Б. П. Поршаков, А. А. Апостолов, В. И. Никишин газотурбинные установки на газопроводах


ГЛАВА 1. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ И РАБОЧИЙ ПРОЦЕСС



страница3/43
Дата19.03.2018
Размер0.67 Mb.
ТипКнига
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   43

ГЛАВА 1. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ И РАБОЧИЙ ПРОЦЕСС

ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

  • 1.1. Принципиальные схемы газотурбинных установок открытого цикла




Газотурбинным двигателем (ГТД) можно назвать такой двигатель, в котором в качестве рабочего тела (в отличие от паровых турбин) используется неконденсирующийся газ (воздух, продукты сгорания топлива или нейтральные газы), а качестве тягового двигателя применяется газовая турбина, а все основные процессы цикла (в отличие от поршневых двигателей) совершаются в различных конструктивных элементах установки [3]. Сам термин «турбина» происходит от латинских слов turbineus – вихреобразный, или turbo – волчек. Турбина и есть тот двигатель, в котором механическая работа на валу машины получается за счет преобразования кинетической энергии газовой струи, в свою очередь получаемую в результате преобразования потенциальной энергии рабочего тела – энергии сгоревшего топлива.

В основе современных представлений превращения тепла в работу лежат два важнейших положения термодинамики: невозможность создания вечного двигателя первого рода, когда полезная работа получается без затраты энергии извне (следствие первого начала термодинамики), и невозможность создания вечного двигателя второго рода, в котором тепло полностью превращалась бы в работу (следствие второго начала термодинамики).



  1. Следовательно, непременным условием создания и работы любого теплового двигателя является наличие материальной среды – рабочего тела и, по меньшей мере двух тепловых источников – источника высокой температуры (нагреватель), от которого берется тепло для преобразования части его в работу, и источника низкой температуры, которому отдается часть неиспользованного тепла в двигателе.

  2. Это значит, что каждый тепловой двигатель должен состоять из нагревателя, расширительной машины, холодильника и компрессионной машины. Причем, так как необходимо непрерывно превращать тепло в работу, то необходимо и непрерывно, наряду с подводом тепла и расширением, сжимать рабочее тело, причем при таких условиях, чтобы работа сжатия была бы меньше работы расширения.

  3. Получаемая в двигателе полезная работа определяется как разность между работой расширения и работой сжатия.

  4. Основным отличительным признаком газотурбинного двигателя, например, от поршневых двигателей внутреннего сгорания, является организация круговых процессов. В поршневых машинах, как известно, все основные процессы цикла – сжатие, подвод тепла и расширение последовательно сменяют друг друга в одном и том же замкнутом пространстве система цилиндр – поршень), а в газотурбинном двигателе все эти процессы непрерывно осуществляются в различных его элементах, последовательно расположенных по ходу движения рабочего тела (компрессор – камера сгорания - газовая турбина).

  5. В зависимости от способов организации подвода тепла топлива к рабочему телу, организации процессов сжатия и расширения, газотурбинные установки (ГТУ) могут быть выполнены по открытому (разомкнутому), закрытому (замкнутому) и полузамкнутому циклам.

  6. В ГТУ открытого цикла, представляющих наибольший промышленный интерес и получивших наибольшее распространение, наружный воздух, пройдя систему очистных фильтров, процесс сжатия в компрессоре, систему подвода тепла топлива в камере сгорания и процесс расширения образовавшихся продуктов сгорания в газовой турбине, через выхлопную трубу выбрасывается в атмосферу и его уже нельзя вернуть в установку вновь в качестве рабочего тела.

  7. В ГТУ закрытого цикла, рабочее тело (например, воздух), находящиеся под относительно высоким давлением, постоянно циркулирует в системе, последовательно проходит процессы сжатия, подвода тепла, расширения и охлаждения перед поступлением вновь на сжатие. При этом процессы охлаждения рабочего тела и подвод тепла осуществляются с использованием соответствующих теплообменных аппаратов, исключая тем самым непосредственный контакт между рабочим телом, топливом и продуктами его сгорания.

  8. ГТУ полузакрытого типа являются установками промежуточной схемы - между установками открытого и закрытого циклов.

  9. Отличительной особенностью термина газотурбинный двигатель от термина газотурбинная установка является то, что в понятие газотурбинная установка включается не только само понятие газотурбинный двигатель, но и сопутствующие ему элементы, обеспечивающие его работу (система организации подвода циклового воздуха, топлива, смазки, системы пуска и остановки агрегата, разного рода контролирующие приборы и т.д.)

  10. Некоторые простейшие схемы ГТУ открытого цикла приведены на Рис.1.1. Схема а) соответствует варианту ГТУ в одновальном исполнении; схема б) – варианту ГТУ в двухвальном исполнении (ГТУ с независимой силовой турбиной).

  11. Рабочий процесс ГТУ простейшей схемы Рис. 1.1а и Рис. 1.1б осуществляется следующим образом: атмосферный воздух, пройдя систему воздушных фильтров, поступает на вход осевого компрессора (К), где сжимается до давления 0,6-1,6 МПа. После сжатия в компрессоре, воздух с температурой примерно 240-340 0С поступает в камеру сгорания (КС), где за счет сжигания подводимого топлива, температура рабочего тела доводится до величины, обусловленной жаростойкостью лопаток и дисков газовой турбины (Т) – в стационарных ГТУ порядка 800-950 0С; в авиационных – порядка 1000-1150 0С. После прохождения газовой турбины, продукты сгорания с температурой порядка 400-500 0С выбрасываются в атмосферу.

  12. Мощность, развиваемая газовой турбиной, идет на привод осевого компрессора (большая ее часть, примерно 65 – 70 %) и на привод центробежного нагнетателя, либо для выполнения какой-то другой полезной нагрузки. КПД таких установок в настоящее время могут находиться на уровне 28-32%.

  13. С точки зрения основных показателей ГТУ на номинальной нагрузке, приведенные схемы ГТУ (а) и (б) между собой ничем не отличаются, но схема (б), получившая развитие на магистральных газопроводах, позволяет стабилизировать показатели работы установки на переменной нагрузке, в силу того, что турбина низкого давления (ТНД), которую иногда называют тяговой или силовой турбиной, может иметь различную частоту вращения силового вала в зависимости от изменения полезной нагрузки и не оказывать при этом практически какого-либо влияния на частоту вращения вала турбины высокого давления (и осевого компрессора), сохраняя тем самым подачу циклового воздуха на постоянном уровне. В этом случае система осевой компрессор- турбина высокого давления выступают как генератор газа в ГТУ.

  14. В одновальных установках все элементы ГТУ – осевой компрессор, газовая турбина и нагнетатель (полезная нагрузка) находятся на одном валу, что естественно приводит к тому, что при работе они все имеют одну и туже частоту вращения. Это приводит к тому, что при использовании их, например, на газопроводах различные законы изменения характеристик одновальной ГТУ и нагнетателя, при снижении частоты вращения, приводят к тому, что ГТУ быстрее теряет мощность, чем снижается мощность, потребляемая нагнетателем. Это приводит к тому, что одновальная ГТУ может обеспечить режим работы нагнетателя только в ограниченном диапазоне изменения частоты вращения его вала. При ухудшении КПД нагнетателя или элементов ГТУ, осуществить работу агрегата с приводом от одновальной газотурбинной установки в широком диапазоне изменения частоты вращения вала нагнетателя будет уже невозможно.

  15. В ГТУ с «разрезным» валом, вал силовой турбины и нагнетателя, не будучи механически связанными с валом осевого компрессора и турбины высокого давления, может иметь практически любую частоту вращения, ему необходимую.

  16. Благодаря этим особенностям, двухвальные ГТУ как без регенерации Рис. 1.1б, так и с регенерацией тепла отходящих газов, Рис 1.1в и получили широкое распространение на газопроводах.

  17. Рабочий процесс газотурбинной установки с регенерацией тепла отходящих газов (Рис. 1.1 в) осуществляется следующим образом: атмосферный воздух после прохождения системы воздушных фильтров (на схемах они не показаны), где он очищается от пыли и других примесей, поступает на вход осевого компрессора (К), где сжимается до давления 0,6-0,8 МПа и после сжатия в компрессоре воздух поступает в регенератор -–воздухоподогреватель (Р), где за счет использования тепла отходящих из турбины газов его температура повышается, обычно на 230-280 0С. После регенератора воздух поступает в камеру сгорания (КС), куда одновременно извне подается топливный газ, в результате чего температура газов перед турбиной высокого давления (ТВД) доводится до заданной величины. После расширения газов в газовой турбине, продукты сгорания проходят регенератор, в котором они частично охлаждаются, подогревая тем самым сжатый воздух после осевого компрессора перед поступлением его в камеру сгорания, и далее через выхлопную трубу выбрасываются в атмосферу.

  18. Коэффициент полезного действия газотурбинной установки с регенерацией тепла отходящих газов в настоящее время достигает величины порядка 30-33%.

  19. Следует заметить, что наличие регенератора в схемах ГТУ, наряду со значительной экономией топливного газа, сопровождается неизбежными потерями мощности установки на преодоление гидравлических сопротивлений рабочего тела в газовоздушных трактах воздухоподогревателя, усложняет и удорожает установку, увеличивает расходы на ее обслуживание. Поэтому вопрос о целесообразности использования регенеративных установок на магистральных газопроводах решается на основе термодинамических и основанных на них технико-экономических расчетах.

  20. Сверху Рис. 1.1 в показаны процессы, характеризующие образование цикла ГТУ в координатах Р-v и T-S. На этих графиках линия 1-2 характеризует процесс сжатия воздуха в осевом компрессоре; линия 2-3 – процесс подвода тепла в регенераторе и камере сгорания; линия 3-4 – процесс расширения продуктов сгорания в газовой турбине; линия 4-1 – замыкание цикла, поступление новой порции воздуха на сжатие его в осевом компрессоре. Здесь же приведен цикл ГТУ и в координатах T-S. Линиями 1-2 и 3-4 соответственно показаны обратимые процессы сжатия и расширения; линями 1-21 и 3-41 отмечены соответственно реальные процессы сжатия и расширения рабочего тела в цикле ГТУ.

  21. В настоящее время на магистральных газопроводах относительно широкое распространение получили и получают газотурбинные установки авиационного типа. В большинстве своем они выполнены по схеме Рис. 1.1 б, но в ряде случаев они выполнены и по схеме Рис. 1.1 г., имеющей две ступени сжатия воздуха без его промежуточного охлаждения между компрессорами и в конструктивном отношении выполненные как трехвальные установки. Такие схемы имеют два компрессора и три последовательно расположенные газовые турбины: турбина высокого давления (ТВД), турбина среднего давления (ТСД) и турбина низкого давления (ТНД) – силовая турбина, находящаяся на одном валу с нагнетателем газа. Компрессор первой ступени сжатия приводится во вращение от турбины среднего давления , компрессор второй ступени сжатия – от турбины высокого давления. Конструктивно вал компрессора первой ступени сжатия и турбины среднего давления располагается внутри вала, соединяющего компрессор второй ступени сжатия и турбину высокого давления. Компрессоры первой и второй ступени сжатия работают на различных частотах вращения. Газотурбинные установки подобных схем позволяют получить высокие соотношения давлений сжатия в цикле – на уровне 16-20, что в сочетании с относительно высокими температурами газов перед ТВД в авиационных ГТУ (1000-1150 0С) позволяет получать КПД установки на уровне 34-35% и даже выше.

  22. Желание получить в газотурбинных установках большую удельную мощность и высокий КПД, привело к разработке и созданию установок с несколькими ступенями сжатия воздуха в осевых компрессорах и его промежуточным охлаждением в процессе сжатия между компрессорами, несколькими ступенями подогрева рабочего тела между газовыми турбинами в процессе его расширения и с регенерацией теплоты отходящих газов (Рис. 1.1 д). Комплексное использование теплотехнических мероприятий: промежуточное охлаждение воздуха в процессе его сжатия, регенеративный погрев воздуха после компрессоров и промежуточный подвод тепла в процессе расширения, дают наибольший эффект как на пути повышения КПД установки (который может достигать величины порядка 40-45%), так и удельной мощности ГТУ.

  23. Однако, трудность освоения и использования сложных схем ГТУ, низкие показатели теплообменных аппаратов, отсутствие мобильности при эксплуатации установок приводят к тому, такие установки целесообразны к использованию только в системах большой энергетики.

  24. На магистральных газопроводах в первую очередь целесообразно использовать установки, созданные по схемам Рис. 1.1 б, Рис. 1.1 в и Рис. 1.1 г.

  25. В последние годы, с целью повышения КПД установок за счет рационального использования тепла отходящих газов ГТУ, делаются попытки использовать на газопроводах установки так называемого парогазового цикла (Рис.1.2)., с точки зрения термодинамики удачно сочетающие в себе особенности цикла газовой турбины и цикла паровой турбины. Цикл такой установки в координатах Т-S приведен на Рис. 1.3

  26. По этой схеме продукты сгорания ГТУ после турбины низкого давления поступают в котел-утилизатор для выработки пара высокого давления. Полученный пар из котла-утилизатора поступает в паровую турбину, где расширяясь вырабатывает полезную работу, идущую на выработку электроэнергии на нужды компрессорной станции или привод нагнетателей. Отработанный пар после паровой турбины проходит конденсатор, конденсируется и полученная жидкость, насосом вновь подается в котел-утилизатор, замыкая тем самым цикл силовой установки. КПД таких установок может достигать величины порядка 45-48% и даже выше. Однако, установки таких схем , прежде всего в силу своей дороговизны, необходимости наличия питательной воды на компрессорной станции и ее специальной подготовки, несомненно сдерживают развитие таких установок и в силу отмеченных причин они вряд ли выйдут из стадии использования на газопроводах только отдельных образцов.

  27. Таким образом, в настоящее время на магистральных газопроводах в основном используются три типа газотурбинных установок: стационарные, авиационные и судовые [11].

  28. К стационарным газотурбинным установкам, специально сконструированных для использования на газопроводах, следует отнести установки: ГТ-700-5, ГТК-5 , ГТ-750-6 ГТ-6-750, ГТН-6, ГТК-10-2-4, ГТН-25 мощностью от 4 МВт до 25 МВт;

  29. К авиоприводным агрегатам следует отнести установки типа ГПА-Ц-6,3, ГПА-Ц-16 и др., установки импортного производства таких как «Коберpа –182», производства фирмы «Ролл-Ройс» (Великобритания»), «Солар», «Центавр» (США).

  30. К судовым газотурбинным агрегатам следует отнести установки типа ГПУ-10 и ДТ-90 (Украина).

  31. В общей сложности на газопроводах на конец 2002 г. эксплуатировалось свыше 3 тыс. ГТУ различных типов и схем с общей установленной мощностью свыше 36 млн. кВт, что составляет около 85% общей установленной мощности компрессорных станций ОАО «Газпром».

Характеристики приведенных типов ГТУ на конец 2002 г. приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1.

Типы газотурбинных установок, используемых на газопроводах.

Тип ГТУКПД,%Единичная мощность, кВт Количество ГПА, штукСуммарная мощность, кВтЦентавр

ГТ-700-5

ГТК-5


ГТ-750-6

ГТ-6-750


ГТН-6

ГПА-Ц-6,3

ГТК-10

ГТК-10И


ГПУ-10

ГТНР-10


ДЖ-59

Коберра-182

ГТНР-12,5

ГТК-16


ГТН-16

ГПА-Ц-16


ГПУ-16/ГПА-16

ДГ-90


ГТН-25

ГПА-Ц-25


ГТК-25И25

25

26



27

24

24



24

29

26



28

32

31



28

28

25



29

28

30



35

28

35



282620/3900

4250


4400

6000/6500

6000

6000


6300

10000


10000

10000


10000

12000


11900/12900

12500


16000

16000


16000

16000


16000

25000


25000

2500020/10

36

19

99/5



140

83

440



791

150


269

1

1



19/14

1

3



60

536


58/19

15

100



7

10591400


153000

83600


6265000

840000


498000

2772000


7910000

1500000


2690000

10000


12000

406700


12500

48000


960000

8576000


1232000

240000


2500000

175000


2625000ИТОГО--300133961700
Анализ данных табл. 1.1 показывает, что ряд мощностей ГТУ, используемых на магистральных газопроводах ОАО «Газпром» можно описать рядом примерно следующей последовательности: 4, 6, 10, 16 и 25 мВт. Паспортный КПД используемых агрегатов изменяется в диапазоне 24-35 %, причем численное значение КПД агрегата естественно увеличивается с ростом его мощности.



  • Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   43


База данных защищена авторским правом ©zodorov.ru 2017
обратиться к администрации

    Главная страница