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


Совместное использование газотурбинного и электрического типов привода на компрессорных станциях



страница40/43
Дата19.03.2018
Размер0.67 Mb.
ТипКнига
1   ...   35   36   37   38   39   40   41   42   43

5.6 Совместное использование газотурбинного и электрического типов привода на компрессорных станциях

Оценка состояния газопроводов страны показывает, что значительная часть компрессорных станций оборудована газотурбинными и электроприводными агрегатами. среди которых эксплуатируются ГТУ различного типа и мощности и электроприводные ГПА типа СТД-12500 с нагнетателем 370-18-2 с паспортной мощностью 12,5 МВт СТД-4,5 мощностью 4,0 МВт. При этом каждый тип ГПА работает на свою «нитку», хотя в целях обеспечения оптимального технологического режима они и оборудованы между собой перемычками.



Одной из характерных особенностей эксплуатации электроприводных агрегатов является то, что они не имеют возможности регулировать свою частоту вращения при изменении подачи газа по газопроводу.

  1. Вместе с тем, целом ряде случаев газотурбинные агрегаты по установленной мощности не всегда могут обеспечить технологические требования по перекачке планируемого количества газа, что вызывает необходимость подключать к работе и электроприводные агрегаты, т.е. возникает необходимость осуществить совместную работу цехов компрессорной станции с разным видом привода.

  2. В первом приближении технологический режим работы таких КС, исходя из особенностей рабочего процесса ГТУ и электродвигателя, представляется целесообразным в зимний период времени использовать в работе прежде всего газотурбинные агрегаты, а покрытие недостающей мощности и ее резервирование осуществлять за счет электроприводных агрегатов. В летний период времени (особенно при повышенной температуре наружного воздуха) целесообразнее использовать электроприводные ГПА с резервированием мощности за счет использования газотурбинных установок.

  3. Соединение газотурбинных и электроприводных цехов компрессорных станций перемычками позволяет упростить регулирование режимом работы компрессорной станции в целом.

  4. Несмотря на некоторое перераспределение потоков газа между газотурбинными и электроприводными ГПА их технологически совместный режим работы естественно должен будет осуществляться при одинаковой степени сжатия по цехам данной станции ( = idem) и, в принципе, возможной различной частоте вращения валов нагагнетателей.

  5. Данные Рис. 5.17 схематично показывают, как при совместном использовании электроприводных и газотурбинных агрегатов, работу первых можно осуществить в базовом режиме, а работу газотурбинных ГПА в режиме регулирования производительности. Изменяя при параллельной работе агрегатов частоту вращения вала ГТУ, можно изменять давление газа на входе электроприводного ГПА и, следовательно, расход газа через него (см. Рис.5.17 а,б). Новый совместный режим работы агрегатов установится по условию 1 = idem. Электроприводной агрегат будет перекачивать газ в количестве Q2 (режим точки 21), газотурбинный ГПА в количестве Q21 (режим точки 211). Линия 1-211 будет отражать условный переход режима работы газотурбинного агрегата из точки 1 в точку 211 при снижении производительности. Аналогичное происходит и в случае увеличении производительности Q при увеличении оборотов нагнетателя (точка 4). При этом во всех случаях обороты нагнетателя у электроприводного ГПА остаются неизменными во всем диапазоне работы от точки 21 до точки 3.

  6. Одновременно, возможность cовместного использования разнотипных агрегатов дает возможность оптимизировать режим работы компрессорной станции как с технологической, так и с технико-экономических точек зрения.

Рассмотрим на конкретном примере установление совместного режима работы электроприводного ГПА типа СТД-12,5 и газотурбинной установки ГТК-25ИР (Рис. 5.18), где представлены совместные характеристики одного и другого типа приводов, причем характеристика электроприводной установки, в отличие от газотурбинной установки, имеет вид единственно кривой линии (nmax = 4800 об/мин.) [1].

В рассматриваемом случае, удобно использовать несколько отличный вид представления характеристик нагнетателей от общепринятых, а именно зависимость приведенной разности энтальпии от приведенной производительности нагнетателя, получаемых на основе обработки обычных паспортных характеристик нагнетателя.

Приведенная разность энтальпии газа определяется соотношением:

, кВт/кг/мин. (5. 32)

где индексом «о» отмечен паспортный режим работы нагнетателя.

Следует отметить, что линия зависимости hпр. = f (Qпр.) из всех других характеристик нагнетателя наиболее устойчива от сдвига при изменении технического состояния нагнетателя в процессе эксплуатации, что дает основание строить характеристики именно в этой зависимости.

Построение серии кривых зависимостей hпр. = f (nпр., Qпр) для газотурбинной установки, Рис. 5.18 осуществляется на основе обработки типовых характеристик ее нагнетателей при различных частотах его вращения и различной степени сжатия в диапазоне изменения от 1,45 до 1,15.

Анализ данных диаграммы Рис. 5.18 показывает, что для газотурбинного агрегата при различных степенях сжатия во всех случаях возможен экстремальный режим работы, обеспечивающий при данной степени сжатия минимальные энергозатры, например, за счет работы нагнетателя на максимальных значениях его относительного КПД. Данные диаграммы Рис. 5.18 позволяют относительно легко определять суммарные энергозатраты на перекачку газа по станции при совместном использования ГТУ и электроприводного агрегата. В частности, при степени сжатия, к примеру,  = 1,30, когда производительность газотурбинного нагнетателя составляет 680 м3/мин при частоте вращения вала n = 4165 об/мин. и та же производительность у электроприводного нагнетателя при частоте вращения n = 4800 об/мин., общие удельные энергозатраты составят hэлек. + hГТУ = 0,83 + 0,42 = 1,25 кВт/кг/мин.

Соотношение 5.32 можно преобразовать к виду, позволяющему определять удельные энергозатраты в кДж/кг, либо в кВт/кг:

кДж/кг (5.33)

Поделив полученное значение на 3600, подучим энергозатраты в кВт/кг.

Представленная диаграмма на Рис. 5.18 позволяет выразить энергозатраты в различных единицах измерения. Нанесенная сетка относительных КПД нагнетателя и степеней сжатия по КС позволяют относительно легко устанавливать и оптимальный режим работы станции. Этот подход к определению совместного режима работы газотурбинноых и электроприводных агрегатов на КС может быть распространен на различные типы ГПА, работающие как с одинаковой, так и с различной частой вращения вала нагнетателя.





  • Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   35   36   37   38   39   40   41   42   43


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

    Главная страница