Содержание к диссертации
Введение
Раздел I. Состояние, методы и направления совершенствования основного оборудования компрессорных станций (КС) магист ральных газопроводов
1.1 Проблема реконструкции газоперекачивающих агрегатов (ГПА) КС Западной Сибири 10
1.2 Направления и методы развития газотурбинных установок (ГТУ) для привода нагнетателя природного газа 19
1.3 Варианты газотурбинных установок для реконструкции ГПА компрессорных станций Западной Сибири 28
1.4 Результаты аналитического обзора и конкретные задачи, решаемые в данной работе 34
Раздел II. Исследование эффективности использования на ком прессорных станциях газотурбинных установок с промежуточ ным охлаждением воздуха в условиях Западной Сиби ри 37
2.1 Термодинамические модели и программы расчета рабочих процессов в газоперекачивающих агрегатах 37
2.2 Экспериментальная проверка расчетных моделей и компьютерной программы в натурных условиях компрессорной станции 44
2.3 Исследование термодинамических параметров газотурбинных установок с промохлаждением воздуха в процессе сжатия для КС магистральных газопроводов... 48
2.4 Влияние параметров воздухоохладителя на эффективность ГТУ с охлаждением в процессе сжатия 55
2.5 Влияние пониженных температур окружающей среды на проектные параметры газотурбинных установок с промежуточным охлаждением воздуха в условиях Западной Сибири 59
2.6 Особенности дифференциальной термогазодинамической диагностики ГТУ с промежуточным охлаждением воздуха 64
2.7 Методика расчета режимов частичной мощности двух- и трехвальных ГТУ с промохлаждением с учетом снижения технического состояния при транспорте при родного газа 67
2.8 Выводы по разделу II 74
Раздел III. Разработка и исследование параметров газопаротур бинных установок (ГПТУ) с полузамкнутой и двухконтурной системой охлаждения воздуха в процессе сжатия 77
3.1 Принципиальная схема газопаротурбинной установки с охлаждением воздуха при сжатии 77
3.2 Газопаротурбинная установка с полузамкнутой системой охлаждения воздуха в процессе сжатия... '"
3.3 Сопоставительный анализ систем охлаждения воздуха в процессе сжатия 81
3.4 Исследование параметров трехсекционного воздухоохладителя полузамкнутой системы охлаждения циклового воздуха 85
3.5 Исследование параметров двухсекционного воздухоохладителя двухконтурной по воде системы охлаждения воздуха 89
3.6 Параметрическое исследование влияния расхода пара и степени сжатия на эффективность ГПТУ с промежуточным охлаждением воздуха 93
3.7 Выводы по разделу III 98
Раздел IV. Технико-экономические показатели газоперекачивающих агрегатов на базе ГТУ и ГПТУ с промежуточным охлаждением циклового воздуха 99
4.1 Состояние и необходимость реконструкции парка ГПА на примере оборудования КС, эксплуати руемого ООО "Сургутгазпром" 99
4.2 Методика расчета эффективности реконструк ции газоперекачивающих аппаратов компрессорных станций 102
4.3 Результаты технико-экономического анализа реконструкции ГПА с применением ГТУ и ГПТУ с промежуточным охлаждением 106
4.4 Выводы по разделу IV 112
Заключение 114
Список использованных источников
- Направления и методы развития газотурбинных установок (ГТУ) для привода нагнетателя природного газа
- Экспериментальная проверка расчетных моделей и компьютерной программы в натурных условиях компрессорной станции
- Влияние пониженных температур окружающей среды на проектные параметры газотурбинных установок с промежуточным охлаждением воздуха в условиях Западной Сибири
- Сопоставительный анализ систем охлаждения воздуха в процессе сжатия
Введение к работе
Актуальность исследований и разработок по проблеме реконструкции газоперекачивающих агрегатов (ГПА) компрессорных станций (КС) Западной Сибири связана с тем, что большая часть КС, находящихся в этом регионе, была построена более 20 лет назад. Парк ГПА, составляющий свыше 1000 машин, в значительной мере представляет собой газотурбинные установки (ГТУ) отечественных и зарубежных турбостроительных заводов, которые были поставлены 20...30 лет назад и в настоящее время выработали весь или большую часть своего проектного ресурса. Коэффициент полезного действия многих газотурбинных установок, служащих приводом центробежных нагнетателей природного газа, находится на уровне 0,20...0,24, что существенно ниже современного уровня КПД лучших российских и зарубежных установок. Это связано с неизбежным снижением технического уровня установок за 20-летний период эксплуатации и с невысокими температурами газа перед турбинами на уровне 750...800С, что было характерной особенностью стационарных газотурбинных установок, спроектированных в 70-е годы прошлого столетия.
Снижение технического уровня узлов ГТУ в процессе эксплуатации приводит к изменению затрат топлива и мощности установок на различных режимах, что требует совершенствования расчетных методик, позволяющих прогнозировать изменения эксплуатационных характеристик газоперекачивающих агрегатов. Выполненные в нашей стране и за рубежом исследования и разработки показывают, что наибольшее повышение экономичности и удельной мощности ГТУ может быть получено путем увеличения температуры газа перед турбиной, аэродинамического совершенствования проточной части и применения газотурбинных и комбинированных установок термодинамически усложненного вида.
Попытки частичной модернизации установок не приводят к выполнению современных требований по топливной экономичности и удельной мощности установок. Поэтому требуется разработка и исследование рациональных вариантов реконструкции газоперекачивающих аппаратов на основе ГТУ нового поколения, что позволит существенно повысить технико-экономический уровень магистрального транспорта газа в ближайшие 20-30 лет.
Объектом исследования являются газотурбинные установки, находящиеся в эксплуатации, и проектируемые газотурбинные и газопаротурбинные установки, предназначенные для реконструкции привода центробежных нагнетателей природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов Западной Сибири.
Предметом исследования являются параметры и характеристики газотурбинных и газопаротурбинных установок с промежуточным охлаждением циклового воздуха в процессе сжатия (ГТУ ПО и ГПТУ ПО) применительно к реконструкции оборудования в условиях магистрального транспорта природного газа в Западно-Сибирском регионе.
Целью работы является разработка и обоснование рациональных вариантов реконструкции компрессорных станций магистральных газопроводов на основе газотурбинных и газопаротурбинных установок с промежуточным охлаждением циклового воздуха.
В соответствии с целью работы решались следующие основные задачи:
установить влияние параметров и характеристик газотурбинных и газопаротурбинных установок с охлаждением воздуха в процессе сжатия на эффективность использования их в ГПА КС Западной Сибири;
разработать методику расчета параметров газотурбинных установок с промежуточным воздухоохладителем с учетом изменения технического состояния узлов в процессе эксплуатации;
разработать рациональные системы охлаждения циклового воздуха в процессе сжатия;
провести сравнительный технико-экономический анализ и определить эффективные варианты реконструкции газоперекачивающих агрегатов КС Западной Сибири на основе газотурбинных и газопаротурбинных установок с промежуточным охлаждением циклового воздуха.
Методическая и теоретическая основа диссертационной работы. В работе используются законы и соотношения термодинамики реальных процессов в тепловых установках, обобщенные опытные данные о потерях энергии в узлах установок, экспериментальные данные по газотурбинным установкам, полученные в натурных условиях эксплуатации на КС, основы теории турбомашин, камер сгорания и теплообменных аппаратов с однофазным и двухфазным рабочим телом, а также известные методики технико-экономического анализа вариантов реконструкции газоперекачивающих агрегатов.
Научная новизна результатов, полученных в данной работе, заключается в следующем:
Разработана методика термогазодинамического расчета двух- и трехваль-ных газотурбинных установок с промежуточным охлаждением циклового воздуха на расчетном режиме и режимах частичной мощности с учетом динамики снижения технического уровня узлов установок в процессе эксплуатации на компрессорных станциях; проведено обобщение методики для расчета газопаротурбинных установок.
Установлено, что применение газотурбинных и газопаротурбинных установок с охлаждением циклового воздуха в процессе сжатия позволяет на 12...30 % сократить затраты топливного газа на КС МГ, по сравнению с выпускаемыми промышленностью газотурбинными установками простейшей термогазодинамической схемы авиационного и судового типа при одинаковой удельной работе сжатия и одинаковой температуре газа перед турбинами высокого давления.
Разработана методика дифференциальной диагностики воздухоохладителей газотурбинных и газопаротурбинных установок, позволяющая контролировать изменение технического состояния воздухоохладителей и
определять расход воздуха через осевые компрессоры в процессе эксплуатации. 4. Установлено, что применение полузамкнутой системы охлаждения циклового воздуха позволяет в 3...5 раз сократить расход воды, подвергающейся химводоочистке, что улучшает показатели исследованных ГПТУ. На защиту выносятся:
Методика термогазодинамического расчета газотурбинных установок с промежуточным охлаждением воздуха при сжатии на расчетном режиме или режимах частичной мощности с учетом снижения технического уровня узлов установки в процессе эксплуатации.
Результаты расчетного исследования параметров газотурбинных и газопаротурбинных установок с промежуточным охлаждением воздуха при сжатии как возможных вариантов силового оборудования КС Западной Сибири.
Разработка и обоснование целесообразности использования полузамкнутой и двухконтурной двухсекционной с отбором воды систем охлаждения циклового воздуха в рассматриваемых силовых установках.
Результаты сопоставительного технико-экономического анализа вариантов реконструкции газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным и газопаротурбинным приводом, использующим промежуточное охлаждение воздуха, на КС Западной Сибири.
Достоверность полученных результатов определяется созданием и использованием методик термогазодинамического расчета ГПА, основанных на известных теоретических закономерностях, проверенных в условиях эксплуатации оборудования на КС Западной Сибири. Достоверность результатов анализа эффективности вариантов реконструкции ГПА обоснована использованием известных отраслевых методик и фактических данных ООО "Сургутгазпром", полученных при реконструкции основного оборудования КС-8 и КС-11 магистрального газопровода "Уренгой-Сургут-Челябинск".
Практическое значение работы заключается: в обосновании эффективности приводных установок для газотранспортных предприятий, а также в определении параметров этих установок для природно-климатических условий Западной Сибири; в разработке и обосновании полузамкнутых систем охлаждения циклового воздуха; в применении разработанных методик для определения характеристик ГТУ с учетом технического состояния узлов при различных наработках оборудования.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на следующих конференциях и семинарах: научных семинарах кафедры «Механика многофазных систем» Тюменского государственного университета (1990г., 2001г.); международной научно - практической конференции "Проблемы эксплуатации транспортных систем в суровых условиях", г.Тюмень, ТюмГНГУ, 2001г.; международном совещании "Энергосберегающая технология в нефтегазовой промышленности России", г. Тюмень, ТюмГНГУ, 2001г.; межведомственном научно-методологическом семинаре "Теплофизика, гидродинамика, теплотехника", г. Тюмень, ТГУ, 2002г.; международном семинаре «Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли», г. Тюмень, ТюмГНГУ, 2002г.; научном семинаре кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ» Тюменского государственного нефтегазового университета (2003г.)
Публикации. По результатам диссертационной работы опубликовано 7 печатных работ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов с выводами по каждому разделу, заключения, списка использованных источников. Общий объем работы - 129 страниц. Диссертация содержит 27 рисунков и 15 таблиц. Список использованных источников содержит 150 наименований.
Направления и методы развития газотурбинных установок (ГТУ) для привода нагнетателя природного газа
Одним из важнейших вопросов при реализации программ реконструкции газоперекачивающих агрегатов является выбор типов газотурбинных установок для привода нагнетателя природного газа. Наибольшая часть установок на КС Западной Сибири имеет номинальную мощность Ne: 6, 10, 16 и 25МВт. В этом классе мощности возможно использование трех основных направлений развития ГТУ [3, 13, 31, 32. 98, 117]: 1) повышение температуры газа перед турбиной высокого давления; 2) аэродинамическое совершенство проточной части; 3) создание установок термодинамически усложненного цикла. По нашему мнению, новое поколение приводных ГТУ для КС магистральных газопроводов должно учитывать тенденции и возможности каждого из этих трех направлений.
Направление, связанное с повышением температуры газа Т з перед турбиной высокого давления, считается основным "магистральным" направлением развития ГТУ [12, 13,32,98, 117, 145, 146, 147, 149, 150 и др.].
На рис. 1.2 приведена диаграмма показателей ГТУ термодинамически простейшего цикла [98], из которой следует, что темп прироста ге с ростом гт-, температуры велик при невысоких Т 3 и монотонно снижается с ростом Т 3. Так, например, прирост г)е при увеличении с 1100К до 1200К (на 100К) составляет величину выше 0,037, при увеличении с 1300К до 1400К (на 100К) лишь на 0,014. Известно, что повышение температуры газа Т 3 приводит к росту КПД и удельной мощности при создании эффективных систем охлаждения элементов проточной части турбин и камер сгорания.
В открытых системах охлаждающий воздух после прохождения тракта охлаждения выводится в проточную часть и, расширяясь в последующих ступенях турбины, обеспечивает выработку дополнительной полезной работы. В закрытых (замкнутых) системах охлаждения тракт охлаждения выполняется герметичным. Охлаждающий агент (воздух, пар) после охлаждения нагретых элементов проточной части не выводится в проточную часть турбины, а возвращается в замкнутый охлаждающий контур. Исследуются также полузамкнутые системы охлаждения [32, 117 и др.]. В полузамкнутых системах охлаждения [32, 117] пытаются использовать преимущества открытых и замкнутых систем охлаждения.
Интенсивный рост температуры газа, принимаемой при проектировании турбин, наблюдался в период 60-90х годов прошлого столетия. В настоящее время достижение прироста Т 3 на каждые 50К требует больших затрат на создание эффективных систем охлаждения. В ближайшие годы характерной температурой для приводных отечественных ГТУ является 13=1200...1250С. Для достижения наибольшего эффекта по КПД и мощно-сти ГТУ при повышении Т 3 до этого уровня необходимо создание осевых компрессоров со степенью сжатия 71 к=20...30, что является реально решаемой задачей при современном уровне теории и практики создания турбомашин [1, 10, 11, 63, 70, 103, 111, 120, 122, 126, 131, 132 и др.]. Характерные зависимости параметров ГТУ с различными системами охлаждения приведены на рис. 1.3 и рис. 1.4 [32].
Еще более трудноосуществимой проблемой является дальнейшее повышение КПД турбомашин. В последние 30...40 лет политропический КПД осевых турбомашин ГТУ вырос на 1... 1,5% за счет использования пространственного профилирования, вариационных методов, трехмерных моделей вязких течений, конструктивных усовершенствований, доводки турбомашин на специализированных стендах. Статистические данные об изменении политропических КПД осевых компрессоров по годам, по данным работ [11 и др.] приведены на рис. 1.5. Вместе с тем следует отметить, что фактический уровень КПД турбин и компрессоров весьма существенно влияет на удельную мощность и КПД ГТУ, что следует из формул [117]
Поэтому при оценке качества и выбора вариантов ГТУ для реконструкции КС необходимо учитывать уровень аэродинамического совершенства проточной части в момент поставки оборудования и технологические возможности поддержания КПД турбомашин в процессе эксплуатации путем промывки проточной части.
Существенное повышение эффективности реконструкции КС может быть достигнуто за счет использования ГПА, отличающихся повышенным до ге = 0,40...0,48, топливной экономичностью. Для достижения этого уровня необходимо применять установки термодинамически усложненных схем [31, 32, 40, 57, 79, 93, 100, 105, 116, 117, 123, 124, 134, 135, 148 и др.]. Опыт эксплуатации и достижения при разработке регенеративных ГТУ [3, 14, 20, 32, 57, 68, 139, 140, 142 и др.] показал, что в классе мощностей порядка 6МВт могут быть созданы экономичные по расходу топлива ГПА. Однако объем регенератора существенно увеличивается при росте степени регенерации и мощности установки. Кроме того, требуется усовершенствование и доводка конструкции трубных пучков регенераторов для уменьшения утечек рабочего тела при наработках более 10... 15 тыс. часов.
Экспериментальная проверка расчетных моделей и компьютерной программы в натурных условиях компрессорной станции
Расчетная модель эффективности ГТУ, реализованная в виде программного комплекса "GASTURBO", была проверена путем сопоставления с результатами натурных измерений по установкам стационарного и судового типов. Использовались диспетчерские данные, содержащиеся в базах данных на КС, а также опытные данные, полученные при специальных измерениях при участии автора данной работы на Ярковской КС (цех 11) в период с 1988 по 1991 годы. Измерение термогазодинамических параметров (давлений, температур, частоты вращения роторов) проводилось штатными приборами. Ряд измерений проводился с применением образцовых приборов. Утечки рабочего тела по тракту определялись с учетом предшествующего тренда параметров, т.е. фактически проводилась идентификация параметров расхода рабочего тела по тракту с учетом "сдвига" паспортных характеристик узлов в процессе эксплуатации [42, 72] на режимах 1-6 (см табл.2.1). Режимы 7-12 (см табл.2.2) и 13-18 (см табл.2.3) использованы с учетом утечек, найденных при идентификации на режимах 1-6. Таким образом, оказалось возможным проверить на этих режимах достоверность примененной расчетной методики и соответствующей компьютерной программы. Следует отметить, что в табл.2.1 предоставлена информация о давлениях, температурах, скоростях вращения ротора, расходе топливного газа, использованная для идентификации модели (по утечкам рабочего тела).
В табл.2.2 и 2.3 представлена информация о фактических параметрах на различных режимах. По найденным из экспериментов степеням сжатия в осевом компрессоре к к и нагнетателе к ЦЕН, определенным степеням сжатия в турбине высокого давления п твд и силовой турбине с учетом коэффициентов потерь, определенных на режимах 1 - 6, определялись температуры рабочего тела в характерных точках цикла, а также вычислялся расход топливного газа. Выполненные работы показали, что погрешности расчетов на режимах 7-18 соответствуют погрешностям экспериментальных данных, полученных при использовании применявшихся в 1989 году приборов, не отличавшихся высокой точностью.
Следует отметить, что исследованные автором в натурных испытаниях агрегаты ГТК-10-4 не содержат воздухоохладителей, что не позволило подтвердить достоверность методики расчета воздухоохладителей. Поэтому в дальнейшем при рассмотрении ГТУ и ГПА с охлаждением в процессе сжатия, приняты допущения: 1) утечки воздуха и воды в воздухоохладителе отсутствуют или задаются параметрически; 2) тепловым потоком от воздухоохладителя в окружающую среду можно пренебречь, по сравнению с тепловым потоком от охлаждаемого в воздухоохладителях циклового воздуха к охлаждающей среде, т.е. Q0KP«QBO- Следует отметить, что при расчетах воздухоохладителей использовались известные расчетные методики [79, 98 и др]
С учетом результатов сопоставления результатов расчета по разработанной методике и компьютерной программе с данными натурных измерений на КС, с учетом сделанных выше допущений можно применить разработанный компьютерный комплекс и для расчета ГПА и ГТУ с промежуточным охлаждением при сжатии. При этом по мере накопления опытных данных на компрессорных станциях целесообразно уточнять в процессе дальнейшей идентификации модели, параметры, характеризующие необратимые потери энергии в узлах, утечки рабочего тела и расходы воздуха, пара и воды для охлаждения горячих элементов проточной части газовых турбин.
Применение в энергетике безрегенеративных газотурбинных установок различных термодинамически усложненных схем было обосновано теоретически и исследовано в 60...70-х годах прошлого столетия профессором В.В. Уваровым и его сотрудниками в МВТУ им. Баумана [11, 79, 93, 123 и др.]. Энергетические ГТУ различных схем исследованы в работе [32, 98 и др.]. На Ленинградском металлическом заводе были созданы и эксплуатировались установки с промежуточными воздухоохладителем и камерой сгорания мощностью 100 МВт с начальной температурой газа Тз = 1023 К [98 ]. Параметры этой установки по мощности и экономичности оказались при данной температуре газа рекордными не только в стране, но и за рубежом. Эти исследования показали эффективность для энергетики данного направления, в особенности при повышенной стоимости топлива, однако потребовали инвестиций в отечественную энергомашиностроительную промышленность и координированных усилий ряда организаций, что оказалось практически невозможным в существовавших реальных условиях. Отдельные исследования ГТУ усложненных схем проводились и проводятся применительно к приводным установкам [57 и др.]. Однако в ОАО "Газпром" и других организациях не имеется достаточно подробных данных и убедительных аргументов для формирования заказа отечественным газотурбостроительным фирмам на поставку безрегенеративных установок усложненных схем. Технические возможности для создания и поставки на рынок ГТУ с промохлаждением имеет ряд отечественных и зарубежных предприятий. Основным аргументом в пользу рассматриваемого варианта ГТУ для реконструкции КС является возможность существенного дополнительного дохода за счет экономии затрат топливного газа на 10 ... 15 %, что соответствует в масштабах отрасли увеличению выручки от продаж на уровне 1,0 ... 1,5 % от всего природного газа, добываемого в России. Автором данной работы проведено расчетно-теоретическое исследование и получены дополнительные расчетные данные с учетом современного уровня параметров агрегатов, и тем самым показаны перспективы использования ГТУ с охлаждением в процессе сжатия для КС магистральных газопроводов.
Влияние пониженных температур окружающей среды на проектные параметры газотурбинных установок с промежуточным охлаждением воздуха в условиях Западной Сибири
При проектировании газотурбинных установок нового поколения для компрессорных станций магистральных газопроводов Западной Сибири необходимо учитывать реальные климатические условия. Для газотурбинных установок, в частности, для установок с промежуточным охлаждением при сжатии при проектировании, в качестве расчетных обычно принимают стандартные условия по ISO: температура окружающей среды Та = 288К и давление Ра = 0,1013Мпа. Однако температура окружающей среды Та в климатической зоне Среднего Приобья, через которую перекачиваются значительные объемы природного газа, существенно ниже стандартной. Так по СНиП 2.01.01-82 среднегодовая температура воздуха в районе г. Уренгоя составляет -7,8С (265,2К), в районе г. Сургута -3,1 С (269,9К), а в районе г. Челябинска +1,5С (274,5К), что существенно ниже, чем стандартная температура (ISO) +15С (288К). При выборе таких условий в качестве расчетных исходят из того, что при низких температурах уменьшается работа сжатия в компрессоре, что приводит к росту КПД и мощности. Большую часть времени ГТУ в Западной Сибири работают в нерасчетных условиях.
При параметрическом анализе вариантов газотурбинных установок, в качестве расчетных условий, на КС магистрального газопровода Уренгой -Сургут - Челябинск температура окружающей среды принималась автором в диапазоне 264,0...288,0К. Средняя расчетная температура для большей части КС находится на уровне Та = 270К, и эта температура может быть принята в качестве исходной для проектирования новых газотурбинных установок с промежуточным охлаждением, предназначенных для эксплуатации в условиях Западной Сибири [2], а также при проведении технико-экономического анализа установок, в частности при расчете характеристик ГТУ и плановых показателей себестоимости транспорта газа с учетом конкретных природно-климатических условий.
Параметры установок в стандартных условиях по ISO должны являться справочными данными, необходимыми для сопоставительных оценок установок при одинаковых условиях окружающей среды. При этом начальная температура Та = 288К будет характеризовать параметры нерасчетного, отличного от номинального режима. Проектные решения при выборе расчетных условий внешней среды необходимо принимать таким образом, чтобы параметры поставляемых изделий соответствовали климатическим условиям в местах эксплуатации оборудования. Приняв в качестве расчетной реальную пониженную начальную температуру воздуха в цикле, необходимо учитывать при расчетах увеличение мощности и КПД газотурбинной установки при отрицательных температурах среды, которые в условиях среднего и нижнего Приобья наблюдаются в течение большей части времени года, а также снижение таких параметров в летнее время. Окончательный выбор расчетной температуры должен проводиться с учетом характерных режимов работы приводных ГТУ в течение года, исходя из условия максимума экономического эффекта и индекса доходности.
Учитывая тот факт, что объемы поставок приводных газотурбинных установок, изготовленных на турбостроительных заводах России и Украины, на север России превышают возможные поставки этих машин в Западную Европу, целесообразно разрабатывать модификации газотурбинных установок для перекачки природного газа и для выработки электроэнергии в "северном исполнении". При проектировании проточных частей этой модификации возникнут сравнительно небольшие различия, которые относятся в основном к профилированию лопаточного аппарата осевых компрессоров при сохранении неизменными меридиональных обводов проточных частей турбомашин, а также размеров камер сгорания. Учитывая увеличение плотности рабочего тела при входе в осевой компрессор, необходимо соответственно уменьшить коэффициенты расхода ступеней. В ступенях с регулированием входного направляющего аппарата (ВНА) можно регламентировать углы установки лопаток с учетом уменьшенного коэффициента расхода на расчетном режиме. Для конструкций установок без регулирования ВНА уменьшение коэффициента расхода приводит к соответствующему изменению треугольников скоростей и лопаточных углов. Для установок с промежуточным охлаждением воздуха в процессе сжатия понижение расчетной начальной температуры воздуха и температуры охлаждающей воды необходимо учитывать при выборе термогазодинамических параметров воздухоохладителей.
Автором данной диссертации, на основе разработанного специализированного программного комплекса "GASTURBO", выполнено расчетно-теоретическое исследование влияния пониженных температур окружающей среды на оптимальную степень повышения давления, КПД и удельную мощность перспективных для ОАО "Газпром" установок с промежуточным охлаждением воздуха.
На рис.2.8 и 2.9 представлены зависимости КПД установки ге и удельной мощности Neyfl, кВт/(кг/с) от суммарной, реально достижимой в современных условиях степени сжатия для трех значений температуры окружающей среды: Та = 264К, Та = 276К, Та = 288К, и трех значений температуры воздуха перед КВД: Тгі = 297К, Т2\ = 309К, Т21 = 321К. Разбиение степеней сжатия между компрессором низкого и высокого давления, политропические КПД процессов сжатия и расширения, коэффициенты потерь давления в элементах проточной части, расходы воздуха на охлаждение турбин принимались по аналогии с параметрами, приведенными в работе [117]. Температура газа перед турбиной высокого давления в сравниваемых вариантах принима-лась одинаковой Т3 = 1473К.
Сопоставительный анализ систем охлаждения воздуха в процессе сжатия
Каждая из рассмотренных в данном разделе систем охлаждения воздуха в процессе сжатия между КНД и КВД имеет свои преимущества и недостатки. Сопоставим следующие основные варианты: вариант 1 (рис.3.1) - открытая водяная система охлаждения; вариант 2 (рис.3.2) - полузамкнутая система охлаждения с двухсекционным воздухоохладителем; вариант 3 (рис.3.3) - полузамкнутая система охлаждения с трехсекцион-ным воздухоохладителем; вариант 4 - замкнутая система охлаждения с промежуточным теплоносителем - водой и водоохладителем типа "вода-вода"; вариант 5 - замкнутая система охлаждения с промежуточным теплоносителем - водой и водоохладителем типа "вода-воздух"; вариант 6 - воздушная открытая система охлаждения в теплообменнике типа "воздух-воздух"; вариант 7 (рис.3.6) - двухконтурная двухсекционная система охлаждения с отбором воды.
Для исследования параметров ГПТУ ПЗСО по варианту 3 (п.3.3 данной работы) разработана инженерная методика выбора параметра воздухоохладителя, основанная на следующих упрощающих допущениях.
Представленная на рис.3.3 схема воздухоохладителя предполагает вы-іеление 3-х секций. Одной из возможных компоновок воздухоохладителя яв-іяется выполнение его в виде двух блоков, расположенных непосредственно зблизи двигателя на той же раме симметрично оси ротора.
Конструктивная схема движения теплоносителей (горячего-воздух и солодного-вода) представлена на рис.3.4, в которой число ходов по воздуху 1Ъ=2, число ходов (перекрестных) по воде различное в разных секциях. При эасчетном анализе полагались известными из расчета цикла ГПТУ ПО следующие параметры: Т2і- температура воздуха при выходе из КНД (вход в воздухоохладитель), К; - Ті2- температура воздуха при входе в КВД (выход из воздухоохладителя), К; - GB- расход воздуха через воздухоохладитель, кг/с; - Twi- температура свежей воды при входе в систему охлаждения, К.
Принимались следующие ограничения: - разница температур между горячим и холодным теплоносителем в каждой секции - не менее 20К; (3.1) - расход воды Gwi Gwimin, где Gwimin находится из условия T"B W 20K; (3.2) - расход воды, поступающей в 1-ю секцию, меньше или равен расходу Gwi, т.е. G w Gwi; (3.3) - температура Т в, найденная из расчетов, должна быть больше Т"в, что ограничивает возможные соотношения расходов GVGwi. (3.4)
В качестве примера расчетного анализа рассматриваемого конструктивного варианта воздухоохладителя принималось: T2i = 393К, Ti2 = 308К, Twi = 288К, GD= 100кг/с. Расход GB = 100кг/с может рассматриваться как предельный для приводных установок для КС.
Основными расчетными уравнениями являются уравнения теплового баланса в каждой секции воздухоохладителя. Так для 1,2 и 3 секции получим соответственно выражения для тепловой мощности Q, кВт:
Из рисунка 3.5 следует, что применение полузамкнутой системы охлаждения циклового воздуха ГПТУ ПО позволяет в 4...5 раз снизить расход воды, проходящей химводоочистку, по сравнению с исходным вариантом 1, когда вся охлаждающая вода проходит химводоочистку. При этом можно рекомендовать для выбора проектных решений оптимальный іараметр q2l = 2,5 - 3,7 . Стремление уменьшить число секций воздухоохладителя с 3 до 2 и исключить из схемы замкнутый контур по воде (см. вариант 3 п.3.1, 3.3, 3.4) приводит к целесообразности более подробного анализа варианта 7 (п.3.3). Принципиальная схема рассматриваемой системы охлаждения воздуха между КНД и КВД приведена на рис.3.6.
В этой схеме свежая вода, прошедшая механический фильтр, поступает в секцию 2 с температурой Twi при расходе Gwi. Эта вода нагревается до температуры T w в секции 2, охлаждая при этом цикловой воздух от температуры Тв до температуры Тп. Часть воды с расходом G w Gwi с температурой Tw проходит систему химводоочистки, поступает по второму контору в секцию 1, где нагревается до температуры Tw, которая с расходом Gw направляется в утилизационный паровой котел ГПТУ.
Часть расхода G = G\v - Gw с температурой Tw смешивается с водой первого контура и направляется на технологические нужды. Расход этой во т _ К \Gwi - G w)+ Tw (G w - Gj ды GWT = GW] - G w, а температура равна 1 WT wT Одна из возможных схем движения теплоносителей (многократный перекрестный ток по воде и двукратный перекрестный ток по воздуху) приведена на рис.3.7.
