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.

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.

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.

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

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 (e = idem) и, в принципе, возможной различной частоте вращения валов нагнетателей.

Приведенная разность энтальпии газа определяется соотношением:

, кВт/кг/мин. (5. 32)

где индексом «о» отмечен паспортный режим работы нагнетателя.

Следует отметить, что линия зависимости Dh_пр. = f (Q_пр.) 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 Dh_пр. = f (n_пр., Q_пр) для газотурбинной установки 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.

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. При степени сжатия, к примеру, e = 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 h_элек. + h_ГТУ = 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.