RU2529296C2 - Двухроторный воздушный компрессор для парогазовых установок - Google Patents

Abstract

Рассматривается двухроторный воздушный компрессор для парогазовых установок, где в едином корпусе установлены ротор низкого давления, связанный с утилизационной паровой турбиной, расположенной на стороне всасывания атмосферного воздуха в компрессор, и ротор высокого давления, связанный с газовой турбиной, расположенный со стороны нагнетания компрессора. Степень сжатия воздуха в компрессоре низкого давления ε₁ определяется из условия равенства мощности утилизационной паровой турбины мощности компрессора низкого давления, а степень сжатия воздуха в компрессоре высокого давления ε₂ равна $${\epsilon }_2=\raisebox{1ex}{$\epsilon $}\!\left/ \!\raisebox{-1ex}{${\epsilon }_1$}\right.,$$ где ε - общая степень сжатия воздуха в двухроторном компрессоре. Изобретение направлено на увеличение предельной мощности парогазовых установок. 3 ил.

Description

Изобретение относится к области энергетического машиностроения и, в частности, к проблеме совершенствования оборудования парогазовых установок (ПТУ).

Известна парогазовая установка, представляющая собой механическое сочетание газотурбинной установки (ГТУ) и паротурбинного блока (ПТУ), использующего водяной пар, вырабатываемый в котле-утилизаторе на базе теплоты газов, покидающих газовую турбину (Цанев С.В., Буров В.Д., Ремизов А.Н. Газотурбинные и паротурбинные установки тепловых электростанций. М., Издательство МЭИ, 2002).

Основная задача, решаемая настоящим изобретением, состоит в увеличении предельной мощности парогазовых установок (ПГУ), выполненных на базе одновальных ПГУ одним электрическим генератором и одной газовой турбиной, что влечет за собой снижение удельных массогабаритных показателей, стоимости капитальных затрат при создании указанных ПГУ.

При указанном сочетании газотурбинной и паротурбинной установок сохраняется основной недостаток ГТУ, состоящий в низком значении коэффициента полезной работы, т.к. больше половины мощности газовой турбины расходуется на привод компрессора, причем с повышением начальной температуры газов перед газовой турбиной, обеспечивающей повышение кпд ГТУ, происходит снижение коэффициента полезной работы, т.к. рост начальной температуры влечет за собой увеличение оптимальной степени сжатия воздуха в компрессоре. В результате практически все энергетические ГТУ работают при сниженных, против оптимальных значений, степенях сжатия воздуха, что ведет к снижению термодинамического кпд ГТУ. Однако и в этом случае полезная работа ГТУ не превышает 50% от мощности, развиваемой газовой турбиной.

Другими словами ГТУ является единственным двигателем, где на собственные нужды тратится половина всей мощности, вырабатываемой газовой турбиной.

При использовании ГТУ в схеме ПТУ часть мощности, теряемой газовой турбиной на привод компрессора, возвращается в виде мощности, вырабатываемой паровой турбиной на базе утилизации сравнительно низкопотенциальной теплоты газов, покидающих газовую турбину.

С термодинамической точки зрения такая схема утилизации тепловой энергии не совсем удачна, т.к. для обеспечения собственных нужд (привод компрессора) используется высокотемпературный потенциал рабочего тела, а выработка добавочной полезной мощности происходит на более низком температурном уровне.

Кроме того, низкий коэффициент полезной работы ГТУ ведет в конечном счете к существенному ограничению максимальной полезной мощности указанных установок.

Сейчас эти мощности ГТУ не превышают 350 МВт. Напомним, что предельные мощности паротурбинных установок уже давно превысили 1000 МВт при существенно более низких (в 2-2,5 раза) начальных температурах рабочего тела (пара).

В результате предельные мощности ПТУ на базе одной ГТУ не превышают 550 МВт, и при сохранении существующих схем ПТУ эти значения мощностей превысить не удается.

Кроме того, большинство современных ПТУ с одной газовой турбиной выполняются двухвальными, где не только газовая, но и паровая турбины используются для привода электрических генераторов. Использование двух генераторов неизбежно увеличивает стоимость и массогабаритные характеристики ПТУ.

Этот недостаток отсутствует в одновальных ПТУ с линейным расположением оборудования, показанным на фигуре 1.

На этой фигуре приняты следующие обозначения.

Фигура 1:

1 - подвод пара к утилизационной паровой турбине

2 - утилизационная паровая турбина

3 - расцепная муфта

4 - компрессор

5 - камера сгорания

6 - газовая турбина

7 - конденсатор

8 - опорные подшипники

9 - опорно-упорные подшипники

10 - линия отвода газов к котлу-утилизатору

11 - линия подвода воздуха к компрессору

12 - генератор.

Как следует из приведенной схемы расположения основного оборудования, в данном случае электрический генератор 12 располагается между газотурбинной установкой, состоящей из газовой турбины 6 и компрессора 4, и паровой турбиной 2, причем паровая турбина 2 соединяется с валом электрического генератора 12 с помощью расцепной муфты 3.

Одновальная ПТУ работает следующим образом.

При пуске газовой турбины 6 (фиг.1) расцепная муфта 3 отсоединяет паровую турбину от компрессора 4 и пусковое устройство раскручивает газовую турбину 6 вместе с компрессором 4, создавая тем самым движение воздуха через проточные части компрессора и турбины.

При достижении перед газовой турбиной давления воздуха, равного 2÷3 бар, включается зажигание и в работу вступает камера сгорания 5, обеспечивающая выход газовой турбины на режим холостого хода с последующим подключением генератора 12 к электрической сети. Горячие газы после газовой турбины направляются в котел-утилизатор (на фигуре 1 котел не показан), который генерирует пар, поступающий в паровую турбину по магистрали 1. После ее прогрева турбина выходит на рабочие обороты (3000 об/мин) и после синхронизации с оборотами газовой турбины с помощью расцепной муфты 3 паровая турбина 2 подключается к генератору 12. Далее происходит синхронизация частоты вращения всего блока с частотой сети и генератор подключается к сети. Путем воздействия системы регулирования на подачу топлива происходит набор электрической нагрузки всего блока.

По сравнению с многовальной компоновкой одновальная схема ПТУ обладает существенно большей компактностью, и ее несомненным достоинством является наличие только одного электрического генератора.

При этом, однако, одновальные ПТУ имеют ограниченные мощности, т.к. исключают возможность параллельного подключения двух и более ГТУ. Кроме того, расцепная муфта 3 (фигура 1) имеет существенные ограничения на величину передаваемой мощности.

По указанным причинам максимальные мощности одновальных ПТУ с расцепной муфтой находятся на уровне 60 МВт.

К недостаткам рассматриваемых ПТУ относится также сложность и очень высокая стоимость расцепной муфты, соизмеримая со стоимостью электрического генератора.

Стоимость установки увеличивается также и в результате использования нестандартного электрического генератора с двухсторонним подсоединением силовых агрегатов.

Фирма GENERAL ELECTRIC использует одновальные установки без расцепной муфты. В этом случае мощности одновальных ПТУ увеличиваются, однако, теряется их мобильность и возникают сложности с обеспечением вибрационной надежности единого длинного ротора установки.

Отмеченные недостатки отсутствуют в схеме ПТУ, рассмотренной в патенте GE ЕР 1245805 А2 F02C 6/00 02/10/2002. В данном случае компрессор ГТУ состоит из двух независимых частей - компрессора низкого давления, соединенного с паровой турбиной, и компрессора высокого давления, соединенного с газовой турбиной.

Приведенное решение не только сохраняет все преимущества одновальных ГТУ, но и позволяет снизить мощность пускового устройства ГТУ и существенно улучшает работу ПТУ на переменных режимах, так как при рассматриваемом решении изменение мощности ПТУ достигается не только за счет изменения начальной температуры газа перед газовой турбиной, но и за счет возможности в широком диапазоне менять обороты паровой турбины, связанной с компрессором низкого давления, и менять расход воздуха, поступающего к камерам сгорания газовой турбины.

Серьезным недостатком предлагаемого решения является пространственное выделение компрессора низкого давления в самостоятельный паротурбокомпрессорный блок, так как при этом теряется присущая одновальным ПТУ компактность, создаются добавочные сложности в подводе воздуха от компрессора низкого давления к компрессору высокого давления, вызывающие в конечном счете заметное увеличение потерь давления в газовоздушном тракте установки.

Отмеченные недостатки могут быть устранены при использовании двухвальных компрессоров, которые широко используются в авиационных газотурбинных двигателях, но отсутствуют в энергетическом машиностроении. Наиболее близким к предлагаемому изобретению является двухвальный компрессор, показанный на фигуре 2 (Скубачевский Г.С. Авиационные газотурбинные двигатели, конструкции и расчет деталей.М.: Машиностроение, 1981, 552 с.).

Фигура 2:

13 - компрессор низкого давления (КНД)

14 - компрессор высокого давления (КВД)

15 - внутренний вал компрессора

16 - внешний вал компрессора.

Он состоит из компрессора низкого давления 13, который приводится во вращение внутренним валом 15, и компрессора высокого давления 14, связанного с внешним валом 16. Отличительной особенностью всех известных двухроторных авиационных компрессоров является то, что оба компрессора: компрессор низкого давления (КНД) и компрессор высокого давления (КВД), приводятся во вращение от единой двухвальной газовой турбины, расположенной с одной стороны двухроторного компрессора (Чигрин B.C., Тихомиров А.Е. Конструктивно-компоновочные схемы ГТД. Харьков: ХВВАИУ, 1991, 26 с.).

Недостатками такого двухроторного компрессора является невозможность его использования в парогазовых установках с выделенным паротурбокомпрессорным блоком при сохранении базовой компоновки одновальных ПТУ, конструктивная сложность и невозможность менять обороты КНД независимо от оборотов КВД.

Эти недостатки прототипа, а также отмеченные выше недостатки одновальных ПТУ, легко устраняются при использовании двухроторного компрессора с приводом роторов от двух самостоятельных турбин - паровой и газовой, расположенных с двух сторон компрессора, так, как это показано на фигуре 3, где приняты следующие обозначения:

Фигура 3:

1 - линия подвода пара к утилизационной турбине

2 - утилизационная паровая турбина

5 - камера сгорания

6 - газовая турбина

7 - конденсатор

8 - опорные подшипники

9 - опорно-упорные подшипники

10 - линия отвода газов к котлу-утилизатору

11 - линия подвода воздуха к компрессору

12 - генератор

13 - компрессор низкого давления (КНД)

14 - компрессор высокого давления (КВД)

17 - линия подвода воздуха к КВД при пуске газовой турбины

18 - жесткая муфта.

В приведенной схеме ПТУ компрессор низкого давления 13 единого двухроторного компрессора приводится во вращение утилизационной паровой турбиной 2, а компрессор высокого давления 14 использует для своей работы часть мощности газовой турбины 6. Как и в прототипе (Патент GE ЕР 1245805 А2, F02C 6/00, 02.10.2002) роторы КВД и газовой турбины являются единым ротором газотурбинной установки. При этом степень сжатия воздуха в компрессоре низкого давления ε₁ определяется из условия равенства мощности утилизационной паровой турбины мощности компрессора низкого давления, а степень ε сжатия воздуха в компрессоре высокого давления ε₂ равна $${\epsilon }_2=\frac{\epsilon }{{\epsilon }_1},$$

где ε

- общая степень сжатия в компрессоре.

При такой конструкции компрессора сохраняются все преимущества одновальной ПТУ, выполненной по схеме, изображенной на фигуре 1, и те преимущества, которыми обладает ПТУ, рассмотренная в указанном выше патенте, без присущих этим схемам недостатков, т.к. в новой ПТУ отсутствует расцепная муфта и отсутствуют добавочные гидравлические сопротивления между компрессором низкого и высокого давления.

Кроме того, при использовании в ПТУ нового двухроторного компрессора с двухсторонним приводом его роторов частота вращения ротора компрессора низкого давления, связанного с паровой турбиной, может быть как больше, так и меньше 50 Гц, поскольку этот блок не связан с электрическим генератором.

Технический результат изобретения состоит в следующем.

1. Использование двухроторного компрессора позволяет резко увеличить мощность ПГУ на базе одной газовой турбины при сохранении всех преимуществ одновальной компоновки основного оборудования.

2. Разделение ротора компрессора на две части с приводом ступеней низкого давления от паровой турбины обеспечивает возможность в широком диапазоне менять частоту вращения этих ступеней, что позволяет либо резко увеличивать производительность компрессора при снижении частоты вращения его ротора с 50 Гц до 25 Гц, либо снижать его металлоемкость при увеличении частоты до 75-100 Гц.

3. Разделение единого ротора одновальных установок на две части с помощью двухроторного компрессора заметно увеличивает вибрационную надежность.

Таким образом, предлагается осевой компрессор для парогазовых установок, содержащий единый корпус, внутри которого располагается ротор компрессора низкого давления и ротор компрессора высокого давления с соответствующими направляющими аппаратами, опорно-упорный и опорные подшипники, отличающийся тем, что роторы компрессора приводятся во вращение принципиально разными турбинами - паровой и газовой, расположенными с разных сторон компрессора (паровая - со стороны всасывания атмосферного воздуха, а газовая - со стороны нагнетания), причем степень сжатия воздуха в компрессоре низкого давления ε₁ определяется из условия равенства мощности утилизационной паровой турбины мощности компрессора низкого давления, а степень сжатия воздуха в компрессоре высокого

давления ε₂ равна $${\epsilon }_2=\raisebox{1ex}{$\epsilon $}\!\left/ \!\raisebox{-1ex}{${\epsilon }_1$}\right.,$$

где ε - общая степень сжатия воздуха в двухроторном компрессоре.

Подобное решение позволяет при расходах воздуха, не превышающих максимальных расходов в существующих мощных энергетических ГТУ, повышать частоту вращения ротора компрессора низкого давления до 75÷100 Гц, что резко сокращает массогабаритные показатели паротурбокомпрессорного блока.

При больших расходах воздуха, превышающих его предельные расходы в существующих одновальных компрессорах, для пропуска воздуха через первые ступени компрессора низкого давления частоту вращения ротора КНД следует снизить до 25 Гц с целью увеличения допустимой с позиций прочности проходных площадей первых ступеней компрессора.

Claims (1)

1. Воздушный двухроторный компрессор преимущественно для парогазовых установок, содержащий единый корпус, внутри которого располагается ротор компрессора низкого давления и ротор компрессора высокого давления с соответствующими направляющими аппаратами, опорно-упорный и опорные подшипники, отличающийся тем, что роторы компрессора приводятся во вращение принципиально разными турбинами - паровой и газовой, расположенными с разных сторон компрессора (паровая - со стороны всасывания атмосферного воздуха, а газовая - со стороны нагнетания), причем степень сжатия воздуха в компрессоре низкого давления ε₁ определяется из условия равенства мощности утилизационной паровой турбины мощности компрессора низкого давления, а степень сжатия воздуха в компрессоре высокого давления ε₂ равна $${\epsilon }_2=\raisebox{1ex}{$\epsilon $}\!\left/ \!\raisebox{-1ex}{${\epsilon }_1$}\right.,$$

   

   где ε - общая степень сжатия воздуха в двухроторном компрессоре.

Images