Основные технико-экономические характеристики отечественных ГТУ

Предисловие

 

На современном этапе развития тепловых двигателей газотурбинные установки (ГТУ) прочно завоевали первое место и нашли широкое применение практически во всех основных сферах жизнедеятельности человеческого общества: энергетике, газо- и нефтеснабжении, металлургической и нефтехимический промышленности, воздушном, водном, железнодорожном, автомобильном транспорте и пр.По этой причине в учебном плане специальности “Газотурбинные, паротурбинные установки и двигатели” изучению газотурбинных установок, режимов их работы и другим вопросам газотурбостроения отводится весьма значительное место.

Несмотря на то, что издаваемая и периодическая литература по газотурбостроению очень обширна и многообразна, учебной литературы по изучению ГТУ явно недостаточно. Поэтому возникла настоятельная необходимость написания данного пособия, которое дополнит и расширит имеющийся в литературных источниках материал, облегчит студентам работу по курсовому и дипломному проектированию и будет способствовать более глубокой проработке специальных вопросов.

Помимо краткого изложения теории вопросов, относящихся к рассматриваемым в курсовых работах, в учебном пособии подробно освещаются особенности расчета наиболее распространенных вариантов схем ГТУ. В приложениях приведены примеры расчета всех вариантов заданий, выдаваемых студентам, и дается необходимый справочный материал, существенно облегчающий работу студента и сокращающий время, затрачиваемое им на выполнение заданий.

Темой курсовой роботы по дисциплине “Паро- и газотурбинные установки” является расчет тепловой схемы ГТУ в нескольких вариантах: приводные (газотурбинные газоперекачивающие агрегаты (ГГПА) и энергетические установки в простейшем исполнении, с регенератором, с котлом-утилизатором (КУ) для теплофикации и горячего водоснабжения, ГТУ в сочетании с паротурбинной установкой (бинарные ПГУ) с котлом-утилизатором, без дожигания топлива, форсированные или контактные или монарные газопаровые установки (МПГУ). Предусматривается как двухвальное, так и одновальное (генераторное) исполнение каждой из перечисленных ГТУ. Темы выдаются в предположении их дальнейшей проработки в курсовых проектах по дисциплинам “Энергетические машины” (курсовой проект “Расчет и конструирование многоступенчатой газовой турбины”) и "Режимы работы энергоустановок" (курсовая работа “Расчет режимных характеристик и рабочей линии ГТУ)

Содержание и объем курсовой работы определяется заданием, выдаваемым каждому студенту на специальном бланке, подписываемым руководителем проекта. В задании указывается: тема работы, исходные данные для расчета, содержание расчетно-пояснительной записки с указанием подлежащих разработке вопросов, перечень графического материала, дата выдачи задания и срок представления готовой работы к защите. В исходных данных задаются мощность, назначение и тип ГТУ, вариант исполнения тепловой схемы, отправные значения начальных температур газа и воздуха. Каждый вариант заканчивается определением основных технико-экономических показателей рассчитанной тепловой схемы ГТУ и выводом относительно её применения.

Для полноты картины изложения в приложении даны примеры расчета тепловой схемы в пяти вариантах исполнения.

При дипломном проектировании перед студентом ставится более сложная задача, чем повторение расчета уже существующих схем. В дипломном проекте студент должен разработать вариант усовершенствованной или комбинированной тепловой схемы с её технико-экономическим обоснованием. С этой целью в учебном пособии приводятся сведения по наиболее перспективным комбинированным тепловым схемам и комбинированным теплообменным аппаратам газотурбинных установок.

При написании учебного пособия авторы стремились собрать воедино разрозненный по литературным и другим источникам материал для более четкого и полного представления студенту о характере и содержании работы, которую ему предстоит выполнить. При этом были использованы общепринятые в турбостроении обозначения, сокращения и символы.

 

1.
Схемы, циклы и основные технико-экономические характеристики приводных и энергетических ГТУ

Современные энергетические, приводные и транспортные ГТУ в подавляющем большинстве случаев выполняются по простейшим схемам и по схемам с утилизацией тепла отработавших газов (рис.1). Соответствующие им циклы в T-S диаграмме представлены на рис. 2. Основные технико-экономические характеристики отечественных и зарубежных приводных ГТУ приведены в таблицах 1, 2, 3.

Предпочтение отдается многовальным ГТУ, двух-, трех-, четырехвальным, с выделенной силовой турбиной, с размещением всех компрессоров и турбин в одном общем корпусе, используя уникальную компоновку турбомашин “вал в вале”, что обеспечивает более высокую экономичность на всех режимах работы, чем одновальные. В таких устаноках каждый вал имеет свою, близкую к оптимальной частоту вращения, определяемую приводом (рис. 1г, 1д).

Промежуточное охлаждение в схемах ГТУ находит пока ограниченное применение и по технико-экономическим соображениям может быть обосновано в ГТУ с начальной температурой газа перед ТВД выше 1000°С. В таких установках оптимальная степень повышения давления будет выше p_opt > 20 и для её обеспечения необходимо несколько последовательно включенных цикловых компрессоров. Поиски путей оптимизации таких ГТУ привели к созданию трех- и четырехвальных ГТУ с компоновкой агрегатов в одну линию. Два или три последовательно включенных компрессора имеют оптимальные характеристики и самостоятельный турбинный привод. При этом один вал проходит внутри другого вала. В качестве силовой используется последняя турбина (рис. 1г, 1д). Такое решение было использовано в ГТУ авиационного и судового типов.

При наличии нескольких последовательно включенных компрессоров появляется возможность внутреннего промежуточного охлаждения воздуха. В рассматриваемом случае оптимальным будет являться воздухоохладитель смешивающего типа с водоиспарительным охлаждением. Причем во избежание влажного сжатия в первых ступенях последующего компрессора впрыск воды в воздухоохладителе должен осуществляться в количестве, обеспечивающем состояние воздуха перед компрессором близкое к линии насыщения (точка росы) при отсутствии капельной влаги. В зависимости от компоновки агрегата воздухоохладитель может выполняться встроенным между компрессорами (рис.3) или выносным. Первый вариант более предпочтителен, так как практически не увеличивает габариты и массу агрегата, но вместе с тем позволяет осуществлять водоиспарительное охлаждение (ВИО) воздуха до линии насыщения. Например, расстояние между КНД и КВД в авиационных и судовых установках достаточное для испарения влаги при заданных параметрах и для выполнения ВИО между КНД и КВД. Водоиспарительное охлаждение воздуха до линии насыщения может осуществляться также при входе атмосферного воздуха в компрессор для любой ГТУ, выполненной по любой из представленных на рис.1 схем, во всех случаях, когда из соображений повышения экономичности ГТУ требуется охлаждение всасываемого воздуха (районы с сухим и жарким климатом).

Таблица 1

Приложения

 

 

 

 

 

 

Примеры расчета тепловых схем ГТУ

Расчет тепловой схемы ГТУ рассмотрен на примере ГТН-25 в пяти вариантах исполнения: простейшая, с теплофикацией, бинарная ПГУ, КГТУ (все четыре варианта безрегенеративные) и с регенерацией. Исходные данные для расчета:

эффективная мощность = 25 МВт;

начальная температура газа Т₁=1223 К (950°С);

температура воздуха принята Т₃=273 К (0°С) - для северных районов использования ГТУ, для остальных районов применяется средняя температура воздуха Т₃=288 К (15°С);

назначение - привод нагнетателя природного газа;

исполнение - двухвальная с “разрезным” валом с выделенным однокаскадным компрессором и свободной силовой турбиной.

Термодинамические процессы рассчитываются с использованием графиков прил. 1.

Расчет компрессора

Для безрегенеративных вариантов тепловых схем ГТУ p = 13,2. Давление за компрессором Р₄ = pР₃ = 13,2×98,1 = 1295 кПа. Удельную работу компрессора и температуру воздуха за ним определяем в следующей последовательности. Сначала находим температуру изоэнтропийного сжатия за компрессором К, где К = 1,39; m_в = (К-I)/К = (1,39-1)/1,39 = 0,281. Средняя температура изоэнтропийного сжатия Т_ср = (Т₃+Т₄)/2 = (273+582)/2 = 427,5 К. Показатель изоэнтропы и теплоемкости воздуха при этой температуре (прил.1,рис.2), К = 1,39; Ср_ср = 1,018 кДж/(кг×К).

Изоэнтропийный перепад энтальпий в компрессоре

 

1,018×273(13,2^0,281-1) = 297 кДж/кг.

 

Действительный перепад энтальпий при h_к=0,87

 

297/0,87 =341,7 кДж/кг.

 

Температура воздуха за компрессором

273+341,7/1,018 = 609 К равна температуре воздуха, поступающего в камеру сгорания.

Для варианта с регенератором будем соответственно иметь: T₁ = 7; Р₄ = p×Р₃ = 7×98,1 = 686,7 кПа; К = 1,39; m = 0,281; К; К; = 1,01 кДж/(кг×К); 1,01×273(7^0,281-1) = 200 кДж/кг. Н_к = Н_кс / h_к = 200/0,87 = 230 кДж/кг; 273+230/1,018 = 501 К - температура воздуха, поступающего в регенератор.

Расчет камеры сгорания

При отсутствии данных по топливу за его основу принимаем стандартный углеводород (85% С и 15% Н), для которого = 44300 кДж/кг и теоретическое количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг топлива L₀ = 15. Примем КПДкамеры сгорания h_кс = 0,99, физической теплотой топлива, вносимой в КС пренебрегаем.

При этих условиях для всех четырех вариантов тепловой схемы ГТУ без регенератора в первом приближении будем иметь

 

 

Значения теплосодержания воздуха и и продуктов сгорания , при a = 1 при соответствующих температурах принимались по графикам (прил.1, рис.3).

Коэффициент избытка воздуха a = (L_o+q_в)/ L_o = (15+45)/15 = 4. Удельный расход рабочего тела в КС увеличился на величину q_топ = 1/(a× L_o) = 1/(4 ×15) = 0,01667.

Для варианта контактной (форсированной или монарной) ГТУ коэффициент избытка воздуха a будет иметь меньшее значение, которое в случае необходимости по заданию руководителя проекта может быть уточнено в дальнейших расчетах

 

 

где d = 0,12 (d = 0,05 - 0,25) - относительное количество впрыскиваемого пара (воды); i_d и i_4П - теплосодержание пара в точках d и 4П (рис.1.2, е).

Для варианта ГТУ с регенерацией при расчете КС необходимо предварительно определить температуру воздуха, поступающего в КС из регенератора в такой же последовательности.

Степень расширения в турбине p_Т = p/n =7/1,1 =6,364. Температура газа за турбиной для регенеративных ГТУ находится в пределах 800 - 870 К. Принимая Т₂ =820 К, оценим среднюю температуру процесса расширения в турбине Т_ср = (Т₁+Т₂)/2 = (1223+820)/2 = 1021 К. По этой температуре и графикам рис.3 (прил.1) находим К=1,325 и m=(К-1)/К = (1,325-1)/1,325 = 0,246, приняв a = 5 несколько выше, чем для вариантов без регенерации. Температура изоэнтропийного расширения за турбиной К. Действительная температура за турбиной

 

 

При наличии регенератора

 

Коэффициент избытка воздуха a = (L_o+q_в)/ L_o = (15+60,6)/60,6 = 5,05.

Удельный расход рабочего тела в КС увеличился на величину q_топ= 1/(a L_o) = 1/(5,05×15) = 0,01321 против 0,01667 без регенерации.

Таким образом, введение регенерации в цикле при сохранении других исходных параметров неизменными (Т₁; Т₃; N_e) уменьшает оптимальную степень повышения давления, удельный расход топлива и увеличивает коэффициент избытка воздуха (вследствие увеличения температуры воздуха, поступающего в КС, и уменьшения тепла топлива, подводимого в ней).

Расчет газовой турбины

Для простейшей схемы коэффициент потерь давления n будет иметь наименьшие значения. В частности, примем n = 1,04, n₁ = n₂ = 1,02. Тогда Р₄ = Р₃×p = 98,1×13,2 = 1295 кПа; p_Т = p/n = 13,2/1,04=12,7; давление пред турбиной Р₄ = Р₃ n₁ = 1295/1,02 = 1270 кПа. Давление за турбиной Р₂ = Р₁/p_Т = 1270/12,7 = 100 кПа. Изоэнтропийная температура расширения за турбиной 1223/12,7^0,25 = 647,3 К, где для процесса расширения Т_ср= 930 К; К_ср= 1,33; m_т= (К-1)/К = (1,33-1)/1,33 = 0,25; Ср_Ср = 1,1628 кДж/кг×К при a = 4 (прил.1, рис.2 и 3).

Изоэнтропийный перепад энтальпий в турбине.

 

1,1628×1223(1-12,7^-0,25) = 674 кДж/кг.

 

Действительный перепад энтальпий в турбине Н_Т = Н_то×h_тохл = 674×0,875 = 590 кДж/кг, и температура газа за турбиной Т₂ = Т₁ - Н_Т/ = 1223-590/1,163 = 716 К (443°С).

Расход газа для охлаждаемой ГТУ определяется по соотношению G_Г = N_e/(H_еохл). Эффективная удельная работа ГТУ с учетом охлаждения при m_В = 0

 

кДж/кг, где = 0,09 - по прототипу.

 

Расход топлива =0,02; H_охл = H_ко/h_к×(1-m_В). При m_В = 0 H_охл = H_к, механические КПД компрессора и турбины h_мт = h_мк = 0,98; внутренний КПД турбины с учетом аэродинамических потерь от охлаждения в проточной части турбины h_тохл = h_Т×z_Т×z_Г = 0,88×1×0,995 = 0,875. Расход газа G_Г = N_e/H_еохл = 25000/188 = 132 кг/с. Расход топлива определяем по выражению , откуда = (133×1060,4-137,5×348,6)/(44300×0,99) = 2,17 кг/с, где 133/0,97 = 137,5 кг/с; = = 137,5×0,09 = 12,3 кг/с; 2,17×0,09 = 12,3 кг/с; 2,17/137,5 = 0,016, что удовлетворительно совпадает с ранее принятым значением = 0,02 (погрешность в расходе газа не превышает 0,9%). Если погрешность превышает 3%, то необходимо повторить расчет с целью уточнения значений .

Для теплофикационных ГТУ и бинарных ПГУ из-за наличия котла-утилизатора сопротивление выходного тракта существенно возрастает. Для этих вариантов следует принимать n = 1,06 - 1,08. В данном примере n = 1,07. Значения p; h_тохл; h_к; h_м; ; - те же, что и в предыдущем варианте. Тогда p_Т = p/n = 13,2/1,07 = 12,35; Р₁ = Р₄/n₁ = 1295/1,02 = 1270 кПа (без изменений по первому варианту). Давление за турбиной в этом варианте возрастет Р₂ = Р₁/p_Т = 1270/12,35 = 102,83 кПа; = = 1223/12,35^0,25 = 625 К, где К = 1,33; m_т = 0,25; Ср_Ср= 1,1628 кДж/кг; a = 4 (имеют прежние значения)

 

1,1628×1223(1-12,35^-0,25)=657 кДж/кг;

= × = 657×0,875 = 575,1 кДж/кг;

1223-575,1/1,1628 = 728,5 К, где по-прежнему

= 0,09; h_тохл = h_Т × z_Т × z_Г = 0,88×1×0,995 = 0,875;

h_мт = h_мк = 0,98; = 0,93.

 

Эффективная удельная работа ГТУ с учетом охлаждения:

 

 

Расход газа = = 25000/174 = 143,5 кг/с.

Расход топлива

 

= (143,5×1060,4-1483×48,6)/(0,99×44300) =

,32 кг/с, 2,32/148 = 0,0157.

 

Таким образом в вариантах с теплофикацией и ПГУ по сравнению с простейшей ГТУ из-за увеличения сопротивления выходного тракта удельная работа ГТУ снизилась на 7,8%, расход газа и воздуха возросли на 7,5%. Относительный же расход топлива остался приблизительно на прежнем уровне = 0,016.

Для варианта КГТУ имеем следующие исходные данные: сопротивление выходного тракта несколько возрастет из-за наличия секций котла-утилизатора, и поэтому n₂ = 1,03; n₁ = 1,02; n = 1,05; p = 13,2; p_Т = p/n = 13,2/1,05 = 12,55; Р₁ = Р₄/n₁ = 1295/1,02 = 1270 кПа. Р₂ = Р₁/ p_Т = 1270/12,55 = 101,2 кПа; = = 1223/12,55 = 665,5 К, где К = 1,315; m = (К-1)/К = (1,315-1)/1,315 = 0,24; Ср_Ср = 1,196 кДж/кг при a = 2; 1,196×1223(1-12,55^-0,25) = 687 кДж/кг; Н_Т = Н_то×h_тохл = 687×0,875 = 601,1 кДж/кг. 1223-601,1/1,196 = 720,4 К. Эффективная удельная работа КГТУ с учетом охлаждения и впрыска пара в камеру сгорания

 

=0,97×1,196×1223(1-12,55^-0,25)×0,875×0,98-1,018/0,87×273(13,2^0,28-1)+0,12×

×2,42×1223(1-12,55^-0,19) ×0,875×0,98-0,09×341,7 = 309,69 кДж/кг, где

 

- безвозвратно теряемый воздух на охлаждение ( = 0,02 - 0,05); d = 0,05 - 0,25; d = 0,12 - относительное (к воздуху) количество впрыскиваемой воды (пара); Ср_П = 2,42 кДж/кг - теплоемкость пара.

При условии сохранения режима работа компрессора при тех же условиях, что и в простейшем варианте, т.е. при p = 13,2, и том же числе оборотов и производительности воздуха добавка 12% пара от расхода воздуха дает увеличение общего расхода рабочего теле в турбине (продукты сгорания + пар), до величины =1 - + + + d = 1-0.09+0.04+0.02+0.12 = 1.09 и = = 148×1,09 = 161,5 кг/с; = d × = 0,12 × 148 = 178 кг/с;

=(143,5×1060,4+17×2019,43-

× ×348,6 -17×648)/(44300×0,99) = 2,845 кг/с.

 

= 2,845/148 = 0,0193, что близко к первоначально принятому.

Таким образом, вариант КГТУ при сохранении расхода воздуха компрессором вследствие ввода пара (воды) в камеру сгорания дает по сравнению с простейшим вариантом существенное увеличение удельной эффективности работы. В данном примере DНе_охл = (Не_{охлКГТУ}-Не_охл)/ Не_охл = (309,69-182,2)/182,2 = 0,6997 или ~70% при некотором увеличении относительного расхода топлива D = (2,645-2,45)/2,45 ×100 = 7,9%.

Вариант с регенерацией по многим параметрам существенно отличается от рассмотренных выше. В этом варианте p = p_расч=p_opt= 7; n = 1,1; n₁ = n₂ = 686,7/1,05 = 654 кПа; Р₂ = Р₁/p_Т = 654/6,364 = 102,77 кПа. Из расчета камеры сгорания имеем

 

Т_ср = 1023 К; К = 1,325; m = (К-1)/К = (1,325-1)/1,325 = 0,246; a = 5;

Ср_Ср = 1,0879 кДж/кг; = 776 К; = 829 К; m = 0,75; Т₅= 746 К;

1,176×1223(1-6,364^-0,246) = 525,6 кДж/кг; Н_Т =

Н_то×h_т = 525,6×0,875 = 459,9 кДж/кг; при m_В = 0 и = 0,97

= 0,97(525,6×0,875×0,98-200/0,87)-0,09×200/0,87 = 186,3 кДж/кг;

 

Расход газа G_Г = Nе/Не_охл = 25000/186,3 = 1342 кг/с; = 134,1×0,97 = 138 кг/с. Расход топлива = (134×1054,73-138×490,2)/44300×0,99 = 1,67 кг/с; = 1,67/138 = 0,0121, т.е. на 0,4% (абсолютных) ниже, чем для простейшей ГТУ.

Таким образом, для регенеративной ГТУ по сравнению с простейшей, несмотря на уменьшение перепада энтальпий в турбине (вследствие снижения p_расч), удельная эффективная работа практичеки не изменилась (вследствие уменьшения работы сжатия), а поэтому расходы газа и воздуха остались приблизительно теми же. Относительный расход топлива снизились на 0,4% (абсолютных).

Предисловие

 

На современном этапе развития тепловых двигателей газотурбинные установки (ГТУ) прочно завоевали первое место и нашли широкое применение практически во всех основных сферах жизнедеятельности человеческого общества: энергетике, газо- и нефтеснабжении, металлургической и нефтехимический промышленности, воздушном, водном, железнодорожном, автомобильном транспорте и пр.По этой причине в учебном плане специальности “Газотурбинные, паротурбинные установки и двигатели” изучению газотурбинных установок, режимов их работы и другим вопросам газотурбостроения отводится весьма значительное место.

Несмотря на то, что издаваемая и периодическая литература по газотурбостроению очень обширна и многообразна, учебной литературы по изучению ГТУ явно недостаточно. Поэтому возникла настоятельная необходимость написания данного пособия, которое дополнит и расширит имеющийся в литературных источниках материал, облегчит студентам работу по курсовому и дипломному проектированию и будет способствовать более глубокой проработке специальных вопросов.

Помимо краткого изложения теории вопросов, относящихся к рассматриваемым в курсовых работах, в учебном пособии подробно освещаются особенности расчета наиболее распространенных вариантов схем ГТУ. В приложениях приведены примеры расчета всех вариантов заданий, выдаваемых студентам, и дается необходимый справочный материал, существенно облегчающий работу студента и сокращающий время, затрачиваемое им на выполнение заданий.

Темой курсовой роботы по дисциплине “Паро- и газотурбинные установки” является расчет тепловой схемы ГТУ в нескольких вариантах: приводные (газотурбинные газоперекачивающие агрегаты (ГГПА) и энергетические установки в простейшем исполнении, с регенератором, с котлом-утилизатором (КУ) для теплофикации и горячего водоснабжения, ГТУ в сочетании с паротурбинной установкой (бинарные ПГУ) с котлом-утилизатором, без дожигания топлива, форсированные или контактные или монарные газопаровые установки (МПГУ). Предусматривается как двухвальное, так и одновальное (генераторное) исполнение каждой из перечисленных ГТУ. Темы выдаются в предположении их дальнейшей проработки в курсовых проектах по дисциплинам “Энергетические машины” (курсовой проект “Расчет и конструирование многоступенчатой газовой турбины”) и "Режимы работы энергоустановок" (курсовая работа “Расчет режимных характеристик и рабочей линии ГТУ)

Содержание и объем курсовой работы определяется заданием, выдаваемым каждому студенту на специальном бланке, подписываемым руководителем проекта. В задании указывается: тема работы, исходные данные для расчета, содержание расчетно-пояснительной записки с указанием подлежащих разработке вопросов, перечень графического материала, дата выдачи задания и срок представления готовой работы к защите. В исходных данных задаются мощность, назначение и тип ГТУ, вариант исполнения тепловой схемы, отправные значения начальных температур газа и воздуха. Каждый вариант заканчивается определением основных технико-экономических показателей рассчитанной тепловой схемы ГТУ и выводом относительно её применения.

Для полноты картины изложения в приложении даны примеры расчета тепловой схемы в пяти вариантах исполнения.

При дипломном проектировании перед студентом ставится более сложная задача, чем повторение расчета уже существующих схем. В дипломном проекте студент должен разработать вариант усовершенствованной или комбинированной тепловой схемы с её технико-экономическим обоснованием. С этой целью в учебном пособии приводятся сведения по наиболее перспективным комбинированным тепловым схемам и комбинированным теплообменным аппаратам газотурбинных установок.

При написании учебного пособия авторы стремились собрать воедино разрозненный по литературным и другим источникам материал для более четкого и полного представления студенту о характере и содержании работы, которую ему предстоит выполнить. При этом были использованы общепринятые в турбостроении обозначения, сокращения и символы.

 

1.
Схемы, циклы и основные технико-экономические характеристики приводных и энергетических ГТУ

Современные энергетические, приводные и транспортные ГТУ в подавляющем большинстве случаев выполняются по простейшим схемам и по схемам с утилизацией тепла отработавших газов (рис.1). Соответствующие им циклы в T-S диаграмме представлены на рис. 2. Основные технико-экономические характеристики отечественных и зарубежных приводных ГТУ приведены в таблицах 1, 2, 3.

Предпочтение отдается многовальным ГТУ, двух-, трех-, четырехвальным, с выделенной силовой турбиной, с размещением всех компрессоров и турбин в одном общем корпусе, используя уникальную компоновку турбомашин “вал в вале”, что обеспечивает более высокую экономичность на всех режимах работы, чем одновальные. В таких устаноках каждый вал имеет свою, близкую к оптимальной частоту вращения, определяемую приводом (рис. 1г, 1д).

Промежуточное охлаждение в схемах ГТУ находит пока ограниченное применение и по технико-экономическим соображениям может быть обосновано в ГТУ с начальной температурой газа перед ТВД выше 1000°С. В таких установках оптимальная степень повышения давления будет выше p_opt > 20 и для её обеспечения необходимо несколько последовательно включенных цикловых компрессоров. Поиски путей оптимизации таких ГТУ привели к созданию трех- и четырехвальных ГТУ с компоновкой агрегатов в одну линию. Два или три последовательно включенных компрессора имеют оптимальные характеристики и самостоятельный турбинный привод. При этом один вал проходит внутри другого вала. В качестве силовой используется последняя турбина (рис. 1г, 1д). Такое решение было использовано в ГТУ авиационного и судового типов.

При наличии нескольких последовательно включенных компрессоров появляется возможность внутреннего промежуточного охлаждения воздуха. В рассматриваемом случае оптимальным будет являться воздухоохладитель смешивающего типа с водоиспарительным охлаждением. Причем во избежание влажного сжатия в первых ступенях последующего компрессора впрыск воды в воздухоохладителе должен осуществляться в количестве, обеспечивающем состояние воздуха перед компрессором близкое к линии насыщения (точка росы) при отсутствии капельной влаги. В зависимости от компоновки агрегата воздухоохладитель может выполняться встроенным между компрессорами (рис.3) или выносным. Первый вариант более предпочтителен, так как практически не увеличивает габариты и массу агрегата, но вместе с тем позволяет осуществлять водоиспарительное охлаждение (ВИО) воздуха до линии насыщения. Например, расстояние между КНД и КВД в авиационных и судовых установках достаточное для испарения влаги при заданных параметрах и для выполнения ВИО между КНД и КВД. Водоиспарительное охлаждение воздуха до линии насыщения может осуществляться также при входе атмосферного воздуха в компрессор для любой ГТУ, выполненной по любой из представленных на рис.1 схем, во всех случаях, когда из соображений повышения экономичности ГТУ требуется охлаждение всасываемого воздуха (районы с сухим и жарким климатом).

Таблица 1

Основные технико-экономические характеристики отечественных ГТУ

Установка и изготовитель	Марка и тип двигателя	Номинальная мощность, МВт	Начальная температура газов,К	Расход воздуха, кг/с	Степень повышения давления	Формула исполнения турбины (число валов)	Частота вращения валов, мин^-1	Эффективный КПД установки, %	Удельный расход условного топлива, кг/кВт∙ч
Приводные установки старого поколения
ГТ-750-6 ПО НЗЛ	промышл.	6,0	1023,0	53,5	4,6	2+1	5200 3870	27,0	0,452
ГТ-6-750 АО ТМЗ	промышл.	6,0	1023,0	45,5	6,0	3+2	6200 6150	24,0	0,509
ГПА-Ц-6,3 НПО г. Суммы	НК-12 СТ АВИА	6,3	983,0	56,0	7,8	3+1	9300 8200	22,5	0,542
ГТК-10 ПО НЗЛ	промышл.	10,0	1053,0	86,0	4,4	1+1	5200 4800	29,0	0,424
ГПУ-10 г. Николаев	«Волна» судовой	10,0	1058,0	85,0	10,3	2+2+3	5650 7650 4800	26,5	0,461
ГТН-16 АО ТМЗ	промышл.	16,0	1173,0	85,0	11,5	2+1	6850 6500	29,0	0,424
ГТН-69 АО ТМЗ	промышл.	6,5	1193,0	32,3	12,0	2+2	10800 8200	31,0	0,397
ГПА-Ц-16 НПО «Труд» г. Самара	Н-16 СТ АВИА	16,0	1123,0	100,0	11,0	1+1+1	5100 6750 53000	28,8	0,426
ГТН-25 ПО НЗЛ	промышл.	25,0	1163,0	175,0	12,5	1+1+1	4400 5050	29,4	0,418
ГТН-25 АО ТМЗ	промышл.	25,0	1293,0	103,0	13,2	2+2	6000 5500	31,0	0,397
Приводные установки нового поколения
ГТН-2,5 г. Николаев	ГТГ-2,5 судовой	2,5	1212,0	14,1	13,0	-	- 13000	27,0	0,452
ГПУ-6 г. Николаев	ДТ-7 судовой	6,3	1295,0	29,7	13,4	-	- 8200	30,5	0,400
ГПА-Ц-6,3А НПО г. Суммы	Д-336 АВИА	6,3	1280,0	32,6	15,9	3+1	- 8200	30,0	0,407
ГПА-Ц-6,3Б НПО «Труд» г. Самара	НК-14 СТ АВИА	8,0	1320,0	37,0	10,5	3+1	- 8200	30,0	0,407
ГПУ-10А г. Николаев	ДТ-70 судовой	10,0	1393,0	36,6	17,0	2+2+3	5650 7050 4800	35,0	0,348
ГПА-12 «Урал» г. Пермь	ПС-90 АВИА	12,0	1353,0	46,8	15,8	-	- 6500	34,0	0,359
ГПА-Ц-16С г. Николаев	ДГ-90 судовой	16,0	1338,0	70,3	18,8	-	- 5300	34,0	0,359
ГПА-Ц-16АЛ г. Самара	АЛ-31 СТ АВИА	16,0	1440,0	57,7	18,1	1+1+1	- 5300	33,7	0,363
ГПА-Ц-16А г. Самара	НК-38 СТ АВИА	16,0	1456,0	54,6	25,9	1+1+1	- 5300	36,8	0,332
ГТНР-16 ПО НЗЛ	промышл.	16,0	1213,0	95,0	7,0	1+1	- 5200	33,0	0,370
ГТУ-16П ОАО «Авиадвигатель»	АВИА	16,0	1416,0	-	19,6	2+2+3	- 5300	36,3	0,335
ГТН-16 М-1 АО ТМЗ	промышл.	16,0	1193,0	83,0	11,5	2+2	6900 5100	31,0	0,397
ГТН-25-1 АО ТМЗ	промышл.	25,0	1343,0	101,5	12,8	2+2	7200 5650	32,0	0,381
ГПА-Ц-25 г. Самара	НК-36 СТ АВИА	25,0	1420,0	105,0	23,1	1+1+1	- 5000	34,5	0,354
ГПУ-25 г. Николаев	МН-80 судовой	25,0	1423,0	85,9	21,8	-	- 3700	36,3	0,335
ГТУ-25П ОАО «Авиадвигатель»	АВИА	25,0	1498,0	-	30,0	2+2+2	- 5000	38,7	0,317
Энергетические установки
ГТ-25-2 ПО ЛМЗ	промышл.	23,0	973,0	188,0	9,15			22,0	0,555
ГТЭ-45 ПО ХТЗ	промышл.	52,5	1173,0	267,0	7,8			27,0	0,452
ГТ-100 3М ПО ЛМЗ	промышл.	105,0	1023,0	460,0	26,0	3+5	4500 3000	28,5	0,429
ГТЭ-45 ПО ХТЗ	промышл.	54,0	1173,0	271,0	7,8			28,0	0,436
ГТЭ-150 ПО ЛМЗ	промышл.	131,0	1223,0	636,0	13,0	-		31,0	0,397
ГТЭ-150 ПО ЛМЗ	промышл.	161,0	1373,0	630,0	13,0	-		31,5	0,388
ГТГ-25 г. Самара	НК-371 АВИА	30,0	1493,0	109,8	23,4	1+1+1+4	- 3000	37,1	0,329
ГТГ-110 г.Рыбинск	Машпроект «Рыбинские моторы»	110,0	1483,0	357,0	14,7	-	- 3000	36,0	0,339

Таблица 2