паровые и газовые турбины для электростанций

горелками 1, зону 2, в которой происходит горение топлива при режимах, близких к номинальному, и зону 3, где осуществляется смешение продуктов сгорания с воздухом для получения требуемой начальной температуры перед газовой турбиной.

Система сжигания работает следующим образом. Зажигание горелок камеры, разгон ротора ГТУ до синхронной частоты вращения, включение в сеть

ивзятие нагрузки до 20 % обеспечиваются подачей топлива только в зону 1 горелками 1. Далее дополнительно зажигается центральная горелка, в которую подается до 30 % общего расхода топлива, горение происходит в зонах 1 и 2, что позволяет повысить нагрузку до 40 %. Затем горелки 1 гасятся

ивсе топливо подается только в центральную горелку, горение происходит только в зоне 2, после чего начинается перевод части топлива на топливные горелки 1, но при этом в зоне 1 горения не возникает, а сама она служит для образования обедненной гомогенной смеси топливного газа и воздуха, которая подается в зону 2. Таким образом, основным режимом работы (нагрузка ГТУ составляет 40—100 %) является сжигание в основном гомогенной смеси, в которой содержится до 83 % сжигаемого топлива. Остальные 13 % топлива подаются в центральную горелку, которая играет роль дежурной. При этом за горлом сопла Вентури образуется тороидальный рециркуляционный вихрь, обеспечивающий стабильность горения.

Для изготовления пламенных труб и переходных патрубков используют сплавы на основе никеля с высоким содержанием хрома и кобальта (примерно

по 20 %) или на основе кобальта с примерно таким же содержанием хрома и никеля. Изнутри на стенки пламенных труб с помощью плазменного напыления на воздухе наносится двухслойное термобарьерное покрытие толщиной 0,4—0,65 мм, позволяющее снизить температуру стенки этих элементов на 60—130 °С.

13.4. КОНСТРУКЦИИ ТИПИЧНЫХ СОВРЕМЕННЫХ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

Конструкции газотурбинных установок быстро совершенствуются и отличаются большим разнообразием. Выше была подробно рассмотрена ГТЭ-160 с выносными камерами сгорания (см. рис. 13.1). Рассмотрим еще две конструкции ГТУ, изучив которые, можно легко понять конструкции и других ГТУ.

Газотурбинная установка V94.3A фирмы «Сименс». Конструкция ГТУ V94.3A представлена на рис. 13.24, а ее параметры — в табл. 13.1.

Газотурбинная установка представляет собой интегральную конструкцию, содержащую в едином корпусе компрессор, камеру сгорания и газовую турбину.

Ротор ГТУ выполнен сборным из дисков и промежуточных элементов, стянутых центральным стяжным болтом, и его конструкция аналогична конструкции, представленной на рис. 13.2. Ротор укладывается в два опорных подшипника, причем передний подшипник — комбинированный, включающий в себя и упорный подшипник. Привод

генератора осуществляется со стороны всасывающей части компрессора через вал-проставку, уходящие газы после газовой турбины поступают в осевой диффузор, а из него — в дымовую трубу или котел-утилизатор.

Компрессор ГТУ включает в себя 15 ступеней и спроектирован с использованием авиационных технологий. На входе в него установлен поворотный ВНА, обеспечивающий постоянство температуры за ГТУ в диапазоне мощности 60—100 %. Направляющие аппараты последних семи ступеней компрессора из-за высокой температуры установлены в отдельной обойме, причем так, что ее центровка относительно ротора может корректироваться при закрытом цилиндре. Любая из компрессорных лопаток, в том числе и направляющих аппаратов нижней половины корпуса, может быть заменена без извлечения ротора из машины.

Корпус компрессора выполнен с максимальной осевой симметрией, обеспечивающей осевые и радиальные температурные расширения в соответствии с расширением дисков ротора.

Камера сгорания — кольцевая, малогабаритная. Ее конструкция описана выше (см. рис. 13.19— 13.21).

Газовая турбина состоит из четырех ступеней. Все венцы, кроме рабочих лопаток последней ступени, — охлаждаемые. Схема охлаждения газовой турбины показана на рис. 13.25, а. Сопловой аппарат первой ступени снабжается «свежим» воздухом, отбираемым за компрессором, отдельно для передней и задней частей сопловой лопатки (см. рис. 13.25, б). К остальным сопловым аппаратам охлаждающий воздух подается по трубопроводам из ступеней компрессора с соответствующим давлением. Для охлаждения рабочих лопаток первой ступени воздух берется за компрессором, двух последующих ступеней — за двенадцатой ступенью компрессора.

Газотурбинная установка MS9001FA фирмы «Дженерал Электрик». Конструкция MS9001FA показана на рис. 13.26. При условиях ISO в простом цикле ГТУ развивает мощность 226 МВт и имеет температуру уходящих газов 590 °С. Температура газов перед рабочими лопатками первой ступени составляет 1288 °С, расход воздуха на входе в компрессор — 617 кг/с, его степень сжатия — 15. Коэффициент полезного действия ГТУ равен 36,3 %.

Воздух из комплектного воздухоочищающего устройства, не показанного на рисунке, после фильтрации твердых частиц размером больше 5 мкм и нагрева, исключающего в зимнее время образова-

ние льда, поступает во входную часть компрессора

2, состоящую из внешнего и внутреннего обводов, соединенных стойками 21. В нижнюю половину внутреннего обвода встроена нижняя половина корпуса опорного 3 и упорного подшипников. На выходе из входной части компрессора устанавливаются лопатки входного направляющего аппарата 32, с помощью которого можно в определенных пределах изменять расход воздуха через компрессор и поддерживать неизменной температуру перед газовой турбиной и за ней.

Далее воздух последовательно сжимается в 18 ступенях компрессора. Направляющие аппараты крепятся непосредственно в верхней и нижней половинах корпуса компрессора, который состоит из передней 17 и задней 12 частей, соединенных вертикальным фланцевым разъемом. Из камер 9

часть воздуха отбирается для охлаждения деталей газовой турбины.

В отличие от компрессорных лопаток фирмы «Сименс» компрессорные лопатки рассматриваемой ГТУ выполнены из материала, не поддающегося коррозии и поэтому не имеющего антикоррозионного покрытия.

Конструкция ротора ГТУ — сборная, она рассмотрена выше (см. рис. 13.9).

Вал генератора крепится непосредственно к ротору ГТУ муфтой со стороны компрессора, что обеспечивает стабильное температурное состояние корпуса переднего подшипника и сохранение центровки. Газовая турбина имеет осевой выход газа, наиболее удобный для сочленения с котлом-утили- затором.

Ротор газовой турбины охлаждается воздухом, отобранным из семнадцатой ступени компрессора. Лопатки сопловых аппаратов всех трех ступеней и рабочие лопатки первых двух ступеней газовой турбины выполнены охлаждаемыми. Сопловые аппараты первой и второй ступеней имеют конвективнопленочное охлаждение, третьей ступени — конвективное. Сопловые лопатки первой ступени отлиты из сплава на основе кобальта, остальных ступеней — из сплава на основе никеля. Все лопатки имеют термозащитные покрытия от высокотемпературной коррозии различного типа, отвечающие условиям их работы. Рабочие лопатки первой ступени отлиты по технологии направленной кристаллизации и имеют конвективно-пленочное охлаждение (см. рис. 13.12). Они выполнены с z-образными интегральными бандажами для повышения вибрационной надежности и уменьшения периферийных утечек.

Газотурбинная установка оборудована встроенной трубчато-кольцевой камерой сгорания, подробно рассмотренной выше (см. рис. 13.22).

13.5. ПУСКОВЫЕ И ПЕРЕМЕННЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ, СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ГТУ

Пуск ГТУ. В отличие от паровой турбины, пуск которой производится паром от котла, для запуска в работу ГТУ необходимо пусковым устройством привести во вращение ротор турбокомпрессора, воздух от компрессора одновременно с топливом подать в камеру сгорания, зажечь пилотные горелки и перейти к дальнейшим операциям по пуску ГТУ.

Пуск простой одновальной ГТУ состоит из следующих операций.

1. Ротор разворачивается пусковым устройством. Для крупных энергетических турбин в качестве пускового устройства, как правило, используется собственный электрический генератор ГТУ, который при пуске питается от пускового тиристорного устройства и работает в режиме электродвигателя, разворачивая ротор ГТУ до определенной частоты вращения, составляющей обычно 0,2—0,3 номинальной. Наибольшую опасность при развороте представляет так называемый помпаж, возникающий при малых расходах воздуха через компрессор.

Для оценки работы компрессора на различных режимах и его эксплуатационных качеств пользуются характеристиками, которые строятся на основании опытных данных, полученных при специальных испытаниях. Наиболее часто употребляют характеристики, выражающие графически зависи-

мость отношения давлений ε и КПД компрессора η

к

от G при заданной частоте вращения п. По ним

к

легко судить об экономичности и устойчивости

работы компрессора на разных режимах. На

рис. 13.27 представлены такие характеристики для многоступенчатого осевого компрессора. Как можно видеть, при каждой частоте вращения п КПД

компрессора η и отношение давлений ε достигают

к

максимума при определенном расходе воздуха, который тем больше, чем выше п. При заданном

значении п уменьшение расхода G ниже опреде-

к

ленного предела вызывает неустойчивую работу компрессора, называемую помпажем. Работа ГТУ в

области помпажа недопустима, так как в компрессоре появляются сильные пульсации потока воздуха, возникает вибрация лопаток и всего компрессора, что может привести к серьезной аварии. Линия АБ, соединяющая точки начала помпажа при различных значениях п, называется границей помпажа. Слева от нее расположена область помпажа, а справа — область устойчивых режимов работы компрессора.

прессора

Наиболее вероятно возникновение помпажа при пуске ГТУ, когда частота вращения ротора и расход воздуха через компрессор малы, а давление за компрессором резко повышается при зажигании горелок камеры сгорания.

Для устранения помпажа применяются антипомпажные клапаны, которые имеют два положе-

ния: закрыт—открыт.

Клапаны открываются перед пуском ГТУ, и через них сбрасывается часть воздуха из промежуточных ступеней компрессора в атмосферу. При этом увеличивается расход воздуха на входе в компрессор, и тем самым режим работы компрессора удаляется от границы помпажа (см. рис. 13.27).

Для регулирования расхода воздуха при пусковом режиме, а также при режимах частичной мощности применяются регулируемые (поворотные) направляющие аппараты перед компрессором и/или на нескольких первых ступенях компрессора.

Таким образом, в период пуска регулируемые ВНА прикрыты для снижения расхода воздуха.

Вначале пуска открыты антипомпажные клапаны.

2.Топливо подается в камеру сгорания, и образующаяся в смесительном устройстве камеры сгорания топливовоздушная смесь зажигается с помощью запального устройства (плазменного зажигателя).

Расход топлива увеличивается путем открытия топливного клапана. По мере увеличения расхода топлива растут: температура газов перед турбиной,

мощность газовой турбины и частота вращения ротора турбоагрегата.

При определенной температуре газа перед турбиной и некоторой частоте вращения устанавливается равенство мощности газовой турбины и мощности, потребляемой воздушным компрессором (с учетом механических потерь в подшипниках и пр.). В этом состоянии после небольшого дополнительного увеличения расхода топлива пусковое устройство отключается, и ГТУ переходит в режим самоходности.

3. При дальнейшем увеличении расхода топлива турбоагрегат разворачивается газовой турбиной до достижения номинальной частоты вращения, затем производятся синхронизация электрического генератора с сетью и включение его в сеть.

Таким образом турбоагрегат выводится на режим холостого хода.

В процессе пуска антипомпажные клапаны закрываются, а входные направляющие аппараты устанавливаются в положения, предписываемые программой запуска. При этом, как правило, обеспечивается уменьшенный по сравнению с номинальным расход воздуха через компрессор.

Нагружение ГТУ. В процессе нагружения ГТУ до номинальной мощности увеличивается расход топлива открытием регулирующего клапана, изменяются углы установки входных направляющих аппаратов компрессора по соответствующей программе, расход воздуха увеличивается до номинального значения.

Работа ГТУ на переменных режимах. Переменные режимы ГТУ простого цикла определяются следующими внешними по отношению к ГТУ причинами.

Первая причина — необходимость изменить мощность, вырабатываемую ГТУ, если изменилась мощность, потребляемая, например, электрическим генератором, из-за изменения подключенной к генератору электрической нагрузки потребителей. Такое всегда наблюдается в автономной системе, где ГТУ служит приводом электрического генератора, работающего на автономную электрическую сеть.

Если ГТУ приводит электрический генератор, включенный параллельно с другими производителями мощности, т.е. работающий на общую сеть (энергосистему), то необходимо изменить мощность данной ГТУ в случае изменения общей потребляемой мощности в системе.

Вторая причина — изменение атмосферных условий: давления и особенно температуры атмосферного воздуха, забираемого компрессором.

Таким образом, для ГТУ, как и для любого первичного двигателя, основной задачей управления является обеспечение необходимой (заданной потребителем) мощности, а для энергетических ГТУ

необходимым требованием при этом должно быть поддержание постоянной частоты вращения приводимого электрического генератора.

Эта задача и требование должны быть выпол-

нены при произвольных атмосферных условиях.

Естественно, переменные режимы работы ГТУ следует осуществлять таким образом, чтобы экономичность при каждом режиме была максимально

высокой.

Рассмотрим, как можно удовлетворить сформулированным условиям на примере простой одновальной ГТУ, предназначенной для привода электрического генератора при постоянной частоте

вращения.

Пример выбран не только по соображениям простоты анализа, но также и вследствие наибольшего распространения таких ГТУ на ТЭС в качестве самостоятельных двигателей (пиковых и резервных) и в составе парогазовых установок различного

типа (см. § 13.6).

Вначале примем, что основные агрегаты ГТУ — компрессор, камера сгорания, газовая турбина — имеют неизменяемые сечения в газовоздушном

тракте.

Для одновальной ГТУ простого типа с неизменяемыми сечениями в проточной части и при данных атмосферных условиях имеется единственный способ изменить режим ее работы — это изменение расхода топлива путем воздействия на клапан, подающий топливо (жидкое или газообразное) в

камеру сгорания.

Предположим, что в исходном состоянии ГТУ работает на номинальной мощности и требуется ее уменьшить. Для этого воздействием на регулирующий клапан (РК) снижают расход топлива в камеру сгорания. Вслед за этим происходит следующее: температура газов за камерой сгорания уменьшается, давление газа перед газовой турбиной понижается (вследствие уменьшения температуры газа) и соответственно снижается давление воздуха за компрессором. Поскольку частота вращения вала ГТУ остается неизменной, то в соответствии с рас-

ходной характеристикой компрессора при n = n =

1

= const (см. рис. 13.27) расход воздуха несколько возрастает.

Итак, уменьшение расхода топлива в целях снижения мощности в ГТУ этого типа ведет к некоторому увеличению расхода воздуха, к снижению температуры газов за камерой сгорания и перед газовой турбиной, а это приводит к снижению эко-

номичности.

КПД ГТУ рассматриваемого типа по (12.12)

которая справедлива (с несущественными уточнениями) не только для номинального (расчетного), но и для любого переменного стационарного режима.

В рассматриваемом случае все параметры в (13.1) изменяются таким образом, что это приводит к снижению КПД. Наиболее существенно снижается КПД из-за уменьшения начальной темпера-

туры газа Т и снижения отношения давлений ε.

с

Влияние этих величин на КПД показано на рис. 12.5 и 12.16. При частичных мощностях ГТУ,

Из уравнения мощности (N = GH) видно, что в данном случае мощность уменьшается за счет снижения полезной работы ГТУ Н, и при этом расход

G, как отмечено, даже несколько возрастает. Такой

характер изменения мощности называется качественным регулированием — это наиболее неблаго-

приятный (наименее экономичный) способ измене-

ния мощности ГТУ.

Количественное регулирование — это такой способ изменения мощности двигателя, при котором изменяется только расход рабочего тела, в то время как температура среды в различных точках газовоз-

Из (13.1) следует, что при количественном регулировании КПД ГТУ остается близким к номинальному (расчетному) значению.

Количественное регулирование в ГТУ открытого процесса не может быть реализовано в чистом виде, это происходит из-за того, что одно из давлений в цикле — атмосферное и вообще не зависит от режима ГТУ.

Однако можно реализовать промежуточный случай, когда при частичных режимах мощность изменяется не только за счет изменения H, но также вследствие изменения расхода среды G.

Очевидно, что экономичность ГТУ на частичных нагрузках тем выше, чем значительнее удается сократить расход среды, т.е. уменьшить расход воздуха через компрессор при соответствующей мощности ГТУ.

В современных ГТУ простого типа это достигается применением поворотных направляющих аппаратов компрессора: лопатки входного направляющего аппарата, а также иногда и направляющие лопатки нескольких первых ступеней компрессора имеют механизм привода, обеспечивающий одновременный поворот всех лопаток каждого венца относительно их осей. При этом изменяется проходное сечение направляющего аппарата.

Таким способом удается менять расход воздуха через компрессор в пределах 70—100 % номиналь-

ного расхода при достаточно высоком КПД компрессора.

Прямым следствием снижения расхода воздуха через компрессор при частичных мощностях ГТУ является поддержание температуры газа перед турбиной и за ней на более высоком уровне. Вследствие более высокой температуры газа перед газовой турбиной достигается более высокий КПД ГТУ, а повышенная температура td за турбиной обусловливает

повышенную экономичность при частичных нагрузках парогазовых установок, для которых чем выше td, тем выше экономичность паротурбинной части

ПГУ (см. § 13.6), следовательно, и ПГУ в целом.

Влияние атмосферных условий на мощность и экономичность ГТУ простого типа оказывается значительным. Особенно существенно влияет температура ta забираемого компрессором воздуха на мощ-

ность ГТУ.

В качестве примера на рис. 13.28 представлены характеристики ГТУ V94.3A фирмы «Сименс» при переменной температуре наружного воздуха.

При понижении температуры воздуха мощность

и КПД растут. При ta = t < 1 °С мощность дости-

н.в

гает предельно допустимого значения по условию максимальной мощности генератора. В этом интервале ta приходится снижать температуру газов

перед турбиной ниже ее номинального значения.

Особенности системы управления ГТУ. Для обеспечения нормальной эксплуатации при всех существующих (номинальном, переменных и пере-

ходных) режимах газотурбинная установка имеет

системы управления, регулирования, защиты.

В современных крупных ГТУ используются автоматизированные системы управления (АСУ), выполняющие следующие функции:

1)автоматическое и дистанционное управление пуском, нагружением, разгружением и остановкой ГТУ;

2)регулирование (поддержание на задаваемом уровне или в заданных пределах) следующих параметров:

частоты вращения турбоагрегата с заданной степенью неравномерности;

температур газа перед турбиной и за ней; активной нагрузки электрического генератора; режима работы компрессора на необходимом

удалении от границы помпажа;

3)защиту ГТУ: отключение и остановку при аварийных ситуациях, из которых наиболее серьезными являются:

недопустимое повышение температуры газа перед газовой турбиной и за ней:

недопустимое повышение частоты вращения ротора;

недопустимое падение давления масла для смазки подшипников;

недопустимый осевой сдвиг ротора; погасание факела в камере сгорания; приближение к границе помпажа компрессора;

недопустимое повышение виброскорости шеек ротора и/или корпусов подшипников.

Автоматизированная система управления современной энергетической ГТУ выполняется (подобно ПТУ, см. гл. 9), как правило, электрогидравлической, в нее входят электрическая часть (ЭЧСР) на микропроцессорной базе и гидравлическая часть (ГЧСР).

Как видно, функциональные задачи и структура АСУ ГТУ во многом аналогичны задачам и структуре АСУ паровых турбин.

Имеющиеся отличия связаны с особенностями ГТУ как объекта регулирования. Перечислим главные из этих особенностей.

1. По сравнению с паровыми турбинами в ГТУ для управления машиной требуются меньшие размеры стопорных и регулирующих клапанов, меньшие размеры и перестановочные усилия сервомоторов, и при этом проще обеспечить большее их быстродействие.

2. Регулирование режима ГТУ производится воздействием на регулирующие топливные кла-

паны, подающие топливо непосредственно в камеру сгорания, что обусловливает существенно меньшую, чем в котле ПТУ, инерционность процесса подвода теплоты к рабочему телу в камере сгора-

ния ГТУ. В ГТУ имеется возможность быстрого изменения температуры газа перед турбиной. Это придает особую важность регулированию температуры газа перед турбиной и за ней.

3. Газотурбинная установка весьма чувствительна к изменению атмосферных условий, в осо-

бенности к изменению температуры воздуха на входе в компрессор.

Система регулирования мощности должна обеспечивать требуемые режимы работы ГТУ для любых реально возможных параметров наружного воздуха с достаточной надежностью.

4.Для ГТУ имеется опасность возникновения помпажа компрессора. Для надежной работы ГТУ необходимо, чтобы на всех возможных режимах работы помпаж компрессора был безусловно исключен с некоторым определенным запасом по отношению к границе помпажа.

5.Для пуска ГТУ необходима предварительная раскрутка ротора с помощью пускового устройства.

Автоматизированные системы управления современных ГТУ включают в себя составляющие части, обеспечивающие функционирование установки с учетом названных ее особенностей.

13.6. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

На тепловых электростанциях ГТУ применяются в качестве пиковых, полупиковых и базовых агрегатов, резервных двигателей и, в частности, для покрытия собственных нужд станции. Наибольшее развитие в последние годы приобретает применение ГТУ в комплекте с паротурбинными установками, а также для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ.

Совершенствование ГТУ, в первую очередь освоение высоких температур газа (до 1300—1500 °С)

иповышение единичной мощности (220—340 МВт

ивыше), позволяет рассматривать ГТУ как весьма перспективный двигатель для тепловых электростанций. Коэффициент полезного действия собственно ГТУ пока не достигает значений КПД, полученных на крупных современных паротурбинных электростанциях, однако в сочетании с паротурбинной установкой ГТУ образует парогазотурбинную установку (парогазовую установку), которая может быть реализована во многих вариантах, и некоторые типы таких комбинированных установок достигают рекордных значений КПД среди всех тепловых двигателей. В настоящее время наиболее экономичные типы ПГУ имеют КПД 58 % и выше. Все изложенное относится к ТЭС, использующим газообразное или жидкое (преимущественно газообразное) топливо в качестве основного и резервного.

Как уже отмечалось, применение в ГТУ непосредственно твердого топлива не освоено и тесно связано с прогрессом в освоении эффективных способов его газификации. В этом направлении ведутся интенсивные работы, созданы системы и реакторы для газификации твердого топлива и сооружены

первые энергетические установки с использованием ГТУ в качестве основных двигателей таких установок. Для повышения КПД здесь возможно и целесообразно также использовать ГТУ в комплексе с ПТУ, т.е. ПГУ.

Основными тепловыми потерями в цикле собственно ГТУ, как уже не раз отмечалось, являются потери теплоты с уходящими газами. Поэтому применение ГТУ на электростанциях, как правило, предусматривает систему использования этой теплоты.

Наряду с рассмотренным способом снижения потерь теплоты с уходящими газами от газовой турбины — регенерацией теплоты в теплообменнике (регенераторе) — уходящая теплота может быть использована для подогрева воды в газоводяных сетевых подогревателях для нужд теплофикации или для получения пара в котле-утилизаторе, использующегося в паровой турбине (схема ПГУ-У).

Рассмотрим примеры выполненных ГТУ, предназначенных для выработки электроэнергии на ТЭС.

Пиковые ГТУ. Для покрытия пиковых нагрузок целесообразно применение ГТУ. Действительно, удельная стоимость ГТУ в 1,5—2 раза меньше стоимости крупных ПТУ, обслуживание их значительно проще, а время пуска из холодного состояния при соответствующем конструктивном выполнении составляет 5—15 мин. При характерном для пиковых турбин числе часов работы в году 500—2000 применение ГТУ оказывается рентабельным даже при сравнительно низком КПД (0,26—0,29) и без использования теплоты уходящих газов.

Обычно современные ГТУ, выполненные по простой схеме, производятся как универсальные агрегаты, приспосабливаемые для различных режимов работы. При этом изменяется, как правило, начальная температура газов перед турбиной, и для пикового использования ввиду наименьшего числа часов работы в году ГТУ эксплуатируется при более высоких tc и, следовательно, более высоких

мощности и КПД, чем для полупиковых и базовых режимов работы.

В последних двух случаях целесообразно, естественно, предусматривать работу ГТУ в составе комбинированных агрегатов, т.е. в составе ПГУ, так как последние имеют существенно более высокий КПД и дают экономию топлива (до 1,5 раза в лучших современных ПГУ).

Поэтому все ведущие зарубежные фирмы, такие как «Дженерал Электрик», «Сименс», «Мицубиси», производящие ГТУ, поставляют их и для пиковых условий эксплуатации.

Применение ГТУ в качестве пиковых агрегатов рассмотрим на примере.

Газотурбинная установка мощностью 150 МВт конструкции и производства ЛМЗ. Газотурбинная установка ГТЭ-150 (рис. 13.29) выполнена одновальной, по простой схеме. Две такие установки работают на жидком топливе на ГРЭС-3 Мосэнерго.

Воздух в количестве 630 кг/с проходит воздухоочистку и глушитель и попадает во входной патрубок 1 компрессора 2. Проточная часть компрессора состоит из поворотного входного направляющего аппарата 3, 14 ступеней сжатия 4 и выходного диффузора 5.

От компрессора воздух поступает противотоком в 14 блочно-секционных камер сгорания 6, где разделяется на два потока: первичного и вторичного воздуха. Первичный воздух через регистры идет на смешение с топливом (жидким или газообразным), подаваемым через форсунки или газовые горелки, смесь сгорает в начальной зоне пламенной трубы. К ней подмешивается вторичный воздух в количестве, обеспечивающем среднюю температуру tc = 1100 °С

на входе в каналы сопловых лопаток первой ступени газовой турбины.

В конструкции камеры сгорания используются микрофакельные горелки, обеспечивающие сжигание топлива при оптимальном соотношении между ним и воздухом, что приводит к снижению образования оксидов азота NOх. Кроме того, для подавле-

ния образования NOх в ГТЭ-150 предусмотрен

впрыск в камеру сгорания обессоленной воды. Рабочие газы проходят четырехступенчатую

газовую турбину 7 и диффузор 8, где часть кинетической энергии газового потока преобразуется в энергию давления. Сопловые лопатки первой и второй ступеней и рабочие лопатки первой ступени выполнены с внутренним воздушным охлаждением. Для его обеспечения расходуется воздух, отбираемый за компрессором.

При расходах воздуха 2,0 и 0,4 % общего расхода на охлаждение сопловых сегментов соответственно первой и второй ступеней и 1,2 % на охлаждение рабочих лопаток первой ступени температура металла сопловых лопаток первой и второй ступеней составляет 835 °С, а температура рабочих лопаток первой ступени — 820 °С.

В газовой турбине выполнено также охлаждение дисков и корпуса. Общая доля воздуха, расходуемая на охлаждение, составляет около 11 % расхода газа через турбину. При пиковом режиме уходящие газы через дымовую трубу выбрасываются в атмосферу с температурой 530 °С. Мощность установки ГТЭ-150 достигает 155 МВт. Она имеет близкий к расчетному КПД, равный 31,5 %.

Установка выполнена в блочном транспортабельном виде: основной турбокомпрессорный блок