Особенности создания газотурбинной установки регенеративного цикла для ГПа

Тип работы:
Реферат
Предмет:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

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, 54 018 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, 54 018 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 3540 % в зависимости от мощности ГТД) —
— низкая эмиссия (менее 50 мг/нм3) —
— большой общий ресурс (120150 тыс. ч.) с ресурсом до капитального ремонта 4050 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 °C, 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 °C, что позволит обеспечить температуру теплообменных поверхностей на уровне 560580 °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 °C 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 °C.
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 °C 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 °C.
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 °C не приводит к существенному увеличению КПД установки вследствие необходимости введения более интенсивного охлаждения СА и РЛ турбины компрессора, а при температурах более 1050 °C 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 °C температура газа на входе в регенератор менее 600 °C 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 & quot-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 ix працездатностi в енерго-блоках. Наведено масогабаритн характеристики валопроводу, який включае в себе ротори двигуна й турбогенератора. Описана конструкщя системи та особливо-стi ii 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-

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой