Лекции по газотурбинным установкам (Поршаков)

Подождите немного. Документ загружается.

Анализ опыта использования газотурбинных установок на магистральных

газопроводах показывает, что в период развития и становления единой системы

газоснабжения (ЕСГ) России, на газопроводах используется свыше двадцати

различных типов этого вида привода центробежных нагнетателей,

изготовленные различными заводами-изготовителями газовых турбин , что

невольно приводило к рассогласованию в технологических, термодинамических

и газодинамических показателях используемых установок.

В частности, это привело к тому, что среди эксплуатируемых

газоперекачивающих агрегатов различной мощности, созданных в период 70-80

годов, частота вращения вала «силовая турбина – центробежный нагнетатель»

изменяется в диапазоне 3700-8200 об/мин., нет единого подхода к обоснованию

числа ступеней в силовых турбинах и центробежных нагнетателей исходя,

например, из их нагруженности.

Все это в определенной степени свидетельствует о том, что в настоящее

время ОАО «Газпром» при переходе от металлосберегающей технологии, что

имело место в начальный период создания ЕСГ, к энергосберегающей, не имеет

«своего» - основного типа газотурбинного энергопривода, в полной мере

отвечающим требованиям энергосберегающей технологии транспорта газа.

Получивший в свое время наибольшее распространение на газопроводах агрегат

типа ГТК-10 в настоящее время требует реконструкции, хотя бы в части

обоснования использования параметров регенеративного цикла установки и

оценки использования на газопроводах подобных агрегатов в целом.

Стремление эксплуатационного персонала КС уменьшить расходы

энергии на нужды перекачки газа приводят в целом ряде случаев к

модернизации и реконструкции уже установленных агрегатов с целью

улучшения их экономических показателей. Сюда прежде всего следует отнести

перевод без регенеративных установок типа ГТН-25И и ГТН-10И для работы по

регенеративному циклу, создание установок парогазового цикла типа «Бутек»

на установках типа ГТА-Ц-6,3 и т.п.

В последние годы развитие энергосберегающих технологий газа при

транспорте газа по газопроводам вновь привлекает внимание к обоснованию

120

использования регенеративных ГТУ на газопроводах, сопоставлению без

регенеративных и регенеративных агрегатов, возможности использования и

других теплотехнических мероприятий, способствующих снижению

энергозатрат на транспорт газа по газопроводам.

У каждого из указанных типов привода компрессорных станций имеются

свои достоинства и недостатки, потенциальные возможности и ограничения по

дальнейшему развитию.

К существенным преимуществам ГПА с газотурбинным типом привода

следует отнести прежде всего высокую удельную мощность на единицу массы,

возможность регулирования подачей технологического газа за счет изменения

частоты вращения силовой турбины ГТУ, возможность использования

перекачиваемого газа в качестве топлива, относительно малый расход воды и

масла сравнительно, например с поршневыми двигателями внутреннего

сгорания, непосредственное вращательное движение и полная

уравновешенность, что исключает необходимость в использовании мощных

фундаментов, реальные возможности дальнейшего улучшения основных

показателей ГТУ и, прежде всего, ее КПД.

К недостаткам большинства эксплуатируемых газотурбинных установок на

газопроводах следует отнести относительно низкий их эффективный КПД и

высокий уровень шума, особенно в районе воздухозаборной камеры ГТУ.

Следует однако отметить, что газотурбинную установку на газопроводах

необходимо рассматривать как агрегат, практически вырабатывающий два вида

энергии: механическую на валу нагнетателя и тепловую в форме тепла

отходящих газов, которую можно и нужно эффективно использовать для

отопления служебных помещений КС в осенне-зимний период их эксплуатации

и для других целей теплофикации.

В настоящее время заводы-изготовители ГПА с газотурбинным приводом

осваивают производство газовых турбин нового поколения мощностью 6-25

мВт с КПД на уровне 32-36%. К таким агрегатам в первую очередь следует

отнести ГПА типа ГТН-25-1, ГПА-Ц-6,3 с двигателем НК-14, ГПА-Ц-16 с

двигателями АЛ-31, НК-38СТ и др. (табл. 5.2) [8].

121

Таблица 5.2

Показатели перспективных газотурбинных установок нового поколения

Марка ГПА

Марка

двигателя

Тип

двигателя

Мощно

сть,

МВт

КПД

Тем-ра

перед

ТВД,

Степень

сжатия

в цикле

ГПА-2,5

ГПУ-6

ГПА-Ц-6,3А

ГТН-6У

ГПА-Ц-6,3Б

ГПУ-10А

ГПА-12 «Урал»

ГПА-Ц-16С

ГПА-Ц-16Л

ГПА-Ц-16А

ГТНР-16

ГТН-25-1

ГПА-Ц-25

ГПУ-25

ГТГ-2,5

ДТ-71

Д-336

ГТН-6У

НК-14СТ

ДН-70

ПС-90

ДГ-90

АЛ-31СТ

НК-38СТ

НК-36СТ

ДН-80

Судовой

Авиа

Стацион.

Авиа

Судовой

Авиа

Судовой

Авиа

Стацион.

Авиа

Судовой

2,5

6,3

8,0

10,0

12,0

16,0

25,0

30,5

30,0

30,5

30,0

35,0

34,0

33,7

36,8

33,0

31,0

34,5

35,0

939

1022

1007

920

1047

1120

1080

1065

1167

1183

940

1090

1147

1220

13,0

13,4

15,9

12,0

10,5

17,0

15,8

18,8

18,1

25,9

7,0

13,0

23,1

21,8

Рассмотрение данных табл. 5.2 показывает, что и на ближайшую

перспективу основными типами газотурбинного энергопривода на газопроводах

останутся стационарные, судовые и авиационные агрегаты, причем последние

будут использоваться все в большем и большем количестве.

5.3. Нагнетатели природного газа и их характеристики

122

Нагнетателями природных газов принято называть лопаточные

компрессорные машины с соотношением давления сжатия свыше 1,1 и не

имеющих специальных устройств для охлаждения газа в процессе его сжатия.

Все нагнетатели природного газа условно делятся на два класса:

неполнонапорные (одноступенчатые) и полнонапорные [8].

Первые, имеющие степень сжатия в одном нагнетателе 1,25-1,27

используются, как отмечалось выше, при последовательной схеме

компремирования газа на КС (Рис. 5. 3), вторые – полнонапорные, имеющие

степень сжатия 1,45-1,51, используются при коллекторной схеме обвязки

компрессорной станции (Рис. 5.2).

Важной характеристикой нагнетателя является его производительность.

Применительно к газопроводу различают объемную Q, м

/мин., массовую G, кг/

ч. и коммерческую подачу газа Q

, млн. нм

/сут. Перевод одних величин в

другие осуществляется с использованием уравнения Клапейрона с поправкой на

сжимаемость газа z, pv = zRT. При использовании G кг газа применяется

уравнение Клапейрона-Менделеева также с использованием поправки на

сжимаемость газа z, pQ = GzRT, где Q – объемная подача газа, G – массовая

подача, характеризующая количество газа, протекающее в единицу времени

через сечение всасывающего патрубка. Коммерческая подача Q

определяется

по параметрам состояния во всасывающем патрубке, приведенным к

нормальным физическим условиям (t = 20

C ; p = 0,101 МПа). Для определения

коммерческой подачи используется уравнение Клапейрона для «стандартных»

условий: р

= RT

; Q

= G/

; 

= p

/RT

Каждый тип нагнетателя определяется своей характеристикой, которая

строится при его натурных испытаниях. Под характеристикой нагнетателя

принято понимать зависимость степени сжатия , политропического КПД

(

пол.)

и удельной приведенной мощности (N

/ 

н)пр.

от приведенного объемного

расхода газа Q

пр.

Строятся такие характеристики для заданного значения газовой

постоянной R

пр.

, коэффициента сжимаемости z

пр.

, показателя политропы,

принятой расчетной температуры газа на входе в нагнетатель Т

в заданном

123

диапазоне изменения приведенной относительной частоты вращения вала

нагнетателя (n/n

0)пр.

Характеристики некоторых типов центробежных нагнетателей,

используемых на газопроводах, приведены в табл. 5.3 [12].

Таблица 5.3

Характеристики центробежных нагнетателей для

транспорта природных газов

Тип нагнетателя Номинал.

производ.

при t=20

и р=1 МПа

Номинал.

частота

вращения

об/мин

Объемн.

произво

д.

/мин.

Степе

нь

сжати

я, 

Конечное

давление

на

выходе,

Мпа

370-14-1

Н-300-1,23

Н-196-1,45

520-12-1

370-18-1

Н-16-56

Н-16-75

Н-16-76

650-21-1

820-21-1

Купер-Бессемер:

280-30

CДР-224

2ВВ-30

Нуово-Пиньони:

PCL-802/24

PCL-1001-40

19,1

20,0

10,7

29,3

36,0

51,0

31,0

53,0

16,5

17,2

21,8

17,2

45,0

5300

6150

8200

4800

4600

6500

3700

6200

5000

6500

4600

289

260

196

425

370

800

600

380

640

820

290

219

274

219

520

1,25

1,24

1,45

1,27

1,23

1,24

1,44

1,45

1,51

1,49

1,51

5,66

5,50

5,60

7,60

5,60

7,50

7,60

5,60

7,50

7,52

Типовая характеристика нагнетателя типа 370-18-1 приведена на Рис. 5.4.

Характеристики других типов нагнетателей имеют такой же вид, как для

неполнонапорных, так и для полнонапорных нагнетателей.

Пользуются характеристиками нагнетателей следующим образом. Зная

фактические значения величин R, z, T

, n для данных условий, по соотношению

5.1 определяют приведенную относительную частоту вращения нагнетателя (n/

0)пр.

По известной степени сжатия с использованием характеристики

нагнетателя (Рис. 5,4) находят объемный расход газа Q

, а по соотношению 5,2

124

определяется приведенный объемный расход газа Q

пр.

. По соответствующим

кривым характеристики нагнетателя (Рис. 5.4) определяется политропический

КПД 

пол.

и приведенная внутренняя мощность нагнетателя (N

/

B)пр.

000

.пр.пр.пр

.пр

TRz















(5.1)

пр.

= Q



(5.2)

Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем, определяется

соотношением:

.пр































(5.3)

В соотношениях 5.1-5.3 индексом «0» отмечен номинальный режим работы

нагнетателя; индексом «в» – отмечены параметры газа на входе в нагнетатель.

Плотность газа на входе в нагнетатель 

, кг/м

определяется по соотношению:

zRT

p10





(5.4)

где р

, Т – соответственно абсолютное давление газа на входе в

нагнетатель (р

, МПа

)

и абсолютная температура газа на линии всасывания, К.

Эффективная (фактическая) мощность на муфте энергопривода, кВт; N

= N

+ N

мех.

, где N

мех.

– механические потери; для газотурбинного привода N

мех.

= 100

кВт.

Расчетный рабочий расход газа Q

пр.

для нагнетателей должен быть

примерно на 10-12% больше крайних левых значений расхода на его

характеристике, соответствующего условиям начала срыва потока газа по

нагнетателю (зоне помпажа). На Рис. 5. 4 этому режиму соответствует подача

газа на уровне примерно 360 м

/мин.

Наличие надежных приведенных характеристик при эксплуатации

газотурбинного привода позволяет обслуживающему персоналу определять

характеристики работающих агрегатов и выбирать наилучший режим их работы

в зависимости от конкретных условий.

125

При проведении инженерных расчетов, в целом ряде случаев удобно

применение и ряда других характеристик нагнетателей, производных от

паспортных, например:

Приведенная разность энтальпии газа:

 

 

 

. пр

пр

hppmпр

pDctc

hh 













































(5.5)

Приведенная удельная потенциальная работа:

 

.пр.пр.пол

.пр

Qfh

lnpv































(5.6)

Показатель политропного процесса сжатия газа:

m =

 

.пр

v/vlg

p/plg



(5.7)

Политропный (фактический) КПД нагнетателя определяется из

сопоставлений соотношений (5.5 и 5.6):

 

.пр

.пол









(5.8)

Следует отметить, что в эксплуатационных условиях (из-за значительного

износа проточной части нагнетателя) практически всегда имеется весьма

заметный сдвиг этой характеристики по сравнению с ее паспортным значением.

Задача 5.1. Определить по эксплуатационным данным техническое

состояние центробежного нагнетателя агрегата типа ГПА-Ц-16 : давление

газа на входе нагнетателя Р

= 4,8 МПа, давление газа на выходе ,

давление газа на выходе Р = 7,2 МПа, температура газа на входе

= 8

C ,

температура газа на выходе t

= 58

C , частота вращения вала n = 4700 об/

мин. Газовая постоянная R= 497 Дж/кгК. Номинальные параметры, при

которых построена характеристика нагнетателя , равны: z =0,89; Т

пр.

288 К, R

пр.

= 490 Дж/кгК,

n = 4900 об/мин. В качестве рабочего тела

используется метан – как один из основных составляющих природного

газа.

126

Решение. Одним из показателей технического состояния

центробежного нагнетателя считается его относительный КПД,

определяемый как отношение обратимой работы сжатия в данных

пределах соотношения давления сжатия к реальной работе сжатия в тех

же пределах соотношения давлений сжатия. Характерной особенностью

решения данной задачи является то, что все ее характеристики должны

определяться как функции двух переменных, например Р и Т. То есть в

данном случае имеем дело с реальным газом, в отличие от идеального

газа состояние которого определяется только в зависимости от

температуры Т.

Удельная обратимая потенциальная (техническая) работа

определяется следующим известным соотношением:

















02,1

ln)/()/(

zRTdnnvdPnn

пр



При принятых исходных данных: z = 0,89; R =497 Дж/кгК; Р

/Р

=1,5; конечная температура адиабатического (обратимого) процесса

сжатия определяется из уравнения адиабаты:

7,3145,1

286,0



















ТT

К ; t

=41,5

Подставляя полученные численные значения в исходное

соотношение, находим численную величину удельной приведенной

потенциальной работы сжатия:

пр



= 0,89.497.297,9.0,405.1,045 = 55,63 кДж/кг

Приведенная разность энтальпии природного газа, определятся как

функция двух переменных – давления и температуры. Расчетный вид этой

формулы может быть представлен следующим соотношением:

)()()(

1212

PPDCttCh

mhppm



где

h

величина разности энтальпии – аналог удельной реальной

работы сжатия газа в компрессоре; C

– средняя температура газа в

процессе сжатия; t

и t

– соответственно начальная и конечная

температура сжатия газа в нагнетателе; (C

)

– расчетный комплекс,

127

характеризующий отличие реального газа от идеального; Р

–

соответственно начальное и конечное абсолютное давление на входе и

выходе нагнетателя.

Среднее значение теплоемкости метана можно определить по

следующему эмпирическому соотношению [ 12 ]:

= 2,08 + 0,11P

+(0,003 – 0,0009P

=2,564 кДж/кгК;

Соответственно, значение комплексной величины (C

)

определяется следующим соотношением [ 12 ]:

60,80463,0)31,00135,000012,0(19,11)(

 tPttDC

mmhp

кДж/кгМПа

Следовательно, реальная работа сжатия газа в нагнетателе будет

равна:

92,814,26,840564,2)(()(

1212

 PPDCttCh

hppm

кДж/кг

Соответственно, приведенная разность энтальпии:

05,89)4700/4900(92,81)(



пр

кДж/кг:

Относительный политропный КПД при принятых эксплуатационных

данных составит:

63,0

05,89

63,55







пр

пол





Если паспортный КПД нагнетателя составляет величину порядка

0,80, то следовательно параметр технического состояния нагнетателя по

КПД будет равен: К = 0,63/0,80 = 0,78. Что следует признать весьма низким

значением для условий эксплуатации.

5.4 Пуск газоперекачивающего агрегата в работу и его загрузка

Подготовка газоперекачивающего агрегата к пуску и его загрузка является

наиболее ответственным этапом в эксплуатации агрегатов на газопроводах.

Объем подготовительных предпусковых работ, зависит от состояния из

которого агрегат выводится под нагрузку: после монтажа ГПА на станции,

128

после проведения того или иного вида ремонта; из состояния «горячего

резерва» или просто «резерва» [11].

При пуске агрегата из состояния «горячего резерва» на нем обычно не

требуется выполнение каких-либо подготовительных работ; на агрегате

поддерживаются только предпусковые условия, которые обеспечивают его

немедленный запуск.

На агрегате, находящимся просто в «резерве», его запуск после указания

диспетчера обеспечивается обычно через 1,5-2 ч. в зависимости от типа ГПА. За

это время осуществляется подогрев масла, проверка состояния элементов

управления запорной арматуры, подачи напряжения и т. п.

Наибольший объем подготовительных работ на агрегате выполняется

естественно перед его первым пуском после монтажа, т.е. в процессе пуско-

наладочных работ.

Наиболее характерным для эксплуатации агрегата является его подготовка

к пуску после проведения на нем среднего или капитального ремонта. В этих

условиях проводится тщательный осмотр входного и выходного тракта ГТУ и

оборудования ГПА в целом, проверяется отсутствие посторонних предметов,

отсутствие горючих материалов, разного рода газовых баллонов, оставшихся на

агрегате поле проведения ремонта, проводится контрольный анализ масла и

проверяется его уровень в маслобаке и гидрозатворе переливного устройства,

проверяется положение запорной арматуры согласно специальной

технологической маршрутной карте, содержащей все основные специфические

требования к данному типу агрегата.

Важность и ответственность пусковой операции в использовании

газотурбинных агрегатов на компрессорной станции определяется прежде всего

тем, что при пуске ГПА в работу включается большое число систем как самой

газотурбинной установки, так и вспомогательных устройств, призванных

обслуживать надежную работу установки. Правильная система

технологического запуска агрегата в работу в значительной степени определяет

уровень квалификации обслуживающего персонала, от которого в

129