X Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2018

Анализ состояния существующих транспортных систем природного газа и оценка перспектив дальнейшего развития этих систем показывают, что газотурбинный вид привода центробежных нагнетателей на компрессорных станциях, как в наше время, так и на ближайшее будущее останется одним из основных видов энергопривода. В настоящее время относительная доля газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным видом привода в системах ПАО «Газпром» составляет около 85%, оставшуюся долю составляют газоперекачивающие агрегаты с электроприводом и установки с поршневым типом привода.

Непосредственное вращательное движение, простота обслуживания, высокая мощность, способность установок работать на перекачиваемом виде топлива и многое другое гарантируют обширное применение газотурбинных установок на компрессорных станциях.

Большая часть ГТУ функционирует согласно схеме непрерывного сгорания топлива и выполняется по необратимому разомкнутому циклу. Данное объясняется тем, что в камере сгорания, газовой турбине и компрессоре осуществляется непрерывное перемещение рабочего тела, а после его расширения оно выходит в атмосферу, либо в регенератор.

Компрессор 1 затягивает атмосферный воздух, сжимает его вплоть до заданного давления и подаёт в камеру сгорания 4. С помощью топливного насоса 3 туда также поступает через форсунку 5 природный газ, который смешивается с воздухом и сгорает. Сформировавшиеся уходящие газы направляются в газовую турбину 8. 20–40% подаваемого воздуха участвует в процессе сгорания – первичный воздух. Остальные 60–80% воздуха смешиваются с уходящими газами – вторичный воздух, который понижает температуру газов перед турбиной до заданного значения.

Рис. 1 Схема ГТУ

Мощность, развиваемая турбиной 8, отчасти тратится на привод компрессора 1, а оставшаяся часть преобразуется в электрическую энергию в генераторе 2. Запуск ГТУ выполняется электродвигателем 7, а зажигание топлива совершается электрической искрой.

В ГТУ открытого цикла в качестве топлива применяется природный газ, который подается в камеру сгорания. Необходимый для сгорания топлива воздух очищается в фильтре и сжимается в компрессоре до давления МПа. Для получения заданной температуры газов перед газовой турбиной в камере сгорания поддерживается необходимый избыток воздуха (2,55) с учётом теоретической температуры горения топлива, вида топлива, метода его сжигания. Горячие продукты сгорания являются рабочим телом в газовой турбине, где они расширяются, а затем при температуре выбрасываются в дымовую трубу.

Разберем цикл ГТУ простейшей схемы (рис. 2). В качестве рабочего тела примем идеальный газ, который подчиняется уравнению Клапейрона () и, таким образом, энтальпию и теплоемкость газа будем расценивать как функции только лишь температуры.

Атмосферный воздух после прохождения воздушных фильтров с параметрами , попадает в осевой компрессор I. Линия характеризует процесс сжатия в координатах в изоэнтропийном (обратном адиабатном) процессе (рис. 2); линия соответствует реальному процессу сжатия от первоначальных параметров воздуха перед компрессором , до параметров , .

Линия соответствует условно изобарному процессу подвода теплоты в камере сгорания (рис. 2); при этом температура рабочего тела увеличивается до значения – величины, обусловленной жаростойкостью лопаток и дисков газовой турбины. Давление рабочего тела при этом несколько уменьшается из-за гидравлических потерь в тракте компрессор – камера сгорания – турбина ():

где:

– коэффициент, учитывающий потери давления между компрессором и турбиной ().

На рис. 2 гидравлические потери в тракте ГТУ не учтены.

Рис. 2 Процессы, происходящие в ГТУ. Цикл ГТУ в координатах и

– сжатие; – подвод теплоты; – расширение; – выхлоп; 1 – осевой компрессор; 2 – камера сгорания; 3 – газовая турбина; 4 – полезная нагрузка; В – подвод теплоты турбины

Линия характеризует расширение газа в турбине в изоэнтропийном процессе, а линия соответствует реальному процессу расширения газа в турбине от давления до давления (рис. 2). В связи с потерями давления газа за турбиной :

где:

– коэффициент, учитывающий потери давления в выхлопном тракте ГТУ ();

– давление наружного воздуха;

– сопротивление воздушных фильтров на входе осевого компрессора ().

Линия характеризует выход продуктов сгорания в дымовую трубу, их охлаждение и замыкание цикла ГТУ (рис. 2).

Сжатие воздуха в компрессоре, горение рабочей смеси в камере сгорания и расширение продуктов сгорания в турбине проходят с потерями, в связи с теплообменом через разделяющие стенки, гидравлическими сопротивлениями и утечками в установке.

Для сравнения рабочих процессов, протекающих в газовых турбинах, служат следующие характеристики: степень повышения давления, соотношение граничных температур и степень регенерации.

Степень повышения давления или степень сжатия воздуха в компрессоре:

где:

- абсолютное давление воздуха на входе и выходе из компрессора, .

Выводы теории термодинамических циклов для простейших ГТУ приводят к утверждению, что термодинамический к.п.д. газотурбинной установки монотонно возрастает по мере увеличения степени повышения давления.

В действительности эффективный к.п.д. ГТУ достигает максимума при некоторой наивыгоднейшей степени повышения давления, с ее дальнейшим увеличением он падает, причем наибольший эффективный к.п.д. значительно меньше термодинамического.

Причиной уменьшения эффективного к.п.д. при увеличении повышения давления на линии сжатия рабочего вещества является возрастание мощности, поглощаемой компрессором. При некотором значении степени повышения давления, значительно превышающей оптимальное значение, мощность, поглощаемая компрессором, становится равной мощности, развиваемой газовой турбиной, и эффективный к.п.д. газотурбинного двигателя обращается в нуль.

Оптимальная степень повышения давления определяется расчётом и зависит от принятой схемы ГТУ, температуры продуктов сгорания на входе в турбину, удельного расхода топлива и других параметров, определяющих наивыгоднейший к.п.д. установки.

Соотношение граничных температур , определяемое как отношение абсолютной температуры газа на входе в турбину , к абсолютной температуре воздуха на входе в компрессор , является важнейшей характеристикой действительного рабочего процесса газотурбинного двигателя:

где:

- абсолютная температура воздуха на входе в компрессор, К;

- то же на входе в турбину, К.

Чем выше температура газа на входе в турбину и чем ниже температура атмосферного воздуха на входе в компрессор, тем выше к.п.д. и мощность ГТУ.

Понижение температуры атмосферного воздуха на 10˚С равно по эффекту ее влияния на эффективный к.п.д. ГТУ повышению температуры газа перед турбиной в среднем на 30˚С и дает экономию топлива примерно в 4-5%.

Повышение температуры газа с 600 до 700˚С при неизменной степени повышения давления увеличивает эффективныый к.п.д. установки на 3-5%, что эквивалентно сокращению расхода топлива на 12-15%.

Обычно с повышением соотношения граничных температур оптимальная степень повышения давления понижается, а отсюда уменьшается потребная мощность компрессора, увеличивается полезное использование тепла газа и значительно снижается масса и габаритные размеры ГТУ.

В настоящее время температура газов на входе в турбину для стационарных установок с искусственным охлаждением лопаток и других деталей составляет 700-850˚С.

Использование тепла уходящего газа из турбины в регенераторе также повышает экономичность ГТУ.

Степенью регенерации называют отношение удельного количества тепла, полученного воздухом в регенераторе, к тому удельному количеству тепла, которое воздух мог бы получить, будучи нагретым до температуры газов, выходящих из турбины:

где:

- действительное удельное количество тепла, переданное в регенератор, ;

- наибольшее удельное количество тепла, которое может быть передано регенератору, ;

– температура воздуха перед регенератором, т.е. на выходе на компрессор, ˚С;

– температура газа за турбиной, ˚С;

– температура воздуха после регенератора или за компрессором, ˚С, если в установке отключен регенератор.

Чтобы повысить к.п.д. ГТУ за счет использования регенеративного тепла уходящих газов, необходимо установить оптимальные, рационально возможные степени регенерации и степени повышения давления.

Реальный цикл газотурбинной установки различается с теоретическим в первую очередь наличием внутренних необратимых потерь, которые являются следствием наличия гидравлических сопротивлений по трактам установки, несовершенством преобразования энергии в осевых компрессорах и газовых турбинах, механических потерь в подшипниках, неполноты сгорания топлива, потерь тепла в окружающую среду со стороны внешнего корпуса установки, кроме того, утечек рабочего тела через различные лабиринтные уплотнения. В реальных установках, эксплуатируемых на компрессорных станциях, неминуемы также дополнительные затраты энергии: на привод топливных и масляных насосов, подогрев топлива, на вентиляторы воздушного и масляного охлаждения и прочие.

Теория газотурбинных установок демонстрирует, что они весьма чувствительны к изменению термодинамических параметров цикла и, в частности, к изменению температуры и давлению наружного воздуха на входе в осевой компрессор установки. В условиях эксплуатации это выражается в виде изменения внешних характеристик газотурбинной установки. При изменении давления наружного воздуха и постоянной его температуре, мощность установки меняется прямо пропорционально изменению наружного давления. Но колебания давления наружного воздуха на отдельных компрессорных станциях и от станции к станции сравнительно малы, что и определяет малое влияние изменения давления наружного воздуха на работу ГТУ на магистральных газопроводах, находящихся в основном в равнинной местности.

Повышение экономичности газотурбинных установок, по идее, может быть реализовано различными способами: применением регенеративного теплообмена, ступенчатого сжатия с охлаждением воздуха и ступенчатого расширения с дополнительным подводом тепла еще в одной камере сгорания, установленной между газовыми турбинами на пути расширения продуктов сгорания.

Список литературы:

Белоконь Н.И. Термодинамические процессы газотурбинных установок. М., изд-во «Недра», 1969.

Кириллов И.И. Газовые турбины и газотурбинные установки. Т.1, М. «Машгиз», 1956. 434 с.

Лебедев-Цветков Ю.Д. Оборудование и рабочие процессы газотурбинных компрессорных станций. М., изд-во «Недра», 1966.

Могильницкий И.П. Газотурбинные установки в нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1971. – 160 с.

Поршаков Б.П. Газотурбинные установки.- М.: Недра, 1992. – 238 с.

Код для цитирования: Скопировать