Как стать автором
Обновить

Перспективы развития современных ГТУ и альтернативный путь их развития

Уровень сложностиСредний
Время на прочтение15 мин
Количество просмотров1.4K

Введение от авторов

Мы написали данную статью в попытке разобраться, на каком техническом уровне сейчас находятся газотурбинные установки, а также понять, каковы дальнейшие перспективы их развития. Одновременно в нашей рукописи мы попытались рассмотреть альтернативную схему преобразования энергии, которая увеличит энергоэффективность, что позволит более эффективно использовать природные ресурсы. Мы до конца не уверены, что альтернативная схема, представленная нами, будет работоспособной, так как много факторов, которые могут повлиять на её работу, ещё не исследовано. Но как сказал китайский философ, «нельзя пройти путешествия в тысячу ли, не сделав первого шага». Просим сообщество «Хабр» ознакомиться с нашей статьей, надеемся на конструктивную беседу.

Резюме

Актуальность. Одним из основных направлений развития общества является энергетическая безопасность, то есть максимально эффективное использование потенциала природных энергетических ресурсов для стабильного роста экономики, повышения качества жизни населения и укрепление ее внешнеэкономических и политических позиций. Тепловые электростанции (ТЭС) России потребляют 39,5% газа, расходуемого на внутренние нужды страны, при этом вырабатывая примерно 67% электроэнергии и 47% тепловой энергии. Это означает, что в ближайшие 15 лет основными в электроэнергетике России останутся ТЭС, и их энергетический вес в суммарной установленной мощности существенно не изменится.

Цель. Поиск альтернативных схем преобразования энергии и их сравнение с современными газотурбинными установками (ГТУ).

Методы. На основании термодинамического анализа рассматривались задачи расчета параметров рабочего процесса энергетических установок для идеального и реального приближений. При расчете идеальных установок не учитывались потери в целях выявления их максимальной степени эффективности. Учет потерь в основных узлах позволяет показать современный уровень техники и оценить возможный переход на другую конструктивную схему преобразования энергии.

Результаты. Полученные результаты показали, что современные ГТУ приблизились к своему максимуму, а дальнейшее повышение энергоэффективности связано с переходом на новые конструктивные схемы преобразования энергии.

Заключение. Из проведенного анализа следует, что оптимальной конструктивной схемой для преобразования тепловой энергии от сжигания газа в механическую энергию вращения является модифицированная турбина Герона (МТГ)

Введение

Сейчас в энергетике наиболее распространены ТЭС, на которых тепловая энергия, выделяющаяся при сжигании углеводородных топлив, преобразуется в энергию с помощью ГТУ, имеющих коэффициент полезного действия (КПД) 26 — 45%, и паровых турбин с КПД 20 — 40%. На их долю приходится около 60% вырабатываемой электроэнергии на Земле и 66,8% [1] производимой электроэнергии в России [2], но из-за того, что их КПД остается на уровне до 45%, получается так, что большая часть энергоресурсов тратится впустую, что, в свою очередь, связано с несовершенством конструкции для преобразования энергии [3, 4]. В связи с этим одним из ключевых приоритетов энергетической стратегии России на период до 2030 г. является максимально эффективное использование природных энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики, повышения качества жизни населения страны и содействия укреплению ее внешнеэкономических позиций. В качестве приоритетных направлений развития в энергетическом секторе выделены [5]:

  • создание газотурбинных установок мощностью 300 — 350 МВт и на их основе высокоэффективных конденсационных парогазовых установок мощностью 500 — 1000 МВт, работающих на природном газе с КПД выше 60%;

  • создание типовых модульных когенерационных парогазовых установок мощностью 100 и 170 МВт с КПД 53 — 55% на теплоэлектроцентралях;

  • создание экологически чистых угольных конденсационных энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара с КПД 43 — 46% мощностью 660 — 800 МВт;

  • создание экологически чистых парогазовых установок мощностью 200 — 600 МВт с газификацией твердого топлива и с коэффициентом полезного действия 50 — 52% и парогазовой установки на угольном синтез‑газа.

В связи с вышеперечисленным, целью данного исследования является показать возможную альтернативную конструктивную схему с более высокими показателями КПД по сравнению с существующими конструктивными схемами ГТУ, для чего проведены расчеты и сравнительный анализ основных характеристик одновальной газотурбинной установки и альтернативной схемы преобразования энергии.

Научная значимость исследования состоит в том, что в данной работе показан новый взгляд на преобразование энергии, открывающий новые аспекты для исследований и экспериментов.

Практическую значимость исследования представляет энергетическая установка по новой конструктивной схеме [6], позволяющая сократит потребление природных ресурсов при сохранении производимой мощности.

Литературный обзор

Анализ научно‑технической литературы показывает, что интерес к поиску наиболее эффективных схем преобразования тепловой энергии в механическую до сих пор сохраняет свою актуальность. В связи с этим требования к повышению эффективности ГТУ постоянно возрастают, но есть один сопутствующий им недостаток. Это преобразование тепловой энергии в механическую, которое сопровождается большими потерями, достигающими 60 — 70% и более [7,8,9]. Такие параметры термодинамического цикла ГТУ, как температура газа перед турбиной и степень повышения давления в компрессоре являются основными для увеличения ее эффективности. Множество исследований российских [10,11,12,13] и зарубежных [14,15,16] ученых посвящено анализу влияния параметров термодинамического цикла на эффективность ГТУ. Но несмотря на многочисленные научные работы по поиску повышения эффективности ГТУ, их КПД остается на уровне 26 — 45% [17, 18], что свидетельствует о снижении возможностей их совершенствования. Это определяет необходимость поиска новых конструктивных схем преобразования тепловой энергии в механическую, а затем и в электрическую [19, 20, 21].

Одной из таких возможных конструктивных схем является модифицированная турбина Герона (МТГ) [22]. Особенности данной схемы заключаются в том, что для преобразования тепловой энергии от сжигания газа в механическую энергию вращения используются не ротор и статор, оснащенный рабочими лопатками и сопловыми аппаратами, а реактивные двигатели, расположенные на рабочем колесе.

Подобная конструктивная схема не нова и уже опробована на примере гидропаровой турбины (ГПТ) [23, 24], где она показала свою работоспособность, надежность и простоту. Но несмотря на все свои достоинства, у ГПТ есть и свои недостатки, где главной проблемой стала низкая эффективность сопла и скольжение жидкой фазы на выходе из него, а также большая зависимость от конденсатора.

Материалы и методы

Для сравнения взяты две энергетические установки, соответственно представленные на рис. 1, 2. Изначально следует отметить основные преимущества и недостатки ГТУ.

Рис.1 Принципиальная схема ГТУ
Рис.1 Принципиальная схема ГТУ

1 — подвод воздуха в компрессор; 2 — компрессор; 3 — подвод сжатого воздуха в камеру сгорания; 4 — подвод горючего газа; 5 — камера сгорания; 6 — подвод продуктов сгорания в турбину; 7 — турбина; 8 — отвод выхлопных газов; 9 — генератор.

Рис.2  Принципиальная схема МТГ
Рис.2 Принципиальная схема МТГ

1 — подвод воздуха в компрессор; 2 — компрессор; 3 — подвод сжатого воздуха в камеру реактивного двигателя; 4 — подвод горючего газа; 5 — камеры сгорания реактивных двигателей; 6 — рабочее колесо; 7 — генератор.

Основные преимущества ГТУ [2526]:

  • компактные размеры и вес;

  • возможны применения различных видов топлив: жидких и газообразных;

  • ущерб для окружающей среды сведен к минимуму, выбросы вредных веществ в пределах 25 ppm;

  • мобильность установок и быстрый выход на рабочий режим по сравнению с ГПТ.

Основные недостатки ГТУ [2526]:

  • электрический КПД низкий, 26 - 45 %, поскольку две трети общей выходной мощности используются для привода компрессора;

  • высокие температуры внутренних процессов накладывают серьезные ограничения на условия эксплуатации установки;

  • лопатки турбины требуют специальных методов охлаждения из‑за высоких рабочих температур 1100 — 1260 °С и высокого давления на входе в турбину.

Низкий КПД ГТУ обусловлен множеством локальных потерь в основных агрегатах, таких как осевой компрессор, камера сгорания (КС) и турбина.

Потери в компрессоре и турбине ГТУ [27]

Две основные группы потерь в лопаточном механизме — это потери в межлопаточных каналах и концевые потери, состоящие из множество других видов потерь, которые широко представлены в современной литературе. КПД лопаточных механизмов составляет 83 — 92%, что говорит о высокой степени их эффективности [282930].

Потери в камере сгорания

Идеальный процесс горения отличается от реального тем, что не учитывает потери, складывающиеся из гидравлических [31] и тепловых [32]. Гидравлические можно условно разделить на следующие виды потерь:

  • от затекания воздуха в отверстия КС и элементов фронтового устройства;

  • в диффузоре;

  • от перемешивания струй компонентов топливной смеси;

  • в кольцевых каналах.

Тепловые потери связаны с процессами, протекающими в КС, которые сопровождаются потерями тепла из‑за его рассеивания в окружающие пространство и неполноты сгорания топлива. Суммарные потери давления в КС составляют 1 — 3% [33].

Обзор модифицированной турбины Герона

В основу данной схемы легла турбина Герона [34], которая была модифицирована следующим образом [35]. Компоненты, пройдя компрессор, попадают в рабочее колесо, где по герметичным каналам перетекают в коллекторы, после которых равномерно распределяются по КС реактивных двигателей, где смешиваются и вступают в химическую реакцию горения, образуя высокотемпературную струю газа, направленную по касательной к внешнему диаметру рабочего колеса. При данной схеме тяга реактивных двигателей создает крутящий момент на валу установки, а скорость истечения продуктов сгорания обеспечивает требуемые обороты. Данная схема позволяет более эффективно преобразовывать энергию, получившуюся в результате сжигания газа, по сравнению с современными схемами ГТУ, что и будет показано ниже.

Схема МТГ (см. рис.2) отличается от схемы ГТУ (см. рис.1) отсутствием турбины, которая заменена на рабочее колесо с реактивными двигателями. Для сравнительного анализа указанных установок был принят ряд допущений: потери в компрессоре одинаковые; достоинства и недостатки МТГ одинаковы с одновальным ГТУ; потери удельного импульса равняются нулю.

Потери в ракетных двигателях:

Коэффициент снижения тяги

φ_α=0,983-0,992

Коэффициент теплового сопротивления

φ_f=0,992-0,9998

Коэффициент совершенства процессов в КС

φ_β=0,96-0,99

Коэффициент совершенства процессов в сопле

φ_β=0,96-0,99

Коэффициент неадиабатности процессов

Ψ_Q=0,95-1

Коэффициент нерасчетности сопла

Ψ_Н=1

В итоге, учитывая приведенные выше значения отдельных составляющих, потери суммарной тяги в ЖРД составляют от 3 до 17 % [36].

Все вышеперечисленные потери учитывались при расчетах ГТУ и МТГ.

Для вычисления характеристик использовалась стандартная методика расчета одновальной ГТУ. За исходные данные были приняты температура перед турбиной, стехиометрический коэффициент, теплоемкость продуктов сгорания, показатель адиабаты продуктов сгорания, а также для получения более широкого диапазона данных был выбран ряд значений для параметра «степень повышения давления в компрессоре». Суть методики сводится к определению отношения полезной работы к подведенной теплоте.

Для определения расходных характеристик по воздуху и газу было принято значение электрической мощности установки, равное 32 МВт. Полная мощность установки соответствует отношению электрической мощности к коэффициенту полезного действия, которая наглядно отражает разницу между результатами расчетов, проведенными с учетом потерь и без них.

Исходные данные для расчетов приведены в таблице 1. Расчеты параметров ГТУ и МТГ проводились в двух вариантах. Первый вариант — это идеализированные установки, у которых отсутствуют потери, и КПД составных узлов соответствуют единице (таблицы 2, 3). Данный расчет проводился для того, чтобы показать физические пределы современных ГТУ и МТГ.

Второй вариант — это реальные установки, в которых учитываются наличие потерь и реальный КПД составных узлов (таблицы 4, 5). Результаты данных расчетов позволяют показать возможность увеличения вырабатываемой мощности, изменив схему преобразования энергии.

Результаты

Расчеты по данной методике проводились в программе «Excel» с округлением значения до третьего и четвертого разряда.

Данные получены в программном комплексе АСТРА
Данные получены в программном комплексе АСТРА
Данные получены в программном комплексе АСТРА
Данные получены в программном комплексе АСТРА

Обсуждение

Различие в исходных данных по Пк обусловлены тем, что в реальных условиях при высоких значениях Пк соотношение полезной работы и подведенной теплоты будет стремиться к нулю, что наглядно показано в таблицах 2, 4.

Анализ расчетных параметров ГТУ показал наличие экстремума КПД в зависимости от степени повышения давления в компрессоре. Максимальные значения КПД для идеального приближения (см. таблицу 2) и для расчета с учетом потерь (см. таблицу 4) соответствуют Пк =100 и Пк = 40. В расчетных значениях параметров МТГ максимальное значение КПД в зависимости от давления в КС отсутствует, показывая при этом непрерывный рост в рассматриваемом диапазоне.

Изменения расчетных значений стехиометрического коэффициента в начале и в конце таблиц 2,4 вызваны идеализированным подходом к расчетам ГТУ, опирающимся на заданные значения теплоемкости продуктов сгорания и низшей теплоты сгорания природного газа.

Согласно данным [37] и представленным результатам расчетов (см. таблицу 4) КПД наиболее эффективных современных турбин близок или уже входит в область ГТУ, работающих без потерь (см. таблицу 2), что показывает высокий уровень конструкторско-технологических решений, применяемых при проектировании и создании данных установок. Это дает понять, что данные конструкции достигли своего предела и дальнейшее увеличение КПД установок будет требовать более сложных решений и больших материальных затрат, не сопоставимых с величиной прироста КПД. Для примера, одна из самых эффективных турбин в мире, 9HA-01, заявленный КПД которой составляет 42,9% в простом цикле [38], была в первые запущена в 2015 году. За 10 лет была выпущена одна модификация данной турбины, 9HA-02, заявленный КПД которой 44 %, что является самым высоким показателем среди компаний, занимающихся турбиностроением. Дальнейшее увеличение эффективности ГТУ связывают с установками, работающими по комбинированному циклу [394041], что дает увеличение КПД до значений 54-64 % в зависимости от мощности ГТУ. Отсюда можно сделать вывод, что для дальнейшего развития энергоэффективности необходимо изменить способ преобразования первичной энергии в механическую.

Согласно полученным данным (см. таблицу 5), КПД модифицированной турбины Герона стремится к величине 65%, что сопоставимо со значением для установок, работающих по комбинированному циклу [4243]. Это позволяет судить о ее высокой перспективности.

Так же при расчете характеристик МТГ (см. таблицы 3, 5) было сделано допущение для более корректного сравнения МТГ и ГТУ, для чего использовались данные, полученные при расчетах ГТУ (см. таблицы 2, 4). Следует обратить внимание, что характеристики, принятые для расчета МТГ, такие как давление в камере, стехиометрический коэффициент, которые влияют на температуру в КС, имеют другие значения в ракетных двигателях, а так как в схеме МТГ отсутствует турбина, это снимает часть ограничений по температуре которые есть у ГТУ, что может еще увеличить КПД модифицированной турбины Герона.

Выводы

На основании расчетов показано, что возможна альтернативная схема преобразования энергии, отличная от современных ГТУ и имеющая более высокие показатели эффективности и перспективы. В данной работе не учитывалось влияние выхлопного устройства на КПД альтернативной схемы, так как потери в выхлопном устройстве могут быть обусловлены различными факторами, такими как геометрические особенности сопла, количество реактивных двигателей, форма выхлопного устройства, а также параметры рабочей среды, что требует отдельного рассмотрения и анализа.

Литература

Kober T., Schiffer H.-W., Densing M., Panos E. Global energy perspectives to 2060 – WEC's World Energy Scenarios 2019. // Energy Strategy Reviews. 2020. Vol. 31. pp. 100523.

Основные характеристики российской электроэнергетики. Доступно по: https://web.archive.org/web/20190226003204/https://minenergo.gov.ru/node/532. Ссылка активна на 20 февраля 2024.

Распоряжение Правительства РФ от 13.11.2009 N 1715-р «Об Энергетической стратегии России на период до 2030 года» Доступно по: https://legalacts.ru/doc/rasporjazhenie-pravitelstva-rf-ot-13112009-n-1715-r/?ysclid=lsuo82hpqx708861702. Ссылка активна на 20 февраля 2024.

Люкшин Д.А., Люкшин Д.А. Силовая машина. Патент РФ заявка на изобретение № 2023125860. 09.10.2023. Бюл. № 2.  Доступно по: https://new.fips.ru/registers-doc-view/fips_servlet?DB=RUPATAP&DocNumber=2023125860&TypeFile=html. Ссылка активна на 20 февраля 2024.

Yang Du, Shaoxiong Zheng, Kang Chen, Gang Fan, Jiangfeng Wang, Pan Zhao, Yiping Dai.Exergy loss characteristics of a recuperated gas turbine and Kalina combined cycle system using different inlet guide vanes regulation approaches. // Energy Conversion and Management. 2021. Vol. 230. pp.113805.

Kabeyi M. J. B., Olanrewaju O. A. Performance Analysis of an Open Cycle Gas Turbine Power Plant in Grid Electricity Generation. // IEEE International Conference on Industrial Engineering and Engineering Management (IEEM). 2020, pp. 524-529.

Fontina Petrakopoulou, Alexander Robinson, Marina Olmeda-Delgado. Impact of climate change on fossil fuel power-plant efficiency and water use. // Journal of Cleaner Production. 2020.Vol. 273. pp. 122816.

Николаев Ю.Е., Осипов В.Н., Игнатов В.Ю. Методика расчета энергетических показателей автономного энергокомплекса, включающего ГТУ, ВЭУ и аккумуляторы электрической энергии // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2020. Т. 22. № 3. С. 36-43.

Стребков А.С., Осипов А.В., Жавроцкий С.В. Термодинамические основы использования детандеркомпрессорной газотурбинной установки. // Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Сер. Машиностроение. 2021. № 1 (136). С. 166–184.

Енсепов Б.Д., Сагидолла Б.А., Китаев С.В. Методы повышения энергетической эффективности газотурбинных электростанций // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2022. № 3-4. С. 61–66.

Ольховский Г.Г. Первые испытания мощных энергетических ГТУ // Теплоэнергетика. 2014. № 1. С. 6-13.

Khaled A. Naeim, Ahmed A. Hegazi, Mohamed M. Awad, Salah H. El-Emam. Thermodynamic analysis of gas turbine performance using the enthalpy–entropy approach // Case Studies in Thermal Engineering. 2022. Vol. 34, pp. 102036.

Jamasb Pirkandi, Hossein Penhani, Arman Maroufi. Thermodynamic analysis of the performance of a hybrid system consisting of steam turbine, gas turbine and solid oxide fuel cell (SOFC-GT-ST). // Energy Conversion and Management. 2020. Vol. 213. pp. 112816.

Kazemian M. E., Gandjalikhan Nassab S. A. Thermodynamic Analysis and Statistical Investigation of Effective Parameters for Gas Turbine Cycle using the Response Surface Methodology. // International Journal of Engineering (IJE). 2020. Vol. 33, No. 5. pp. 894-905.

Белков М.Л, Лобов Д.Д. Сравнительный анализ газотурбинных и парогазовых технологий производства энергии // Наука, техника и образование. 2018. №7(48). С. 45-47.

Мубараков И.И., Шигапов А.Б. Влияние отборов охлаждающего воздуха на эффективность газотурбинной установки // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ. 2020. Т. 22. № 4. С. 16-23.

Мильман О.О., Федоров В.А., Карышев А.К., Шевелев Д.В., Михеев А.Г., Бурмистров С.А., Ахлебинин Л.А. Тепловое испытание гидропаровой турбины в отопительной котельной // Теплоэнергетика. 2009. №4. С. 61-63.

Мильман О.О., Перов В.Б., Шифрин Б.А., Кузина Л.А., Лошкарева Е.А., Сережкин Л.Н., Днепровская П.Ю. Реактивная гидропаровая турбина для водогрейной котельной // Тенденции развития науки и образования. 2023. №101-4. С. 17-22.

Тищенко Н.И. Достоинства и недостатки газотурбинных электростанций // Научно-практический электронный журнал Аллея Науки 2018. №2(18). С. 157-159.

Буров М.Н. История развития и основные проблемы создания морских энергетических установок нового поколения. // Труды Крыловского государственного научного центра. 2020. №3(393). С. 103-112.

Ahmed Ketata, Zied Driss, Mohamed Salah Abid. Impact of blade number on performance, loss and flow characteristics of one mixed flow turbine. // Energy. 2020. Vol. 203. pp.117914.

Li J, Teng J, Zhu M, Qiang X. Loss prediction of axial compressors using genetic algorithm–back propagation neural network in throughflow method. // Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers, Part G: Journal of Aerospace Engineering. 2022. Vol. 236, №8. pp. 1577-1589.

Mohammad Ali Faghih Aliabadi, Guojie Zhang, Sławomir Dykas, Hang Li. Control of two-phase heat transfer and condensation loss in turbine blade cascade by injection water droplets. // Applied Thermal Engineering. 2021. Vol. 186.pp. 116541.

Cruz G.G., Babin C., Fontaneto F. Axial Compressor Loss Sensitivity Analysis to Blade Row Design Parameters. // Proceedings of the ASME Turbo Expo 2023: Turbomachinery Technical Conference and Exposition. Volume 13A: Turbomachinery — Axial Flow Fan and Compressor Aerodynamics. 2023. Vol. 13.

Маркушин А.Н., Бакланов А.В., Салимзянова Г.Ф. Гидравлические потери в серийной и модернизированной многофорсуночной камере сгорания ГТД. // Известия самарского научного центра российской академии наук 2016. Т. 18. №1. С. 90-94.

Г.А. Ромахова. Метод расчета потерь от охлаждения газовой турбины // Научно-технические ведомости СПбПУ. Естественные иинженерные науки. 2017. Т. 23. №3. С.16–28.

General Electric Turbine. Доступно по: https://www.ge.com/gas-power Ссылка активна на 20 февраля 2024

Siemens-energy. Доступно по: https://www.siemens-energy.com/global/en/home/products-services/product-offerings/gas-turbines.html Ссылка активна на 20 февраля 2024

Thamir k. Ibrahima, Mohammed Kamil Mohammed, Omar I. Awad, M.M. Rahman, G. Najafi, Firdaus Basrawi, Ahmed N. Abd Alla, Rizalman Mamat. The optimum performance of the combined cycle power plant: A comprehensive review. // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2017. Vol.79. pp. 459–474.

Talah D., and Bentarzi H. A General Overview of Combined Cycle Gas Turbine Plants. // Algerian Journal of Signals and Systems. 2023 Vol. 7, No. 4. pp. 135-155.

Adeli J., Niknejadi M. & Toghraie D. Full repowering of an existing fossil fuel steam power plant in terms of energy, exergy, and environmen for efficiency improvement and sustainable development. // Environ Dev Sustain. 2020; Vol. 22, pp. 5965–5999.

Авторы публикации

Люкшин Данил Александрович – главный конструктор https://orcid.org/0009-0008-8297-4453. E-mail: danil-la84@mail.ru.

Люкшин Денис Александрович – главный патентовед https://orcid.org/0009-0001-0378-7916. E-mail: luksindenis@gmail.com.

Теги:
Хабы:
Всего голосов 7: ↑6 и ↓1+10
Комментарии11

Публикации