Гужулев Э.П. Основы современной малой энергетики. Том 2 - файл n1.doc

приобрести
Гужулев Э.П. Основы современной малой энергетики. Том 2
скачать (5930.4 kb.)
Доступные файлы (2):
n1.doc8294kb.20.12.2006 19:50скачать
n2.doc808kb.20.12.2006 19:33скачать

n1.doc

1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12
Глава четвертая
Газотурбинные установки

в водогрейных котельных
В настоящее время считается бесспорной выгодность надстройки существующих котель­ных газотурбинными установками (ГТУ), по­скольку при этом утилизируется теплота вы­хлопных продуктов сгорания (ПС) ГТУ в котлах. За счет повышения тепловой эконо­мичности ГТУ снижается суммарный расход топлива по сравнению со схемой раздельного использования ГТУ для выработки электриче­ской энергии и котлов для выработки тепло­ты. Из возможных вариантов совместного применения ГТУ и котлов наиболее эффективна схема, при которой сжигание топлива – при­родного газа (ПГ) осуществляется в среде вы­хлопных ПС ГТУ. Использование последних в качестве окислителя вместо воздуха имеет два преимущества: 1) в результате сжигания ПГ к ПС не присоединяется дополнительный бал­ласт в виде азота воздуха; 2) благодаря высо­кой температуре выхлопных ПС увеличивается температура горения, что благоприятно влияет на полноту сгорания ПГ.

Выбор исходных данных для проектирова­ния схем совместного использования ГТУ и котлов целесообразно проводить исходя из того, что в летний период теплофикационная нагрузка (остается только нагрузка горячего водоснабжения ГВС) должна покрываться исключительно за счет теплоты выхлопных ПС без сжигания ПГ в котле. В отопитель­ный период с подключением отопительной на­грузки необходимо дополнительно сжигать ПГ в горелках, что выгодно осуществлять за счет использования кислорода, содержащегося в выхлопных ПС. Отечественные ГТУ мощно­стью 2,5?25 МВт, согласно паспортным данным, работают со следующими коэффици­ентами избытка воздуха ? в ПС:

NЭ, МВт 2,5 4 8,6 16 25

? 6 4,9 3,9 3,5 3,4

Объемная концентрация кислорода О2 в выхлопных ПС составляет 14–17 %. С учетом того, что на сжигание 1 м3 ПГ требуется около 2 м3 О2, возможное количество сжигае­мого ПГ в котле за счет использования О2, содержащегося в выхлопных ПС, можно рас­считать по формуле

, (2.3)

где Вт и Вк – расходы ПГ в камере сгорания ГТУ и горелках котла; и – содержание О2 в ПС на выхлопе ГТУ и после завершения горения в горелках, м33 ПГ.

Согласно формуле (2.3) количество сжигае­мого ПГ в горелках котла при данном расхо­де ПГ в ГТУ зависит от концентрации О2 в выхлопных ПС, которая пропорциональна ко­эффициенту избытка воздуха – в ПС.

Как показал расчет при значениях ? > 3 ? 3,7, характерных для ГТУ мощностью 2,5–15 МВт, при сжигании ПС с использова­нием содержащегося в выхлопных ПС О2 в котле можно обеспечить суммарную теплофи­кационную нагрузку (расчетная отопитель­ная + круглогодичная ГВС). Таким образом, в принципе, схема со сжиганием ПГ в среде выхлопных ПС является оптимальной. Од­нако применение в качестве окислителя ПС ГТУ при сжигании ПГ в существующих газо-горелочных устройствах затруднительно в свя­зи с тем, что объем ПС значительно больше объема воздуха, необходимого для горения. Это объясняется двумя причинами: 1) мень­шим содержанием О2 в ПС по сравнению с воздухом; 2) повышенной температурой ПС. Отношение объемов ПС VП.С. и воздуха VВ для ГТУ различной мощности составляет:

NЭ, МВт 2,5 4 8,6 16 25

VП.С. /VВ 7 6,4 6,5 6,4 6,3

Таким образом, воздушный тракт сущест­вующих газогорелочных устройств не в состо­янии пропустить резко завышенный объем окислителя в виде выхлопных ПС ГТУ. В связи с этим появляется задача организации процесса сжигания ПГ в среде выхлопных ПС не в горелках, а непосредственно в то­почном объеме котла. В результате исследова­ния такого процесса было установлено, что в этом случае возможно использование только ограниченного количества О2, содержа­щегося в выхлопных ПС (не более 20–22 % общего содержания О2).

Сжигание соответст­вующего количества ПГ при таких условиях обычно недостаточно для обеспечения нормативной отопительной нагрузки, поэтому опре­деленных выводов о возможности полноцен­ной реализации способа сжигания ПГ в то­почном объеме сделать нельзя. До разработки специализированных горелок, приспособлен­ных к использованию выхлопных ПС, а так­же выяснения возможности полноценного сжигания ПГ в объеме топки практически наиболее реален вариант схемы со сбросом выхлопных ПС мимо горелок и сжиганием ПГ в существующих горелках с воздушным дутьем рис (2.19).

Рис. 2.19. Схемы использования ГТУ в водогрейной котельной: со сбросом

выхлопных продуктов сгорания ГТУ в топку котла (а) и с сжиганием

природного газа в среде выхлопных продуктов сгорания (б)
На рисунке обозначено: 1 – компрессор; 2 – камера сгорания; 3 – турбина; 4 – котел; 5 – вентилятор; 6 – дымосос; 7 – сетевой насос; 8 – горелка.

При расчете такой схемы, кроме обычных соотношений теплового баланса, нужно до­полнительно соблюдать условие равенства аэродинамических сопротивлений газового тракта в сравниваемых вариантах (автономной работы котла с паспортными характеристика­ми и совместной его работы с ГТУ). Необхо­димость соблюдения аэродинамического условия вызвана тем, что температура выхлопных ПС ГТУ существенно ниже ПС, получа­емых от горелок котла. Поэтому единица объ­ема ПС ГТУ передает в котле меньшее коли­чество теплоты по сравнению с ПС от горелок, но в то же время для пропуска га­зов через конвективные поверхности требуется такая же площадь проходного сечения.

Для практики представляет интерес харак­терный случай, когда к имеющемуся котлу за­данной производительности необходимо подо­брать соответствующую ГТУ. Для выполнения условия равенства аэродинамических сопро­тивлений газового тракта (конвективного газо­хода) в режимах автономной и совместной с ГТУ работы котла учитывается, что аэродина­мическое сопротивление пропорционально зна­чению W, где скорость газов W? может быть в общем виде выражена как

W = V / (3600?) = BhV0T/273,

а ? = ?0273/Т,

где V ? объем газов, м3 /ч; V0 ? удельный объем ПС, м3 / м3 ПГ; h ? отношение объема ПС к теоретическому при ? = 1,0; В ? расход ПГ, м3 /ч; ? ? площадь свободного сечения для прохода ПС, м2; Т ? температура ПС, К; ?0 и ? ? плотность, кг/м3 при T0 = 273 К и при произвольной температуре Т соответственно.

Анализ данных показывает, что в обеих схемах совместного использова­ния ГТУ и котла производительность котла уменьшается по сравнению с паспортной. В сбросной схеме для наиболее характерного диапазона нагрузки отопления от среднесезонной 50 % до расчетной 100 % производительность котла при hт = 3 состав­ляет 48–38 % паспортного значения; при hт = 4 – соответственно 52–40 % и при hт = 5 ? 53–41 %. Для схемы с сжиганием в среде выхлопных ПС при расчетной нагрузке производительность котла составляет 33 % при hт = 3; 54 % при hт=4 и 64 % при hт = 5.

Таким образом, применение ГТУ в котель­ных по схеме с сжиганием газа в среде вы­хлопных продуктов сгорания наиболее эффективно, однако требует либо создания новой конструкции горелки, позволяющей в полной мере использовать кислород, содержащийся в сбросных газах, либо установки апробирован­ных газогорелочных устройств для сжигания газа в сбросном потоке, но дающих ограни­ченный эффект. Поэтому до создания новой конструкции горелки целесообразна схема с сжиганием газа в существующих горелках и сбросом выхлопных газов в топку котла. Об­щим для рассмотренных схем является то, что производительность котла уменьшается по сравнению с паспортной, соответствующей его автономной работе. Данные схемы имеют и различия: для сбросной схемы с сжиганием газа в существующих горелках отмечается об­ратная взаимозависимость электрической мощ­ности ГТУ Nэ и производительности котла Qk: с увеличением Nэ значение Qk уменьшает­ся и, наоборот, с уменьшением Nэ значение Qk возрастает. В схеме с сжиганием газа в выхлопном потоке Nэ и Qk прямо пропорцио­нальны друг другу. Выбирать ГТУ к котлу следует исходя из требуемого соотношения электрической и тепловой нагрузок.

Для единичной электрической мощности менее 5 МВт экономически целесообразно применение газовых двигателей внутреннего сгорания, которые при близких теплотехниче­ских показателях отличаются от ГТУ боль­шим моторесурсом.
Глава пятая
Газотурбинные и парогазовые ТЭС.

Альтернативные источники энергии.

Энергосбережение
5.1. Газотурбинные электростанции
Газотурбинные установки (ГТУ) применяются для производства элек­троэнергии в ряде стран. Работающие и строящиеся в настоящее время ТЭС такого типа характеризуются высокой маневренностью (возможно­стью быстрых пусков и остановов, форсирования электрических нагру­зок); более низкими, чем для КЭС на органическом топливе, удельными капитальными затратами; незначительной потребностью в охлаждающей воде; малыми габаритами и небольшими сроками строительства. Однако работают они на дорогом и для ряда стран дефицитном топливе (природ­ном газе или жидком малосернистом газотурбинном топливе) со сравни­тельно низким КПД. Единичная мощность современных ГТУ не превы­шает 150 МВт, что значительно ниже той, которая требуется в настоящее время для блоков крупных конденсационных электростанций. Из сказан­ного можно сделать вывод, что такие ГТУ наиболее подходят для покрытия пиковой части графика электрических нагрузок и поэтому в основном ис­пользуются именно в этих целях.



а) б)



в) г)
Рис. 2.20. Упрощенные схемы ГТУ разомкнутого типа
На рисунке обозначено: а ? без регенерации теплоты уходящих газов; б – с регенерацией теплоты; 1 ? компрессор; 2 ? камера сгорания; 3 ? газовая турбина; 4 ? генератор; 5 – регенеративный теплообменник; Т ? линия подвода топлива; ВГ ? выход выхлопных газов; В – линия подвода воздуха, в, г ? теоре­тические (идеализированные) циклы процессов.
Газотурбинные электростанции могут работать по разомкнутому и замкнутому циклам. Упрощенные схемы ГТУ разомкнутого типа показа­ны на рис. 2.20 Установка может работать по схеме без регенерации теплоты уходящих газов (рис. 2.20 а) и по схеме с регенерацией теплоты (рис. 2.20 б). В обоих случаях в камере сгорания топливо сжигается при большом избытке воздуха (а = 2,5?5). Образующиеся здесь газы при температуре 750?1200 °С направляются в газовую турбину. В установке без регенерации теплоты они выбрасываются при температуре 450?550 °С; в установке с регенерацией теплоты температура выхлопных газов может быть заметно ниже. Теоретические (идеализированные) циклы газотурбинных установок такого типа показаны на рис. 2.20 в. Процесс сгорания топлива (линия 2–3) изображен как процесс изобарного расширения газов; линии 1?2 и 3–4 изображают адиабатические процессы сжатия воздуха и расширения газов; всасываемый компрес­сором воздух заменен изобарно охлажденными газами (линия 4–1). На рис. 2.20 г линии 1–2 и 3–4 имеют тот же смысл: изобарические изменения удельных объемов газов v происходят по линиям 2–3а и 4–4а (при подводе теплоты к воздуху и охлаждении выхлопных газов в регенеративном по­догревателе 5). В установках, работающих по разомкнутому циклу, посту­пающий в камеру сгорания воздух засасывается компрессором из атмо­сферы, а отработавшие в турбине газы выбрасываются. Рабочая среда в каждом новом цикле меняется. Изображение таких циклов в виде замкну­тых контуров (рис. 2.20 в, г) является условным.

На рис. 2.21 приведена схема ГТУ, работающей по замкнутому циклу. Здесь в процессе работы установки теплоноситель (образовавшиеся в ка­мере сгорания газы) передает теплоту рабочей среде, циркулирующей по замкнутому контуру, и, охладившись в воздухоподогревателе 3, выбрасы­вается в атмосферу. Газы рабочей среды из камеры сгорания направляют­ся в турбину 4. Отработавшие газы после охлаждения в регенеративном теплообменнике 5 и охладителе 7 сжимаются и, пройдя тот же теплооб­менник 5, возвращаются в камеру сгорания. Таким образом, одна и та же рабочая среда непрерывно участвует в совершении работы. Это позволяет применять в качестве рабочего тела вместо продуктов сгорания или воздуха газы с большими значениями показателя адиабаты, что приводит к повышению КПД цикла. Однако пока установки с такими газами (гелием, аргоном) не нашли распространения, так как ГТУ применяются только для покрытия пиковой и полупиковой частей графика электрических нагрузок и, как уже отмечалось, должны быть возможно более дешевыми.



Рис. 2.21. Упрощенная схема ГТУ замкнутого типа
На рисунке обозначено: 1 ? компрессор; 2 ? камера сгорания; 3 ? воздухоподогреватель; 4 – газовая турбина; 5 ? регенеративный теплообменник; 6 ? генератор; 7 – охладитель.
5.2. Парогазовые электростанции
Установки, в которых комбинируются циклы паровых и газовых турбин (рис. 2.22), называют­ся парогазовыми (ПГУ). В установках со сбросом отработанных газов ГТУ в топку (рис 2.22 а) теплота этих газов используется для генерации пара в котле, а сами газы, содержащие большое количество кислорода (до 16 %), – для горения вместо воздуха. Поскольку дополнительный воздух не требуется, воздухоподогреватель у котлов отсутствует. Для снижения температуры уходящих газов часть воды поступает в котел, минуя регенеративные подогреватели. ПГУ по такой схеме сооружена на Молдавской ГРЭС.

В ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) (рис. 2.22 б) сжигание топлива и передача теплоты происходят при весьма высоком давлении, благодаря чему металлоемкость и габаритные раз­меры котла существенно меньше обычного котла. Продукты сгорания после ВПГ поступают в газовую турбину, а генерируемый пар – в паровую турбину. Охлаждение уходящих газов производится частью питательной воды.



Рис. 2.22. Схемы парогазовых установок: а – со сбросом газов в котел;

б – с высоконапорным парогенератором
На рисунке обозначено: 1 – забор воздуха; 2 – компрессор; 3 – топ­ливо; 4 – камера сгорания; 5 – газовая турбина; 6 – выхлоп отработанных газов; 7 – турбогенератор; 8 – паровой котел; 9 – паровая турбина; 10 – кон­­денсатор; 11 – конденсационный и питательный насосы; 12 – ПНД; 13 – деаэратор; 14 – ПВД; 15 – воздухоподогреватель; 16 – экономайзеры; 17 – высоконапорный парогенератор; 18 – регенеративный подогреватель на уходящих газах.
Глава шестая
Научно-технические разработки

и альтернативные источники энергии
6.1. Новые пути повышения эффективности

конверсионных ГТУ газопарового цикла

малой мощности
Разработана и проанализирована схема газотурбинной установки (ГТУ) газопарового цикла с одно­временным применением «влажного» сжатия в компрессоре, впрыска воды в закомпрессорный воздух и регенеративного подогрева образующейся воздуховодяной смеси. Проведены сравнительные расчеты КПД и удельной мощности энергоустановок, работающих по такому циклу, которые могут быть созданы на базе ГТЭ-1,25 и некоторых других отечественных ГТД, иллюстрирующие ее высокие теплотехниче­ские характеристики.


Рис. 2.23. Технологическая схема ГТУ – ГТЭС

(простой и комбинированный цикл) и ГТУ ? ТЭЦ
В условиях широкого применения ГТУ в энергети­ке большую актуальность приобретает поиск опти­мальных схем энергоустановок с газовыми турбинами, имеющих максимально возможный КПД и высокую удельную мощность на единицу расхода рабочего тела (или на единицу расхода воздуха на входе в компрес­сор). Указанные два параметра в совокупности в зна­чительной степени определяют сравнительную рента­бельность новых энергоустановок.

Одним из перспективных вариантов внедрения ГТУ в энергетику является применение конверсион­ных авиадвигателей, которые производятся на отече­ственных предприятиях ВПК с использованием техно­логий мирового уровня. Основу машин мощностью 10...30 МВт(э) (при работе по простой схеме ГТУ) могут составить, например, такие двигатели, как (ПС-90А, АЛ-21, АЛ-31Ф, Р-29-300 и НК-32, разрабо­танные в АО «Авиадвигатель», АО «А. Люлька-Са­турн», НПО «Союз» и СНТК им. Н.Д. Кузнецова и серийно изготовляемые моторостроительными пред­приятиями гг. Перми, Москвы, Уфы и Самары. Для ма­шин класса 1...6 МВт(э) основу энергоустановок могут составить ГТУ, созданные на базе авиадвигателей Д-30, Д-49, ТВ-2-117, ТВ-3-117 на моторостроительных заводах гг. Перми, Рыбинска, С.-Петербурга (ФГУП «Завод имени В.Я. Климова») и Москвы.

Применение машин класса 1...6 МВт(э) представ­ляет особый интерес для децентрализованной энерге­тики в условиях растущего спроса на малые энергоус­тановки, так как указанный диапазон мощностей характерен для весьма широкого круга энергопотреби­телей.

Энергокомплексы на базе таких конверсионных авиадвигателей могут быть с успехом использованы для энергоснабжения промышленных и муниципаль­ных объектов, а также малых городов и поселков го­родского типа.

Указанные авиадвигатели и ГТУ на их основе отли­чаются полной заводской готовностью, высокими ма­невренностью, готовностью к пуску и степенью авто­матизации, что позволяет применять их как в базовом режиме, так и в целях резервирования, пиковом и по­лупиковом режимах. Установки класса 1...6 МВт(э) поставляются в блочно-контейнерном исполнении.

Кроме конверсионных авиадвигателей российски­ми и украинскими (НПП «Машпроект» и ОАО «Мотор-Сич») организациями в последние годы разработа­ны стационарные ГТУ, в которых использованы высокие технологии, реализованные в авиационном и судовом газотурбостроении.

Вместе с тем ГТУ малой мощности [1...6 МВт(э)] отличаются повышенной удельной стоимостью, пре­вышающей в 1,5–2,0 раза таковую для мощных газо­турбинных энергоблоков при их штучном производст­ве (при массовом выпуске цена их значительно пада­ет). Эти установки, работающие по простому циклу, имеют также сравнительно невысокий КПД, который, как правило, не превышает 30 %. При этом ГТУ по этому показателю уступают дизельным генераторам такой же мощности, хотя существенно превосходят последние по массогабаритным и достижимым эколо­гическим характеристикам.

Хорошими показателями по повышению тепловой эффективности при одновременном снижении удель­ной стоимости характеризуются энергоустановки, ра­ботающие по газопаровым циклам, где в качестве дополнительного рабочего тела используется водяной пар, генерируемый в процессе утилизации тепла отра­ботанных газов газовой турбины (ГТ). В частности, достаточно распространены и перспективны энергоус­тановки с впрыском в камеру сгорания (КС) пара, про­изводимого в котле-утилизаторе за ГТ. По такому принципу выполнены энергоустановки фирмы GЕ (се­рии LM) – так называемая схема STIG (как торговая марка СЕ) и ряда других [4] фирм-изготовителей. Один из вариантов энергоустановок такого типа, пред­назначенный для замещения выбывающих из эксплуа­тации энергоблоков ТЭЦ, описан в [5] (установка МЭС-60 на базе ГТД АЛ-21 ММПП «Салют»).

Очевидно, что сравнительный анализ эффективно­сти различных перспективных газопаровых циклов ГТУ малой мощности следует проводить по двум па­раметрам – по КПД энергоустановок в целом и по удельным мощностям, причем относительный уровень удельных капиталовложений с увеличением последне­го параметра существенно снижается.

Далее рассмотрены разработки эф­фективных энергоустановок с ГТУ на базе конверси­онных ГТД, работающих по газопаровым циклам, в первую очередь – для малой энергетики и приведены показатели для машин мощ­ностью 1... 6 МВт.

В разработках ГТУ с применением конверсионных ГТД предполагается, что основные параметры и конст­рукция компрессорной группы исходного прототипа авиадвигателя существенно не изменятся, что сохра­нит большую долю капитальных затрат.

6.2. Основные направления разработок перспективных схем ГТУ газопарового цикла на базе конверсионных ГТД
Основными путями повышения термического КПД энергоблоков с ГТУ являются снижение относитель­ной мощности компрессорной группы, которая, как правило, в 1,5–2,5 раза превышает полезную мощ­ность на валу электрогенератора, и регенерация тепла выхлопных газов за ГТ.

Максимальный возврат в цикл тепла отработанных газов можно обеспечить в регенеративных циклах с высокой степенью регенерации. Такого типа ГТУ ма­лой мощности в настоящее время разрабатываются ря­дом ведущих фирм. Вместе с тем осуществляе­мый таким путем рост КПД сопровождается некото­рым снижением удельной мощности Nуд и, как след­ствие, уменьшением единичной мощности исходного энергоблока (при применении одного и того же ГТД-прототипа).

В отличие от указанного традиционного варианта регенеративных схем с ГТУ в энергоустановках с теплоутилизирующим паровым котлом и впрыском пара в тракт высокого давления (в камеру сгорания) значи­тельный рост тепловой экономичности и удельной мощности достигается одновременно как утилизацией тепла отработанных газов (идущего на производство и перегрев пара), так и введением в контур ГТУ допол­нительного рабочего тела – водяного пара, имеющего лучшие теплофизические и газодинамические свойст­ва по сравнению с продуктами сгорания. Причем (и это очень важно) на сжатие воды в жидкой фазе (в от­личие от газа) не требуется заметной дополнительной мощности.

Характерной особенностью известных схем парогазовых установок (ПГУ) с впрыском пара является достаточно жесткая связь доли использованного при регенерации тепла отработанных в ГТУ газов и пара­метров парового контура. Эта связь наиболее на­глядно прослеживается в
QT-диаграмме передачи тепла между отработанными газами и пароводяным контуром, где температура кипения воды ТS, завися­щая от давления рS в парогенераторе, определяет положение соответствующей температурной «площад­ки» испарения (кипения) воды. При этом в схеме ПГУ с впрыском пара необходимость его применения при давлении рS, равном или даже существенно превы­шающем давление компримированного воздуха, опре­деляет повышенный уровень температуры кипения во­ды, что заметно сказывается на возможности предель­ной регенерации тепла отработанных в ГТУ газов.

Большой интерес для перспективных схем ГТУ представляют технические решения, направленные на снижение относительной мощности компрессора. При этом чаще всего используется промежуточное охлаж­дение воздуха между компрессорами низкого и высо­кого давления. Конструктивно это существенно увели­чивает габариты компактных конверсионных машин и требует естественно изменения их конструкции. Поэтому для них целесообразно использовать впрыск воды в компрессор, когда благодаря интенсивному ис­парению воды в его тракте существенно снижается температура сжимаемого воздуха. Выполненные ис­следования (расчетные, экспериментальные и натур­ные) свидетельствуют о возможности испаре­ния в компрессоре заметного количества воды, причем ее количество зависит как от параметров и конструк­тивных характеристик компрессора, так и от темпера­туры наружного воздуха. Полезность эффекта впрыска воды определяется реальным снижением температуры сжимаемого воздуха и, следовательно, уменьшением удельной работы сжатия, что и приводит к снижению мощности компрессора и к росту эффективного КПД установки.

В результате увеличения расхода рабочего тела наблюдается заметный рост абсолютной и удельной мощностей ГТУ и энергоустановки в целом.

Высокоэффективной с точки зрения одновременно­го достижения высоких КПД и удельной мощности энергоблоков с конверсионными ГТУ представляется схема энергоустановок с «влажной» регенерацией те­пла. В такой схеме подогрев сжатого воздуха теплом отработанных в ГТУ газов сочетается с впрыском воды в компрессор (для снижения потребляемой им мощно­сти) и, что главное (в этом специфика предлагаемой схемы), с дополнительным впрыском воды в сжатый воздух за компрессором. При таком впрыске воды в контур ГТУ снижение температуры сжатого воздуха перед регенеративным теплообменником при­водит к максимальной утилизации отработанного в цикле тепла. Влага, содержащаяся в воздухе за ком­прессором, попадая на теплопередающую поверх­ность регенератора, образует на ней пленку жидкости. Максимальная температура этой пленки, обогревае­мой как отработанными в ГТУ газами (через стенку), так и горячим сжатым воздухом при прямом контакте с ним, при реальных уровнях тепловых потоков близ­ка к температуре насыщения, отвечающей парциаль­ному давлению водяных паров во влажном воздухе. Это обстоятельство определяет возможность глубо­кой степени охлаждения отработанных в газовой тур­бине газов.

Увеличение доли тепла отработанных газов, воз­вращаемой в цикл, в сочетании с повышенным расхо­дом рабочего тела (благодаря вводу в камеру сгорания вместе с нагретым воздухом водяных паров) позволяет существенно повысить и тепловую экономичность, и полезную удельную мощность установки.

Организация впрыска воды в компрессор дает воз­можность одновременно реализовать и другие меры по повышению эффективности установки, в частно­сти: замену воздушного охлаждения лопаточного ап­парата турбины более эффективным паровоздушным для повышения температуры газа перед турбиной при той же температуре материала лопаток и (или) повы­шения ресурса элементов высокотемпературного трак­та ГТУ снижением температуры лопаток и дисков.

Предлагаемая схема ГТУ, сочетающая «влажное» сжатие и «влажную» регенерацию тепла, является, та­ким образом, определенным симбиозом регенератив­ного и газопарового циклов. Впервые рассматриваемая схема была предложена в НТЦ ЭПУ РАН. Весьма близким аналогом такой схемы являются разработан­ные Westinghous EPRI и ESPC схемы ГТУ под названием HAT (Humiditifiend Advanced Turbine) и CHAT (Cascaded Humiditifiend Advanced Turbine). В них вместо впрыска воды в компрессор используется тра­диционное промежуточное охлаждение воздуха меж­ду компрессорами низкого, среднего и высокого давле­ния, а отведенное тепло используется при испарении части охлаждающей воды в сатураторе. Однако введение промежуточных охладителей невозможно без существенного изменения конструкции компрессоров конверсионных ГТД.

Другая, также близкая к рассматриваемой здесь схеме ГТУ с «влажной» регенерацией, – это схема ТорНаt. Она предусматривает реге­нерацию тепла в ГТУ подогревом компримированного воздуха отработанными газами ГТ при одновремен­ном осуществлении «влажного» сжатия путем распре­деленного впрыска воды в компрессор по технологии Swirlflash (распыл перегретой воды). В рассматривае­мой схеме с «влажной» регенерацией используются все потенциальные возможности схемы ТорНаt, к тому же в ней предусматривается дополнительный впрыск воды в сжатый воздух и регенеративный подогрев двухфазной воздушно-водяной среды. Дополнитель­ный впрыск воды в воздух за компрессором заметно повышает как КПД ГТУ в целом, так и достижимую удельную мощность.

Далее приводятся результаты сравнительных рас­четов тепловой эффективности и удельной мощности ГТУ, работающих по схеме с «влажными» сжатием и регенерацией, ГТУ по простой и регенеративной схе­мам, а также ПГУ с впрыском пара. Технико-экономи­ческое сопоставление указанных вариантов конструк­ций установок выходит за рамки данной главы, хотя именно оно главным образом определяет преимущест­во каждой из них.
6.3. Результаты расчетно-теоретического анализа схем

конверсионных ГТУ, использующих газопаровые циклы
Приведенные далее результаты расчетно-теорети­ческого сравнительного анализа различных схем кон­версионных ГТУ, использующих газопаровые циклы, получены с помощью разработанной в НТЦ ЭПУ ОИВТ РАН программы расчетов энергокомплексов с ГТУ. При этом в данной программе такие параметры, как внутренний КПД компрессора ?к при сжатии сухо­го воздуха, внутренние КПД компрессорной ?кт и сво­бодной ?ст турбин, коэффициенты потерь тепла и дав­ления в основных элементах двигателя и другие ха­рактеристики были такими же, как у достаточно отра­ботанного конверсионного двигателя ТВ-3-117 уста­новки ГТЭ-1,25 (как типичные для машин мощностью 1...6 МВт). Учитывались также поправки на потери энергии, сопровождающие впрыск воды в компрессор.

Следует подчеркнуть, что указанная программа не нацелена на получение конечных результатов с точно­стью, необходимой для создания конкретной коммер­ческой машины, но поскольку в ней учитываются все значимые эффекты, она дает достаточно надежные сравнительные характеристики сопоставляемых вари­антов схем ГТУ. Результаты анализа, представленные на рис. 2.24–2.26., и в таблице, показывают реальную возможность повышения экономичности и удельной мощности конверсионных энергоустановок малой мощности путем модернизации их схем по предложен­ному циклу с «влажной» регенерацией. Результаты сравнительных расчетов различных схем ГТУ получе­ны при одной и той же начальной температуре (перед ГТ) Т0 = 1100 К.
Характеристики перспективных схем ГТУ газопарового цикла

(машины мощностью 0,8…2,5 МВт, Т0=1100 К, ?К = 8…12)


Показатель

Тип схемы

простая

ПГУ-STIG

впрыск с регенерацией*

?Э, %

25…26

32…33

35…40

NУД, кДж/кг

150

250

180…250

* Большие значения соответствуют теоретически макси­мально возможному (балансному по условию испарения) суммарному впрыску воды в тракт в количестве 12,5 % рас­хода воздуха.



Рис. 2.24. Газопаровая установка с «влажной» регенерацией
На рисунке обозначено: 1 ? компрессор ГТУ; 2 ? фильтр; 3 ? насос; 4 ? дожимной компрессор; 5 ? теплообменник-регенератор; 6 ? камера сгорания; 7 ? турбина компрессора; 8 ? силовая турбина; 9 ? электрогенератор.

Как видно из рис. 2.24 и 2.26, умеренный впрыск воды в компрессор (около 2...2,5 % расхода воздуха) позволя­ет повысить КПД по сравнению с простой схемой ГТУ на 1...2 % (абсолютных), а удельную мощность – на 10...20 % (в зоне рабочей точки конверсионного дви­гателя ТВ-3-117 ?К = 8; Т0 = 1100 К).

В этой же точке организация простого регенератив­ного цикла дает выигрыш в КПД приблизительно 3 % (абсолютных), но при этом удельная мощность сохра­няется на уровне 150 кДж/кг.

Согласно выполненным расчетам, при подаче воды в количестве хв = 2,0...2,5 % расхода воздуха на вход в компрессор двигателя ТВ-3-117 (энергоустановка ГТЭ-1,25), имеющий степень сжатия ?к = 8, около тре­ти введенной влаги остается неиспарившейся. При впрыске же воды в количестве 1... 1,5 % доля испарив­шейся влаги достигает 80...85 %. Это определяет вы­бор хВ = 2,0 % для ?К = 8 в качестве условного харак­терного параметра в расчетах. В случае простой схемы ГТУ неиспарившаяся вода переходит в пар в камере сгорания (что снижает экономичность энергоустанов­ки), а в ГТУ с регенерацией тепла ? в регенераторе.



Рис. 2.25. Зависимость КПД на клеммах генератора от степе­ни сжатия

компрессора (температура на входе в турбину 1 100 К, хв= 0,25 ?к (в %).
На рисунке обозначено: 1 ? простая схема; 2 ? впрыск воды в компрессор без регенерации; 3 ? схема STIG; 4 ? простая схема с реге­нерацией; 5 ? схема STIG с впрыском воды в компрессор; 6 ? впрыск воды после компрессора; 7 ? впрыск воды до и после компрессора с регенерацией; 8 ? впрыск воды до и после компрессора с регенерацией (макс.); 9 ? впрыск воды в компрессор с регенерацией.

Следует отметить, что по мере повышения степени сжатия в компрессоре ПТУ (и, следовательно, темпе­ратуры сжимаемого воздуха в тракте компрессора) возможность испарения впрыскиваемой в компрессор воды и ее влияние на улучшение характеристик ком­прессора и ГТУ в целом возрастают. При этом, как по­казывают выполненные термодинамические оценки эффективности впрыска в компрессор, в первом при­ближении оптимальное количество впрыскиваемой во­ды можно выбрать с помощью соотношения хВ  2,5·10–3 ?К. Приведенные на рис. 2.24. и 2.25 данные отно­сятся к таким хВ. Относительный впрыск воды после компрессора принимается в расчетах равным 5 %, максимально возможный по термодинамике впрыск х (кривая 8 на рис. 2.25) ? 10 %.

Наиболее эффективен впрыск воды в регенератив­ных циклах. Сочетание «влажного» сжатия в компрес­соре с регенерацией позволяет не только достичь КПД на уровне 32...35 %, но и повысить NУД до 180 кДж/кг, т.е. в 1,2 раза. Это связано как со снижением мощно­сти компрессора и одновременным повышением мощ­ности турбины, так и с заметным ростом степени реге­нерации тепла.



Рис. 2.26. Зависимость удельной мощности на клеммах гене­ратора

(кДж/кг воздуха на входе в компрессор) от степени сжатия

(температура на входе в турбину 1100 К).
На рисунке обозначено: 1 ? простая схема; 2 ? впрыск воды в компрессор без регенерации; 3 ? схема STIG; 4 ? простая схема с реге­нерацией; 5 ? схема STIG с впрыском воды в компрессор; 6 ? впрыск воды после компрессора; 7 ? впрыск воды до и после компрессора с регенерацией; 8 ? впрыск воды до и после компрессора с регенерацией (макс.); 9 ? впрыск воды в компрессор с регенерацией.

Важно подчеркнуть, что впрыск небольшого (1,5...2 %) количества воды в компрессор для машин с регенерацией тепла является наиболее дешевым и од­новременно наиболее эффективным с точки зрения повышения КПД вариантом ввода воды в контур ГТУ, работающий по газопаровым циклам. В частности, при минимальных затратах и без каких-либо серьез­ных конструктивных изменений собственно ГТУ он позволит достигнуть таких же или даже более высоких значений КПД.

Повышение доли впрыскиваемой в регенеративный цикл воды путем дополнительного впрыска после ком­прессора (до 5... 10 % расхода воздуха) обеспечивает дальнейшее увеличение КПД и рост полезной удель­ной мощности (см. рис. 2.25. и 2.26). При этом определяю­щую роль играет расход впрыскиваемой воды в воздух за компрессором. Его увеличение приводит как к мак­симальной утилизации тепла отработанных газов, так и к резкому повышению удельной мощности газовой турбины и КПД установки на 10...15 % (абсолютных по отношению к исходному прототипу). Естественно, что создание и оптимизация регенератора, обеспечи­вающего эффективное испарение столь большого ко­личества влаги, требуют осуществления необходимых опытно-конструкторских разработок.

Отличительной особенностью «влажных» регене­ративных циклов по сравнению с простыми является сдвиг максимальных КПД и Nуд в сторону более высо­ких ?к.

Что же касается тепловой эффективности, то ГТУ, работающая по циклу с впрыском воды до компрессо­ра и с «влажной» регенерацией, имеет преимущества перед ПГУ с впрыском пара. В таком цикле при Т0 = 1100 К теоретически возможно получить КПД на уровне 35...40 % (против 32...33 % для схем с инжекцией пара) и Nуд около 200...250 кДж/кг, что близко к ПГУ с впрыском пара. Результаты расчетов этих же схем ГТУ при температуре в камере сгорания 1400 К дают качественно аналогичную картину.

Особый и несомненный интерес в повышении кон­ку­рен­то­спо­соб­нос­ти ГТУ представляют результаты анализа показателей схем с «влажной» регенерацией на частичных нагрузках и при повышенных темпера­турах окружающей среды (т.е. при наиболее неблаго­приятных режимах работы ГТУ). Этот анализ был проведен при типичных для турбин малой мощности (Nе = 0,8...2,5 МВт) значениях внутренних КПД ком­прессора ?к, турбины компрессора ?кт и свободной турбины ?СТ, взятых на основе характеристик ГТЭ-1,25 при номинальных значениях ?К = 8 и Т0 = 1100 К. Для рабочего диапазона режимов (вплоть до 0,45 NНОМ) КПД, определенные на клеммах электроге­нератора, находятся на уровне ?е ~ 30...35 %, а NУД = 150...200 кДж/кг в зависимости от расхода впры­скиваемой в «сжатый» воздух воды (рис. 2.27). Сохране­ние столь высоких показателей на частичных нагруз­ках обеспечивает экономичную работу энергоустанов­ки во всем регулируемом диапазоне.

Рис. 2.27. КПД на клеммах для простого и регенеративно­го циклов
На рисунке обозначено: 1 – простой цикл; 2 – впрыск воды в компрессор (2,5 %); 3–6 – впрыск воды одновре­менно после компрессора
(3 – 4 % за компрессором; 4 – 6 % за компрессором; 5 – 8 % за компрессором; 6 – 10 % за компрессором) для параметров ГТЭ-1,25 (номинальный режим ?к = 8,0; Т0 = 1100 К) в номиналь­ном и частичных режимах в зависимости от отношения мощности N к номинальной мощности N0 для простого цикла С = N/N0;

Результаты расчетов показали, что впрыск воды в компрессор (и после него) с последующей регенераци­ей тепла способствует высокой тепловой экономично­сти работы установки при повышении температуры окружающей среды вплоть до + 40 °С (рис. 2.28).

Таким образом, результаты расчетов схем с «влаж­ной» регенерацией для характерных параметров кон­версионных двигателей мощностью 1...6 МВт(э) пока­зывают преимущество их в тепловой экономичности перед другими возможными схемами энергоустановок на базе конверсионных авиадвигателей. Тем не менее, выбор оптимального варианта требует специальных технико-экономических расчетов.


Рис. 2.28. Зависимость КПД ГТЭ-1,25 на клеммах генератора

от температуры наружного воздуха
На рисунке обозначено: 1 – простой цикл; 2 – впрыск воды в компрессор (2,5 %); 3 – впрыск воды в компрессор (2,5 %) плюс 10 % за компрессором.

Улучшение основных показателей (КПД и удель­ной мощности Nуд) ГТУ при осуществлении «влаж­ных» регенеративных циклов наблюдается и для более совершенных конверсионных авиадвигателей большей мощности, для которых характерны более высокие степени сжатия в компрессоре ?к и температуры газов перед газовой турбиной T0. Результаты соответствую­щих расчетов обобщены на рис. 2.29, где нанесены точки и примерные усредненные зависимости КПД и Nуд для ряда отечественных конверсионных машин в циклах: простом, с «влажной» регенерацией и ПГУ с впрыском пара как альтернативного варианта модернизации ГТУ.


а) б)



в)
Рис. 2.29. Усредненные показатели ?, N (Т0, ?k) конверсионных авиадвигателей при работе по различным схемам (схема с «влажной» регенерацией – одновременный впрыск воды в компрессор и после компрессора)
На рисунке обозначено: а) ? =f(T0, ?k) по шкале Т0; б) ? =f(T0, ?к) по шкале ?k; в) Nуд = f(?k, T0) по шкале ?k; (1 ? ГТЭ-1,25; 2 ? ГТУ-2,5; 3 ? ГТУ-6П; 4 ? ГТУ-16П; 5 ? АЛ-31СТ; 6 ? НК-37; 7 ? НК-37* (* – форсированный вариант машины).

Следует отметить, что каждому типу двигателя со­ответствует своя пара оптимальных значений ?к и T0.

Значения предельных (максимальных) КПД и Nуд, приведенные на рис. 2.29, получены при максимально возможных по условию испарения впрысках воды как в компрессор (для снижения потребляемой им мощно­сти), так и в сжатый воздух за компрессором (для эф­фективной регенерации отработанного тепла). Для «влажной» регенерации верхние точки и верхняя гра­ница ? и NУД для разных машин даны для xв(к) = 2,5·10?3 ?к, нижняя граница и нижние расчетные точки ? для хв(к) = 2,5 %. Расход воды на впрыск по­сле компрессора определен из условия максимально возможного испарения воды в теплообменнике-реге­нераторе при нагреве компримированного воздуха, причем с учетом сохранения перепада температур ме­жду отработавшими в ГТ газами и нагреваемой воз­душно-паровой смесью не менее 30 К. Дополнитель­ным ограничением максимальных впрысков могут стать и другие факторы. В частности, охлаждение га­зов на выходе из регенератора до температур ниже точки росы, соответствующей парциальному давле­нию паров воды в них, может вызывать нежелатель­ную конденсацию воды на внутренней поверхности дымовой трубы. Не исключено, что детальный инже­нерный и технико-экономический анализ рассматри­ваемых схем для конкретных машин и условий пока­жет целесообразность использования несколько мень­шего впрыска в закомпрессорный воздух.

Предельные значения ? и NУД для схем ГТУ с «влажной» регенерацией существенно выше этих по­казателей для ГТУ простого цикла. Предельный КПД для рассматриваемой схемы выше КПД ПГУ с впрыском пара и близок к КПД парогазовых устано­вок бинарного цикла. В частности, для АЛ-31 СТЭ с КПД простого цикла 35,5 % (?к = 18,1, T= 1474 К) в схеме с «влажной» регенерацией он может достичь 51...52 %, тогда как для ПГУ с впрыском пара (без впрыска воды в компрессор) рассчитанный для тех же параметров КПД составляет 46...47 %. Наибольшее же значение КПД, которое теоретически может быть по­лучено в схеме цикла с «влажной» регенерацией на ба­зе существующих ГТУ, отмечается при ?к = 23,4 и T0 = 1623 К для НК-37 и составляет примерно 54 %. Сущест­венное улучшение по сравнению с простой схемой ГТУ наблюдается и по удельной мощности, получае­мой в сравниваемых схемах (рис. 2.29). Например, при ?К  8... 10 и Т0 ~ 1 100 К в схеме с «влажной» регене­рацией могут быть в предельном случае получены зна­чения Nуд в диапазоне 250...300 кДж/кг, а при ?к  20...23 и Т0  1500...1600 К (для ГТУ-16П, АЛ-31 и НК-37) этот параметр находится на уровне 600... ...700 кДж/кг, т.е. достаточно высок.

Таким образом, предельная удельная мощность для схем ГТУ с «влажной» регенерацией в 2 раза и более выше, чем для простого цикла ГТУ при тех же базо­вых двигателях. Это означает, что в установках, ис­пользующих один и тот же компрессор, можно до­биться двух- трехкратного увеличения мощности и резкого снижения удельных стоимостных показателей.

На базе наиболее мощных конверсионных машин (АЛ-31 СТЭ, НК 37) мощность ГТУ, работающей по предлагаемому газопаровому циклу, может достиг­нуть значений 50...80 МВт(э) (для реконструирован­ной НК-37 Ne = 100 МВт(э)). По уровню своей мощ­ности и в силу сравнительно малых габаритов эти ус­тановки могут рассматриваться в качестве альтернати­вы для замещения действующих энергоблоков боль­шой энергетики.

Поскольку одной из основных сфер внедрения га­зотурбинных энергокомплексов небольшой мощности является автономное энергоснабжение предприятий, а также промышленных и муниципальных объектов, то возник вопрос об их техногенном воздействии на окружающую среду, прежде всего – о выбросах NОx.

Подача в зону горения камеры сгорания воздушно-па­ровой смеси в большей степени способствует сниже­нию эмиссии NОx (в 1,5–2 раза), что характерно для впрыска воды в контур ГТУ.

Одной из центральных проблем в реализации кон­версионных ГТУ, работающих по рассматриваемому газопаровому циклу, является организация эффектив­ного впрыска воды в компрессор для максимального снижения мощности компрессора и температуры сжа­того воздуха (для более полной регенерации тепла). Для оценки интенсивности процессов испарения вла­ги, определения влияния на характеристики компрессора испарения, добавки пара к воздуху, а также наличия капель в потоке и пленки на лопатках ГТУ был проведен расчетный анализ изменения газодинамики его тракта, в том числе поведения капель в двухфаз­ном газовом потоке и пленок воды на поверхности ло­паточного аппарата. Расчеты были проведены для компрессора ГТЭ-1,25, типичного для ГТУ с конверси­онными ГТД мощностью 1... 6 МВт(э).

Как показал анализ поведения влаги в высокообо­ротных компрессорах, распыленная на входе вода практически полностью собирается на поверхности лопаток рабочего и направляющего аппаратов ступе­ней сжатия, и далее в результате срыва с кромок лопа­ток и последующего дробления образующихся тонких пленок воды осуществляется вторичный распыл ка­пель до размеров 6…10 мкм. С поверхности пленок, текущих по лопаткам, испаряется в 5–8 раз больше влаги, чем с поверхности капель. В результате указан­ных процессов в паровую фазу переходит 60...70 % введенной влаги при ее общем количестве 2 % расхода воздуха. Потери энергии в компрессорах при разгоне и торможении дисперсной фазы, а также при смещении рабочей точки компрессора от номинального значения соста­вили приблизительно 1,5 % мощности сжатия на каж­дый процент (относительного расхода) впрыскиваемой воды, что учитывалось в приведенных ранее расчетах схем ГТУ с «влажным» сжатием.

Внедрение ГТУ с «влажной» регенерацией сопря­жено с решением ряда инженерных проблем, к числу которых, прежде всего, относятся: обеспечение устой­чивого горения природного газа в забалластированном (до насыщения) водяными парами воздухе (хотя опыт сжигания бедных смесей внушает определенный опти­мизм в этом вопросе); поиск оптимальных конструк­ций «влажного» регенератора; вопросы подготовки (и регенерации) вводимой в контур воды, а также ра­бота выхлопных газовых трактов при пониженных температурах отводимых газов и 100 % влажности.

Среди технических вопросов, связанных с осуще­ствлением «влажного» сжатия, в первую очередь сле­дует отметить следующие: отвод сепарируемой на по­верхности корпуса компрессора влаги (особенно для высокооборотных машин), обеспечение минимального уровня эрозии поверхностей лопаток аппарата, а так­же разработку (при необходимости) должных мер по их защите. Нужно заметить, однако, что в некоторых экспериментальных работах по «влажному» сжатию не было обнаружено заметной эрозии лопаток.

Если говорить об изменении режимов работы КС при «балластировании» парами воды воздуха, подаваемого для горения (особенно в первичную зону пламени), то можно ожидать, что высокий подогрев воздушно-паро­вой смеси и ее должное распределение позволят осуще­ствить устойчивое и эффективное горение в ней топли­ва. Естественно, что это требует всесторонних расчет­ных и, прежде всего, экспериментальных проверок и от­работок режимов работы камеры, особенно ее горелочных устройств. Требования устойчивого горения в ка­мере сгорания, возможно, ограничат предельное значе­ние впрыска воды перед регенератором.
Выводы
1. Газотурбинная установка, работающая по газопа­ровому циклу с «влажным» сжатием в компрессоре, до­полнительным впрыском воды в сжатый воздух за ком­прессором и регенеративным подогревом воздушно-паровой смеси, обеспечивает высокие значения пара­метров, превосходя простую схему ГТУ по КПД на 10... 15% (абсолютных) и по удельной мощности в 1,5–1,8 раза. По сравнению с ПГУ с впрыском пара рассматриваемая схема позволяет реализовать несколь­ко более глубокую регенерацию тепла, что дает воз­можность достигнуть более высоких значений КПД, которые сопоставимы с КПД бинарных ПГУ. Таким об­разом, модернизация тепловых схем ГТУ по описанно­му газопаровому циклу обеспечивает возможность по­вышения тепловой экономичности конверсионных энергоустановок.

2. Наиболее действенным вводом воды в контур ГТУ является впрыск воды в компрессор при регенера­тивном подогреве воздуха, когда сравнительно малый впрыск воды (1,5...2,0 %) при минимальных изменени­ях конструктивной схемы двигателя позволит повысить КПД небольшой ГТУ с 24 до примерно 32 % (при Т0 = 1 100 К).

3. В широком диапазоне частичных нагрузок (до 0,45 Nном) КПД и удельные мощности ГТУ, работаю­щих по схеме с «влажным» сжатием и регенерацией, снижаются меньше тех же параметров ГТУ простой схемы, и находятся на уровне 80...85 % соответствую­щих номинальных значений. Свои высокие значения эти показатели сохраняют и при повышении температу­ры наружного воздуха.
6.4. Современное отечественное

газотурбинное оборудование
С 1992 г. и вплоть по настоящее время в стра­не было введено в эксплуатацию свыше 100 газотурбин­ных установок пермского производства, которые к се­редине 2001 г. наработали около 700 тыс. ч. При этом наработка лидерной установки ГТУ-2,5П мощностью 2,5 МВт (рис. 2.30) превысила 37 тыс. ч, а наработка лидерной ГТУ-12П мощностью 12 МВт – 27 тыс. ч. В 2005 г. в Республике Башкортостан были проведены меж­ведомственные испытания одной из первых в России газотурбинных теплоэлектростанций "Шигили".

Сейчас продолжаются работы над созданием но­вого газотурбинного оборудования. Завершено изготов­ление первого образца газотурбинной установки ГТУ-25П (рис. 2.31) мощностью 25 МВт, который предназначен для ре­конструкции компрессорной станции "Игринская" ООО "Пермтрансгаз". Изготовлен опытный образец ГТУ-6П (рис. 2.32) мощностью 6 МВт, завершается создание га­зотурбинных электростанций ГТЭС-12П мощностью 12 МВт и ГТЭС-16П (рис. 2.34) мощностью 16 МВт.

Выпускаемое оборудование в г. Пермь удовлетворяет всем требованиям действующих ГОСТ и имеет официальный знак соответствия системы обязательной сертификации по экологическим требованиям Государственного комитета РФ по охране окружающей среды. Параметры энергетических ГТУ приведены в табл. 2.6.


Рис. 2.30. ГТУ?2,5П. Рис. 2.31. ГТУ?25П.


Рис. 2.32. ГТУ?6П Рис. 2.33. ГТУ–10П


Рис. 2.34. ГТУ–16П
Таблица 2.6
Параметры энергетических ГТУ (в условиях ISО,

без потерь, топливо – природный газ)


Параметр

ГТУ-2,5П

ГТУ-4П

ГГУ-6П

ГГУ-12ПЭР

ГТУ-16ПЭР

ГТУ-25ПЭР

Теплотворная способность топлива, ккал/кг

11958

11958

11958

11730

11730

11958

Мощность на валу редуктора, МВт

2,7

4,3

6,3

12,7

16,8

25,3

КПД на валу редуктора, %

21,8

24,8

26,9

33,7

35,6

38,6

Температура газа на выхлопе, °С

377

421

488

493

495

471

Расход газа на выхлопе, кг/с

24,6

29,4

32,9

45,9

56,1

80,2

Тепловая мощность на выхлопе при снижении температуры выхлопных газов до 110 С, Гкал/ч (без дожига)

6,1

8,5

11,6

16,4

20,1

26,9

Выбросы NOx / СО, мг/нм3

(при 15 % О2)

50/50

50/50

50/50

90/50

100/50

150/50

Ресурс до капитального ремонта не менее, тыс. ч

35

25

25

25

25

25



6.4.1. Газотурбинная теплоэлектростанция

ГТУ-6/8 РМ – автономная газотурбинная

теплоэлектростанция
Газотурбинная установка ГТУ-6/8РМ электрической мощностью 6 и 8 МВт (рис 2.35) максимальной теплопроизводительностью 11,72 и 15,24 Гкал/ч собрана на базе авиационных двигателей серий Д-30КП или Д-30КУ-154 III, ко­торые серийно производятся на ОАО «Рыбинские моторы».

Установка может эксплуатироваться при одиночной работе или в комплексе (в т.ч. по специальному требованию заказчика) с турбогенераторами разных серий, имеющими идентичные эксплуатационные характеристики, обеспечивая параллельную работу с сетью.

ГТУ-6/8РМ может использоваться в базовом, полупиковом (с выработкой электроэнергии и тепла) и пиковом режиме.

Рис 2.35. Габарит ГТУ-6/8 РМ
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12


Глава четвертая
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации