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


Особенности работы газотурбинных агрегатов при различных технологических режимах газопроводов



страница36/43
Дата19.03.2018
Размер0.67 Mb.
ТипКнига
1   ...   32   33   34   35   36   37   38   39   ...   43

5.6 Особенности работы газотурбинных агрегатов при различных технологических режимах газопроводов

Газотурбинные агрегаты в системе ОАО «Газпром» работают в различных регионах страны и различных параметрах наружного воздуха на входе агрегата (температура и давление наружного воздуха) и различных условиях подачи газа по газопроводу (зимние и летние режимы работы). Влияние параметров наружного воздуха (изменение температуры и давления ) на изменение внешних характеристик собственно газотурбинной установки достаточно подробно было рассмотрено в главе 1.

Рассмотрим теперь, как изменяются характеристики газоперекачивающего агрегата (ГТУ плюс нагнетатель) при изменении подачи газа по магистральному газопроводу в течении года.

Режимы работы компрессорных станций газопровода и, следовательно ГПА, в течение года никогда не остаются стабильными. В зимний период эксплуатации подача газа по станции как правило возрастает; в летний период она снижается. Колебание в подаче газа по газопроводу в значительной степени определяется его потреблением коммунальными службами в течение года, причем различие между максимальным и минимальным потреблением газа может быть весьма значительным [5].

Качественная характеристика влияния режима работы газопровода и изменения температуры природного газа на входе в нагнетатель на потребляемую мощность компрессорной санкции в течение года можно проследить на примере кривых Рис. 5. 9. Зависимости Рис. 5.9 построены по обычным расчетным соотношениям при следующих исходных данных: расстояние между КС принято равным L = 100 км.; диаметр однониточного газопровода D = 1000 мм. ; производительность Q = 26 млн. м3/сут.; степень сжатия по станции  = 1,44; давление газа на выходе КС рвых.= 5,6 МПа. На Рис. 5.9 показано также изменение входного давления газа в нагнетатель рвх. и изменение относительной мощности потребляемой нагнетателем в течение года.

Относительную амплитуду колебаний в подаче газа по газопроводу удобно определять как отношение разности между максимальной и среднегодовой подачей газа в течение года к среднегодовой подаче, Q = (Qмах. – Qm)/Qm = 0,01 (сплошная линия) и Q = 0,05 (пунктирная линия). Следует отметить, что подобное колебание в подаче газа по газопроводу весьма незначительно и находится на уровне проектных данных. В реальных условиях этот показатель может достигать величины 0,20-0,25 и выше.

Анализ данных Рис. 5.9 показывает, что наряду с изменением температуры наружного воздуха примерно по такой же качественной зависимости изменяется и температура грунта на глубине заложения газопровода, а следовательно и температура газа на входе в нагнетатель (Рис. 5.10). Следует однако отметить, что амплитуда колебаний температуры грунта на глубине заложения газопровода примерно в 2-3 раза меньше амплитуды колебаний температуры наружного воздуха, хотя разница в значениях средних температур воздуха и грунта для различных климатических районов примерно одинакова (табл. 5.4) [6].

Таблица 5.4.

Среднегодовые значения температуры наружного воздуха и грунта

на глубине заложения h = 1,2 м в некоторых пунктах страны

Район страныСреднегодовая температура наружного воздуха, t1 0САмплитуда колебаний температуры воздуха в течение года, t 0C Среднегодовая температура грунта на глубине h=1,2 м., 0CАмплитуда колебаний температуры грунта на глубине h= 1,2 м. 0CБухара

Игрим


Москва

Мурманск


Ростов-на-Дону

Свердловск

Ставрополь

Якутск13,9

-3,1

4,8


-0,8

8,7


0,8

9,1


-10,228,1

38,1


28,7

26,1


29,3

33,2


25,6

62,017,3


-4,5

8

2,6



10,7

5,5


9,6

-2,820,5


10,2

14,3


13,2

13,4


12,9

14,6


13,7

Несмотря на то, что амплитуда колебаний температуры грунта (а, следовательно) и газа на глубине заложения газопровода h = 1,2 м. практически для всех регионов одинакова, мощность потребляемая нагнетателем неоднозначно зависит от изменения температуры наружного воздуха в течение года. Дело в том, что зависимость температуры газа на входе в нагнетатель от изменения температуры наружного воздуха в течение года характеризуется эллипсоидной кривой (Рис. 5. 11). Происходит определенное замедление во времени процесса оттаивания грунта весной и отставание снижения температуры грунта в осенний период сравнительно со снижением температуры наружного воздуха. В свою очередь, это приводит к тому, что при переходе от зимнего периода к летнему, мощность потребляемая нагнетателем несколько выше, чем при переходе от летнего периода к зимнему.

Петля «гистерезиса» поднимается с увеличением численного значения величины Q и тем круче, чем больше эта величина Q [ 17]. Это естественно влияет на среднегодовую загрузку эксплуатируемых агрегатов.

Определение коэффициента загрузки агрегатов на КС в этих условиях целесообразно осуществлять при следующих исходных предпосылках: режим работы газопровода из года в год установившийся; колебания мощности энергопривода (Ne ) совпадают по фазе с колебаниями гидравлической мощности (Np) газопровода (без учета КПД ГПА); КПД нагнетателей принимается постоянным.

В этих условиях заданный годовой график изменения пропускной способности газопровода (Q = idem) будет обеспечиваться условием [17]:

(5.9)


Коэффициент загрузки агрегатов как функция относительной амплитуды колебаний пропускной способности газопровода (Q), расчетной температуры циклового воздуха на входе в осевой компрессор (t1,0) и максимальной температуры наружного воздуха (tнар.max.) будет определяться соотношением (из условия обеспечения летней, гидравлической мощности газопровода) [17]:

(5.10)


tнар,max.  tнар,max.0 (5.11)

(5.12)


отсюда:

; (5.13)


где t1,0 расчетная температура наружного воздуха на входе в ГТУ на номинальном режиме; tнар.max. – среднемесячная температура наружного воздуха в самом жарком месяце года; индекс « m » - в уравнениях означает среднее значение данной величины.

Отношение средней годовой гидравлической мощности газопровода к гидравлической мощности газопровода при средней его пропускной способности определяется соотношением [12]:

(5.14)

; (5.15)


(5.16)

Разность ( - 0 ) в уравнениях (5.14) характеризует сдвиг максимальной подачи газа по газопроводу сравнительно с началом года. Численно эта величина соответствует тому, что максимум подачи газа по газопроводу приходится примерно на середину января месяца каждого года, а не на первое января,  - 0  150.

Относительное изменение мощности ГТУ простого цикла при изменении температуры наружного воздуха в первом приближении можно оценить по уравнению проф. Н.И. Белоконь (уравнение 1. 86):

(5.17)


где t1 – изменение температуры наружного воздуха по сравнению со стандартной температурой на номинальном режиме работы; Т0 - начальная (расчетная) температура воздуха на номинальном режиме работы, К; 0 – соотношение мощностей компрессора и газовой турбины в условиях номинальной загрузки ГПА, 0  0,65.

При значениях аргумента t1,max.  t1,0,max среднегодовой коэффициент загрузки агрегата практически состается постоянным (в условиях Q = idem):

(5.18)

где к - коэффициент запаса по мощности агрегата, определяемый в основном по условию прочности узлов ГТУ:



(5.19)

при условиях, t1,max  t1,0,max. имеем:

(5.20)

Соотношение (5.20) позволяет проследить, как будет меняться коэффициент загрузки агрегата на КС в условиях переменного режима работы газопровода (Q  idem) и при изменении температуры наружного воздуха, исходя из условий обеспечения либо максимальной (зимней), либо минимальной (летней) гидравлической мощности газопровода.



Температуру воздуха на входе в осевой компрессор ГТУ можно представить как разность между температурой наружного воздуха в самом жарком месяце года (tиюль) и снижением ее:

t1,max. = tиюль - t1 (5. 21)

В этих условиях, коэффициент загрузки агрегата можно представить как функцию двух переменных tиюль и t1:

(5.22)


Данные Рис. 5. 12 иллюстрируют зависимость отношения Ne,max./Ne,min. и коэффициента загрузки агрегата m./m,0 от изменения июльской температуры наружного воздуха (при Q = 0,05).

Приведенные соотношения (5.20 - 5.22) дают возможность анализировать влияние расчетной температуры наружного воздуха на среднегодовой коэффициент загрузки агрегата в данном климатическом районе и влияние фактической температуры воздуха при переходе из одного климатического района в другой.

В частности, в северных районах страны, где среднегодовая температура наружного воздуха находится на уровне примерно 00С, температура газов перед турбиной может быть ниже номинальной на 40-50 0С и это при среднегодовой загрузке агрегата на уровне 0,80-0,85.

В южных районах страны, при температурах наружного воздуха на уровне 20-25 0С, температура продуктов сгорания перед ТВД близка к номинальной, а среднегодовой коэффициент использования рабочей мощности может быть ниже, чем в северных районах, на 10-15 %. В ряде случаев, может ощущаться и дефицит мощности для перекачки заданного количества газа из-за ограничения высшей температуры цикла по установке.

Сопоставление данных по режимам работы нагнетателя и ГТУ в зависимости от изменения температуры наружного воздуха, позволяет построить их совмещенные характеристики (Рис. 5. 13 с учетом данных Рис. 5. 12) при условии (n = idem).

Данные Рис. 5. 13 достаточно наглядно иллюстрируют особенности работы газотурбинного агрегата в различных климатических районах при изменении температуры наружного воздуха t1. Действительно, при изменении температуры наружного воздуха мощность, потребляемая нагнетателем, практически не изменяется, в силу того, что изменение температуры наружного воздуха слабо сказывается на изменение температуры газа входе в нагнетатель, т.к. газопровод заглублен в грунт на глубину 0,8-1,0 м. и выходит на поверхность только на участке обвязки компрессорного цеха.

Это приводит к тому, что при температуре наружного воздуха ниже расчетной (t1 < t1,0) на КС может быть определенный избыток мощности ГТУ, а в условиях (t1 > t1,0) наоборот.

Несоответствие характеристик нагнетателя и ГТУ по температуре наружного воздуха, когда t1  t1,0 приводит к недоиспользованию установленной мощности ГПА и, следовательно, к снижению подачи газа по газопроводу.

Характеристики ГТУ и нагнетателей при проектировании газотурбинного энергопривода для данного района эксплуатации могут быть приведены в соответствии путем выбора расчетной температуры наружного воздуха перед ГТУ в зависимости от района эксплуатации агрегатов, смены рабочих колес нагнетателей, искусственного изменения температуры воздуха на входе в осевой компрессор установки, или использования поворотных лопаток осевого компрессора, позволяющих за счет изменения подачи циклового воздуха, стабилизировать температуру на входе в осевой компрессор в определенных пределах на постоянном уровне.



  • Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   32   33   34   35   36   37   38   39   ...   43


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

    Главная страница