Лекции по газотурбинным установкам (Поршаков)
Подождите немного. Документ загружается.
В расчетное уравнение для определения удельной работы сжатия
входит комплекс C
p
D
h
, который может быть подчитан по следующему
уравнению [ ]:
(C
p
D
h
)
m
= (1,37-0,37r
мет.
)[(0,00012t
2
2
-0,0135t
2
+0,31)P
m
-0,0463t
2
+11,19]=
=(1,37-0,37*0,97)[(0,00012*38,7
2
-0,0135*38,7+0,31)5,8-0,0463*38,7+11,19]
= 9,483 кДж/кгМПа.
Разность энтальпии газа (удельная реальная работа сжатия)
определяется соотношением:
кгкДжPDCtCh
mhppm
/32,31)3,53,6(483,9)9,197,38(167,2)(
Удельная потенциальная (обратимая) работа сжатия:
./08,243,5/3,6ln5,30249094,0
lnlnln
2
1
2,1
кгкДж
p
p
TRzpdzRTppvdvdp
mm
Политропный КПД процесса сжатия:
77,0
32,31
08,24
2,1
.
h
пол
Коэффициент технического состояния по КПД нагнетателя:
К
91,0
845,0
77,0
.
.
пасппол
пол
Плотность газа на входе в нагнетатель:
3
3
1
1
3
/04,38
3,139
3,510
)(
10
мкг
zRT
Р
Приведенная внутренняя относительная мощность, потребляемая
нагнетателем, определяется по его характеристике (Рис. 5.4).
./3,243
3
.
кгмкВт
N
пр
i
Эффективная мощность ГТУ определяется по уравнению (5.3):
.8514100
4800
4650
04,383,243100
3
3
0
.
кВт
n
n
N
N
В
пр
В
i
e
Паспортная приведенная мощность ГТУ при заданной температуре
газов перед турбиной Т
3
с учетом заданных при проектировании
параметров ГТУ определяется по следующей зависимости:
150
.6,10113
2,288
2,283
1013,0
1,0
2,288
2,283
2,1033
2,1023
2,283
2,288
2,1033
2,1023
12,4110000
12,41
0,1
1
0,1
1
0,1
1
0,3
3
1
0,1
0,3
3
0,.,
кВт
T
T
P
P
T
T
T
T
T
T
T
T
NN
eпасе
Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности составит:
.84,0
6,10113
8514
0,
e
e
N
N
N
K
Объемная подача газа центробежным нагнетателем:
./7,423
4800
4650
6032,31
3,243
)/(
3
0.
минм
n
n
h
N
Q
пр
Вi
Теплота сгорания топлива в единицу времени (тепловая мощность
BQ
нр
) определяется с учетом технического состояния ГТУ по мощности
(K
N
):
.3,3690585143
2,288
2,283
1013,0
1,0
10000
28,0
3,0)84,01(125,0
3
3,0)1(125,0
0,1
1
0,1
1
0,
0,
.
кВт
N
T
T
P
P
N
K
BQ
ee
e
N
нр
Расход топлива по установке определяется по соотношению:
./3966/1017,1
33500
3,36905
33
.
чмсм
Q
BQ
B
нр
нр
Эффективный КПД установки:
.231,0
3,36905
8514
.
нр
e
е
BQ
N
5.6 Совместное использование газотурбинного и электрического типов привода
на компрессорных станциях
Оценка состояния газопроводов страны показывает, что значительная часть
компрессорных станций оборудована газотурбинными и электроприводными
агрегатами. среди которых эксплуатируются ГТУ различного типа и мощности
и электроприводные ГПА типа СТД-12500 с нагнетателем 370-18-2 с
паспортной мощностью 12,5 МВт СТД-4,5 мощностью 4,0 МВт. При этом
каждый тип ГПА работает на свою «нитку», хотя в целях обеспечения
151
оптимального технологического режима они и оборудованы между собой
перемычками.
Одной из характерных особенностей эксплуатации электроприводных
агрегатов является то, что они не имеют возможности регулировать свою
частоту вращения при изменении подачи газа по газопроводу.
Вместе с тем, целом ряде случаев газотурбинные агрегаты по
установленной мощности не всегда могут обеспечить технологические
требования по перекачке планируемого количества газа, что вызывает
необходимость подключать к работе и электроприводные агрегаты, т.е.
возникает необходимость осуществить совместную работу цехов
компрессорной станции с разным видом привода.
В первом приближении технологический режим работы таких КС, исходя
из особенностей рабочего процесса ГТУ и электродвигателя, представляется
целесообразным в зимний период времени использовать в работе прежде всего
газотурбинные агрегаты, а покрытие недостающей мощности и ее
резервирование осуществлять за счет электроприводных агрегатов. В летний
период времени (особенно при повышенной температуре наружного воздуха)
целесообразнее использовать электроприводные ГПА с резервированием
мощности за счет использования газотурбинных установок.
Соединение газотурбинных и электроприводных цехов компрессорных
станций перемычками позволяет упростить регулирование режимом работы
компрессорной станции в целом.
Несмотря на некоторое перераспределение потоков газа между
газотурбинными и электроприводными ГПА их технологически совместный
режим работы естественно должен будет осуществляться при одинаковой
степени сжатия по цехам данной станции ( = idem) и, в принципе, возможной
различной частоте вращения валов нагагнетателей.
Данные Рис. 5.17 схематично показывают, как при совместном
использовании электроприводных и газотурбинных агрегатов, работу первых
можно осуществить в базовом режиме, а работу газотурбинных ГПА в режиме
регулирования производительности. Изменяя при параллельной работе
152
агрегатов частоту вращения вала ГТУ, можно изменять давление газа на входе
электроприводного ГПА и, следовательно, расход газа через него (см.
Рис.5.17 а,б). Новый совместный режим работы агрегатов установится по
условию
1
= idem. Электроприводной агрегат будет перекачивать газ в
количестве Q
2
(режим точки 2
1
), газотурбинный ГПА в количестве Q
2
1
(режим точки 2
11
). Линия 1-2
11
будет отражать условный переход режима
работы газотурбинного агрегата из точки 1 в точку 2
11
при снижении
производительности. Аналогичное происходит и в случае увеличении
производительности Q при увеличении оборотов нагнетателя (точка 4). При
этом во всех случаях обороты нагнетателя у электроприводного ГПА остаются
неизменными во всем диапазоне работы от точки 2
1
до точки 3.
Одновременно, возможность cовместного использования разнотипных
агрегатов дает возможность оптимизировать режим работы компрессорной
станции как с технологической, так и с технико-экономических точек зрения.
Рассмотрим на конкретном примере установление совместного режима
работы электроприводного ГПА типа СТД-12,5 и газотурбинной установки
ГТК-25ИР (Рис. 5.18), где представлены совместные характеристики одного и
другого типа приводов, причем характеристика электроприводной установки, в
отличие от газотурбинной установки, имеет вид единственно кривой линии
(n
max
= 4800 об/мин.) [1].
В рассматриваемом случае, удобно использовать несколько отличный вид
представления характеристик нагнетателей от общепринятых, а именно
зависимость приведенной разности энтальпии от приведенной
производительности нагнетателя, получаемых на основе обработки обычных
паспортных характеристик нагнетателя.
Приведенная разность энтальпии газа определяется соотношением:
..пр
.пр
.пр
.вх
i
2
0
.пр
)Q(f
Q
N
n
n
60
h
h
, кВт/кг/мин. (5. 32)
где индексом «о» отмечен паспортный режим работы нагнетателя.
153
Следует отметить, что линия зависимости h
пр.
= f (Q
пр.)
из всех других
характеристик нагнетателя наиболее устойчива от сдвига при изменении
технического состояния нагнетателя в процессе эксплуатации, что дает
основание строить характеристики именно в этой зависимости.
Построение серии кривых зависимостей h
пр.
= f (n
пр.
, Q
пр
) для
газотурбинной установки, Рис. 5.18 осуществляется на основе обработки
типовых характеристик ее нагнетателей при различных частотах его вращения и
различной степени сжатия в диапазоне изменения от 1,45 до 1,15.
Анализ данных диаграммы Рис. 5.18 показывает, что для газотурбинного
агрегата при различных степенях сжатия во всех случаях возможен
экстремальный режим работы, обеспечивающий при данной степени сжатия
минимальные энергозатры, например, за счет работы нагнетателя на
максимальных значениях его относительного КПД. Данные диаграммы Рис.
5.18 позволяют относительно легко определять суммарные энергозатраты на
перекачку газа по станции при совместном использования ГТУ и
электроприводного агрегата. В частности, при степени сжатия, к примеру, =
1,30, когда производительность газотурбинного нагнетателя составляет 680
м
3
/мин при частоте вращения вала n = 4165 об/мин. и та же
производительность у электроприводного нагнетателя при частоте вращения n =
4800 об/мин., общие удельные энергозатраты составят h
элек.
+ h
ГТУ
= 0,83 + 0,42
= 1,25 кВт/кг/мин.
Соотношение 5.32 можно преобразовать к виду, позволяющему определять
удельные энергозатраты в кДж/кг, либо в кВт/кг:
,
n
n
h60h
2
0
.пр
кДж/кг (5.33)
Поделив полученное значение на 3600, подучим энергозатраты в кВт/кг.
Представленная диаграмма на Рис. 5.18 позволяет выразить энергозатраты
в различных единицах измерения. Нанесенная сетка относительных КПД
нагнетателя и степеней сжатия по КС позволяют относительно легко
устанавливать и оптимальный режим работы станции. Этот подход к
определению совместного режима работы газотурбинноых и электроприводных
154
агрегатов на КС может быть распространен на различные типы ГПА,
работающие как с одинаковой, так и с различной частой вращения вала
нагнетателя.
5.7. Сопоставление газотурбинных и электроприводных агрегатов и
определение срока их службы на КС
В период формирования газотранспортной системы страны, до начала 50
годов на магистральных газопроводах для перекачки газа использовались в
основном только поршневые газоперекачивающие агрегаты. Однако при
создании в середине 50 годов мощной газотранспортной системы Северный
Кавказ-Центр с диаметрами газопроводов 720 и 820 мм. технико-экономические
расчеты показали, что возможной альтернативой поршневым двигателям
являются газотурбинные и электроприводные установки для привода
центробежных нагнетателей. Использование центробежной компрессорной
машины для перекачки газа сразу выявило очевидные технологические
преимущества – большой массовый расход газа при его перекачке при
относительно невысоком напоре. Все это и предопределило, что в настоящее
время основным видом привода для центробежных нагнетателей на
компрессорных станциях являются газотурбинные и электрические агрегаты
(табл. 5.5)
У каждого из указанных типов привода есть свои плюсы и минусы,
потенциальные возможности и ограничения дальнейшего развития,
последующего совершенствования и повышения эффективности использования.
Анализ преимуществ различных видов энергопривода позволяет укрупнено
сформировать области их наиболее эффективного использования.
Таблица 5.5.
Показатели компрессорного парка ОАО «Газпром» на конец 2001 г.
Тип привода Установленная
мощность
(млн. кВт) , %
Количество ГПА,
(штук)
Относительное
время
использования в
2001 г., %
155
Газотурбинный 36,6 (85,5) 3031 38,4
Электрический 6,1 (13,5) 746 14,8
Поршневой 0,2 (1) 293 19,5
Всего 42,9 (100) 4070 33
1. Газотурбинные агрегаты – для линейных и дожимных компрессорных
станций, расположенных в удаленных регионах и сложных
климатических условиях;
2. Электроприводные агрегаты - для компрессорных станций,
расположенных в районах крупных энергосистем и при ограниченном
их использования во времени;
3. Поршневые агрегаты – для различных технологических модификаций с
широким диапазоном степеней сжатия и давлений при относительно
небольших объемных расходах и единичных мощностях (до 2 МВт).
Возрастная структура газотурбинного парка ГПА по данным ОАО
«Газпром» по годам периода 1996-2000 г.г. характеризуется данными табл. 5.6.
В настоящее время основной технологией транспорта газа по газопроводам
энергосберегающая технология и заводы-изготовители осваивают производство
газовых турбин нового поколения мощностью 6-25 МВт с КПД на уровне 34-
36%. К таким агрегатам в первую очередь следует отнести ГПУ-12П , ГТУ-16П
и ГТУ-25П серии «Урал», в классе мощности 12, 16 и 25 МВт.
Таблица 5.6.
Возрастная структура парка ГПА ОАО «Газпром»
Наработка, тыс. ч.
% от установлен. числа ГПА
до 40 40-70 70-100 100-130 130
конец 1996г 29,5 37,0 23,1 8,6 1,8
конец 1997 г. 28,4 35,6 22,5 11,5 2,0
конец 1998 г. 27,2 33,3 24,3 12,6 2,6
конец 1999 г. 26,2 30,7 25,3 14,5 3,3
конец 2000 г. 26,4 28,1 25,1 16,6 3,8
ГПА нового поколения призваны обеспечить высокий уровень основных
эксплуатационных показателей, включая высокую экономичность (КПД на
уровне 34-36 % в зависимости от мощности агрегата), высокую надежность:
наработка на отказ не менее 3,5 тыс. ч., межремонтный цикл на уровне 8-25-50
156
тыс. часов с общим ресурсом свыше 100 тыс. ч., коэффициентом готовности на
уровне 0,98 при коэффициенте технического использования на уровне 0,93-0,95.
При этом выбросы NO
x
составляют величину порядка 50-100 мг/нм
3
.
Вопросам сопоставления электрического и газотурбинного видов привода
на газопроводах, как основным типам привода центробежных нагнетателей
уделялось и постоянно уделяется достаточно большое внимание [1, 4, 7, и др.].
При этом решение этой задачи можно рассматривать с двух направлений.
Во-первых, когда речь идет о выборе вида привода при строительстве
новых компрессорных станций или реконструкции КС.
Во-вторых, когда речь идет о сопоставлении и определении эффективности
работы уже установленных на станции агрегатов.
В первом случае расчеты необходимо проводить с использованием метода
дисконтированных затрат с отнесением их к первому году начала строительства
или реконструкции КС. Во втором случае, все расчеты целесообразно
проводить с определением всех расходов по агрегатам отнесенных к году их
эксплуатации.
Это объясняется в основном тем, что постоянно меняющиеся цены на
оборудование, топливный газ и электроэнергию вызывают необходимость
практически периодически (особенно в период реконструкции компрессорных
станций) возобновлять и проводить технико-экономические расчеты по
обоснованию и выбору оптимального вида энергопривода для эксплуатации
компрессорных станций на очередной период их работы.
Сравнение электрического и газотурбинного видов привода практически
всегда приводило к незначительным отклонениям в итоговых показателях
сравнения. В частности, результаты сопоставления этих видов привода
показывают, что протяженность линий электропередачи для питания
электроэнергией ГПА компрессорной станции, в зависимости от цены на
электроэнергию и силовое оборудование, должно находиться в пределах не
свыше 50-60 км.
Рассмотрение вариантов с использованием парогазовых установок на
компрессорных станций не приводит к каким-либо заметным технико-
157
экономическим преимуществам, прежде всего из-за дороговизны таких
установок, большого срока их строительства (4-5 лет), необходимости
специальной водоподготовки и определенных трудностей эксплуатации этого
вида привода в зимних условиях.
Накопленный опыт эксплуатации электроприводных и газотурбинных ГПА
свидетельствует о том, что использование электроприводных ГПА, особенно в
последние годы, ограничивается и возросшими ценами на электроэнергию.
Сдерживающими факторами использования электроприводных агрегатов на КС
являются также относительно низкая надежность в поставке электроэнергии на
станцию и отсутствие у электроприводных агрегатов возможности
регулирования частотой вращения силового вала в условиях неравномерности
подачи газа по газопроводу в течение года и из года в год.
Одним из подходов к решению задачи о приоритетном использовании уже
установленных на станции агрегатов газа является метод, основанный на
использовании в качестве привода центробежного нагнетателя такого
двигателя, который имел бы минимальный расход топлива и денежных средств
на выработку одного кВтч энергии на муфте нагнетателя [4], (руб/кВтч). При
этом всегда справедливым остается условие, что оптимальным вариантом будет
тот, когда в рамках данного типа привода, перекачка заданного количества газа
осуществляется минимальным количеством эксплуатируемых агрегатов.
При сравнении вариантов эксплуатируемых на КС энергоприводов в
расчеты целесообразно вводить лишь переменные величины как по
капиталовложениям, так и по издержкам производства, зависящих от
особенностей сравниваемых вариантов, причем эти переменные
устанавливаются путем исключения общих для всех вариантов слагаемых [4].
Так, в состав капиталовложений не следует включать затраты на
жилищное строительство и бытовое обслуживание КС, ибо эти расходы
являются общими и мало различаются между собой по сравниваемым
вариантам энергопривода.
При определении эксплуатационной себестоимости энергии наиболее
характерными являются следующие слагаемые: расходы на топливо, воду и
158
смазку, энергетическое обслуживание основных агрегатов, ремонтно-
техническое обслуживание, заработную плату производственного персонала.
Для электроприводных установок статья расходов за топливо заменяется
статьей расходов за электроэнергию.
Накладные расходы и общие эксплуатационные расходы по КС
(освещение, отопление и т.п.), как незначительно различающиеся при всех
вариантах сравнения могут быть исключены из общего состава слагаемых
сравнительной эксплуатационной себестоимости энергии на муфте
нагнетателей.
а). Удельные расходы на топливо (Р
1)
:
Р
1
= а
1
b
1
руб/квтч. (5.34)
где а
1
– цена топливного газа по станции, руб/кг или руб/м
3
; b
1
– удельный
расход топливного газа на единицу вырабатываемой энергии:
b
1
=
)0(
1
нрe
b
1
Q
1
кг/кВтч. (5.35)
где
е
– среднегодовой эффективный коэффициент полезного действия
энергопривода; Q
нр
– расчетная низшая теплота сгорания рабочего топлива,
кДж/кг; b
1
(0)
– удельный расход топлива в условиях номинальной нагрузки
двигателя; - среднегодовая характеристика загрузки двигателя сравнительно с
номинальным режимом его работы:
)0(
e
e
(5.35а)
Вопрос определения приведенных К.П.Д. на муфте нагнетателя при
использовании газотурбинных агрегатов решается относительно просто, исходя
прежде всего из паспортных данных о К.П.Д. установок, их текущего состояния
и режимах работы ГПА на газопроводе.
Сложнее обстоит дело с определением приведенного К.П.Д. на муфте
нагнетателя при использовании электропривода, в силу его зависимости от
159