CC BY
73ЭНЕРГЕТИКА
в.и. романов, о.с. Кучеренко, ГП НПКГ «Зоря»-«Машпроект»
газотурбинный двигатель для газовой промышленности
В настоящее время компрессорный парк ОАО «Газпром» включает 263 компрессорные станции (КС), имеющие в своем составе 707 компрессорных цехов, на которых установлено 4099 ед. газоперекачивающих агрегатов (ГПА) общей мощностью 44 млн. кВт, в т.ч. с газотурбинным приводом 3181 ед., т.е. 85,7% от общего числа ГПА [1]. Суммарная мощность установленных газотурбинных ГПА - 37,7 млн. кВт.
Значительная доля газотурбинного парка физически и морально устарела (23,4% ГТУ имеют наработку более 100 тыс. ч. и 25,2% — 70-100 тыс. ч.), что значительно снижает функциональные возможности парка в ближайшей перспективе и потребует срочной модернизации КС.
С учетом того, что к настоящему времени в ОАО «Газпром» завершены пред-проектные работы по освоению Ямала и начинается строительство новых трех ниток газопроводов протяженностью 1074 км каждая с общей мощностью линейных КС 3,2 млн. кВт, общая потребность в новых современных газотурбинных ГПА до 2030 года составляет более 5000 ед. [2]. Анализ результатов проведенных исследований и публикаций. Анализ многолетнего опыта эксплуатации ГПА с газотурбинными приводами нагнетателей природного газа [3] позволил сформулировать основные требования к перспективной газотурбинной установке (ГТУ):
1. КПД в условиях компрессорной станции:
• простой цикл — 35-42%
• с регенерацией — 36-40%;
• сложный — 41-45%;
• газопаровой — 40-45%.
2. Срок службы 120-150 тыс. часов.
3. Ресурс работы до капитального ремонта 40-50 тыс. часов.
4. Малый ремонт 20-25 тыс. часов.
5. Сжигание топливного газа с эмиссией Nox не более 50 мг/м3.
6. Модульность конструкции.
7. Возможность ремонта в условиях КС.
8. Простота и удобство технического
использования и технического обслуживания.
9. Невысокая стоимость ГТУ. Цель работы. Целью работы является определение технического облика и параметров перспективного ГТД для ГПА, гарантированно обеспечивающего повышение эффективности газотранспортной системы Украины в ближайшей перспективе. Выбор схемы ГТД. Множество практически реализуемых в настоящее время схем ГТД, возможных для использования в качестве приводов нагнетателей природного газа КС, можно представить следующим списком:
• ГТД простого термодинамического цикла;
• ГТД с регенерацией тепла уходящих газов;
• ГТД с перерасширением газа за турбиной;
• ГТД с промежуточным охлаждением воздуха и регенерацией тепла уходящих газов;
• ГТД с утилизацией тепла уходящих газов в воздушном теплоутилизационном контуре;
• ГТД с утилизацией тепла уходящих газов в пароводяном теплоутилизационном контуре;
• контактные газопаротурбинные установки схемы "Водолей".
Газотурбинные приводы нагнетателей газа для ГПА на базе ГТД простого термодинамического цикла являются доминирующими на современных КС. КПД по ISO наиболее совершенных в термодинамическом плане ГТД таких схем в классе мощностей 2,5-8 МВт имеют значения 28-32%, в классе 10-
12,5 МВт — 32-35%, в классе 16-25 МВт — 36-37%. Есть сообщения о достижении в ГТД простого термодинамического цикла в классе мощностей 35-50 МВт значений КПД 41-42 % [2,3,10]. Характерными особенностями ГТД таких схем являются их прочностная напряженность, конструктивная сложность, применение уникальных материалов и технологий. Отмеченные особенности обусловлены необходимостью реализации предельно высоких термодинамических параметров с целью достижения наивысших значений мощности и КПД при условии обеспечения минимальных массы и габаритов. Такие ГТД являются оптимальными для энергетических установок авиации и военно-морского флота. Однако ГТД для приводов нагнетателей природного газа, для КС в первую очередь, должны отвечать требования надежности в течение больших и сверхбольших ресурсов. О теоретических преимуществах ГТД с регенерацией тепла уходящих газов известно давно. Именно с таких схем начиналось развитие промышленных и транспортных ГТД. Одними из первых ГТД для ГПА были приводы на базе ГТД с регенератором [4]. Параметрические исследования схемы ГТД с регенерацией тепла уходящих газов показывают, что наиболее эффективно применение регенератора в двигателях с неохлаждаемыми турбинами. В настоящее время этому соответствуют температуры цикла 900-950°С. При этом возможно достичь КПД ГТД на уровне 40-41% [5]. Наиболее часто для ГТД рассматрива-
ются два типа регенераторов - трубчатые и пластинчатые. Трубчатые регенераторы по массогаба-ритным показателям заметно уступают пластинчатым. Однако отличаются большой эксплуатационной надежностью, хорошо работают в условиях высоких температур, давлений рабочего тела и термоциклических нагрузок. Пластинчатые регенераторы наиболее целесообразны для ГТД с умеренными температурами и давлениями рабочего тела [6].
Для класса мощностей привода нагнетателей природного газа 16-25 МВт в последнее время серьезно рассматривается схема ГТД с промежуточным охлаждением воздуха и регенерацией тепла уходящих газов. Конструктивно такая схема ГТД сравнительно сложна. Для охлаждения циклового воздуха в схему ГПА приходится вводить аппараты воздушного охлаждения, требующие заметных затрат мощности на привод воздушных вентиляторов. Как показывают расчеты, примерно 1015% (относительных) выигрыша в КПД по сравнению с ГТД простого цикла может обеспечить схема ГТД с перерасширением газа в турбине, последующим его охлаждением и выбросом в атмосферу с помощью вакуум-компрессора. Особое место в линейке газотурбинных приводов нагнетателей ГПА занимает контактная газопаротурбинная установка (КГПТУ) "Водолей". Неоспоримыми достоинствами КГПТУ "Водолей" являются те обстоятельства, что такая установка уже создана, имеет наработку в условиях КС Ставищенская около 10 тыс. часов, имеет высокие значения КПД, удельной работы, низкие значения показателей вредных выбросов. Так, в настоящее время КГПТУ "Водолей" 16 МВт имеет подтвержденный межведомственной комиссией КПД 42,1 %. Конструкция КГПТУ "Водолей" отличается высокой технологичностью, ориентирована на существующий уровень машиностроения Украины и, самое главное, имеет широчайшие перспективы улучшения своих характеристик. Научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы ГП НПКГ «Зоря»-«Машпроект» показывают на возможность создания в ближайшей перспективе КГПТУ "Водолей" с КПД 45-47%. Проведенные проработки показывают, что если в качестве основных критери-
Рис. 1. Продольный разрез ГТД
ев выбора схемы ГТД для привода нагнетателей природного газа КС принять надежность работы в течение срока службы 100-150 тыс. часов и экономичность, соответствующую значениям КПД не менее 40%, то наиболее целесообразной на сегодня является схема ГТД с регенерацией тепла уходящих газов. Такая схема позволяет существенно понизить температуру газа на выходе из камеры сгорания, в основном определяющую ресурс ГТД, с одновременным улучшением топливной экономичности ГТД. Выбор целесообразной температуры газа на выходе из камеры сгорания ГТД. Исследования многих авторов, например [7-9], показали, что требования по надежности, низкой стоимости и ресурса требуемого для ГТД приводов нагнетателей природного газа определяют диапазон значений температур газа на выходе из камеры сгорания tз от 900 до 1100°С. Расчеты термогазодинамических циклов ГТД с регенерацией тепла уходящих газов показывают на возможность создания "неохлаждаемого" при tз = 950°С ГТД с топливной экономичностью такой же, как у аналогичного "охлаждаемого" ГТД при tз = 1100°С. Кроме того, при tз = 950°С и степени повышения давления Пк = 5 температура газа на выходе из турбины - на входе в регенератор имеет значение = 583°С, что для регенератора близко к предельно допустимому по прочностным характери-
стикам материалу его конструкции. Исходя из изложенного, принимается наиболее целесообразное значение температуры газа на выходе из камеры сгорания ^ = 950°С. Выбор компрессора с наименьшими затратами, с высоким коэффициентом полезного действия — труднейшая научно-техническая задача. Одним из путей малозатратного решения этой задачи является подбор компрессора из существующей линейки компрессоров разработки ГП НПКГ "Зоря" -«Машпроект». Для ГТД с регенерацией тепла уходящих газов мощностью 16 МВт таким компрессором оказался компрессор низкого давления (КНД) серийного ГТД М80. Этот компрессор при приведенном расходе воздуха 79,5 кг/с и Пк = 5 имеет КПД, равный 88,5%. Следует заметить, что степень повышения давления этого компрессора Пк = 5 наиболее подходит для степени регенерации о = 0,9. Учитывая пологий характер зависимости КПД ГТД с регенерацией тепла уходящих газов от степени повышения давления в диапазоне Пк 5-7, принимается как наиболее целесообразное значение степени повышения давления Пк = 5. Выбор целесообразной степени регенерации. В ГП НПКГ "Зоря" - "Маш-проект"ведутся научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по изучению и созданию мощност-ного ряда регенеративных ГТД. Накоплен конструкторский задел по разра-
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ энергетика \\ 93
ЭНЕРГЕТИКА
ботке ГТД с регенератором мощностью 3,4 МВт и КПД 40 %, имеющий пластинчатый регенератор со степенью регенерации о = 0,85. Проведенные экспериментальные работы по оценке эффективности пластинчатого регенератора показали на возможность создания компактного регенератора со степенью регенерации о = 0,84. Однако, выявилась невозможность обеспечить имеющимися в ГП НПКГ "Зоря" -"Машпроект" технологиями надежную и длительную работу пластинчатых регенераторов в условиях КС. Было принято решение об использовании в перспективных проектах ГТД регенераторов трубчатой конструкции как наиболее надежных в эксплуатации и соответствующих освоенным технологиям. Проработки регенераторов для ГТД ГП НПКГ «Зоря»-«Машпроект» показали, что возможно создать высоконадежный трубчатый регенератор по имеющимся в настоящее время технологиям со степенью регенерации о = 0,840,85. Исходя из изложенного, принимаем, как наиболее реальную в настоя-
Рис. 2. ГТД в сборе с регенератором конструкции (продольный разрез)
щий момент времени трубчатую конструкцию регенератора и степень регенерации о = 0,85.
Основные параметры перспективного ГТД. Определены основные параметры ГТД с регенерацией тепла уходящих газов, которые на режиме номинальной мощности следующие:
мощность...........................16,0 МВт;
КПД...................................... 40,8%;
температура газа на выходе из камеры
сгорания.................. 1223 К (950°С);
степень повышения
давления компрессора................5,0;
температура газа
за турбиной...............855 К (582°С);
температура газа
за регенератором........563 К (290°С);
степень регенерации.................0,85;
расход воздуха
на входе в ГТД...................78,7 кг/с.
Результаты конструктивных проработок. В результате конструктивных проработок определены основные черты технического лица перспективного ГТД с регенерацией тепла уходящих газов для привода нагнетателей природного газа КС. На рис. 1 представлен чертеж продольного разреза ГТД. На рис. 2 и 3 представлены варианты ГТД в сборе соответственно с регенератором цилиндрической конструкции и по схеме «тесной» упаковки. ГТД выполнен двух-вальным, с однока-скадным компрессором и свободной силовой турбиной. Камера сгорания индивидуальная, расположена вертикально. Между турбиной компрессора и силовой турбиной имеется переходник. В качестве компрессора используется КНД серийного ГТД М80. Привод компрессора осуществляется одноступенчатой турбиной компрессора. Ротор турбокомпрессора лежит на двух
цилиндрической
опорах. Передняя опора комбинированная, включает опорный роликовый подшипник и упорный подшипник скольжения. Передняя опора расположена в переднем корпусе компрессора, задняя - в переходнике между турбиной компрессора и силовой турбиной. Осевые усилия турбокомпрессора воспринимаются упорным подшипником скольжения. Подвижной опорой ротора турбокомпрессора служит роликовый подшипник, расположенный в переходнике между турбиной компрессора и силовой турбиной. Силовая турбина одноступенчатая, консольная. Ротор силовой турбины лежит на двух роликовых подшипниках, расположенных в опорном венце силовой турбины. Осевые усилия силовой турбины воспринимаются упорным подшипником скольжения, также расположенным в опорном венце силовой турбины. Отбор мощности от силовой турбины на привод нагнетателя природного газа КС осуществляется со стороны выхода газа из силовой турбины. Силовая турбина связана через выходную улитку и диффузор с регенератором по стороне газа. Воздух из-за компрессора ГТД собирается в цилиндрической улитке, снаружи охватывающей часть корпуса компрессора и турбину компрессора. В цилиндрической улитке воздух разделяется на два потока и по трубам холодного воздуха подается в воздушную часть регенератора по холодной стороне. В верхнюю часть цилиндрической улитки встроена камера сгорания, которая через кольцевой са-погообразный смеситель соединена с сопловым аппаратом турбины компрессора. После нагрева в регенераторе воздух разделяется на два потока и по трубам горячего воздуха подается в камеру сгорания.
Проработаны две конструкции регенератора - цилиндрический регенератор и регенератор по схеме «тесной» упаковки. Выполнена проработка применения ГТД с регенерацией тепла уходящих газов в качестве привода электрического генератора. В этом случае силовая турбина выполнена трехступенчатой. Низкая степень повышения давления облегчает использование ГТД с регенерацией тепла уходящих газов в коммунальном хозяйстве (в части упрощения системы дожимания топливного газа или ее отсутствия).
8300
9780
Рис. 3. ГТД в сборе с регенератором по (продольный разрез)
Проработки показывают, что аналогичные параметры и конструкцию может иметь ГТД с регенератором тепла уходящих газов в классе мощности 10-25 МВт.
выводы
1. Перспективным приводом для нагнетателей природного газа при его ком-примировании в газотранспортной системе на компрессорных станциях, расположенных в районах с водными ресурсами, являются контактные газотурбинные установки схемы "Водолей".
1.1. КГПТУ "Водолей" ориентирован на существующий уровень машиностроения Украины, возможности изготовления установки силами отечественных производителей.
1.2. Достигнутый уровень топливной экономичности эксплуатирующейся КГПТУ "Водолей" составляет 42%, в ближайшей перспективе имеется возможность создания таких установок с КПД 45 - 47%.
2. Для перспективных и модернизируемых компрессорных станций наиболее целесообразной представляется использование ГТД с регенерацией тепла уходящих газов.
3. На базе научно-технического и производственного потенциала ГП НПКГ «Зоря»-«Машпроект» предлагается создать перспективный ГТД с регене-
схеме «тесной» упаковки
рацией тепла уходящих газов, обеспечивающий надежную работу в течение срока службы 100-150 тыс. часов, экономичность, соответствующую КПД не менее 40%, экологические характеристики по « 50 мг/нм3, имеющего высокую ремонтопригодность в условиях компрессорных станций.
3.1. Перспективный ГТД должен быть построен на базе высоконадежного регенератора с ресурсом 100-150 тыс. часов и степенью регенерации о = 0,85-0,90.
3.2. Современный уровень топливной экономичности перспективного ГТД достигается за счет применения газодинамически высокосовершенных тур-бомашин, малоохлаждаемых турбин, высокоэффективного регенератора, оптимизированных по потерям полного давления систем транспорта циклового воздуха и газа.
3.3. Надежность работы перспективного ГТД в течение ресурса 100-150 тыс. часов достигается за счет принятия умеренного значения температуры газа на выходе из камеры сгорания, низкого значения степени повышения давления, за счет применения конструкции ГТД с минимально возможным числом опор роторов турбомашин, использования существующего, тщательно отработанного компрессора, а также трубчатой конструкции регенератора.
3.4. Применение в конструкции перспективного ГТД индивидуальной камеры сгорания в сочетании с параметрическим обеспечением большого коэффициента избытка воздуха создаёт благоприятные предпосылки для создания регулируемой камеры сгорания со сверхнизкими вредными выбросами.
3.5. Создание перспективного ГТД на базе конструктивно и технологически отработанных компрессоров производства ГП НПКГ «Зоря»-«Машпроект» позволит минимизировать затраты, сроки создания и поставки в эксплуатацию «пилотных» образцов.
перечень ссылок
Шайхутдинов А.З. Состояние и перспективные направления развития и применения техники и технологий комприми-рования газа //Компрессорная техника и пневматика, № 8, 2005. С. 18-22. Обзор перспективы развития рынка ГТУ для газоперекачки //Аэронавтика и космос, 19-25 января, 2004. С. 64-67. Щуровский В.А. Состояние и перспективы применения газотурбинных и компрессорных технологий //Газовая промышленность, № 2, 2003. С. 41-44. Белоконь Н.И., Поршаков Б.П. Газотурбинные установки на компрессорных станциях магистральных газопроводов. - М.: Недра, 1969. С. 112. Коваленко А., Романов В., Филоненко А., Кучеренко 0. Перспективный газотурбинный привод для ГПА компрессорных станций //Двигатель, № 3, 2002. С. 8-10.
Игнатьев В., Походяев С. Повышение эффективности и надежности тепло-обменного оборудования для ГТУ // Газотурбинные технологии, янв.-февр., 2000. С. 38-40.
Барский И.А., Иванов А.К., Сеху Умар Сиссе, Шаталов И.К. Выбор температуры газа перед турбиной ГТУ КС //Газовая промышленность, № 2, 1999. С. 51-52. Орберг А.Н., Сударев В.Б., Сударев.Б.В., Лазарев М.В. Прогноз начальной температуры газа газотурбинного привода ГПА //Газовая промышленность, № 5, 2005. С. 62-65.
Микаэлян Э.А. Совершенствование современных газотурбинных ГПА //Газовая промышленность, № 2, 2005. С. 64-67. Farmer R. Trent superfan industrialized at 51 MW and 42 % efficiency //Gas turbine world, January-February, 24, № 1, 1994. S. 16-20.
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ энергетика \\ 95
