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

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

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

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

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

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

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

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

Газовые турбины – немного арифметики по себестоимости производимой энергии

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Введение

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

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

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

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

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

Непосредственное сравнение поршневых и газотурбинных двигателей

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

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

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

Показатель	Тип двигателя
	Поршневой	Газотурбинный
Диапазон единичных мощностей двигателей (ISO), МВт	0.1 - 16.0	0.03 - 265.0
Изменение мощности при постоянной температуре наружного воздуха	Более устойчив при снижении нагрузки на 50%. КПД снижается на 8-10%	Менее устойчив при снижении нагрузки на 50%. КПД снижается на 50%
Влияние температуры наружного воздуха на мощность двигателя	Практически не влияет	При снижении температуры до -20°C мощность увеличивается примерно на 10-20%, при повышении до +30°C - уменьшается на 15-20%
Влияние температуры наружного воздуха на КПД двигателя	Практически не влияет	При снижении температуры до -20°C КПД увеличивается примерно на 1.5% абс.
Топливо	Газообразное, жидкое	Газообразное, жидкое (по спецзаказу)
Необходимое давление топливного газа, МПа	0.01 - 0.035	Более 1.2
КПД по выработке электроэнергии при работе на газе (ISO)	от 31% до 48%	В простом цикле от 25% до 38%, в комбинированном - от 41% до 55%
Соотношение электрической мощности и количества утилизированной теплоты, МВт/МВт (ISO)	1/(0.95-1.3)	1/(1.4-4.0)
Возможности использования утилизированной теплоты выхлопных газов	Только на нагрев воды до температуры выше 115°C	На производство пара для выработки электроэнергии, холода, опреснения воды и т.д., на нагрев воды до температуры 150°C
Влияние температуры наружного воздуха на количество утилизированной теплоты	Практически не влияет	При снижении температуры воздуха количество теплоты при наличии регулируемого лопаточного аппарата у газовой турбины почти не уменьшается, при его отсутствии - уменьшается
Моторесурс, ч	Больше: до 300 000 для среднеоборотных двигателей	Меньше: до 100 000
Темп рост эксплуатационных затрат с увеличением срока службы	Менее высокий	Более высокий
Масса энергоблока (двигатель с электрогенератором и вспомогательным оборудованием), кг/кВт	Существенно выше: 22.5	Существенно ниже: 10
Габариты энергоблока, м	Больше: 18.3х5.0х5.9 при единичной мощности агрегата 16МВт без системы охлаждения	Меньше: 19.9х5.2х3.8 при единичной мощности агрегата 25МВт
Удельный расход масла, г/кВт*ч	0.3 - 0.4	0.05
Количество пусков	Не ограничено и не влияет на сокращение моторесурса	Не ограничено, но влияет на сокращение моторесурса
Ремонтопригодность	Ремонт может производиться на месте и требует меньше времени	Ремонт возможен на специальном предприятии
Стоимость капремонта	Дешевле	Дороже
Экология	Удельно - в мг/м3 - больше, но объем вредных выбросов в м3 меньше	Удельно - в мг/м3 - меньше, но объем выбросов в м3 больше
Стоимость энергоблока	Меньше при единичной мощности двигателя до 3.5МВт	Меньше при единичной мощности двигателя более 3.5МВт

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

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

О КПД поршневых и газотурбинных двигателей

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

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

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

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

Использование и электрической и тепловой энергии

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В качестве дополнения

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

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

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

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

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

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

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

Заключение

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

Использованная литература

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

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

Разработка новых типов ГТУ, растущие темпы спроса на газ по сравнению с другими видами топлива, масштабные планы промышленных потребителей по созданию собственных мощностей обуславливают растущий интерес к газотурбинному строительству.

Р ынок малой генерации имеет большие перспективы развития. Эксперты прогнозируют увеличение спроса на распределенную энергетику с 8% (на текущий момент) до 20% (к 2020 году). Подобная тенденция объясняется сравнительно низким тарифом на электроэнергию (в 2-3 раза ниже, чем тариф на э/энергию от централизованной сети). Кроме этого, по словам Максима Загорнова, члена генерального совета «Деловой России», президента Ассоциации малой энергетики Урала, директора группы компаний «МКС», малая генерация надежнее сетевой: в случае аварии на внешней сети снабжение электроэнергией не прекращается. Дополнительное преимущество децентрализованной энергетики - скорость ввода в эксплуатацию: 8-10 месяцев в отличие от 2-3 лет создания и присоединения сетевых линий.

Сопредседатель комитета «Деловой России» по энергетике Денис Черепанов утверждает, что за собственной генерацией будущее. По словам первого заместителя председателя комитета Государственной Думы по энергетике Сергея Есякова, в случае распределенной энергетики в цепочке «энергия - потребитель» решающим звеном является именно потребитель, а не энергетика. При собственной генерации электроэнергии потребитель заявляет необходимые мощности, комплектации и даже вид топлива, экономя, при этом, на цене киловатта полученной энергии. Кроме прочего, эксперты считают, что можно получить дополнительную экономию, если реализовать работу энергоустановки в режиме когенерации: утилизированная тепловая энергия пойдет на отопление. Тогда срок окупаемости генерирующей энергоустановки значительно снизится.

Наиболее активно развивающимся направлением распределенной энергетики является строительство газотурбинных электростанций малой мощности. Газотурбинные электростанции предназначены для эксплуатации в любых климатических условиях в качестве основного или резервного источника электроэнергии и тепла для объектов производственного и бытового назначения. Использование таких электростанций в отдаленных районах позволяет получить значительную экономию средств за счет исключения издержек на строительство и эксплуатацию протяженных линий электропередач, а в центральных районах - повысить надежность электрического и теплового снабжения как отдельных предприятий и организаций, так и территорий в целом. Рассмотрим некоторые газовые турбины и газотурбинные установки, которые предлагают для строительства газотурбинных электростанций на рынке России известные производители.

General Electric

Решения GE на основе аэропроизводных турбин отличаются высокой надежностью и подходят для применения в целом ряде отраслей: от нефтегазой промышленности до ЖКХ. В частности, в малой генерации активно используются газотурбинные установки GE семейства LM2500 мощностью от 21 до 33 МВт и КПД до 39%. LM2500 применяют в качестве механического привода и привода электрогенератора, они работают на электростанциях в простом, комбинированном цикле, режиме когенерации, морских платформах и трубопроводах.

За последние 40 лет турбины GE данной серии являются наиболее продаваемыми в своем классе. Всего в мире установлено более 2000 турбин данной модели с общей наработкой более 75 миллионов часов.

Основные характеристики турбин LM2500: легковесная и компактная конструкция для быстрого монтажа и простоты обслуживания; выход на полную мощность с момента запуска за 10 минут; высокие показатели КПД (в простом цикле), надежности и доступности в своем классе; возможность использования двухтопливных камер сгорания для дистиллята и природного газа; возможность использования в качестве топлива керосина, пропана, коксового газа, этанола и СПГ; низкий уровень выбросов NOx с использованием камер сгорания DLE или SAC; коэффициент надежности - более 99%; коэффициент готовности - более 98%; выбросы NOx - 15 ppm (модификация DLE).

Для обеспечения клиентов надежной поддержкой на всем протяжении жизненного цикла генерирующего оборудования GE открыла специализированный Центр энергетических технологий в Калуге. Он предлагает заказчикам современные решения для обслуживания, инспекции и ремонта газовых турбин. На предприятии внедрена система менеджмента качества в соответствии со стандартом ISO 9001.

Kawasaki Heavy Industries

Японская компания Kawasaki Heavy Industries, Ltd. (KHI) - многопрофильная машиностроительная компания. Важное место в ее производственной программе занимают газовые турбины.

В 1943 году Kawasaki создала первый в Японии газотурбинный двигатель и в настоящее время является одним из признанных мировых лидеров в производстве ГТУ малой и средней мощности, накопив референции по более, чем 11 000 установок.

Имея в приоритете экологичность и эффективность, компания достигла больших успехов в развитии газотурбинных технологий и активно ведет перспективные разработки, в том числе, в области новых источников энергии в качестве альтернативы ископаемому топливу.

Имея в активе хорошие наработки в криогенных технологиях, технологиях производства, хранения и транспортировки сжиженных газов, Kawasaki ведет активные исследования и ОКР в области применения водорода как топлива.

В частности, уже сейчас компания имеет опытные образцы турбин, использующих водород как добавку к метановому топливу. В перспективе ожидаются турбины, для которых, намного более калорийный и абсолютно экологически безопасный, водород заменит углеводороды.

ГТУ Kawasaki серий GPB спроектированы для работы в базовой нагрузке, включая как параллельные, так и изолированные схемы взаимодействия с сетью, при этом основу мощностного ряда составляют машины от 1,7 до 30 МВт.

В модельном ряду есть турбины, использующие для подавления вредных выбросов инжекцию пара, и применяющие доработанную инженерами компанию технологию DLE.

Электрический КПД, в зависимости от цикла генерации и мощности, соответственно, от 26,9% у GPB17 и GPB17D (турбины M1A-17 и M1A-17D) до 40,1% у GPB300D (турбина L30A). Электрическая мощность - от 1700 до 30 120 кВт; тепловая мощность - от 13 400 до 8970 кДж/кВтч; температура выхлопных газов - от 521 до 470°С; расход выхлопных газов - от 29,1 до 319,4 тыс. м3/ч; NOx (при 15% О2) - 9/15 ppm для газовых турбин M1А-17D, М7А-03D, 25 ppm - для турбины M7A-02D и 15 ppm для турбин L20A и L30A.

По эффективности ГТУ Kawasaki, каждая в своем классе, являются либо мировым лидером, либо одним из лидеров. Общая тепловая эффективность энергоблоков в когенерационных конфигурациях достигает 86-87%. Ряд ГТУ компания выпускает в двухтопливном (природный газ и жидкое топливо) исполнении с автоматическим переключением. У российских потребителей в настоящий момент наиболее востребованы три модели ГТУ - GPB17D, GPB80D и GPB180D.

Газовые турбины Kawasaki отличают: высокая надежность и большой ресурс; компактный дизайн, что особенно привлекательно при замене оборудования существующих генерирующих мощностей; удобство обслуживания за счет разрезной конструкции корпуса, съемных горелок, оптимально расположенных инспекционных отверстий и др., что упрощает осмотр и техобслуживание, в том числе силами персонала пользователя;

Экологичность и экономичность. Камеры сгорания турбин Kawasaki спроектированы с применением самых передовых методов, что позволило оптимизировать процесс горения и достичь лучших показателей эффективности турбины, а также уменьшить содержание NOx и других вредных веществ в выхлопе. Экологические показатели улучшены также за счет применения доработанной технологии сухого подавления выбросов (DLE);

Возможность использования широкого спектра топлив. Могут применяться природный газ, керосин, дизельное топливо, легкие мазуты типа «А», а также попутный нефтяной газ;

Надежное послепродажное обслуживание. Высокий уровень обслуживания, включая бесплатную систему онлайн-мониторинга (TechnoNet) с предоставлением отчетов и прогнозов, техническую поддержку силами высококвалифицированного персонала, а также замену по трейд-ин газотурбинного двигателя в ходе капитального ремонта (простой ГТУ сокращается до 2-3 недель) и т.д.

В сентябре 2011 г. Kawasaki представила новейшую систему камеры сгорания, позволившую опустить уровень выбросов NOx до менее чем 10 ppm для газотурбинного двигателя M7A-03, что даже ниже, чем требуют нынешние нормативы. Один из подходов компании к проектированию состоит в том, чтобы создавать новую технику, отвечающую не только современным, но и будущим, более жестким, требованиям к экологическим показателям.

В высокоэффективной ГТУ GPB50D класса 5 МВт с турбиной Kawasaki M5A-01D применены новейшие апробированные технологии. Высокая эффективность установки делает ее оптимальной для электро- и когенерации. Также компактный дизайн GPB50D особенно выгоден при модернизации существующих предприятий. Номинальный электрический КПД 31,9% - лучший в мире среди установок класса 5 МВт.

Турбина M1A-17D за счет применения камеры сгорания оригинальной конструкции с сухим подавлением выбросов (DLE) имеет отличные для своего класса показатели экологичности (NOx < 15 ppm) и эффективности.

Сверхнизкий показатель массы турбины (1470 кг), минимальный в классе, обусловлен широким применением композитных материалов и керамики, из которых изготовлены, например, лопатки рабочего колеса. Керамика более устойчива к работе при повышенных температурах, менее склонна к загрязнению, чем металлы. ГТУ имеет электрический КПД близкий к 27%.

В России к настоящему времени Kawasaki Heavy Industries, Ltd. в сотрудничестве с российскими компаниями реализовала ряд успешных проектов:

Мини-ТЭС «Центральная» во Владивостоке

По заказу АО «Дальневосточной энергетической управляющей компании» (АО «ДВЭУК») для ТЭС «Центральная» поставлено 5 ГТУ GPB70D (M7A-02D). Станция обеспечивает электроэнергией и теплом потребителей центральной части застройки острова Русский и кампус Дальневосточного федерального университета. ТЭС «Центральная» - первый энергообъект в России с турбинами Kawasaki.

Мини-ТЭС «Океанариум» во Владивостоке

Этот проект также осуществлен ОАО «ДВЭУК» для энергоснабжения расположенного на острове научно-образовательного комплекса «Приморский океанариум». Поставлено две ГТУ GPB70D.

ГТУ производства Kawasaki в ПАО «Газпром»

Российский партнер Kawasaki, ООО «МПП Энерготехника», на основе газовой турбины M1A-17D выпускает контейнерную электростанцию «Корвет 1,7К» для установки на открытых площадках с диапазоном температур окружающего воздуха от -60 до + 40 °С.

В рамках договора о сотрудничестве разработаны и на производственных мощностях «МПП «Энерготехника» собраны пять ЭГТЭС КОРВЕТ-1,7К. Зоны ответственности компаний в данном проекте распределялись следующим образом: Kawasaki поставляет газотурбинный двигатель M1A-17D и системы управления турбиной, Siemens AG - высоковольтный генератор. ООО «МПП «Энерготехника» производит блок-контейнер, выхлопное и воздухозаборное устройство, систему управления энергоблоком (в том числе систему возбуждения ШУВГм), электротехническое оборудование - основное и вспомогательное, комплектует все системы, осуществляет сборку и поставку комплектной электростанции, а также - реализацию АСУ ТП.

ЭГТЭС Корвет-1,7К прошла межведомственные испытания и рекомендована для применения на объектах ПАО «Газпром». Газотурбинный энергоблок разработан ООО «МПП «Энерготехника» по техническому заданию ПАО «Газпром» в рамках Программы научно-технического сотрудничества ПАО «Газпром» и Агентства природных ресурсов и энергетики Японии.

Турбина для ПГУ 10 МВт в НИУ МЭИ

Kawasaki Heavy Industries Ltd., изготовила и поставила комплектную газотурбинную установку GPB80D номинальной мощностью 7,8 MВт для Национального Исследовательского Университета «МЭИ», расположенного в Москве. ТЭЦ МЭИ является учебно-практической и, вырабатывая электричество и тепло в промышленных масштабах, обеспечивает ими сам Московский энергетический институт и поставляет их в коммунальные сети г. Москвы.

Расширение географии проектов

Компания Kawasaki, обращая внимание на преимущества развития местной энергетики в направлении распределенной генерации, предложила начать реализацию проектов с применением газотурбинных установок минимальной мощности.

Mitsubishi Hitachi Power Systems

Модельный ряд турбин Н-25 представлен в диапазоне мощности 28-41 МВт. Полный комплекс работ по производству турбины, включая НИОКР и центр удаленного мониторинга, осуществляется на заводе в г. Хитачи, Япония, компанией MHPS (Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd.). Ее образование приходится на февраль 2014 г. благодаря слиянию генерирующих секторов признанных лидеров машиностроения Mitsubishi Heavy Industries Ltd. и Hitachi Ltd.

Модели H-25 нашли широкое применение по всему миру для работы как в простом цикле благодаря высокому КПД (34-37%), так и в комбинированном цикле в конфигурации 1×1 и 2×1 с КПД 51-53%. Имея высокие температурные показатели выхлопных газов, ГТУ также успешно зарекомендовала себя для работы в режиме когенерации с суммарным КПД станции более 80%.

Многолетние компетенции в производстве газовых турбин широкого диапазона мощностей и продуманный дизайн одновальной индустриальной турбины отличают Н-25 высокой надежностью с коэффициентом готовности оборудования более 99%. Суммарное время наработки модели превысило 6,3 млн ч за второе полугодие 2016 г. Современная ГТУ выполнена с горизонтальным осевым разъемом, что обеспечивает удобство ее обслуживания, а также возможность замены частей горячего тракта по месту эксплуатации.

Противоточная трубчато-кольцевая камера сгорания обеспечивает стабильное горение на различных видах топлива, таких как природный газ, дизельное топливо, сжиженный нефтяной газ, уходящие топочные газы, коксовый газ и пр. Камера может быть выполнена в варианте с диффузионным режимом горения, а также сухой низкоэмиссионной предварительного смешивания газовоздушной смеси (DLN). Газотурбинный двигатель H-25 представляет собой 17-ступенчатый осевой компрессор, соединенный с трехступенчатой активной турбиной.

Примером надежной эксплуатации ГТУ Н-25 на объектах малой генерации в России является работа в составе когенерационного блока для собственных нужд завода АО «Аммоний» в г. Менделеевске, Республика Татарстан. Когенерационный блок обеспечивает производственную площадку электроэнергией 24 МВт и паром 50 т/ч (390°С / 43 кг/см3). В ноябре 2017 г. на площадке была успешно проведена первая инспекция системы сгорания турбины, подтвердившая надежную работу узлов и агрегатов машины в условиях высоких температур.

В нефтегазовом секторе ГТУ Н-25 были применены для работы площадки объединенного берегового технологического комплекса (ОБТК) Сахалин II компании «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани, Лтд.» ОБТК расположен в 600 км к северу от Южно-Сахалинска в районе выхода на берег морского газопровода и является одним из наиболее важных объектов компании, отвечающим за подготовку газа и конденсата для последующей передачи по трубопроводу на терминал отгрузки нефти и завод по производству СПГ. В состав технологического комплекса входят четыре газовые турбины Н-25, находящиеся в промышленной эксплуатации с 2008 г. Когенерационный блок на базе ГТУ Н-25 максимально интегрирован в комплексную энергосистему ОБТК, в частности, тепло выхлопных газов турбины используется для подогрева сырой нефти для нужд нефтепереработки.

Промышленные генераторные газотурбинные установки «Сименс» (далее ГТУ) помогут справиться с трудностями динамично развивающегося рынка распределенной генерации. ГТУ единичной номинальной мощностью от 4 до 66 МВт полностью отвечают высоким требованиям в области промышленной комбинированной выработки энергии, в плане эффективности станции (до 90%), надежности эксплуатации, гибкости обслуживания и экологической безопасности, обеспечивая низкие затраты при полном сроке эксплуатации и высокую отдачу от инвестиций. Опыт компании «Сименс» в области строительства промышленных ГТУ и строительства ТЭС на их базе, насчитывает более чем 100 лет.

ГТУ «Сименс» мощностью от 4 до 66 МВт используются небольшими энергокомпаниями, независимыми производителями электроэнергии (например, промышленными предприятиями), а также в нефтегазовой отрасли. Применение технологий распределенной генерации электроэнергии с комбинированной выработкой тепловой энергии, позволяет отказаться от инвестирования в многокилометровые линии электропередач, минимизировав расстояние между источником энергии и объектом, ее потребляющим, достичь серьезной экономии средств, покрыв отопление промышленных предприятий и объектов инфраструктуры за счет утилизации тепла. Стандартная Мини-ТЭС на базе ГТУ «Сименс» может быть построена в любом месте, где есть доступ к источнику топлива, или оперативного его подвода.

SGT-300 - промышленная ГТУ с номинальной электрической мощностью 7,9 МВт (см. табл. 1), сочетает простую надежную конструкцию и новейшие технологии.

Таблица 1. Характеристики SGT-300 для механического привода и производства энергии

Производство энергии		Мехпривод
	7,9 МВт	8 МВт	9 МВт
Мощность в ИСО
	Природный газ/жидкое топливо/двух топливная и другие топлива по запросу; Автоматическая смена топлива с главного на резервное, на любой нагрузке
Уд. расход тепла	11,773 кДж/кВтч	10,265 кДж/кВтч	10,104 кДж/кВтч
Скорость силовой турбины		5,750 - 12,075 об/мин	5,750 - 12,075 об/мин
Степень сжатия
Расход выхлопных газов
Температура выхлопных газов	542 °C (1,008 °F)	491 °C (916 °F)	512 °C (954 °F)
NO X выбросы Газ топливо с системой DLE

1) Электрическая 2) На валу

Рис. 1. Конструкция газогенератора SGT-300

Для промышленной генерации энергии применяется одновальный вариант ГТУ SGT-300 (см. рис. 1). Она идеально подходит для комбинированного производства тепловой и электрической энергии (ТЭС). ГТУ SGT-300 является промышленной ГТУ, изначально спроектированной для генерации и обладает следующими эксплуатационными преимуществами для эксплуатирующих организаций:

Электрический КПД - 31%, что в среднем выше на 2-3% КПД ГТУ меньшей мощности, благодаря более высокому значению КПД достигается экономический эффект на экономии топливного газа;

Газогенератор укомплектован низкоэмиссионной сухой камерой сгорания по технологии DLE, что позволяет достичь уровня выбросов NOx и CO, более чем в 2,5 раза ниже установленных нормативными документами;

ГТУ имеет хорошие динамические характеристики благодаря одновальной конструкции и обеспечивает устойчивую работу генератора при колебаниях нагрузки внешней присоединенной сети;

Промышленная конструкция ГТУ обеспечивает длительный межремонтный ресурс эксплуатации и является оптимальной с точки зрения организации сервисных работ, которые проводятся на месте эксплуатации;

Существенное снижение пятна застройки, точно также, как и инвестиционных затрат, включающих приобретение общестанционного механического и электрического оборудования, его монтаж и пусконаладку, при применении решения на базе SGT-300 (рис. 2).

Рис. 2. Массогабаритные характеристики блока SGT-300

Общая наработка установленного парка SGT-300 составляет более 6 млн ч, с наработкой лидерного ГТУ 151 тыс. ч. Коэффициент готовности/доступности - 97,3%, коэффициент надежности - 98,2%.

Компания OPRA (Нидерланды) - ведущий поставщик энергетических систем на основе газовых турбин. OPRA разрабатывает, производит и продает современные газотурбинные двигатели мощностью около 2 МВт. Ключевым направлением деятельности компании является производство электроэнергии для нефтегазовой промышленности.

Надежный двигатель OPRA OP16 обеспечивает более высокую производительность при меньшей себестоимости и большем сроке службы, чем какая-либо другая турбина этого класса. Двигатель работает на нескольких видах жидкого и газобразного топлива. Существует модификация камеры сгорания с пониженным содержанием загрязняющих веществ в выхлопе. Энергоустановка OPRA OP16 1,5-2,0 МВт будет надежным помощником в суровых условиях эксплуатации.

Газовые турбины OPRA являются совершенным оборудованием для генерации электроэнергии в автономных электрических и когенерационных системах малой энергетики. Разработка конструкции турбины велась более десяти лет. Результатом стало создание простого, надежного и эффективного газотурбинного двигателя, включая модель с низкими выбросами вредных веществ.

Отличительной особенностью технологии преобразования химической энергии в электрическую в OP16 является запатентованная система управления подготовкой и подачей топливной смеси COFAR, которая обеспечивает режимы горения с минимальным образованием окислов азота и углерода, а также минимум несгоревших остатков топлива. Оригинальной является также запатентованная геометрия радиальной турбины и в целом консольная конструкция сменяемого картриджа, включающего вал, подшипники, центробежный компрессор и турбину.

Специалистами компаний «ОПРА» и «МЭС Инжиниринг» разработана концепция создания уникального единого технического комплекса мусоропереработки. Из 55-60 млн т всех ТБО, образующихся в России за год, пятая часть - 11,7 млн т - приходится на столичный регион (3,8 млн т - Московская область, 7,9 млн т - Москва). При этом за МКАД из Москвы вывозится 6,6 млн т бытовых отходов. Таким образом, в Подмосковье оседает более 10 млн т мусора. С 2013 г. в Московской области из 39 мусорных полигонов закрыты 22. Заменить их должны 13 мусоросортировочных комплексов, которые будут введены в 2018-2019 гг., а также четыре мусоросжигательных завода. Такая же ситуация происходит и в большинстве других регионов. Однако, не всегда строительство крупных мусороперерабатывающих заводов является выгодным, поэтому проблема мусоропереработки очень актуальна.

Разработанная концепция единого технического комплекса объединяет полностью радиальные установки ОПРА, обладающие высокой надежностью и эффективностью, с системой газификации/пиролиза компании «МЭС», которая позволяет обеспечить эффективное превращение различных видов отходов (включая ТБО, нефтешламы, загрязненную землю, биологические и медицинские отходы, отходы деревообработки, шпалы и т.д.) в отличное топливо для выработки тепла и электроэнергии. В результате продолжительного сотрудничества спроектирован и находится в стадии реализации стандартизированный комплекс переработки отходов производительностью 48 т/сут. (рис. 3).

Рис. 3. Общая планировка стандартного комплекса переработки отходов мощностью 48 т/сут.

В состав комплекса включается установка газификации МЭС с площадкой хранения отходов, две ГТУ ОПРА суммарной электрической мощностью 3,7 МВт и тепловой мощностью 9 МВт, а также различные вспомогательные и защитные системы.

Реализация подобного комплекса позволяет на площади 2 га получить возможность для автономного энерго- и теплоснабжения различных производственных и коммунальных объектов, решив при этом вопрос утилизации различных видов бытовых отходов.

Отличия разработанного комплекса от существующих технологий вытекают из уникального сочетания предлагаемых технологий. Малые (2 т/ч) объемы потребляемых отходов, наряду с малой требуемой площадью участка позволяют размещать данный комплекс непосредственно вблизи от небольших поселений, промышленных предприятий и т.п., значительно сэкономив средства на постоянную перевозку отходов к местам их утилизации. Полная автономность комплекса позволяет развернуть его практически в любой точке. Использование разработанного типового проекта, модульных конструкций и максимальная степень заводской готовности оборудования дает возможность максимально сократить сроки строительства до 1-1,5 лет. Применение новых технологий обеспечивает высочайшую экологичность комплекса. Установка газификации «МЭС» вырабатывает одновременно газовую и жидкую фракции топлива, а за счет двухтопливности ГТУ ОПРА они применяются одновременно, что повышает топливную гибкость и надежность энергоснабжения. Низкая требовательность ГТУ ОПРА к качеству топлива повышает надежность всей системы. Установка МЭС позволяет использовать отходы с влажностью до 85%, следовательно, не требуется сушка отходов, что повышает КПД всего комплекса. Высокая температура выхлопных газов ГТУ ОПРА позволяет обеспечивать надежное теплоснабжение горячей водой или паром (до 11 тонн пара в час при 12 бар). Проект является типовым и масштабируемым, что позволяет обеспечить утилизацию любого количества отходов.

Проведенные расчеты показывают, что стоимость выработки электроэнергии будет составлять от 0,01 до 0,03 евро за 1 кВтч, что показывает высокую экономическую эффективность проекта. Таким образом, компания «ОПРА» в очередной раз подтвердила свою направленность на расширение линейки применяемого топлива и повышение топливной гибкости, а также ориентацию на максимальное применение «зеленых» технологий в своем развитии.

Газотурбинные установки (ГТУ) востребованы в промышленности, транспортной сфере, широко используются в энергетической отрасли. Это не очень сложное по конструкции оборудование, которые имеет высокий КПД и экономично в использовании.

Газовые турбины во многом схожи с двигателями, работающими на дизеле или бензине: как и в ДВС, тепловая энергия, получаемая при сгорании топлива, переходит в механическую. При этом в установках открытого типа используются продукты сгорания, в закрытых системах - газ или обычный воздух. Одинаково востребованы и те, и другие. Кроме открытых и закрытых, различают турбокомпрессорные турбины и установки со свободно-поршневыми газогенераторами.

Проще всего рассмотреть конструкцию и принцип работы газовой турбины на установке турбокомпрессорного типа, которая работает при постоянном давлении.

Конструкция газовой турбины

Газовая турбина состоит из компрессора, воздухопровода, камеры сгорания, форсунки, проточной части, неподвижных и рабочих лопаток, патрубка для отработанных газов, редуктора, гребного винта и пускового двигателя.

За запуск турбины отвечает пусковой двигатель. Он приводит в движение компрессор, который раскручивается до нужной частоты вращения. Затем:

• компрессор захватывает воздух из атмосферы и сжимает его;
• воздух отправляется в камеру сгорания через воздухопровод;
• через форсунку в ту же камеру входит топливо;
• газ и воздух смешиваются и сгорают при постоянном давлении, в результате образуются продукты сгорания;
• продукты сгорания охлаждают с помощью воздуха, после чего они поступают в проточную часть;
• в неподвижных лопатках смесь газов расширяется и ускоряется, затем направляется на рабочие лопатки и приводит их в движение;
• отработанная смесь выходит из турбины, по патрубку;
• турбина передает кинетическую энергию компрессору и гребному винту посредством редуктора.

Таким образом, газ в смеси с воздухом, сгорая, образует рабочую среду, которая, расширяясь, ускоряется и раскручивает лопатки, а за ними - и гребной винт. В последующем кинетическая энергия превращается в электричество или используется для передвижения морского судна.

Сэкономить на топливе можно, используя принцип регенерации тепла. В этом случае воздух, поступающий в турбину, согревается за счет отработанных газов. В результате установка расходует меньше топлива и происходит больше кинетической энергии. Регенератор, где подогревается воздух, одновременно служит для охлаждения отработанных газов.

Особенности ГТУ закрытого типа

Газовая турбина открытого типа забирает воздух из атмосферы и выводит отработанный газ наружу. Это не очень эффективно и опасно, если установка стоит в закрытом помещении, где работают люди. В этом случае используют ГТУ закрытого типа. Такие турбины не выпускают отработанные рабочее тело в атмосферу, а направляют его в компрессор. Оно не перемешивается с продуктами сгорания. Как результат, рабочая среда, циркулирующая в турбине, остается чистой, что увеличивает ресурс установки и сокращает количество поломок.

Однако закрытые турбины имеют слишком большие габариты. Газы, которые не выходят наружу, должны быть достаточно эффективно охлаждены. Это возможно только в больших теплообменниках. Поэтому установки используют на крупных судах, где достаточно места.

Закрытые ГТУ могут иметь и ядерный реактор. В качестве теплоносителя в них используют углекислый газ, гелий или азот. Газ нагревают в реакторе и направляют в турбину.

ГТУ и их отличия от паровых турбин и ДВС

Газовые турбины отличаются от ДВС более простой конструкцией и легкостью ремонта. Важно и то, что в них не предусмотрен кривошипно-шатунный механизм, который делает ДВС громоздким и тяжелым. Турбина легче и меньше двигателя аналогичной мощности приблизительно в два раза. Кроме того, она может работать на топливе низкого сорта.

От паровых газовые турбины отличаются небольшими габаритами и простым запуском. Обслуживать их легче, чем установки, работающие на пару.

Имеют турбины и недостатки: они не настолько экономичны по сравнению с ДВС, сильнее шумят, быстрее приходят в негодность. Впрочем, это не мешает использовать ГТУ в транспорте, промышленности и даже быту. Турбины устанавливают на морских и речных судах, используют в электростанциях, насосном оборудовании и многих других сферах. Они удобны и мобильны, поэтому применяются достаточно часто.

Традиционная современная газотурбинная установка (ГТУ) - это совокупность воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, а также вспомогательных систем, обеспечивающих ее работу. Совокупность ГТУ и электрического генератора называют газотурбинным агрегатом.

Необходимо подчеркнуть одно важное отличие ГТУ от ПТУ. В состав ПТУ не входит котел, точнее котел рассматривается как отдельный источник тепла; при таком рассмотрении котел - это «черный ящик»: в него входит питательная вода с температурой $t_{п.в}$, а выходит пар с параметрами $р_0$, $t_0$. Паротурбинная установка без котла как физического объекта работать не может. В ГТУ камера сгорания - это ее неотъемлемый элемент. В этом смысле ГТУ - самодостаточна.

Газотурбинные установки отличаются чрезвычайно большим разнообразием, пожалуй, даже большим, чем паротурбинные. Ниже рассмотрим наиболее перспективные и наиболее используемые в энергетике ГТУ простого цикла.

Принципиальная схема такой ГТУ показана на рисунке. Воздух из атмосферы поступает на вход воздушного компрессора, который представляет собой роторную турбомашину с проточной частью, состоящей из вращающихся и неподвижных решеток. Отношение давления за компрессором р b к давлению перед ним р a называется степенью сжатия воздушного компрессора и обычно обозначается как p к (p к = p b /p a ). Ротор компрессора приводится газовой турбиной. Поток сжатого воздуха подается в одну, две или более камер сгорания. При этом в большинстве случаев поток воздуха, идущий из компрессора, разделяется на два потока. Первый поток направляется к горелочным устройствам, куда также подается топливо (газ или жидкое топливо). При сжигании топлива образуются продукты сгорания топлива высокой температуры. К ним подмешивается относительно холодный воздух второго потока с тем, чтобы получить газы (их обычно называют рабочими газами) с допустимой для деталей газовой турбины температурой.

Рабочие газы с давлением р с (р с < р b из-за гидравлического сопротивления камеры сгорания) подаются в проточную часть газовой турбины, принцип действия которой ничем не отличается от принципа действия паровой турбины (отличие состоит только в том, что газовая турбина работает на продуктах сгорания топлива, а не на паре). В газовой турбине рабочие газы расширяются практически до атмосферного давления p d , поступают в выходной диффузор 14, и из него - либо сразу в дымовую трубу, либо предварительно в какой-либо теплообменник, использующий теплоту уходящих газов ГТУ.

Вследствие расширения газов в газовой турбине, последняя вырабатывает мощность. Весьма значительная ее часть (примерно половина) тратится на привод компрессора, а оставшаяся часть - на привод электрогенератора. Это и есть полезная мощность ГТУ, которая указывается при ее маркировке.

Для изображения схем ГТУ применяют условные обозначения, подоб­ные тем, которые используют для ПТУ.

Более простой ГТУ быть не может, так как она содержит минимум необходимых компонентов, обеспечивающих последовательные процессы сжатия, нагрева и расширения рабочего тела: один компрессор, одну или несколько камер сгорания, работающих в одинаковых условиях, и одну газовую турбину. Наряду с ГТУ простого цикла, существуют ГТУ сложного цикла, которые могут содержать несколько компрессоров, турбин и камер сгорания. В частности, к ГТУ этого типа относятся ГТ-100-750, строив­шиеся в СССР в 70-е годы.

Она выполнена двухвальной. На одном валу расположены компрессор высокого давления КВД и приводящая его турбина высокого давления ТВД ; этот вал имеет переменную частоту вращения. На втором валу расположены турбина низкого давления ТНД , приводящая компрессор низкого давления КНД и электрический генератор ЭГ ; поэтому этот вал имеет постоянную частоту вращения 50 с -1 . Воздух в количестве 447 кг/с поступает из атмосферы в КНД и сжимается в нем до давления примерно 430 кПа (4,3 ат) и затем подается в воздухоохладитель ВО , где охлаждается водой с 176 до 35 °С. Это позволяет уменьшить работу, затрачиваемую на сжатие воздуха в компрессоре высокого давления КВД (степень сжатия p к = 6,3). Из него воздух поступает в камеру сгорания высокого давления КСВД и продукты сгорания с температурой 750 °С направляются в ТВД . Из ТВД газы, содержащие значительное количество кислорода, поступают в камеру сгорания низкого давления КСНД , в которой сжигается дополнительное топливо, а из нее - в ТНД . Отработавшие газы с температурой 390 °С выходят либо в дымовую трубу, либо в теплообменник для использования теплоты уходящих газов.

ГТУ не отличается высокой экономичностью из-за высокой температуры уходящих газов. Усложнение схемы позволяет повысить ее экономичность, но одновременно требует увеличения капиталовложений и усложняет эксплуатацию.

На рисунке показано устройство ГТУ V94.3 фирмы Siemens. Атмосферный воздух от комплексного воздухоочистительного устройства (КВОУ) поступает в шахту 4 , а из нее - к проточной части 16 воздушного компрессора. В компрессоре происходит сжатие воздуха. Степень сжатия в типичных компрессорах составляет p к = 13-17, и таким образом давление в тракте ГТУ не превышает 1,3-1,7 МПа (13-17 ат). Это еще одно серьезное отличие ГТУ от паровой турбины, в которой давление пара больше, чем давление газов в ГТУ в 10-15 раз. Малое давление рабочей среды обусловливает малую толщину стенок корпусов и легкость их прогрева. Именно это делает ГТУ очень маневренной, т.е. способной к быстрым пускам и остановкам. Если для пуска паровой турбины в зависимости от ее начального температурного состояния требуется от 1 ч до нескольких часов, то ГТУ может быть введена в работу за 10-15 мин.

При сжатии в компрессоре воздух нагревается. Оценить этот нагрев можно по простому приближенному соотношению:

$$T_a/T_b = \pi_к^{0.25}$$

в котором Т b и Т а - абсолютные температуры воздуха за и перед компрессором. Если, например, Т а = 300 К, т.е. температура окружающего воздуха 27 °С, а p к = 16, то Т b = 600 К и, следовательно, воздух нагревается на

$$\Delta t = (600-273)-(300-273) = 300°C.$$

Таким образом, за компрессором температура воздуха составляет 300-350 °С. Воздух между стенками пламенной трубы и корпуса камеры сгорания движется к горелочному устройству, к которому подается и топливный газ. Поскольку топливо должно поступать в камеру сгорания, где давление 1,3-1,7 МПа, то давление газа должно быть большим. Для возможности регулирования его расхода в камеру сгорания требуется давление газа примерно вдвое больше, чем давление в камере. Если в подводящем газопроводе имеется такое давление, то газ подается в камеру сгорания прямо с газораспределительного пункта (ГРП). Если давление газа недостаточное, то между ГРП и камерой устанавливают дожимной газовый компрессор.

Расход топливного газа составляет всего примерно 1-1,5 % от расхода воздуха, поступающего от компрессора, поэтому создание высокоэкономичного дожимного газового компрессора представляет определенные технические трудности.

Внутри пламенной трубы 10 образуются продукты сгорания высокой температуры. После подмешивания вторичного воздуха на выходе из камеры сгорания она несколько снижается, но достигает тем не менее, в типичных современных ГТУ 1350-1400 °С.

Из камеры сгорания горячие газы поступают в проточную часть 7 газовой турбины. В ней газы расширяются до практически атмосферного давления, так как пространство за газовой турбиной сообщается либо с дымовой трубой, либо с теплообменником, гидравлическое сопротивление которого невелико.

При расширении газов в газовой турбине на ее валу создается мощность. Эта мощность частично расходуется на привод воздушного компрессора, а ее избыток - на привод ротора 1 электрогенератора. Одна из характерных особенностей ГТУ состоит в том, что компрессор требует примерно половины мощности, развиваемой газовой турбиной. Например, в создаваемой в России ГТУ мощностью 180 МВт (это и есть полезная мощность) мощность компрессора составляет 196 МВт. Это одно из принципиальных отличий ГТУ от ПТУ: в последней мощность, идущая на сжатие питательной воды даже до давления в 23,5 МПа (240 ат) составляет всего несколько процентов от мощности паровой турбины. Связано это с тем, что вода - малосжимаемая жидкость, а воздух для сжатия требует много энергии.

В первом, достаточно грубом приближении, температуру газов за турбиной можно оценить по простому соотношению, аналогичному:

$$T_c/T_d = \pi_к^{0.25}.$$

Поэтому, если $\pi_к = 16$, а температура перед турбиной Т с = 1400 °С = 1673 К, то температура за ней составляет примерно, K:

$$T_d=T_c/\pi_к^{0.25} = 1673/16^{0.25} = 836.$$

Таким образом, температура газов за ГТУ достаточно высока, и значительное количество теплоты, полученной при сжигании топлива, в буквальном смысле уходит в дымовую трубу. Поэтому при автономной работе ГТУ ее КПД невелик:для типичных ГТУ он составляет 35-36 %, т.е. существенно меньше, чем КПД ПТУ. Дело, однако, кардинальным образом изменяется при установке на «хвосте» ГТУ теплообменника (сетевого подогревателя или котла-утилизатора для комбинированного цикла).

За газовой турбиной устанавливают диффузор - плавно расширяющийся канал, при течении в котором скоростной напор газов частично преобразуется в давление. Это позволяет иметь за газовой турбиной давление меньшее, чем атмосферное, что увеличивает работоспособность 1 кг газов в турбине и, следовательно, повышает ее мощность.

Устройство воздушного компрессора. Как уже указывалось, воздушный компрессор - это турбомашина, к валу которой подводится мощность от газовой турбины; эта мощность передается воздуху, протекающему через проточную часть компрессора, вследствие чего давление воздуха повышается вплоть до давления в камере сгорания.

На рисунке показан ротор ГТУ, уложенный в опорные подшипники; на переднем плане хорошо виден ротор компрессора и статорные элементы.

Из шахты 4 воздух поступает в каналы, образованные поворотными лопатками 2 невращающегося входного направляющего аппарата (ВНА). Главная задача ВНА - сообщить потоку, движущемуся в осевом (или радиально-осевом) направлении вращательное движение. Каналы ВНА принципиально не отличаются от сопловых каналов паровой турбины: они являются конфузорными (суживающимися), и поток в них ускоряется, одновременно приобретая окружную составляющую скорости.

В современных ГТУ входной направляющий аппарат делают поворотным. Необходимость в поворотном ВНА вызвана стремлением не допустить снижения экономичности при снижении нагрузки ГТУ. Дело заключается в том, что валы компрессора и электрогенератора имеют одинаковую частоту вращения, равную частоте сети. Поэтому, если не использовать ВНА, то и количество воздуха, подаваемого компрессором в камеру сгорания, постоянно и не зависит от нагрузки турбины. А изменить мощность ГТУ можно только изменением расхода топлива в камеру сгорания. Поэтому при уменьшении расхода топлива и неизменности количества воздуха, подаваемого компрессором, снижается температура рабочих газов и перед газовой турбиной, и за ней. Это приводит к очень значительному снижению экономичности ГТУ. Поворот лопаток при снижении нагрузки вокруг оси 1 на 25 - 30° позволяет сузить проходные сечения каналов ВНА и уменьшить расход воздуха в камеру сгорания, поддерживая постоянным соотношение между расходом воздуха и топлива. Установка входного направляющего аппарата позволяет поддерживать температуру газов перед газовой турбиной и за ней постоянной в диапазоне мощности примерно 100-80 %.

На рисунке показан привод лопаток ВНА. К осям каждой лопатки крепится поворотный рычаг 2 , который через рычаг 4 связан с поворотным кольцом 1 . При необходимости изменения расхода воздуха кольцо 1 поворачивается с помощью тяг и электродвигателя с редуктором; при этом поворачиваются одновременно все рычаги 2 и соответственно лопатки ВНА 5 .

Закрученный с помощью ВНА воздух поступает в 1-ю ступень воздушного компрессора, которая состоит из двух решеток: вращающейся и неподвижной. Обе решетки в отличие от решеток турбины имеют расширяющиеся (диффузорные) каналы, т.е. площадь для прохода воздуха на входе F 1 меньше, чем F 2 на выходе.

При движении воздуха в таком канале, его скорость уменьшается (w 2 < w 1), а давление увеличивается (р 2 > р 1). К сожалению, сделать диффузорную решетку экономичной, т.е. чтобы скорость потока w 1 в максимальной степени преобразовалась бы в давление, а не в теплоту, можно только при небольшой степени сжатия р 2 /р 1 (обычно 1,2 - 1,3), что приводит к большому числу ступеней компрессора (14 - 16 при степени сжатия компрессора p к = 13 - 16).

На рисунке показано течение воздуха в компрессорной ступени. Из входного (неподвижного) поворотного соплового аппарата воздух выходит со скоростью c 1 (см. верхний треугольник скоростей), имеющий необходимую окружную закрутку (a 1 < 90°). Если расположенная за ВНА вращающаяся (рабочая) решетка имеет скорость u 1 , то относительная скорость входа в нее w 1 будет равна разности векторов c 1 и u 1 , и эта разность будет больше, чем c 1 т.е. w 1 > c 1 . При движении в канале скорость воздуха уменьшается до значения w 2 , и он выходит под углом b 2 , определяемым наклоном профилей. Однако вследствие вращения и подвода к воздуху энергии от рабочих лопаток его скорость с 2 в абсолютном движении будет больше, чем c 1 . Лопатки неподвижной решетки устанавливают так, чтобы вход воздуха в канал был безударным. Так как каналы этой решетки расширяющиеся, то скорость в ней уменьшается до значения c " 1 , а давление возрастает от р 1 до р 2 . Решетку проектируют так, чтобы c " 1 = c 1 , a a " 1 = a 1 . Поэтому во второй ступени и последующих ступенях процесс сжатия будет протекать аналогичным образом. При этом высота их решеток будет уменьшаться в соответствии с увеличившейся плотностью воздуха из-за сжатия.

Иногда направляющие лопатки нескольких первых ступеней компрессора выполняют поворотными точно так же, как и лопатки ВНА. Это позволяет расширить диапазон мощности ГТУ, при котором температура газов перед газовой турбиной и за ней остается неизменной. Соответственно повышается и экономичность. Применение нескольких поворотных направляющих аппаратов позволяет работать экономично в диапазоне 100 - 50 % мощности.

Последняя ступень компрессора устроена так же, как и предшествующие с той лишь разницей, что задачей последнего направляющего аппарата 1 является не только повышение давления, но и обеспечение осевого выхода потока воздуха. Воздух поступает в кольцевой выходной диффузор 23 , где давление повышается до максимального значения. С этим давлением воздух поступает в зону горения 9 .

Из корпуса воздушного компрессора выполняются отборы воздуха для охлаждения элементов газовой турбины. Для этого в его корпусе выполняют кольцевые камеры, сообщаемые с пространством за соответствующей ступенью. Воздух из камер отводится с помощью трубопроводов.

Кроме того, компрессор имеет так называемые антипомпажные клапаны и обводные трубопроводы 6 , перепускающие воздух из промежуточных ступеней компрессора в выходной диффузор газовой турбины при ее пуске и остановке. Это исключает неустойчивую работу компрессора при малых расходах воздуха (это явление называется помпажом), выражающуюся в интенсивной вибрации всей машины.

Создание высокоэкономичных воздушных компрессоров представляет собой чрезвычайно сложную задачу, которую, в отличие от турбин, невозможно решить только расчетом и проектированием. Поскольку мощность компрессора равна примерно мощности ГТУ, то ухудшение экономичности компрессора на 1 % приводит к снижению экономичности всей ГТУ на 2-2,5 %. Поэтому создание хорошего компрессора является одной из ключевых проблем создания ГТУ. Обычно компрессоры создаются путем моделирования (масштабирования), используя модельный компрессор, созданный путем длительной экспериментальной доводки.

Камеры сгорания ГТУ отличаются большим разнообразием. Выше показана ГТУ с двумя выносными камерами. На рисунке показана ГТУ типа 13Е мощностью 140 МВт фирмы ABB с одной выносной камерой сгорания, устройство которой аналогично устройству камеры, показанной на рисунке. Воздух из компрессора из кольцевого диффузора поступает в пространство между корпусом камеры и пламенной трубой и затем используется для горения газа и для охлаждения пламенной трубы.

Главный недостаток выносных камер сгорания - большие габариты, которые хорошо видны из рисунке. Справа от камеры размещается газовая турбина, слева - компрессор. Сверху в корпусе видны три отверстия для размещения антипомпажных клапанов и далее - привод ВНА. В современных ГТУ используют в основном встроенные камеры сгорания: кольцевые и трубчато-кольцевые.

На рисунке показана встроенная кольцевая камера сгорания. Кольцевое пространство для горения образовано внутренней 17 и наружной 11 пламенными трубами. Изнутри трубы облицованы специальными вставками 13 и 16 , имеющими термобарьерное покрытие со стороны, обращенной к пламени; с противоположной стороны вставки имеют оребрение, улучшающее их охлаждение воздухом, поступающим через кольцевые зазоры между вставками внутрь пламенной трубы. Таким образом, достигается температура пламенной трубы 750-800 °С в зоне горения. Фронтовое микрофакельное горелочное устройство камеры состоит из нескольких сотен горелок 10 , к которым подается газ из четырех коллекторов 5 -8 . Отключая коллекторы поочередно можно изменять мощность ГТУ.

Устройство горелки показано на рисунке. Из коллектора газ поступает по сверлению в штоке 3 к внутренней полости лопаток 6 завихрителя. Последний представляет собой полые радиальные прямые лопатки, заставляющие воздух, поступающий из камеры сгорания, закручиваться и вращаться вокруг оси штока. В этот вращающийся воздушный вихрь поступает природный газ из внутренней полости лопаток завихрителя 6 через мелкие отверстия 7 . При этом образуется однородная топливно-воздушная смесь, выходящая в виде закрученной струи из зоны 5 . Кольцевой вращающийся вихрь обеспечивает устойчивое горение газа.

На рисунке показана трубчато-кольцевая камера сгорания ГТЭ-180. В кольцевое пространство 24 между выходной частью воздушного компрессора и входной частью газовой турбины с помощью перфорированных конусов 3 помещают 12 пламенных труб 10 . Пламенная труба содержит многочисленные отверстия диаметром 1 мм, расположенные по кольцевым рядам на расстоянии 6 мм между ними; расстояние между рядами отверстий 23 мм. Через эти отверстия снаружи поступает «холодный» воздух, обеспечивая конвективно-пленочное охлаждение и температуру пламенной трубы не выше 850 °С. На внутреннюю поверхность пламенной трубы наносится термобарьерное покрытие толщиной 0,4 мм.

На фронтовой плите 8 пламенной трубы устанавливают горелочное устройство, состоящее из центральной пилотной горелки 6 , поджигающей топливо при пуске с помощью свечи 5 , и пяти основных модулей, один из которых показан на рисунке. Модуль позволяет сжигать газ и дизельное топливо. Газ через штуцер 1 после фильтра 6 поступает в кольцевой коллектор топливного газа 5 , а из нее - в полости, содержащие мелкие отверстия (диаметр 0,7 мм, шаг 8 мм). Через эти отверстия газ поступает внутрь кольцевого пространства. В стенках модуля выполнено шесть тангенциальных пазов 9 , через которые поступает основное количество воздуха, подаваемого для горения от воздушного компрессора. В тангенциальных пазах воздух закручивается и, таким образом, внутри полости 8 образуется вращающийся вихрь, движущийся к выходу из горелочного устройства. На периферию вихря через отверстия 3 поступает газ, смешивается с воздухом, и образовавшаяся гомогенная смесь выходит из горелки, где воспламеняется и сгорает. Продукты сгорания поступают к сопловому аппарату 1-й ступени газовой турбины.

Газовая турбина является наиболее сложным элементом ГТУ, что обусловлено в первую очередь очень высокой температурой рабочих газов, протекающих через ее проточную часть: температура газов перед турбиной 1350 °С в настоящее время считается «стандартной», и ведущие фирмы, в первую очередь General Electric, работают над освоением начальной температуры 1500 °С. Напомним, что «стандартная» начальная температура для паровых турбин составляет 540 °С, а в перспективе - температура 600-620 °С.

Стремление повысить начальную температуру связано, прежде всего, с выигрышем в экономичности, который она дает. Это хорошо видно из рисунке, обобщающего достигнутый уровень газотурбостроения: повышение начальной температуры с 1100 до 1450 °С дает увеличение абсолютного КПД с 32 до 40 %, т.е. приводит к экономии топлива в 25 %. Конечно, часть этой экономии связана не только с повышением температуры, но и с совершенствованием других элементов ГТУ, а определяющим фактором все-таки является начальная температура.

Для обеспечения длительной работы газовой турбины используют сочетание двух средств. Первое средство - применение для наиболее нагруженных деталей жаропрочных материалов, способных сопротивляться действию высоких механических нагрузок и температур (в первую очередь для сопловых и рабочих лопаток). Если для лопаток паровых турбин и некоторых других элементов применяются стали (т.е. сплавы на основе железа) с содержанием хрома 12-13 %, то для лопаток газовых турбин используют сплавы на никелевой основе (нимоники), которые способны при реально действующих механических нагрузках и необходимом сроке службы выдержать температуру 800-850 °С. Поэтому вместе с первым используют второе средство - охлаждение наиболее горячих деталей.

Для охлаждения большинства современных ГТУ используется воздух, отбираемый из различных ступеней воздушного компрессора. Уже работают ГТУ, в которых для охлаждения используется водяной пар, который является лучшим охлаждающим агентом, чем воздух. Охлаждающий воздух после нагрева в охлаждаемой детали сбрасывается в проточную часть газовой турбины. Такая система охлаждения называется открытой. Существуют замкнутые системы охлаждения, в которых нагретый в детали охлаждающий агент направляется в холодильник и затем снова возвращается для охлаждения детали. Такая система не только весьма сложна, но и требует утилизации тепла, отбираемого в холодильнике.

Система охлаждения газовой турбины - самая сложная система в ГТУ, определяющая ее срок службы. Она обеспечивает не только поддержание допустимого уровня рабочих и сопловых лопаток, но и корпусных элементов, дисков, несущих рабочие лопатки, запирание уплотнений подшипников, где циркулирует масло и т.д. Эта система чрезвычайно сильно разветвлена и организуется так, чтобы каждый охлаждаемый элемент получал охлаждающий воздух тех параметров и в том количестве, который необходим для поддержания его оптимальной температуры. Излишнее охлаждение деталей так же вредно, как и недостаточное, так как оно приводит к повышенным затратам охлаждающего воздуха, на сжатие которого в компрессоре затрачивается мощность турбины. Кроме того, повышенные расходы воздуха на охлаждение приводят к снижению температуры газов за турбиной, что очень существенно влияет на работу оборудования, установленного за ГТУ (например, паротурбинной установки, работающей в составе ПТУ). Наконец, система охлаждения должна обеспечивать не только необходимый уровень температур деталей, но и равномерность их прогрева, исключающую появление опасных температурных напряжений, циклическое действие которых приводит к появлению трещин.

На рисунке показан пример схемы охлаждения типичной газовой турбины. В прямоугольных рамках приведены значения температур газов. Перед сопловым аппаратом 1-й ступени 1 она достигает 1350 °С. За ним, т.е. перед рабочей решеткой 1-й ступени она составляет 1130 °С. Даже пе­ред рабочей лопаткой последней ступени она находится на уровне 600 °С. Газы этой температуры омывают сопловые и рабочие лопатки, и если бы они не охлаждались, то их температура равнялась бы температуре газов и срок их службы ограничивался бы несколькими часами.

Для охлаждения элементов газовой турбины используется воздух, отбираемый от компрессора в той его ступени, где его давление несколько больше, чем давление рабочих газов в той зоне газовой турбины, в которую подается воздух. Например, на охлаждение сопловых лопаток 1-й ступени охлаждающий воздух в количестве 4,5 % от расхода воздуха на входе в компрессор отбирается из выходного диффузора компрессора, а для охлаждения сопловых лопаток последней ступени и примыкающего участка корпуса - из 5-й ступени компрессора. Иногда для охлаждения самых горячих элементов газовой турбины воздух, отбираемый из выходного диффузора компрессора, направляют сначала в воздухоохладитель, где его охлаждают (обычно водой) до 180-200 °С и затем направляют на охлаждение. В этом случае воздуха для охлаждения требуется меньше, но при этом появляются затраты на воздухоохладитель, усложняется ГТУ, теряется часть теплоты, отводимой охлаждающей водой.

Газовая турбина обычно имеет 3-4 ступени, т.е. 6-8 венцов решеток, и чаще всего охлаждаются лопатки всех венцов, кроме рабочих лопаток последней ступени. Воздух для охлаждения сопловых лопаток подводится внутрь через их торцы и сбрасываются через многочисленные (600-700 отверстий диаметром 0,5-0,6 мм) отверстия, расположенные в соответствующих зонах профиля. К рабочим лопаткам охлаждающий воздух подводится через отверстия, выполненные в торцах хвостовиков.

Для того чтобы понять, как устроены охлаждаемые лопатки, необходимо хотя бы в общих чертах рассмотреть технологию их изготовления. Ввиду исключительной трудности механической обработки никелевых сплавов для получения лопаток в основном используется точное литье по выплавляемым моделям. Для его реализации сначала по специальной технологии формовки и термообработки из материалов на основе керамики изготавливают литейные стержни. Литейный стержень - это точная копия полости внутри будущей лопатки, в которую будет поступать и протекать в необходимом направлении охлаждающий воздух. Литейный стержень помещают в пресс-форму, внутренняя полость в которой полностью соответствует лопатке, которую необходимо получить. Получающееся свободное пространство между стержнем и стенкой пресс-формы запол­няют нагретой легкоплавкой массой (например, пластмассой), которая застывает. Стержень вместе с обволакивающей ее застывающей массой, повторяющей внешнюю форму лопатки, представляет собой выплавляемую модель. Ее помещают в литейную форму, к которой подают расплав нимоника. Последний выплавляет пластмассу, занимает ее место и в результате появляется литая лопатка с внутренней полостью, заполненной стержнем. Стрежень удаляют вытравливанием специальными химическими растворами. Полученные сопловые лопатки практически не требуют дополнительной механической обработки (кроме изготовления многочисленных отверстий для выхода охлаждающего воздуха). Рабочие литые лопатки требуют обработки хвостовика с помощью специального абразивного инструмента.

Описанная вкратце технология заимствована из авиационной техники, где достигнутые температуры гораздо выше, чем в стационарных паровых турбинах. Трудность освоения этих технологий связана с гораздо большими размерами лопаток для стационарных ГТУ, которые растут пропорционально расходу газов, т.е. мощности ГТУ.

Весьма перспективным представляется использование так называемых монокристаллических лопаток, которые изготавливаются из одного кристалла. Связано это с тем, что наличие границ зерен при длительном пребывании при высокой температуре приводит к ухудшению свойств металла.

Ротор газовой турбины представляет собой уникальную сборную конструкцию. Перед сборкой отдельные диски 5 компрессора и диска 7 газовой турбины облопачиваются и балансируются, изготавливаются концевые части 1 и 8 , проставочная часть 11 и центральный стяжной болт 6 . Каждый из дисков имеет два кольцевых воротника, на котором выполнены хирты (по имени изобретателя - Hirth), - строго радиальные зубья треугольного профиля. Смежные детали имеют точно такие же воротники с точно такими же хиртами. При хорошем качестве изготовления хиртового соединения обеспечивается абсолютная центровка смежных дисков (это обеспечивает радиальность хиртов) и повторяемость сборки после разборки ротора.

Ротор собирается на специальном стенде, представляющем собой лифт с кольцевой площадкой для монтажного персонала, внутри которой осуществляется сборка. Сначала собирается на резьбе концевая часть ротора 1 и стяжной стержень 6 . Стержень ставится вертикально внутри кольцевой площадки и сверху на него с помощью крана опускается диск 1-й ступени компрессора. Центровка диска и концевой части осуществляется хиртами. Перемещаясь на специальном лифте вверх, монтажный персонал диск за диском [сначала компрессора, затем проставочная часть, а затем турбины и правой концевой части 8 ] собирает весь ротор. На правый конец навинчивается гайка 9 , а на оставшуюся часть резьбовой части стяжного стержня устанавливается гидравлическое устройство, сдавливающее диски и вытягивающее стяжной стержень. После вытяжки стержня гайка 9 навинчивается до упора, и гидравлическое устройство снимается. Растянутый стержень надежно стягивает диски между собой и превращает ротор в единую жесткую конструкцию. Собранный ротор извлекают из сборочного стенда, и он готов к установке в ГТУ.

Главным преимуществом ГТУ является ее компактность. Действительно, прежде всего, в ГТУ отсутствует паровой котел, - сооружение, достигающее большой высоты и требующее для установки отдельного помещения. Связано это обстоятельство, прежде всего с высоким давлением в камере сгорания (1,2-2 МПа); в котле горение происходит при атмосферном давлении и соответственно объем образующихся горячих газов оказывается в 12-20 раз больше. Далее, в ГТУ процесс расширения газов происходит в газовой турбине, состоящей всего из 3-5 ступеней, в то время как паровая турбина, имеющая такую же мощность, состоит из 3-4 цилиндров, заключающих 25-30 ступеней. Даже с учетом и камеры сгорания, и воздушного компрессора ГТУ мощностью 150 МВт имеет длину 8-12 м, а длина паровой турбины такой же мощности при трехцилиндровом исполнении в 1,5 раза больше. При этом для паровой турбины кроме котла необходимо предусмотреть установку конденсатора с циркуляционными и конденсатными насосами, систему регенерации из 7-9 подогревателей, питательные турбонасосы (от одного до трех), деаэратор. Как следствие, ГТУ может быть установлена на бетонное основание на нулевой отметке машинного зала, а ПТУ требует рамного фундамента высотой 9-16 м с размещением паровой турбины на верхней фундаментной плите и вспомогательного оборудования - в конденсационном помещении.

Компактность ГТУ позволяет осуществить ее сборку на турбинном заводе, доставить в машинный зал железнодорожным или автодорожным транспортом для установки на простом фундаменте. Так, в частности, транспортируется ГТУ с встроенными камерами сгорания. При транспортировке ГТУ с выносными камерами последние транспортируются отдельно, но легко и быстро присоединяются с помощью фланцев к модулю компрессор - газовая турбина. Паровая турбина поставляется многочисленными узлами и деталями, монтаж как ее самой, так и многочисленного вспомогательного оборудования и связей между ними занимает в несколько раз больше времени, чем ГТУ.

ГТУ не требует охлаждающей воды. Как следствие, в ГТУ отсутствует конденсатор и система технического водоснабжения с насосной установкой и градирней (при оборотном водоснабжении). В результате все это приводит к тому, что стоимость 1 кВт установленной мощности газотурбинной электростанции значительно меньше. При этом стоимость собственно ГТУ (компрессор + камера сгорания + газовая турбина) из-за ее сложности оказывается в 3-4 раза больше, чем стоимость паровой турбины такой же мощности.

Важным преимуществом ГТУ является ее высокая маневренность, определяемая малым уровнем давления (по сравнению с давлением в паровой турбине) и, следовательно, легким прогревом и охлаждением без возникновения опасных температурных напряжений и деформаций.

Однако ГТУ имеют и существенные недостатки, из которых, прежде всего, необходимо отметить меньшую экономичность, чем у паросиловой установки. Средний КПД достаточно хороших ГТУ составляет 37-38 %, а паротурбинных энергоблоков - 42-43 %. Потолком для мощных энергетических ГТУ, как он видится в настоящее время, является КПД на уровне 41-42 %, (а может быть и выше с учетом больших резервов повышения начальной температуры). Меньшая экономичность ГТУ связана с высокой температурой уходящих газов.

Другим недостатком ГТУ является невозможность использования в них низкосортных топлив, по крайней мере, в настоящее время. Она может хорошо работать только на газе или на хорошем жидком топливе, например дизельном. Паросиловые энергоблоки могут работать на любом топливе, включая самое некачественное.

Низкая начальная стоимость ТЭС с ГТУ и одновременно сравнитель­но низкая экономичность и высокие стоимость используемого топлива и маневренность определяют основную область индивидуального использования ГТУ: в энергосистемах их следует применять как пиковые или резервные источники мощности, работающие несколько часов в сутки.

Вместе с тем ситуация кардинально изменяется при использовании теплоты уходящих газов ГТУ в теплофикационных установках или в комбинированном (парогазовом) цикле.