Досягнення і перспективи промислового газотурбобудування
Газові турбіни відіграють провідну роль у сучасній енергетиці і механічному приводі. Пріоритетним у стаціонарному газотурбобудуванні стає створення надпотужних і високотемпературних газотурбінних і парогазових установок. Для України особливо актуальне використання ПГУ малої та середньої потужностей...
Saved in:
| Published in: | Вісник НАН України |
|---|---|
| Date: | 2011 |
| Main Authors: | , |
| Format: | Article |
| Language: | Ukrainian |
| Published: |
Видавничий дім "Академперіодика" НАН України
2011
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/28326 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Cite this: | Досягнення і перспективи промислового газотурбобудування / А. Халатов, К. Ющенко // Вісн. НАН України. — 2011. — № 3. — С. 45-57. — Бібліогр.: 10 назв. — укр. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| _version_ | 1860061619246071808 |
|---|---|
| author | Халатов, А. Ющенко, К. |
| author_facet | Халатов, А. Ющенко, К. |
| citation_txt | Досягнення і перспективи промислового газотурбобудування / А. Халатов, К. Ющенко // Вісн. НАН України. — 2011. — № 3. — С. 45-57. — Бібліогр.: 10 назв. — укр. |
| collection | DSpace DC |
| container_title | Вісник НАН України |
| description | Газові турбіни відіграють провідну роль у сучасній енергетиці і механічному приводі. Пріоритетним у стаціонарному газотурбобудуванні стає створення надпотужних і високотемпературних газотурбінних і парогазових установок. Для України особливо актуальне використання ПГУ малої та середньої потужностей у теплоенергетиці, металургійній, нафтопереробній промисловості, широке впровадження детандерів-генераторів електричної енергії. Автори статті аналізують ключові науково-технічні проблеми газотурбобудування, наголошують на великих можливостях супроводу цієї промислової галузі з боку установ Національної академії наук.
Gas turbines play major role in nowadays energetics and mechanic drive. Superpowerful and high-temperature gas turbine and steam gas rigs (SGR) making becomes a priority in stationary gas turbine constructing. The usage of SGR with the low and middle power in heat energetics, metal and oil-processing industry, wide implanting of electricity expanders-generators are especially urgent for Ukraine. The authors analyze main scientific and technical problems of gas turbine constructing, accentuate great possibilities of that industrial branch scientific escort by the Ukrainian NAS institutions.
|
| first_indexed | 2025-12-07T17:04:52Z |
| format | Article |
| fulltext |
ISSN 0372-6436. Вісн. НАН України, 2011, № 3 45
Енергоресурс
А. Халатов, К. Ющенко
ДОСЯГНЕННЯ І ПЕРСПЕКТИВИ
ПРОМИСЛОВОГО ГАЗОТУРБОБУДУВАННЯ
© ХАЛАТОВ Артем Артемович. Член-кореспондент НАН України. Завідувач відділу високотемператур-
ної термогазодинаміки Інституту технічної теплофізики НАН України.
ЮЩЕНКО Костянтин Андрійович. Академік НАН України. Заступник директора Інституту елек-
трозварювання ім Є.О. Патона НАН України (Київ). 2011.
Ш видкий розвиток економіки, зростан-
ня чисельності населення і життєвих
стандартів провокують істотне збільшення
енергоспоживання. Якщо не буде вжито за-
ходів для підвищення енергоефективності,
світове споживання енергії до 2030 р. може
зрости на 95% порівняно з 2005 р., спричи-
нивши значне зростання викидів двоокису
вуглецю, оксидів азоту, сірки в атмосферу
[1]. Активна політика енергоефективності
може скоротити споживання енергії до
60%, а викиди СO2 — до 0,9% на рік [1].
США і провідні країни Європи планують
за допомогою підвищення енергоефектив-
ності знизити до 2030 р. рівень викидів СO2
до кількості 1980 року. Така політи ка спо-
нукає істотно збільшувати теплову ефек-
тивність (ККД) усіх видів теплових машин
і, насамперед, стаціонарних газових турбін
для виробництва електроенергії, механіч-
ного приводу компресорів на магістраль-
них газопроводах.
Газотурбобудування посідає важливе міс-
це в паливно-енергетичному комплексі ба-
гатьох країн. Кінець ХХ і початок ХХI ст.
ознаменовані істотним збільшенням по-
тужності й кількості встановлених і замов-
лених стаціонарних газових турбін і паро-
газових установок на їхній основі [2]. Цей
період відзначається виходом на ринок ста-
ціонарних газових турбін великої (понад
180 МВт) і надвеликої (понад 250 МВт)
потужності.
У світі за допомогою газотурбінних техно-
логій вироблено понад 20% електроенергії, а
більш як 65% електрогенерувальних потуж-
ностей, уведених в експлуатацію, базуються
на газотурбінних технологіях (парогазові
установки, газотурбінні надбудови ТЕЦ і
ТЕС). Вони мають незаперечну перевагу пе-
ред традиційними пиловугільними паротур-
бінними технологіями за економічністю,
екологічними характеристиками, вартістю
кіловата встановленої потужності, часом
уведення в експлуатацію, модернізації.
Газові турбіни практично безальтерна-
тивні порівняно з іншими типами теплових
машин за ККД і співвідношенням ККД–
потужність (рис. 1). Вони характеризують-
ся експлуатаційною надійністю, мають ви-
робників у багатьох країнах, розвинену
систему сервісного обслуговування. Їх за-
46 ISSN 0372-6436. Вісн. НАН України, 2011, № 3
стосовують у широкому діапазоні потуж-
ностей, використовують у базовому режимі,
а завдяки високим маневреним якостям —
і для покриття пікових і напівпікових на-
вантажень. У діапазоні потужностей від 60
до 120 МВт близько 60% газових турбін по-
кривають пікові навантаження, а понад 85%
надпотужних газових турбін (200–250 МВт
і більше) виробляють електроенергію в ба-
зовому режимі. У розвинених країнах пи-
тома вага застосування газотурбінних уста-
новок (ГТУ) простого циклу для покриття
пікових і напівпікових навантажень уже
становить до 30% введених потужностей.
Вартість одного кіловата встановленої по-
тужності газових турбін простого циклу
250–950 дол. США (залежно від потужнос-
ті), що значно менше, ніж для сучасних
ТЕС і АЕС (1300–1500 дол. США).
З 2006 р. почався швидкий підйом світо-
вого ринку стаціонарного газотурбобуду-
вання, з’явились газові турбіни великої та
надвеликої потужностей. В 2006–2015 рр. у
світі буде виготовлено понад 12000 газових
турбін різної потужності [2], а загальні ви-
трати на їх виробництво сягнуть 143 млрд
дол. США. Половина цієї суми піде на про-
дукування надпотужних газових турбін
(250 МВт і більше), причому пік їх вироб-
ництва припаде на 2010–2015 рр.
Україна зберегла свій науково-технічний
потенціал і входить у шістку країн з пов-
ним циклом проектування і серійного ви-
роблення газових турбін. Вітчизняне га-
зотурбобудування багатопрофільне, його
про дукція — газові турбіни малої та серед-
ньої потужності (2,5–114 МВт) для енерге-
тики, суднобудування, авіації, механічного
приводу компресорів на магістральних га-
зопроводах.
Основу інфраструктури українського га-
зотурбобудування становлять чотири під-
приємства — ДП НВКГ «Зоря-Машпроект»
(суднобудування, енергетика, механічний
привід), ДП «Івченко-прогрес» і ВАТ «Мо-
тор-Січ» (авіація, енергетика, механічний
привід), ВАТ «Турбоатом» (енергетика),
«Сумське МНПО ім. М.В. Фрунзе» (газопе-
рекачні агрегати, компресори). До інфра-
структури вітчизняного газотурбобудуван-
ня входять також інститути НАН України,
що працюють у царині матеріалознавства,
Рис. 1. Коефіцієнт корисної дії та потужність теплових машин різного типу
ISSN 0372-6436. Вісн. НАН України, 2011, № 3 47
нових технологічних процесів, теорії міц-
ності, термогазодинаміки, теплофізики, го-
ріння палив, комп’ютерних технологій.
СУЧАСНИЙ СТАН
ЕНЕРГЕТИЧНОГО ГАЗОТУРБОБУДУВАННЯ
Упродовж минулого 30-річчя було осво-
єно високі параметри термодинаміч-
ного циклу (температура продуктів зго-
ряння — 1500–1550°С), надвисокі потуж-
ності. У 2010 р. коефіцієнт корисної дії
ГТУ простого циклу досяг 40%, а потуж-
ність — 375 МВт. Як приклад можна на-
звати ГТУ SGT5-800H («Siemens AG»,
375 МВт), ГТУ SGTS-4000F («Siemens
AG», 290 МВт), ГТУ М701fh («Mitsubishi»,
300 МВт). Температура продуктів згорян-
ня перед турбіною ГТУ SGT5-800H —
1500°С, а на виході, що дуже важливо для
парогазового циклу, — 625°С. Згаданий пе-
ріод характеризується також широким
упровадженням у практику парогазових
установок (ПГУ), ККД яких на природно-
му газі перевищив 60%, а одинична потуж-
ність досягла 570 МВт.
Успіх потужних, економічних газових
турбін зумовлений високими параметра-
ми термодинамічного циклу, новою техно-
логією охолоджування лопаток, екологіч-
но чистим спалюванням палива, прогре-
сивними методами проектування ротора
турбіни, тривимірною профілізацією ло-
паток компресора, зниженням радіальних
зазорів у турбіні, використанням жароміц-
них матеріалів і жаростійких покриттів
лопаток завтовшки до 300 мм. Лопатки з
направленою кристалізацією і монокрис-
талічною структурою, виробництво лопа-
ток останнього ступеня турбіни низького
тиску, висота яких на виході досягає 1 м,
нове технологічне устаткування, доскона-
ліші технології (зварювання, паяння, ме-
ханічне оброблення жароміцних матеріа-
лів, відновлення, ремонт) стали безпереч-
ним досягненням.
Температура газу на вході в турбіну
Аналіз даних, представлених на рис. 2, пока-
зує, що 2000 року в стаціонарних газових тур-
бінах температура газу після камери згоряння
стала близькою до температури для ГТД вій-
ськового застосування. Нині стаціонарні газо-
ві турбіни великої потужності надійно освоїли
температуру 1400–1550°С на вході в турбіну.
Упродовж існування газотурбобудівної
галузі зростання вхідної температури від-
бувалося завдяки випереджальному вдо-
сконаленню систем охолоджування лопа-
ток. Їх уперше використали в 1960 р. (ГТД
Conway, «Rolls-Royce»), і відтоді розвиток
матеріалознавства дав приріст температури
на вході в турбіну тільки 195°С, тоді як роз-
виток систем охолоджування — 525°С.
Зростання температури на вході в турбі-
ну сприяло значному збільшенню ефектив-
ності газових турбін. Як випливає з рис. 3,
збільшення ККД з 33% до 40% у газових
турбінах простого циклу потребувало під-
вищення вхідної температури від 1150°С до
1500°С. Порівняння показує, що за ефектив-
ністю українські газові турбіни в класі по-
тужності до 114 МВт (UGT110000) відпові-
дають світовому рівневі [4].
Рис. 2. Зростання температури газу на вході в турбі-
ну для газових турбін військового і цивільного при-
значення
48 ISSN 0372-6436. Вісн. НАН України, 2011, № 3
лежить до ключових нау ково-технічних про-
блем газотурбобудуван ня.
Сучасна охолоджувана лопатка газової
турбіни — це наукомістка, високотехноло-
гічна конструкція, вартість якої сягає
5000 дол. США. Її створення стало мож-
ливим завдяки досягненням теплофізики
і матеріалознавства, вивченню газової ди-
наміки, міцності, горіння палив, техноло-
гічних процесів. Хоча тепер відомі понад
20 методів інтенсифікації теплообміну, в
системі охолоджування лопаток викорис-
товують лише кілька, серед яких струмин-
не охолоджування, мікрообребрення, шти-
ри, вихрова матриця, а також плівкове (зо-
внішнє) охолоджування. Це зумовлено тех-
нологічними обмеженнями, а також малим
простором усередині лопатки для розмі-
щення охолоджувальної системи. Сучасна
конструкція передбачає, як правило, пет-
льову схему руху охолоджувача всередині
лопатки. Для зовнішнього охолодження
широко застосовують плівкове охолоджен-
ня з випуском охолоджувача на зовнішню
поверхню лопатки через систему дрібних
(до 1 мм) отворів, а також термобар’єрне
покриття з жаростійкого матеріалу на зов-
нішній поверхні лопатки завтовшки від 50
до 300 мікронів.
Зростання температури газу перед тур-
біною і пов’язане з ним зменшення віднос-
ної висоти соплового апарата привели до
посилення впливу на теплообмін і гідро-
динаміку біля торцевої поверхні, на сторо-
ні розрідження лопатки вихрових структур
у формі підковоподібного, канального, ку-
тових вихорів (рис. 4). Течія всередині со-
плового апарата стала тривимірною, а зно-
шення примежового шару й охолоджувача
до сторони розрідження лопатки спричи-
нили оголення частини торцевої поверхні
біля сторони тиску і проблеми з її охоло-
дженням. Це потребує випрацювання мето-
дів охолоджування соплових апаратів з ви-
хровими структурами.
Рис. 3. Коефіцієнт корисної дії газових турбін про-
стого циклу від основних виробників залежно від
температури газу перед турбіною
Рис. 4. Вихрові структури в сопловому апараті газо-
вої турбіни [3]. 1, 2 — підковоподібний, канальний
вихори; 3, 4, 8 — кутові вихори; 5, 6, 7 — гілки ка-
нального і підковоподібного вихору на стороні роз-
рідження лопатки; 9 — гілки канального і підковопо-
дібного вихору на торцевій поверхні
Системи охолоджування
Соплові і робочі лопатки перебувають у
найскладніших умовах — їм загрожує статич-
не, циклічне, термічне, термоциклічне наван-
таження, а також шкідлива дія коро зійно-
активних продуктів згоряння. Найбільша
кількість відмов ГТУ відбувається через ви-
хід з ладу робочих лопаток (40%), камер зго-
ряння (24%), соплових лопаток (20%). Таким
чином, забезпечення високої надійності охо-
лоджування соплових і робочих лопаток на-
ISSN 0372-6436. Вісн. НАН України, 2011, № 3 49
Деякі питання теплообміну і гідродинамі-
ки біля торцевих поверхонь соплових апара-
тів газових турбін, а також нові методи про-
ектування систем охолодження розглянуто
в монографії [3]. Рекомендації, розроблені в
ІТТФ НАН, використано в конструкції га-
зотурбінного двигуна АЛ-31 для надсучас-
ного бойового літака СУ-27 і його назем-
ного аналога АЛ-31СТ, для газоперекачних
агрегатів. Завдяки успішному розв’язанню
проблеми охолоджування соплового апа-
рата газової турбіни серійний випуск цього
двигуна тривав понад 25 років.
Комп’ютерні технології
З огляду на інтенсивний розвиток обчис-
лювальної математики, зокрема методів чи-
сельного розв’язання диференціальних рів-
нянь у приватних похідних, і обчислювальної
техніки було створен комерційні па кети при-
кладних програм (Fluent, Phoenics, STARCD,
ANSYS CFX), орієнтованих на виконання
широкого кола інженерних завдань щодо га-
зової динаміки, теплопровідності, горіння,
міцності. Ці пакети стали основним інстру-
ментом проектування й оптимізації склад-
них елементів газових турбін, спочатку в
США і на Заході, а потім і в СНД.
В Україні комп’ютерне проектування
отримало широке визнання з початку XXI
століття і швидко стало важливим інстру-
ментом створення і вдосконалення газових
турбін, осьових компресорів, камер згорян-
ня, систем охолоджування лопаток, а та-
кож допоміжних систем. Проте воно ще
не відіграє провідної ролі в практиці про-
ектування, хоч дає змогу істотно скороти-
ти час створення таких складних технічних
об’єктів, як газові турбіни. Остаточні рі-
шення ухвалюють лише після експеримен-
тальної перевірки за допомогою фізичного
моделювання чи натурного експерименту.
До основних проблем комп’ютерного
проектування належать розроблення адек-
ватних моделей турбулентних течій з ура-
хуванням найхарактерніших для газових
турбін чинників — обертання системи, пе-
ріодичної нестаціонарності потоку, триви-
мірної турбулентності, поздовжнього і по-
перечного градієнтів тиску, підведення охо-
лоджувача у примежовий шар. Як і раніше,
великі труднощі постають у розрахунку
процесів горіння в камері згоряння, тепло-
обміну в каналах системи охолодження ло-
паток газових турбін унаслідок термічної
деформації за високої температури, точно-
му облікові тривимірних вихрових струк-
тур у соплових апаратах з великим кутом
повороту потоку в ступені.
Аналіз газотурбобудування за минуле
30-річ чя дає можливість зробити виснов-
ки [4]:
1. На сучасному технологічному рівні га-
зові турбіни простого циклу впритул на-
близились до технічно можливого макси-
муму за одиничною потужністю і ККД.
2. Зростання економічності в межах простої
схеми практично вичерпується за темпе-
ратури 1600–1700°С на вході в турбіну.
3. У розробленні високотемпературних
газових турбін з температурою 1800–
1900°С перед турбіною допустима тради-
ційна схема конвективно-плівкового охо-
лоджування. За вищих температур необ-
хідно створити нові матеріали і системи
охолоджування зі зменшеною витратою
повітря.
4. За чинних обмежень у температурі газу на
вході в турбіну економічність буде підви-
щено в межах складних термодинамічних
циклів, таких як парогазовий цикл, про-
міжне охолодження повітря в компресорі,
проміжний підігрів продуктів згоряння в
турбіні, повітряний (бінарний) цикл, по-
дача пари в проточну частину.
Складні цикли дадуть більшу економіч-
ність і потужність ГТУ без істотного зрос-
тання температури газу на вході в турбіну,
завдяки чому можна використовувати пе-
50 ISSN 0372-6436. Вісн. НАН України, 2011, № 3
ревірені практикою і часом матеріали і тех-
нічні рішення. Проте освоєння складних
циклів пов’язане з ускладненням конструк-
ції ГТУ, збільшенням вартості, складнішою
інфраструктурою виробництва.
ПЕРСПЕКТИВИ
ЕНЕРГЕТИЧНОГО ГАЗОТУРБОБУДУВАННЯ
У найближчий період треба створити се-
рійні потужні (350–400 МВт) високо-
температурні ГТУ, здатні працювати в ав-
тономному режимі (базові, пікові, напівпі-
кові навантаження) і парогазовому циклі.
Передбачають, що до 2020–2030 рр. ККД
ГТУ простого циклу досягне 45–46%, а
ККД парогазових турбін 64–65%. Одночас-
но буде розв’язано важливі питання екс-
плуатаційної надійності, ресурсу, екологіч-
ності в широкому діапазоні потужностей.
Серед найнагальніших науково-техніч-
них проблем слід назвати:
1. Досягнення температури газу перед тур-
біною 1550–1600°С, створення економіч-
ніших за витратою охолоджувача техно-
логій охолодження лопаток, зокрема на
основі пари.
2. Широке освоєння складних термодина-
мічних циклів — регенеративного, з про-
міжним охолоджуванням повітря в ком-
пресорі, проміжним підігрівом продуктів
згоряння в турбіні, повітряного.
3. Удосконалення термогазодинаміки про-
точ ної частини турбіни й осьового ком-
пресора із залученням прогресивних ком-
п’ютерних технологій, використання ре-
гульованих зазорів у проточній частині,
торцевих ущільнень.
4. Перехід на сучасні методи 3–4-вимірно-
го комп’ютерного проектування.
5. Упровадження ефективніших способів
розрахунку екологічно чистого спалю-
вання різних палив, створення малоток-
сичних камер згоряння.
6. Розроблення нових жароміцних сплавів,
жаростійких теплозахисних покриттів.
7. Підвищення повного ресурсу ГТУ (100–
150 тис. годин), ресурсу до капітального
ремонту (35–40 тис. годин).
8. Конструювання лопаток з терміном екс-
плуатації понад 40–50 тис. годин міжре-
монтного ресурсу. Потужні енергетичні
турбіни мають велику висоту лопаток
турбіни низького тиску, яка на остан-
ньому ступені досягає 0,6–1 м.
9. Удосконалення технологічних процесів
зварювання, паяння, механічної оброб-
ки металів, створення нового техноло-
гічного обладнання.
10. Розроблення дієвіших технологій ре-
монту і відновлення лопаток. Надійний
контроль якості, точності деталей на ви-
робництві.
Охолоджування лопаток
Охолоджування лопаток газових турбін
(внутрішнє і зовнішнє) залишається клю-
човою науково-технічною проблемою ви-
роблення потужних, економічних, надій-
них газових турбін, яка визначає шляхи ба-
гатьох галузей газотурбобудування. Тепло-
фізичний потенціал традиційних методів
охолодження лопаток газових турбін прак-
тично вичерпаний. Форсування системи
внутрішнього охолоджування традиційни-
ми методами поєднане з більшою витратою
повітря, відібраного від компресора, або
зменшенням діаметра охолоджувальних ка-
налів для пришвидшення потоку. В першо-
му випадку втрати в турбіні за великих ви-
трат охолоджувача (20% і більше) стають
сумірними з корисним ефектом від підви-
щення температури газу перед турбіною і
навіть більшими від нього. У другому — ви-
никає проблема засмічення дрібних кана-
лів системи охолодження і точного виго-
товлення ребер малої товщини (0,5 мм і
менше) в її каналах.
За даними фірми «Mitsubishi» (Японія)
підвищення температури газу з 1550 до
1750°С досягнуть таким чином: 50°С — зрос-
ISSN 0372-6436. Вісн. НАН України, 2011, № 3 51
танням жароміцності матеріалів лопаток,
50°С — вдосконаленням теплозахисних по-
криттів, 100°С — покращенням конвективно-
плівкової системи охолоджування. Тож за
високих параметрів термодинамічного цик у
розв’язання проблем матеріалознавства і
розбудова системи охолоджування дадуть
приблизно однаковий результат.
До найпрогресивніших рішень стосовно
внутрішнього охолодження лопаток газо-
вих турбін належить внутрішньостінкове
(рис. 5а) і циклонне (рис. 5б) охолоджуван-
ня. У першому випадку радіальні канали
системи внутрішнього охолоджування роз-
ташовують дуже близько до поверхні лопат-
ки, що покращує умови теплообміну. Су-
марна товщина стінки лопатки не переви-
щує 2 мм, а в ділянці вихідної кромки —
всього 0,4–0,5 мм. Тиск повітря в радіальних
каналах може відповідати тискові потоку
зовні лопатки (розвантаження лопатки).
За циклонного охолоджування лопа-
ток усередині охолоджувального каналу в
ділянці передньої кромки формується за-
кручена течія охолоджувача з високою ін-
тенсивністю теплообміну. Використання
принципу закручування потоку спрощує
виробництво лопаток, дає можливість уник-
нути виготовлення мікроребер малої висо-
ти (0,5 мм і менше), схильних до засмічен-
ня і поступової деградації. При цьому через
підвищення тиску на внутрішній стінці охо-
лоджувального каналу складаються умови
для ефективнішого плівкового охолоджен-
ня. Запропоновано декілька конфігурацій
циклонного охолоджування, в монографіях
[5, 6] детально розглянуто різні його схеми,
досліджені в ІТТФ, зокрема одну з перспек-
тивних схем з тангенціально-похилим за-
кручуванням потоку (рис. 5б) у ділянці пе-
редньої кромки лопатки.
Уже перші дослідження плівкового (зов-
нішнього) охолодження з циліндровими от-
ворами для випуску охолоджувача на зов-
нішню поверхню лопатки вказали на трудно-
щі забезпечення рівномірності охолоджен ня
в поперечному напрямі. У зв’язку з цим ве-
ликий інтерес виявляють до профільованих
(фасонних) отворів системи плівкового
Рис. 5. Внутрішньостінкове (а), циклонне (б) охоло-
джування лопаток газових турбін [5]
б
а
52 ISSN 0372-6436. Вісн. НАН України, 2011, № 3
охолодження, які надають йому вищу ефек-
тивність і рівномірність.
До них, передовсім, належать отвори
конфузорного (fan-shaped holes) (рис. 6а) і
конфузорно-дифузорного типу (double-fan-
shaped). Обидві технології активно вивча-
ють у США. Впровадженню профільова-
них отворів у практику газотурбобудуван-
ня заважає складність переходу від круг-
лого до прямокутного отвору на товщині
стінки близько 1 мм.
Щоб уникнути технологічних складно-
щів, США й Україна розробляють альтер-
нативні технології плівкового охолоджен-
ня. Це осциляційна (рис. 6б) [6] і кратерна
[7], що формує струмені охолоджувача з
флуктуруванням у поперечному напрямі.
До перспективних систем плівкового охо-
лодження також належить траншейна
(рис. 6в), яка утворює квазідвовимірну те-
чію охолоджувача завдяки випускові через
систему отворів на дні дрібної траншеї, роз-
ташованих під різним кутом до напряму зо-
внішнього потоку. Глибина траншеї дорів-
нює товщині теплозахисного покриття.
Двошарові термобар’єрні покриття ши-
роко використовують для захисту поверх-
ні лопатки чи камери згоряння від дії ви-
сокої температури. Традиційно таке по-
криття складається з двох різних шарів.
Кобальто-нікелевий, прилеглий до поверх-
ні, забезпечує гарні адгезійні і корозійно-
захисні властивості. Верхній створюють із
двоокису цирконію — матеріалу з низькою
теплопровідністю. Останніми роками фір-
ма «Mitsubishi Power Systems» розробила
і випробувала покриття з теплопровідніс-
тю на 20% нижчою, ніж у попередніх ма-
теріалів. Для посилення міцності, зокре-
ма запобігання розтріскуванню покриття,
у США розроблено LAFAD-технологію,
котра формує безліч тонких металокера-
мічних шарів з мікроламінатною структу-
рою. Така поверхня дуже міцна і гладка,
що знижує профільні втрати під час обті-
кання лопатки.
Рис. 6. Перспективні технології плівкового охолодження: а – конфузорного типу; б – осциляційного типу [6];
в – траншейного типу
а
б
в
ISSN 0372-6436. Вісн. НАН України, 2011, № 3 53
ПАРОГАЗОВІ УСТАНОВКИ
Т еоретичні основи парогазового циклу
були розроблені в СРСР на початку
50-х років ХХ ст., проте широке практичне
застосування він отримав у західних краї-
нах. Прогнози показують, що в першій по-
ловині ХХI ст. для вироблення електро-
енергії застосовуватимуть здебільшого ПГУ.
Парогазовий цикл ґрунтується на вико-
ристанні складного термодинамічного ци-
клу, в якому високу температуру продук-
тів згоряння на виході з газової турбіни (до
620°С) застосовують для генерації в котлі-
утилізаторі (куди подають додаткове па-
ливо) пари, потрібної в паровій турбіні. У
2010 р. компанія «Siemens AG» (Німеччи-
на) на базі газотурбінної установки SGТ5-
800Н потужністю 375 МВт створила най-
потужнішу в світі парогазову установку
потужністю 570 МВт з ККД понад 60%. Як
зазначено вище, до 2020–2030 рр. ККД па-
рогазових турбін досягне 64–65%.
Парогазова технологія приваблює висо-
кою економічністю циклу, гарними еколо-
гічними характеристиками. Рівень викидів
оксидів азоту, двоокису вуглецю в атмос-
феру в ній майже в два рази менший, ніж
у традиційних пиловугільних технологіях.
Крім того, парогазові електростанції потре-
бують менших капіталовкладень, за одна-
кової потужності вони споживають на 30%
менше природного газу порівняно з паро-
турбінними блоками [8].
Дані рис. 7 показують, що високих зна-
чень ККД газових турбін парогазового ци-
клу досягають за нижчої температури про-
дуктів згоряння на вході в турбіну. Як бачи-
мо з рис. 8, ПГУ-325 потужністю 325 МВт,
створена майже 20 років тому на базі
російсько-української газової турбіни UGT-
110000, за економічністю (52%) трохи по-
ступається зарубіжним аналогам.
Швидкий розвиток світового парогазо-
вого газотурбобудування стимулював ці-
кавість до нього в СНД. У Росії тільки
останніми роками ввели в експлуатацію
п’ять ПГУ-450 потужністю 450 МВт, ство-
рених на підприємстві ВАТ «ЛМЗ» (С.-
Петербург) за ліцензією фірми «Siemens
AG» на основі установки ГТЕ-160 потуж-
ністю 160 МВт. Найближчим часом пла-
нують до виробництва ще двадцять газо-
вих турбін ГТЕ-160 потужністю від 230 до
450 МВт для використання в ПГУ, а також
вісім українських установок UGT-110000
для ПГУ-162 і ПГУ-325. У найближчих
планах Росії випуск 18 ГТУ одиничною по-
тужністю 280–290 МВт на базі ліцензійних
установок компанії «Siemens AG» серії 3А з
ККД 57–59%. Водночас для прискореного
впровадження парогазових установок Ро-
сія замовила компаніям Німеччини, Швей-
царії, США, Японії 24 ГТУ одиничною по-
тужністю 250–300 МВт.
Росія нещодавно почала створення по-
тужних парогазових установок. Компанія
ВАТ «ЛМЗ» розробила проект газової тур-
біни потужністю 250 МВт з температурою
газу на вході на рівні 1400°С, ККД у про-
стому циклі — 37% і 58% — у циклі ПГУ.
Підприємство ММПП «Салют» розробило
проект ГТУ потужністю 350 МВт як основу
майбутньої ПГУ потужністю 520–550 МВт.
ККД газової турбіни простого циклу буде
Рис. 7. Коефіцієнт корисної дії парогазових турбін
від основних виробників залежно від температури
перед турбіною
54 ISSN 0372-6436. Вісн. НАН України, 2011, № 3
41,5–42%, а парогазового — 61–62%. Розра-
хункова температура газу на вході в турбі-
ну дорівнює 1550–1600°С, на виході — 640–
660°С.
В Україні парогазова технологія ще не
отримала належного розвитку через вели-
кі витрати, пов’язані зі створенням влас-
ної інфраструктури (у Росії це коштува-
ло близько 30 млрд дол. США) й освоєн-
ням технології, хоча є великі можливос-
ті для її широкого впровадження. Успішне
розроблення української газової турбіни
UGT-110000, а на її основі в Росії — ПГУ
потужністю 162 і 325 МВт підтвердили, що
Україна здатна створювати парогазові тур-
біни середньої потужності. Оцінки показу-
ють, що наші машинобудівні підприємства
можуть виготовити до 80–85% обладнання
ПГУ-162 і ПГУ-325.
Кілька років тому в м. Суми було введе-
но в дію парогазову установку потужністю
близько 20 МВт, у 2007 році в м. Саки по-
будували ПГУ-20 потужністю 20 МВт. Роз-
роблено, але не реалізовано проекти ПГУ
потужністю 240 МВт у м. Ізмаїл Одеської
обл., потужністю 360 МВт у м. Одеса, по-
тужністю 74 МВт у м. Калуш Івано-
Франківської області.
Великий інтерес для України становлять
ПГУ малої та середньої потужності, зокре-
ма використання українських газових тур-
бін UGT-25000 («Зоря-Машпроект») по-
тужністю 25 МВт як газотурбінної надбудо-
ви до паросилових блоків ТЕЦ і ТЕС. Вста-
новлення чотирьох газових турбін (по дві на
кожен енергоблок) як надбудови котлів ПК-
38Р на Березовській ГРЕС (Білорусь) допо-
могла збільшити потужність ГРЕС з 330 до
420 МВт. При цьому витрати природного
газу зросли тільки на 5%, а річне споживан-
ня палива на одному енергоблоці зменши-
лось більш ніж на 60 тис. тонн. Цей досвід
показовий для української теплоенергетики,
оскільки відносно малими засобами можна
значно покращити техніко-економічні по-
казники паросилових блоків.
Незабаром ДП НПКГ «Зоря-Машпроект»
випустить на ринок газотурбінну установ-
ку ГТЕ-60 потужністю 60 МВт, яка матиме
стійкий попит в Україні й Росії. На осно-
ві ГТЕ-60 буде створено ПГУ-85 і ПГУ-170
потужністю 85 МВт і 170 МВт відповідно.
Так само, як і UGT-25000, установку ГТЕ-
60 можна використати як газотурбінну над-
будову до українських котлів ТП-90, що
дасть можливість перетворити їх на ПГУ-
220 потужністю 220 МВт. Розглядають пі-
лотний проект модернізації паросилового
блоку Придніпровської ТЕС, на якій екс-
плуатують чотири блоки потужністю 150
МВт кожен. Створення ГТЕ-60 може також
започаткувати розвиток в Україні ПГУ се-
реднього класу потужністю 100 і 200 МВт
з використанням схеми одна (дві) газотур-
бінна установка ГТЕ-60 і парова турбіна
потужністю 30 і 70 МВт.
Великі перспективи для України має за-
стосування середніх ПГУ в утилізації те-
плоти доменного газу металургійних вироб-
ництв. Використання ПГУ-150 потужністю
150 МВт підвищить ККД утилізації до 40–
45%, посприяє виробленню близько 2 ГВт-
год електроенергії. Аналіз показує, що дер-
жавне підприємство «Зоря-Машпроект»
може створити ПГУ-150 на основі установ-
ки UGT-110000 протягом 2–3 років.
Рис. 8. Коефіцієнт корисної дії та потужність парога-
зових турбін від основних виробників
ISSN 0372-6436. Вісн. НАН України, 2011, № 3 55
ПГУ на низькокалорійних газах буде
ефективною в утилізації відходів глибо-
кого перероблення нафти. Застосування в
ролі палива для ПГУ продуктів газифікації
цих відходів дасть змогу в масштабі Укра-
їни виробити додатково 1,5 ГВт-год елек-
троенергії.
Вагоме для світової енергетики констру-
ювання парогазових установок, інтегро-
ваних із газифікаторами вугілля, завдяки
чому значення ККД парогазових установок
виростають до 65% і більше. Їхня перевага
в екологічній безпеці, вищій економічнос-
ті порівняно з чинними пиловугільними
електростанціями. Цю перспективну тех-
нологію найактивніше розробляють США,
Японія, Європейський Союз, продукуючи
енергетичні блоки потужністю 800 МВт.
ГАЗОТРАНСПОРТНА СИСТЕМА УКРАЇНИ
Газотранспортна система (ГТС) важлива з
погляду енергоощадження в Україні. По-
тужність газотурбінного приводу, встанов-
леного на ГТС України, 4,6 млн кВт (82%
від потужності всіх газоперекачних агрега-
тів), а його середній ККД не перевищує 23%.
Оскільки ККД сучасних ГТД механічного
приводу в цьому класі 33–38% (рис. 9), що-
річна перевитрата природного газу на газо-
проводах України сягає 2 млрд м3[9]. При
цьому в атмосферу викидаються продукти
згорання з температурою 460–580°С, вико-
ристання яких дозволило б виробити де-
кілька мільярдів кВт-годин електроенергії
щороку [7].
Енергоощадження на компресорних
станціях ГТС України забезпечать підви-
щення ККД газових турбін, утилізація ви-
хлопної енергії газових турбін, застосуван-
ня турбодетандерів. Регенеративний цикл
засновано на встановленні на виході з га-
зової турбіни регенератора теплоти (тепло-
обмінника) для підігріву стислого повітря,
що надходить у камеру згоряння з компре-
сора. Регенеративний цикл підвищить ККД
газотурбінних двигунів до 38–41%, пони-
зить витрати природного газу на техноло-
гічні цілі майже на 2 млрд м3 за рік, а що-
річні викиди СО2 — на 3,5 млн тонн [9].
Вимоги до регенераторів для ГТД меха-
нічного приводу істотно відрізняються від
вимог до промислових теплообмінників [6]:
теплова ефективність — 0,82–0,85, ресурс —
60–100 тис. годин, а питома вартість не біль-
ша від 40–100 дол. США на кіловат тепло-
вої потужності. Вибір поверхні теплообміну
для регенератора обмежений експлуатацій-
ними і технологічними вимогами [6], добре
зарекомендували себе змієвикові і дискові
теплообмінні елементи, а також пружинні
інтенсифікатори теплообміну.
З середнім ККД газотурбінного приво-
ду на рівні 25% в атмосферу попадає тепло-
ва енергія, еквівалентна майже 14 млн кВт
потужностей. Одночасно на власні потреби
компресорних станцій ГТС України витра-
чають щороку майже 1,5 млрд кВт-год елек-
троенергії вартістю понад мільярд гривень.
Ці витрати компенсує використання скид-
ної теплоти після газових турбін. Застосу-
вання повітряного циклу буде перспектив-
ним напрямом утилізації теплоти викид-
них газів газотурбінного приводу. Розра-
хунки показують, що її достатньо не тільки
Рис. 9. Коефіцієнт корисної дії приводних газових
турбін у класі потужності до 32 МВт
56 ISSN 0372-6436. Вісн. НАН України, 2011, № 3
для власних потреб компресорної станції, а
й для подачі в електричну мережу.
Газотранспортна і газорозподільна систе-
ми України мають майже 1500 газорозпо-
дільних станцій (ГРС) і близько 30000 га-
зорегуляційних пунктів (ГРП). Коли газ
подають від магістрального газопроводу до
споживача, надмірний тиск першого зни-
жується від 5,5–7,5 МПа до 0,05–0,3 МПа.
Із середнім споживанням газу в Україні на
рівні 50 млрд м3 в рік це створить додатко-
во 270 МВт електрогенераційних потуж-
ностей. Аналіз зарубіжного досвіду пока-
зує перспективність і економічну доціль-
ність використання турбодетандерів для
вироблення електрики на ГРС і ГРП.
ДОСЛІДЖЕННЯ
ІНСТИТУТІВ НАН УКРАЇНИ
П ісля розпаду СРСР усі провідні
науково-дослідні інститути з газотур-
бобудування (ЦІАМ, ВТІ, ЦКТІ, ЕНІН)
залишилися в Росії, а українська галузь
практично втратила науково-технічний су-
провід розроблення газових турбін нового
покоління. Враховуючи широкий спектр
досліджень, багаторічний досвід промисло-
вого, авіаційного, суднового газотурбобу-
дування, Національна академія наук спро-
можна відновити науковий супровід віт-
чизняного промислового газотурбобуду-
вання. Робота установ НАН України в
царині промислового газотурбобудування
має охоплювати:
1. Участь у створенні й доведенні газо-
вих турбін середньої потужності ГТЭ-
45, ГТЭ-60, ПГУ-85, ПГУ-100, ПГУ-170,
ПГУ-200.
2. Розроблення технологій внутрішнього і
зовнішнього охолодження лопаток газо-
вих турбін, підвищення ККД, газодинаміч-
ної стійкості роботи високонавантажених і
високовитратних осьових компресорів.
3. Опрацювання методів три-, чотириви-
мірного комп’ютерного моделювання,
оптимізації термогазодинаміки проточ-
ної частини турбіни і компресора.
4. Створення малоемісійних камер згорян-
ня, технологій охолодження жарових
труб камер згоряння.
5. Розроблення жароміцних матеріалів для
лопаток і дисків, жаростійких покриттів
лопаток і камер згоряння.
6. Пошуки технологій зварювання і спеці-
ального роботизованого обладнання для
виготовлення і ремонту лопаток, сило-
вих вузлів, технологічних процесів меха-
нічної обробки матеріалів.
7. Вироблення методології оцінення екс-
плуатаційної надійності, працездатності
ГТД у процесі експлуатації на ГТС Укра-
їни, підвищення ресурсу ГТД і ГПА.
8. Створення єдиної системи оцінення за-
лишкового ресурсу ГТД і ГТУ, техноло-
гії, методів його подовження.
9. Реалізація нових принципів, приладів,
обладнання постійного моніторингу, діа-
гностики ГТД і ГТУ.
ОРГАНІЗАЦІЙНІ ЗАХОДИ
Для виконання завдань найближчого пе-
ріоду в 2007 р. при Відділенні фізико-
технічних проблем енергетики НАН Украї-
ни створили Комісію з промислових газо-
вих турбін, до якої ввійшли провідні фахівці
з проектування ГТД і ГТУ. У 2008 р. було
розроблено й опубліковано для широкого
обговорення «Концепцію модернізації газо-
турбінного приводу на ГТС України», сфор-
мульовано перелік першочергових науково-
технічних проектів газотурбо ком пре соро-
будування для української газотранспортної
системи. Завершується робота зі створення
Концепції промислового регульованого елект-
роприводу для ГТС і промисловості.
У липні 2010 р. президент НАН України
академік Б.Є. Патон і генеральний дирек-
тор державного підприємства «Науково-
виробничий комплекс газотурбобудування
«Зоря-Машпроект» (Миколаїв) підписа-
ISSN 0372-6436. Вісн. НАН України, 2011, № 3 57
ли угоду про науково-технічну співпрацю
між інститутами НАН України і підпри-
ємством. Перші вісім робіт уже отримали
фінансування, до кінця 2010 р. планують
створити перспективний план фундамен-
тальних і прикладних досліджень для про-
мислового газотурбобудування України.
Враховуючи міжгалузевий характер про-
блеми, Президія НАН України у вересні
2010 р. ухвалила рішення про створення на
базі трьох відділень Академії наук (фізико-
технічних проблем енергетики, фізико-тех-
нічних проблем матеріалознавства, механі-
ки) Науково-технічної ради з промислово-
го газотурбобудування.
1. Outlook for Energy // www.exxonmobil.com.
2. Патон Б.Е., Халатов А.А., Костенко Д.А. и др.
Энергетическое газотурбостроение: современное
состояние и тенденции развития. — К.: Изд-во
ИТТФ НАН Украины, 2008. — 74 с.
3. Халатов А.А., Коваленко А.С. Теплообмен и гидро-
динамика в полях центробежных массовых сил.
Том 6. Теплообмен и гидродинамика ускоренного
потока в плоских криволинейных каналах. — К.:
Наукова думка, 2006. — 222 с.
4. Халатов А.А. Енергетичне газотурбобудування:
розвиток світового ринку на період до 2015 р. //
Вісник Національної академії наук України. —
2007. — № 10. — С. 30–34.
5. Халатов А.А., Романов В.В., Борисов И.И. и др. Те-
плообмен и гидродинамика в полях центробежных
массовых сил. Том 9. Теплообмен и гидродинамика
при циклонном охлаждении лопаток газовых тур-
бин. — К.: Изд-во ИТТФ НАН Украины, 2010. —
317 с.
6. Халатов А.А. Теплообмен и гидродинамика
в полях центробежных массовых сил. Том 7.
Вихревые технологии аэротермодинамики в
энергетическом газотурбостроении. — К.: Изд-во
ИТТФ НАН Украины, 2008. — 292 с.
7. Fric T.F., Campbell R.P. Method for improving the
cooling effectiveness of a gaseous coolant stream
which flows through a substrate, and related articles
of manufacture.
8. Халатов А.А. Парогазові установки в електро-
енергетиці: сучасний стан і перспективи розвитку
в Україні // Теплова енергетика. Нові виклики
часу / За загальною редакцією П. Омельянов-
ського, Й.М. Мисака. — Львів: НВФ «Українські
технології», 2009. — С. 226–234.
9. Патон Б.Є., Халатов А.А., Костенко Д.А., Пись-
менний О.С. та ін. Промислові газотурбінні дви-
гуни для газотранспортної системи України: су-
часний стан і проблеми розвитку // Енергетика
та електрифікація. — 2008. — № 7. — С. 20–22.
10. Халатов А.А., Костенко Д.А., Парафейник В.П.,
Боцула А.Л., Билека Б.Д., Письменный А.А.
Компрессорные станции ГТС Украины: Концеп-
ция модернизации газотурбинного привода газо-
перекачивающих агрегатов. — К.: Изд-во ИТТФ
НАН Украины, 2009. — 52 с.
А. Халатов, К. Ющенко
ДОСЯГНЕННЯ І ПЕРСПЕКТИВИ
ПРОМИСЛОВОГО ГАЗОТУРБОБУДУВАННЯ
Р е з ю м е
Газові турбіни відіграють провідну роль у сучасній
енергетиці і механічному приводі. Пріоритетним у
стаціонарному газотурбобудуванні стає створення
надпотужних і високотемпературних газотурбінних
і парогазових установок. Для України особливо ак-
туальне використання ПГУ малої та середньої по-
тужностей у теплоенергетиці, металургійній, нафто-
переробній промисловості, широке впровадження
детандерів-генераторів електричної енергії. Автори
статті аналізують ключові науково-технічні пробле-
ми газотурбобудування, наголошують на великих
можливостях супроводу цієї промислової галузі з
боку установ Національної академії наук.
Ключові слова: газотранспортна система, газова тур-
біна, парогазова установка, охолоджування лопаток,
енергоощадження.
A. Khalatov, K. Yuschenko
ATTAININGS AND PROSPECTS
OF INDUSTRIAL GAS TURBINE CONSTRUCTING
A b s t r a c t
Gas turbines play major role in nowadays energetics and
mechanic drive. Superpowerful and high-temperature
gas turbine and steam gas rigs (SGR) making becomes a
priority in stationary gas turbine constructing. The usage
of SGR with the low and middle power in heat energe-
tics, metal and oil-processing industry, wide implanting
of electricity expanders-generators are especially urgent
for Ukraine. The authors analyze main scientific and
technical problems of gas turbine constructing, accentu-
ate great possibilities of that industrial branch scientific
escort by the Ukrainian NAS institutions.
Keywords: gas transporting system, gas turbine, steam
gas rig, skimmer cooling, energy saving.
|
| id | nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-28326 |
| institution | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| issn | 0372-6436 |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2025-12-07T17:04:52Z |
| publishDate | 2011 |
| publisher | Видавничий дім "Академперіодика" НАН України |
| record_format | dspace |
| spelling | Халатов, А. Ющенко, К. 2011-11-09T17:20:55Z 2011-11-09T17:20:55Z 2011 Досягнення і перспективи промислового газотурбобудування / А. Халатов, К. Ющенко // Вісн. НАН України. — 2011. — № 3. — С. 45-57. — Бібліогр.: 10 назв. — укр. 0372-6436 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/28326 Газові турбіни відіграють провідну роль у сучасній енергетиці і механічному приводі. Пріоритетним у стаціонарному газотурбобудуванні стає створення надпотужних і високотемпературних газотурбінних і парогазових установок. Для України особливо актуальне використання ПГУ малої та середньої потужностей у теплоенергетиці, металургійній, нафтопереробній промисловості, широке впровадження детандерів-генераторів електричної енергії. Автори статті аналізують ключові науково-технічні проблеми газотурбобудування, наголошують на великих можливостях супроводу цієї промислової галузі з боку установ Національної академії наук. Gas turbines play major role in nowadays energetics and mechanic drive. Superpowerful and high-temperature gas turbine and steam gas rigs (SGR) making becomes a priority in stationary gas turbine constructing. The usage of SGR with the low and middle power in heat energetics, metal and oil-processing industry, wide implanting of electricity expanders-generators are especially urgent for Ukraine. The authors analyze main scientific and technical problems of gas turbine constructing, accentuate great possibilities of that industrial branch scientific escort by the Ukrainian NAS institutions. uk Видавничий дім "Академперіодика" НАН України Вісник НАН України Енергоресурс Досягнення і перспективи промислового газотурбобудування Attainings and prospects of industrial gas turbine constructing Article published earlier |
| spellingShingle | Досягнення і перспективи промислового газотурбобудування Халатов, А. Ющенко, К. Енергоресурс |
| title | Досягнення і перспективи промислового газотурбобудування |
| title_alt | Attainings and prospects of industrial gas turbine constructing |
| title_full | Досягнення і перспективи промислового газотурбобудування |
| title_fullStr | Досягнення і перспективи промислового газотурбобудування |
| title_full_unstemmed | Досягнення і перспективи промислового газотурбобудування |
| title_short | Досягнення і перспективи промислового газотурбобудування |
| title_sort | досягнення і перспективи промислового газотурбобудування |
| topic | Енергоресурс |
| topic_facet | Енергоресурс |
| url | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/28326 |
| work_keys_str_mv | AT halatova dosâgnennâíperspektivipromislovogogazoturbobuduvannâ AT ûŝenkok dosâgnennâíperspektivipromislovogogazoturbobuduvannâ AT halatova attainingsandprospectsofindustrialgasturbineconstructing AT ûŝenkok attainingsandprospectsofindustrialgasturbineconstructing |