Информация о газовых турбинах. Принцип работы газовых турбин Что означает утверждение кпд газовой турбины 40
Турбиной называется двигатель, в лопаточном аппарате которого потенциальная энергия сжимаемой жидкости превращается в кинетическую энергию, а последняя в рабочих колесах – в механическую работу, передаваемую непрерывно вращающемуся валу.
Паровые турбины по своей конструкции представляют тепловой двигатель, который постоянно находится в работе. В период эксплуатации перегретый или насыщенный пар воды, который поступает в проточную часть, и благодаря своему расширению принуждает вращаться ротор. Вращение происходит в результате воздействия на лопаточный аппарат потока пара.
Турбина паровая входит в состав паротурбинной конструкции, которая предназначена для вырабатывания энергии. Также существуют установки, способные кроме электроэнергии вырабатывать тепловую энергию – пар, прошедший через лопатки пар, поступает на нагреватели сетевой воды. Подобный вид турбин именуется промышленно-теплофикационным или теплофикационным типом турбин. В первом случае, в турбине отбор пара предусмотрен для промышленных целей. В комплекте с генератором паровая турбина представляет турбоагрегат.
Типы паровых турбин
Турбины делятся, в зависимости от того, в каком направлении движется пар, на радиальные и аксиальные турбины. Паровой поток в радиальных турбинах направлен перпендикулярно оси. Паровые турбины могут быть одно-, двух- и трехкорпусные. Паровая турбина снабжена разнообразными техническими устройствами, которые предупреждают попадание внутрь корпуса окружающего воздуха. Это разнообразные уплотнители, на которые подается водяной пар в небольшом количестве.
На переднем участке вала размещается регулятор безопасности, предназначенный для отключения паровой подачи при увеличении частоты вращения турбины.
Характеристика основных параметров номинальных значений
· Номинальная мощность турбины - наибольшая мощность, которую турбина должна длительно развивать на зажимах электрогенератора, при нормальных величинах основных параметров или при изменении их в пределах, оговоренных отраслевыми и государственными стандартами. Турбина с регулируемым отбором пара может развивать мощность выше номинальной, если это соответствует условиям прочности её деталей.
· Экономическая мощность турбины - мощность, при которой турбина работает с наибольшей экономичностью. В зависимости от параметров свежего пара и назначения турбины номинальная мощность может быть равна экономической или более её на 10-25 %.
· Номинальная температура регенеративного подогрева питательной воды - температура питательной воды за последним по ходу воды подогревателем.
· Номинальная температура охлаждающей воды - температура охлаждающей воды при входе в конденсатор.
Газовая турбина (фр. turbine от лат. turbo вихрь, вращение ) - это тепловой двигатель непрерывного действия, в лопаточном аппарате которого энергия сжатого и нагретого газа преобразуется в механическую работу на валу. Состоит из ротора (рабочие лопатки, закреплённые на дисках) и статора (направляющие лопатки, закреплённые в корпусе).
Газ, имеющий высокую температуру и давление, поступает через сопловой аппарат турбины в область низкого давления за сопловой частью, попутно расширяется и ускоряется. Далее, поток газа попадает на рабочие лопатки турбины, отдавая им часть своей кинетической энергии и сообщая лопаткам крутящий момент. Рабочие лопатки передают крутящий момент через диски турбины на вал. Полезные свойства газовой турбины: газовая турбина, например, приводит во вращение находящийся с ней на одном валу генератор, что и является полезной работой газовой турбины.
Газовые турбины используются в составе газотурбинных двигателей (применяются для транспорта) и газотурбинных установок (применяются на ТЭЦ в составе стационарных ГТУ, ПГУ). Газовые турбины описываются термодинамическим циклом Брайтона, в котором сначала происходит адиабатическое сжатие воздуха, затем сжигание при постоянном давлении, а после этого осуществляется адиабатическое расширение обратно до стартового давления.
Типы газовых турбин
- Авиационные и реактивные двигатели
- Вспомогательная силовая установка
- Промышленные газовые турбины для производства электричества
- Турбовальные двигатели
- Радиальные газовые турбины
- Микротурбины
Механически газовые турбины могут быть значительно проще, чем поршневые двигатели внутреннего сгорания. Простые турбины могут иметь одну движущуюся часть: вал / компрессор / турбина / альтернативный ротор в сборе (см. изображение выше), не учитывая топливную систему.
Более сложные турбины (те, которые используются в современных реактивных двигателях), могут иметь несколько валов (катушек), сотни турбинных лопаток, движущихся статорных лезвий, а также обширную систему сложных трубопроводов, камер сгорания и теплообменников.
Как правило, чем меньше двигатель, тем выше должна быть частота вращения вала(ов), необходимая для поддержания максимальной линейной скорости лопаток. Максимальная скорость турбинных лопаток определяет максимальное давление, которое может быть достигнуто, что приводит к получению максимальной мощности, независимо от размера двигателя. Реактивный двигатель вращается с частотой около 10000 об/мин и микро-турбина - с частотой около 100000 об/мин.
В состав электростанций относительно небольшой мощности могут входить как газотурбинные двигатели (ГТД), так и поршневые (ПД). В связи с этим у заказчиков часто возникает вопрос, какой привод предпочтительнее . И, хотя ответить на него однозначно невозможно, цель настоящей статьи - попытка разобраться в этом вопросе.
Введение
Выбор типа двигателя, а также их количества для привода электрогенераторов на электростанции любой мощности является сложной технико-экономической задачей. Попытки сравнить между собой в качестве привода поршневые и газотурбинные двигатели чаще всего делаются при условии использования в качестве топлива природного газа. Их принципиальные преимущества и недостатки анализировались в технической литературе , в рекламных проспектах производителей электростанций с поршневыми двигателями и даже на страницах Интернета.
Как правило, приводятся обобщенные сведения о разнице в расходах топлива, в стоимости двигателей без всякого учета их мощности и условий работы. Часто отмечается, что состав электростанций мощностью 10-12 МВт предпочтительнее формировать на базе поршневых двигателей, а большей мощности - на базе газотурбинных. Принимать эти рекомендации как аксиому не следует. Очевидно одно: каждый тип двигателя имеет свои преимущества и недостатки, и при выборе привода нужны некоторые, хотя бы ориентировочные, количественные критерии их оценки.
В настоящее время на российском энергетическом рынке предлагается достаточно широкая номенклатура как поршневых, так и газотурбинных двигателей. Среди поршневых превалируют импортные двигатели, а среди газотурбинных - отечественные.
Сведения о технических характеристиках газотурбинных двигателей и электростанциях на их базе, предлагаемых для эксплуатации в России, в последние годы регулярно публикуются в «Каталоге газотурбинного оборудования» .
Аналогичные сведения о поршневых двигателях и электростанциях, в состав которых они входят, можно почерпнуть только из рекламных проспектов российских и иностранных фирм, поставляющих это оборудование. Информация о стоимости двигателей и электростанций чаще всего не публикуется, а опубликованные сведения часто не соответствуют действительности.
Непосредственное сравнение поршневых и газотурбинных двигателей
Обработка имеющейся информации позволяет сформировать приведенную ниже таблицу, которая содержит как количественную, так и качественную оценку преимуществ и недостатков поршневых и газотурбинных двигателей. К сожалению, часть характеристик взята из рекламных материалов, проверить полную достоверность которых чрезвычайно трудно или практически невозможно. Необходимые для проверки данные о результатах работы отдельных двигателей и электростанций, за редким исключением , не публикуются.
Естественно, что приведенные цифры являются обобщенными, для конкретных двигателей они будут строго индивидуальными. Кроме того, некоторые из них даны в соответствии со стандартами ISO, а фактические условия работы двигателей существенно отличаются от стандартных.
Представленные сведения дают только качественную характеристику двигателей и не могут использоваться при подборе оборудования для конкретной электростанции. К каждой позиции таблицы можно дать некоторые комментарии.
| Показатель | Тип двигателя | |
|---|---|---|
| Поршневой | Газотурбинный | |
| Диапазон единичных мощностей двигателей (ISO), МВт | 0.1 - 16.0 | 0.03 - 265.0 |
| Изменение мощности при постоянной температуре наружного воздуха | Более устойчив при снижении нагрузки на 50%. КПД снижается на 8-10% | Менее устойчив при снижении нагрузки на 50%. КПД снижается на 50% |
| Влияние температуры наружного воздуха на мощность двигателя | Практически не влияет | При снижении температуры до -20°C мощность увеличивается примерно на 10-20%, при повышении до +30°C - уменьшается на 15-20% |
| Влияние температуры наружного воздуха на КПД двигателя | Практически не влияет | При снижении температуры до -20°C КПД увеличивается примерно на 1.5% абс. |
| Топливо | Газообразное, жидкое | Газообразное, жидкое (по спецзаказу) |
| Необходимое давление топливного газа, МПа | 0.01 - 0.035 | Более 1.2 |
| КПД по выработке электроэнергии при работе на газе (ISO) | от 31% до 48% | В простом цикле от 25% до 38%, в комбинированном - от 41% до 55% |
| Соотношение электрической мощности и количества утилизированной теплоты, МВт/МВт (ISO) | 1/(0.95-1.3) | 1/(1.4-4.0) |
| Возможности использования утилизированной теплоты выхлопных газов | Только на нагрев воды до температуры выше 115°C | На производство пара для выработки электроэнергии, холода, опреснения воды и т.д., на нагрев воды до температуры 150°C |
| Влияние температуры наружного воздуха на количество утилизированной теплоты | Практически не влияет | При снижении температуры воздуха количество теплоты при наличии регулируемого лопаточного аппарата у газовой турбины почти не уменьшается, при его отсутствии - уменьшается |
| Моторесурс, ч | Больше: до 300 000 для среднеоборотных двигателей | Меньше: до 100 000 |
| Темп рост эксплуатационных затрат с увеличением срока службы | Менее высокий | Более высокий |
| Масса энергоблока (двигатель с электрогенератором и вспомогательным оборудованием), кг/кВт | Существенно выше: 22.5 | Существенно ниже: 10 |
| Габариты энергоблока, м | Больше: 18.3х5.0х5.9 при единичной мощности агрегата 16МВт без системы охлаждения | Меньше: 19.9х5.2х3.8 при единичной мощности агрегата 25МВт |
| Удельный расход масла, г/кВт*ч | 0.3 - 0.4 | 0.05 |
| Количество пусков | Не ограничено и не влияет на сокращение моторесурса | Не ограничено, но влияет на сокращение моторесурса |
| Ремонтопригодность | Ремонт может производиться на месте и требует меньше времени | Ремонт возможен на специальном предприятии |
| Стоимость капремонта | Дешевле | Дороже |
| Экология | Удельно - в мг/м3 - больше, но объем вредных выбросов в м3 меньше | Удельно - в мг/м3 - меньше, но объем выбросов в м3 больше |
| Стоимость энергоблока | Меньше при единичной мощности двигателя до 3.5МВт | Меньше при единичной мощности двигателя более 3.5МВт |
На энергетическом рынке представлен очень большой выбор двигателей, имеющих существенные различия в технических характеристиках. Конкуренция между двигателями рассматриваемых типов возможна только в диапазоне единичной электрической мощности до 16 МВт. При более высоких мощностях газотурбинные двигатели вытесняют поршневые практически полностью.
Необходимо учитывать, что каждый двигатель имеет индивидуальные характеристики, и только их следует использовать при выборе типа привода. Это позволяет формировать состав основного оборудования электростанции заданной мощности в нескольких вариантах, варьируя, в первую очередь, электрическую мощность и количество необходимых двигателей. Многовариантность затрудняет выбор предпочтительного типа двигателя.
О КПД поршневых и газотурбинных двигателей
Важнейшей характеристикой любого двигателя в составе электростанций является КПД по выработке электроэнергии (КПДэ), определяющий основной, но не полный объем потребления газа. Обработка статистических данных по значениям КПДэ позволяет наглядно показать области применения, в которых по этому показателю один тип двигателя имеет преимущества перед другим.
Взаимное расположение и конфигурация трех выделенных на рис. 1 зон, в пределах которых находятся точечные изображения значений электрического КПД различных двигателей, позволяет сделать некоторые выводы:
- даже в пределах одного типа двигателей одинаковой мощности наблюдается значительный разброс значений КПД по выработке электроэнергии;
- при единичной мощности более 16 МВт газотурбинные двигатели в комбинированном цикле обеспечивают значение КПДэ выше 48% и монопольно владеют рынком;
- электрический КПД газотурбинных двигателей мощностью до 16 МВт, работающих как в простом, так и в комбинированном цикле, ниже (иногда очень существенно), чем у поршневых двигателей;
- газотурбинные двигатели единичной мощностью до 1 МВт, появившиеся на рынке в последнее время, по значению КПДэ превосходят двигатели мощностью 2-8 МВт, наиболее часто применяемые сегодня в составе электростанций;
- характер изменения КПДэ газотурбинных двигателей имеет три зоны: две с относительно постоянным значением - 27 и 36% соответственно и одну с переменным - от 27 до 36%; в пределах двух зон КПДэ слабо зависит от электрической мощности;
- значение КПД по выработке электроэнергии поршневых двигателей находится в постоянной зависимости от их электрической мощности.
Однако эти факторы не являются основанием для того, чтобы отдать приоритет поршневым двигателям. Даже если электростанция будет вырабатывать только электрическую энергию, при сравнении вариантов состава оборудования с различным типом двигателей потребуется выполнить экономические расчеты. Необходимо доказать, что стоимость сэкономленного газа окупит разницу в стоимости поршневых и газотурбинных двигателей, а также дополнительного оборудования к ним. Количество сэкономленного газа не может быть определено, если неизвестен режим работы станции по отпуску электроэнергии в зимнее и летнее время. Идеально, если известны необходимые электрические нагрузки - максимальные (зимний рабочий день) и минимальные (летний выходной день).
Использование и электрической и тепловой энергии
Если же электростанция должна производить не только электрическую, но и тепловую энергию, то потребуется определить, за счет каких источников можно покрыть тепловое потребление. Таких источников, как правило, два - утилизированная теплота двигателей и/или котельная.
У поршневых двигателей утилизируется теплота охлаждающего масла, сжатого воздуха и выхлопных газов, у газотурбинных - только теплота выхлопных газов. Основное количество теплоты утилизируется из выхлопных газов с помощью утилизационных теплообменников (УТО).
Количество утилизированной теплоты в значительной степени зависит от режима работы двигателя по выработке электроэнергии и от климатических условий. Неверная оценка режимов работы двигателей в зимнее время приведет к ошибкам в определении количества утилизированной теплоты и неправильному выбору установленной мощности котельной.
Графики на рис.2 показывают возможности отпуска утилизированной теплоты от газотурбинных и поршневых двигателей для целей теплоснабжения. Точки на кривых соответствуют данным заводов-изготовителей о возможностях имеющейся техники для утилизации теплоты. На двигателе одной и той же электрической мощности производители устанавливают различные УТО - исходя из конкретных задач.
Преимущества газотурбинных двигателей в части выработки тепла бесспорны. Особенно это касается двигателей электрической мощностью 2-10 МВт, что объясняется относительно низким значением их электрического КПД. По мере роста КПДэ газотурбинных двигателей количество утилизированной теплоты должно неизбежно снижаться.
При выборе поршневого двигателя для электро- и теплоснабжения конкретного объекта необходимость использования котельной в составе электростанции почти не вызывает сомнений. Работа котельной требует увеличения расхода газа сверх необходимого для выработки электроэнергии. Возникает вопрос, как отличаются расходы газа на энергоснабжение объекта, если в одном случае используются только ГТД с утилизацией теплоты выхлопных газов, а в другом - поршневые двигатели с утилизацией теплоты и котельная. Только после досконального изучения особенностей потребления объектом электроэнергии и тепла можно ответить на этот вопрос.
Если принять, что расчетное потребление тепла объектом может быть полностью покрыто утилизированной теплотой ГТД, а недостаток теплоты при использовании поршневого двигателя компенсируется котельной, то можно выявить характер изменения суммарного расхода газа на энергоснабжение объекта.
Используя данные на рис. 1 и 2, можно для характерных точек зон, отмеченных на рис. 1, получить сведения об экономии или перерасходе газа при использовании приводов различного типа. Они представлены в таблице:
Абсолютные значения экономии газа справедливы только для конкретного объекта, характеристики которого были заложены в расчет, но общий характер зависимости отражен правильно, а именно:
при относительно близких значениях электрического КПД (разница до 10%) использование поршневых двигателей и котельной приводит к перерасходу топлива;
- при относительно близких значениях электрического КПД (разница до 10%) использовние поршневых двигателей и котельной приводит к перерасходу топлива;
- при разнице значений КПДэ более 10% для работы поршневых двигателей и котельной потребуется меньше газа, чем для ГТД;
- существует некая точка с максимальной экономией газа при использовании поршневых двигателей и котельной, где разница между значениями КПДэ двигателей равна 13-14%;
- чем выше значение КПДэ поршневого двигателя и ниже - газотурбинного, тем больше экономия газа.
В качестве дополнения
Как правило, задача не ограничивается выбором типа привода, требуется определить состав основного оборудования электростанции - тип агрегатов, их количество, вспомогательное оборудование.
Выбор двигателей для производства нужного количества электроэнергии определяет возможности выработки утилизированной теплоты. При этом надо учесть все особенности изменения технических характеристик двигателя, связанные с климатическими условиями, с характером электрической нагрузки, и определить влияние этих изменений на отпуск утилизированной теплоты.
Необходимо также помнить, что в состав электростанции входят не только двигатели. На ее площадке обычно располагается свыше десятка вспомогательных сооружений, работа которых также влияет на технические и экономические показатели электростанции.
Как уже указывалось, состав оборудования электростанции с технической точки зрения можно сформировать в нескольких вариантах, поэтому его окончательный выбор может быть обоснован только с экономических позиций.
При этом знание характеристик конкретных двигателей и их влияние на экономические показатели будущей электростанции чрезвычайно важно. При выполнении экономических расчетов неизбежен учет моторесурса, ремонтопригодности, сроков проведения и стоимости капитальных ремонтов. Эти показатели также индивидуальны для каждого конкретного двигателя независимо от его типа.
Нельзя исключать влияние экологических факторов на выбор типа двигателей для электростанции. Состояние атмосферы в районе предполагаемой эксплуатации электростанции может стать основным фактором при определении типа двигателя (несмотря ни на какие экономические соображения).
Как уже отмечалось, данные о стоимости двигателей и электростанций на их базе не публикуются. Изготовители или поставщики оборудования ссылаются на возможную разницу в комплектации, условия доставки и другие причины. Только после заполнения фирменного опросного листа будут представлены цены. Поэтому сведения в первой таблице о том, что стоимость поршневых двигателей мощностью до 3,5 МВт ниже стоимости газотурбинных такой же мощности, могут оказаться неверными.
Заключение
Таким образом, в классе единичной мощности до 16 МВт нельзя отдавать однозначное предпочтение ни газотурбинным, ни поршневым двигателям. Только тщательный анализ ожидаемых режимов работы конкретной электростанции по выработке электроэнергии и теплоты (с учетом особенностей конкретных двигателей и многочисленных экономических факторов) позволит полностью обосновать выбор типа двигателя. Определить состав оборудования на профессиональном уровне может специализированная фирма.
Использованная литература
- Габич А. Применение газотурбинных двигателей малой мощности в энергетике // Газотурбинные технологии. 2003, № 6. С. 30-31.
- Буров В. Д. Газотурбинные и газопоршневые энергетические установки малой мощности // Горныйжурнал. 2004, специальный выпуск. С. 87-89,133.
- Каталог газотурбинного оборудования // Газотурбинные технологии. 2005. С. 208.
- Салихов А. А., Фаткулин Р. М., Абрахманов P. P., Щаулов В. Ю. Развитие мини-ТЭЦ с применением газопоршневых двигателей в Республике Башкортостан // Новости теплоснабжения. 2003, № 11. С. 24-30.
Данная статья с незначительными изменениями взята из журнала "Турбины и дизели", №1(2) за 2006г.
Автор - В.П. Вершинский, ООО "Газпромэнергосервис".
Грицына В.П.
В связи с многократным ростом тарифов на электроэнергию в России, на многих предприятиях рассматривается вопросы строительства собственных электростанций малой мощности. В ряде регионов разрабатываются программы строительства малых или мини ТЭЦ, в частности, как замена устаревших котельных. На новой малой ТЭЦ, коэффициент использования топлива на которой достигает 90% при полном использовании тела в производстве и для отопления, стоимость получаемой электроэнергии может быть значительно ниже стоимости электроэнергии, получаемой от энергосистемы.
При рассмотрении проектов сооружения малых ТЭС энергетики и специалисты предприятий ориентируются на показатели, достигнутые в большой энергетике. Постоянное совершенствование газовых турбин (ГТУ) для применения в большой энергетике позволило увеличить их кпд до 36% и более, а применение комбинированного парогазового цикла (ПГУ) увеличило электрический кпд ТЭС до 54 %-57%.
Однако, в малой энергетике нецелесообразно рассматривать возможности применения сложных схем комбинированных циклов ПГУ для производства электроэнергии. Кроме того, газовые турбины в сравнении с газовыми двигателями, как приводы электрогенераторов, существенно проигрывают по кпд и эксплуатационным характеристикам, особенно при малых мощностях (менее 10 МВт). Так как в нашей стране ни газовые турбины, ни газопоршневые двигатели пока не получили широкого распространения в малой стационарной энергетике, то выбор конкретного технического решения представляет существенную проблему.
Эта проблема актуальна и для большой энергетики, т.е. для энергосистем. В современных экономических условиях, при отсутствии средств на строительство крупных электростанций по устаревшим проектам, к которым можно уже отнести и отечественный проект ПГУ 325 МВт, спроектированный 5 лет назад. Энергосистемы и РАО ЕЭС России должны обратить специальное внимание на развитие малой энергетики, на объектах которой могут быть опробованы новые технологии, что позволит начать возрождение отечественных турбостроительных и машиностроительных заводов и в дальнейшем перейти на большие мощности.
В последнее десятилетие за рубежом построены крупные дизельные или газомоторные ТЭС мощностью 100-200 Мвт . Электрический кпд дизельных или газомоторных электростанций (ДТЭС) достигает 47%, что превышает показатели ГТУ (36%-37%), однако уступает показателям ПГУ (51%-57%). Электростанции ПГУ включают большую номенклатуру оборудования: газовую турбину, паровой котел-утилизатор, паровую турбину, конденсатор, систему водоподготовки (плюс еще дожимной компрессор, если сжигается природный газ низкого или среднего давления. Дизель-генераторы могут работать на тяжелом топливе, которое в 2 раза дешевле, чем газотурбинное топливо и могут работать на газе низкого давления без применения дожимных компрессоров. По оценке фирмы S.E.M.T. PIELSTICK , полные затраты в течение 15 лет на эксплуатацию дизельного энергоблока мощностью 20 МВт в 2 раза меньше, чем для газотурбинной ТЭС той же мощности при использовании жидкого топлива обеими энергоустановками.
Перспективным Российским производителем дизельных энергоблоков до 22 МВт является Брянский машиностроительный завод, который предлагает заказчикам энергоблоки с повышенным кпд до 50% для работы, как на тяжелом топливе с вязкостью до 700 сСт при 50 С и содержанием серы до 5%, так и для работы на газообразном топливе.
Вариант крупной дизельной ТЭС может оказаться предпочтительнее, чем газотурбинная энергоустановка.
В малой энергетике при мощностях агрегатов менее 10 Мвт преимущества современных дизель-генераторов проявляются еще в большей мере.
Рассмотрим три варианта ТЭС с газотурбинными установками и газопоршневыми двигателями.
Коэффициент использования топлива у первых двух вариантов электростанций (при различном электрическом кпд) за счет теплоснабжения могут достигать 80%-94%, как в случае применения газовых турбин, так и для моторного привода.
Экономичность всех вариантов электростанций зависит от надежности и экономичности прежде всего "первой ступени" -привода электрогенератора.
Энтузиасты применения малых газовых турбин агитируют за их широкое применение, отмечая более высокую удельную мощность. Например, в [ 1 ] сообщается, что Elliot Energy Systems (в 1998-1999 г.) cоздает распределительную сеть из 240 дистрибьюторов в Северной Америке с обеспечением инжиниринговой и сервисной поддержки для продажи "микро"-газовых турбин. Энергосистема заказала изготовление 45 кВт турбины, которая должна была быть готова к поставкам в августе 1998 г. Там же указывалось, что электрический кпд турбины достигает 17%, и отмечается, что надежность газовых турбин выше, чем у дизель-генераторов.
Это утверждение верно с точностью наоборот!
Если взглянуть на табл. 1. то мы увидим, что в таком широком диапазоне от сотен кВт до десятков Мвт, кпд моторного привода на 13%-17% выше. Обозначенный ресурс моторного привода фирмы "Вяртсиля" означает гарантированный ресурс до полного капитального ремонта. Ресурс новых газовых турбин, -это расчетный ресурс, подтвержденный испытаниями, но не статистикой работы в реальной эксплуатации. По многочисленным источникам ресурс газовых турбин составляет 30-60 тыс. часов с уменьшением при уменьшении мощности. Ресурс дизелей зарубежного производства составляет 40-100 тысяч часов и более.
Табл.1
Основные технические параметры приводов электрогенераторов
Г-газотурбинная энергоустановка, Д-газопоршневая генераторная установка Вяртсиля.
Д - дизель из каталога Газпрома
*Минимальная величина требуемого давления топливного газа=48 ата!!
Эксплуатационные характеристики
Электрический кпд (и мощность)
электрогенератора с приводом от газового двигателя по данным фирмы Вяртсиля при снижении нагрузки со 100% до 50% кпд меняется слабо.
КПД газового двигателем практически не изменяется до 25 оС.
Мощность газовой турбины равномерно падает от -30 оС до +30 оС.
При температурах выше 40 оС уменьшение мощности газовой турбины (от номинала) составляет 20%.
Время запуска
газового двигателя с 0 до 100% нагрузки составляет менее минуты и экстренно за 20 секунд . Для запуска газовой турбины требуется около 9 мин .
Давление подачи газа
для газовой турбины должно быть 16-20 бар.
Давление газа в сети для газового двигателя может быть 4 бар (абс) и даже 1,15 бар для двигателя 175 SG.
Капитальные затраты
на ТЭЦ мощностью около 1 Мвт, по оценке специалистов "Вяртсиля" составляют для газотурбинной $1400/ kВт и $900/кВт для газопоршневой ЭУ.
Применение комбинированного цикла
на малых ТЭЦ, путем установки дополнительно паровой турбины нецелесообразно, так как увеличивает вдвое количество тепломеханического оборудования, площадь машзала и количество обслуживающего персонала при увеличении мощности только в 1.5 раза.
При снижении мощности ПГУ с 325 Мвт до 22 Мвт по данным завода НПП "Машпроект" (Украина, г. Николаев) парадный кпд энергоустановки снижается с 51,5 %до 43,6%.
КПД дизельэнергоблока (на газовом топливе) мощностью 20-10 Мвт составляет 43,3 %. Отметим, что в летнее время на ТЭЦ с дизельным агрегатом горячее водоснабжение может обеспечиваться от системы охлаждения двигателя.
Расчеты по конкурентоспособности электростанций, базирующихся на газовых двигателях показали, что себестоимость электроэнергии на малых (1-1,5 Мвт) электростанциях составляет приблизительно 4,5 цента/ кВт.ч), а на крупных 32-40 Мвт с газовыми двигателями станциях 3,8 цента США/кВт.ч.
Согласно аналогичному методу расчета электроэнергия конденсационной АЭС стоит примерно 5,5 центов США /кВт.ч. , а угольной КЭС примерно 5,9 центов. США/кВт.ч. По сравнению с угольной КЭС станция с газовыми двигателями вырабатывает электроэнергию на 30% дешевле.
Стоимость электроэнергии, производимой микротурбинами, по другим данным оценивается в пределах от $0,06 до $0,10/ кВт.ч
Ожидаемая цена за полнокомплектный газотурбинный генератор 75 кВт (США) составляет $40,000, что соответствует удельной стоимость для более крупных (более 1000 кВт) энергоустановок. Большим преимуществом энергоблоков с газовыми турбинами являются меньшие габариты, в 3 и более раз меньший вес.
Отметим, что удельная стоимость электрогенераторных установок российского производства на базе автомобильных двигателей мощностью 50-150 КВт может оказаться в несколько раз меньше, чем упомянутые турбоблоки (США), учитывая серийность производства двигателей и меньшую стоимость материалов.
Приведем мнение датских специалистов , оценивающих свой опыт внедрения малых энергоустановок.
"Инвестиции в завершенную, построенную под ключ ТЭЦ, работающую на природном газе, мощностью 0,5-40 Мвт составляют 6,5-4,5 млн. датских крон на 1 МВт (1 крона была примерно равна 1 рублю летом 1998 г.). ТЭЦ комбинированного цикла мощностью ниже 50 Мвт достигнет электрического кпд= 40-44 %.
Эксплуатационные расходы на смазочные масла, техническое обслуживание и содержание персонала на ТЭЦ достигают 0,02 дат кроны за 1 кВт.ч, производимого на газовых турбинах. На ТЭЦ с газовыми двигателями эксплуатационные расходы составляют около 0,06 дат. крон на 1 кВт.ч. При текущих ценах на электроэнергию в Дании высокая производительность газовых двигателей более, чем компенсирует их более высокие эксплуатационные расходы.
Датские специалисты считают, что большинство ТЭЦ мощностью ниже 10 Мвт в ближайшие годы будут оснащены газовыми двигателями".
Выводы
Приведенные оценки, казалось бы, однозначно показывают преимущества моторного привода при малых мощностях энергоустановок.
Однако, в настоящее время мощность предлагаемого моторного привода российского производства на природном газе не превышает мощность 800 кВт-1500 кВт (завод РУМО, Н-Новгород и Коломенский машзавод), а турбоприводы большей мощности могут предложить несколько заводов.
Два завода в России: з-д им. Климова (С-Петербург) и Пермские Моторы готовы поставлять полнокомплектные энергоблоки мини-ТЭЦ с котлами-утилизаторами.
В случае организации регионального сервисного центра вопросы техобслуживания и ремонта малых турбин турбин могут решаться путем замены турбины на резервную за 2-4 часа и ее дальнейшим ремонтом в заводских условиях техцентра.
КПД газовых турбин в настоящее время может быть повышен на 20-30 %
путем применения энергетического впрыска пара в газовую турбину (цикл STIG или парогазовый цикл в одной турбине). Это техническое решение в предыдущие годы было проверено в полномасштабных натурных испытаниях энергетической установки "Водолей" в г. Николаеве (Украина) НПП "Машпроект" и ПО "Заря", что позволило увеличить мощность турбоагрегата с 16 до 25 Мвт а кпд был увеличен с 32,8 %до 41,8%.
Ничего не мешает перенести этот опыт на меньшие мощности и реализовать, таким образом, ПГУ в серийной поставке. В этом случае электрический кпд сравнивается с кпд дизелей, а удельная мощность возрастает настолько, что капитальные затраты могут быть на 50% ниже, чем на ТЭЦ с газомоторным приводом, что весьма привлекательно.
Данное рассмотрение проведено с целью показать: что при рассмотрении вариантов строительства электростанций в России, а тем более направлений создания программы строительства энергоустановок, необходимо рассматривать не отдельные варианты, которые могут предлагать проектные организации, а широкий перечень вопросов с учетом возможностей и интересов отечественных и региональных производителей оборудования.
Литература
1. Power Value, Vol.2, No.4, July/August 1998 , USA, Ventura, CA.
The Small Turbine Marketplace
Stan Price, Northwest Energy Efficiency Council, Seattle, Washington and Portland, Oregon
2. Новые направления энергопроизводства Финляндии
АСКО ВУОРИНЕН, доц. техн. наук, АО Вяртсила NSD Corporation, "ЭНЕРГЕТИК" -11.1997. стр.22
3. Централизованное теплоснабжение. Исследование и разработка технологии в Дании. Министерство энергетики. Управление энергетики,1993 г.
4. DIESEL POWER PLANTS. S.E.M.T. PIELSTICK. Проспект выставки POWERTEK 2000, 14-17 марта 2000 г.
5. Электростанции и электроагрегаты, рекомендованные к применению на объектах ОАО "ГАЗПРОМ". КАТАЛОГ. Москва 1999 г.
6. Дизельная электрическая станция. Проспект ОАО "Брянский машиностроительный завод". 1999г. Проспект выставки POWERTEK 2000/
7. НК-900Э Блочно-модульная теплоэлектростанция. ОАО Самарский научно-технический комплекс им. Н.Д. Кузнецова. Проспект выставки POWERTEK 2000
§ 45. Турбинные установки
Судовые турбины служат для преобразования тепловой энергии пара или газа в механическую работу. Метод превращения энергии в турбине не зависит от рабочего тела, которое используется в турбине. Поэтому рабочие процессы, протекающие в паровых турбинах, не имеют существенного отличия от рабочих процессов, протекающих в газовых турбинах, а основные принципы проектирования паровых и газовых турбин одинаковы.Свежий пар или газ, поступая в сопло, являющееся направляющим аппаратом, расширяется, потенциальная энергия превращается в кинетическую, и пар или газ приобретают значительную скорость. По выходе из сопла пар или газ попадает в каналы рабочих лопаток, насаженных на обод турбинного диска, сидящего на валу турбины. Рабочее тело давит на изогнутые поверхности рабочих лопаток, заставляя диск с валом вращаться. Совокупность рассматриваемых таких направляющих аппаратов (сопел) и рабочих лопаток на турбинном диске называется ступенью турбины . Турбины, имеющие лишь одну ступень, называются одноступенчатыми в отличие от многоступенчатых турбин.
Турбины по принципу работы рабочего тела (пара или газа) разделяют на две основные группы. Турбины, в которых расширение, пара или газа происходит только в неподвижных направляющих аппаратах, а на рабочих лопатках используется лишь их кинетическая энергия, называются активными . Турбины, в которых расширение пара или газа происходит также и при движении рабочего тела в каналах рабочих лопаток, называются реактивными. Турбины вращаются только в одну сторону и являются нереверсивными, т. е. они не могут изменять направление вращения. Поэтому на одном валу с главными турбинами переднего хода обычно предусматривают турбины заднего хода. Мощность судовых турбин заднего хода не превышает 40-50% мощности турбин переднего хода. Поскольку эти турбины не должны обеспечивать высокую экономичность в работе, число ступеней в них невелико.
Судовые паротурбинные установки, работающие при начальном давлении пара 40-50 атм и температуре пара 450-480° С, имеют экономический к. п. д. 24-27%.
Экономическим (эффективным) к. п. д. называется отношение тепла, превращенного в полезную работу, к теплу, развивающемуся при полном сгорании затраченного топлива. Эффективный к. п. д. характеризует экономичность двигателя. При повышении давления до 70-80 атм и температуры пара до 500- 550° С экономический к. п. д. возрастает до 29-31%. Дальнейшее повышение начального давления пара и совершенствование установок позволит увеличить к. п. д. судовой паротурбинной установки примерно до 35%.
Работа над судовыми газотурбинными установками (ГТУ) по существу носит еще экспериментальный характер, так как все еще не создано их серийной конструкции.
Газовая турбина отличается от паровой тем, что рабочим телом ее является не пар из котлов, а газы, образующиеся при сгорании топлива в специальных камерах.
Устройство и работа газовой турбины аналогичны устройству и работе паровой турбины. Они также бывают активные или реактивные, однокорпусные, многокорпусные и т. п. Отличаются газовые турбины от паровых более высокими температурными нагрузками: температура горячих газов бывает в пределах 700-800° С. Разница в температурном режиме уменьшает ресурсы времени работы газовых турбин.
В зависимости от способа сжатия воздуха и образования горячих газов различают газотурбинные установки с камерой горения и ГТУ со свободно-поршневыми генераторами газа (СПГГ). Отрицательным качеством ГТУ является большая потеря тепла при отводе отработавших газов.
Методом повышения экономичности ГТУ является использование тепла отработавших газов для подогрева воздуха, поступающего в камеру сгорания, так называемая регенерация.
Применение регенерации с одновременным двухступенчатым сжатием воздуха повышает эффективный к. п. д. установки до 28-30%. Такие ГТУ находят применение в качестве судовых силовых установок.
В судовой газотурбинной установке с камерой горения (рис.69) атмосферный воздух засасывается, сжимается компрессором низкого давления 1, располагаемым на одном валу с газовой турбиной 5, и направляется в холодильник 2, охлаждаемый забортной водой. Охлажденный воздух поступает в компрессор высокого давления 3, где снова сжимается до более высокого давления, после чего подается в регенератор 4, откуда подогретый отработавшими газами идет в камеру горения 6, где сгорает подающееся туда топливо. Продукты сгорания расширяются в газовой турбине 5 и через регенератор, отдав в нем часть тепла воздуху, выходят в атмосферу или используются в утилизационном котле.
Рис. 69. Схема газотурбинной установки с регенерацией и двухступенчатым сжатием воздуха.
Энергия, развиваемая в газовой турбине, не полностью используется по основному назначению, а частично расходуется на привод компрессоров. Для запуска газовой турбины ее необходимо раскрутить пусковыми электромоторами.
Газотурбинная установка со свободно-поршневым генератором газа (СПГГ) представляет собой активную или реактивную турбину и дизельный цилиндр, в котором происходит сжигание топлива. Комбинированная газотурбинная установка с СПГГ показана на рис. 70.
Цилиндр СПГГ 1 имеет два рабочих поршня 2 на одних штоках с поршнями компрессоров 3. При сгорании смеси воздуха с топливом, подаваемым через форсунку 11, газы в цилиндре расширяются, раздвигая поршни. В полостях 6 компрессорных цилиндров 5 создается разряжение и через клапаны 7 атмосферный воздух засасывается. Одновременно в полости 4 компрессорных цилиндров воздух сжимается и рабочие поршни возвращаются в исходное положение.
При расхождении поршней в цилиндре открываются сначала выхлопные окна 9, а затем продуваются окна 10. Отработанные газы через выхлопные окна поступают в ресивер 8 и оттуда - в газовую турбину 12.
При обратном ходе компрессорных поршней выхлопные и продувочные окна закрываются, воздух из полости 6 нагнетается в продувочный ресивер, а воздух в рабочем цилиндре сжимается. В конце сжатия температура воздуха поднимается и впрыснутое в этот момент форсункой топливо воспламеняется. Начинается новый цикл работы свободно-поршневого генератора газа.
Эффективный к. п. д. такой комбинированной газотурбинной установки с СПГГ приближается к 40%, что делает выгодной их установку на судах. Газотурбинные установки с СПГГ перспективны и будут широко использоваться на судах в качестве главных двигателей.
Рис. 70. Схема газотурбинной установки со свободно-поршневым
генератором газа (СПГГ).
Судовые ядерные установки служат для получения тепловой энергии в результате деления ядер расщепляющихся элементов, которое происходит в аппаратах, называемых ядерными реакторами. Суда с такими установками имеют практически неограниченную дальность плавания.
Энергия, выделяемая реакцией деления ядер при использовании 1 кг урана, примерно равна энергии, получаемой при сжигании 1400 т мазута. Суточный расход ядерного топлива на транспортных судах исчисляется лишь десятками граммов. Срок смены тепловыделяющих элементов в судовых реакторах равен двумтрем годам. Несмотря на большой вес ядерной установки, вызванный большим весом биологической защиты, полезная грузоподъемность судов с ядерными установками, значительно больше грузоподъемности судов равных размерений, имеющих общепринятые силовые установки. Увеличение грузоподъемности на этих судах объясняется отсутствием на них обычного топлива.
Для повышения скорости движения судов применение установок, работающих на ядерной энергии, является экономически выгодным, позволяет повысить мощность силовых установок без резкого увеличения их веса. Решающим преимуществом судовых ядерных установок является отсутствие потребности в воздухе при их работе. Эта особенность позволяет решить проблему длительного движения судов под водой. Как известно, суда, плавая под водой, в однородной среде, встречают меньшее сопротивление, чем надводные суда, и, следовательно, при равных мощностях двигателей могут развивать большие скорости. Подводные транспорты большого водоизмещения могут быть значительно выгоднее в эксплуатации, чем надводные суда того же водоизмещения.
В качестве ядерного топлива для современных судовых реакторов применяется искусственно обогащенный уран с содержанием изотопа U 235 в количестве 3-5%.
Та часть реактора, в которой совершается цепная реакция, называется активной зоной. В эту зону вводят особое вещество - замедлитель нейтронов, замедляющее движение нейтронов до скорости теплового движения. В качестве замедлителя применяется простая вода (Н 2 0), тяжелая вода (D 2 0), бериллий или графит.
По типу активной зоны реакторы делят на гомогенные и гетерогенные. В гомогенных реакторах ядерное топливо и замедлитель представляют собой однородную смесь. В гетерогенных реакторах ядерное топливо располагается в замедлителе в виде стержней или пластин, называемых тепловыделяющими элементами. В судовых ядерных силовых установках применяется единственный тип - гетерогенные реакторы.
При совершении ядерной реакции около 80% энергии превращается в тепло, а 20% выделяется в виде излучений (а, в и у), а- и в-излучения особенной опасности не представляют. Но вот у-излучения и нейтронные излучения, обладающие большой проникающей способностью, вызывают вторичное излучение во многих материалах. При этом излучении в организме человека возникают тяжелые заболевания. Для предотвращения такого излучения ядерные силовые установки должны иметь надежную защиту, называемую биологической. Биологическую защиту обычно выполняют из металла, воды и бетона, она имеет значительные габариты и вес.
Наиболее мощной и технически совершенной судовой ядерной силовой установкой на гражданских судах является силовая установка на ледоколе «Ленин» - самом мощном ледоколе в мире.
Мощность четырех его турбин равна 44 000 л. с.
Главная энергетическая установка ледокола «Ленин» выполнена по следующей схеме (рис. 71). На ледоколе установлены три реактора 1 со стабилизаторами давления 2 в первом контуре. Замедлителем и теплоносителем служит обычная вода под давлением около 200 атм. Вода реактора подается в парогенераторы 3 при температуре около 325° С циркуляционными электронасосами 4. В парогенераторах получается пар второго контура под давлением 29 атм и с температурой 310° С, который приводит в действие четыре паровых турбогенератора 5. Отработавший пар проходит через конденсаторы 6 в виде конденсата и используется снова, совершая работу по замкнутому циклу.
Реакторы, парогенераторы и насосы активной зоны окружены биологической защитой из слоя воды и стальных плит толщиной 300-420 мм.
Судовые турбореактивные двигатели применяются на судах на подводных крыльях или на судах специального назначения. Часто встречающаяся схема турбореактивного двигателя приведена на рис. 72.
Рис. 71. Схема энергетической установки ледокола «Ленин»
При движении двигателя влево (по стрелке А) воздух поступает в его корпус и сжимается турбокомпрессором 1. Сжатый воздух подается в камеру горения 2, в которой сгорает поступающее одновременно топливо. Из камеры 2 продукты сгорания направляются в газовую турбину 3. В турбине газы частично расширяются, совершая этим работу для привода турбокомпрессора. Дальнейшее расширение газа происходит в сопле 4, откуда он с большой скоростью вырывается в атмосферу. Реакция вытекающей струи обеспечивает движение судна.
Парогазовая турбинная установка, работающая по циклу Вальтера, была применена на немецких подводных лодках во второй мировой войне с целью увеличения их скорости в подводном положении. Лодка с такой установкой могла в течение 5-6 ч развивать большие скорости подводного хода, доходящие до 22-25 узл.
Окислителем в этом цикле служила перекись водорода высокой (80%) концентраций, которая в присутствии катализатора разлагается в специальной камере на водяной пар и кислород, выделяя значительное количество тепла. В камере горения в кислороде сжигалось жидкое топливо с одновременным впрыскиванием туда же пресной воды. Энергия получающейся парогазовой смеси с высоким давлением и высокой температурой использовалась в парогазовой турбине. Отработавшая парогазовая смесь охлаждалась в конденсаторе, где водяной пар превращался в воду и поступал опять в систему, питательной воды, а углекислота откачивалась за борт.
Основными недостатками этих установок являлась малая дальность плавания лодок максимальными ходами, повышенная пожароопасность из-за наличия на лодке большого количества перекиси водорода, зависимость их нормальной работы от глубины погружения и высокая стоимость как самой установки, так и ее эксплуатации.
В Англии в послевоенные годы была построена подводная лодка «Эксилорер» с силовой установкой такого типа. На проведенных испытаниях было определено, что стоимость ее одного ходового часа эквивалентна стоимости 12,5 кг золота.
Вперед
Оглавление
Назад
Принцип действия газотурбинных установок
Рис.1. Схема ГТУ с одновальным ГТД простого цикла
В компрессор (1) газотурбинного силового агрегата подается чистый воздух. Под высоким давлением воздух из компрессора направляется в камеру сгорания (2), куда подается и основное топливо - газ. Смесь воспламеняется. При сгорании газовоздушной смеси образуется энергия в виде потока раскаленных газов. Этот поток с высокой скоростью устремляется на рабочее колесо турбины (3) и вращает его. Вращательная кинетическая энергия через вал турбины приводит в действие компрессор и электрический генератор (4). С клемм электрогенератора произведенное электричество, обычно через трансформатор, направляется в электросеть, к потребителям энергии.
Газовые турбины описываются термодинамическим циклом Брайтона Цикл Брайтона/Джоуля - термодинамический цикл, описывающий рабочие процессы газотурбинного, турбореактивного и прямоточного воздушно-реактивного двигателей внутреннего сгорания, а также газотурбинных двигателей внешнего сгорания с замкнутым контуром газообразного (однофазного) рабочего тела.
Цикл назван в честь американского инженера Джорджа Брайтона, который изобрёл поршневой двигатель внутреннего сгорания, работавший по этому циклу.
Иногда этот цикл называют также циклом Джоуля - в честь английского физика Джеймса Джоуля, установившего механический эквивалент тепла.
Рис.2. P,V диаграмма цикла Брайтона
Идеальный цикл Брайтона состоит из процессов:
- 1-2 Изоэнтропическое сжатие.
- 2-3 Изобарический подвод теплоты.
- 3-4 Изоэнтропическое расширение.
- 4-1 Изобарический отвод теплоты.
С учётом отличий реальных адиабатических процессов расширения и сжатия от изоэнтропических, строится реальный цикл Брайтона (1-2p-3-4p-1 на T-S диаграмме)(рис.3)
Рис.3. T-S диаграмма цикла Брайтона
Идеального (1-2-3-4-1)
Реального (1-2p-3-4p-1)
Термический КПД идеального цикла Брайтона принято выражать формулой:
- где П = p2 / p1 - степень повышения давления в процессе изоэнтропийного сжатия (1-2);
- k - показатель адиабаты (для воздуха равный 1,4)
Следует особо отметить, что этот общепринятый способ вычисления КПД цикла затемняет суть происходящего процесса. Предельный КПД термодинамического цикла вычисляется через отношение температур по формуле Карно:
- где T1 - температура холодильника;
- T2 - температура нагревателя.
Ровно это же отношение температур можно выразить через величину применяемых в цикле отношений давлений и показатель адиабаты:
Таким образом КПД цикла Брайтона, зависит от начальной и конечной температур цикла ровно так же, как и КПД цикла Карно. При бесконечно малой величине нагрева рабочего тела по линии (2-3) процесс можно считать изотермическим и полностью эквивалентным циклу Карно. Величина нагрева рабочего тела T3 при изобарическом процессе определяет величину работы отнесённую к количеству использованного в цикле рабочего тела, но ни каким образом не влияет на термический КПД цикла. Однако при практической реализации цикла нагрев обычно производится до возможно больших величин ограниченных жаростойкостью применяемых материалов с целью минимизировать размеры механизмов осуществляющих сжатие и расширение рабочего тела.
На практике, трение и турбулентность вызывают:
- Неадиабатическое сжатие: для данного общего коэффициента давления температура нагнетания компрессора выше идеальной.
- Неадиабатическое расширение: хотя температура турбины падает до уровня, необходимого для работы, на компрессор это не влияет, коэффициент давления выше, в результате, расширения не достаточно для обеспечения полезной работы.
- Потери давления в воздухозаборнике, камере сгорания и на выходе: в результате, расширения не достаточно для обеспечения полезной работы.
Как и во всех циклических тепловых двигателях, чем выше температура сгорания, тем выше КПД. Сдерживающим фактором является способность стали, никеля, керамики или других материалов, из которых состоит двигатель, выдерживать температуру и давление. Значительная часть инженерных разработок направлена на то, чтобы отводить тепло от частей турбины. Большинство турбин также пытаются рекуперировать тепло выхлопных газов, которые, в противном случае, теряется впустую.
Рекуператоры - это теплообменники, которые передают тепло выхлопных газов сжатому воздуху перед сгоранием. При комбинированном цикле тепло передается системам паровых турбин. И при комбинированном производстве тепла и электроэнергии (когенерация) отработанное тепло используется для производства горячей воды.
Механически газовые турбины могут быть значительно проще, чем поршневые двигатели внутреннего сгорания. Простые турбины могут иметь одну движущуюся часть: вал/компрессор/турбина/альтернативный ротор в сборе (см. изображение ниже), не учитывая топливную систему.
Рис.4. Эта машина имеет одноступенчатый радиальный компрессор,
турбину, рекуператор, и воздушные подшипники.
Более сложные турбины (те, которые используются в современных реактивных двигателях), могут иметь несколько валов (катушек), сотни турбинных лопаток, движущихся статорных лезвий, а также обширную систему сложных трубопроводов, камер сгорания и теплообменников.
Как правило, чем меньше двигатель, тем выше должна быть частота вращения вала(ов), необходимая для поддержания максимальной линейной скорости лопаток.
Максимальная скорость турбинных лопаток определяет максимальное давление, которое может быть достигнуто, что приводит к получению максимальной мощности, независимо от размера двигателя. Реактивный двигатель вращается с частотой около 10000 об/мин и микро-турбина - с частотой около 100000 об/мин.
