Лекции по газотурбинным установкам (Поршаков)

Подождите немного. Документ загружается.

ГТН-16М-1

ГПА-Ц-16

ГПУ-16

ГТН-25И

ГТН-25

ГТН-25-1

Коберра-182

Центавр

66,6

80,5

76,2

92,5

117,3

80,2

60,7

12,9

6,88

7,73

6,4

12,7

13,4

12,5

7,84

1,66

108

100

145

120

165

135

13,8

30,9

0,73

2,63

39,2

37,8

8,13

0,62

217

400

350

500

140

За рубежом, методы впрыска воды или пара в камеру сгорания с целью

снижения выбросов оксидов азота используется иногда только на крупных

электростанциях.

Существующие методы химической очистки дымовых газов от оксидов

азота условно в принципе можно разделить на три группы [18].

1. Окислительные, основанные на окислении оксида азота в диоксид с

последующим его поглощением разного рода поглотителями;

2. Восстановительные, основанные на восстановлении оксида азота до

азота и кислорода с применением разного рода катализаторов;

3. Сорбционные, основанные на поглощении оксидов азота разного рода

сорбентами (например, адсорбция диоксида азота торфом, водными

растворами щелочей и т.п.).

Применительно к использованию ГТУ на газопроводах, основными

направлениями борьбы с вредными выбросами с продуктами сгорания следует

считать разного рода реконструкцию камер сгорания ГТУ с горелочными

устройствами, организацию самого процесса сгорания топлива в камерах,

включая метод предварительного смешения определенной порции воздуха и

топлива перед подачей их в камеру сгорания и т.п.

Многочисленные исследования процессов горения топлива в камерах

сгорания ГТУ проведенные различными авторами и организациями

показывают, что основным направлением по снижению выбросов оксидов азота

следует считать уменьшение объема зон горения с максимальным уровнем

температуры. Это связано прежде всего с повышением качества процесса

смесеобразования, обеднением рабочей смеси на участках формирования

110

фронта пламени, организацией ступенчатого подвода топлива и воздуха по

длине камеры сгорания.

Так, например, реконструкция камер сгорания на агрегатах типа ГТК-10 за

счет установки новых регистров и изменения отверстий в горелках,

перераспределение воздушных потоков первичного воздуха, использовании так

называемого «микрофакельного» горения, проведенные на ряде компрессорных

станциях предприятия «Мострансгаз» позволили снизить содержание NO

, в

выхлопных газах более чем в два раза. Термин «микрофакельное горение»

подразумевает организацию сжигания топлива посредством создания целой

системы многочисленных малых факелов в камере сгорания. Однако

удорожание и усложнение производства таких горелок для снижения выбросов

оксидов азота представляется не очень оправданным

В последние годы делаются попытки создать так называемые двух зонные

камеры для сгорания в них топлива. Сущность этого метода заключается в том,

что в первичную зону горения, воздух подается в меньшем количестве, чем это

теоретически необходимо для горения (

 0,80-0,90), в результате чего

происходит снижение максимальной температуры горения в зоне факела,

снижение содержания кислорода в ядре факела и, как следствие, уменьшение

скорости образования оксидов азота.

Во вторую зону горения вводится уже избыточное количество воздуха

(  2). Из-за разбавления продуктов сгорания воздухом, последующее горение

протекает также при более низкой температуре, вследствие чего во вторичной

зоне горения оксиды азота практически не образуются.

Применение двухстадийного горения топлива в камерах сгорания ГТУ

позволяет снизить выход оксидов азота до 45-50% от начального выхода при

сжигании природного газа. Однако двухстадийное сжигание топлива связано с

разработкой достаточно сложной конструкции камеры сгорания, что не в

полной мере компенсируется снижением эмиссии NO

В настоящее время наиболее простым и относительно дешевым способом

снижения выбросов оксидов азота с продуктами сгорания следует считать

способ, основанный на предварительном смешении топлива с воздухом

111

(обедненная смесь) до подачи компонентов в зону горения. Иначе говоря,

качество предварительной подготовки топливо воздушной смеси является

основным направлением по снижению образования NO

при сжигании

природного газа в камерах сгорания ГТУ. Этот вывод подтверждается

результатами многочисленных исследований режимов работы ГТУ на

магистральных газопроводах.

112

ГЛАВА 5. ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЗОТУРБИННЫХ

УСТАНОВОК НА ГАЗОПРОВОДАХ

5.1. Технологические схемы компрессорных станций

Современная компрессорная станция (КС) – это сложное инженерное

сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по

подготовке и транспорту природного газа. Типовые компрессорные станции,

располагаемые по трассе газопровода через каждые, как правило, 100-150 км.

предназначены для обеспечения приема на станцию транспортируемого по

газопроводу природного газа, его очистки от механических примесей и

капельной жидкости в специальных пылеуловителях и фильтр-сепараторах,

распределения потоков газа по установленным на КС газоперекачивающим

агрегатам с обеспечением их оптимальной загрузки, охлаждения

транспортируемого газа после компремирования перед подачей его в

газопровод, вывода цеха КС для работы на станционное «кольцо» при пуске и

остановке станции, а также транзитного прохода транспортируемого газа по

магистральному газопроводу, минуя станцию. Кроме того, технологическая

обвязка компрессорной станции должна обеспечивать возможность сброса газа

в атмосферу из всех его технологических коммуникаций через специальные

свечные краны. [11]

Компрессорная станция в зависимости от числа «ниток» магистральных

газопроводов может состоять из одного, двух и более компрессорных цехов,

оборудованных одним или несколькими типами газоперекачивающих агрегатов

(ГПА). Под ГПА понимается газотурбинная установка и приводимый ею во

вращение для перекачки газа центробежный нагнетатель.

Как правило, каждый цех станции работает на свой газопровод. Из-за

технологических соображений транспорта газов, компрессорные цеха могут

быть соединены специальными перемычками на входе и выходе станции.

На Рис. 5.1 приведена принципиальная схема компоновки основного

оборудования компрессорной станции, состоящей из трех ГПА. В зависимости

113

от количества транспортируемого по газопроводу газа на КС может быть

установлено различное число газоперекачивающих агрегатов с различной

единичной мощностью. Основным типом ГПА на компрессорных станциях в

настоящее время являются газотурбинные установки мощностью примерно 2, 4,

6, 10, 16 и 25 мВт. Общее число установленных агрегатов с газотурбинным

приводом – свыше 3 тыс. ГПА. Установленная мощность всех газотурбинных

агрегатов в системе ОАО «Газпром» составляет примерно 86% от мощности

всех других типов ГПА, среди которых около 13% приходится на агрегаты с

электроприводом и около 1% на агрегаты с поршневым типом привода.

В соответствии с Рис. 5.1 в состав основного оборудования компрессорной

станции входит: 1 – узел подключения станции к магистральному газопроводу;

2 – камеры запуска и приема очистного устройства для внутренней полости

газопровода от механических примесей, конденсата и т.п.; 3 – установка

очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-

сепараторов; 4 – установка охлаждения перекачиваемого технологического

газа; 5 – газоперекачивающие агрегаты с центробежными нагнетателями газа; 6

– технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7 – запорная

арматура обвязки центробежного нагнетателя; 8 – установка подготовки

пускового и топливного газа; 9 – установка подготовки импульсного газа для

обеспечения работы приборов КИП и А; 10 – различное вспомогательное

оборудование (система маслохозяйства, котельная, воздушный компрессор и

т.д.); 11 – энергетическое оборудование (трансформаторные установки,

распределительные устройства, аварийная электростанция и т.д.); 12 – главный

щит управления и система телемеханики; 13 – оборудование электрохимзащиты

трубопроводов обвязки компрессорной станции.

Оборудование и сама обвязка компрессорной станции приспособлены к

переменному режиму работы газопровода и самой КС. Количество газа,

перекачиваемого через КС, регулируется в основном включением и

отключением числа работающих агрегатов, изменением частоты вращения

силовой турбины у ГПА с газотурбинным типом привода. Однако во всех

случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать

114

меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу

топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи

товарного газа по газопроводу, в целом к оптимизации режимов работы

компрессорной станции и установленных на ней газоперекачивающих

агрегатов.

В зависимости от типа центробежных нагнетателей (ЦБН), используемых

на станциях, различают две принципиально различные схемы обвязок КС [11]:

- схема с параллельной, коллекторной обвязкой, характерной для так

называемых полнонапорных нагнетателей;

- схема с последовательной обвязкой, характерной для так называемых

неплононапорных нагнетателей.

У полнонапорных нагнетателей проточная часть сконструирована таким

образом, что позволяет при номинальной частоте вращения вала, создавать

степень сжатия на уровне 1,45-1,50, определяемую расчетными проектными

давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции. ГПА с такими

типами нагнетателей работают параллельно на один нагнетательный коллектор.

У неплононапорных нагнетателей проточная часть рассчитана на степень

сжатия 1,23-1,25. В условиях эксплуатации ГПА с такими типами нагнетателей

работают по схеме последовательного соединения двух агрегатов, обеспечивая

общую степень сжатия по станции на уровне 1,45-1,50. Последовательное

соединение агрегатов для обеспечения трехступенчатого сжатия на

газопроводах используется крайне редко. Такое соединение агрегатов может

быть использовано в основном для станций подземного хранения газа.

Принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА при

использовании полнонапорных нагнетателей показана на Рис. 5.2. По этой

схеме, газ из магистрального газопровода через охранный кран №19, который

предназначен для автоматического отключения (включения) магистрального

газопровода от станции в случае возникновения каких-либо аварийных

ситуаций, поступает к входному крану №7, расположенному как и кран №19,

на узле подключения КС к газопроводу. Входный кран №7, также

предназначенный при необходимости для автоматического отключения

115

компрессорной станции от магистрального газопровода, имеет обводной кран

№7р с несколько меньшим проходным сечением, предназначенный для

заполнения газом всей системы технологической обвязки КС перед пуском

станции в работу. Только после выравнивания давления в магистральном

газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана №7р,

производится открытие крана №7. Это делается во избежание

газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана №7,

без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций

компрессорной станции. Сразу за краном №7 по ходу газа установлен свечной

кран №17, который используется для стравливания газа в атмосферу из

технологических коммуникаций станции при производстве на них

профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет и при

возникновении аварийных ситуаций на станции.

После крана №7, газ поступает к установке его очистки , где размещены

пылеуловители и фильтр-сепараторы, где он очищается от механических

примесей и влаги.

После очистки газ поступает во входной коллектор компрессорного цеха –

через кран №1 на вход центробежного нагнетателя. После сжатия в нагнетателе,

газ проходит выходной кран №2 и поступает на установку охлаждения газа

(АВО газа). После прохождения АВО газа, он через выходной кран №8

поступает в магистральный газопровод. Перед краном №8 установлен обратный

клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из

газопровода и исключения обратной раскрутки нагнетателя при ее

возникновении.

В целом, назначение крана №8, расположенного на узле подключения КС,

аналогично крану №7. Стравливание газа в атмосферу осуществляется через

свечной кран №18, расположенного по ходу газа перед краном №8. После КС,

на магистральном газопроводе установлен охранный кран №21, назначение

которого аналогично охранному крану № 19.

Между узлами подключения станции к входному и выходному

трубопроводу имеется перемычка с установленным на ней краном №20, что

116

позволяет осуществлять транзитную подачу газа минуя компрессорную

станцию в период ее отключения.

При эксплуатации КС может возникнуть ситуация, когда давление на

выходе станции может приблизиться к максимально разрешенному. Для

устранения такого режима работы между входным и выходным участками

станции устанавливается кран №6А, используемый при пуске и остановке

станции, что позволяет станции работать некоторое время на так называемое

«станционное кольцо» для выхода на оптимальный режим работы КС и ГПА.

На Рис. 5.3 приведена другая схема КС, с так называемой

последовательной обвязкой газоперекачивающих агрегатов, реализуемой в

условиях эксплуатации для работы ГПА с неполнонапорными нагнетателями.

Эта схема позволяет с помощью «режимных» кранов осуществлять как

последовательную работу одного и двух агрегатов, так и параллельную работу

группы агрегатов, состоящих из двух или трех последовательно работающих

ГПА.

Краны в схеме обвязки агрегатов с неполнонапорными нагнетателями

имеют следующую нумерацию и назначение (Рис. 5.3): кран №1

устанавливается на всасывающем трубопроводе и служит для приема газа;

кран №2 устанавливается на выходном трубопроводе и служит для подачи

сжатого газа через «режимные» краны в нагнетательный трубопровод, либо на

вход следующего нагнетателя для обеспечения двухступенчатого сжатия; кран

№3 – обводной . При закрытых кранах №№1 и 2, газ из входного коллектора

через кран №3 поступает на вход следующего агрегата, минуя предыдущий.

Кран №3 бис – обводной и используется только в период пуска и остановки

агрегата; кран №4 – обводной для крана №1, с диаметром несколько меньшим

чем кран №1 и служит для заполнения контура нагнетателя газом перед пуском

ГПА в работу; кран №5 – свечной, расположен на нагнетательной стороне

трубопровода до крана №2 и предназначен для продувки контура нагнетателя

перед пуском и сброса газа в атмосферу при пуске и остановках ГПА.

Отличительной особенностью использования полнонапорных нагнетателей

КС перед неполнонапорными является: схема с полнонапорными нагнетателями

117

значительно проще в управлении, она позволяет использовать в работе любые,

имеющиеся в «резерве» агрегаты, отпадает необходимость в кранах №№3, 3-

бис, а также в ряде других режимных кранах. Следует отметить, что остановка

одного агрегата в схеме с неполнонапорными нагнетателями, вызывает

необходимость выводить на режим «кольцо» и второй агрегат.

5.2 Типы газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом и их

характеристики

Газотурбинные агрегаты, как отмечалось выше, подразделяются на:

стационарные, авиационные и судовые [11].

К стационарным газотурбинным установкам, специально

сконструированных для использования на газопроводах, следует отнести

установки: ГТ-700-5, ГТК-5 , ГТ-750-6 ГТ-6-750, ГТН-6, ГТК-10-2-4, ГТН-25

мощностью от 4 МВт до 25 МВт;

К авиоприводным газотурбинным установкам относятся ГПА, где

приводом нагнетателя является газовая турбина авиационного типа, специально

реконструированная для использования на магистральных газопроводах. В

настоящее время на газопроводах эксплуатируются установки типа ГПА-Ц-6,3,

ГПА-Ц-6,3/76 и ГПА Ц-6,3/125 с двигателем НК-12СТ, выпускаемые

Самарским моторостроительным объединением и Сумским

машиностроительным объединением. Сумским машиностроительным

объединением осуществляется сборка агрегата типа ГПА-Ц-16 с двигателем

НК-16СТ.

К авиоприводным агрегатам относятся и установки импортного

производства типа «Коберpа –182» с двигателем Эйвон 1534-1016 фирмы

«Ролл-Ройс» (Великобритания») и «Центавр» фирмы «Солар» (США).

К судовым газотурбинным агрегатам следует отнести установки типа

ГПУ-10 «Волна» с двигателем ДР-59Л, выпускаемые Николаевским

судостроительным заводом и ДТ-90 (Украина).

В общей сложности на газопроводах на конец 2001 г. эксплуатировалось

свыше 3 тыс. ГТУ различных типов и схем с общей установленной мощностью

118

свыше 36 млн. кВт, что составляет около 85% общей установленной мощности

компрессорных станций ОАО «Газпром».

Паспортные характеристики и количество газотурбинных установок

различных типов, используемых в настоящее время на газопроводах

характеризуются данными табл. 5.1 [12].

Таблица 5.1.

Типы газотурбинных установок, используемых на газопроводах

Тип ГТУ КПД,

Единичная

мощность, кВт

Количество

ГПА, штук

Суммарная

мощность, кВт

Центавр

ГТ-700-5

ГТК-5

ГТ-750-6

ГТ-6-750

ГТН-6

ГПА-Ц-6,3

ГТК-10

ГТК-10И

ГПУ-10

ГТНР-10

ДЖ-59

Коберра-182

ГТНР-12,5

ГТК-16

ГТН-16

ГПА-Ц-16

ГПУ-16/ГПА-16

ДГ-90

ГТН-25

ГПА-Ц-25

ГТК-25И

2620/3900

4250

4400

6000/6500

6000

6300

10000

12000

11900/12900

12500

16000

25000

20/10

99/5

140

440

791

150

269

19/14

536

58/19

100

105

91400

153000

83600

6265000

840000

498000

2772000

7910000

1500000

2690000

10000

12000

406700

12500

48000

960000

8576000

1232000

240000

2500000

175000

2625000

ИТОГО - - 3001 33961700

Анализ данных табл. 5.1 показывает, что ряд мощностей ГТУ,

используемых на магистральных газопроводах ОАО «Газпром» изменяется в

диапазоне от 2 до 25 мВт. Паспортный КПД, используемых агрегатов,

изменяется в диапазоне 24-35 %, причем численное значение КПД агрегата

обычно увеличивается с ростом его мощности.

119