| Предыдущая глава |
↓ Содержание ↓
↑ Свернуть ↑
| Следующая глава |
ГЛАВА 14.
Так что основные надежды в генерации электричества у меня, а следовательно и у нас, на текущий период были связаны именно с газотурбинными установками. Напомню, общий КПД опытных установок — ГТУ+пар — у нас уже приближался к 50% и в дальнейшем мог вырасти еще больше, тогда как КПД чисто паровых турбин был процентов двадцать пять, может — тридцать, и уж полсотни для них — предел. Мы же КПД в 25% только на ГТУ, без учета паровой части, получали при температуре продуктов сгорания перед турбиной уже в 750 градусов, и дальнейшее ее повышение лишь увеличивало КПД, но там в камеры сгорания уже не подается пар — установки становятся не паро-газовыми, когда пар образуется внутри камер сгорания (и потом может дополнительно создаваться отдельным подогревом воды от этих продуктов), а чисто газотурбинными, когда внутри газовой турбины присутствуют только воздух и топливо — там КПД уже сразу было 30% на одной опытной установке и 32% на ее следующем варианте, а к осени 1943 мы уже на пятом варианте довели его до 33% на ГТУ и до 48% общего КПД с учетом паровой части. Точнее — варианта было два — в одном вода нагревалась продуктами сгорания через обычную систему теплообменников, в другом часть воды впрыскивалась в сам выхлоп, и все это мало того что направлялось в паровую турбину (которая становилась уже паро-газовой, по типу торпедных движителей), так еще дополнительно грело воду — у каждой из схем были свои преимущества и недостатки. Поэтому мы исследовали обе, благо что технологическая база и подходы были во многом одинаковы, и уже семь групп проектировали и исследовали свои схемы работы.
Оно того стоило. Ведь помимо более высокого КПД, электростанции на ГТУ обладали еще одним существенным преимуществом перед паровыми — трудоемкость изготовления электростанций на ГТУ составляла не более трети от строительства чисто паровых электростанций на паротурбинных установках — ПТУ, а чаще и еще меньше. Все из-за этих массивных теплообменников, которые требовались для пара, чтобы выжать из топлива по максимуму. Для этого же служила и длиннющая паровая турбина, которая множеством своих лопаток могла собрать энергию водяного пара, который на входе имел давление в двадцать-тридцать атмосфер, а на выходе — почти что космического вакуума — неудивительно, что чтобы выдержать такие перепады давления, требовались прочные стенки немаленьких конструкций. Тогда как в смешанной технологии ГТУ-ПТУ топливо большую часть своей мощности отдавало в газовой турбине, и лишь затем, уже ослабленное, начинало работать по пару. Соответственно, турбоустановка на входе получала давления всего в несколько атмосфер, ну десяток-полтора максимум, давление на выходе — атмосферное. То есть уже не требуется толстая сталь для стенок, да и компрессор с турбиной гораздо компактнее — на пару они имеют десять, ну пятнадцать ступеней, тогда как у паровой турбины их может быть до полусотни — огромное количество дисков и еще больше лопаток. Да, потом выхлоп ГТУ шел на парообразование, и там по идее возникали все те недостатки паротурбинных установок. Но так как топливо было уже довольно сработанным, то пар просто было невозможно перегреть до сверхкритических значений без дополнительного подогрева, да и количество теплоты было уже гораздо меньше, поэтому установки получались гораздо компактнее, а его догревом с помощью дополнительного топлива мы пока не собирались заморачиваться, чтобы не нарваться на все те сложности с ПТУ. Хотя и в последнем случае такие установки потребуют всего треть от чисто парового оборудования той же мощности.
За счет более высокой тепловой нагруженности ГТУ снижалась и потребность в торфе — опытная эксплуатация показывала, что расход торфа составлял всего 300 граммов на киловатт-час — это более чем в три раза лучше нашей текущей технологии сжигания торфяного газа в ДВС, и на сорок процентов лучше Шатурской ГРЭС, которая была чисто паровой, а с улучшением КПД выгода станет еще больше, но даже сейчас, если мы переведем энергетику полностью на ГТУ, то нам потребуется добывать не 48, а только 16 миллионов тонн торфа — это всего в четыре раза больше нашей текущей добычи, что выглядит уже подъемным — все-таки наращивать добычу придется не в двенадцать раз, как в случае с генерацией на ДВС, и даже не в шесть, если работать только парогенераторными электростанциями.
Да и сроки ввода сокращаются — если устанавливать только ГТУ, то это от нескольких часов до месяца-другого — в зависимости от мощности и предполагаемого срока работы на точке, а если со всей паровой обвязкой — полгода-год вместо двух-трех лет, причем электричество можно будет получать сразу после установки ГТУ, не дожидаясь установки паровой части, которая всего-лишь повышает выработку электроэнергии, но не является ее основным поставщиком. Снижаются и объемы строительства — под паровые установки требуется закладывать мощный фундамент, тогда как комбинированные можно устанавливать на простой забетонированной площадке, так как они гораздо легче — замена ПТУ на комбинацию ГТУ-ПТУ уменьшает потребные парообменники и турбины минимум в три раза.
Так, для паровой турбины мощностью 60 мегаватт размеры котла производительностью 200 тонн пара в час будут внушительными — 14 на 14 метров в основании и 29 в высоту, все пронизанное трубами, и масса этого сооружения — минимум тысяча тонн. Распределенных, еще раз отмечу, на площади всего 14х14 метров — то есть на каждый метр будет приходиться минимум пять тонн, и потребуется довольно глубокий фундамент чтобы все это не ушло в землю. Для пару ГТУ-ПТУ все гораздо скромнее. Так, ГТУ мощностью 100 мегаватт весит всего 50 тонн при длине 7 метров и ширине-высоте корпуса три метра, тогда как паровая турбина такой же мощности минимум в полтора раза длиннее и шире и раза в три тяжелее, а то и в пять. Ну и еще обвес ГТУ добавляет столько же что по весу, что по площади — рама, воздухоочистители, шумоподавители, подогреватели масла и прочее. При этом обвес паровой турбины еще больше — конденсатор с циркуляционными и конденсатными насосами, система регенерации из 7-9 подогревателей, один-три питательных турбонасоса, деаэратор. Вода — довольно хлопотное дело, и чем больше от нее избавимся — тем меньше заморочек.
Вдобавок на выхлопных газах указанной ГТУ можно сделать 50 тонн пара в час, для чего потребуется котел диаметром 6, высотой 13 метров и массой не более 200 тонн — металлоемкость котлов ниже, так как в них отсутствует топка — ею является ГТУ, где воздух находится под высоким давлением, а не под атмосферным как в топках паровых котлов, которым из-за этого и требуется в 10-20 раз больше объем чтобы нагреть тот же объем воздуха. Ну и паровая турбина тоже меньшей мощности — всего 15-30 мегаватт.
Вот и получается, что мощность комбинированной станции ТГУ-ПТУ — в два раза выше, и при этом общая экономия металла — в пять раз, сооружений — в десять — весь этот металл распределен по сравнительно небольшим и легким установкам, которым не требуется глубокий фундамент а то и вообще фундамент. Если же рассматривать ГТУ той же мощности в 60 мегаватт, то там фундамента вообще не требуется ни для чего — достаточно бетонной заливки площадки — и устанавливай блоки, даже генераторы — на 45 мегаватт для ГТУ весит 45 тонн, на 15 мегаватт для паровой турбины — 35 тонн — практически пушинки по сравнению с весом теплообменников, которые потребовались бы для чисто паровой станции, да и единый генератор на 60 мегаватт весил сто тонн, тогда как мы могли распределить эти массы по отдельным блокам и следовательно участкам. Правда, все это было еще в проекте, но расчеты выглядели многообещающими, и они подтверждались опытной эксплуатацией установок меньшей мощности в единицы мегаватт. Так, трехмегаваттная установка была длиной три метра, шириной полтора и высотой два метра — с учетом рамы и редуктора. И весила конструкция всего четыре тонны. Ну и еще столько же добавляли системы воздухоочистки и гашения звука выхлопной струи. Такие легкие конструкции ставь хоть в траву, ну или на доски.
Причем выгода обещала быть еще больше — мы еще только разворачивали работы по повышению КПД, которые продолжатся не один год, но и так получалось, что по ходу этих работ мы сможем получать на одном и том же объеме металла и аппаратуры все больше электроэнергии. Ведь даже повышение рабочей температуры с 600 до 1000 градусов повышает полезную энергию отдачи с одного килограмма воздуха в три раза, соответственно, для получения той же мощности потребуется вкачивать гораздо меньше воздуха, что в свою очередь еще снизит работу на привод компрессора и соответственно повысит полезную работу. Положительная обратная связь. Во всех смыслах — на привод компрессора может уходить и половина мощности турбины. Неудивительно, что если у швейцарцев под руководством Стодолы при температуре 550 градусов КПД вышел всего 18,5%, то у нас даже при 600 градусах, с которых мы начинали, получалось уже 20%, и каждая дополнительная сотня градусов добавляла 3,5% к КПД, что вело к экономии топлива аж на 18%. То есть увеличили температуру с 600 до 900 градусов — и мало того что повысили КПД на 10-12%, так еще стали расходовать на треть меньше топлива. Выгодно. И, самое главное — доступно, со всеми этим жаростойкими напылениями никель-алюминий.
А ведь воздух, сжатый компрессором, перед тем как в нем сжечь топливо, можно еще нагреть продуктами сгорания — ведь он уже сжат, поэтому на него не потребуется затрачивать мощность компрессора. И такая регенерация также обещала интересные результаты. Ведь при этом его температура сначала повысится за счет регенерации, и лишь затем — за счет сжигания топлива, соответственно, в турбину пойдет сильнее нагретый воздух, и на ней он сможет отдать больше работы. Или же экономится топливо — так, для нагрева кубометра воздуха на один градус требуется примерно один килоджоуль. Один кубометр генераторного газа дает теплоту в 7 мегаджоулей — 7 тысяч килоджоулей. И если регенератор повысит температуру воздуха всего на 100 градусов, то за счет этого на каждом кубометре воздуха мы экономим 1/70 кубометра газа, или целых 15 грамм торфа. И если трехмегаваттная установка потребляет в час 2 тысячи кубометров воздуха, то в час мы будем экономить уже 100 килограммов торфа, 2 тонны в сутки, 700 тонн в год — округляю в худшую сторону. И это — на одной установке. А если их четыре тысячи, то получаем экономию в 2,8 миллиона тонн в год — существенная величина, это годовая работа почти сотни торфодобывающих комбайнов. На 10-мегаваттной установке при расходе воздуха 2,5 кубометра в секунду получим экономию уже 130 килограммов в час, 800 тонн в год, или почти миллион тонн в год для 1200 установок, если считать по той же мощности в 12 тысяч мегаватт, что были в предвоенном СССР. Было за что побороться.
Понятное дело, что продукты сгорания не смогут отдать все тепло, иначе бы поверхности регенератора получались слишком большими, но даже если они смогут нагреть воздух всего на половину разницы между температурой воздуха после компрессора и температурой продуктов сгорания, которые и идут на регенерацию, то КПД повысится на 6%, а при степени регенерации в 0,75 — на 10%, хотя это уже потребует большей площади теплообменников внутри двигателя. Так что нам хватит и половины — надо ведь что-то оставить и паровой части, которая и так ужмется раза в два. В паровых регенераторах и так на каждый килограмм воздуха требовалось обеспечить обменную площадь в 20 квадратных сантиметров. Соответственно, для установки мощностью в 3 мегаватта регенератор будет объемом 5х4х3 метров — внушительный такой куб в виде параллелепипеда, где на один кубометр его объема приходилось по 40 квадратных метров площади теплообмена — и все это должно будет расположиться в ГТУ между компрессором и камерой сгорания, то есть теплообменники и корпус должны будут выдерживать высокие температуры и давление в пару десятков атмосфер. Так что пока для проверки теории мы собирались строить аппарат на степень регенерации всего 0,25 — он даст прибавку КПД в 2-3% — в теории, что и собирались проверить. Впрочем, все это рассчитывалось для нас в Москве, на их рабочие температуры в 600 градусов, давления в одну атмосферу и гораздо большие пропускные способности, при повышении же давления площадь и следовательно объем теплообменников уменьшится раз в пять, а может и в десять — по предварительным расчетам, для трехмегаваттной установки со степенью сжатия воздуха в пять раз потребуется теплообменник всего полкубометра. Так что была надежда, что мы сможем работать с еще большей степенью регенерации, и КПД повысится более значительно — все-таки температура отходящих газов у нас была выше, соответственно, больше разница температур с воздухом после компрессора, соответственно, этому воздуху через ту же площадь обмена будет передано больше тепла, да и степень сжатия мы планировали повысить до десяти, а в перспективе до пятнадцати и даже до двадцати. Так что на еще 3-10% КПД мы могли смело надеяться.
Промежуточное охлаждение сжимаемого в компрессоре воздуха тоже, в принципе, было полезным. Недаром зимой ожидались дополнительные выгоды — при понижении забортной температуры с 20 до -30 градусов мощность установок обещала быть на 50% выше, а экономичность — на 22% — каждые 10 градусов снижения температуры воздуха экономили 5% топлива за счет того, что в двигатель можно было вкачать больше воздуха при той же механической мощности, подводимой к компрессору от турбины. То же правило действовало и внутри двигателя. Так, абсолютная температура воздуха при сжатии повышается примерно в корень четвертой степени от сжатия, то есть если температура воздуха 273 Кельвина — ноль градусов по цельсию — и он сжимается в 16 раз, то его температура составит уже 600 кельвинов, 327 по цельсию. Жарко. И если его сначала сжать, скажем, раз в восемь, затем охладить с 200 до 30 градусов, то работа по дальнейшему сжатию будет гораздо меньше — на компрессор затратится меньше работы турбины. Ведь при нагреве с 0 до 327 градусов его плотность уменьшается в два раза, то есть кубометр теперь станет двумя кубометрами при нормальном давлении, а динамическая и кинематическая вязкость увеличиваются в полтора и более чем в три раза соответственно — воздух все сложнее прокачивать, все больше сил тратится на преодоление его внутреннего трения, а не на перемещение. А если его предварительно охладить — все эти затраты исчезают, ну немного добавляется затрат на перекачку охлаждающей воды. Но при этом мы дополнительно получаем воду, нагретую до температур 150-170 градусов — ее уже можно пускать в паровую турбину, или сначала еще подогреть выхлопными газами и уже затем в турбину, или домешивать в газовую турбину для увеличения рабочего тела — вариантов масса. Вдобавок, температура сжатого воздуха после компрессора станет ниже, следовательно, из-за увеличения градиента температур повысится теплопередача в регенераторе от продуктов сгорания, а значит из них можно будет выжать — вернуть обратно в турбину — больше тепла и соответственно меньше его пойдет в наружный выхлоп — это позволит уменьшить паровую составляющую комбинированной установки, то есть общую металлоемкость — возвращенное тепло еще раз отработает в сравнительно компактной турбине. Да, таким образом мы повторим путь остальных турбиностроителей в части усложнения конструкции ГТУ, но, в отличии от них, мы это будем делать когда у нас уже будет много турбин — нам ведь не надо выжимать КПД любой ценой прямо сейчас — мы его и так уже повысили за счет напыления жаростойких покрытий. Поэтому мы можем все делать без спешки, наращивая сложность наших конструкций постепенно.
| Предыдущая глава |
↓ Содержание ↓
↑ Свернуть ↑
| Следующая глава |
