Особенности и тенденция развития газотурбинных установок компрессорных станций

Основным типом энергопривода на КС магистральных газопроводов являются газотурбинные установки (ГТУ). Их суммарная мощность в РФ превышает 28000 МВт, что составляет более 80% мощности привода нагнетателей природного газа, эксплуатируемых на КС фирмами ОАО «Газпром». На долю газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с приводом от электродвигателей и от поршневых газомотокомпрессоров приходится менее 20% установленной на КС мощности. На первом этапе строительства КС широкое применение нашли ГТУ промышленного типа блочной поставки, отличающиеся высокой металлоемкостью, сложностью монтажа, относительно невысокими параметрами газа перед турбиной, и невысокой тепловой экономичностью. Вместе с тем эти машины обеспечили значительный, порядка 100000 часов, ресурс работы. Установки такого типа были созданы на Невском заводе им. В.И. Ленина, Уральском турбомоторном заводе и др. Альтернативным направлением энергопривода ГПА является использование легкопромышленных ГТУ авиационного и судового типа. Такие модульно-блочные ГТУ изготавливаются на заводах России и Украины в городах Пермь, Самара, Сумы, Николаев и др., а также в США, Германии, Италии и т.д. Особенности конструкции и технические характеристики ГТУ, применяемых на КС приведены в [35, 38, 40, 70 и др.]. Современные блочно-комплектные ГПА имеют ряд существенных преимуществ перед ГПА первого поколения: полную заводскую готовность что сокращает затраты на транспорт, строительство и монтаж; малую металлоемкость; высокую степень автоматизации; маневренность при изменении режима работы, включая запуск и останов машины; небольшое число обслуживающего персонала. На площадке КС каждый агрегат может устанавливаться в модульном блоке, что обеспечивает максимальную автономность в работе. Предусматривается: воздушное охлаждение масла в компактных маслоохладителях, подогрев воздуха при входе в компрессор для предотвращения обледенения при низких температурах окружающей среды, эффективное шумоглушение, специализированное оборудование для сборки и разборки узлов, комплекс технических средств контроля и регулирования, удаленные от агрегатов помещения для оперативного управления. В качестве примеров легкопромышленных ГПА могут быть приведены ГПА-Ц-16 с приводом нагнетателя от двигателя авиационного типа НК-16 СТ, а также ГПУ-16 с газотурбинным двигателем судового типа ДИС 59Л 2.

Параметры, характеристики и экономические показатели ГТУ во многом определяются особенностями термодинамического цикла и конструктивной схемы. В ГТУ для привода нагнетателя природного газа наибольшие распространение получил простейший термодинамический цикл (сжатие воздуха в компрессоре, подвод тепла в камере сгорания и расширение газа в турбине). Характерными особенностью конструкций является использование однокаскадного или двухкаскадного многоступенчатого осевого компрессора, выделение блока турбокомпрессора (газогенератора) с турбиной высокого давления и блока силовой турбины низкого давления, приводящей во вращение нагнетатель. Так, например, в газотурбинных двигателях НПП «Машпроект» (г. Николаев) ГТД 10000 применяется трехвальная конструкция с двухкаскадным компрессором и свободной силовой турбиной. Число ступеней компрессора 9 в компрессоре низкого давления (КНД) и 9 в компрессоре высокого давления (КВД), степень сжатия 19,5; турбины компрессоров осевые одноступенчатые, силовая турбина – осевая 3, 4 или 6 – ступенчатая, левого или правого вращения, камера сгорания – трубчато-кольцевая противоточная с 10 жаровыми трубами, смазка – циркуляционная под давлением, стартер электрический – 360 В, 70 кВт, управление дистанционное автоматическое электронное, двигатель сохраняет работоспособность при температуре окружающей среды от –55^о до +45^оС и относительной влажности до 100% (15^оС). Мощность двигателя при условиях по ISO 2314 – 10700 кВт, КПД – 0,36, расход уходящих газов 36 кг/с, температура газа за ГТД – 470^оС; частоты вращения валов – 3000, 4800, 6500 об/мин; габаритные размеры 40´1,8´1,7 м, масса 5 т, установленный ресурс 100000 час. При температуре окружающей среды – 5¸-25°С мощность двигателя увеличивается, по сравнению с номинальной, до 12¸12,7 МВт, а КПД до 0,375¸0,385. Модификации двигателя ГТД 15000 (ДБ-90, ДГ-90, ДА 90, ДО 90) имеют мощность 14700-17600 кВт, КПД 0,33¸0,35, расход воздуха 70¸73 кг/с, температуру уходящих газов 400¸433°С, массу 9¸12,8 т. В модификациях двигателя ГТД 25000 (ДГ 80, ДН 80, ДА 80) мощность 26500¸28700 кВт, КПД 0,36¸0,37, расход воздуха 86¸93 кг/с, температура уходящих газов 475¸500°С, масса 16 т.

Совершенствование конструкций и параметров ГТУ для привода нагнетателей природного газа наиболее целесообразного проводить по трем основным направлением и их возможным сочетаниям.

Первое направление – это термодинамическое совершенствование цикла. В диапазоне мощностей до 5¸12 МВт могут быть созданы регенеративные ГТУ нового поколения с КПД до 0,40¸0,45 имеющие следующие основные особенности: сохранение таких преимуществ ГТУ простейшего цикла как быстрота запуска, высокая маневренность, модульность конструкций; обеспечение КПД на уровне 0,40 при снижении мощности нагрузки до 50% от номинальной, высокие экологические характеристики по концентрации СО и NO_x в выхлопных газах. Ограничивающим фактором в развитии таких ГТУ является увеличение их массогабаритных характеристик из-за значительных объемов генератора.

Одним из наиболее эффективных методов повышения эффективности ГТУ для КС, может быть использование термодинамического цикла с охлаждением в процессе сжатия. Так, например, применение промежуточного воздухоохладителя между КНД и КВД двукаскадных компрессоров позволит снизить расход топливного газа на транспорт на 15¸20% и удельные капитальные затраты на ГПА на 20¸30%. Создание ГТУ с промохлаждением должно проводиться с максимальным использованием отработанных осевых компрессорных ступеней и с применением современных расчетных методов и оптимизации параметров. В частности, оптимальная суммарная степень сжатия может достигнуть величины до 30¸40 и выше. Создание высоконапряженных компактных камер сгорания открывает путь к реализации установок с промежуточным подогревом в процессе расширения. Интересный для анализа опыт применения ГТУ с промохлаждением и промподогревом был накоплен при эксплуатации стационарных энергетических установок типа ГТ-100 Ленинградского металлического завода.

Существенное повышение топливной экономичности и удельной мощности достигается в парогазовых (ПГУ) и газопаровых установках (ГПУ). В ПТУ тепло уходящих газов расходуется на нагрев воды, образования пара и перегрев пара в паротурбинной установке. При этом полезная мощность может отбираться от силовой турбины ГТУ и от паровой турбины ПТУ. Примером проектируемой ПГУ является энергетическая ПГУ 35 НПП «Машпроект» мощностью 34 МВт на основе ГТД 25000. Установка характеризуется следующими параметрами – температура газа перед ТВД – 1240 °С, мощность ГТД – 24,3 МВт, КПД ГТД – 0,347, расход газа и температура газа при выходе из ГТД – 85,4 кг/с и 482°С соответственно, котел утилизатор КУП 3100С, параметры при выходе из котла: температура газа 160°С, давление пара 2,5 МПа, расход пара 39,0 т/час, температура пара 368°С, паровая турбина ПТ-10 мощностью 9,7 МВт: КПД ПГУ – 0,477. В газопаровых установках КГПТУ 16-К на базе указанного выше двигателя ГТД 10000 теплота отработавших газов утилизируется в паровом котле. Полученный пар подается в камеру сгорания ГТД, смешивается с газовым потоком и увеличивает его мощность на 50¸60%. После котла-утилизатора из газопаровой смеси в контактном конденсаторе извлекается вода, которая после очистки подается в котел. КПД такой установки находится на уровне 0,43¸0,45, расход газопаровой смеси 44,5 кг/с, параметры пара: расход 5,6 кг/с, давление 21 МПа, температура 305°С.

Вторым направлением совершенствования ГТУ для КС является аэродинамическое совершенствование проточной части. Современные методы гидрогазодинамики, математическое моделирование, компьютерный анализ и оптимизация, стендовая доводка элементов проточной части позволяют повысить КПД компрессоров и турбин на расчетном режиме на 1¸2%, что приводит к существенному росту КПД и удельной мощности ГТУ. Оптимизация турбомашин может производиться такие с учетом переменного режима их работы, что дает дополнительный технико-экономический эффект в процессе эксплуатации. Для создания двигателей нового поколения проводятся научно-исследовательские и конструкторские работы по снижению коэффициентов потерь во входных, переходных и выходных патрубках, в камерах сгорания и в теплообменных аппаратов. За счет оптимизации обводов проточной части и управления пограничными слоями коэффициенты потерь могут снижаться на 10¸30%.

Повышение начальной температуры газа перед турбиной относится к основному направлению улучшения параметров ГТУ. Выбор и реализация в конструкциях повышенной температуры приводит к увеличению удельной работы расширения в турбинах и увеличению относительной мощности ГТУ N_eуд=N_e/Gв. Подвод тепла в камере сгорания при этом увеличивается, однако благодаря выбору оптимальной повышенной степени сжатия в компрессорах , возрастает КПД ГТУ η_е. Количественное увеличение η_е и N_eуд при росте Т₃ ^* и при реальных для ГТУ промышленного типа КПД турбин и компрессоров показано на рис. 5.9 [Ольховский Г.Г.].

Т3*=800К

pК*=20%

hе

Nе уд, кВт/(кг/с)

Рис. 5.9. Диаграмма показателей простейшего цикла

Наибольший эффект повышения КПД η_е и удельной мощности N_eуд может быть достигнут при одновременном усложнении термодинамического цикла ГТУ и повышении температуры газа Т₃ ^*. На рис. 5.10 приведены сравнительные зависимости η_е от Т₃ ^* для установок простейшей схемы, с промохлаждением, а также с промохлаждением и промподогревом.

Рис. 5.10. Зависимость КПД η_е от температуры раза перед турбинами Т₃ ^* для различных ГТУ: 1–простейшая, 2 – с промохлаждением, 3 – с промохлаждением и промподогревом, [35]

На рис. 5.11, в качестве примера приведены результаты параметрического анализа термодинамического цикла газопаровых установок типа КГПТУ, выполненного НПП «Машпроект» [70].

охлаждение воздухом

охлаждение насыщенным паром

Рис. 5.11. Зависимость КПД КГПТУ от степени повышения давления для различных температур цикла: 1 – Т₀₃ = 1373 К, 2 – Т₀₃ = 1473 К, 3 – Т₀₃ = 1573 К,

4 – Т₀₃ = 1673 К, 5- Т₀₃ = 1873 К

Вопрос о выборе рациональных типов и параметров приводных ГТУ актуален для предприятий ОАО «Газпром» в связи с тем, что значительное число ГПА выработало свой ресурс – необходима замена основного оборудования. Создание установок по термодинамически усложненной схеме при одновременном повышении КПД узлов и увеличение температуры газа перед турбиной может дать дополнительный доход, измеримый миллиардами долларов.

5.4. Определение эффективной мощности и КПД ГТК-10-4

по различным методикам

5.4.1. Условные обозначения и размерности величин

Q_ТГ – объёмный расход топливного газа, м³/ч;

DР – перепад давления на расходомере, МПа;

r_Н – плотность газа при нормальных условиях, r_Н = 0,69 кг/м³;

В=G_m – массовый расход топливного газа, кг/с;

F – площадь поперечного сечения выхлопного газохода, м²;

Т_S=Т_Т и Р_S=Р_Т – абсолютные температура и давление продуктов сгорания после ТНД, К и МПа;

Р_а – атмосферное давление воздуха, МПа;

Т_а – температура наружного воздуха, К;

r₁₅ – нормальная плотность воздуха, r₁₅ = 1,0226 кг/м³;

Р_ИЗБ – избыточное давление воздуха, МПа;

Т_Z=Т_Г – температура продуктов сгорания перед ТВД, К;

a – коэффициент избытка воздуха;

М_В – расход воздуха, кг/с;

М_ПС – расход продуктов сгорания, кг/с;

L₀ – теоретически необходимый расход сухого воздуха на 1 кг топлива;

C_PПС=С_Рг, C_Pв – теплоёмкости продуктов сгорания и воздуха, кДж/кг×К;

Т_С=Т_К, Т_V=Т_Р – температура воздуха до и после регенератора, К;

Q_Н^Р – низшая теплотворная способность топлива, кДж/кг;

m_m – молекулярный вес смеси газов;

E – характеристика элементарного состава топлива;

N_e – эффективная мощность ГТУ, кВт;

h_e – эффективный КПД ГТУ;

h_КС – КПД камеры сгорания;

N_ОК – мощность ОК, кВт;

N_ТВД – мощность ТВД, кВт;

Т`_S – температура продуктов сгорания за ТВД, К;

N_Н – мощность нагнетателя, кВт;

R – газовая постоянная, кДж/кг×К;

p_Т=e_Т – степень расширения продуктов сгорания в ТВД и ТНД;

Р_Z =Р_Г – давление продуктов сгорания перед ТВД;

h_Л – лопаточный КПД турбины;

к – показатель изоэнтропы в процессе расширения;

g_m – относительный расход топлива;

Т_О – температура определения низшей теплоты сгорания Q_Н^Р, К;

L_К – удельная работа компрессора, кДж/кг;

L_T – удельная работа турбины, кДж/кг;

h_М – механический КПД турбины;

Ne_уд – удельная мощность ГТУ, кВт;

С_e – удельный расход топлива, кг/кВт×ч;

С – коэффициент характеризующий состав газа;

DС_Р – поправка к теплоёмкости газа, кДж/кг×К;

С_Р0 – среднее значение теплоёмкости газа в разрежённом состоянии, кДж/кг×К;

Т₁, Т₂ – температуры газа на входе и выходе из нагнетателя, К;

Dh – изменение энтальпии, кДж/кг;

r_нагн – плотность газа на входе в нагнетатель, кг/м³;

n, n_НОМ – рабочее и номинальное значение частоты вращения ротора ТНД, об/мин;

N_мех – механические потери мощности, кВт;

N_eП – паспортная мощность ГТУ, кВт;

Т_Zном – номинальное значение температуры продуктов сгорания перед ТВД, К;

Та_ном – номинальное значение температуры наружного воздуха, К;

Ра_ном – номинальное значение давления наружного воздуха, МПа;

k_ГТУ – коэффициент технического состояния ГТУ;

С` – коэффициент приведения для ГТК-10-4;

h_eном – номинальное значение эффективного КПД ГТУ;

Р_С – давление воздуха за ОК, МПа;

Б – мощностной параметр;

e_К – степень сжатия воздуха в компрессоре;

К – поправочный коэффициент, учитывающий параметры воздуха перед компрессором;

Р_НОМ, Т_НОМ – значения давления и температуры наружного воздуха при нормальных условиях, МПа, К;

А – коэффициент входного конфузора компрессора;

DР_к – перепад давления в конфузоре перед компрессором, МПа;

N_eНОМ – номинальное значение эффективной мощности, кВт.