3. Газотурбинные установки

1. Применение газотурбинных установок в нефтяной и газовой промышленности

Анализ парка эксплуатируемых, находящихся в производстве и проектируемых стационарных ГТУ показывает, что современные ГТУ (отечественные и зарубежные) выполнены преимущественно по простой тепловой схеме. Это предпочтение обусловлено желание полнее реализовать такие положительные свойства ГТУ, как малые удельные затраты, маневренность, надежность и простота обслуживания, возможность полной автоматизации, а также малая потребность в охлаждающей воде. Эти свойства позволяют внедрять стационарны ГТУ для использования их в качестве приводов центробежных нагнетателей, насосов, буровых установок, электрогенераторов для собственных нужд.

Международным стандартом ISO предусмотрена следующая классификация типовых конструктивных схем ГТУ.

Схема 1 - одновальная ГТУ простого цикла с возможной разбивкой компрессорной группы на две - три ступени сжатия (рис. 3.1.а).

Схема 2 - одновальная ГТУ с регенерацией теплоты уходящих газов и возможной разбивкой компрессорной группы с включением одного - двух охладителей (рис.3.1.б).

Схема 3 - двухвальная ГТУ с разрезным валом, свободной силовой турбиной (для привода полезной нагрузки) и устройством для подготовки рабочего тела (газогенератором). Газогенератор можно компановать из одного или нескольких компрессоров для сжатия рабочего тела, устройства для его подогрева (камеры сгорания или горячего теплообменника) и одной или нескольких турбин, используемых как привод компрессоров. В зависимости от конструктив-ной схемы газогенератора схема 3 может быть в нескольких вариантах.

В варианте схемы 3а (рис. 3.1.в) газогенератор выполнен по простой конструктивной схеме. В варианте 3б (рис. 3.1.г) рабочее тело подогревается в специальном («горячем») теплообменника за счет передачи теплоты от внешнего источника. В варианте 3в (рис.3.1.д) газогенератор кроме перечисленных элементов содержит регенератор. В варианте 3г (рис.3.1.е) газогенератор выполнен в виде двухвального турбокомпрессорного блока, в котором каждый из компрессоров приводится во вращение самостоятельной турбиной, а внешний потребитель - силовой турбиной СТ.

Схема 4 - двухвальная ГТУ с блокированной силовой турбиной и свободным турбокомпрессорным валом (рис.3.1.ж).

а)

б)

в)

г)

д)

ж)

з)

Рис.3.1. Типовые конструктивные схемы ГТУ

КС - камера сгорания; ОК - осевой компрессор; ГТ - газовая турбина; П - приемник энергии; Р - рекуператор; ТВД - турбина высокого давления; ТНД - турбина низкого давления; НУ - нагревательное устройство; КНД - компрессор низкого давления; КВД - компрессор высокого давления; СТ - силовая турбина; ПСВ - подогреватель сетевой воды; ВО - воздухообогреватель; КУ - котел-утилизатор.

Схема 5 - Одновальный или двухвальный (с разрезным валом и отдельной силовой турбиной) газотурбокомпрессорный агрегат с использованием энергетического потенциала, отбираемого для производственных нужд рабочего тела (сжатого воздуха или горячего газа) (рис.3.1.з).

Анализ использования парка энергетических и приводных ГТУ показывает, что наибольшее распространение в стационарных ГТУ получили типовые конструктивные схемы 1 (энергетические) и 3 (приводные).

Постоянный технический прогресс стационарного турбостроения базируется как на повышении начальной температуры цикла и массового расхода рабочего тела, так и на аэродинамическом совершенствовании проточных частей турбомашин и элементов газовоздушного тракта ГТУ. Переход на блочный принцип проектирования предусматривает возможность взаимозаменяемости отдельных блоков (модулей) при ремонтах ГТУ и применения прогрессивных методов сборки, транспортировки, монтажа, обслуживания (контроля технического состояния и ремонтов).

Наибольшее распространение приводные ГТУ получили на компрессорных станциях магистральных газопроводов и подземных хранилищ газа. Имеется также богатейший зарубежный опыт использования ГТУ в качестве привода центробежных насосов на насосных станциях нефте- и нефтепродуктопроводов.

По состоянию на 01.01.2000 г. в РАО «Газпром» находилось в эксплуатации:

- магистральных газопроводов и газопроводов отводов - 140750 км, в том числе газопроводов большого диаметра (1020,1220 и 1420 мм) - 88025 км.

- компрессорных станций с общей мощностью ГПА - 38,3 млн.кВт, в том числе с газотурбинным приводом 32,7 млн.кВт (85,5%); с электрическим приводом 5,2 млн.кВт (13,5%); поршневым приводом 0,4 млн.кВт (1,0%).

В последние десятилетия ощутимо проявляется мировая тенденция преимущественного роста цен на энергию и энергоносители. Это приводит к тому, одним из важнейших направлений научно-технического прогресса (и не только в газовой и нефтяной отраслях) станет энергосбережение.

На этапе проектирования и строительства новых газопроводов это проявится в применении высокоэкономичных ГПА новых поколений. На стадии реконструкции газопроводов одним из путей энергосбережения является обновление и модернизация парки ГПА.

Ведущей статьей энергосбережения при эксплуатации газопроводов является оптимизация технологических режимов при оптимальном согласовании характеристик компрессорных станций и линейной части за счет адаптации характеристик центробежных нагнетателей и газотурбинного привода к вероятным режимам работы газопроводов.

Вопросы совершенствования ГПА рассматриваются в качестве важнейшего направления научно-технического прогресса на всех этапах развития газовой промышленности. Современный парк ГПА с газотурбинным приводом включает в себя 20 типов ГТУ, произведенных в различные годы, значительная часть которых (до 30%) морально и физически устарела. Коэффициент полезного действия (КПД) эксплуатируемого парка ГПА составляет в среднем 27,5% и в зависимости от типа ГТУ изменяется от 23 до 30%.

Для замены устаревшего парка ГПА и оснащения вновь сооружаемых магистральных газопроводов по заказу РАО «Газпром» создается новое поколение газотурбинных агрегатов.

Технические особенности новых ГПА обеспечивают высокий уровень эксплуатационных показателей (энергосбережение, надежность, экология) и включает в себя:

- приспособленность конструкции к перевооружению эксплуатируемых типоразмеров с минимальными затратами в разных вариантах (замена привода, установка на фундаменты для эксплуатируемых цехов или индивидуальных зданий, замена блочноконтейнерного ГПА на существующей площадке и др.);

- блочно-комплектность и заводскую готовность;

- экономичность ГТУ на уровне 31…36% (в зависимости от единичной мощности) и способность конструкции к дальнейшей эволюции в течении всего срока серийного производства;

- унификацию приводов и газовых компрессоров, обеспечивающих их использование в различных комбинациях;

- автономность ГПА по электроснабжению на рабочем режиме;

- надежность на уровне: наработка на отказ 3,5 тыс.ч время вынужденного простоя не более 1% от календарного, межремонтный ресурс до 25 тыс.ч;

- улучшенные экологические характеристики (концентрация оксидов азота на выхлопе ГТУ не более 150 мг / нм³, в перспективе - 50 мг / нм³.

Новое поколение ГТУ было намечено довести до состояния массовой товарной продукции в 1996-1997 гг. и выпускать не менее 15 лет; при этом в процессе серийного производства основные показатели (экономичность, надежность, экология) должны постепенно улучшаться. В частности, показатели экономичности к 2000 г. были увеличены на 3%, т.е. достигли уровня 33…35%.

Следующее поколение газовых турбин будет развиваться по нескольким возможным вариантам:

- простой цикл ГТУ с дальнейшим повышением параметров цикла (температуры и давления), совершенствование внутренних систем охлаждения, применение новых материалов (в том числе на керамической основе); достигаемый КПД 35…42% ;

- регенеративный цикл ГТУ для агрегатов мощностью менее 6 МВт; КПД 36…40% (практически достигнуто к 2000 г.);

- сложный цикл ГТУ (с промежуточным охлаждением и регенерацией); КПД 41…43% (2005 г.);

- газопаровой цикл ГТУ, т.е. со смешением разных рабочих тел (воздух-пар);

- парогазовый (комбинированный) цикл ГТУ; КПД 37…45%.

С учетом новых тенденций в ценах на все виды продукции лучшие перспективы на КС имеет простейшая утилизация тепла выхлопных газов (в зарубежной электроэнергетике носит название «когенерация»). В настоящее время РАО «Газпром» становится производителем тепличного оборудования, что должно придать новый импульс данной проблеме.

Важная проблема снижения выбросов вредных веществ (прежде всего окислов азота) должна решаться по следующим направлениям:

- модернизация эксплуатируемого парка газотурбинных агрегатов (средний уровень 1995 г. - 250 мг/нм³ при 15% кислорода) со снижением выбросов в 1,5…2 раза;

- разработка малоэмиссионных камер сгорания для новых ГТУ по следующим этапам показателей эмиссии - 150 мг/нм³ (1996-1997 гг.), 50 мг/нм³ (1997-1998 гг.);

- создание качественно новых систем сжигания топлива (каталитические камеры сгорания с показателем эмиссии 10…15 мг/нм³);

Даже за пределами 2000 г. технологии каталитической очистки выхлопных газов не получили широкого распространения на КС (даже при условии создания «сухих» технологий без использования аммиака), так как новые технологии сжигания будут дешевле даже в обозримом будущем.

2. Основные термодинамические соотношения в расчетах ГТУ

1. Уравнение состояния

Рабочим телом являются газы, связь между параметров которых достаточно хорошо описывается уравнением состояния идеального газа

(3.1)

2. Внутренняя энергия U

- удельная внутренняя энергия, Дж/кг.

Внутренняя энергия системы зависит только от ее состояния и однозначно определяется парой взаимосвязных параметров

Для реального газа

(3.2)

Для идеального газа внутренняя энергия не зависит от и p, т.к. отсутствуют межмолекулярные силы взаимодействия

т.е.

(3.3)

3. Внешняя работа L

Внешняя работа расширения (сжатия) газа (Дж)

1

2

(3.4)

4. Первый закон термодинамики (добавить текст)

(3.5)

Теплота, сообщаемая системе, идет на изменение внутренней энергии и на совершение внешней работы

,

(3.6.)

энтальпия (3.7)

(3.8)

Для реального газа энтальпия зависит от р и Т

(3.9)

Для идеального газа удельная энтальпия

(3.10)

5. Теплоемкость газа

Теплоемкость - это отношение количества теплоты, полученной телом при бесконечно малом изменении равновесия его системы, к соответствующему изменению температуры тела

с - удельная массовая теплоемкость, Дж / (кгК),

с - удельная объемная теплоемкость, Дж / (м³К).

Для реальных газов

,

, (3.11)

Для идеального газа

, (3.12)

С учетом и

Уравнение Майера для 1 кг газа

(3.13)

для 1 моля газа (молярные теплоемкости =8314 Дж/(кмольК))

(3.14)

Теплоемкость при постоянном давлении с_Р и при постоянном объеме с_V связаны между собой через показатель изоэнтропы (адиабаты) или коэффициент Пуассона

(3.15)

Из этих выражений следует, что

. (3.16)

Удельная энтальпия газа определяется формулами

, (3.17)

(3.18)

Здесь и - начало отсчета - параметры, при которых принято , (обычно T₀ = 273,15 К, = 1,013 10⁵ Па), - средняя в интервале - теплоемкость.

Средней теплоемкостью процесса в интервале температур t₁ - t₂ называют отношение количества теплоты, сообщаемой газу к разности конечной и начальной температур.

(3.19)

Если ввести среднюю теплоемкость от принятой базовой температуры, например нулевой , то количество теплоты

Значения для различных газов затабулированы и широко используются в практических расчетах. В этом случае средняя теплоемкость в диапазоне температур t₁ - t₂

Связь между изменениями параметров идеального газа в обратимом адиабатическом (изоэнтропном) процессе дается уравнением

(3.20)

Интегрируя его при постоянном (среднем для интервала температур, в котором происходит процесс) значении k , можно получить уравнение адиабаты идеального газа

(3.21)

и

ли

Внешняя (потенциальная) работа, которая совершается газом (над газом) при расширении (сжатии) в установившемся потоке - условиях, характерных для турбомашин ГТУ,

. (3.22)

В этом случае для обратимого адиабатического процесса расширения

, (3.23)

для обратимого адиабатического процесса сжатия

. (3.24)

Здесь и далее m = (k -1) / k .

Изоэнтропный (адиабатический) КПД _s=w/w_s для расширения и _s=w_s/w - для сжатия.

Е

lnp

сли процесс сжатия или расширения совершается обратимо, но с подводов или отводом тепла, связь между параметрами газа может быть представлена уравнением политропы

1

l

np₁

2

;

l

np₂

lnv₁ lnv₂ lnv

Внешняя работа при расширении по идеальной политропе

(3.25)

количество подведенного или отведенного тепла

(3.26)

Изменение энтропии газа

. (3.27)

Работа при сжатии по идеальной политропе

(3.28)

Величина работы в этом случае, разумеется, не равна изменению энтальпии газа.

Уравнением приближенно описывается также связь между параметрами в адиабатических процессах, которые происходят с трением (необратимо).

Работа при расширении в таком процессе может быть определена по уравнению

(3.29)

а при сжатии – по уравнению

. (3.30)

Политропический КПД процесса:

для расширения

;

для сжатия

.

Связь между политропическим и изоэнтропическим (адиабатным) КПД процесса расширения определяется выражением

. (3.31)

Аналогично для процесса сжатия

. (3.32)