Газовые турбины энергетических ГТУ

ГАЗОВЫЕ ТУРБИНЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГТУ [c.86]

В судовых энергетических установках применяются также комбинированные ГТУ. При повышении степени наддува судовых две мощность, развиваемая турбиной компрессора, становится равной мощности, развиваемой двигателем. В этом случае полезную мощность целесообразно снимать с газовой турбины, а сам ДВС использовать для привода воздушного компрессора таким образом удается исключить кривошипно-шатунный механизм. [c.18]

Создание газовых турбин с высоким КПД. Повышение энергетической эффективности ГТУ путем увеличения температуры газа на входе в турбину до значения, намного превышающего 1000°С. Намечено также провести испытания по проверке надежности этой конструкции. [c.129]

В современных энергетических газовых турбинах применяется главным образом охлаждение корневых частей рабочих лопаток. Ввиду ограниченной теплопроводности жаропрочных сталей дальнейшее повышение температур газа при таких методах охлаждения должно быть связано с соответствующим повышением температур рабочих лопаток. Пока нет оснований рассчитывать на возможность большого увеличения жаропрочности конструкционных материалов. Поэтому в ближайший период времени единственный путь резкого повышения температур газа — переход к интенсивному охлаждению всего пера рабочей лопатки. Ниже будет показано, что в ГТУ этот путь сопряжен с энергетическими потерями, в значительной степени обесценивающими термодинамические преимущества, связанные с ростом начальной температуры. [c.203]

Для дальнейшего развития мощных энергетических блоков на основе комбинированных циклов приобретает решающее значение возможность создания высокотемпературных газовых турбин, работающих при температурах 1000—1200° С и выше. Турбины, рассчитанные на такие температуры, требуют интенсивного охлаждения лопаточного аппарата. Отвод тенла в системе охлаждения существенно отражается на к. п. д. установки. В ГТУ с потерей тепла охлаждения проточной части максимум к. п. д. достигается при температурах порядка 1300—1400° С. При этом экономичность ГТУ мало отличается от экономичности современных ПСУ [7]. [c.205]

Стоимость установленного киловатта газовых турбин при их серийном выпуске, по крайней мере, вдвое меньше, чем паровых турбин. Их пуск и эксплуатация могут быть полностью автоматизированы. Удельная численность обслуживающего персонала значительно меньше, чем для паротурбинного блока, особенно при полной автоматизации ГТУ. То же относится и к трудоемкости изготовления собственно энергетического оборудования, определяющего загрузку турбинных и котельных заводов. [c.86]

Наиболее простыми по тепловой схеме конструкции и в эксплуатации, компактными и легкими (по массе) энергетическими установками являются, бесспорно, газотурбинные установки (ГТУ). Основные элементы ГТУ — газовая турбина и компрессор — позволяют получить большие мощности в одном агрегате. Кроме.того, в последних ступенях газовой турбины удельные объемы рабочего газа (сечение для прохода и длины рабочих лопаток) значительно меньше, чем в паровой турбине. [c.5]

Согласно плану, на указанный период, основным топливом для крупной энергетики будет по-прежнему оставаться твердое топливо. При этом основная часть жидкого и газообразного топлива пойдет на выработку тепла в городских ТЭЦ. Жидкое и газообразное топливо в большой энергетике предположительно может быть использовано в качестве резервного. Между тем газовые турбины могут надежно и длительно эксплуатироваться только на газообразном и кондиционном жидком топливе. Поэтому применение газовой турбины в качестве базового энергетического агрегата экономически оправдано лишь в том случае, если она будет иметь удельный расход указанных выше дефицитных видов топлив меньший, чем паротурбинные блоки, используемые для несения базовой нагрузки. В связи с этим применение газовой турбины для покрытия базовых нагрузок явится экономически оправданным в качестве составного элемента комбинированных парогазовых установок (с высоконапорным парогенератором или со сбросом газов из ГТУ в топку парового котла), поскольку экономичность такого комплекса выше, чем у обычных паротурбинных блоков. [c.69]

Газотурбинные электростанции в СССР в качестве самостоятельных энергетических установок получили ограниченное распространение. Серийные газотурбинные установки (ГТУ) обладают невысокой экономичностью, потребляют, как правило, высококачественное топливо (жидкое или газообразное). При малых капитальных затратах на сооружение они характеризуются высокой маневренностью, поэтому в некоторых странах, например в США, их используют в качестве пиковых энергоустановок. ГТУ имеют по сравнению с паровыми турбинами повышенные шумовые характеристики, требующие дополнительной звукоизоляции машинного отделения и воздухозаборных устройств. Воздушный компрессор потребляет значительную долю (50—60%) внутренней мощности газовой турбины. Вслед- [c.293]

Повышение наружной температуры воздуха увеличивает коэффициент избытка воздуха за газовой турбиной и температуру уходящих газов, что способствует ухудшению энергетических показателей ГТУ. [c.297]

Расчет принципиальной тепловой схемы ГТУ производят, последовательно рассчитывая показатели работы компрессора и газовой турбины. Для определения энергетических показателей одноступенчатой простой ГТУ (см. рис. 20.1) с достаточной точностью мож-гю использовать следующие зависимости [c.297]

ПГУ с утилизационными паровыми котлами целесообразно устанавливать в газоносных районах Западной Сибири, Средней Азии и др. По данным ВТИ ПГУ-800 обладает высокими энергетическими показателями. При температуре наружного воздуха +5°С, температуре газов перед газовыми турбинами 1100°С мощность ПГУ составит примерно 766 МВт, а удельный расход условного топлива (нетто) — 266 г/(кВт-ч). С изменением температуры воздуха в пределах от +40 до —40 °С мощность ПГУ изменяется диапазоне 550—850 МВт вследствие значительного изменения мощности двух ГТУ. Экономия от внедрения ПГУ-800 вместо обычного энергоблока 800 МВт составит в год 5,7-10 руб. (204-10 кг условного топлива). [c.303]

Начальное давление газов р зависит от давления воздуха за компрессором и является величиной переменной (см. гл. 2 и 4). В газовой турбине (в тепловом двигателе установки) газы расширяются до конечного давления р (процесс 3—4), близкого к атмосферному, и удаляются через дымовую трубу. При охлаждении рабочего тела в охладителе в ГТУ с замкнутым циклом и в атмосфере для ГТУ с разомкнутым циклом энергия не затрачивается и не получается. Поэтому разомкнутый процесс ГТУ без ущерба для точности расчета энергетического эффекта можно условно замкнуть изобарой охлаждения (процесс 4—1). [c.26]

Основной способ работы современных турбокомпрессоров — динамический — обеспечивает непрерывность сжатия газа и его перемещение благодаря силовому воздействию вращающихся лопаток и потока газа. Компрессор — важный элемент технологической схемы современной энергетической ГТУ, а воздух, сжимаемый в нем, поступает в камеры сгорания и затем в виде горячих газов в газовую турбину установки (рис. 2.1). [c.39]

В современных камерах сгорания энергетических ГТУ значение о > 0,97. Увеличение этого значения — одна из основных задач проектирования камер сгорания (КС), так как рост потерь А э с на 1 % приводит к уменьшению мощности ГТУ в среднем на 1 % в зависимости от степени повышения давления в компрессоре я и температуры газов перед газовой турбиной. [c.57]

Чарльзом Брауном и Вальтером Бовери. При температуре газов перед газовой турбиной 550 °С и мощности 4000 кВт она производила электроэнергию с КПД 18 % (испытания проводились с участием А. Стодолы). С 1939 г. не прекращались усилия по соверщенствованию энергетических ГТУ и улучщению их экономичности, что позволило [c.87]

В практике эксплуатации ПГУ с КУ применяется впрыск водяного пара в КС ГТУ с целью изменить нагрузку и снизить выбросы оксидов азота. Такое техническое решение оказывает заметное влияние на мощность газовой и паровой турбин и ПГУ в целом, изменяет ее экономичность. Для энергетической ГТУ (см. табл. 8.1) соответствующие результаты расчета показаны на рис. 8.69. Увеличение впрыска водяного пара различной температуры (свеже- [c.356]

Регулирование электрической нагрузки ГТУ с помощью изменения только начальной температуры газов (качественное регулирование) негативно сказывается на ее энергетических характеристиках (см. рис. 6.3). Несмотря на некоторое увеличение расхода газов, их температура на выходе газовой турбины заметно снижается. [c.361]

Вариант 2 использования диаграммы режимов работы энергетического модуля ГТУ-ТЭЦ применяется тогда, когда теплота уходящих газов газовой турбины в номинальном режиме больше, нежели требуется для отпуска заданной теплоты. Например, нужно определить режим работы ГТ, в котором необходимо отпустить теплоту = 72 МВт при температуре наружного воздуха в = -3,6 °С. В третьей четверти диаграммы при температуре газов за ГВТО Гух = 120 °С находим теплоту газов на выходе ГТ = 93 МВт. После этого во второй четверти определяем относительную нагрузку газовой [c.468]

Оптимизация профилей проточных частей компрессоров и газовых турбин осуществляется при рассмотрении трехмерного течения рабочего тела, аэродинамическом исследовании и соответствующем расчете профилей. Совершенствование термодинамического цикла Брайтона связано с повышением степени сжатия в компрессорной группе до = 50—70, для чего потребуются сложные компрессоры с большим числом пропусков. Более перспективно, в том числе и в отношении парогазовой технологии, повышение начальной температуры газов, которая на современных энергетических ГТУ приблизилась к 1500 °С. При ее увеличении возникают определенные противоречия с одной стороны, необходима высокая экономичность КС, а с другой — низкая концентрация вредных выбросов N0 и СО. Ведущие фирмы-производители ГТУ снижают эмиссию вредных газов путем отработки системы предварительного смешения топлива с воздухом в КС ГТУ для создания обедненных смесей в сочетании с системой каталитического горения. [c.541]

Современная тенденция в развитии ГТУ состоит в повышении начальной температуры и давления рабочих газов при простых схемных решениях. Применение жаропрочных материалов и специального охлаждения горячих деталей позволило поднять температуру рабочих газов для ГТУ различного назначения до 1250—-1500 °С. Дальнейший прогресс в этой области связан с совершенствованием систем охлаждения и в первую очередь способов охлаждения рабочих лопаток газовых турбин, а также с разработкой новых жаропрочных материалов. В ближайшее десятилетие ожидаются дальнейший рост единичных мощностей энергетических ГТУ и повышение начальной температуры рабочих газов. [c.371]

В газотурбинных энергетических установках электрическая нагрузка может быть снижена при уменьшении расхода топлива и снижении начальной температуры газов. Это в свою очередь приводит к снижению сопротивления газового тракта и давления газов перед ГТ (см. рис. 6.1, процесс 1—2) и к некоторому увеличению расхода газов. Работа сжатия в компрессоре уменьшается, но в большей мере снижается работа расширения газов в турбине, и, как следствие, падает значение Такое снижение возможно до тех пор, пока значение H jy не приблизится к нулю, т.е. установка перейдет в режим холостого хода. При этом происходит значительное уменьшение экономичности ГТУ. [c.197]

Важным преимуществом парогазовой схемы с предвключенной газовой турбиной может явиться в некоторых случаях наличие в схеме двухступенчатого сжигания топлива. Из рис. 2-8 видно, что через газовую турбину проходят продукты сгорания только той части топлива, которая сжигается в камерах сгорания предвключенной ГТУ. Второй ступенью сжигания (на которую приходится основная часть потребляемого топлива) является топка обычного парового котла. Поскольку продукты сгорания этой части топлива в проточную часть газовой турбины не попадают, здесь может применяться любой вид энергетического топлива. [c.50]

Газотурбостроенне длительное время развивалось по пути достижения высокой тепловой экономичности, которую можно было бы противопоставить экономичности паротурбинных энергоблоков. Однако до сих пор этой проблемы решить не удалось, и развитие газовых турбин применительно к большой энергетике в основном направлено на создание пиковых ГТУ. С целью совершенствования этих установок уже в недалеком будущем будут применяться высокотемпературные газовые турбины с начальной температурой 1500 К и выше. Но даже ири таких температурах ГТУ, выполненные по простым схемам, по экономичности не могут конкурировать с паротурбинными блоками. Вопрос же о целесообразности создания ГТУ с высоким к. п. д., выполненных по сложным схемам, находится, как и вопрос выбора параметров пара, в тесной связи с перспективами развития других энергетических установок, в частности комбинированных. [c.252]

На первом Брненском машиностроительном заводе имени Клемента Готвальда работы по созданию газовых турбин начались в 1953— 1955 гг. Вначале встречались большие затруднения из-за недостатка теоретических и экспериментальных данных в этой области, отсутствия необходимых жаропрочных и жароупорных материалов, а также некоторых металлообрабатывающих станков, необходимых для новой технологии производства. Отрицательное влияние на развитие производства ГТУ оказало также и состояние топливного и энергетического базиса страны. Из-за недостатка жидкого или газообразного топлива вначале большое внимание уделялось установкам для работы на угольной пыли. Так как до сих пор в этой области, даже в мировом масштабе, не достигнуто практически удовлетворительных результатов, то была создана экспериментальная ГТУ, работающая на жидком топливе, мощностью 1000 кет. Эта ГТУ явилась первой ступенью в серии установок различных мощностей, подлежащих освоению заводом в будущем. Используя ранее полученный опыт в области производства паровых турбин, работы по созданию экспериментальной ГТУ вели таким образом, чтобы методика решения отдельных расчетных конструктивных и производственных вопросов могла быть перенесена и на другие типы ГТУ. Таким образом, был разработан проект целой серии ГТУ, включающей следующие мощности 1600, 12 000, 25 000 и 50 000 кет. При создании ГТУ более высоких мощностей использовались конструктивные элементы, а в некоторых случаях даже целые узлы ГТУ более низких мощностей этой серии. [c.155]

При создании газотурбинной установки мощностью 25 тыс. кет типа ГТ-25-700 наряду с использованием опыта, полученного на первых энергетических ГТУ Шатской ГЭС, ЛМЗ применил и новые конструктивные решения ряда основных узлов (охлаждаемые корпус и ротор газовой турбины, вертикальная выносная камера сгорания и др.). Монтаж этой установки был закончен в 1963 г., и она была пущена в опытную эксплуатацию. [c.57]

Проектными проработками и технико-эко-номическими расчетами, проводившимися ЦКТИ и Промэнергопроектом, было показано, что в ряде случаев экономически выгодным будет использование в ближайшие годы энергетических пиковых ГТУ и с более низкой единичной мощностью, чем ГТ-100-750 ЛМЗ (25 и 50 тыс. кет). Эти ГТУ должны выполняться по простейшей тепловой схеме как одновальная установка с однокорпусным осевым компрессором без регенерации. Широкое применение смогут, по-видимому, найти газовые турбины простейшего типа и в установках меньшей мощности в качестве агрегатов на передвижных электростанциях. [c.61]

Так как на повышение давления пара мощность компрессора не затрачивается (в обычных ГТУ на компрессор затрачивается около 65% мощности турбины), полезная работа 1 кг пара в турбине в несколько рая больше пшезной работы 1 кг воздуха в ГТУ. Поэтому описанное подмешивание пара к силовому воздуху повышает электрическую мощность ГТУ, например, летом на 25—30%. Повышается и энергетическая эффективность установки, так как в АТ затрачивается теплота только на перегрев насыщенного пара от КУ до температуры перед газовой турбиной ( л-Так, при перегреве насыщенного пара давлением 0,8 МПа до = 750° С удельный расход теплоты составит = = 1275 кДж/кг. [c.160]

Подобный технологический процесс реализован в ПГУ с полузависимой схемой работы (рис. В.6). Как и в предыдущем случае, за ГТУ устанавливают КУ. Теплота выходных газов газовой турбины утилизируется в теплообменниках высокого (ТО-ВД) и низкого давления (ТО-НД), куда поступают часть питательной воды после питательных насосов и часть основного конденсата обычно после одного ПНД паротурбинной установки. В этой ПГУ также легко осуществить переход к автономной работе газовой и паровой частей установки, а в энергетическом паровом котле можно сжигать органическое топливо любого вида. Охлаждение выходных газов ГТУ (с до Т ) позволяет нагреть воду (условный процесс Ь—Ь ). Подогрев воды в цикле Ренкина (участок Ь —с) осуществляется в регенеративных подогревателях отборным паром турбины, а также в экономайзере энергетического парового котла. Энергетический КПД ПГУ определяется по формуле (В.5). [c.16]

КОНаРУКТИВНЫЕ СХЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГТУ И НАЧАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ГАЗОВ ГАЗОВЫХ ТУРБИН [c.86]

В тепловой схеме энергетической ГТУ газовая турбина выполняет функции теплового двигателя, преобразующего энергию горячих газов в крутящий момент на валу установки. Эта энергия частично потребляется компрессором (60—70 %), а оставшаяся ее часть передается электрогенератору, к которому подключается нагрузка (рис. 4.1). [c.86]

Газовая турбина сочетает в себе элементы созданных ранее тепловых двигателей (рис. 4.2), таких как паровые турбины и двигатели внутреннего сгорания. Первая энергетическая ГТУ была создана в 1939 г. на фирме Brown-Bovery (Швейцария), основанной в 1891 г. [c.87]

В тепловой схеме современных энергетических ГТУ типов GT24 и GT26 (производства фирмы АВВ) используется ступенчатое сжигание топлива в камерах сгорания КС1 и КС2, что позволяет повысить степень приближения цикла Брайтона к циклу Карно (см. рис. 4.3, д). В этой схеме ГТ высокого давления состоит из одной ступени, обе газовые турбины ТВД и ТНД) и компрессор имеют общий ротор. [c.89]

Балансовые уравнения позволяют нанести на характеристику осевого компрессора линии начальной температуры газов перед газовой турбиной и соответствующего расхода топлива по уравнению теплового баланса КС. Каждая режимная линия должна удовлетворять балансу мощности. Ход режимных линий энергетических ГТУ зависит также от конструктивной схемы установки и характеризуется условием п = onst. [c.190]

По государственной программе ATS (США) фирма Solar разработала энергетическую ГТУ Мегкигу-50 (табл. 7.14) с применением регенеративного подогрева циклового воздуха выходными газами ГТ (электрический КПД 40 %). Была использована конструктивная схема (рис. 7.9) ГТУ, в которой вход воздуха в компрессор и выход газов из газовой турбины расположены в центральной части, а выход сжатого воздуха и КС — с противоположных торцов. Регенеративный воздухоподогреватель размещен между выходом воздуха из компрессора и входом его в КС вдоль оси ГТУ. В центре воздухоподогревателя сделан отвод выходных газов. [c.257]

Фирмой АВВ разработана и запущена в эксплуатацию мощная современная энергетическая ГТУ типа GT24 на 50 Гц с промежуточным перегревом газов после первой ступени газовой турбины в дополнительной КС. На рис. 8.68 приведен цикл Брайтона—Ренкина ПГУ с ГТУ типа GT24. Как видно из графика, такое решение эквивалентно дожиганию топлива перед КУ. Преимущество промежуточного перегрева газов состоит в том, что имеет [c.355]

На основе рассмотренных положений были получены зависимости, необходимые для построения диаграммы энергетического модуля ГТУ-ТЭЦ для газовой турбины типа GT8 (АВВ). [c.466]

Для остальных параметров, требуемых при построении диаграммы, были получены подобные зависимости, что позволило построить диаграмму режимов для энергетического модуля ГТУ-ТЭЦ на базе газовой турбины типа GT8 АВВ (рис. 10.26). [c.467]

Если В обычной энергетической ГТУ примерно 2/3 внутренней мощности газовой турбины передается компрессору, то в ВАГТЭС для этой цели используется дешевая ночная электроэнергия. Электрогенератор и электродвигатель являются единым механизмом, а саморасцепляющиеся муфты на обоих его концах позволяют ему работать попеременно для привода компрессоров (ночью) и для выработки электроэнергии (днем). По сравнению с обычной газотурбинной ТЭС такая схема позволяет экономить до 67 % сжигаемого топлива (пример ВАГТЭС типа Макинтош мощностью ПО МВт, США). [c.545]

Эти сплавы предназначены для лопаток, стационарных энергетических ГТУ, в которых температура газа на входе в турбину (750...950 °С) значительно ниже, чем в авиационных ГТД, а ресурс должен быть выше (20...50 тыс. ч) в условиях коррозионно-активных сред, т. е. солевой и газовой коррозии. В этих сплавах хром увеличен до 12...16% при соотношении [Ti]/[A1] = 0,7...1,0 и сумме (W + Мо + Та) = 6,5...11,0%. Кислорода в них должно быть не более (8...10) 10 %, серы - до (6...7) 10 %. Лопатки из этих сплавов получают во всех трех структурных вариантах РК, НК и МК. В зарубежных сплавах обычно присутствует Та (1,5...5,0 %). В российских сплавах этот дорогой элемент либо отсутствует, либо его не более 0,5 %. В России (ВИАМ) разработан целый ряд этих сплавов - ЗМИ-ЗУ, ЦНК-21(РК), ЦНК-7, ЖСКС-1(НК), ЦНК-8(МК) и т.п. [c.314]

Газификация твердого горючего и использование получаемого газа в качестве топлива для ГТУ расширяет рынок современного энергетического оборудования. Несколько таких установок построено за рубежом компанией Siemens. Схема установки с газификацией твердого топлива рис. 20) включает оборудование для газификации угля и собственно энергетический агрегат на базе газовой турбины. [c.239]

Парогазовые установки с параллельной схемой работы (рис. В.5) в последние годы применяют достаточно часто. Выходные газы ГТУ направляются в КУ, где генерируется перегретый пар высокого или среднего давления. Пар поступает в головную часть паровой турбины либо в горячую нитку промежуточного перегрева. В обоих случаях он смешивается с паром, генерируемым в энергетическом паровом котле. Паровую нагрузку котла при этом несколько снижают, поддерживая номинальную или максимально возможную нагрузку паровой турбины. В хвостовой части КУ ГТУ размещают теплообменники, в которые подается часть основного конденсата и питательной воды ПТУ для снижения температуры уходящих газов. Значительным преимуществом установки является возможность достаточно просто перейти к автономной работе газовой и паровой частей ПГУ, которые связаны между собой только трубопроводами пара и воды, для этого достаточно перекрыть клапаны I, VI и VII. Установка дает дополнительную возможность работы по схеме ПГУ с КУ при отключенном энергетическом котле. При этом закрывают клапаны II—IV, VII и Щ а открытыми остаются клапаны I, V, VI и VIII. В этом режиме паровая турбина работает только на паре, генерируемом в КУ, а ее нагрузка соответственно занижена. [c.16]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...