Размещено на http://www.allbest.ru/

Утилизационная газотурбинная установка как способ повышения эффективности магистральных газокомпрессорных станций

А.И. Сафонов, Д.В. Шевелёв

МГТУ им. Н.Э. Баумана, Калужский филиал

Основное содержание исследования

Рис.1 - ГПА с УГТУ с традиционной последовательностью процессов

В данной схеме компрессор базового ГТД (К₁) нагнетает воздух в камеру сгорания (КС), в которой происходит смешивание топлива с воздухом и горение топливовоздушной смеси, далее высокотемпературные продукты сгорания поступают в турбину базового ГТД (Т₁), которая приводит во вращение компрессор (К₁) и нагнетатель (Н). Затем, продукты сгорания, совершив работу в турбине, попадают в рекуперативный теплообменный аппарат (ТА), где отдают свое тепло воздуху, который подается в ТА компрессором УГТУ (К₂). После ТА продукты сгорания ГПА выбрасываются в атмосферу, а подогретый воздух УГТУ поступает в турбину (Т₂). В турбине Т₂ воздух, расширяясь, совершает работу, которая идет на привод компрессора (К₂) и привод полезной нагрузки - электрогенератора (ЭГ). Наличие теплообменного аппарата обуславливает повышенное гидравлическое сопротивление выхлопного тракта ГТУ ГПА, что приводит к небольшому снижению мощности основной ГТУ, которое может быть компенсировано небольшим (на 15…20С) повышением температуры газа перед турбиной.

К числу основных достоинств данной схемы следует отнести: относительную простоту, высокий ресурс УГТУ из-за сравнительно низкой температуры рабочего тела перед турбиной Т₂, отсутствие оборудования незнакомого персоналу газокомпрессорной станции. Технология производства и эксплуатации рекуперативных ТА для утилизации тепла выхлопных газов ГТУ известна и хорошо отработана [6].

Параметры, характеризующие эффективность представленной схемы, такие как КПД, мощность, массогабаритные показатели, будут во многом определяться параметрами ТА, основным из которых является степень регенерации . С повышением степени регенерации увеличивается температура воздуха перед турбиной Т₂, а, следовательно, мощность и КПД УГТУ, но увеличивается гидравлическое сопротивление и размеры ТА. С понижением степени регенерации, наоборот, теплообменный аппарат получается более компактным, но уменьшается утилизация теплоты уходящих газов.

Целью данной работы является определение влияния степени регенерации ТА и степени повышения давления компрессора УГТУ К₂ на параметры, характеризующие эффективность комплекса ГТУ+УГТУ.

В качестве базовой была использована ГТУ мощностью =16 МВт и КПД =0,34 с параметрами, характерными для наиболее массовых серий ГПА [7]. Температура газа на выходе из турбины Т₁ - T₄ = 790 К, расход продуктов сгорания G_г=54,3 кг/с.

Термодинамический расчет цикла УГТУ проводился по методике [8, 9]. Степень регенерации ТА задавалась в диапазоне от =0,6 до 0,9; степень повышения давления в цикле УГТУ от 2 до 16. Параметры, характеризующие эффективность элементов турбомашины, задавались аналогичными базовой ГТУ.

Температура воздуха перед турбиной УГТУ определялась как:

.

Температура газа на выходе из теплообменного аппарата T₅ определялась из условия обеспечения постоянной величины теплового напора по длине поверхности ТА, что обеспечивает максимальную компактность теплообменника:

.

Расход воздуха через УГТУ определялся решением уравнения теплового баланса:

,

где и - теплоемкость продуктов сгорания ГТУ и воздуха УГТУ соответственно. Мощность УГТУ находилась как:

.

Эффективный КПД энергетического комплекса ГТУ+УГТУ:

,

где - секундный расход топлива ГТУ, - низшая удельная теплота сгорания топлива.

Результаты расчета представлены на Рис.2 и Рис.3.

Рис.2 - График зависимости удельной мощности УГТУ от степени повышения давления компрессора при различной степени регенерации ТА

утилизационная газотурбинная установка

Рис.3 - График зависимости эффективного КПД КУ от степени повышения давления компрессора при различной степени регенерации ТА

Расчеты показали, что при принятых исходных данных, и достигают своего максимума при =4,5…5,0. С ростом степени регенерации мощность УГТУ и эффективный КПД энергетического комплекса увеличиваются. При экономически оправданной степени регенерации =0,7…0,8 мощность УГТУ составляет величину=3,5…4,3 МВт, а эффективный КПД всего энергетического комплекса =42,5…43,5%. Паротурбинная установка (ПТУ) в составе КУ дала бы больший прирост эффективной мощности и КПД чем УГТУ в связи с тем, что в составе парогазовой установки (ПГУ) используется котел - утилизатор, в котором достигается большая степень утилизации теплоты уходящих газов. Однако, для использования ПТУ в составе ГПА требуется большое количество основного и вспомогательного оборудования - паровой турбины, питательного насоса, конденсатора, деаэратора, системы подготовки питательной воды и других комплектующих установки, занимающих дополнительные площади промышленной площадки компрессорной станции, в отличие от УГТУ, которая менее требовательна к квадратуре места установки, что доказывает низкая оптимальная степень повышения давления.

Выводы

1. Применение утилизационной газотурбинной установки позволяет утилизировать теплоту уходящих газов ГПА, полезная мощность и КПД такого энергетического комплекса увеличивается на 20…25%.

2. Оптимальная степень повышения давления в компрессоре УГТУ составляет величину =4,5…5,0.

3. Основным преимуществом УГТУ перед ПГУ является простота используемого оборудования, лучшие массогабаритные показатели.

4. Низкая температура рабочего тела перед турбиной УГТУ =690…730 К, позволяет прогнозировать высокий ресурс УГТУ.

Список используемой литературы

Размещено на Allbest.ru

1. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов / А.Н. Козаченко. - М.: Нефть и газ, 1999. - 463 с.

2. Забелин Н.А., Лыков А.В., Рассохин В.А. Оценка располагаемой тепловой мощности уходящих газов газоперекачивающих агрегатов единой системы газоснабжения России. Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета.4-1 (183), 2013. С.136-143.

3. Жинов А.А., Карышев А.К., Шевелев Д.В. Перспективные технологии утилизации тепла выхлопных газов газоперекачивающих агрегатов. Электронный журнал: наука, техника и образование №4, 2015, ISSN 2413-6220, http://nto-journal.ru/catalog/mashinostroenie/93/

4. Данушин Н., Мильман О., Циммерман С., Винниченко Н. Блочный утилизационный энергокомплекс мощностью 500 кВт на КС "Чаплыгин" Газотурбинные технологии, №6, 2003 г.

5. Тумашев Р.З., Моляков В.Д., Лаврентьев Ю.Л. Повышение эффективности компрессорных станций магистральных газопроводов. Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Сер. "Машиностроение", 2014. №1 с.68-79.

6. Липихин Е.Г. Высокотемпературные теплообменные аппараты для утилизации бросового тепла газотурбинных установок Молодежный научно-технический вестник №01, январь 2016.

7. Каталог газотурбинного оборудования: том 1, каталог энергетического оборудования. - М.: Издательский дом "Газотурбинные технологии", 2011. - 392 с.

8. Карышев А.К., Жинов А.А., Федоров В.А. Термодинамика. Перспективные циклы и технологии. - Калуга.: Манускрипт, 2015.

9. Расчет тепловой схемы газотурбинной установки для привода нагнетателя / Ю.Д. Лапин, А.К. Карышев. - М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 1983.