Методы повышения энергоэффективности компрессорных станций при реконструкции магистральных газопроводов (стр. 4 )

применение  ГПА-32  позволяет  сократить  СЖЦ  КС  на  15-25  %, в 2020 г. – на 17-29 %. 

Рис. 7 – Изменение относительной СЖЦ двухцеховой КС при реконструкции с применением ГПА различных технологических схем.

Расчет энерготехнологических показателей ГТС трансгаз Югорск» показал, что для эксплуатируемых КС применение метода реконструкции с ГПА-32 обеспечивает: повышение удельной энергоэффективности ГТС на  23-25 % (на уровне 2030 г.); потребление топливного газа на собственные нужды уменьшается на 4 млрд м3/год, а с учётом разгрузки ГТС на 7 млрд м3/год.

В четвертой главе выполнено теоретическое обоснование применения  методов повышения энергоэффективности газотурбинного привода на КС:

- проведен сравнительный анализ эксплуатационных свойств ГТУ простого и сложных термодинамических циклов для определения изменения выходных параметров газотурбинного привода в процессе работы;

- рассмотрено применение комбинированных (парогазовых) технологий на КС и использование ГСН для индивидуального электроснабжения модульного ГПА, включающего аппараты воздушного охлаждения газа (АВОГ).

Данные методы не являются принципиально новыми. В имеется опыт эксплуатации агрегатов сложных термодинамических циклов (ГПА с регенеративной схемой), с парогазовой надстройкой (КС Чаплыгин, КС Грязовец), с ГСН (ГТК-10И, ГТК-25И).

Применение ГТУ сложных термодинамических циклов в транспорте газа изучалось , и др. Однако существуют расчетно-теоретические задачи, решение которых позволит более корректно оценивать преимущества применения таких технических решений в условиях КС. 

ГТУ  сложных  термодинамических  циклов  (с промежуточным охлаждением и

подогревом  воздуха,  регенерацией  теплоты  выхлопных  газов  и  др.)  получили

широкое  распространение  в  энергетике  и  судостроении.  На  КС  их  применение

ограничено  и  определяется  спецификой  эксплуатации  газотурбинного  привода:

требования  к  надежности  и  КПД,  сокращение  трудозатрат  при  обслуживании  и

ремонте, климатические условия и др.

Отечественными разработчиками были предложены новые проекты ГТУ для привода ЦБК с воздушным утилизационным контуром (ВУК), с промежуточным охлаждением и регенерацией и др., которые по сравнению с простым циклом обладают более высоким номинальным КПД (43-44 %). Однако значения номинальных показателей не отражают эксплуатационные свойства газотурбинного привода, т. е. величину изменения выходных параметров (располагаемой мощности и эффективного КПД) при изменении показателей отдельных элементов и окружающих условий (температуры воздуха).

Для решения поставленной задачи проведен сравнительный анализ влияния эксплуатационных факторов - КПД турбин, сопротивление входного и выходного тракта, температура воздуха на входе в осевой компрессор (ОК) - на располагаемую мощность и эффективный КПД ГТУ простого и сложных термодинамических циклов:

- с ВУК, где часть воздуха после ОК подогревается в регенераторе и далее расширяется в дополнительной воздушной турбине, установленной на силовом валу;

- с промежуточным охлаждением воздуха в ОК газогенератора;

- с регенерацией теплоты выхлопных газов. 

Для определения влияния эксплуатационных факторов на выходные параметры ГТУ использовался метод малых отклонений, который показал удовлетворительную сходимость расчетных и экспериментальных данных при анализе рабочих характеристик ГТУ простого цикла в работах и .

В результате проведенного анализа выявлены значения коэффициентов влияния эксплуатационных факторов на располагаемую мощность и эффективный КПД ГТУ простого и сложных термодинамических циклов. Установлена закономерность изменения величины коэффициентов влияния от начальных параметров: температуры газов перед турбиной высокого давления (Т1) и степени сжатия воздуха в ОК (πк).

На рис. 8 и 9 показаны результаты расчетно-экспериментальной оценки изменения относительной располагаемой мощности ГТУ простого цикла () и цикла с промежуточным охлаждением () в зависимости от начальных параметров при изменении КПД ОК (из-за загрязнения проточной части) и турбин (из-за увеличения радиального зазора) в процессе эксплуатации. 

Рис. 8 – Изменение относительной располагаемой мощности ГТУ простого цикла.

Рис. 9 – Изменение относительной располагаемой мощности  ГТУ с промежуточным охлаждением.

Вопрос применения ТУК на отечественных КС прорабатывался в  1985-1995 гг. научно-исследовательскими институтами и производственными объединениями Мингазпрома при международной кооперации с зарубежными компаниями, однако проекты с утилизацией теплоты выхлопных газов на КС не получили распространения.

В настоящее время в мире имеются девять КС с ТУК комбинированного цикла для привода дополнительного ЦБК или попутной выработки электроэнергии.

Основными  факторами,  ограничивающими  применение  комбинированных

(парогазовых) технологий на КС, являются:

- режимно-технологические: переменный режим работы газопровода и, соответственно, ГПА на КС;

- капитальные вложения в КС с парогазовым ТУК увеличиваются в 1,2-1,4 раза;

- наличие ГПА с КПД газотурбинного привода до 40 %.

- отсутствие опыта эксплуатации ТУК на КС (особенно в зимний период);

В отличие от теплоэлектростанций КС является элементом технологического процесса по транспортировке газа и не производит товарной продукции; загрузка ГПА зависит от режима работы газопровода и внешних условий (температура атмосферного воздуха), поэтому более обоснованной является оценка эффективности ТУК исходя не из номинальных, а из среднестатистических показателей загрузки ГПА в течение года. 

Для  определения  выходных параметров ТУК  при совместной работе с ГПА на

переменных режимах разработана методика определения располагаемой мощности ПТУ (),  располагаемой  мощности  и эффективного  КПД ПГУ  (,), при следующих исходных данных:

- наличие ТУК увеличивает сопротивление выпускного тракта ГТУ на 3 %; котел-утилизатор (КУ) одноконтурный; давление пара в КУ – 1,5-2,5 МПа, температурный напор на горячем конце пароперегревателя – 50 оС; давление в конденсационной установке – 5 кПа;

- располагаемая мощность ПТУ определяется с учетом механических потерь и потребности в собственном электроснабжении ТУК (соответственно, 1 % и 5 %);

- диапазон параметров выпускных газов ГТУ: температура на выпуске  400-550 оС, расход выпускных газов 60-120 кг/с.

Получены уравнения зависимости , и от относительной приведенной мощности ГТУ () и температуры воздуха на входе в ОК (t3, oC), позволяющие определять выходные параметры парогазового ТУК при переменных режимах работы ГПА:

    (1)

    (2)

    (3)

В табл. 4 приведены значения расчетных коэффициентов «а» и «с» уравнений (1-3) для некоторых типов ГТД.

На рис. 10  показаны  результаты расчета относительных выходных  параметров  парогазового  ТУК  по  разработанной  методике  с  учетом 

режимно-технологической неравномерности работы газопровода.

Таблица 4

Значения расчетных коэффициентов 

Коэффициенты	Тип ГТД
ПС-90ГП-2, GT-10B, MS5002E	АЛ-31СТ, ДН-80, ПС-90ГП-25
b	7,12∙10-3	7,33∙10-3
b1	-1,67·10-5	-1,99·10-5
b2	2,74·10-3	2,54·10-3
c	0,942	0,926
c1	9,25·10-4	6,48·10-4
c2	9,76·10-1	9,75·10-1
d	0,996	0,995

Рис. 10 – Показатели совместной работы ГПА и ТУК в течение года.

Установлено, что режимно-технологические особенности эксплуатации ГПА обусловливают снижение выходных параметров ТУК относительно номинальных значений: располагаемая мощность ПТУ ниже на 15 %, располагаемая мощность и эффективный КПД ПГУ ниже, соответственно, на 9 % и 3 %.

Применение парогазовой надстройки приводит к снижению располагаемой мощности и эффективного КПД газотурбинного привода ГПА (из-за увеличения сопротивления  на  выпуске).  Однако,  как  показано  в  работе,  удельная