Особенности создания газотурбинной установки регенеративного цикла для ГПа Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

о

УДК 621.438.004.15

ОСОБЕННОСТИ СОЗДАНИЯ ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ЦИКЛА ДЛЯ ГПА

Рассмотрены особенности выбора параметров цикла и основные конструктивные решения, принятые при создании газотурбинной установки регенеративного цикла для газоперекачивающих агрегатов. Приведено краткое описание конструкции ГТД и регенератора

Ключевые слова: степень регенерации, степень повышения давления, КПД, расход

□-□

Features of cycle parameters choice and general design recuperative cycle gas turbine unit for gas pump-line set are presented. Brief descriptions of the GT and recuperator design are shown

Keywords: Degree of regeneration, degree of increase of pressure, EFFICIENCY, the charge

■O Q

Модернизация газотранспортной системы (ГТС) Украины на сегодняшний день является одной из наиболее актуальных задач государства. Текущее состояние ГТС требует принятия незамедлительных мер, направленных на повышение надежности и эффективности ее работы. Одной из основных проблем ГТС является использование физически и морально устаревших приводов компрессоров природного газа. Учитывая, что общая установленная мощность газотурбинных приводов (ГТП) в ГТС Украины составляет 4,6 млн. кВт, а среднее значение коэффициента

В.В. Романов

Кандидат технических наук, технический директор* Контактный тел.: 8 (0512) 49-46-33 Е-mail: romanov@zorya.com.ua

B.Е. С п и цы н

Кандидат технических наук, главный конструктор* *ГП НПКГ «Зоря»-«Машпроект» пр. Октябрьский, 42А, г. Николаев, Украина, 54018 Контактный тел.: 8 (0512) 22-13-48 Е-mail: spe@mashproekt.nikolaev.ua

А.Л. Боцула

Главный конструктор проекта** Контактный тел.: 8 (0512) 49-74-73 Е-mail: spe@mashproekt.nikolaev.ua

C.Н. Мовчан

Начальник отдела** Контактный тел.: 8 (0512) 49-74-36. Е-mail: spe@mashproekt.nikolaev.ua

В.Н . Чобенко

Начальник отдела** **ЦНИОКР «Машпроект» пр. Октябрьский, 42А, г. Николаев, Украина, 54018 Контактный тел.: 8 (0512) 49-74-19. Е-mail: spe@mashproekt.nikolaev.ua

полезного действия (КПД) агрегата составляет менее 25%, становится очевидной необходимость создания и применения для транспортировки газа современных эффективных приводов с более высоким значением КПД.

Основными требованиями, предъявляемыми к перспективным газотурбинным установкам (ГТУ) для привода компрессора природного газа являются [1, 2, 3]:

- высокая экономичность (КПД 35^40 % в зависимости от мощности ГТД);

- низкая эмиссия (менее 50 мг/нм3);

- большой общий ресурс (120^150 тыс. ч.) с ресурсом до капитального ремонта 40^50 тыс. ч.;

- наработка на отказ до 10 тыс. ч.;

- простота и удобство обслуживания, возможность ремонта в условиях компрессорной станции;

- модульность конструкции;

- невысокая стоимость.

Результаты анализа предъявляемых к ГТП требований и современного уровня развития отечественных газотурбинных технологий показывают, что на сегодняшний день для создания высокоэффективного и надежного газотурбинного привода целесообразно использовать схему с регенерацией тепла уходящих газов. Такая схема позволяет при умеренных значениях степени повышения давления в компрессоре и температуры газа на входе в турбину, в значительной степени определяющих надежность установки, получить высокие значения экономичности. Перспективность такого направления подтверждается интересом и практическими результатами работы ведущих мировых производителей газотурбинных двигателей (ГТД). В качестве примеров таких установок, реализованных в последнее время, можно привести Mercury 50 (Solar) и WR21 (Westinghouse-Rolls-Royce). На российском рынке предлагаются проекты создания регенеративных установок, т.н. сухого «бинарного» цикла (ГТУ-27ПС ОАО «Авиадвигатель») и «Надежда» ОАО «Невский завод».

Требования по надежности, низкой стоимости и ресурсу, предъявляемые к газотурбинным приводам компрессоров природного газа, определяют диапазон значений температур газа на входе в турбину от 900 до 1100 °С, при которых эти требования могут быть выполнены [4-6]. При этом для повышения надежности и удешевления регенератора целесообразно получить температуру выхлопных газов на выходе из ГТД не более 600 °С, что позволит обеспечить температуру теплообменных поверхностей на уровне 560^580 °С и применить в регенераторе низколегированные и достаточно дешевые стали.

Выполненные в НПКГ «Зоря»-«Машпроект» проработки подтвердили возможность создания регенеративной ГТУ номинальной мощностью 16 МВт с КПД не менее 40 % [7]. Более детальная проработка узлов ГТУ показала, что при предварительно принятых параметрах цикла (температура газа на входе в турбину 950 °С и степень повышения полного давления в компрессоре - 5) и уточненных значениях потерь в проточной части ГТД и регенератора КПД ГТУ составит ~ 39 %, а температура газа на входе в регенератор превысит 600 °С.

Оценка теплонапряженного состояния рабочей лопатки турбины компрессора показала, что для обеспечения требуемого ресурса небходимо введение охлаждения пера лопатки. Охлаждение рабочих лопаток турбины компрессора приводит к некоторому

40

39

:з8

уменьшению ее КПД, но в то же время позволяет рассматривать возможность повышения КПД ГТУ за счет повышения температуры газа на входе в турбину. Так, для обеспечения расчетного значения КПД ГТУ более 40 % потребовалось увеличить температуру газа на входе в турбину до ~ 980 °С с соответствующим увеличением степени повышения полного давления воздуха в компрессоре до 5,75, что позволило при увеличенной температуре газа на входе в турбину обеспечить температуру газа на входе в регенератор менее 600 °С.

На рис. 1 приведены зависимости КПД ГТУ и температуры газа на входе в регенератор от степени повышения полного давления воздуха в компрессоре для различных значений температуры газа на входе в турбину при постоянном значении степени регенерации (0,85). Из рисунка видно, что увеличение температуры газа на входе в турбину свыше 1000 °С не приводит к существенному увеличению КПД установки вследствие необходимости введения более интенсивного охлаждения СА и РЛ турбины компрессора, а при температурах более 1050 °С и соплового аппарата силовой турбины, с соответствующим уменьшением КПД турбин. Дополнительно, для обеспечения требований по температуре газа на входе в регенератор (не более 600 °С) диапазон возможных сочетаний параметров цикла сужается.

Так, например, при температуре газа на входе в турбину 1000 °С температура газа на входе в регенератор менее 600 °С может быть обеспечена только при степенях повышения полного давления воздуха в компрессоре более ~ 5,8 (правее точки А).

А

—i i

Л 2

' trBX РЕГ

1000

900

800

10

Рис. 1. Зависимость КПД ГТУ и температуры газа на входе в регенератор от степени повышения полного давления воздуха в компрессоре при различных

значениях температуры газа на входе в турбину 0 - 950 °С; □ - 1000 °С; А - 1050 °С; х - 1100 °С) и степени регенерации 0,85: • - расчетная точка ГТУ-

16Р

На основании анализа результатов проведенных расчетных исследований определены уточненные параметры цикла.

При принятых параметрах цикла основные расчетные параметры ГТУ при стандартных атмосферных условиях в условиях компрессорной станции составят:

1100

5

6

7

8

9

- мощность на выходном валу ГТД, МВт - 16;

- КПД ГТД, % - 40,3;

- расход воздуха на входе в ГТД, кг/с - 74,9;

- степень повышения давления в компрессоре-5,75;

- степень регенерации - 0,85;

- температура газа на входе в турбину, оС - 980;

- температура газа на выходе из турбины, оС - 590;

- температура газа на выходе из регенератора, оС

- 306.

По результатам предварительных расчетных и конструкторских проработок приняты следующие конструктивные решения:

- компрессор - одинадцатиступенчатый, создается на базе компрессора ГТД ДМ80Л путем добавления двух ступеней на выходе для обеспечения требуемого значения степени повышения полного давления воздуха. Передняя опора компрессора комбинированная с двухсторонним упорным подшипником скольжения и опорным роликовым подшипником.

Конструкция передней опоры компрессора должна обеспечивать возможность осевого отбора мощности на привод редуктора вспомогательных механизмов (в т.ч. электрогенератора собственных нужд). Задняя опора

- роликоподшипник, установленый в упруго-дмпфер-ную втулку;

- камера сгорания - кольцевая, двухзонная с меридиональным разъемом жаровой трубы по передней и задней стенкам для обеспечения возможности ее замены в эксплуатации. Конструкция камеры сгорания обеспечивает отвод воздуха из-за компрессора к регенератору без контакта с поверхностями жаровой трубы и смесителя;

- турбина компрессора - одноступенчатая с конвективным охлаждением сопловых и рабочих лопаток;

- силовая турбина - одноступенчатая, консольная. Передняя опора - роликоподшипник, задняя - комбинированная скольжения.

Продольный разрез ГТД приведен на рис. 2.

Рис. 2 Продольный разрез ГТД

Предполагается создание ГТУ с номинальной частотой вращения силовой турбины 5200 об/мин, что обеспечит ее применение в газоперекачивающих агрегатах с различными современными и перспективными компрессорами природного газа, оснащёнными высокоэффективными СПЧ.

В процессе проектирования ГТУ отдельно был рассмотрен вопрос возможности и целесообразности создания модификации силовой турбины с номинальной частотой вращения 6500 об/мин. По данным ОАО «СМНПО им. М.В. Фрунзе» при использовании компрессора природного газа с номинальной частотой вращения 6500 об/мин обеспечивается возможность создания унифицированного компрессора для агрегатов линейных и дожимных компрессорных станций с

КПД более высоким, чем у существующих серийных образцов.

Результаты расчетных исследований показали, что силовая турбина с номинальной частотой вращения 6500 об/мин из-за высоких выходных скоростей рабочего тела будет иметь КПД существенно ниже, чем силовая турбина с номинальной частотой вращения 5200 об/мин и, таким образом, общая эффективность агрегата (ГТД+компрессор) не увеличится. В настоящее время совместно с ОАО «СМНПО им. М.В. Фрунзе» прорабатывается вопрос выбора оптимальной частоты вращения копрессора природного газа, исходя из обеспечения максимальной эффективности ГПА и необходимых запасов по критическим частотам трас-миссии.

Одной из основных проблем при создании ГТД регенеративного цикла является создание надежного эффективного регенератора. В 90-е годы в НПКГ велись работы по созданию регенератора пластинчатого типа для ГТД мощностью 2,5 МВт. Секция разработанного пластинчатого регенератора прошла цикл испытаний и подтвердила свою работоспособность. Однако, учитывая высокие требования по надежности и ресурсу, предъявляемые к регенератору проектируемого ГТД, было принято решение о применении регенератора трубчатого типа.

Предлагаемый регенератор спроектирован по схеме с многократным перекрестным током при общем противотоке, что позволяет обеспечить требуемое значение степени регенерации (0,85) при суммарных потерях полного давления рабочего тела -5,5%, из которых 4% приходится на сам теплообменник, а 1,5% на трубы подвода-отвода теплоносителей.

Требования повышенной надежности теплообменника и его устойчивости к термическим напряжениям предопределили выбор гладкотрубной конструкции регенератора "котельного" типа (рис. 3), поверхность теплообмена которого набрана из плоских змеевиков. Такая конструкция является более технологичной и позволяет освоить производство без значительных предварительных затрат, связанных с технологической подготовкой.

Для уменьшения размеров и гидравлических сопротивлений пакета, подводящих и отводящих воздуховодов регенератор выполнен из двух секций, подключенных параллельно по воздуху.

В процессе выполнения конструктивных проработок и оптимизационных расчетов определены геометрические характеристики теплообменной поверхности, и, в результате, масса регенератора составляет 92 т, из которых 66 т приходится на трубный пакет.

Пакеты набраны из труб диаметром 22 мм и толщиной стенки 1 мм, расположенных в шахматном порядке (рис. 2).

Трубки соединяются с коллекторами при помощи гнутых отводов Продольный шаг по ходу газа между отводами в месте их входа в коллектор увеличен в два раза, что позволяет, увеличив шаг между отверстиями в коллекторе, повысить его прочность и использовать минимальные поперечные шаги труб в пучке.

Современные теннологии в газотурбостроении

Рис. 3 Секция регенератора котельного типа:

1 — теплообменный пакет из плоских змеевиков;

2 — калачи; 3 — корпус; 4 — проставки; 5 — балки;

6 — отводы; 7 — подводящий (раздающий) воздушный коллектор; 8 — отводящий (собирающий) воздушный коллектор; 9 - вытеснители

Змеевики скомпонованы в прямоугольном коробе, который является естественной частью газоотвода. Газ обтекает трубки снаружи, воздух течет внутри трубок (6 ходов) и подводится (отводится) по цилиндрическим коллекторам. Для поддержания змеевиков и обеспечения требуемых шагов между трубками применяются плоские вертикальные проставки. Коллекторы имеют продольный вертикальный разъем для доступа к соединению трубка-коллектор, что обеспечивает высокую ремонтопригодность регенератора в процессе эксплуатации.

Результаты выполнения расчетных и конструкторских работ подтверждают возможность создания ГТД регенеративного цикла номинальной мощностью 16 МВт с КПД более 40 %. Конструктивные решения, принимаемые при создании газотурбинной установки регенеративного цикла, предусматривают максимальное использование отработанных в производстве и проверенных в эксплуатации элементов и узлов двигателя, что позволяет сократить сроки создания ГТУ и обеспечить ее высокую надёжность и эффективность.

Рис. 4 Схема расположения трубок в пучке: 1 — теплообменные трубки; 2 - проставки

Переход воздуха из одного хода в другой осуществляется по калачам, расположенным в шахматном порядке, с уменьшенным (по отношению к теплообмен-ным трубкам) поперечным шагом. Малый поперечный шаг между калачами позволяет уменьшить габариты теплообменника, а увеличение гидравлического сопротивления калачей со стороны газового потока способствует снижению протечек газа мимо пакета по калачам.

Литература

1. Щуровский В.А. Состояние и перспективы применения

газотурбинных и компрессорных технологий // Газовая промышленность. - 2003. - № 2. - С. 41-44.

2. Щуровский В.А. Основные направления развития газопе-

рекачивающей техники // Газотурбинные технологии.

- 2007. - № 6. - С. 38-39.

3. Типовые технические требования к газотурбинным ГПА и

их системам. СТО Газпром 2-3.5-138-2007. 55 с.

4. Барский И.А., Иванов А.К. и др. Выбор температуры газа

перед турбиной ГТУ КС // Газовая промышленность. -1999. - № 2. - С. 51-52.

5. Орберг А.Н., Сударев В.Б. и др. Прогноз начальной тем-

пературы газа газотурбинного привода ГПА // Газовая промышленность. - 2005. -№ 5. - С. 62 - 65.

6. Микаэлян Э.А. Совершенствование современных газотур-

бинных ГПА // Газовая промышленность - 2005. - № 2.

- С. 64-67.

7. Спицын В.Е., Боцула А.Л., Соломонюк Д.Н., Чобенко В.

Н. Высокоэффективная газотурбинная установка для ГПА // Вестник Национального технического университета «ХПИ» - 2008. - №34.- С. 3-6.

Розглянуто oco6Mueocmi застосуван-ня електромагттних тдшипнитв в газо-турбтнш установки, а також результати дослидження ïx працездатностi в енерго-блоках. Наведено масогабаритн характеристики валопроводу, який включае в себе ротори двигуна й турбогенератора. Описана конструкщя системи та особливо-стi ïï налагодження

Ключовi слова: газотурбтний двигун, магштний тдшипник, валопровид, система

регулювання, вiбрацiя, левтащя

□-□

Рассмотрены особенности применения электромагнитных подшипников в газотурбинной установке, а также результаты исследования их работоспособности в энергоблоках. Приведены массогабаритные характеристики валопровода, включающего в себя роторы двигателя и турбогенератора. Описана конструкция системы и особенности ее отладки

Ключевые слова: газотурбинный двигатель, магнитный подшипник, валопровод, система регулирования, вибрация, левитирование

□-□

Features of application of electromagnetic bearings in gas-turbine power plant to installation, and also results of research of their working capacity in power units are considered. Are brought mass-dimensional characteristics wire-shaft, the engine including rotors and a turbogenerator. The design of system and feature of its debugging is described

Key words: gas-turbine engine, magnetic bearing, wire-shaft, system, regulation, vibration, levitation

УДК 62-233.2

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СЕРИЙНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГТУ НА МАГНИТНЫХ ПОДШИПНИКАХ

Ю.М. Ануров

Доктор технических наук, профессор, генеральный

конструктор*

Е.В. Литвинов

Главный конструктор департамента газовых турбин*

*ОАО «ГТ ТЭЦ ЭНЕРГО» ул. Трефолева, 2-В, г. Санкт-Петербург, Россия

На предприятиях Группы «Энергомаш» (Генеральный проектировщик ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго») начиная с 2000 г. реализуется проект «ГТ-009», связанный со строительством газотурбинных электростанций малой мощности собственной разработки для выработки, как электроэнергии, так и тепла. Источник механической энергии в энергоблоке - одновальный газотурбинный двигатель с рекуперативным подогревателем ГТ-009, имеющий частоту вращения ротора 6 094 об/мин. Энергоблок включает в себя понижающий редуктор и турбогенератор ТФЭ-10-2ГУЗ (частота вращения 3 000 об/мин). Роторы турбины и генератора опираются на подшипники скольжения. Для выработки тепловой энергии использован котел-утилизатор собственной разработки КУВ-23,2(20)-170.

К настоящему времени уже работает 20 из 24 запланированных к эксплуатации энергоблоков в восьми

городах России. На лето 2009 г. запланирован запуск последней станции в Великом Новгороде с четырьмя энергоблоками.

На начало июля 2009 г. суммарная выработка электроэнергии по станциям составила более 2,2 млрд. кВт-час. Суммарная наработка блоков составляет 335 тыс. часов, а наработка лидерного газотурбинного двигателя ГТ-009 в городе Вельск составила более 40 тыс. часов.

С целью дальнейшего развития проекта газотурбинных электростанций малой мощности в 2002 г. руководством «Энергомаш» принято решение о проектировании станции нового поколения с применением газотурбинного двигателя и генератора без использования смазки - с отказом от масляных подшипников и понижающего редуктора. При этом потребовалось спроектировать новый высокооборотный турбогене-