Б. С. Ревзин, О. В. Комаров, А. А. Стяжкин – Уральский государственный технический университет (УГТУ-УПИ)

Конверсионная газотурбинная техника должна иметь опыт более длительной эксплуатации на земле, прежде чем быть реализованной в энергетических ПГУ средней мощности с паросиловыми блоками. Возможно использование такой техники в энергоустановках с выносным газотурбинным энергоблоком, что имеет большие преимущества при низких температурах воздуха, особенно для установок средней мощности.

Проблема наземного применения конверсионной газотурбинной техники активно обсуждалась на страницах периодических изданий и на различных встречах специалистов [1,3]. К началу нынешнего столетия стационарное газотурбостроение в России в основном утратило свои позиции в транспорте газа – как при комплектовании новых компрессорных станций, так и при реконструкции действующих. Преимущественно конкурируют между собой различные конвертированные авиадвигатели, разработанные пермским, самарским и уфимским (московским) конструкторскими коллективами [2], дополняют их судовые двигатели разработки компании «Зоря»-«Машпроект» (г. Николаев).
При использовании новых двигателей в качестве газотурбинного привода при транспорте газа, их эффективность, определенная по стоимости жизненного цикла, для ГПА мощностью 16 МВт отличается несущественно (при условии умеренной, средневзвешенной внутренней цены топливного газа) [2]. Основными критериями при выборе конкретной конструкции привода являются показатели надежности работы оборудования, затраты на ремонтно-техническое обслуживание, особенности режимов эксплуатации и т.д. Но сегодня фактор снижения простоев и стоимости обслуживания и ремонта может быть значительно более важным, чем топливная экономичность.
В работе В.А. Щуровского [3] приводилось, что затраты на обслуживание и ремонт конвертированных авиадвигателей, согласно статистическим данным, были выше, чем на стационарные ГТУ, в 2...2,5 раза, а затраты на судовые двигатели, спроектированные на более длительную безостановочную работу, – в 1,5...2 раза (и это несмотря на легкость перехода вышедшего из строя двигателя на резервный в условиях компрессорной станции). Из этого следует, что для применения в энергетике нужно отдельно оценивать эффективность различных типов двигателей и по затратам на РТО, особенно короткоресурсных двигателей при эксплуатации их на земле.
В странах, где давно установились рыночные отношения в промышленности, затраты на один установленный кВт парогазовых установок примерно в два раза выше стоимости одного кВт ГТУ, но затраты на обслуживание и ремонт ПГУ существенно превышают этот показатель для ГТУ (табл.).
Из данных таблицы следует, что парогазовые энергетические установки – это оборудование более высокого уровня сложности. Известно, что у нас в «большой» энергетике мощные паросиловые блоки используют не весь температурный интервал сжигаемого топлива, а только от 550…600 °С до атмосферного (-45…+45 °С), и эффективный КПД у них близок к 40 %. Если на первой ступени использования высококачественного углеводородного топлива с температурой сгорания более 2000 °С применить совершенные стационарные ГТУ простого цикла или с промежуточным подогревом, то можно использовать интервал от 1400…1500 °С до температур 550…600 °С, пригодных для применения в паротурбинных установках в качестве второй ступени с общим электрическим КПД 55...60 %.
Но подходят ли в качестве первой ступени ПГУ новые высокотемпературные конвертиро-ванные авиадвигатели? Для этого в процессе конвертирования (и после него) они должны пройти длительный путь развития, который прошел, например, известный двигатель LM 2500 или начали проходить ГТУ-16П и АЛ-31СТ.
Кроме того, в теплофикационных ГТУ и ПГУ нужно обеспечить, при необходимости, большую отдачу теплоты на каждый киловатт выработанной мощности, а в других случаях – высокую выработку электроэнергии на каждую единицу отданной теплоты, т.е. должны быть способы регулирования и перераспределения электрической и тепловой нагрузки. Но сейчас в поставляемых конвертированных двигателях это реализовано недостаточно. Дожигание топлива перед утилизатором тепла является самым простым, но малоэффективным способом регулирования отдачи теплоты.
Заметим, что указанные в таблице показатели расходов на обслуживание и ремонт относятся к периоду 1980-х годов, когда удельный вес высокотемпературных газовых турбин с охлаждаемыми рабочими лопатками был ниже современного, а требования к токсичности выхлопа – менее строгими. С тех пор стационарные ГТУ прошли большой путь совершенствования и одновременно усложнения конструкции.
Высокие затраты на обслуживание и ремонт характерны и для паросиловой части ПГУ, где преобразование воды в пар и последующая его конденсация требуют достаточно сложного оборудования, работа которого вместе с ГТУ связана и с ее надежностью. По-видимому, в связи с этим ПГУ средней мощности на базе авиационных двигателей сравнительно мало распространены.
Недавно вступившая в строй и успешно работающая Сочинская ПГУ-ТЭЦ использует в качестве привода двухвальные двигатели стационарного типа мощностью 29 МВт, прошедшие более чем 20-летний период усовершенствования и развития. Проделанная большая работа по конвертированию короткоресурсного двигателя АЛ-31Ф в стационарный АЛ-31СТ [6] является, по-видимому, только начальным этапом становления нового двигателя. Общий опыт эксплуатации в различных условиях вызовет потребность его дальнейшего совершенствования.
По мнению авторов, в ближайшее время наиболее перспективными направлениями применения конверсионной газотурбинной техники следует по-прежнему считать теплофикационные ГТУ и автономные ГТД усовершенствованного цикла. Расчетной температурой воздуха для конвертируемых авиадвигателей, применяющихся в когенерационном цикле, целесообразно принимать среднюю температуру отопительного периода, которая в большинстве центральных регионов России находится в пределах 0 °С. При этом остается требование: за счет усложнения установки повысить ее теплофикационные показатели зимой и экономичность – при работе без утилизации теплоты, что обусловлено и развивающейся в последние годы тенденцией удовлетворять местные потребности в электроэнергии и тепле за счет собственных источников. В связи с этим возникает проблема недостаточной тепловой эффективности небольших ГТУ без использования воды по схеме STIG или в ПГУ. Комплексное использование воды в цикле установки типа «Водолей» чрезмерно усложняет эксплуатацию и может быть перспективным, прежде всего, для установок большой мощности.
Некоторые пути совершенствования конверсионной газотурбинной техники приведены в работе [7]. В частности, здесь предлагается схема комбинированной установки с промежуточным подогревом двумя электрогенераторами, выносным энергоблоком, регенератором, паровой турбиной, конденсатором и котлом-утилизатором. Установка отличается существенным повышением экономичности при температуре воздуха ниже минус 10 °С и значительным снижением мощности в летнее время. Предусмотрено выполнение паросилового блока на высокие параметры пара. Но оборудование такой сложности и большой металлоемкости едва ли в ближайшее время будет востребовано.
Авторы настоящей публикации предлагают установку для конверсионной газотурбинной техники – тоже с выносным энергоблоком, но не паротурбинным, а газотурбинным (рис.). Газогенератор – одновальный (хотя он может быть и двухвальным), но камера сгорания обязательно с дожиганием и повышением температуры перед силовой турбиной, например до 1173 К. При этом первая ступень свободной турбины будет иметь охлаждение только соплового аппарата. Температура на входе в регенератор принята до 600 °С, т. е. возможно использование для него и выносного турбоблока из низколегированной стали.
Коэффициент полезного действия установки по представленной схеме при t_в=+5 °С, температурах газа перед ТВД и СТ, соответственно, 1373 К и 1173 К и степени регенерации 0,85...0,9 % составляет около 46 %, а при T_Г = 1473 К и t_в = 0…–5 °С и ниже возрастает до 48...50 %. В выносном энергоблоке предпочтительна степень повышения давления π_КВБ= 5,5±0,5 (но возможна и другая).
Достоинством данной установки, по сравнению с ПГУ, является использование однотипных машин, что позволяет упростить схему автоматического управления, а поскольку для работы основного оборудования не нужна вода, то нет необходимости в капитальном здании – достаточно укрытия. Выносной энергоблок в зависимости от соотношения температур газа и воздуха вырабатывает около четверти полезной мощности, т.е. столько же, что и в ПГУ на невысоких параметрах. В основном варианте турбина выносного блока работает на «чистом» воздухе, и в ней, как и в компрессоре, могут быть использованы хромистые низколегированные и углеродистые стали.
При работе по когенерационной схеме, с включением обоих утилизационных подогревателей воды, возможна отдача около 1,5 кВт теплоты на один кВт выработанной полезной мощности. В зимнее время при избытке мощности на основном турбоблоке с помощью горячих шиберов регенератор может быть частично байпасирован по газу с целью увеличения отдачи теплоты потребителю.
В качестве примера нужно отметить, что однокомпрессорный двигатель на базе ГТУ-16ПЭ с дожигающей камерой сгорания и новой силовой турбиной на T_Г = 1173 К при установке по предложенной схеме нуждается в односекционном рекуператоре. При схеме с двумя электрогенераторами (или одном общем) установка сможет вырабатывать более 20 МВт электроэнергии с эффективным КПД в зимнее время 48...50 % (при отдаче «на сторону» не менее 30 МВт тепловой энергии). Возможны различные усовершенствования предложенной схемы, например впрыск воды в осевые компрессоры и т.п.
В целом, условия для использования конверсионной газотурбинной техники в парогазовых энергетических блоках средней мощности пока неблагоприятны. Более целесообразно применение такой техники для местного электрои теплоснабжения в качестве пиковых или теплофикационных агрегатов.
Кроме обычных когенерационных установок с отдачей теплоты воде, предлагается использовать ГТУ с дожигающей камерой сгорания, регенератором и выносным газотурбинным энергоблоком. Она имеет ряд преимуществ по экономичности, отличается меньшей металлоемкостью, простотой обслуживания и хорошими теплофикационными характеристиками.
Такая ГТУ имеет несомненные преимущества перед ПГУ в качестве энергетической установки средней мощности, особенно при использовании конверсионной газотурбинной техники.

Использованная литература:
1.    Морев В.Г. Совершенствование конверсионной газотурбинной техники и технологии ее использования в энергетике/Газотурбинные технологии. 2002, №5.
2.    Загоринский Э.Е. Эффективность применения отечественных конвертированных авиационных приводов для ГПА мощностью 16 МВт/Газотурбинные технологии. 2006, №7.
3.    Ревзин Б.С. Об использовании конверсионной газотурбинной техники в тепловой энергетике/Газотурбинные технологии. 2002, №2.
4.    Щуровский В.А. Новое поколение ГТУ для магистральных газопроводов/Газотурбинные технологии. 1999, №1.
5.    Манушин Э.А. Комбинированные энергетические установки с паровыми и газовыми турбинами/М.: ВИНИТИ, 1990.
6.    Марчуков Е.Ю. Конверсия высокотемпературного авиационного двигателя/Е.Ю. Марчуков. М., 1998.
7.    Гриценко Е.А., Данильченко В.П. Пути совершенствования газотурбинных установок наземного использования на базе авиационных двигателей/Компрессорная техника и пневматика. 2005, №4.