Мощность турбины: Турбины. Паровые турбины

Содержание

Турбины. Паровые турбины

Одним из важнейших этапов в проектировании объектов промышленности является детальный расчет оборудования. Данный процесс отличается высокой трудоемкостью и требует проведения значительного количества вычислений. Также для проведения правильного расчета необходимо использовать справочные данные и данные, которые были получены опытным путем при проведении экспериментов. В ходе расчета выясняются и уточняются все параметры, необходимые для осуществления технологического процесса.

Задача расчета состоит в правильном определении оптимального варианта турбинного агрегата, который соответствует технологическим параметрам процесса и обладает наибольшей экономичностью. Расчет турбины ведется на основании заданных условий пара на входе и выходе из нее.

При расчете турбин наиболее важную позицию занимает тепловой расчет, в ходе которого определяются такие параметры как: общий теплоперепад, расход пара, КПД, мощность установки и т. д. Тепловой расчет начинают с построения процесса расширения пара на I-S диаграмме (диаграмма состояния воды и водяного пара) для определения начальных и конечных параметров процесса. С помощью полученных графическим методом данных производят вычисление эффективности, экономичности и конструктивных показателей турбины.

Для понимания принципов расчета паровых турбин ниже будут приведены основные расчетные зависимости для наиболее простого варианта турбины – одноступенчатой активного действия. В турбине данного типа пар единожды будет подвержен адиабатическому расширению. Зная теплосодержание (энтальпию) пара на входе в турбину и теплосодержание пара после прохождения сопел, найдем общий теплоперепад:

Hоб = i0 - iр

где:

Hоб – общий теплоперепад, кДж/кг
i0 – энтальпия пара на входе в турбину, кДж/кг
iр – энтальпия пара посте адиабатического расширения в соплах, кДж/кг

Далее, если известен расход этого пара, то становится возможным нахождение мощности турбины. Однако важно отметить, что это полная мощность, в которой не учитываются потери:

Nт = (G·Hоб)/3600

где:

Nт – общая мощность турбины, кВт
Hоб – общий теплоперепад, кДж/кг
G – расход пара, кг/час

Поскольку процесс совершения работы на лопатках совершается не в полном объеме, как и не происходит полной передачи энергии к вращающемуся валу, то эффективная мощность турбины оказывается меньше её полного значения:

Nэф = (G·Hоб)/3600·ηот

где:

Nэф – эффективная мощность турбины, кВт
Hоб – общий теплоперепад, кДж/кг
G – расход пара, кг/час
ηот – относительный эффективный КПД турбины

Если паровая турбина используется для выработки электрической энергии, то вводится характеристика – электрическая мощность, отражающая количество работы, идущей непосредственно на выработку электроэнергии. Она связана с эффективной мощностью через следующее уравнение:

Nэл = Nэф·ηэг·ηр

Где:

Nэл – электрическая мощность на клеммах генератора, кВт
Nэф – эффективная мощность турбины, кВт
ηэг –КПД электрогенератора
ηр –КПД понижающего редуктора (ηрберется равным 1 если вал турбины напрямую соединен с валом генератора)

Если из уравнения для эффективной мощности турбины Nэф выразить переменную расхода пара G, то получится расчетная формула для рассмотренной величины. С помощью данной формулы можно оценивать необходимый расчет пара для обеспечения выработки предварительно заданной мощности.

G = (Nэф·3600)/(ηт·Hоб)

Если проделать операцию, аналогичную описанной выше, то получится уравнение, с помощью которого становится возможной оценка необходимого количества пара уже для создания предварительно заданной мощности на клеммах электрогенератора:

G = (Nэф·3600)/(Hоб·ηот·ηэг·ηр)

Важным параметром в турбине является угол наклона лопатки к плоскости вращения диска, несущего эти лопатки.

Эта величина находится в зависимости от окружной скорости лопаток и скорости потока пара, падающего на лопатки, и выражается следующим уравнением:

u/c = cos(⁡α)/2

где:

u – окружная скорость лопаток, м/с
c – скорость потока пара, м/с
α – угол наклона лопаток а оси несущего их диска

Максимальное использование энергии пара было бы при угле α=0, но добиться такого значения практически невозможно, поэтому данный параметр обычно берут из промежутка от 12 до 220, что соответствует значениям скоростей u/c из промежутка от 0,465 до 0,49.

В одноступенчатой турбине скорость потока пара, падающего на лопатки, совпадает со скоростью истечения пара из входных сопел, которая может быть рассчитана по формуле:

Сис = 44,75·φ·√[(H0 + (с²вх)/2003)]

где:

Cис – скорость истечения пара из сопла, м/с
φ – скоростной коэффициент, учитывающий потери (берется из промежутка от 0,93 до 0,98 в зависимости от степени обработки сопел)
H0 – адиабатический теплоперепад на сопле, кДж/кг
Свх – скорость входа пара в сопло, м/с

Зная окружную скорость лопаток, можно определить число оборотов ротора турбины:

n = (60·u) / (π·d)

где:

n – скорость вращения ротора, об/мин
u – окружная скорость лопаток, м/с
d – средний диаметр венца лопаток, м

Для наглядности приведем решения несложных задач:

Задача 1

Одноступенчатая турбина активного действия соединена с электрогенератором через понижающий редуктор. В турбину продается пар с температурой t0=280°C под давлением P0=1,6 МПа. Противодавление турбины составляет Pпр=0,12 МПа. Электрогенератор развивает на клеммах мощность Nэ=90 кВт. Необходимо рассчитать требуемый расход пара. КПД турбины принять равным ηт=0,7, КПД редуктора - ηр=0,95, КПД генератора - ηг=0,94.

Решение:

Воспользуемся диаграммой состояния воды и водяного пара и определим энтальпию пара на входе в турбину. Энтальпия пара при t0=280°C0 и P0=1,6 МПа приблизительно равна:

i0 = 2990 кДж/кг

Поскольку пар подвергается адиабатическому расширению только в сопле, а на лопатках активной турбины изменения давления не происходит, то противодавление турбины можно принять равным давлению пара после прохождения сопел. Исходя из этого, вновь воспользуемся диаграммой состояния воды и водяного пара и определим его теплосодержание после адиабатического расширения:

i1 = 2420 кДж/кг

Далее мы можем найти общий теплоперепад на турбине:

H0 = i0 - i1 = 2990 - 2420 = 570 кДж/кг

Теперь можно воспользоваться формулой связи расхода пара и мощности на клеммах электрогенератора и найти искомую величину:

G = (Nэ·3600) / (H0·ηт·ηр·ηг) = (90·3600) / (570·0,7·0,95·0,94) = 909,33 кг/час

Также можно определить удельный расход пара на выработку одного кВт мощности:

Gу = G / Nэ = 909,33 / 90 = 10,1 кг/(кВт·час)

Задача 2

Основываясь на данных предыдущей задачи, определить скорость вращения вала турбины и необходимое передаточное отношение редуктора, связывающего турбину и двухполюсной электрогенератор.

Средний диаметр венца лопаток составляет d=0,7 м. Угол наклона сопла α=200. Скоростной коэффициент принять равным φ=0,96.

Решение:

Определим оптимальное соотношение окружной скорости лопаток и скорости потока пара по формуле:

u/c = cos(⁡α)/2 = cos(⁡20)/2 = 0,47

Перед тем как найти окружную скорость лопаток, необходимо рассчитать действительную скорость пара на выходе из сопел. Для этого воспользуемся формулой (входной скоростью пара на сопла пренебрегаем и полагаем ее равной 0), взяв из прошлой задачи значение H0=570 кДж/кг:

с = 44,75·φ·√(H0) = 44,75·0,96·√570 = 1025,66 м/сек

Теперь, используя полученное значение скорости потока пара, определим окружную скорость лопаток турбины:

u = [(cos⁡(α))/2]*c = 0,47*1025,66 = 482,06 м/сек

Далее становится возможным определение числа оборотов вала турбины:

n = (60*u)/(π*d) = (60*482,06)/(3,14*0,7) = 13159 об/мин

В нашем случае электрогенератор двухполюсной, поэтому его число оборотов ротора должно равняться 3000 в минуту.

Исходя из этого, найдем необходимое передаточное число редуктора:

i = 3000/13159 ≈ 1/4,4

Далее рассмотрим тепловой расчет простого турбинного агрегата (вычисление основных параметров) путем решения несложных задач.

Задача 1.

На турбину подается пар с давлением P0 = 4 МПа и температурой T0 = 380 °C. После прохождения турбины пар расширяется и его давление снижается до P1 = 0,7 МПа. Необходимо определить общий теплоперепад турбины Hоб.

Решение:

Для решения данной задачи воспользуемся диаграммой состояния воды и водяного пара (I-S диаграммой). Отметив на диаграмме точки с начальными и конечными значениями пара, мы определим энтальпии пара i0 и i1 , которые соответствуют следующим показателям:

i0 = 3185 кДж/кг
i1 = 2835 кДж/кг

Зная значения энтальпии, определим общий теплоперепад в турбине следующим образом:

Hоб = i0-i1 = 3185-2835 = 350 кДж/кг

Задача 2.

Необходимо установить мощность Nэ одноступенчатой конденсационной турбины, рассчитанной на следующие параметры свежего пара: расход G = 1675 кг/час, давление P0 = 1,5 МПа, температура T0 = 210 °C, давление в конденсаторе Pk = 0,3 МПа. КПД  турбины ŋоt = 0,8.

Решение:

Первоначально построим процесс расширения пара на диаграмме I-S и определим общий теплоперепад на турбине.

Hоб = i0-ik = 2823-2196 = 627 кДж/кг

Затем найдем мощность турбины, преобразовав формулу для нахождения расхода пара:

Nэ = (G·Hоб)/(3600·ŋоt) = (1675·627)/(3600·0,8) = 365 кВт.

Задача 3.

Необходимо определить относительный эффективный КПД (ŋоt) и расход пара турбины, зная следующие параметры ее работы: давление и температура на входе P0 = 8 МПа, T0 = 450 °C; конечное давление пара Pk = 1,6 МПа.

Мощность турбины принять Nэ = 2200 кВт. Механический КПД турбины принять равным ŋм = 0,98, а относительный внутренний КПД ŋвн = 0,8.

Решение:

Обратившись к диаграмме состояния воды и водяного пара, мы сможем построить процесс расширения пара в турбине и определить параметры на входе и выходе из нее. Значения энтальпии пара на входе и выходе равны соответственно:

i0 = 3275 кДж/кг
ik = 2859 кДж/кг

Искомую величину КПД можно определить согласно следующему соотношению:

ŋоt = ŋт·ŋвн·ŋм = 0,86·0,8·0,98 = 0,67

Где:

ŋт – теоретический КПД, определяемый следующим образом:

ŋт = (i0-ik)/(i0-i’k) = (3275-2859)/(3275-2791,7) = 0,86·100 = 86 %

где:
i’k – энтальпия пара при давлении Pk =1,6 МПа (определяется по таблице), кДж/кг.

Для расчета расхода пара необходимо найти общий теплоперепад на турбине:

Hоб = i0-i1 = 3275-2859 = 416 кДж/кг

Теперь найдем расход пара на турбине, используя формулу:

G = Nэ/(Hоб·ŋоt) = 2200/(416·0,67) = 7,9 кг/с

Задача 4.

Для получения одновременно тепловой и электрической энергии на теплоэлектростанции эксплуатируются два типа паровых турбин: с противодавлением и конденсационная, общей производимой  электрической мощностью Nэ = 7500 кВт. На турбины подается пар с давлением P0 = 4,5 МПа и температурой Т0 = 400 °C. Расход пара на турбину с противодавлением составляет Gп = 8,3 кг/с, а давление на выходе из турбины Pп = 0,16 МПа. На выходе из конденсационной турбины значение давления пара имеет следующее значение Pk = 0,07 МПа. Необходимо определить мощность каждой турбины и расход пара на конденсационной турбине. Относительный эффективный КПД турбины принять ŋоt = 0,75.

Решение:

По диаграмме состояния воды и водяного пара найдем общий теплоперепад на каждой из турбин, аналогично приведенным выше задачам.

Hобп = i0-iп = 3210-2512 = 698 кДж/кг

Hоб к = i0-iк = 3210-2388 = 822 кДж/кг

Определим электрическую мощность турбины с противодавлением, выразив ее из формулы расхода пара:

Nэп = Gп·Hоб·ŋоt = 8,3·698·0,75 = 4345 кВт.

Теперь вычислим мощность конденсационной паровой турбины вычтя из общей электрической мощности электрическую мощность турбины с противодавлением:

Nэк = Nэоб-Nэп = 7500-4345= 3155 кВт

Также определим расход пара на конденсационной турбине:

Gк = Nэк/(Hобк·ŋоt) = 3155/(822·0,75) = 5,12 кг/с.

Задача 5.

Известно, что отдельная ступень турбины имеет относительный КПД ηoi = 0.85, а теплоперепад на ней составляет H0ст =100 кДж/кг. Нужно определить необходимое количество таких ступеней для турбины, работающей в области перегретого пара, общий теплоперепад которой составляет H0=1000 кДж/кг. Принять, что все ступени идентичны и обладают идентичными параметрами.

Решение:

Проведем ориентировочный расчет коэффициента возврата теплоты qt. Учитывая, что число ступеней нас не известно, предварительно примем их число z равное 10:

qt = kt · (1-ηoi) · H0 · [(z-1)/z]

Где kt –расчетный коэффициент, для турбины, работающей на перегретом пару, равный 5,8·10-4. После преобразований получим:

qt = 5,8 · 10-4 · (1-0,85) · 1000 · [(10-1)/10] = 0,0783

Теперь, зная предварительное значение коэффициента возврата теплоты, можно определить уточненное значение числа ступеней по формуле:

z = [H0 · (1+qt)] / H0ср = [1000·(1+0,0783)] / 100 = 10,783

Полученное значение z округляем в большую сторону и получаем искомую величину z равную 11.

Задача 6.

Диафрагма промежуточной ступени турбины оснащена лабиринтным уплотнением со следующими характеристиками: диаметр уплотнения dу=0,2 м, зазор уплотнения составляет δу=0,4 мм, а количество гребней Z=7. Пар перед ступенью имеет температуру Т1=400°C и давление P1=1,6 МПа, которое после ступени падает до P2=1,4 МПа. Необходимо рассчитать величину потерь G через уплотнение, при этом коэффициент расхода μу принять равным 0,91.

Решение:

Достаточно больше число гребешков z=7 позволяет использовать упрощенную формулу расчета величины потерь:

G = μy · Fy · √(1-ϵy²)/z · √p1/v1

Где:
Fу – площадь зазора уплотнения, м2
εу – отношение давлений по разные стороны от уплотнения p2/p1 = 1,4/1,6 = 0,875;
v1 – удельный объем, м3/кг.

Площадь зазора уплотнения можно определить исходя из имеющихся геометрических параметров уплотнения, указанных в условии задачи, по формуле:

Fy = π · dy · δy = 3,14·0,2·0,4· 10-3 = 0,2512·10-3 [м²]

Величину удельного объема можно определить по i-s диаграмме, и для P1=1,6 МПа и T1=400°C удельный объем составит v1=0,19 м3/кг.

Рассчитаем искомую величину потерь:

G = 0,91 · 0,2512· 10-3 · √(1-0,875²)/7 · √(1,6·106)/0,19 = 0,121 кг/с

Задача 7.

Дана турбина, номинальному режиму работы которой соответствуют следующие параметры: температура на входе Tн0=800 °C, давление на входе Pн0=1 МПа, расход пара G0=200 кг/сек, а давление пара на выходе Pк0=0,1 МПа. Вследствие реорганизации производства были изменены рабочие параметры турбины, так расход увеличился до G1=210 кг/сек. , а температура упала до Тн1=750°C. Какое давление пара на входе Pн1 необходимо обеспечить при изменившихся условиях, чтобы обеспечить неизменное давление пара выходе, то есть Pк1=Pк0.

Решение:

Искомую величину можно определить, воспользовавшись следующим соотношением:

G1/G0 = √(Pн1²-Pк1²)/(Pн0²-Pк0²) · √Tн0/Tн1

Выразим из данного выражения давление на входе  Pн1 и рассчитаем его:

Pн1 = √(G1/G0)² · (Pн0²-Pк0²) · Tн1/Tн0 + Pк1² = √(210/200)²·(1²-0,1²) · (750+273)/(800+273) + 0,1² = 1,025 МПа

Турбина - Что такое Турбина?

Турбина — ротационный двигатель с непрерывным рабочим процессом и вращательным движением рабочего органа

Турбина - ротационный двигатель с непрерывным рабочим процессом и вращательным движением рабочего органа (ротора), преобразующий кинетическую энергию и/или внутреннюю энергию рабочего тела (пара, газа, воды) в механическую работу.
Струя рабочего тела воздействует на лопатки, закреплённые по окружности ротора, и приводит их в движение.
Применяется в качестве привода электрического генератора на тепловых, атомных и гидро электростанциях, как составная часть приводов на морском, наземном и воздушном транспорте, а также гидродинамической передачи, гидронасосах.

Состав турбины

Турбина состоит из 2-х основных частей.
Ротор с лопатками - подвижная часть турбины.
Статор с выравнивающим аппаратом - неподвижная часть.

Виды турбин

По направлению движения потока рабочего тела различают аксиальные паровые турбины, у которых поток рабочего тела движется вдоль оси турбины, и радиальные, направление потока рабочего тела в которых перпендикулярно оси вала турбины.

Центробежные турбины (турбокомпрессоры) также выделяют как отдельный тип турбин.


По числу контуров турбины подразделяют на 1-контурные, 2-контурные и 3-контурные.
Очень редко турбины могут иметь 4 или 5 контуров.

Многоконтурная турбина позволяет использовать большие тепловые перепады энтальпии, разместив большое число ступеней разного давления.


По числу валов различают 1-вальные, 2-вальные, реже 3-вальные, связанных общностью теплового процесса или общей зубчатой передачей (редуктором).


Расположение валов может быть как коаксиальным так и параллельным с независимым расположением осей валов.
В местах прохода вала сквозь стенки корпуса установлены концевые уплотнения для предупреждения утечек рабочего тела наружу и засасывания воздуха в корпус.
На переднем конце вала устанавливается предельный регулятор (регулятор безопасности), автоматически останавливающий (замедляющий) турбину при увеличении частоты вращения на 10-12 % сверх номинальной.

По типу рабочего тела турбины делятся на Газовые турбины, Паровые турбины и Гидротурбины.

Устройство турбины

Для того чтобы увидеть внутреннее устройство турбины, при ее изображении «вырезана» передняя верхняя четверть. Точно также показана лишь задняя часть кожуха 2. Турбина состоит из трех цилиндров (ЦВД, ЦСД и ЦНД), нижние половины корпусов которых обозначены соответственно 39, 24 и18. Каждый из цилиндров состоит из статора, главным элементом которого являются неподвижный корпус, и вращающегося ротора. Отдельные роторы цилиндров (ротор ЦВД 47, ротор ЦСД 5 и ротор ЦНД 11) жестко соединяются муфтами 31 и 21. К полумуфте 12 присоединяется полумуфта ротора электрогенератора (не показан), а к нему — ротор возбудителя. Цепочка из собранных отдельных роторов цилиндров, генератора и возбудителя называется валопроводом. Его длина при большом числе цилиндров (а самое большое их число в современных турбинах — 5) может достигать 80 м.

Валопровод вращается во вкладышах 42, 29, 23, 20 и т.д. опорных подшипников скольжения на тонкой масляной пленке и не касается металлической части вкладышей подшипников. Как правило, каждый из роторов размещают на двух опорных подшипниках. Иногда между роторами ЦВД и ЦСД устанавливают только один общий для них опорный подшипник (см. позицию 29 на рис. 6.1). Расширяющийся в турбине пар заставляет вращаться каждый из роторов, возникающие на них мощности складываются и достигают на полумуфте 12 максимального значения.

К каждому из роторов приложено осевое усилие. Они суммируются, и их результирующая осевая сила передается с гребня 30 на упорные сегменты, установленные в корпусе упорного подшипника.

Каждый из роторов помещают в корпус цилиндра (см., например, поз. 24). При больших давлениях (а в современных турбинах оно может дос­тигать 30 МПа  300 ат) корпус цилиндра (обычно ЦВД) выполняют двухстенным (из внутреннего 35 и внешнего 46 корпусов). Это уменьшает разность давлений на каждый из корпусов, позволяет сделать его стенки более тонкими, облегчает затяжку фланцевых соединений и позволяет турбине при необходимости быстро изменять свою мощность.

Все корпуса в обязательном порядке имеют горизонтальные разъемы 13, необходимые для установки роторов внутри цилиндров при монтаже, а также для легкого доступа внутрь цилиндров при ревизиях и ремонтах. При монтаже турбины все плоскости разъемов нижних половин корпусов устанавливают специальным образом (для простоты можно считать, что все плоскости разъема совмещают в одной горизонтальной плоскости). При последующем монтаже ось валопровода помещают в эту плоскость разъема, что обеспечивает центровку — ось валопровода будет точно совпадать с осью кольцевых расточек корпусов. Этим будут исключены задевания ротора о статор, которые могут привести к тяжелой аварии.

Пар внутри турбины имеет высокую температуру, а ротор вращается во вкладышах на масляной пленке, температура масла которой как по соображениям пожаробезопасности, так и необходимости иметь определенные смазочные свойства, не должна превышать 100 °С (а температура подаваемого и отводимого масла должна быть еще ниже). Поэтому вкладыши подшипников выносят из корпусов цилиндров и размещают их в специальных строениях — опорах (см. поз. 45, 28, 7 на рис. 6.1). Таким образом, вращающиеся концы каждого из роторов соответствующего цилиндра необходимо вывести из невращающегося статора, причем так, чтобы с одной стороны исключить какие-либо (даже малейшие) задевания ротора о статор, а с другой — не допустить значительную утечку пара из цилиндра в зазор между ротором и статором, так как это снижает мощность и экономичность турбины. Поэтому каждый из цилиндров снабжают концевыми уплотнениями (см. поз. 40, 32, 19) специальной конструкции.

Турбина устанавливается в главном корпусе ТЭС на верхней фундаментной плите 36 (см. рис. 2.6). В плите выполняются прямоугольные окна по числу цилиндров, в которых размещаются нижние части корпусов цилиндров, а также осуществляется вывод трубопроводов, питающих регенеративные подогреватели, паропроводы свежего и вторично перегретого пара, переходный патрубок к конденсатору.

После изготовления турбина проходит контрольную сборку и опробование на заводе-изготовителе. После этого ее разбирают на более-менее крупные блоки, доводят до хорошего товарного вида, консервируют, упаковывают в деревянные ящики и отправляют для монтажа на ТЭС.

Монтаж турбины

Монтаж турбины осуществляют в следующем порядке. Сначала устанавливают нижнюю половину ЦНД 18 опорным поясом 15, расположенным по периметру обоих выходных патрубков ЦНД. ЦНД имеет собственные вваренные в них опоры ротора. Затем на перемычке между окнами под ЦВД и ЦСД и слева от окна под ЦВД размещают нижние половины корпусов опор соответственно 28 и 41. После этого на опоры подвешивают нижние половины корпусов наружных цилиндров 39 и 24, в них помещают статорные элементы и осуществляют центровку всех цилиндров турбины.

В опоры ротора вставляются нижние половины опорных вкладышей 42, 29, 23, 20 и 16, и на них опускают отдельные роторы. Их строго прицентровывают друг к другу и соединяют с помощью муфт 31 и 21.

Затем в верхние половины корпусов помещают необходимые внутренние статорные элементы и турбину закрывают. Для этого в отверстия на горизонтальные разъемы корпусов ввинчивают шпильки и опускают верхние половины (крышки — см., например, поз. 46 на рис. 6.1), после чего с помощью шпилек и специальных приспособлений верхние и нижние половины корпусов плотно стягиваются по фланцевым разъемам.

Аналогичным образом закрываются опоры роторов. После изоляции турбины, ограждения кожухом и многочисленных проверок ее доводят для состояния, пригодного к несению нагрузки.

При работе турбины пар из котла (см. рис. 2.2) по одному или нескольким паропроводам (это зависит от мощности турбины) поступает сначала к главной паровой задвижке, затем к стопорному (одному или нескольким) и, наконец, к регулирующим клапанам (чаще всего — 4). От регулирующих клапанов (на рис. 6.1 не показаны) пар по перепускным трубам 1 (на рис. 6.1 их четыре: две из них присоединены к крышке 46 внешнего корпуса ЦВД, а две других подводят пар в нижние половины корпуса) подается в паровпускную камеру 33 внутреннего корпуса ЦВД. Из этой полости пар попадает в проточную часть турбины и, расширяясь, движется к выходной камере ЦВД 38. В этой камере в нижней половине корпуса ЦВД имеются два выходных патрубка 37. К ним приварены паропроводы, направляющие пар в котел для промежуточного перегрева.

Вторично перегретый пар по трубопроводам поступает через стопорный клапан (не показан на рис. 6.1) к регулирующим клапанам 4, а из них — в паровпускную полость ЦСД 26. Далее пар расширяется в проточной части ЦСД и поступает в его выходной патрубок 22, а из него — в две перепускные трубы 6 (иногда их называют ресиверными), которые подают пар в паровпускную камеру ЦНД 9. В отличие от однопоточных ЦВД и ЦСД, ЦНД почти всегда выполняют двухпоточными: попав в камеру 9, пар расходится на два одинаковых потока и, пройдя их, поступает в выходные патрубки ЦНД 14. Из них пар направляется вниз в конденсатор. Перед передней опорой 41 располагается блок регулирования и управления турбиной 44. Его механизм управления 43 позволяет пускать, нагружать, разгружать и останавливать турбину.

ПАРОВАЯ ТУРБИНА • Большая российская энциклопедия

ПАРОВА́Я ТУРБИ́НА, тур­би­на, в ко­то­рой в ка­че­ст­ве ра­бо­че­го те­ла ис­поль­зу­ет­ся во­дя­ной пар; слу­жит для пре­об­ра­зо­ва­ния те­п­ло­вой энер­гии па­ра в ме­ха­нич. ра­бо­ту. В от­ли­чие от па­ро­вой ма­ши­ны, в П. т. ис­поль­зу­ют не по­тен­ци­аль­ную, а ки­не­тич. энер­гию па­ра. Осн. на­зна­че­ние П. т. – при­вод (пер­вич­ный дви­га­тель) для ге­не­ра­то­ров элек­трич. то­ка на те­п­ло­вых и атом­ных элек­тро­стан­ци­ях. П. т. и элек­тро­ге­не­ра­тор со­став­ля­ют тур­бо­агре­гат.

Конструкция паровых турбин

Схематический продольный разрез активной паровой турбины с тремя ступенями давления: 1 – кольцевая камера свежего пара; 2 – сопла первой ступени; 3 – лопатки первой ступени; 4 – сопла второй ступени; ...

П. т. со­сто­ит из двух осн. час­тей – ро­то­ра с ло­пат­ка­ми (под­виж­ная часть тур­би­ны) и ста­то­ра с со­пла­ми (не­под­виж­ная часть). По­ток па­ра, об­ра­зую­щий­ся в па­ро­вом кот­ле, под вы­со­ким дав­ле­ни­ем по­сту­па­ет че­рез на­прав­ляю­щие (ста­тор с со­пла­ми) на кри­во­ли­ней­ные ло­пат­ки тур­би­ны, за­кре­п­лён­ные по ок­руж­но­сти ро­то­ра, и, воз­дей­ст­вуя на них, при­во­дит ро­тор, за­кре­п­лён­ный на од­ном ва­лу с элек­тро­гене­ра­то­ром, во вра­ще­ние (про­ис­хо­дит пре­об­ра­зо­ва­ние те­п­ло­вой энер­гии па­ра в ме­ха­нич. ра­бо­ту). Ка­ж­дый ряд на­прав­ляю­щих и ло­па­ток на­зы­ва­ет­ся сту­пе­нью тур­би­ны (как пра­ви­ло, П. т. име­ет неск. сту­пе­ней). Кор­пус П. т. с не­сколь­ки­ми сту­пе­ня­ми дав­ле­ния раз­де­ля­ют диа­фраг­ма­ми на отд. ка­ме­ры, в ка­ж­дой из ко­то­рых по­ме­щён один из дис­ков с ло­пат­ка­ми (рис.). Пар мо­жет про­ни­кать из од­ной ка­ме­ры в дру­гую толь­ко че­рез со­пла, рас­по­ло­жен­ные по ок­руж­но­сти диа­фрагм. Дав­ле­ние па­ра сни­жа­ет­ся по­сле ка­ж­дой сту­пе­ни, а ско­ро­сти ис­те­че­ния па­ра ос­та­ют­ся при­мер­но оди­на­ко­вы­ми, что дос­ти­га­ет­ся вы­бо­ром со­от­вет­ст­вую­щих раз­ме­ров со­пел.

Ро­то­ры П. т., пред­на­зна­чен­ные для при­во­да элек­трич. ге­не­ра­то­ров, ра­бо­таю­щих на элек­трич. сеть, име­ют фик­си­ро­ван­ную час­то­ту вра­ще­ния – 3000 об/мин в Рос­сии и 3600 об/мин в США и др. стра­нах. Ро­то­ры П. т., пред­на­зна­чен­ных для др. по­тре­би­те­лей мощ­но­сти, мо­гут иметь др. час­то­ту вра­ще­ния, со­от­вет­ст­вую­щую ха­рак­те­ри­сти­кам обо­ру­до­ва­ния по­тре­би­те­ля (напр. , транс­порт­ные тур­би­ны). Дав­ле­ние и темп-ра па­ра пе­ред тур­би­ной оп­ре­де­ля­ют­ся её на­зна­че­ни­ем.

Мощ­ные П. т. име­ют слож­ную кон­струк­цию и боль­шие раз­ме­ры (см. рис. к ст. Кон­ден­са­ци­он­ная тур­би­на). Дли­на все­го аг­ре­га­та мо­жет дос­ти­гать 30 м. П. т. рас­по­ла­га­ет­ся на фун­да­мен­те, пред­став­ляю­щем со­бой мно­го­опор­ную жел.-бе­тон. кон­ст­рук­цию, опи­раю­щую­ся на об­щую фун­да­мент­ную пли­ту. Кон­ст­рук­ция П. т. раз­де­ля­ет­ся на неск. ци­лин­д­ров (час­тей) – вы­со­ко­го дав­ле­ния (ЦВД), сред­не­го дав­ле­ния (ЦСД) и низ­ко­го дав­ле­ния (ЦНД). Обыч­но мощ­ная П. т. име­ет один ЦВД, один или два ЦСД и неск. ЦНД. Пар по­сту­па­ет в тур­би­ну, про­хо­дит че­рез ЦВД по­сле­до­ва­тель­но все сту­пе­ни, да­лее че­рез ЦСД (од­ним или дву­мя па­рал­лель­ны­ми по­то­ка­ми), за­тем, раз­ветв­ля­ясь ещё на неск. па­рал­лель­ных по­то­ков, про­хо­дит ЦНД и сбра­сы­ва­ет­ся в кон­ден­са­тор. Раз­ветв­ле­ние по­то­ков пе­ред кон­ден­са­то­ром не­об­хо­ди­мо для уве­ли­че­ния еди­нич­ной мощ­но­сти тур­би­ны, т.  к. од­но­по­точ­ная тур­би­на мо­жет вы­ра­ба­ты­вать ог­ра­ни­чен­ную мощ­ность, ко­то­рая за­ви­сит от дли­ны ра­бо­чих ло­па­ток по­след­ней сту­пе­ни. Для обес­пе­че­ния на­дёж­ной экс­плуа­та­ции П. т. ос­на­ща­ет­ся сис­те­мой безо­пас­но­сти, пре­дот­вра­щаю­щей воз­ник­но­ве­ние и раз­ви­тие ава­рий­ных си­туа­ций. Осн. пре­иму­ще­ст­ва П. т.: вы­со­кая еди­нич­ная мощ­ность, ши­ро­кий диа­па­зон мощ­но­стей, вы­со­кий ре­сурс ра­бо­ты. Не­дос­тат­ки П. т.: вы­со­кая инер­ци­он­ность (дол­гое вре­мя пус­ка и ос­та­но­ва), до­ро­го­виз­на строи­тель­ст­ва и ре­мон­та. В П. т., ис­поль­зуе­мых на ТЭС, дав­ле­ние па­ра мо­жет дос­ти­гать 24 МПа и бо­лее, темп-ра – 545–600 °C; мощ­но­сти П. т., ра­бо­таю­щих на ТЭС, – до 1200 МВт, АЭС – до 1900 МВт. Кпд со­вре­мен­ных П. т. дос­ти­га­ет 40–42%.

Классификация паровых турбин

По прин­ци­пу дей­ст­вия вы­де­ля­ют ак­тив­ные тур­би­ны и ре­ак­тив­ные тур­би­ны. По ко­ли­че­ст­ву сту­пе­ней П. т. под­раз­де­ля­ют на од­но­сту­пен­ча­тые и мно­го­сту­пен­ча­тые тур­би­ны. В од­но­сту­пен­ча­той П. т. не уда­ёт­ся дос­та­точ­но пол­но ис­поль­зо­вать энер­гию па­ра, по­это­му совр. П. т. стро­ят мно­го­сту­пен­ча­ты­ми. По на­прав­ле­нию по­то­ка ра­бо­че­го те­ла вы­де­ля­ют осе­вые (ак­си­аль­ные) П. т. (на­прав­ле­ние по­то­ка сов­па­да­ет с на­прав­ле­ни­ем оси ро­то­ра, наи­бо­лее рас­про­стра­нён­ный тип П. т., ис­поль­зуе­мых для при­во­да элек­тро­ге­не­ра­то­ров) и ра­ди­аль­ные П. т. (по­ток осу­ще­ст­в­ля­ет­ся в ра­ди­аль­ном на­прав­ле­нии ли­бо от оси ро­то­ра к пе­ри­фе­рии дис­ков, ли­бо на­обо­рот – от пе­ри­фе­рии к оси). В за­ви­си­мо­сти от дав­ле­ния па­ра П. т. бы­ва­ют: низ­ко­го (не вы­ше 0,9 МПа), сред­не­го (не вы­ше 4 МПа), вы­со­ко­го (9–14 МПа) и сверх­кри­тич. дав­ле­ния (24 МПа и бо­лее).

В за­ви­си­мо­сти от ха­рак­те­ра те­п­ло­во­го про­цес­са П. т. под­раз­де­ля­ют на 3 груп­пы: кон­ден­са­ци­он­ные тур­би­ны, те­п­ло­фи­ка­ци­он­ные и спец. на­зна­че­ния.

Те­п­ло­фи­ка­ци­он­ные П. т. слу­жат для од­но­врем. по­лу­че­ния элек­трич. и те­п­ло­вой энер­гии. Осн. ко­неч­ный про­дукт та­ких П. т. – те­п­ло­та. ТЭС, на ко­то­рых ус­та­нов­ле­ны те­п­ло­фи­ка­ци­он­ные П. т., на­зы­ва­ют­ся те­п­ло­элек­тро­цен­тра­ля­ми. К те­п­ло­фи­ка­ци­он­ным П. т. от­но­сят­ся тур­би­ны с про­ти­во­дав­ле­ни­ем, с ре­гу­ли­руе­мым от­бо­ром па­ра, а так­же с от­бо­ром и про­ти­во­дав­ле­ни­ем. У тур­бин с про­ти­во­дав­ле­ни­ем от­сут­ст­ву­ет кон­ден­са­тор. От­ра­бо­тав­ший пар, имею­щий дав­ле­ние вы­ше ат­мо­сфер­но­го, по­сту­па­ет в спец. сбор­ный кол­лек­тор, от­ку­да на­прав­ля­ет­ся к те­п­ло­вым по­тре­би­те­лям для тех­но­ло­гич. це­лей (вар­ка, суш­ка, ото­пле­ние и др.). В тур­би­нах с ре­гу­ли­руе­мым от­бо­ром часть па­ра от­во­дит­ся из пер­вой или вто­рой про­ме­жу­точ­ных сту­пе­ней, а ос­таль­ной пар идёт в кон­ден­са­тор. Дав­ле­ние от­би­рае­мо­го па­ра на всех ре­жи­мах ра­бо­ты тур­бо­аг­ре­га­та ав­то­ма­ти­че­ски под­дер­жи­ва­ет­ся по­сто­ян­ным или же ре­гу­ли­ру­ет­ся в за­дан­ных пре­де­лах, с тем что­бы по­тре­би­тель по­лу­чал пар оп­ре­де­лён­но­го ка­че­ст­ва. Су­ще­ст­ву­ет два ви­да те­п­ло­вых по­тре­би­те­лей: про­мыш­лен­ные, где тре­бу­ет­ся пар с дав­ле­ни­ем до 1,3–1,5 МПа (про­из­водств. от­бор), и ото­пи­тель­ные, с дав­ле­ни­ем 0,05–0,25 МПа (те­п­ло­фи­ка­ци­он­ный от­бор). Ес­ли тре­бу­ет­ся пар как про­из­вод­ст­вен­но­го, так и ото­пит. на­зна­че­ния, то в од­ной тур­би­не мо­гут быть осу­ще­ст­в­ле­ны два ре­гу­ли­руе­мых от­бо­ра; ме­сто от­бо­ра (сту­пень тур­би­ны) вы­би­ра­ют в за­ви­си­мо­сти от нуж­ных па­ра­мет­ров па­ра. У тур­бин с от­бо­ром и про­ти­во­дав­ле­ни­ем часть па­ра от­во­дит­ся из пер­вой или вто­рой про­ме­жу­точ­ных сту­пе­ней, а весь от­ра­бо­тав­ший пар на­прав­ля­ет­ся из вы­пу­ск­но­го пат­руб­ка в ото­пит. сис­те­му или к се­те­вым по­до­гре­ва­те­лям.

П. т. спе­ци­аль­но­го на­зна­че­ния обыч­но ра­бо­та­ют на от­брос­ном те­п­ле ме­тал­лур­гич., ма­ши­но­стро­ит. и хи­мич. пред­при­ятий. К ним от­но­сят­ся П. т. «мя­то­го па­ра», с про­ме­жу­точ­ным под­во­дом па­ра (тур­би­ны двух дав­ле­ний) и пред­вклю­чён­ные. П. т. «мя­то­го па­ра» ис­поль­зу­ют от­ра­бо­тав­ший пар низ­ко­го дав­ле­ния по­сле тех­но­ло­гич. про­цес­сов (пар порш­не­вых ма­шин, па­ро­вых мо­ло­тов и прес­сов), ко­то­рый по к.-л. при­чи­нам не мо­жет быть ис­поль­зо­ван для ото­пит. или тех­но­ло­гич. нужд. Дав­ле­ние та­ко­го па­ра обыч­но несколько вы­ше ат­мо­сфер­но­го, и он на­прав­ля­ет­ся в спец. кон­ден­сац. тур­би­ну (тур­би­ну «мя­то­го па­ра»). П. т. двух дав­ле­ний ра­бо­та­ют как на све­жем, так и на от­ра­бо­тав­шем па­ре па­ро­вых ме­ха­низ­мов, под­во­ди­мом в од­ну из про­ме­жу­точ­ных сту­пе­ней. Пред­вклю­чён­ные П. т. пред­став­ля­ют со­бой тур­би­ны с вы­со­ким на­чаль­ным дав­ле­ни­ем и вы­со­ким про­ти­во­дав­ле­ни­ем; весь от­ра­бо­тав­ший пар этих П. т. на­прав­ля­ют да­лее в обыч­ные кон­ден­са­ци­он­ные тур­би­ны.

Историческая справка. 

Пер­вое уст­рой­ст­во, при­во­ди­мое в дви­же­ние па­ром (эо­ли­пил), бы­ло опи­са­но Ге­ро­ном Алек­сан­д­рий­ским. В Рос­сии П. Д. Кузь­мин­ский в нач. 1890-х гг. по­стро­ил и оп­ро­бо­вал су­до­вую П. т. собств. кон­ст­рук­ции.

П. т. по­лу­чи­ла прак­тич. при­ме­не­ние лишь в кон. 19 в., ко­гда та­кие от­рас­ли, как тер­мо­ди­на­ми­ка, ма­ши­но­строе­ние и ме­тал­лур­гия, дос­тиг­ли не­об­хо­ди­мо­го уро­в­ня. К. Г. П. де Ла­валь (1878) и Ч. А. Пар­сонс (1884) соз­да­ли пер­вые про­мыш­лен­но при­год­ные па­ро­вые тур­би­ны. В П. т. Пар­со­нса ис­поль­зо­ван прин­цип по­сту­пен­ча­то­го рас­ши­ре­ния па­ра, ко­то­рый ле­жит в ос­но­ве кон­ст­рук­ции совр. па­ро­вых тур­бин.

В Ев­ро­пе П. т. по­лу­чи­ли все­об­щее при­зна­ние в ка­че­ст­ве при­во­да элек­тро­ге­не­ра­то­ров толь­ко с 1899, ко­гда на элек­тро­стан­ции г. Эль­бер­фельд (Гер­ма­ния) впер­вые бы­ли при­ме­не­ны две П. т. Пар­сон­са мощ­но­стью по 1000 кВт ка­ж­дая.

В до­ре­во­люц. Рос­сии строи­лись как ста­цио­нар­ные, так и су­до­вые П. т. Осо­бен­но боль­шие ус­пе­хи бы­ли дос­тиг­ну­ты рос. кон­ст­рук­то­ра­ми и тех­но­ло­га­ми в 1910–14 в про­ек­ти­ро­ва­нии и из­го­тов­ле­нии П.  т. для круп­ных во­ен. ко­раб­лей. Впер­вые отеч. ста­цио­нар­ные П. т. по­строи­ли на ме­тал­лич. за­во­де в С.-Пе­тер­бур­ге (позд­нее Ле­нингр. ме­тал­лич. за­вод, ЛМЗ), на ко­то­ром в 1907 из­го­тови­ли П. т. для при­во­да элек­тро­ге­не­ра­то­ра мощ­но­стью 200 кВт. В 1937 на ЛМЗ вы­пу­ще­на пер­вая кон­ден­са­ци­он­ная двух­ци­лин­д­ро­вая од­но­валь­ная тур­би­на мощ­но­стью 100 МВт; в 1977 по­строе­на и сда­на в экс­плуа­та­цию са­мая круп­ная отеч. кон­ден­са­ци­он­ная тур­би­на мощ­но­стью 1200 МВт. На­чи­ная с 1964 в СССР ос­во­ен вы­пуск П. т. для АЭС.

Информация о газовых турбинах | Kawasaki Heavy Industries

Принцип работы газовой турбины

Как и дизельный или бензиновый двигатель, газовая турбина - это двигатель внутреннего сгорания с рабочим циклом впуск-сжатие-сгорание (расширение)-выпуск. Но, существенно отличается основное движение. Рабочий орган газовой турбины вращается, а в поршневом двигателе движется возвратно-поступательно.

Принцип работы газовой турбины показан на рисунке ниже. Сначала, воздух сжимается компрессором, затем сжатый воздух подается в камеру сгорания. Здесь, топливо, непрерывно сгорая, производит газы с высокой температурой и давлением. Из камеры сгорания газ, расширяясь в турбине, давит на лопатки и вращает ротор турбины (вал с крыльчатками в виде дисков, несущих рабочие лопатки), который в свою очередь опять вращает вал компрессора. Оставшаяся энергия снимается через рабочий вал.

Особенности газовых турбин

Типы газовых турбин по конструкции и назначению

Самый основной тип газовой турбины - создающий тягу реактивной струей, он же самый простой по конструкции.
Этот двигатель подходит для самолетов, летающих на высокой скорости, и используется в сверхзвуковых самолетах и реактивных истребителях.

У этого типа есть отдельная турбина за турбореактивным двигателем, которая вращает большой вентилятор впереди. Этот вентилятор увеличивает поток воздуха и тягу.
Этот тип малошумен и экономичен на дозвуковых скоростях, поэтому газовые турбины именно этого типа используются для двигателей пассажирских самолётов.

Эта газовая турбина выдает мощность как крутящий момент, причем у турбины и компрессора общий вал. Часть полезной мощности турбины идет на вращение вала компрессора, а остальная энергия передается на рабочий вал.
Этот тип используют, когда нужна постоянная скорость вращения, например - как привод генератора.

В этом типе вторая турбина размещается после турбины с газогенератором, и вращательное усилие передается на нее реактивной струей. Эту заднюю турбину называют силовой. Поскольку валы силовой турбины и компрессора не связаны механически, скорость вращения рабочего вала свободно регулируется. Подходит как механический привод с широким диапазоном скоростей вращения.
Этот тип широко используется в винтовых самолетах и вертолетах, а также в таких установках, как приводы насоса/компрессора, главные судовые двигатели, приводы генератора и т.п.

Что такое газовая турбина серии GREEN?

Принцип, которому Kawasaki следует в газотурбинном бизнесе, начиная с разработки в 1972 году нашей первой ГТУ, позволил нам предлагать клиентам все более совершенное оборудование, т. е., более энергоэффективное и экологичное. Идеи, заложенные в наших продуктах, получили высокую оценку мирового рынка и позволили нам накопить референции на более, чем 10 000 турбин (на конец марта 2014 года) в составе резервных генераторов и когенерационных систем.
Газовые турбины Kawasaki всегда имели большой успех, и мы, показывая еще большую нашу приверженность этому принципу, дали им новое название "Газовые турбины GREEN".

Проект K: Создание газовой турбины с самым высоким КПД в мире

Внутри К: Подразделение газовых турбин, Акаси / завод Seishin

Контакты

Если вам нужна дополнительная информация о нашем бизнесе, пожалуйста, свяжитесь с нами.

Контакты

Гордость российского энергомашиностроения - Энергетика и промышленность России - № 23-24 (307-308) декабрь 2016 года - WWW.

EPRUSSIA.RU

Газета "Энергетика и промышленность России" | № 23-24 (307-308) декабрь 2016 года

История СКБ – это история отечественного паротурбостроения. Небольшое бюро, созданное в начале XX века на Ленинградском Металлическом заводе (ЛМЗ), вместе со страной прошло через множество событий. Из крохотного коллектива в несколько сотрудников оно выросло в мощный инженерно-конструкторский институт, базовый для российского энергомашиностроения.

У истоков

Рассвет отечественного паротурбостроения совпал с началом прошлого столетия. В 1904 году Металлический завод приобрел у французских партнеров лицензии на производство паровых турбин системы «Рато» мощностью 100, 300, 340 и 400 лошадиных сил, генераторов к ним и некоторых приспособлений. К тому времени на ЛМЗ имелось лишь одно конструкторское бюро – артиллерийское, в котором и была создана специальная турбинная группа.

Работа турбинной группы началась с изу­чения чертежей, учитывая разницу в «языке цифр» разных стран, и 12 апреля 1904 года на производство отправили первый чертеж русской паровой турбины мощностью 200 кВт на начальные параметры пара 1 МПа и 250° С, а в 1907 году производство доложило об успешном завершении изготовления паровой турбины.
Установленная на заводской электростанции, она питала электроэнергией станочное оборудование и 2500 электрических лампочек. Электростанция часто использовалась как своеобразная лаборатория, а турбина «превращалась» в опытную установку.

Паротурбинное направление долго оставалось не основным и в деятельности ЛМЗ, и в целом в отечественном машиностроении. Общая мощность отечественных турбин, выпущенных в первое десятилетие, составила менее 1 процента от всех паровых турбин, имевшихся в России; остальные машины закупались за рубежом.

От фантастики к реальности

Серьезное развитие паротурбостроения на заводе начинается уже в эпоху ГОЭЛРО: в соответствии с планом электрификации огромной страны предполагалось в течение десяти-пятнадцати лет построить тридцать электростанций, из них двадцать тепловых.

Запад относился к проекту иронично, иностранная пресса пестрела скептическими высказываниями. А страна остро нуждалась в энергии, и в 1923 году президиум Северо-Западного бюро ВСНХ (Промбюро) постановил сосредоточить все работы по выпуску паровых и водяных турбин на Металлическом заводе. Это решение стало судьбоносным. И в том же 1923‑м здесь началась сборка узлов паровой турбины для Карабашского медеплавильного завода на Урале. В 1924 году она была сдана.

Шло время, росла мощность создаваемых паровых турбин, и перед предприятием ставились все новые задачи. Следующей вехой стало изготовление в 1929 году по собственному проекту паровой турбины мощностью 10 МВт. А создание машин мощностью 25 и 50 МВт положило начало развитию собственного конструкторского стиля в турбостроении. В 1934 году со стенда завода сошли пять турбин по 50 МВт каждая, причем одну из них изготовили по отечественным чертежам.

К концу ударного десятилетия была взята планка и в 100 МВт. Пробный пуск «сотки» состоялся под Москвой: машина дала первые 3000 кВт-ч промышленного тока, который поступил в энергетическое кольцо столицы.

Задел на мирное время

В 1941 году завод прекратил выпускать турбины – предприятие встало на военные рельсы. Но конструкторское бюро, вывезенное из осажденного Ленинграда в Верхнюю Салду, продолжало свою работу. В эвакуации конструкторы ЛМЗ выполнили технические проекты турбин высокого давления мощностью 25, 50 и 100 МВт.

Создание серии паровых турбин высокого давления позволило поднять экономичность электростанций в послевоенные годы на 12‑14 процентов. Еще одно серьезное событие послевоенной пятилетки – испытание первой паровой турбины высокого давления в 100 МВт для московской энергосистемы. В труднейших условиях заводу потребовался лишь год для ее создания!
Быстрее, мощнее, эффективнее

1950‑е: перед КБ ставились задачи по совершенствованию турбин и увеличению их единичной мощности. Следующим шагом после «сотки» стала машина мощностью 150 МВт – первая в Европе турбина с промежуточным перегревом пара на невиданные в то время параметры – 170 атмосфер и 550° С.

Машину СВК-150, выпущенную на ЛМЗ в 1952 году, окрестили «турбиной мира» – в честь Стокгольмского воззвания в защиту мира. При ее создании были применены новые марки стали с высоким уровнем жаропрочности – подобные еще не использовались в мировой практике. Первый ток она дала в конце того же года – ее установили на Черепетской ГРЭС.

Крупным достижением СКБ в 60‑х годах стало создание турбин сверхкритического давления мощностью 300, 500 и 800 МВт. Первую «восьмисотку» спроектировали двухвальной по причине отсутствия электрогенератора такой мощности, в 1964 году ее изготовили и установили на Славянской ГРЭС. За ней последовала одновальная турбина той же мощности, ее изготовили в 1970‑м и тоже установили на Славянской станции. Эти машины стали самыми мощными в Европе.

Не заставил себя ждать и следующий взятый рубеж мощности – 1200 МВт: одновальная турбина, разработанная в конце 1970‑х, стала венцом конструкторской мысли не только для ЛМЗ, но и для всего энергетического машиностроения огромной, динамично развивающейся страны. Коллектив СКБ создал крупнейшую в Европе машину, непревзойденную по целому ряду показателей и конструкторских решений. Акцент на атомную энергетику, сделанный в конце 1970‑х, означал новый виток в развитии отечественного энергомашиностроения. Поначалу атомная энергетика развивалась турбинами относительно малых мощностей – 70, 100, 200 МВт. ЛМЗ поставил на Белоярскую АЭС три турбины по 200 МВт.

Текущие задачи и проекты

Сегодня деятельность бюро ведется по нескольким направлениям. В СКБ проектируются конкурентоспособные паровые турбины мощностью от 50 до 1250 МВт.

Важным направлением является создание и модернизация паровых турбин для тепловых станций на докритические и сверхкритические параметры пара мощностью до 800 МВт, в том числе разработка паровых турбин мощностью до 250 МВт и более для парогазовых установок. Спроектированы и изготовлены турбины мощностью по 660 МВт каждая для ТЭС «Сипат» и ТЭС «Барх» в Индии. Отдельное направление для перспективных ТЭС – «суперсверхкритика» – конструкторские разработки турбин на повышенные параметры пара. Разработан проект турбины мощностью 660 МВт на повышенные параметры пара. Стратегическим направлением конструкторских разработок остается создание конкурентоспособных турбин для АЭС. Среди достижений последних лет – ввод в строй атомных «миллионников» на АЭС в Иране и в Индии, а также ввод турбины мощностью 800 МВт для энергоблока на быстрых нейтронах на Белоярской АЭС в России.

Важнейшим для СКБ «Турбина» и в целом для «Силовых машин» является уникальный проект первой отечественной тихоходной турбины К-1255 для Курской АЭС-2.

СКБ прошло длинный путь в 110 лет, отвечая энтузиазмом, живой пульсацией творческой мысли на все вызовы времени. В работе по развитию отечественного паротурбостроения специалисты СКБ многие годы идут бок о бок с коллегами из ведущих научных центров страны. Большой вклад в совершенствование турбин внесли работники станций и наладочных организаций, а также коллеги из смежных подразделений компании. Их предложения позволяют совершенствовать как конструкцию турбин, так и процесс их производства.

В настоящее время в портфолио «Силовых машин» – обширный перечень предложений как по изготовлению нового, так и по модернизации действующего паротурбинного оборудования с повышением показателей эффективности. Турбины, изготовленные по проектам СКБ, установлены на 70 процентах электростанций стран СНГ и в 43 странах мира. Являясь лидером по проектированию паровых турбин в России и одним из мировых лидеров, СКБ «Турбина» продолжает работу по созданию новой, конкурентоспособной, высокотехнологичной и наукоемкой продукции для ТЭС и АЭС.

Паровые турбины малой мощности для промышленности

В одном из предыдущих выпусков «Клуба ПИ» мы рассказывали о возможности использовать энергию пара для выработки электроэнергии для собственных нужд предприятия. Отклики и вопросы читателей показали, что решения с паровыми турбинами малой мощности наша российская промышленность скорее ассоциирует с «большим масштабом», когда речь идет о значительных расходах пара и перепаде давления. А потому область применения их искусственно ограничивается энергетикой и нефтепереработкой.

Между тем, во всем мире активными пользователями паровых турбин малой мощности являются именно предприятия с небольшой выработкой пара — такие, как пищевые производства, например. В силу сравнительно невысокого потребления электроэнергии, эти предприятия закупают ее не на оптовом рынке, а по существенно более высоким розничным тарифам. А потому при меньшем потенциале выработки электроэнергии экономия от собственной генерации здесь может быть ощутима даже больше, чем на НПЗ или ТЭЦ.

Совместно с нашим партнером, чешской компанией G-Team в этом году мы приведем несколько примеров того, как работают мини турбины в разных отраслях промышленности. И сегодня начнем с применения паровых турбин на сахарных заводах.

На производство 1 тонны сахара в среднем расходуются 191,1 кВт/ч электроэнергии и 1,564 Гкал тепловой энергии*. Общие затраты на энергию и топливо производителей сахара с учетом действующих тарифов на энергоносители составляют 35–40% от общих затрат на переработку свеклы.

Очевидно, что снижение этого показателя может стать эффективным инструментом в борьбе за низкую себестоимость продукта. Вопрос для предприятий отрасли крайне актуальный — последние несколько лет цена на сахар стабильно снижается ввиду кризиса перепроизводства и популярной тенденции к переходу на здоровое питание (эксперты Института конъюнктуры аграрного рынка (ИКАР) оценивают российское предложение сахара в 2018 году выше спроса на полмиллиона тонн)**. В этих условиях сохранить объемы реализации на внутреннем рынке или заместить их экспортными продажами смогут те, кто сможет найти внутренние резервы для сохранения прибыли в условиях снижения цены.

Рассмотрим, как с этой задачей поможет справиться система энергоэффективного редуцирования пара на турбинных установках.

Для небольших производств

Характеристики объекта:

  • Общее электропотребление — 200 кВт/ч
  • Расход пара — 4 тонны пара в час
  • Давление пара на входе в РУ — 1,2 МПа
  • Температура пара на входе в РУ – 350°C
  • Давление, требуемое на производстве — 0,4 МПа

Задача:

Снизить объем электроэнергии, приобретаемой у внешних поставщиков, за счет внутренних резервов производства.

Решение:

Паровая турбина мощностью 145 кВт, установленная параллельно с действующей РУ, которая после внедрения турбины будет выполнять резервные функции.

Технические параметры:

  • Номинальное давление пара на входе — 1,2 МПа
  • Номинальная температура пара на входе — 350°С
  • Давление за турбиной — 0,4 МПа
  • Расход пара через турбины — 4,0 тонны/час
  • Частота вращения турбины — 29610 оборотов в минуту

Результат:

  • Покрытие 75% потребностей предприятия в электроэнергии
  • Возврат инвестиций через 18 месяцев

Для производств среднего масштаба

Характеристики объекта:

  • Общее электропотребление — 2500 кВт/ч
  • Расход пара — 33,1 тонн пара в час
  • Давление пара на входе в РУ — 2,30 МПа
  • Температура пара на входе в РУ — 350°C
  • Давление, требуемое на производстве — 0,19 МПа

Задача:

Снизить объем электроэнергии, приобретаемой у внешних поставщиков, за счет внутренних резервов производства.

Решение:

Паровая турбина мощностью 2500 кВт, установленная параллельно с действующей РУ, которая после внедрения турбины будет выполнять резервные функции.

Технические параметры:

  • Номинальное давление пара на входе — 2,3 МПа
  • Номинальная температура пара на входе — 350°С
  • Давление за турбиной — 0,18 МПа
  • Расход пара через турбины — 33,1 тонны/час
  • Частота вращения турбины — 13 000 оборотов в минуту

Результат:

  • Наиболее полное использование потенциала парогенерирующего оборудования на предприятии
  • Покрытие 100% потребностей предприятия в электроэнергии
  • Возврат инвестиций через 15 месяцев

Как видно из приведенных примеров, внедрение паровых турбин позволяет производителю сахара серьезно сократить энергозатраты, снизив таким образом себестоимость продукции. Причем сделать это можно без ущерба для качества продукции, критически важного для сохранения рыночных позиций в условиях жесткой конкуренции со стороны не только российских компаний, но и все более активных на нашем рынке иностранных производителей.

* По данным gks.ru
** Источник: https://fnance.rambler.ru/markets/40491576-
pochemu-mirovye-tseny-na-sahar-snizilis-do-minimuma-zaposlednie-tri-goda/

Turbo Cleaner (Очиститель турбины) | Wynn's Россия

DIESEL TURBO SERVE

Wynn's Diesel Turbo Serve, профессиональный продукт для дизельных двигателей который очищает горячую часть турбины и разблокирует лопатки изменяемой геометрии крыльчатки.

DIESEL AIR INTAKE CLEANER

Очиститель воздухоприемной системы дизельного двигателя - чрезвычайно мощное средство для очистки и удаления сажи и прочих загрязнений. Эти отложения и грязь уменьшают поступление воздуха, ухудшают работу клапана рециркуляции отработанных газов (EGR), что в итоге может привести к его неисправности. Все это приводит к неэффективному сгоранию, неровным холостым оборотам, в некоторых случаях двигатель самопроизвольно глохнет.

DPF OFF-CAR CLEANING FLUSH

Wynn’s DPF Off-Car Cleaning Flush, для профессионального использования, быстро и эффективно очищает заблокированные сажевые фильтры со снятием.

Ice Proof (АНТИГЕЛЬ)

Wynn's Ice Proof для дизельного топлива предназначен для:
1) улучшения текучести дизельного топлива при низких температурах
2) предотвращения появление, роста и оседания парафиновых кристаллов

Diesel System Purge (Промывка топливной системы)

Wynn's Diesel System Purge создан для устранения грязи и отложений в системах впрыска дизельного топлива. Он должен быть использован с оборудованием Wynn’s RCP, FuelSystemServe или FuelServe.

Dry Fuel (Осушитель топлива)

Wynn's Dry Fuel удаляет конденсат в топливной системе (применяется для бензиновых и дизельных двигателей).

Diesel Clean-Up

Wynn's Diesel Clean-Up концентрированный продукт для очистки дизельной топливной системы, который добавляется в фильтр тонкой очистки.

Diesel EGR 3

Wynn’s Diesel EGR 3 - аэрозольный продукт разработанный для очистки воздухоприёмной системы всех дизельных двигателей.

Turbine - Energy Education

Рис. 1. Турбины могут быть довольно большими, паровая турбина вверху масштабируется вместе с человеком. [1]

Турбина - это устройство, которое использует кинетическую энергию некоторой жидкости, такой как вода, пар, воздух или газообразные продукты сгорания, и превращает ее во вращательное движение самого устройства. [2] Эти устройства обычно используются в производстве электроэнергии, двигателях и силовых установках и классифицируются как тип двигателя.Они классифицируются как таковые, потому что движки - это просто технологии, которые принимают входные данные и генерируют выход. Простая турбина состоит из ряда лопаток - в настоящее время сталь является одним из наиболее распространенных используемых материалов - и позволяет жидкости попадать в турбину, толкая лопатки. Эти лопасти затем вращаются и выбрасывают жидкость, которая теперь имеет меньше энергии, чем когда она поступала в турбину. Часть энергии улавливается турбиной и используется. [2]

Турбины используются во многих различных областях, и каждый тип турбины имеет немного отличающуюся конструкцию для правильного выполнения своей работы.Турбины используются в ветроэнергетике, гидроэнергетике, в тепловых двигателях и для движения. Турбины чрезвычайно важны, потому что почти вся электроэнергия вырабатывается ими. [2]

Тепловые двигатели

основная статья

Турбины обычно используются в тепловых двигателях из-за их высокого КПД при высокой мощности. Кроме того, турбины не требуют значительного обслуживания.

Газовые турбины часто используются в тепловых двигателях, поскольку они являются одними из самых гибких типов турбин.Одно из конкретных применений этих газовых турбин - в реактивных двигателях. [2] В этих газовых турбинах сжатый воздух нагревается и смешивается с некоторым количеством топлива. Когда эта смесь воспламеняется, она быстро расширяется. Расширяющийся воздух проталкивается в турбину, заставляя ее вращаться. Поскольку они используют сжатый воздух, большие высоты не влияют на эффективность турбин, что делает их идеальными для использования в самолетах. [3] . Схема газовой турбины показана на рисунке 2 ниже.

Фигура 2.Схема газотурбинного двигателя. [4]


Эти турбины используются не только в самолетах, но и для выработки электроэнергии на электростанциях, работающих на природном газе. Дымовые газы в этом случае возникают в результате сгорания природного газа. [3]

Производство электроэнергии

Гидроэлектроэнергия

основная статья
Рисунок 3. Схема гидроэлектрической турбины. [5]

В этом случае вода, находящаяся за плотиной, выпускается и попадает на турбину, генерируя электричество при подключении к генератору.Эти турбины необходимы в области гидроэнергетики - процесса получения энергии из воды.

В целом конструкция гидроэлектрических турбин такая же. К вращающемуся валу или пластине прикреплен ряд лопастей. Затем вода проходит через турбину над лопастями, заставляя внутренний вал вращаться. Затем это вращательное движение передается генератору, в котором вырабатывается электричество. Существует множество различных типов турбин, которые лучше всего использовать в разных ситуациях.Каждый тип турбины создан для обеспечения максимальной мощности в той ситуации, в которой он используется. Существует множество факторов, которые необходимо изучить, чтобы определить, какую турбину следует использовать. Эти факторы включают гидравлический напор, сброс гидроэлектростанции и стоимость. [6]

Обычно на этих объектах используются два типа турбин, и выбор того, какой из них использовать, зависит от того, на что похож гидроэлектростанция. Это реактивные и импульсные турбины. Для получения дополнительной информации о том, как работают эти турбины, и более подробной информации о других турбинах щелкните здесь.

Ветер

основная статья

Ветровые турбины работают путем преобразования кинетической энергии ветра в механическую энергию, которая используется для выработки электроэнергии путем вращения генератора. Эти турбины могут быть наземными или морскими ветряными. Эти турбины состоят из трех основных компонентов. Первым из них являются лопасти несущего винта, которые имеют форму крыльев самолета и предназначены для улавливания воздуха, заставляя лопасти вращаться. Второй компонент - гондола, набор шестерен и генератор, преобразующий вращение лопасти в электрическую энергию.Наконец, башня - это большая подставка, на которой установлены лопасти и гондола. [7]

Список литературы

Силовая турбина

Эта страница предназначена для учащихся колледжей, старших и средних школ. Для младших школьников более простое объяснение информации на этой странице: доступно на Детская страница.

Самые современные пассажирские и военные самолеты оснащены двигателями газотурбинные двигатели, которые также называют реактивные двигатели. Есть несколько разных типов газотурбинных двигателей, но все газотурбинные двигатели имеют некоторые детали в общем. Все газотурбинные двигатели имеют турбину мощностью расположен за горелкой для извлечения энергии от горячего потока и включите компрессор. Работа делается на мощность турбины горячим выхлопным потоком горелки.

Описание изображений

Нижний на рисунке показывает:

  • компьютерные чертежи турбореактивного двигателя с расположением турбины относительно другого двигателя компоненты, справа
  • только турбинная секция с центральным валом, прикрепленным к турбина слева.

На обоих рисунках турбина пурпурного цвета и вал окрашен в синий цвет.Слева конец вала будет прикреплен к компрессор, который на рисунке справа окрашен в голубой цвет. Вот анимированная версия секции турбины:

вверху слева рисунка показывает действительную силовую турбину. Турбина, как и компрессор, состоит из нескольких рядов каскады профилей. Некоторые из рядов, называемые роторами , являются соединен с центральным валом и вращается на большой скорости.Остальные ряды, называемые статорами , являются фиксированными и выполняют не вращать. Задача статоров - удерживать поток от спирали. вокруг оси, возвращая поток обратно параллельно оси.

В зависимости от типа двигателя могут быть несколькими ступенями турбины, присутствующими в двигателе. Турбовентиляторный и турбовинтовые двигатели обычно используют отдельные турбина и вал для привода вентилятора и коробки передач соответственно. Такое расположение называется с двумя катушками . двигатель.Для некоторых высокопроизводительных двигателей требуется дополнительная турбина и вал присутствует для питания отдельных частей компрессора. Этот Компоновка производит 3-х золотниковый двигатель . Силовая турбина показано в верхнем левом углу рисунка для двухкатушечного турбовентиляторного двигателя. двигатель.

Детали конструкции

Есть несколько интересных деталей конструкции турбины, представленных на этот слайд. Поскольку турбина извлекает энергию из потока, давление уменьшается через турбину.Градиент давления помогает сохранить пограничный слой поток прилагается к поверхности лопаток турбины. Поскольку граница слой меньше отделяется на лопатке турбины чем на лопатке компрессора, перепад давления на одной ступени турбины может быть намного больше, чем увеличение давления через соответствующую ступень компрессора. Одноступенчатая турбина может использоваться для управления несколькими ступенями компрессора. Из-за высокого изменения давления в турбине, поток имеет тенденцию течь вокруг концов лопастей.Наконечники лопаток турбин часто соединяются тонким металлическая лента для предотвращения утечки потока, как показано на картинке вверху слева.

Лопатки турбины существуют в гораздо более агрессивной среде, чем лопатки компрессора. Находясь сразу после горелки, лопасти испытать температуру потока более тысячи градусов Фаренгейт. Лопатки турбины должны быть изготовлены из специальных материалы, выдерживающие тепло, либо их необходимо активно охлаждать.На справа вверху рисунка мы показываем изображение одиночного, активно охлаждаемая лопатка турбины. Лезвие полое и прохладное, воздух откачивается от компрессора, прокачивается через лопасть и выходит через небольшие отверстия на поверхности для охлаждения поверхности.


Действия:

Экскурсии с гидом

Навигация ..


Руководство для начинающих Домашняя страница

Power Turbine - обзор

14.

6 Характеристики силовой турбины

Рабочие характеристики силовой турбины имеют первостепенное значение, поскольку этот компонент отвечает за преобразование энергии на выходе из газогенератора в мощность на валу. Мощность, вырабатываемая силовой турбиной, зависит от степени давления в силовой турбине, которая определяется характеристиками газогенератора и КПД силовой турбины. Для заданного перепада давлений силовой турбины КПД зависит от безразмерной скорости турбины, как показано на рис.7.3. Скорость силовой турбины (механическая скорость) определяется ведомой нагрузкой, и поэтому ведомая нагрузка оказывает прямое влияние на безразмерную скорость силовой турбины. В нашем симуляторе предполагалось, что силовая турбина приводит в действие электрический генератор, который требует, чтобы скорость силовой турбины оставалась постоянной при изменении нагрузки для поддержания требуемой частоты. Однако в других случаях, таких как приложения с механическим приводом (технологические компрессоры и насосы), скорость технологического компрессора может быть низкой во время работы в плотной фазе из-за высокого давления всасывания в технологическом компрессоре. Скорость технологического компрессора и, следовательно, скорость силовой турбины может составлять всего 70% от номинальной (100%) скорости. Следовательно, важно определить выходную мощность газовой турбины при разных скоростях силовой турбины.

На рисунке 14.26 показано изменение мощности, развиваемой силовой турбиной, в зависимости от частоты вращения силовой турбины при условиях ISO и нулевых потерях на входе и выходе. Выходная мощность рассчитана для различных скоростей газогенератора, и особый интерес представляет скорость 100% газогенератора (GG), так как эта ситуация обычно соответствует максимальной мощности газа, вырабатываемой газогенератором.При скорости вращения силовой турбины 70%, что соответствует 2100 об / мин силовой турбины, выходная мощность снижается примерно на 11%, что свидетельствует о важности рабочих характеристик силовой турбины. При высоких скоростях вращения силовой турбины КПД силовой турбины мало зависит от безразмерной скорости силовой турбины, что приводит к относительно плоской кривой мощности при работе на этих скоростях. Следовательно, нашим нагрузкам необходимо будет работать на относительно высоких скоростях, или потребуется очень пологая кривая мощности турбины, если не произойдет значительных потерь мощности при низких скоростях турбины (по форме похожей на кривую, описывающую 85 % Скорости GG на рис.14.26). На рисунке также показано влияние скорости газогенератора на выходную мощность. Имеется потеря выходной мощности при более низких оборотах газогенератора из-за уменьшения массового расхода воздуха и температуры на входе в турбину, а также, как правило, степени сжатия (т. Е. Уменьшения мощности газа).

14.26. Изменение выходной мощности в зависимости от частоты вращения турбины при различных скоростях газогенератора.

Изменение теплового КПД газовой турбины в зависимости от выходной мощности для различных частот вращения силовой турбины показано на рис.14.27. Уменьшение теплового КПД в зависимости от мощности для данной скорости силовой турбины происходит из-за уменьшения скорости газогенератора, что приводит к снижению степени сжатия компрессора и температуры на входе в турбину. Однако для данной выходной мощности тепловой КПД повышается с увеличением скорости вращения силовой турбины, и это связано с повышением КПД силовой турбины. При высоких скоростях вращения силовой турбины (около 3000 об / мин) существует лишь небольшое изменение теплового КПД в зависимости от скорости силовой турбины, и это связано с минимальным изменением КПД силовой турбины на этих скоростях.Таким образом, снижение производительности силовой турбины на низких скоростях является причиной низкого теплового КПД на этих скоростях силовой турбины.

14.27. Изменение КПД газовой турбины в зависимости от выходной мощности для различных скоростей силовой турбины.

Кроме того, газовые турбины наиболее эффективны в условиях высоких нагрузок, и, если требуется значительный диапазон мощности, лучше всего использовать два двигателя меньшего размера, каждый из которых работает примерно в своих расчетных условиях при любых заданных условиях нагрузки.Это принцип комбинации газовой турбины или газовой турбины (COGOG) / комбинации газовой турбины и газовой турбины (COGAG), где один двигатель используется на низкой мощности, а один или оба двигателя работают с более высокими требованиями к мощности.

Принцип COGOG и COGAG часто используется во флоте, где крейсерская скорость корабля составляет примерно половину скорости наддува. Из-за закона пропеллера, который гласит, что требуемая мощность пропорциональна кубу скорости, крейсерская мощность составляет всего около 12.5% от требуемой мощности наддува. При такой низкой мощности тепловой КПД газовой турбины будет очень низким. Тепловой КПД в крейсерских условиях повышается за счет использования газовой турбины меньшего размера для работы в крейсерских условиях и переключения на газовую турбину большего размера для условий наддува. Выходная мощность маршевой газовой турбины составляет около 30% от общей необходимой тягово-двигательной мощности. Стоит отметить, что военно-морские корабли проводят значительное время (около 95%) в крейсерских условиях.

Для морского применения использование гребного винта с регулируемым шагом позволит изменять частоту вращения силовой турбины независимо от требований к мощности.Используя гребной винт с регулируемым шагом, можно было бы работать с максимальным тепловым КПД для данной скорости газогенератора, что привело бы к полезному повышению теплового КПД, особенно при работе с малой мощностью, типичной для крейсерских условий. Это проиллюстрировано на рис. 14.28, где тепловой КПД газовой турбины показан как функция скорости силовой турбины для различных скоростей газогенератора. На рисунке показаны линии нагрузки для гребного винта фиксированного шага, а также для электрического генератора.Оптимальная линия показывает, чего можно было бы достичь, используя гребной винт с изменяемым шагом для военно-морской силовой установки. При малой мощности возможно улучшение теплового КПД на 4% при использовании гребного винта с изменяемым шагом, что соответствует значительному снижению стоимости топлива.

14.28. Линии нагрузки для гребного винта и электрического генератора, наложенные на кривые рабочих характеристик силовой турбины.

Крупногабаритные водородные газовые турбины обретают форму

В рамках подготовки к крупномасштабному переходу электроэнергетики к декарбонизации, несколько крупных производителей энергетического оборудования разрабатывают газовые турбины, которые могут работать на топливе с высоким содержанием водорода.

По мнению нескольких экспертов, усилия таких компаний, как Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS), GE Power, Siemens Energy и Ansaldo Energia по разработке газовых турбин, работающих на 100% водороде, в последнее время перешли на высокую скорость, отчасти благодаря новому сокращению выбросов углекислого газа. политики во всем мире, которые увеличили мощность возобновляемых источников энергии. Компании, которые производят большие газовые турбины, но пытаются продать их на сужающемся рынке, также активно борются за конкретную основу на будущих рынках, в том числе на тех, которые могут процветать в водородной экономике.

Эксперты отмечают, что водород - самый распространенный и легкий из элементов - не имеет запаха и не токсичен, а также имеет самое высокое содержание энергии среди обычных видов топлива по весу, что означает, что его можно использовать в качестве энергоносителя во всем диапазоне применений, от энергетики поколение для транспорта и промышленности. Хотя он не встречается в природе в свободном доступе и должен извлекаться (производиться или «преобразовываться») с помощью отдельного источника энергии (например, электроэнергии, тепла или света), водородная промышленность сегодня прочно обосновалась в секторах, которые используют его в качестве сырье. Однако все чаще водород рассматривается как недостающее звено в энергетическом переходе, поскольку ключевые технологии для его производства с использованием возобновляемой электроэнергии, такие как протонообменные мембранные электролизеры и топливные элементы, достигают технической зрелости и экономии за счет масштаба.

[Интерактивную графику, показывающую проекты по всему миру, которые были введены в эксплуатацию с 2000 года, находятся в стадии строительства или планируются, которые используют водород для подачи энергии в сеть с помощью газовой турбины или топливного элемента, см. «БОЛЬШОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ: Водородная энергия .”]

Подготовка к водородному сообществу

MHPS, совместное предприятие японских гигантов Mitsubishi Heavy Industries и Hitachi, особенно активно высказывалось об усилиях по согласованию с амбициями Японии стать «водородным обществом», о которых было объявлено после землетрясения и цунами 2011 года, которые привели к Расплавление атомной электростанции "Фукусима-дайити". Сотрудничество правительства и промышленности состоит из трех этапов: во-первых, оно расширит свою текущую программу топливных элементов, чтобы помочь снизить цены на водород и топливные элементы; затем он предусматривает широкомасштабное внедрение инфраструктуры производства водородной энергии и водородных поставок; и, наконец, он установит систему поставок с нулевым выбросом углерода на протяжении всего производственного процесса.

На выставке CERAWeek IHS Markit в Хьюстоне в марте этого года компания MHPS представила рыночные аргументы в пользу увеличения использования водорода в энергетическом секторе, заявив, что она хочет сделать газовые турбины, работающие на водороде, ключевым аспектом «глобального общества, свободного от CO 2 . использование возобновляемых источников энергии к 2050 году ». Как сообщил POWER президент и генеральный директор MHPS Пол Браунинг, в то время как природный газ будет продолжать играть важную роль в решении проблемы изменчивости от возобновляемых источников энергии, следующая фаза развития «будет включать хранение электроэнергии с использованием водорода.«Производство водорода из возобновляемых источников энергии посредством электролиза, который использует избыточную возобновляемую энергию для расщепления молекулы воды, - позволяет хранить« возобновляемый водород »и использовать его позже в газовой турбине с комбинированным циклом (CCGT), - пояснил он.

С 1970 года MHPS запустила 29 газотурбинных установок с содержанием водорода от 30% до 90%, испытания длились более 3,5 миллионов рабочих часов. Ключевой задачей, которую решила компания, было снижение высоких выбросов NO x , связанных с сжиганием водорода, без ущерба для эффективности.Поскольку водород имеет более высокую скорость пламени по сравнению с природным газом, MHPS также стремился снизить риск колебаний горения и «обратного воспламенения» в смесях с более высоким содержанием водорода.

Одним из решений была разработка «диффузионной камеры сгорания» на основе технологии компании с низким содержанием NO x (DLN), которая впрыскивает топливо в воздух. Камера сгорания уменьшает количество NO x с помощью впрыска пара или воды, но сохраняет относительно широкий диапазон стабильного сгорания, даже если свойства топлива колеблются до 90%.При сжигании 30% водорода технология может обеспечить выходную мощность, эквивалентную 700 МВт (в режиме комбинированного цикла с температурой на входе в турбину 1600 ° C), а также сократить выбросы углерода примерно на 10% по сравнению с традиционной ПГУ, говорится в сообщении.

1. Здесь показана электростанция Vattenfall Magnum в Нидерландах. Компания Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS) подтвердила, что на этих установках возможен переход на водородную выработку электроэнергии.Предоставлено: MHPS

MHPS в настоящее время пилотирует проект по переоборудованию одного из трех блоков парогазовой установки Vattenfall мощностью 1,3 ГВт Magnum в Нидерландах (рис. 1) на возобновляемый водород к 2023 году. По словам Браунинга, газовая турбина M701F усовершенствует технологию сжигания, «чтобы оставаться в пределах того же диапазона NO x , что и электростанция, работающая на природном газе, но при этом сжигая 100% водород», без впрыска пара или воды.Он сказал, что 100%, вероятно, будет достигнуто «в следующем десятилетии».

Тем не менее, этот проект является ключевым в видении MHPS по предоставлению клиентам газовых турбин, которые могут быть модернизированы до 100% водородной мощности, сказал он. Он признал, что газовой турбине, работающей на водороде, скорее всего, потребуется электролиз и хранение на месте для возобновляемой подачи водорода, а для этого потребуется «очень низкая стоимость электроэнергии». «Мы ждем достаточного проникновения возобновляемых источников энергии в электрические сети, чтобы оправдать [установку электролиза на месте] с экономической точки зрения», - сказал он.«Калифорния приближается прямо сейчас, хотя и в другие места есть куда пойти».

На вопрос, как эта технология будет конкурировать с достижениями в области аккумуляторов, Браунинг сказал: «Мы думаем, что литий-ионные батареи, вероятно, будут правильным выбором, если вы хотите хранить электроэнергию в течение более коротких периодов времени». Экономика водорода «будет работать независимо от того, как долго вы его храните», - отметил он.

Прорыв на Siemens

MHPS придется бороться с конкуренцией со стороны Siemens, которая оценивает, что она может представить технологию сжигания водорода на водороде мощностью от 25 до 50 МВт в течение двух лет.Как сказал Майкл Велч, отраслевой менеджер по маркетингу компании Siemens Industrial Turbomachinery POWER на конференции по энергетике, коммунальному хозяйству и окружающей среде в Сан-Диего в феврале этого года, водород, безусловно, мог бы конкурировать в будущем с тяжелыми возобновляемыми источниками энергии, потому что полагаться только на батареи означало бы подвести итоги деградации. из-за езды на велосипеде.

Но, несмотря на миллионы рабочих часов, потраченных на улучшение сжигания водорода в нефтехимической промышленности, водородная энергетика в настоящее время страдает серьезными недостатками.Уэлч отметил, что по крайней мере 60% водородных газовых турбин, разрабатываемых рядом производителей, используют технологию камеры сгорания DLN, что является «проблемой из-за того, как газовые турбины развивались на протяжении многих лет». Преобразование энергии также требует дополнительного оборудования и воды.

Что немаловажно, сегодня для проведения электролиза для выработки 50 МВт в течение одного часа на ПГУ, работающем с 50% -ным КПД, может потребоваться 175 МВт возобновляемой энергии и 3 400 кг (более 14 000 галлонов) водорода, сказал он.«Таким образом, доступность части уравнения может быть проблемой», поэтому водородная энергетика может оказаться более экономичной в качестве краткосрочной (три или четыре часа в день) возобновляемой поддержки в таких местах, как Европа, - добавил он.

Однако компания Siemens, которая решает аналогичные технические задачи, касающиеся выбросов NO x и контроля риска обратного возгорания, похоже, добилась определенных успехов в определении компонентов и материалов, необходимых для высокотемпературного сжигания водорода. Он также включает аддитивное производство для горелок.

«Теперь одна деталь может быть интегрирована в конструкцию без сварных швов. Мы снизили вес и время производства более чем на три четверти, и это позволило нам получить те профили, которые нам нужны », - сказал Велч. «Это позволило нам проводить тесты, которые мы не могли делать раньше, и менять науку по мере продвижения». Все эти улучшения позволили команде запустить прототип турбины в Германии на 100% водороде в середине февраля, сказал он.

Несмотря на то, что прорыв примечателен, испытательные семейства водородных турбин Siemens от 4 МВт до 560 МВт «пока не обладают очень хорошими возможностями сухой технологии с низким уровнем выбросов, но традиционные возможности довольно высоки», - сказал Велч.

Отвечая на вопрос об отраслевых перспективах коммерциализации водородной энергии, Уэлч сказал, что первоначальное внимание, вероятно, будет сосредоточено на блоках мощностью менее 70 МВт. Политика декарбонизации с акцентом на водород также может стимулировать развитие технологий. Вместе с Японией члены EUTurbines - ассоциации всего сектора газовых и паровых турбин в Европейском союзе (ЕС) - в январе обязались предоставить газовые турбины, которые могут перерабатывать 20% водорода к 2020 году и 100% водорода к 2030 году.

GE, Ansaldo опирается на прошлые достижения

Итальянская инжиниринговая фирма Ansaldo Energia, которая является частью этого обязательства, также, похоже, добивается успехов в своей технологии газообразного водорода.Компания заявила, что испытания камеры сгорания доказали, что 100% водород возможен. В документе POWER говорилось, что «возможность сжигать водород отдельно или в сочетании с природным газом, и делать это безопасно и эффективно, может… иметь большое значение» для будущего, в котором существующие газовые электростанции обязательно сыграют свою роль. как «гаранты надежности сети».

Компания уже предлагает гибкие передовые системы сжигания газовых турбин. «Например, новейшее газотурбинное оборудование GT26 F-класса и GT36 H-класса использует платформу системы последовательного сгорания (SEV) и было разработано с непревзойденной способностью сжигать самый широкий диапазон смешанного топлива [природного газа и водорода]. смесь для новых электростанций, предлагаемых сегодня », - сказано в сообщении.Он также предлагает гибкое решение по модернизации водородного топлива для установленной в настоящее время базы газовых турбин F-класса.

2. Сталелитейный завод, управляемый Luojing Baosteel Group Co. Ltd. в Шанхае, Китай, использует электроэнергию этой электростанции, сжигая в качестве топлива богатый водородом сталеплавильный газ. Предоставлено: GE Power.

General Electric (GE), тем временем, уже предлагает системы сжигания как для авиационных, так и для тяжелых газовых турбин (рис. 2), которые способны работать с повышенным содержанием водорода.Авиационные газовые турбины могут быть сконфигурированы с одной кольцевой камерой сгорания (SAC), которая может работать на различных видах топлива, включая технологические топлива и топливные смеси с водородом, и GE заявляет, что более 2500 газовых турбин сконфигурированы с этой системой сгорания. .

Компания также разработала две конфигурации камеры сгорания для турбин для тяжелых условий эксплуатации с повышенным содержанием водорода: односопловую камеру сгорания, доступную на турбинах B- и E-классов, и тихую камеру сгорания с несколькими соплами для турбин E- и F-классов. .Они установлены на 1700 турбинах.

Примечательно, что при финансовой поддержке Министерства энергетики США компания GE также разработала систему сжигания водорода с низким содержанием NO x , основанную на «принципе работы мелкомасштабного смешивания топливных и воздушных потоков в поперечном потоке», он сказал. Усовершенствованная функция предварительного смешивания теперь является элементом системы сгорания GE DLN 2.6e, которая доступна на газовой турбине 9HA.

GE также может похвастаться несколькими проектами, в которых используется высокое содержание водорода.Один из них находится на нефтеперерабатывающем заводе Daesan в Южной Корее, который в течение 20 лет работал на 70% -ном водородном топливе с использованием газовой турбины 6B.03. На заводе ENEL в Фузине, открытом в 2010 году, в Италии использовалась газовая турбина GE-10 мощностью 11,4 МВт для работы на топливе, содержащем более 97,5% водорода по объему.

Однако разработка технологии сжигания водорода в компании GE все еще продолжается, которая рассматривает водород в качестве потенциального топлива будущего, как сообщил 2 мая в интервью POWER Джеффри Голдмер, директор подразделения GE Power по сжиганию газа и топливных решений.

[Полное интервью с доктором Гольдмиром находится здесь: «Интервью в POWER: GE открывает будущее энергетики на водородном газе».]

«Газовые турбины GE работают на водороде и аналогичном топливе с низким BTU более 30 лет. За этот период GE установила более 70 газовых турбин, наработавших на этом топливе более 4,5 миллионов часов », - сказал он. Теперь компания сосредотачивает свои усилия на использовании аддитивного производства при разработке систем сгорания нового поколения.«Эти усилия привели к примерно 50% [водородной] способности системы сгорания DLN 2.6e, что является отличной новостью для наших клиентов», - сказал Голдмер.

- Sonal Patel - младший редактор POWER.

Газотурбинные электростанции

Принцип работы газовой турбины

Газотурбинные двигатели получают свою мощность от сжигания топлива в камере сгорания и использования быстро протекающих газов сгорания для привода турбины во многом так же, как пар высокого давления приводит в движение паровую турбину.

Однако одним из основных отличий является то, что газовая турбина имеет вторую турбину, действующую как воздушный компрессор, установленную на том же валу. Воздушная турбина (компрессор) всасывает воздух, сжимает его и под высоким давлением подает в камеру сгорания, увеличивая интенсивность горящего пламени.

Это механизм положительной обратной связи. По мере того, как газовая турбина ускоряется, это также заставляет компрессор ускоряться, нагнетая больше воздуха через камеру сгорания, что, в свою очередь, увеличивает скорость горения топлива, отправляя больше горячих газов под высоким давлением в газовую турбину, еще больше увеличивая ее скорость.Неконтролируемый разгон предотвращается с помощью средств управления на линии подачи топлива, которые ограничивают количество топлива, подаваемого в турбину, тем самым ограничивая ее скорость.

Термодинамический процесс, используемый газовой турбиной, известен как цикл Брайтона. Аналогично циклу Карно, в котором эффективность максимизируется за счет увеличения разницы температур рабочей жидкости между входом и выходом машины, эффективность цикла Брайтона максимизируется за счет увеличения разницы давлений в машине.Газовая турбина состоит из трех основных компонентов: компрессора, камеры сгорания и турбины. Рабочее тело, воздух, сжимается в компрессоре (адиабатическое сжатие - без тепловыделения или потерь), затем смешивается с топливом и сжигается в камере сгорания в условиях постоянного давления в камере сгорания (добавление тепла при постоянном давлении). Образующийся горячий газ расширяется через турбину для выполнения работы (адиабатическое расширение). Большая часть энергии, производимой в турбине, используется для работы компрессора, а остальная часть используется для работы вспомогательного оборудования и выполнения полезной работы.Система является открытой системой, поскольку воздух не используется повторно, поэтому четвертый этап цикла, охлаждение рабочей жидкости, не выполняется.

Газотурбинный авиационный двигатель (Немецкий музей)

Газовые турбины имеют очень высокое отношение мощности к массе, они легче и меньше двигателей внутреннего сгорания той же мощности.Хотя они механически проще поршневых двигателей, их характеристики - высокая скорость и работа при высоких температурах - требуют высокоточных компонентов и экзотических материалов, что делает их более дорогими в производстве.

История

Производство электроэнергии

В приложениях для выработки электроэнергии турбина используется для привода синхронного генератора, который обеспечивает выходную электрическую мощность, но поскольку турбина обычно работает с очень высокими частотами вращения, составляющими 12 000 об. / Мин.вечера или более он должен быть подключен к генератору через редуктор с большим передаточным числом, поскольку генераторы работают со скоростью 1000 или 1200 об / мин. в зависимости от частоты переменного тока в электросети.

Конфигурации турбины

Газотурбинные электрогенераторы используются в двух основных конфигурациях

  • Простые системы , состоящие из газовой турбины, приводящей в действие генератор электроэнергии.
  • Системы комбинированного цикла , которые разработаны для максимальной эффективности, в которых горячие выхлопные газы из газовой турбины используются для подъема пара для питания паровой турбины, причем обе турбины подключены к генераторам электроэнергии.

Производительность турбины

  • Выходная мощность турбины
  • Чтобы минимизировать размер и вес турбины при заданной выходной мощности, выход на фунт воздушного потока должен быть максимальным.Это достигается за счет максимального увеличения потока воздуха через турбину, который, в свою очередь, зависит от максимального отношения давлений между воздухозаборником и выпускным отверстием. Основным фактором, определяющим это, является перепад давлений в компрессоре, который в современных газовых турбинах может достигать 40: 1. В приложениях с простым циклом увеличение степени сжатия приводит к повышению эффективности при заданной температуре горения, но есть предел, поскольку увеличение степени сжатия означает, что компрессор будет потреблять больше энергии.

  • Эффективность системы
  • Тепловой КПД важен, потому что он напрямую влияет на расход топлива и эксплуатационные расходы.

    • Турбины простого цикла
    • Газовая турбина потребляет значительное количество энергии только для привода своего компрессора. Как и во всех циклических тепловых двигателях, более высокая максимальная рабочая температура в машине означает большую эффективность (закон Карно), но в турбине это также означает, что больше энергии теряется в виде отработанного тепла через горячие выхлопные газы, температура которых обычно значительно превышает 1000 ° C.Следовательно, КПД турбины простого цикла довольно низок. Для тяжелой установки расчетная эффективность составляет от 30% до 40%. (КПД авиационных двигателей находится в диапазоне от 38% до 42%, в то время как микротурбины малой мощности (<100 кВт) достигают лишь 18% -22%). Хотя увеличение температуры горения увеличивает выходную мощность при заданном перепаде давлений, также происходит потеря эффективности из-за увеличения потерь из-за охлаждающего воздуха, необходимого для поддержания компонентов турбины при разумных рабочих температурах.

    • Турбины комбинированного цикла
    • Тем не менее, можно рекуперировать энергию из отходящего тепла систем простого цикла, используя выхлопные газы в гибридной системе для подъема пара для приведения в действие электростанции с паровой турбиной. В таких случаях температура выхлопных газов может быть снижена до 140 ° C, что позволяет достичь эффективности до 60% в системах с комбинированным циклом.

      В применениях с комбинированным циклом увеличение степени сжатия оказывает менее выраженное влияние на КПД, поскольку большая часть улучшения происходит за счет увеличения теплового КПД Карно в результате повышения температуры обжига.

      Таким образом, эффективность простого цикла достигается при высоких степенях давления. Эффективность комбинированного цикла достигается за счет более скромных соотношений давлений и более высоких температур обжига.

См. Также Тепловые двигатели

Топливо

Еще одно преимущество газовых турбин - их топливная гибкость.Они могут быть адаптированы для использования практически любого горючего газа или легких дистиллятных нефтепродуктов, таких как бензин (бензин), дизельное топливо и керосин (парафин), которые оказываются доступными на местном уровне, хотя природный газ является наиболее часто используемым топливом. Сырая и другая тяжелая нефть, а также может использоваться в качестве топлива для газовых турбин, если они впервые нагревают, чтобы снизить их вязкость до приемлемого уровня для сжигания в камерах сгорания турбин.

Приложения

Газовые турбины могут использоваться для крупномасштабного производства электроэнергии.Примерами являются приложения мощностью 600 МВт или более от газовой турбины мощностью 400 МВт, соединенной с паровой турбиной мощностью 200 МВт в когенерационной установке. Такие установки обычно не используются для выработки электроэнергии при базовой нагрузке, а для подачи энергии на удаленные объекты, такие как нефтяные и газовые месторождения. Тем не менее, они находят применение в основных электрических сетях в приложениях для снятия пиковых нагрузок для обеспечения аварийной пиковой мощности.

Маломощные газотурбинные электростанции мощностью до 5 МВт могут быть размещены в транспортных контейнерах для обеспечения мобильных аварийных источников электроэнергии, которые могут быть доставлены грузовым автотранспортом к месту необходимости.

Проблемы окружающей среды

Почти все газотурбинные установки используют ископаемое топливо.

См. Также паровые турбины и генераторы

См. Также Импульсный реактивный двигатель

Вернуться к Обзор электроснабжения

Физика ветряных турбин | Основы энергетики

Более тысячи лет назад ветряные мельницы работали в Персии и Китае, см. TelosNet и Википедия.Почтовые мельницы появились в Европе в XII веке, а к концу XIII в. башенная мельница, на которой вращалась только деревянная крышка вместо всего корпуса мельницы. В США развитие ветряная мельница, перекачивающая воду, была важным фактором, позволившим вести сельское хозяйство и разводить скотоводство на обширных территориях. в середине девятнадцатого века. Эти ветряные помпы (иногда называемые западными мельницами) все еще распространены в Америке и Австралии.У них есть ротор с около 30 лопастей (или лопастей) и способность медленно поворачиваться. Из 200 000 ветряных мельниц, существующих в В Европе середины девятнадцатого века через столетие остался только один из десяти. С тех пор старые ветряные мельницы были заменены паровыми двигателями и двигателями внутреннего сгорания. Однако поскольку В конце прошлого века количество ветряных турбин неуклонно растет, и их начинают принимать играет важную роль в производстве электроэнергии во многих странах.

Сначала мы покажем, что для всех ветряных турбин мощность ветра пропорциональна скорости ветра в кубе. Энергия ветра - это кинетическая энергия движущегося воздуха. Кинетическая энергия массы м с скорость v -

Массу воздуха m можно определить из плотности воздуха ρ и объема воздуха V согласно

Затем,

Мощность - это энергия, разделенная на время. Рассмотрим малое время Δ t , за которое частицы воздуха пройти расстояние с = v Δ t для протекания.Умножаем расстояние на площадь ротора ветряной турбины, A , в результате получается объем

, который приводит в движение ветряную турбину на короткое время. Тогда мощность ветра задается как

Сила ветра увеличивается пропорционально скорости ветра. Другими словами: удвоение скорости ветра дает в восемь раз больше энергии ветра. Поэтому для ветряка очень важен выбор «ветреного» места.

Эффективная полезная энергия ветра меньше, чем указано в приведенном выше уравнении.Скорость ветра позади ветряк не может быть нулевым, так как за ним не может идти воздух. Следовательно, только часть кинетической энергии можно извлечь. Рассмотрим следующую картинку:

Скорость ветра перед ветряной турбиной больше, чем после. Поскольку массовый расход должен быть непрерывным, площадь A 2 после ветряной турбины больше площади A 1 перед. Эффективная мощность - это разница между двумя ветровыми мощностями:

Если разница обеих скоростей равна нулю, у нас нет чистой эффективности.Если разница слишком велика, поток воздуха через ротор слишком затруднен. Коэффициент мощности c p характеризует относительная сила рисования:

Для вывода приведенного выше уравнения было принято следующее: A 1 v 1 = A 2 v 2 = A ( v 1+ v 2) / 2. Обозначим соотношение v 2/ v 1 с правой стороны. уравнения с x .Чтобы найти значение x , которое дает максимальное значение C P , мы берем производную по отношению к x и устанавливаем ее равной нулю. Это дает максимум, когда x = 1/3. Максимальная мощность рисования получается для v 2 = v 1 /3, а идеальный коэффициент мощности равен

Другая ветряная турбина, расположенная слишком близко сзади, будет приводиться в движение только более медленным воздухом. Таким образом, ветряные электростанции в Преобладающее направление ветра требует минимального расстояния, в восемь раз превышающего диаметр ротора.Обычный диаметр ветряков составляет 50 м с установленной мощностью 1 МВт и 126 м с ветроэнергетической установкой мощностью 5 МВт. Последний в основном используется на шельфе.

Установленная мощность или номинальная мощность ветряной турбины соответствует выходной электрической мощности со скоростью между 12 и 16 м / с, при оптимальных ветровых условиях. По соображениям безопасности установка не вырабатывает большую мощность при сильном ветре. условий, чем те, для которых он предназначен. Во время грозы завод отключается.В течение года загруженность из 23% можно добраться вглубь страны. Это увеличивается до 28% на побережье и 43% на море.

Более подробную информацию можно найти на Интернет-страницах wind-works.org и в страницы Американской ассоциации ветроэнергетики.

Установленная мощность ветроэнергетики в США в апреле 2020 года составляла около 107,4 ГВт. Эта мощность была превышена. только Китай (более 200 ГВт). Центр ветроэнергетики Альты в Калифорнии - крупнейшая ветряная электростанция в Соединенных Штатах с 2013 года мощностью 1.6 ГВт. Электроэнергия, произведенная с помощью энергии ветра в Соединенных Штатах, составила в 2019 году около 300 ТВт-ч (тераватт-часов), или 7,3% всей вырабатываемой электроэнергии. Подробную информацию о нынешнем состоянии в США можно найти в Википедия.

Ключевым моментом в ветроэнергетике является то, что время пикового спроса на электроэнергию и время оптимальных ветровых условий совпадают редко. Таким образом, другие производители электроэнергии с короткими сроками выполнения заказа и хорошо развитой системой распределения электроэнергии системы необходимы для дополнения выработки энергии ветра.

Почему современные ветряные турбины потеряли одну лопасть по сравнению со старыми четырехлопастными ветряными мельницами?
Мощность ротора P мех = 2π M n пропорциональна крутящему моменту M , действующему на вал и частота вращения n . На последнее влияет передаточное число наконечника λ , который рассчитывается согласно λ = v u / v 1 из отношения окружная скорость (конечная скорость) v u ротора и скорость ветра v 1 .Крутящий момент M увеличивается с количеством лопастей. Поэтому он самый большой для мельниц западного производства с множеством лопастей, меньшего размера для ветряных мельниц с четырьмя лопастями и самого маленького на сегодняшний день ветряных турбин с 3 лопастями. Однако каждое лезвие, по мере вращения снижает скорость ветра для следующих лопастей. Этот эффект «ветровой тени» увеличивается с увеличением количества лопастей. Оптимальное передаточное число остальной скорости составляет около единицы для мельницы Western, чуть больше 2 для четырехлопастной мельницы и 7-8 для трехлопастные роторы.Трехлопастные роторы при оптимальном передаточном числе конечных скоростей достигают значения c p . 48% и приближается к идеальному значению 59%, чем ветряные турбины с 4 лопастями. Для ветряных турбин с двумя лопастями или уравновешенных по весу конфигураций ротора с одной лопастью выходная мощность меньше, несмотря на более высокое передаточное число наконечников из-за меньшего крутящего момента M . Таким образом, ветряные турбины сегодня имеют три лопасти.

Turbine Power - Магазин товаров для хобби Kalmbach

Автор биографии

Уолтер Симпсон - специалист по энергетике и педагог по вопросам окружающей среды, проработавший 26 лет в качестве специалиста по энергетике в Государственном университете Нью-Йорка в Буффало (UB).В UB он возглавил признанную на национальном уровне программу энергосбережения в кампусе, благодаря которой удалось сэкономить более 100 миллионов долларов. Он также основал и руководил UB Green Office, отделом экологической устойчивости UB, и провел множество курсов на уровне колледжа, посвященных вопросам энергетики. Уолтер является автором книги «Дизель-электрические локомотивы: как они работают, используют энергию и могут стать более эффективными и экологически устойчивыми» (Simmons Boardman, 2019)

Содержание

Предисловие
Благодарности

Турбинные локомотивы и поезда
-Типы турбинных локомотивов и поездов
-Турбинные локомотивы и машинисты поездов
-Турбинные локомотивы и составители поездов
-Выбор топлива для турбин
-Типы трансмиссии
-Преобразование энергии

Паровозы
-Преимущества и недостатки
-Как работают паровые турбины
-Энергоэффективность паровых турбин локомотивов

Газотурбинные локомотивы и поезда
-Преимущества и недостатки
-Как работают газовые турбины
-Энергоэффективность газотурбинных локомотивов и поездов

Атомный паровоз - что может пойти не так ?!
-Атомы для войны и мира
-Д-р.Предложение Лайла Борста об атомном локомотиве
- Экономика X-12
- Связи с общественностью и конечный результат

Будущее турбинных локомотивов и поездов

Для дальнейшего чтения и изучения
Сноски

Обзоры

Мощность турбины Рецензия на книгу Дона Хеймбургера

Период времени в США для разработки, испытаний и эксплуатации смелых экспериментальных паровозов с приводом от паровой турбины был относительно коротким, примерно с конца 1939 по 1957 год, тогда как газотурбинные локомотивы в основном работали с 1948 по 2003 год.

Первоначальная идея для локомотивов с турбинными двигателями заключалась в снижении стоимости эксплуатации локомотива, а в более ранних экспериментах - в использовании обильных запасов угля вдоль маршрутов ряда железных дорог США, таких как те, что находятся на Пенсильванской железной дороге, Чесапик И Огайо, и Норфолк, и Вестерн. Этот 126-страничный компендиум в мягком переплете посвящен приводным, паровым и газотурбинным локомотивам, которые использовали уголь, дизельное топливо, мазут № 6 или природный газ.

В хорошо иллюстрированной книге перечислены типы турбинных поездов и локомотивов, выбор топлива, типы трансмиссии и способы преобразования энергии в силовые локомотивы. Примечательными примерами локомотивов с турбинными двигателями, включенными в книгу, являются двигатели Union Pacific, работающие на мазуте, тройной угольный паротурбинный локомотив S2 S2 от Пенсильвании, угольный STEL M-1 Cheasapeake & Ohio и угольный двигатель STEL Norfolk & Western. TE-1, J Awn Henry . Все эти необычные локомотивы попали в заголовки новостей спонсируемых железных дорог, надеясь использовать более дешевую мощность поездов.К сожалению, большинство энергетических экспериментов не оправдали их ожиданий, и некоторые из них быстро умерли: три паровые турбины M-1, поставленные C&O в 1947/1948 годах, фактически никогда не использовались для коммерческих целей и вскоре были сняты с производства.

Некоторые из других интересных проектов альтернативной железнодорожной энергетики, подробно описанные в книге, включают реактивный автомобиль Budd M-497 в New York Central, пригородные вагоны и поезда MTA с газовой турбиной, Turbo Train, Amtrak Turboliners и другие.Ряд страниц и иллюстраций посвящены любимым и популярным газовым турбинам GTEL GTEL мощностью 4500 л.с., выкрашенным в желтый цвет на мазуте, которые работали в период с 1948 по 1970 год.

В целом, это исчерпывающий обзор этой креативной и смелой железнодорожной технологии.

—Don Heimburger, Heimburger House Publishing Co.

------------------------------------------------- -------------------------------------------------- -------------------------------------------------- ------------------------------------------------

Мощность турбины Рецензия на книгу Тома Диксона

Этот рецензент с нетерпением ждал этой книги с тех пор, как автор Уолтер Симпсон посетил наши архивы и начал приобретать иллюстративный и технический материал для своей работы по турбинным локомотивам.Что ж, наконец-то здесь - и это не разочаровывает!

128 страниц заполнены черно-белыми и цветными фотографиями, диаграммами, рекламой, диаграммами и рисунками, напечатанными в очень высоком качестве с хорошим дизайном на превосходной бумаге в традициях недавних публикаций Kalmbach. На его задней обложке есть фотография Симпсона, позирующего с нашим паровым турбинным двигателем C&O M-1 в масштабе O в нашем Центре наследия в Клифтон-Фордж. Мы рады этой дополнительной огласке.

По содержанию книга, по мнению рецензента, несравненная.Я считаю, что это, безусловно, лучшее, что было сделано по этому вопросу.

Simpson описывает общую историю применения технологии этого типа на железных дорогах. У него есть раздел о паровых турбинах, в котором есть главы о: S2 PRR, M-1 C&O и TE-1 N&W (более известного вам как «Джон Генри»).

Далее следует раздел, посвященный газовым турбинам, с главами, посвященными установкам «Big Blow», работающим на жидком топливе; Угольный двигатель UP; NYC M-497 Jet RDC; Газотурбинный вагон МТА; UA Turbo Train; Турбо-лайнеры Amtrak и другие.

Серьезно предложенная и спроектированная турбина с атомным двигателем также подробно описана художественными концепциями того, как она должна была выглядеть и работать.

Глава C&O M-1 даже посвящает страницу истории Chessie с фотографией, которую мы никогда не видели, на которой Роберт Янг объяснял размещение в поезде радиоведущему ABC в 1947 году.

Эта книга даст опытному историку железных дорог , моделист / железнодорожник и случайный читатель - все необходимое, чтобы понять, как эта технология вписывается в историю железных дорог и американского транспорта.

Есть некоторые технические данные, но их недостаточно, чтобы отпугнуть обычного читателя. Этот рецензент - историк и специалист в области гуманитарных наук в области образования / образования, но не обнаружил никаких проблем в понимании всего, что написано в книге.

Поскольку C&O играет столь заметную роль в этой истории, я думаю, что каждый, кто может похвастаться библиотекой C&O Motive Power, должен иметь эту книгу по скромной цене. - Я просто не могу сказать достаточно о внешнем виде, содержании и содержании книги.Используется не менее 17 иллюстраций M-1, все, кроме трех, предоставлены C & OHS.

Уолтер Симпсон - специалист по энергетике, поэтому это часть того, как он смотрит на эти двигатели. Он работал преподавателем по вопросам окружающей среды и специалистом по энергетике в Государственном университете Нью-Йорка в Буффало. Он также является автором книги «Дизель-электрические локомотивы» (щелкните здесь, чтобы просмотреть книгу «Дизель»), которую мы продаем последние пару лет. Это тоже очень рекомендуется.

Том Диксон
C&O Historical Society

.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *