Общее устройство ГТУ

Машины, преобразующие какой-либо вид энергия в механическую работу, называются двигателями. Машины, преобразующие теплоту в механическую работу, называются тепловыми двигателями.

Способы превращения теплоты в механическую работу разнообразны. Наиболее распространены следующие типы тепловых двигателей:

1) паровые машины; 2) паровые турбины; 3) двигатели внутреннего сгорания; 4) газовые турбины; 5) реактивные двигатели (турбореактивные и ракетные).

В настоящее время газовые турбины на­ходят все большее применение в народном хозяйстве. Области применения газотурбин­ных установок (ГТУ) определяются их сравнительными свойствами по отношению к другим типам первичных двигателей.

По сравнению с паротурбинными уста­новками ГТУ обладают: малой массой и малыми габаритами на единицу мощности; быстрым запуском; малой потребностью в охлаждающей воде; простотой автоматичес­кого управления ТУ; меньшей потреб­ностью в обслуживающем персонале.

Экономичность и единичная мощность ГТУ при освоенных в настоящее время тем­пературах газа в простых схемных реше­ниях уступают экономичности и единичной мощности паротурбинных установок. Газо­турбинные установки более требовательны к применяемым сортам топлива. Так, проб­лема использования твердого топлива в ГТУ находится в стадии разработки, а при­менение тяжелых мазутов связано с удоро­жанием эксплуатации установок.

Газовой турбиной называется тепловой двигатель ротационного типа, в котором рабочим телом являются продук­ты сгорания топлива в смеси с воздухом, а также нагретые до высокой температуры воздух либо другие газообразные вещества, обладающие определенными физическими свойствами.

Стационарные га­зовые турбины классифицируются по сле­дующим показателям.

I. По назначению стационарные различают на:

1) энергетические - стационарные ГТУ, предназначенные для привода электрическо­го генератора;

2) приводные - стационарные ГТУ, предназначенные для привода насоса или компрессора. Приводные ГТУ широко ис­пользуются для привода компрессоров на газоперекачивающих станциях; утилизационные - стационарные ГТУ, рабочим телом которых служат облада­ющие энергией газообразные продукты от­ хода производства; технологические - стационарные ГТУ, включенные в технологический цикл произ­водства, например для привода воздуходу­вок в доменном производстве и на нефте­перегонных заводах; атомные, в которых используется в качестве источника нагрева рабочего тела реактор с газовым охлаждением.

II. По степени сложности тепловой схе­мы цикла ГТУ подразделяют на:

1) стационарные простого цикла, термо­динамический цикл которых состоит толь­ко из следующих друг за другом процес­сов сжатия, нагрева и расширения рабочего тела (на рис. 1.1);

2) стационарные сложного цикла, термо­динамический цикл которых включает про­межуточное охлаждение при сжатии рабо­ты при его расширении;

3) стационарные регенеративного цикла в которых часть процесса нагрева рабочего тела после сжатия осуществляется теплотой выхлопных газов.

III. По степени изоляции рабочего тела от окружающей среды ГТУ различают на:

1) стационарные открытого цикла, в ко­торых воздух поступает из атмосферы и выхлопные газы отводятся в атмосферу;

2) стационарные замкнутого цикла, в ко­торых рабочее тело циркулирует по замкну­тому контуру и изолировано от окружа­ющей среды. В замкнутых ГТУ в качестве рабочего тела можно использовать любой газ (гелий, водород, аргон, воздух и т.д.).

Схема замкнутой ГТУ, работающей на воздухе, представлена на рис. 15.2. Воздух сжимается в компрессоре низкого давления КНД, охлаждается в промежуточном охла­дителе О, сжимается в компрессоре высо­кого давления КВД, подогревается в реге­нераторе Р и в специальном нагревателе H поверхностного типа. Таким нагревате­лем может служить, например, теплообмен­ник с топкой, аналогичной топке котла, или ядерный реактор. Нагреватель с топ­кой часто называют воздушным котлом. Сжатый горячий воздух поступает в тур­бину Т, а оттуда в регенератор Р и охлади­тель ПО, в котором происходит дополни­тельное снижение температуры воздуха пе­ред компрессором. Этот охладитель выпол­няет роль нижнего источника теплоты и должен быть весьма больших размеров. Одна из перспективных областей примене­ния замкнутых ГТУ - атомные электростанции;

3) стационарные полузамкнутого цикла. Это ГТУ, разомкнутая часть схемы кото­рой служит для подвода воздуха из атмосферы в замкнутую часть и отвода из нее избыточного рабочего тела.

IV. По количеству валов ГТУ классифицируют так: n-вальная стационарная ГТУ, частота вращения каждого n-го вала кото­рой независима от частоты вращения дру­гих валов. Если n > 1 и указания количе­ства валов не требуется, используется термин "многовальная ГТУ"; в других слу­чаях - "одно-" или "двухвальная".

V. По принципу действия газовые тур­бины различают:

1) со сгоранием при постоянном давле­нии (р = const);

2) со сгоранием при постоянном объеме. (v = const);

3) пульсирующие.

Газовыми турбинами с постоянным объ­емом сгорания называются турбины, снаб­женные такими камерами, в которых про­цесс сгорания происходит в замкнутом объеме.

В турбинах при v = const от 1 кг газа получается большая работа и несколько лучшая экономичность термодинамичес­кого цикла по сравнению с турбинами при р = const. Несмотря на это турбины при v = const до сих пор не нашли применения, в основном по следующим причинам:

1) наличие клапанов усложняет конст­рукцию камеры сгорания и делает ее менее надежной, так как выхлопной клапан ра­ботает в тяжелых условиях обтекания га­зами с высокой температурой;

2) из-за увеличения гидравлических по­терь, так как, во-первых, газ дросселирует­ся при течении через клапаны и, во-вторых, в самой турбине, работающей при перемен­ном давлении в камере, потери возраста­ют, потому что лишь в какой-то определен­ный момент на протяжении цикла получает­ся так называемый расчетный режим. Во всех остальных случаях обтекание лопаточ­ной решетки будет сопровождаться увели­ченными потерями;

3) вследствие увеличения опасности появления вибрации лопаток турбины из-за пульсации потока, которая может явиться дополнительным возбудителем колеба­ний лопаток.

Принципиальная схема простой газотурбинной установки пока­зана на рис. 1.1. Компрессор 1 засасывает воздух из атмосферы, сжимает его до опреде­ленного давления и по­дает в камеру сгорания 2. Сюда же непрерывно поступает жидкое или газообразное топливо. Сгорание топлива при такой схеме происходит непрерывно, при посто­янном давлении, поэто­му такие ГТУ называют­ся газотурбинными уста­новками непрерывного сгорания или ГТУ со сгоранием при постоян­ном давлении.

Рис. 1.1 Принципиальна схема ГТУ:

1 – компрессор; 2 – камера сгорания; 3 – газовая турбина; 4 – электрогенератор.

Горячие газы, образовавшиеся в камере сгорания в результа­те сжигания топлива, поступают в турбину 3. В турбине газ расширяется, и его внутренняя энергия преобразуется в механическую работу. Отработавшие газы выходят из турбины в окружающую сре­ду (в атмосферу).

Часть мощности, развиваемой газовой турбиной, затрачивает­ся на вращение компрессора, а оставшаяся часть (полезная мощность) отдается потребителю. Мощность, потребляемая компрессором, относительно велика и в простых схемах при умеренной температу­ре рабочей среды может в 2-3 раза превышать полезную мощность ГТУ. Это означает, что полная мощность собственно газовой турбины долгжна быть значительно больше полезной мощности ГТУ.

Так как газовая турбина может работать только при наличии сжатого воздуха, получаемого только от компрессора, приводимого во вращение турбиной, очевидно, что пуск ГТУ должен осуществляться от постороннего источника энергии (пускового мотора), с помощью которого компрессор вращается до тех пор, пока из каме­ры сгорания не начнет поступать газ определённых параметров и в количестве, достаточном для начала работы газовой турбины.

Из приведенного описания ясно, что газотурбинная установка состоит из трех основных элементов: газовой турбины, компрес­сора и камеры сгорания. Рассмотрим принцип действия и устройст­во этих элементов.

Схема установка прерывистого горения (со сгоранием при по­стоянном объеме) такая же, что и для установки с изобарным под­водом теплоты, и показана на рис. 1.2. Эта ГТУ отличается от ус­тановки непрерывного горения устройством камеры сгорания.

Рис. 1.2 Камера прерывистого горения:

1-воздушный клапан; 2-топливный клапан; 3-свеча зажигания;

4-сопловой (газовый) клапан.

Камера сгорания ГТУ прерывистого горения имеет клапаны 1, 2 и 4, которые управляются особым рас­пределительным механизмом,

Представим себе, что в неко­торый момент времена все клапаны закрыты, и камера заполнена сме­сью воздуха и топлива. При помощи свечи зажигания 3 смесь воспламе­няется и давление в камере повы­шается, так как сгорание происхо­дит при постоянном объеме. При достижении определенного давления открывается клапан 4 и продукты сгорания поступают к соплам турбины, в которых происходит расширение газа. Давление в камере сгорания падает. После того, как давление в камере упадет до определенной величины, автоматически открывается воздушный кла­пан 1 и происходит продувка камеры свежим воздухом. Этот воздух проходит также через турбину и охлаждает её лопаточный аппарат. В конце продувки сопловой клапан 4 закрывается и камера сгорания заполняется сжатым воздухом из компрессора. При работе на газо­образном топливе в это же время через клапан 2 подается горючий газ. Этот процесс называется зарядкой камеры. По окончании за­рядки закрываются все клапаны и происходит вспышка. Далее цикл повторяется.

Процесс изменения с течением времени давления в камере за весь цикл показан на рис. 1.3.

Рис. 1.3 Изменение давления в зависимости от времени в камере сгорания

Здесь АВ – вспышка; ВС - расширение; СД - продувка и ДА – зарядка. По данным Хольцварта весь цикл совершается приб­лизительно за 1,5 с. В этих опытах давление в начале вспышки (т. А) было равно (3...4) ^· 10⁵ Па, а в конце вспышки (т. В) оно возрастало приблизительно до 15 ^· 10⁵ Па.

В настоящее время основу парка газоперекачивающих агрегатов (ГПА) составляет оборудование, изготовленное российскими и ук­раинскими заводами. Преимущественно используются ГПА с газо­турбинными двигателями. Число ГПА с электроприводом и газо-мотокомпрессоров (поршневых) составляет около 15%. Поршневые компрессоры используются преимущественно на КС подземных га­зохранилищ и магистральных газопроводах с малой пропускной способностью. Доля КС с газотурбинным приводом составля­ет 85,4%, с электрическим приводом — 13,6% и с поршневым при­водом — 1%. Газотурбинный парк включает в себя 20 типов газо­турбинных установок (ГТУ), произведенных в различные годы. Их единичная мощность колеблется в пределах от 2,5 до 25 МВт, при этом средняя единичная мощность равна 11,1 МВт, номинальный паспортный КПД ГТУ находится в пределах от 23 до 30% и в среднем составляет 27,5% [22]. Значительная доля ГПА находится в эксплуатации более 10 лет. Десять типов имеют образцы с нара­боткой, превышающей 100 тыс. ч (максимально — 185 тыс. ч), еще три типа — более 90 тыс. ч. Между тем в процессе длительной ра­боты имеющегося оборудования выяснилось его техническое несо­вершенство, низкие КПД, зачастую не превышающие 20—22%, по­вышенный расход топливного газа, высокая эмиссия вредных вы­бросов.

К началу 90-х годов значительная часть компрессорного парка выработала технический моторесурс. В связи с этим назрела необходимость реконструкции и технического перевооружения КС. В целом необходимо отметить, что силовые агрегаты, уста­новленные на КС, нуждаются в проведении диагностического мо­ниторинга.

Технической базой перевооружения компрессорных станций должно стать новое поколение газотурбинных газоперекачивающих агрегатов, создаваемых конверсионными предприятиями России и других стран СНГ. Это поколение включает в себя 15 типоразмеров ГТУ, формирующих технологический ряд мощностей 2,5—4— 6,3(8)—10(12,5)—16—25 МВт, а также параметрический ряд моди­фикаций газовых компрессоров (нагнетателей). Эффективность ГТУ (коэффициент полезного действия ГТУ в составе ГПА) находится в пределах 30—37%, что отвечает требованиям современного миро­вого технического уровня. Большинство ГТУ одновременно плани­руется и в качестве привода для электростанций. Номенклатура новых ГПА (по заказам РАО «Газпром») представлена в табл. 1.1. Советский ветеран в производстве ГПА — АО «Невский завод» — тесно сотрудничает со шведско-швейцарским концерном АВВА, на санкт-петербургском «Кировском заводе» заканчивается проектирование блочно-контейнерных ГПА на базе новых двигателей мощ­ностью 16,25 МВт.

Таблица 1.1

Номенклатура новых ГПА

Тандем из конструкторской фирмы АО «А.Люлька-Сатурн» (Москва) и Уфимского авиамоторостроительного завода ведет работы по созданию газотурбинных приводов на базе двигателей типа АЛ-31, применяемых на истребителях СУ-27. Созданные образцы приводных двигателей мощностью 16 МВт с КПД 35% проходят различные стадии доводки и испытаний, в том числе и на КС. АО «А.Люлька-Сатурн» ведет совместные работы по разработке нового агрегата PGT-21 с итальянской компанией Nuovo Pignone, двигатель агрегата российский АЛ-31. Производство ГПА с участием зару­бежных производителей представлено в табл.1.2.

Таблица 1.2

Производство ГПА с участием зарубежных производителен

Современный уровень ресурсных показателей (независимо от типа привода — авиа или промышленный), пока не достигнутый отече­ственными производителями, должен обеспечивать следующую про­грамму ремонтно-технического обслуживания: осмотр камер сгора­ния — 6-8 тыс. ч наработки; инспекция горячих частей на месте эксплуатации — 20—25 тыс. ч; нагнетательный ремонт — 45 - 50 тыс. ч (для авиаприводов на заводе-изготовителе); полный ре­сурс — не менее 100 тыс. ч.

Динамика средних показателей эффективности газотурбинного парка определяется не только динамикой роста технического уровня нового оборудования, но и темпами перевооружения и нового стро­ительства КС. Прогнозируемая оценка для варианта с умеренными темпами нового строительства (менее 1 млн. кВт в год) и рекон­струкции (около 1 млн. кВт в год) выглядит следующим образом: коэффициент полезного действия парка ГТУ возрастает на 0,4—0,5% в год, т. е. годовой расход топлива уменьшается за 5 лет прибли­зительно на 8—10%. Оптимизация согласования характеристик на­гнетателей и газопроводов за счет применения сменных проточных частей, изменения технологических схем компрессорных станций и других мероприятий по ликвидации «узких мест» в технологии транспорта газа может обеспечить 3—4% экономии топливного газа.

Сокращение технологических затрат и потерь газа оценивается величиной около 1% от расхода топлива.

Следующее поколение газовых турбин может развиваться по нескольким возможным вариантам:

— простой цикл ГТУ с дальнейшим повышением параметров цикла (температуры и давления), совершенствованием внутренних систем охлаждения, применением новых материалов (в том числе на керамической основе); достигаемый при этом КПД должен со­ставить к 2010 г. 35—42%;

— регенеративный цикл ГТУ для агрегатов мощностью меньше 10 МВт; КПД должен составить к 2000 г. 36—40%;

— сложный цикл ГТУ (с промежуточным охлаждением и регене­рацией; КПД 41—43%) (2005 г.);

— газопаровой цикл ГТУ, т. е. со смещением разных рабочих тел (воздух—пар);

— парогазовый (комбинированный) цикл ГТУ; КПД 37—45%.

Мощным средством экономии топливного газа (на 25%) явля­ется модернизация за счет перевода ГТУ на регенеративный цикл, который осуществляется на 72 агрегатах ГТН-25И и 30 агрегатах ГТК-10И, или за счет установки более эффективного регенера­тора на агрегатах ГТИ-10.