Расчет тепловой схемы газотурбинной установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Предисловие

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



Таблица 1

Основные технико-экономические характеристики отечественных ГТУ

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

Таблица 2

Основные технико-экономические характеристики зарубежных ГТУ

Установка и изготовитель	Марка и тип двигателя	Номинальная мощность, МВт	Начальная температура газов,К	Расход воздуха, кг/с	Степень повышения давления	Формула исполнения турбины (число валов)	Частота вращения валов, мин-1	Эффективный КПД установки, %	Удельный расход условного топлива, кг/кВт•ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Приводные установки
ГТК-10И, ДЖИИ США	MS 3002 промышл.	10,0	1198,0	52,0	8,2	1+1	7100 6500	25,1	0,490
ГТНР-10И, ДЖИИ США	MS 3002R промышл.	10,0	1198,0	52,0	8,2	1+1	7100 6500	34,4	0,356
ГТН-25И, ДЖИИ США	MS 5002 промышл.	25,0	1223,0	117,0	8,2	1+1	5100 4670	27,2	0,452
ГТНР-25И, ДЖИИ США	MS 5002R промышл.	25,0	1223,0	117,0	8,2	1+1	5100 4670	36,3	0,341
ГТН-50И, ДЖИИ США	MS 7002R промышл.	45,0	1223,0	239,0	8,2	1+1	3600 3020	27,5	0,447
ГТК-10И, Ин- терсолренд, Ве- ликобритания	промышл.	10,3	-	-	-	-	-	25,7	0,476
Аврора, г.Брно, Чехия	промышл.	6,0	-	-	-	1+1	-	28,0	0,436
ДОН-2, г.Брно, Чехия	промышл.	6,5	-	-	-	1+1	-	30,5	0,400
Коберра-182, США	АВИА	12,5	1173,0	78,0	10,0	1+1	7500 5000	28,0	0,436
Коберра-2000, США, Купер- Ролла	АВИА	14,5	1149,0	-	9,2	2+1	7600 5500	28,0	0,436
Коберра-6000, RB-211	АВИА	27,0	1437,0	-	20,0	1+1+1	6550 9255 4800	35,6	0,345
GT-10 АББ Швеция	промышл.	23,0	1413,0	-	13,6	2+2	9770 7700	38	0,351
PGT-10 Италия	промышл.	10,5	1343,0	-	14,0	2+2	10600 7900	32,6	0,377
Торнадо, Растон Великобритания	АВИА	6,34	1273,0	27,2	12,1	-	- 10000	31,0	0,397
Центавр, Солар, США	АВИА	3,5	-	-	-	-	-	28,0	0,436
ГТА-12, Кларк, США	ДИ-270 G	12,83	1200,0	57,2	15,0	-	- 5000	33,5	0,368
ГПА-20, Зульцер Швейцария	SR-10	20,7	-	74,3	13,5	-	- 7700	33,1	0,372
Коберра-6462, США	АВИА	25,3	1422,0	90,0	19,2	-	- 4800	36,3	0,339
LM-2500 ДЖИИ США	АВИА	22,0 27,6	1498,0	66,0	18,7	2+6	5100 3430	35,5 38	0,346 0,324
LM-5000 ДЖИИ США	АВИА	33,3	1497,0	125,4	30,0	-	- 3600	37,8	0,326
Энергетические установки
MS-60 CJB, ДЖИИ, США	промышл.	37,5	1377,0	138,0	11,5	-	- 3600	31,0	0,397
LGT-11/8 АВВ, Швейцария	промышл.	220,0	-	313,3	55,0	-	- 3600	84,0 (с утил.)	0,146 (с утил.)
TG-50, ФИАТ, Италия	промышл.	100,0	-	386,4	12,0	-	3000	31,0	0,397
V-84 KWU, Германия3600	промышл.	95,2	1403,0	359,0	14,2	-	3600	31,5	0,391
W 50/D, Великобритания	промышл.	95,2	1403,0	359,0	14,2	-	- 3600	31,5	0,391
GTBE, АВВ, Швейцария	промышл.	148,0	-	-	-	-	- 3600	34,0	0,362
ALSTOM, ДЖИИ, США	9 FM, Frame промышл.	212,2	1533,0	-	-	-	- 3000	33,8	0,363
TG-50 ФИАТ, Италия	промышл.	128,3	-	-	14,0	-	- 3000	33,0	0,372
MW 701, Мицу- биси, Япония	промышл.	130,55	-	-	-	-	- 3000	34,4	0,357
MW 701 DA, Мицубиси, Япо- ния	промышл.	136,9	-	-	14,0	-	- 3000	34,4	0,357
701 F Мицубиси, Япония	промышл.	221,1	1533,0	-	-	-	- 3000	35,9	0,343
Сименс/KWU, Германия	V 94,3 промышл.	200,0	-	-	-	-	-	35,0	0,351
Сименс /KWU, Германия	V 94,2 промышл.	150,2	-	-	-	-	-	32,5	0,379
ALSTOM ДЖИИ, США	9 F(PG-9161), Frame промышл.	123,4	1373,0	404,0	12,2	-	- 3600	33,1	0,371

Таблица 3

Перечень типов ГГПА, планируемых в 2003-2006 г.г. к пусконаладочным работам

№ п/п	Завод-изготовитель	Тип ГПА (двигателей)	Количество, шт.	Примечание
1.	СМПО им. Фрунзе	ГПА-Ц-16С	68
2.	НПО «Искра»	ГПА-16 ДКС-04 «Урал»	11
3.	СМПО им. Фрунзе	ГПА-Ц-16С (сух)	15
4.	КМПО	ГПА-16 «Волга» (ДГ90) (сух)	5
5.	НПО «Искра»	ГПА-16 «Урал»	48
6.	ЗАО «Киров- Энергомаш»	ГПА-16 «Нева» (ДГ90)	7
7.	ЗАО «Искра- Авиагаз»	ГПА-16РП «Урал»	6
8.	ЗАО «Уфа- Авиагаз»	ГПА-16Р Уфа (АЛ-31)	5
9.	ЗАО «Киров- Энергомаш»	ГПА-16Р «Нева» (ДГ90)	12
10.	КМПО	ГПА-16 «Волга» (НК-38СТ)	3
11.	ЗАО «Киров- Энергомаш»	ГПА-16 «Нева» (АЛ-31СТ)	4
12.	ЗАО «Искра- Авиагаз»	ГПУ-16П «Урал»	5
13.	НПО «Искра»	ГПА-16М «Урал»	1
14.	ЗАО «Искра- Авиагаз»	ГПА-16Р «Урал»	4
15.	НЗЛ	ГТНР-16	2
16.	ЗАО «Искра- Авиагаз»	ГПА-16УТГ «Урал»	7
17.	НПО «Искра»	ГПА-10 ДКС-01 «Урал»	12
18.	НПО «Искра»	ГПА-10 ПХГ-01 «Урал»	23
19.	ЗАО «Самара- Авиагаз»	ГПА-Ц-10Б	8
20.	НПО «Сатурн»	ГТГ-10РМ	4
21.	Альстом Пауэр	Балтика-25	6
22.	ЗАО «Самара- Авиагаз»	ГПА-Ц- -25 (НК-36СТ)	2
23.	ЗАО «Искра- Авиагаз»	ГПА-25Р «Урал»	3
24.	ОАО «Моторостроитель»	ГПА-25 «Нева»	4
25.	НПО «Искра»	ГПА-12 «Урал»	8
26.	ЗАО «Искра- Авиагаз»	ГПА-12Р «Урал»	8
27.	ЗАО «Искра- Авиагаз»	ГПА-12РТ	6
28.	СМПО им. Фрунзе	ГПА-Ц-18 ПХГ 26/2,2	1
29.	СМПО им. Фрунзе	ГПА-Ц-18 ПХГ 56/2,2	1
30.	НПО «Искра»	ГПА-4ПХГ «Урал»	4
31.	НПО «Сатурн»	ГПА-4 РМ	7
32.	УТМЗ	ГТНУ-6	1
33.	ПО «Заря»	ГПА-МЖ59.02 с КМЧ	2

Расход воды при водоиспарительном охлаждении как на входе в первый компрессор, так и при промежуточном ВИО составляет несколько процентов от расхода воздуха в ГТУ. Важно не допускать наличия капельной влаги на входе компрессора и влажного сжатия в его первых ступенях, а впрыскиваемая вода должна быть химически очищенная (или технический дистиллят).

На рис.4 показан процесс сжатия воздуха в трех каскадном компрессоре без охлаждения и с внутренним водоиспарительным охлаждением между компрессорами. В обоих случаях работа сжатия в трех каскадном компрессоре (линия 3-4*) меньше работы сжатия в однокаскадном компрессоре (линия 3-4) благодаря использованию оптимального облопачивания и частоты вращения в каждом каскаде и выравниванию потока между компрессорами. Однако выигрыш в работе сжатия при водоиспарительном охлаждении получается значительно больше, чем без охлаждения (см. заштрихованные площади рис.4а и б). Снижение температуры воздуха на входе в каждый последующий компрессор при ВИО составляет 40-50°С, а расход воды на испарение 3-5% от расхода воздуха ГТУ. Следует также иметь в виду, что степень повышения давления должна нарастать от КНД к КВД, а число ступеней необходимо делать нечетным в каждом компрессоре, например 3-5-7(для уменьшения взаимовлияния ступеней и компрессоров друг на друга и уменьшения потерь энергии на сжатие воздуха).

Промежуточный подогрев газа в газотурбинных установках на современном этапе их развития практически не применяется, поскольку для всех рассматриваемых схем ГТУ по технико-экономическим соображениям его использование нецелесообразно.

Отечественные и зарубежные ГТУ ранее выполнялись в основном без регенератора из-за явно неудовлетворительных показателей в эксплуатации регенеративных ГТУ при недостаточно высоких требованиях к очистке воздуха и топливного газа (загрязнение поверхностей нагрева регенератора, резкое увеличение сопротивления по газу, трудность очистки и пр.). Однако в последняя время в связи с резко возросшими требованиями к подготовке воздуха и топливного газа (установка дополнительных фильтров тонкой очистки) вновь возрос интерес к созданию более экономичных регенеративных ГТУ.

Вопросы утилизации тепла в безрегенеративных ГТУ решаются следующими способами: теплофикация и горячее водоснабжение (рис. 1,е), форсированные (контактные) ГТУ (рис.1,ж), выработка механической и электрической энергии, получение холода и водяного дистиллята, применение парогазовых установок (рис.1,з), комплексная утилизация.

При курсовом проектировании разрабатываются простейшие ГТУ, включая одновальные и двухвальные с регенератором и без него. Другие способы утилизации тепла уходящих газов ГТУ рассматриваются как возможные варианты усовершенствования установки с учетом изменения оптимального значения степени повышения давления в цикле и с определением технико-экономических показателей ГТУ в целом.

2. Расчет зависимости КПД ГТУ от степени повышения давления при различных значениях начальных температур воздуха и газа, выбор расчетных значений параметров ГТУ

тепловая схема газотурбинная установка

При курсовом проектировании рассматриваются пять основных вариантов тепловых схем ГТУ: простейшая, с регенерацией, с теплофикацией, монарная ПГУ (или контактная КГТУ), бинарная ПГУ.

Расчет тепловой схемы каждой ГТУ начинается с построения зависимости внутреннего КПД ГТУ _в от степени повышения давления в цикле при различных значениях начальной температуры газа перед турбиной Т₁ и температуры атмосферного воздуха Т₃ с тем, чтобы сразу же оценить влияние этих параметров на работу ГТУ и правильно выбрать их расчетные значения.

Зависимости _в = f() рассчитываются для простейших циклов и ГТУ с теплофикацией, форсировкой и ПГУ по формуле:

, (1)

а для циклов с регенерацией по формуле

, (2)

где _т, _к - КПД соответственно турбины и компрессора;

n - коэффициент потерь давления в ГТУ;

- степень регенерации или доля использования возможного теплоперепада, определяемого разностью температур отработавших газов за турбиной Т₂ и воздуха на выходе из компрессора. При =0 формула 2 преобразуется в формулу 1.

Для рассматриваемых типов ГТУ в расчетах можно принимать _т = _твд = _тнд = 0,86…0,88; _к = 0,85…0,87 при ? 15 (с увеличением _к снижается).

Для ГТУ без регенератора = 1,02-1,04; ₁ = ₂=.

Для КГТУ = 1,05 - 1,07; ₁ = 1,02 - 1,03; ₂ = 1,03 - 1,05.

Для теплофикационных и бинарных ПГУ = 1,06 - 1,08; ₁ = 1,02 - 1,04; ₂ = 1,04 - 1,06.

Для регенеративных ГТУ = 1,08 - 1,1; = ₁ = ₂; m = (к-I)/к; к = c_p/c_v; R = c_p-c_v; к; c_p; R - определяются по графикам прил. 1, рис. 1-5.

Для предварительных расчетов можно принимать для процессов расширения в турбине к_г = 1,33 - 1,35 и к_в = 1,37-1,39 для процесса сжатия в компрессоре.

Зависимости _в=f() при принятых значениях всех коэффициентов _т; _к; ; m; рассчитывают для пяти значений температурного коэффициента =Т₃/Т₁. За исходное значение ₀=Т₃₀/Т₁₀ принимают его величину, определенную по нормализованному значению Т₃₀= 288 К (15°С) и базовому значению Т₁₀, принятому по табл. 1.1 для ГТУ соответствующего типа. Затем находят два значения ₁=Т₃₀/Т₁₁ и ₂=Т₃₀/Т₁₂ при неизменной температуре воздуха Т₃₀ и двух значениях Т₁, взятых на 100°С выше базового значения Т₁₁=Т₁₀+100 и на 100°С ниже - Т₁₂=Т₁₀-100. Далее определяют два других значения при неизменной базовой величине Т₁₀ и двух произвольно взятых значениях Т₃, из которых одно выше, а другое ниже исходного. Например, Т₃₁=273 К - зима и Т₃₂=303 К - лето. Вводя поочередно пять значений в формулу 1 или 2, получают пять графиков зависимости _вмах=f(Т₃) и _вмах=f(Т₁) по относительным значениям _opt каждой кривой _в=f(), с целью определения количественного влияния температур Т₃ и Т₁ на работу данного типа ГТУ и обоснованно выбрать расчетные значения этих температур.

Обычно для Т₃ берется нормальное значение, равное Т₃₀=288 К или же Т₃ указывается в задании. Выбор значения Т₁ определяется используемым материалом лопаток первой ступени турбины, с ориентиром на базовый вариант ГТУ или задание.

Следующим этапом расчета является выбор расчетного значения степени повышения давления _расч для заданного варианта типовой схемы ГТУ.

Для схем без регенерации _расч принимается не выше _расч ? 15 (ориентируясь на уже имеющиеся отечественные цикловые компрессоры), что обычно существенно ниже оптимального значения _opt. Например, для ГТН-25, выполненной по простейшей схеме, при Т₁₀=1223 К и =0,233 _opt=26, обеспечить которое в однокаскадном компрессоре без заметного снижения его КПД, при традиционных принципах проектирования практически невозможно. Приходится ориентироваться на уже существующие и аэродинамически отработанные компрессоры (например, на базовые варианты ГТУ по табл. 1.1).

Для варианта схемы с регенерацией _opt имеет невысокие значения (_opt=5-8), которые легко достигаются в однокаскадном компрессоре с малым числом ступеней, и достаточно высоким значением КПД компрессора _к=0,87-0,89, поэтому для схем ГТУ с регенерацией _расч=_opt.

Для варианта теплофикации и горячего водоснабжения (с подогревателями сетевой воды - ПСВ (рис.2,г).

, (3)

где т, к - индексы, которые относятся соответственно к турбине, компрессору, (газу и воздуху); R - газовая постоянная;

- относительный расход газа через турбину

- расход воздуха через компрессор;

- отношение годового числа часов работы ПСВ к годовому числу часов работы ГТУ (принимаются по согласованию с руководителем проекта);

_вмах - максимальное значение внутреннего КПД цикла ГТУ, полученное расчетом по формуле (1) при _opt;

_вк - КПД водогрейного котла-утилизатора, среднее значение которого _вк = 0,9;

_кс - КПД камеры сгорания, _кс = 0,98 - 0,99;

- 1,06 - 1,08.

При этом варианте утилизируемое тепло определяется площадью г-5-2-ж потребитель получает тепло q_тп= q_сп, соответствующее площади в-3в-4в-1в-3, а теряемое тепло q₂ определяется площадью а-3-5-г (рис.2,г).

При 0 _opt получается значительно ниже _opt простейшей газотурбинной установки и для таких вариантов _расч = _opt, если последнее меньше 15. Если же _opt 15, то _расч выбирается по тем же соображениям, что и для простейших схем ГТУ.

Для вариантов форсированных (контактных) КГТУ (рис. 1, ж)

, (4)

где т или г, к или в и п - индексы, которые относятся соответственно к газовой турбине (газу), компрессору (воздуху) и пару;

- относительный массовый расход топлива, = 0,015…0,03; = 1,05 - 1,08; ₁ = 1,02 - 1,03; ₂ = 1,03 - 1,05;

_вмах - максимальное значение внутреннего КПД ГТУ по зависимости _в=f();

- относительный массовый расход пара, в расчетах курсовой работы = 0,05 - 0,1, а для специально спроектированных современных КГТУ принимают равным до 0,3 и выше.

Значение оптимальной степени повышения давления для контактной установки оказывается существенно ниже аналогичного параметра обычной ГТУ. Поэтому в расчетах следует принимать _расч ? 15.

КПД контактной установки будет выше КПД обычной ГТУ только в том случае, если осуществляется утилизационный подогрев (в котле-утилизаторе) воды или пара, подаваемой в камеру сгорания (рис.1,ж). Степень подогрева воды характеризуется коэффициентом утилизации, который определяет долю теплоты q_ут, подводимой к пароводяному рабочему телу за счет тепла уходящих газов К_ут=(i_e- i_a)/( i_d -i_a) (рис.2,е). При этом часть теряемой теплоты продуктов сгорания, состоящих из газа и пара, используется в утилизационном теплообменнике. Для упрощения анализа свойств контактной установки, работающей на парогазовой смеси, используют раздельное изображение газового и паровго циклов (рис.2,е). При утилизации от газового цикла используется теплота , эквивалентная площади в-5-2-е, а от парового цикла - теплота , эквивалентная площади и-5п-е-л. Чем больше теплота утилизации ₌₊(рис.2,е), тем меньше затраты теплоты сгорания топлива в паровой части при заданном расходе воды или больше расход воды (пара) при заданном расходе топлива.

При отсутствии утилизации затраты возрастают, её количество зависит от температуры вводимой воды (рис.2,е, точка а). При этом экономичность контактной установки будет несколько ниже экономичности обычной ГТУ.

Для детального расчета тепловой схемы контактной ГТУ используются зависимости, приведенные в литературе [1,2].

Для варианта бинарной парогазовой установки (ПГУ) или выработки дополнительной механической или электрической энергии (рис.1,з).

, (5)

з_ут= (i₂- i₅)/( i₂ -i₃)= (Т₂- Т₅)/( Т₂ -Т₃) - КПД утилизации (рис.2, д);

- КПД парового контура, который в предварительных расчетах можно принимать равным = 0,30 - 0,33; = 1,08 - 1,1.

Для варианта бинарной ПГУ значение получаются существенно ниже, чем для простейшей схемы, но все же выше значений, допустимых для однокаскадных компрессоров, и поэтому для рассматриваемого варианта _расч выбирается так же, как для простейших схем ГТУ.

После определения _opt по зависимостям _в=f() по формулам (1) или (2), или по формулам (3) - (5) для вариантов утилизации КГТУ или ПГУ необходимо выбрать _расч в соответствии с данными для каждого варианта рекомендациями.

После определения _расч = _opt необходимо найти степень расширения газа в турбине _Т = /, предварительно задавшись значениями , ₁ и ₂. Давление за турбиной Р₂ определяется из выражения Р₂= Р₃₂, где Р₃ - принятое в задании расчетное значение атмосферного давления.

3. Расчет основных характеристик компрессора, камеры сгорания и турбины на номинальном режиме

Расчет компрессора. Основная задача его расчета заключается в определении изоэнтропийной и действительной работы сжатия и температуры воздуха, поступающего в камеру сгорания на номинальном режиме.

Для вариантов безрегенеративных ГТУ и установок с утилизацией теряемого тепла эта температура равна температуре воздуха за компрессором Т₄, которая находится в следующей последовательности.

Изоэнтропийная работа сжатия компрессора Н_кс= c_рвТ₃(-1), где c_рв - средняя теплоемкость воздуха, ориентировочно определяемая по графикам прил.1, рис.2 по средней температуре процесса сжатия в компрессоре Т_кср=( Т₃ +Т₄)/2. В первом приближении она берется по прототипу ГТУ.

Действительная работа компрессора Н_к= Н_ко/_к, тогда Т₄=Т₃ + Н_к/c_рв. При расхождении принятого первоначально и полученного значений Т₄ более 10 К расчет повторяется. Обычно вторым приближением достигается необходимая точность.

Для регенеративных ГТУ температура воздуха, поступающего в камеру сгорания, Т₅=Т₄+(Т₂-Т₄), где Т₂ определяется из расчета турбины.

Расчет камеры сгорания. Для определения характеристик топлива и продуктов сгорания, поступающих из камеры сгорания (КС) в газовую турбину, должны быть известны состав топлива и воздуха в массовых или объемных долях. Характеристики топлива и продуктов сгорания рассчитываются по известным методам [2,9]. При курсовом проектировании в качестве топлива принимается стандартный углеводород с химическим составом С = 85% и Н = 15%, для которого низшая теплота сгорания = 44300кДж/кг и теоретическое количество воздуха L₀, необходимое для полного сгорания 1 кг топлива при коэффициенте избытка воздуха = I, L₀=15.

Поскольку при курсовом проектировании рассматриваются схемы ГТУ с одной камерой сгорания, то относительное количество воздуха q_в, содержащихся в продуктах сгорания за камерой сгорания, определяется из уравнения теплового баланса, имеющего для этого случая вид [5]:

(6)

где - (или для регенеративных ГТУ) энтальпия воздуха перед камерой сгорания;

- энтальпия продуктов сгорания при Т₁ и =1;

- энтальпия воздуха при Т₁.

Значение величин ( ); ; определяются по прил. 1, рис.3.

Коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания ГТУ

Расчет газовой турбины. Изоэнтропийный перепад энтальпий (теоретическая работа) в турбине рассчитывается по уравнению

где с_рг - средняя теплоемкость процесса расширения, определяемая по средней температуре процесса расширения Т_ср =(Т₁-Т₂)/2 для продуктов сгорания по рассчитанному коэффициенту избытка воздуха (прил. 1, рис.3);

Т₂ - теоретическая температура конца изоэнтропийного расширения в турбине, лежащая в пределах значений 400-500°С для современных ГТУ;

m_г=(к_г-I)/ к_г - принимается также по средней температуре процесса расширения газа.

Задавшись в первом приближении значением , определяют Т_ср; c_рг; m_г и H_то, а затем в случае необходимости вторым приближением уточняют значения этих величин.

После определения H_то находят действительную работу расширения в турбине H_т= _тH_то и действительную температуру газа за турбиной Т₂=Т₁-(_тH_т)/c_рг. В ГТУ с регенерацией эта температура необходима для расчета температуры воздуха Т₅, поступающего в камеру сгорания. Поскольку в начальной стадии расчета при вычислении Т₅ необходимо знать неизвестные пока Т₂ и , то приходится сначала задаться одной из этих величин, а потом найти остальные, используя при этом метод последовательного приближения и известное равенство Т₅=Т₄+(Т₂-Т₄), где =0,66 - 0,85 - степень регенерации. После этого уточняются значения q_в, а затем С_рг и H_то.

Расход газа определяется по формуле G_г=N_е/H_еохл для охлаждаемой ГТУ и G_г=N_е/H_е - для охлаждаемой ГТУ. Здесь N_е - эффективная (номинальная) мощность ГТУ, кВт; H_еохл - эффективная удельная работа ГТУ с учетом потерь от охлаждения (подготовка и прокачка охлаждающего воздуха, гидравлические и термодинамические потери в проточной части турбины).

(7)

где

- расход воздуха через компрессор, кг/с;

- расход газа через турбину, кг/с;

- расход воздуха на охлаждение;

- относительный расход воздуха на охлаждение соответственно венцов лопаток и подшипников.

- расход топлива; = 0,015 - 0,03 при t₁= 900 - 1200°С;

В ориентировочных расчетах следует принимать расход воздуха на охлаждение одного венца направляющих или рабочих лопаток в пределах 2%. Если, например, охлаждаются направляющие и рабочие лопатки только первой ступени (наиболее распространенный вариант), то ?0,04. Расход охлаждающего воздуха на подшипники, запирание уплотнений и пр. ориентировочно принимают = 0,02 - 0,03 (по мере роста Т₁ увеличивается). В целом величина выбирается с ориентировкой на прототип. При курсовом проектировании можно ориентировочно принимать:? 0,05 при t₁ ? 800°C; ? 0,07 при t₁ ? 950°C; ? 0,09 при t₁ ? 1000°C при подборе соответствующих жаропрочных материалов.

Работа на подготовку и прокачку охладителя определяется по формуле:

,

где _В - коэффициент возврата работы для охлаждающего воздуха. В приближенных расчетах следует принимать _В = 0,4.

Внутренний КПД турбины (ступени) с учетом потерь от воздушного охлаждения в проточной части находится из выражения:

,

где - коэффициент гидравлических потерь.

Если коэффициенты скорости направляющих и рабочих лопаток и в расчете приняты без учета дополнительных потерь при обтекании охлаждаемых лопаток (утолщение выходных кромок, искажение погранслоя и пр.), то следует принимать в пределах = 0,985 - 0,995.

- коэффициент термодинамических потерь в проточной части - даже при сравнительно глубоком охлаждении мало отличается от единицы = 0,995 - 0,998.

_мт = _мк = 0,97 - 0,99 - механические КПД соответственно турбины и компрессора.

Для неохлаждаемой ГТУ эффективная работа определяется так же по формуле (7), но без последнего члена в правой части (= 0).

Расход топлива для большинства ГТУ составляет в среднем приблизительно 1,5 - 2,0 % от расхода газа. Поэтому в первом приближении можно принимать = 0,015 - 0,02, а затем уточнить его.

Расход топлива находиться из выражений:

- с регенератором

- без регенератора

где - теплосодержание воздуха на выходе из регенератора;

- теплосодержание воздуха на выходе из компрессора;

- теплосодержание газа перед турбиной;

_кс > 0,98 - 0,99 - КПД камеры сгорания (учитывает потери от недожога);

- низшая рабочая теплотворная способность топлива. Для солярового масла и дизельного топлива = 42500 кДж/кг; для мазута = 40000 кДж/кг; для стандартного углеводорода (газа или жидкого) = 44300 кДж/кг; для условного топлива = 29330 кДж/кг.

В заключение расчета тепловой схемы ГТУ следует повторным расчетом еще раз проверить и уточнить значение всех параметров и величин на номинальном (расчетном) режиме.

4. Определение технико-экономических показателей ГТУ

Для того, чтобы правильно оценивать теплотехнический уровень спроектированной ГТУ, иметь возможность сравнения её с лучшими аналогичными образцами и делать правильные выводы по полученным результатам, студент уже на стадии курсового проектирования должен научиться определять основные технико-экономические показатели ГТУ.

Основные технико-экономические показатели, характеризующие тепловую экономичность ГТУ (удельные расходы топлива и теплоты, К.П.Д.), рассчитываются на основе энергетических характеристик турбины, компрессора, камеры сгорания, регенератора или утилизаторов тепла и вспомогательного оборудования.

При полученных значениях перечисленных величин следует определить следующие технико-экономические показатели. Коэффициент полезной работы ГТУ

Уточненная эффективная мощность ГТУ , кВт.

Удельный расход газа d=3600/H_eохл, кг/(кВтч).

Расход теплоты в камере сгорания , кДж/кг.

Эффективный КПД установки _еохл=Н_еохл/q₁.

Удельный расход теплоты ГТУ q_еохл=3600/_еохл, кДж/(кВтч).

Удельный расход условного топлива кг/(кВтч), где =29330 кДж/кг.

Экономия условного топлива

кг/кВтч.

Для варианта простейшей ГТУ аналогичные расчеты следует повторить в предложении отсутствия охлаждения с целью определения количественных показателей вредного (с точки зрения термодинамики) влияния охлаждения. Для этого необходимо предварительно найти Н_е без охлаждения по известной формуле а затем в той же последовательности (как и при наличии охлаждения) рассчитать расход теплоты в камере сгорания ГТУ , КПД установки без охлаждения и удельные расходы газа d, теплоты q_В, топлива b_у.т. и сделать соответствующий вывод.

Если в задании на курсовую работу предусмотрен один из вариантов утилизации тепла уходящих газов ГТУ, то необходимо определить основные технико-экономические показатели для заданного варианта утилизации, используя для этого дополнительные сведения и рекомендации, указанные в литературе. В рассматриваемом ниже примере расчета тепловой схемы ГТУ показана последовательность определения основных технико-экономических показателей для всех вариантов утилизации тепла ГТУ.

Результаты расчета заданного варианта ГТУ в сравнении с вариантом простейшей ГТУ (а для варианта простейшей ГТУ с охлаждением и без охлаждения) сводятся в таблицу.

Таблица 4

Технико-экономические показатели вариантов ГТУ

Параметр и расчетная формула	Схема ГТУ
	простейшая	Вариант по заданию
КПД установки
Экономия удельного расхода топлива
Стоимость сэкономленного топлива , руб.
Стоимость установки СГТУ, руб.
Годовой экономический эффект Э=Су.т.-(СГТУ-Сбаз)/n, руб.

Стоимость сэкономленного за 1 год условного топлива , руб., при переходе на заданный вариант по сравнению с простейшим (базовым) для рассматриваемого типа ГТУ определяется по формуле

,

где - снижение удельного расхода условного топлива, кг/(кВтч); - эффективная мощность ГТУ, МВт; К - 6500 - 7500 - число часов ГТУ в год; - стоимость 1 тонны условного топлива, руб.(по указанию руководителя)

Дополнительные затраты на переход к заданному варианту ГТУ по сравнению с базовым будут, естественно, неодинаковы. Например, установка котла-утилизатора для целей теплофикации и горячего водоснабжения увеличивает стоимость ГТУ приблизительно в 1,5 раза, а форсированной (контактной) КГТУ соответственно в 1,3 - 1,4 раза. Стоимость ГТУ с регенератором увеличивается в 1,6 - 1,7 раза по сравнению с вариантом без регенератора. Надстройка простейшей ГТУ паровой турбиной с котлом-утилизатором, конденсатором и системой регенеративного подогрева питательной воды котла (вариант бинарной ПГУ) дает наибольшее увеличение стоимости установки в 2,5 раза.

С учетом изложенного годовой экономический эффект на одну установку от внедрения предлагаемого варианта ГТУ составит, руб.,

где n - число лет окупаемости.

Число лет окупаемости установки n?3 является одним из основных показателей для принятия решения о выборе варианта ГТУ.

5. Комбинированные тепловые схемы газотурбинных установок

Анализ вариантов утилизации тепла отработавших газов (ОГ) ГТУ и используемых для их реализации диапазонов температур позволяет сделать вывод о необходимости разработки комбинированных высокоэкономичных схем. Разработка вариантов комбинированных схем газотурбинных установок (КГТУ) вполне может быть реализована студентами при дипломном проектировании.

Все комбинированные схемы предполагают сочетание различных вариантов утилизации тепла ОГ ГТУ с вводом пара в камеру сгорания. Этот способ утилизации тепла ОГ ГТУ, ранее именовавшийся как контактные или форсированные ГТУ, в настоящее время получил название монарных парогазовых установок, поскольку рабочее тело в газовой турбине представляет собой смесь различных газов с перегретым паром, полученным в утилизиационном теплообменнике (воздух, продукты сгорания углеводородного топлива (углекислый газ СО₂ и пары воды Н₂О) и вводимый дополнительно в камеру сгорания, сухой перегретый пар). Такие монарные комбинированные газотурбинные установки МК ГТУ в настоящее время находят все большее применение, поскольку они обеспечивают значительное повышение мощности и КПД, быструю окупаемость и улучшение экологической обстановки в районе объекта.

С учетом сказанного можно предложить следующие усложненные комбинированные варианты тепловых схем монарных установок: монарная с регенерацией; монарная с теплофикацией; монарная с регенерацией и теплофикацией.

Обобщенная формула для определения эффективного КПД таких установок буден выглядеть следующим образом:

,

где: - относительные расходы соответственно газа, пара, охлаждающего воздуха;

;; -удельная изоинтропийная работа соответственно турбины по газу и пару и компрессора;

з_т; з_мт: з_к; з_псв- КПД соответственно внутренний турбины; механический турбины; компрессора; подогревателя сетевой воды (котла-утилизаторв);

Н_псвг; Н_псвп - удельная теплота теплофикации соответственно по газу и пару;

q_ксг; q_ксп - удельное количество тепла, подводимое в камере сгорания соответственно к газу и пару;

м_в -коэффициент возврата работы охлаждающего воздуха;

е - относительное время работы с теплофикацией в год.

По этой формуле были выполнены сравнительные расчеты различных вариантов тепловых схем МКГТУ.

В качестве базового варианта принята газотурбинная установка ГТН-25-1 с параметрами:

Температура воздуха Т₃= 288К; начальная температура газа перед турбиной Т₁==1343К; степень повышения давления р =12,8; КПД турбины з_т=0,88; КПД компрессора з_к=0,85; механический КПД з_мт=0,98; КПД подогревателя сетевой воды з_псв=0,94; температурный коэффициент ф = 0,215; относительный расход газа ; относительное значение пара, вводимого в КС б =; степени регенерации м =0,8; коэффициент возврата работы охлаждающего воздуха м_в=0,4; относительный расход воздуха на охлаждение; относительное время работы с теплофикацией в год е = 0,58; температура газов, покидающих утилизационный теплообменник Т_ух=393К (120?С). Результаты расчета представлены в табл.5

Из сравнения показателей табл. 5 видно, что максимальной эффективностью обладает монарная установка с регенерацией и теплофикацией. Принципиальная тепловая схема такой комбинированной монарной установки представлена на рис. 5. В этой схеме предусматривается также установка воздушного конденсатора (аппарата воздушного охлаждения, АВО) с целью получения технического дистиллата с последующим его накоплением и использованием (также, как в установке «Водолей» [9,10]).

Таблица 5

Технико-экономичесие показатели вариантов тепловых схем газотурбинных и монарных установок

№ п/п	Вариант тепловой схемы	Эффективный КПД установки зе	Коэффициент полезной работы	Относительная стоимость установки
1.	Простейшая ГТУ	0,33	0,4	1
2.	Регенеративная ГТУ	0,43	0,4	1,75
3.	ГТУ с теплофикацией при е = 0,58	0,64	0,4	1,5
4.	Бинарная ПГУ	0,43	0,4	2,5
5.	Контактная (форсированная) ГТУ (простейшая монарная)	0,44	0,51	1,45
6.	Монарная с регенерацией	0,53	0,51	2
7.	Монарная с теплофикацией при е = 0,58	0,71	0,51	2
8.	Монарная с регенерацией и теплофикацией при е = 0,58	0,81	0,51	2,3
9.	«Водолей», Украина	0,43	0,51	2
10.	«STJG» США	0,43	0,51	1,75

Однако, подобные сложные комбинированные монарные установки требуют значительного времени и затрат по их освоению. Поэтому на первом этапе целесообразно использовать упрощенные тепловые схемы монарных установок типа «Водолей» и «STJG» с вводом горячей воды (пара) в КС не более 15% от расхода воздуха через компрессор.

На первом этапе освоения монарных установок такие схемы должны найти широкое применение, поскольку они при сравнительно малых дополнительных затратах обеспечивают значительное повышение мощности и КПД ГТУ и улучшают экологическую обстановку в районе объекта. Примером такой упрощенной схемы монарной установки может служить схема представленная на рис. 6 [6 ].

Известно, что ввод воды (пара) в камеру сгорания помимо увеличения мощности и КПД ГТУ резко уменьшает выброс вредных соединений (главным образом оксидов азота) в атмосферу. Ещё большего эффекта в подавлении образования оксидов азота можно добиться, если в камеру сгорания вводить не воду, а слабый водный раствор карбамида, а в выходной тракт ГТУ впрыскивать небольшое количество аммиачной воды (1-2% от расхода воздуха рис.6).

Процесс восстановления оксидов азота осуществляется в два этапа.

Этап 1: восстановление монооксида азота NO до молекулярного азота в количестве, достаточном длч получения в дымовых газах эквимолекулярной смеси (50% : 50%) моноокиси NO и двуокиси NO₂ азота. Процесс восстановления осуществляется фиксированным вводом в камеру сгорания через паровой эжектор раствора карбамида в зону с температурой t = 1100?С (между корпусом и жаровой трубой КС). Процесс идет по реакции

2 (NН₂ )₂ СО + 6NО = 5N₂+4Н₂О+2СО₂.

На первом этапе содержание оксидов азота в отработавших газах снижается на 70-80%.

Этап 2: связывание эквимолекулярной смеси оксидов азота аммиачной водой в нитрат аммония с разложением последнего до молекулярного азота. Вода вводится в выходной тракт ГТУ. Процесс идет по реакциям:

2NН₄СН + N₂О₃ > 2NН₄ NО₂ +Н₂О,

а поскольку температура выхлопа составляет t₂500?С, одновременно происходит реакция разложения нитрата аммония:

NН₄ NО₂>N₂+2Н₂О.

На втором этапе содержание оксидов азотв снижается еще на 50-60% от оставшихся и общее снижение NО₂ достигает 80-90%.

Для повышения мощности ГТУ в сухое ижаркое время года целесообразно использовать автоматизированную систему водоиспарительного охлаждения (ВИО). В этом случае на входе в компрессор за счет испарения воды снижается температура всасываемого воздуха и полезная работа ГТУ увеличивается. Во избежание попадания в компрессор избыточной влаги и влажного сжатия состояние вождуха на входе в компрессор поддерживается на линии насыщения (точка росы) с помощью психрометра, воздействующего на количество подаваемой в систему ВИО воды.

К воде, впрыскиваемой в камеру сгорания и для водоиспарительного охлаждения, предъявляются те же жесткие требования по содержанию солей, что и для паротурбинных установок, т.е. должны использоваться технический дистиллат и химически очищенная вода. Поэтому подобные схемы должны быть оборудованы системой ХВО (химической очистки) и воздушными конденсаторами (аппараты воздушного охлаждения, АВО) для получения технического дистиллата из отработавших газов ГТУ и его накопления в емкостях.

Работы по переводу ГТУ в упрощенные монарные могут быть выполнены на работающих установках в период их ремонтов.

Таким образом, предлагаемая упрощенная тепловая схема монарной установки при количестве впрыскиваемой воды в камеру сгорания 15% (по массе) от расхода воздуха через компрессор может обеспечить значительное повышение экономичности (повышение КПД порядка 10%) и мощности (порядка 30%) установки и существенное улучшение экологической обстановки в районе объекта при сравнительно невысоких дополнительных затратах (порядка 50% от стоимости установки).