспект выставки POWERTEK 2000
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.
