К основным параметрам наземных и морских ГТД относятся эффективная мощность и эффективный КПД на выходном валу. Также важными параметрами являются расход воздуха, расход и температура газов, располагаемая тепловая мощность на выходе, расход топлива. Эти параметры используются при проектировании ГТУ и объектов применения ГТД.
Масса и габариты для наземных и морских ГТД имеют второстепенное значение. Исключение составляют транспортные ГТД, в том числе и морские, используемые для привода судовых движителей. Для транспортных двигателей габариты (объем) имеют важное значение, поскольку пространство для их размещения на объектах применения зачастую ограничено.
Параметры ГТД обычно даются в стандартных условиях ISO 2314:
- температура атмосферного воздуха +15 °С;
- давление атмосферного воздуха 760 мм рт. ст.;
- относительная влажность воздуха 60%;
- без учета потерь давления во всасывающем и выхлопном устройствах объекта применения ГТД;
- с учетом потерь на входе и выходе собственно ГТД – во входном корпусе компрессора и выходном тракте ГТД за турбиной, включающем стойки задней опоры, диффузор и улитку.
Мощность наземных и морских ГТД изменяется в широких пределах – от десятков киловатт в микротурбинах до сотен мегаватт в крупных стационарных энергетических ГТД. К настоящему времени создано множество моделей ГТД, достаточно равномерно заполняющих мощностной ряд от 30 кВт до 350 МВт.
Мощностной ряд ГТД можно условно разделить на четыре класса:
- микротурбины – имеют мощность от 30 кВт до 250 кВт, применяются обычно в составе автономных энергоагрегатов для выработки электроэнергии или совместного производства электрической, тепловой энергии и в ряде случаев для производства холода;
- ГТД малой мощности – от 250 кВт до 10 МВт, для механического и морского привода, привода электрогенераторов в составе ГТЭС простого цикла и в когенерационных установках для совместного производства электрической и тепловой энергии;
- ГТД средней мощности - от 10МВт до 60 МВт для механического и морского привода, в составе ГТЭС простого и комбинированного парогазового цикла и в когенерационных установках;
- ГТД большой мощности – от 60 до 350 МВт, используются в составе ГТЭС комбинированного парогазового цикла и в когенерационных установках; значительно реже – в простом цикле.
Важнейшими удельными параметрами, определяющими степень технического совершенства наземных и морских ГТД, являются удельная мощность и эффективный КПД на выходном валу.
Удельная мощность (аналогично ТВД и вертолетным ГТД) представляет собой мощность, приходящуюся на единицу (1 кг/с) расхода воздуха Gв , и численно равна удельной работе цикла (кДж/кг), кВт/кг/с.
Nуд = Nе / Gв.
Современные наземные и морские ГТД постоянно развиваются в сторону повышения удельной мощности за счет увеличения температуры газа перед турбиной, совершенствования аэродинамики лопаточных машин и систем охлаждения. В настоящее время особенно значителен прогресс в повышении параметров мощных одновальных энергетических ГТД. Это объясняется интенсивным заимствованием авиационных технологий в области трехмерной аэродинамики, применением многослойных теплозащитных покрытий (ТЗП) и эффективных систем охлаждения турбины, использованием теплообменников для снижения температуры охлаждающего воздуха и водяного пара в качестве охладителя.
Удельная мощность новейших серийных энергетических ГТД достигает 400...450 кВт/кг/с при освоенной температуре газа перед турбиной Т*СА = 1700 К (при работе в базовом режиме с межремонтным ресурсом 25 000 часов). Разрабатываются опытные модели энергетических ГТД с температурой газа перед турбиной Т*СА = 1783 К.
Удельная мощность ГТД малой и средней мощности достигает значений 300…350 кВт/кг/с при максимальной температуре газа на номинальном режиме Т*СА = 1500…1600 К.
Важнейшим удельным параметром наземных и морских ГТД является эффективный КПД ηе . Он характеризует топливную эффективность и представляет собой отношение эффективной мощности на валу Ne к мощности, подведённой с топливом Nтопл , кВт:
Nтопл = Gт часНu/3600, ηе = Ne / Nтопл = ,
где Gт час – часовой расход топлива ГТД, кг/ч; Нu – низшая теплота сгорания, кДж/кг.
Повышение эффективного КПД – важнейшее направление развития ГТД – достигается повышением параметров цикла Т*СА и π*к в оптимальном соотношении, а также уменьшением внутрицикловых потерь за счет совершенствования аэродинамики лопаточных машин, систем охлаждения и снижения потерь по тракту ГТД.
Эффективный КПД зависит также и от класса мощности – у ГТД меньшего класса мощности КПД, как правило, ниже (рис. 23). Эта зависимость проявляется через фактор размерности. В ГТД меньшей мощности более умеренные параметры цикла, так как сложнее получить высокий КПД на малоразмерных лопаточных машинах. Параметры цикла, кроме этого, влияют и на удельную стоимость ГТД. Эффективный КПД современных ГТД простого цикла составляет ηе = 0,18…0,43.
Удельная стоимость ГТД - экономический параметр, характеризующий стоимость 1 кВт установленной мощности ГТД в определенной стандартной комплектации. Например, если ГТД применяется для механического привода, в состав оборудования входят: система запуска, управления, противообледенительная и противопожарная, входное и выходное устройства, редуктор и некоторые другие. С ростом мощности ГТД существенно снижается его удельная стоимость. Так, например, удельная стоимость ГТД для механического привода составляет от 400…450 $/кВт (для ГТД класса мощности 1 МВт) до 170…180 $/кВт (для ГТД мощностью 30…40 МВт).
8. Особенности требований к приводным ГТД для ГПА
Энергетика и механический привод являются важнейшими областями применения наземных ГТД: в суммарном объеме мирового производства наземных и морских ГТД энергетические ГТД составляют около 91%, приводные ГТД – около 5% (по стоимости). В России основной потребитель ГТД - газотранспортные подразделения ОАО "Газпром", однако и в энергетике в последнее время наблюдается быстрый рост спроса на газотурбинные приводы.
8.1 Требования к характеристикам ГТД
Основными характеристиками ГТД, определяющими его размерность и техническое совершенство, являются номинальная мощность на выходном валу (Ne ном) и эффективный КПД (ηе) на режиме номинальной мощности.
Ne ном - это максимальная длительная мощность в определенных стандартных условиях (см. ниже), при которой обеспечиваются заявленные показатели ресурса, надежности и экономичности. ηе и Ne ном определяются для двух условий: условий по ISO 2314 и станционных условий.
Рис. 23. Зависимость эффективного КПД (ηе) наземных ГТД от мощности
Условия ISO 2314 (ГОСТ 20440-75):
1) параметры воздуха на входе (в плоскости входного патрубка компрессора): полное давление 0,1013 МПа, полная температура +15 °С, относительная влажность 60%;
2) параметры на выхлопе (в плоскости выхлопного патрубка турбины или на выходе из регенератора, если используется регенеративный цикл): статическое давление 0,1013 МПА;
3) сопротивление входного и выхлопного трактов ГПА не учитывается.
Параметры ГТД в условиях ISO используются для определения технического уровня двигателя и сравнения его с ближайшими аналогами.
Станционные условия отличаются от условий ISO учетом потерь полного давления во входном и выхлопном устройствах ГПА, которые обычно не превышают 1000 Па. Номинальная мощность должна обеспечиваться до температуры атмосферного воздуха +25°С (это требование может быть изменено для конкретного двигателя). Максимальная мощность ГТД – это предельная рабочая мощность, развиваемая при больших отрицательных температурах атмосферного воздуха. Максимальная мощность должна быть до 20% выше номинальной. Номинальный КПД проектируемых ГТД должен соответствовать современному техническому уровню или быть выше. КПД современных серийных ГТД для различных классов мощности приведены в табл. 4
Таблица 4
Примечание: показатели относятся к серийной товарной продукции мирового рынка простого и регенеративного цикла и не относятся к установкам сложных и комбинированных циклов. Перспективные разработки и прототипы могут иметь КПД на 1,5. ..2% (абсолютных) выше.
Нагрузочная характеристика двигателя ГПА (зависимость мощности от частоты вращения силовой турбины при постоянном режиме газогенератора) должна быть пологой - не более 5 % снижения мощности при частоте вращения СТ 70 % от номинальной.
Минимальная мощность, при которой допускается длительная эксплуатация ГТД, может составлять до 50 % от номинальной мощности.
Конструкция ГТД должна допускать возможность отбора сжатого воздуха из-за компрессора на станционные нужды и в противообледенительную систему. При этом соответственно снижаются мощность и КПД.
Двигатели ГПА работают на земле, в условиях запыленности, поэтому в процессе эксплуатации мощность снижается из-за загрязнения газовоздушного тракта двигателя (в основном, проточной части компрессора). Для восстановления мощности выполняют промывку газовоздушного тракта. При промывке на вход в двигатель при помощи промывочных устройств подаются специальные моющие растворы. Промывку выполняют на рабочем режиме или на режиме холодной прокрутки. Отличие промывки на рабочих режимах от промывки на холодной прокрутке заключается в расходах промывочной жидкости - на холодной прокрутке подается значительно больше моющей жидкости.
Рекомендуемая периодичность промывки:
- на рабочем режиме - через 300…1000 часов работы;
- на режиме холодной прокрутки - через 3000…5000 часов работы.
Промывки могут производиться и чаще в случае значительного снижения мощности ГТД при сильной загрязненности воздуха.
8.2 Требования к ресурсам и надежности
Класс использования ГТД для ГПА, как правило, базовый:
- время работы свыше 6000 ч/год;
- число пусков не менее 20 в год;
- время непрерывной работы – более 300 ч/пуск;
Срок службы ГТД – не менее 20 лет.
Ресурсы:
- назначенный – не менее 100000 ч;
- межремонтный – 20000…25000 ч.
Назначенный ресурс газогенератора ГТД, конвертированного из авиадвигателя, должен быть не менее 50000 час.
Надежность ГТД для ГПА определяется следующими основными показателями:
а) наработка на отказ по причинам, связанным с двигателем, ч:
Тотказ = Тр / Чотказ ,
где Тр – суммарное время работы парка двигателей, ч;
Чотказ – количество отказов.
Нормируемое значение Тотказ ≥ 3500 ч.
б) коэффициент надежности пусков
Кнп = П / Побщ ,
где П - количество удавшихся пусков;
Побщ - общее количество пусков с учетом неудавшихся.
Нормируемое значение Кнп ≥ 0,95.
в) коэффициент готовности
Кг = Тр /(Тр + Тпрост),
где Тр – суммарное время работы парка двигателей, ч;
Тпрост - суммарное время вынужденных простоев, связанное с устранением отказов, ч.
Нормируемое значение Кг ≥ 0,98.
г) коэффициент технического использования:
Кти = Тр /(Тр + Твосст + Ттор),
где Тр – суммарное время работы парка двигателей, ч;
Твосст – суммарное время восстановления, связанное с устранением отказов, ч;
Ттор – время простоев на плановое техническое обслуживание и ремонт, запланированный на время простоев, ч.
Нормируемое значение Кти ≥ 0,9.
Фактически показатели надежности оцениваются по результатам эксплуатации и должны быть подтверждены по истечении пяти лет эксплуатации двигателей.
8.3 Требования к габаритам и весовым характеристикам
В отличие от авиационных к ГТД наземного применения предъявляются менее жесткие требования по габаритам и массе.
Основными ограничениями являются габариты контейнеров для транспортировки и хранения двигателей. ГТД должны транспортироваться обычными транспортными средствами с применением распространенных грузоподъемных механизмов. При проектировании промышленных двигателей для ГПА нет необходимости вводить в конструкцию элементы, снижающие массу деталей: выборки, проточки, отверстия и т.п. Также не следует применять без особой необходимости дорогостоящие легкие сплавы (титановые, алюминиевые, магниевые) и высоколегированные стали.
8.4 Используемые ГСМ
В качестве топлива для ГТД ГПА в основном используется природный газ, отбираемый из транспортных газопроводов. Состав и характеристики топливного газа регламентируются отраслевым стандартом. При проектировании ГТД, особенно деталей камеры сгорания, лопаток и дисков турбины, следует учитывать, что в состав природного газа входят сероводород и меркаптановая сера. Эти компоненты газа при высоких температурах вызывают оксидно-сернистую коррозию деталей. Повышенным содержанием сероводорода отличается природный газ, откачиваемый из подземных хранилищ газа. В некоторых случаях в качестве топлива могут использоваться попутные нефтяные газы.
Транспортируемый газ, используемый в качестве топлива, проходит на компрессорных станциях через специальные блоки подготовки. В этих блоках газ доводится до требований стандарта по чистоте, содержанию влаги и температуре.
Во многих случаях транспортируемый природный газ используется и в качестве рабочего тела для турбостартеров двигателя - так называемый пусковой газ. Пусковой газ также подается к стартеру двигателя из блоков подготовки газа компрессорной станции.
В системах смазки ГТД для ГПА используются минеральные масла типа МС-8П, в некоторых двигателях используется масло турбинное типа ТП-22е. В высокотемпературных ГТД, конвертированных из авиадвигателей, применяются синтетические масла при условии минимизации потерь масла.
8.5 Требования экологии и безопасности
Существуют допустимые нормы содержания окислов азота и углерода в выхлопных газах приводных ГТД ГПА.
Содержание окислов азота (в сухих продуктах сгорания при температуре 0,1013 МПА и условной концентрации кислорода 15 %):
- для вновь проектируемых ГТД - не более 50 мг/нм3;
- для модернизируемых ГТД – не более 150 мг/нм3.
Содержание оксидов углерода – не более 100 мг/нм3.
Компрессорные станции магистральных газопроводов являются объектами повышенной пожаровзрывоопасности. Поэтому к ГТД для ГПА предъявляются особые требования по обеспечению безопасности работы. Конструкция двигателя в целом, его составных частей, агрегатов, трубной и электрической обвязки должны гарантированно исключать искрообразование, утечку топливного газа, нелокализованные разрушения роторов.
В конструкции должны применяться датчики и агрегаты взрывобезопасного исполнения, корпуса компрессоров, турбин следует проектировать более прочными. Двигатели необходимо оборудовать системой автоматической защиты от раскрутки роторов, а в случае ее отказа разрушение лопаток должно предшествовать разрушению дисков.
В отличие от авиационных двигателей ГТД для ГПА устанавливаются в специальных укрытиях. закрываются шумотеплоизолирующими кожухами. Кроме того, в составе самих ГПА предусмотрены шумоглушащие устройства во входной шахте и в системе выхлопа. Поэтому в конструкции собственно двигателя не предусматриваются какие-либо устройства для снижения уровня шума.
Заключение
Газотурбинные двигатели за шестьдесят лет своего развития стали основным типом двигателей в современной авиации. На основе авиационных ГТД созданы двигатели для наземной и морской техники: мобильных электростанций, газокомпрессорных станций, наземных и морских транспортных средств. Газотурбинные двигатели - классический пример сложнейшего устройства, детали которого работают длительное время в условиях предельно высоких температур и нагрузок. Вместе с тем эти двигатели - образец высочайшей надежности, которая обеспечивается эффективными конструкторскими решениями, сложными газодинамическими, тепловыми и прочностными расчетами. В связи с этим изучение газотурбинных двигателей, как одного из наиболее совершенных достижений инженерной мысли, выходит за рамки утилитарной задачи подготовки инженеров-двигателистов. Анализ существующего состояния трубопроводного транспорта природных газов и оценка перспектив его дальнейшего развития показывают, что газотурбинный вид привода центробежных нагнетателей на компрессорных станциях как в настоящее время, так и на ближайшую перспективу остается одним из основных видов энергопривода компрессорных станций.
Список использованной литературы
1. Основы конструирования авиационных двигателей и энергетических установок: учеб. / А.А. Иноземцев, М.А. Нихамкин, B.JI. Сандрацкий. - М.: Машиностроение, 2008. - Т. 1. -208 с.: ил. - (Серия: Газотурбинные двигатели).
2. Основы конструирования авиационных двигателей и энергетических установок: учеб. / А.А. Иноземцев, М.А. Нихамкин, B.JI. Сандрацкий. - М.: Машиностроение, 2008. - Т. 2. -366 с.: ил. - (Серия: Газотурбинные двигатели).
3. Б.П. Поршаков, А.А. Апостолов, В.И. Никишин. Газотурбинные установки: - М: ГУП Издательство "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 240 с.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8
