Диссертация рассмотрена на заседании кафедры теплоэнергетики и принята к защите

Тепловые вторичные энергетические ресурсы газотурбинных установок. При эксплуатации и проектировании компрессорных станций с газоперекачивающими агрегатами с газотурбинным приводом рациональное и наиболее полное использование теплоты уходящих газов представляет огромный интерес несмотря на множество работ посвященных данной тематике.
Использование тепла уходящих продуктов сгорания позволит повысить коэффициент полезного использования топлива до 80 % при этом для привода нагнетателя ГТУ полезно используется около 33-35 %.
Одно из направлений использования теплоты ГТУ и повышения их эконо-мичности – это установка трубчатых или пластинчатых регенераторов для подогрева воздуха после компрессора перед подачей его в камеру сгорания.
Пластинчатые регенераторы из-за малых габаритов, массы и стоимости нашли более широкое применение.
При регенеративном использовании уходящих продуктов сгорания в цикле ГТУ возникает необходимость решения следующих основных задач:
- оценить эффективность применения регенерации тепла отходящих газов в рамках численных значений параметров существующего агрегата;
- определить эффективность работы ГТУ при различных значениях коэффициента регенерации;
- оценить рентабельность перевода безрегенеративной ГТУ для работы по регенеративному циклу.
Степень регенерации находится в прямой зависимости от площади поверхности регенератора. Увеличение степени регенерации резко повышает площадь поверхности воздухонагревателя. Так, повышение степени регенерации с 81 до 85% на ГТК-10 ведет к увеличению поверхности регенератора на 50%. В итоге степень регенерации определяется стоимостью газа и стоимостью оборудования.
При вариации степени регенерации, учитывая динамику изменения полезной мощности ГТУ изменяется также и относительная экономия топливного газа.
На большинстве компрессорных станций используются ГПА с регенераторами пластинчатого типа, в которых в условиях эксплуатации присутствуют утечки. Количество ГПА с регенераторами пластинчатого типа представлены в табли-це 1.2.
Таблица 1.2 – Количество и показатели отечественных газотурбинных установок с регенерацией теплоты отходящих газов.

Тип ГТУ	Номи- нальный КПД ГТУ, %	Единичная мощность, кВт	Количество аг регатов, шт.		Суммарная мощность, кВт
ГТ-700-5	25	4250	36		153000
ГТК-5	25	4400	19		83600
ГТ-750-6	27	6000/6500	99/5		626500
ГТК-10	29	10000	791		7910000
ГТНР -10	32	10000	1		10000
Итого				951		8783100

Из таблицы 1.2 видно, что в системе газоснабжения имеются около тысячи ГТУ с регенераторами, которым необходим капитальный ремонт или замена в связи с моральным и техническим износом.

Самым быстрым и простым способом использования тепла уходящих газов ГТУ – это установка устройств ее утилизации для нужд теплоснабжения компрессорной станции и прилегающих населенных пунктов в холодный период года, создание теплиц и т.п.
Количество тепловой энергии, которую можно получить, утилизировав тепловые ВЭР ГТУ, зависит от типа и конструкции ГТУ, мощности и режима ее работы, температуры окружающего воздуха, типа и конструкции утилизационных установок.
Широкомасштабное и глубокое использование теплоты продуктов сгорания ГПА сдерживается рядом причин, основные из которых:

• 
  отсутствие крупных потребителей теплоты;
  
• 
  недостаточное количество утилизационного специализированного оборудования;
  
• 
  несовершенство теплоиспользующего оборудования и отсутствие средств автоматизации отопительных систем.
  

При теплоснабжении прилегающих жилых поселков необходимо определять возможные экономически и технически обоснованные расстояния для транспорта теплоносителя.
Экономически целесообразным наибольшим радиусом транспорта подогретой воды для теплоснабжения прилегающих поселков следует считать такую длину транзитной сети от КС до тепловых потребителей, при которой приведенные затраты использования теплоты отработанных газов ГТУ будут меньше или равны затратам по их теплоснабжению от районных или местных котельных.
Для бесперебойного теплоснабжения на базе ГПА КС во время остановки агрегатов или снижения их мощности разработана комбинированная система утилизации тепла, включающая теплообменники и подтопочное устройство. Подтопочное устройство состоит из специальной камеры для сжигания природного газа, вентилятора, КИПиА.
Подтопочное устройство оборудовано струйными горелками, предназначенными для эффективного сжигания газа при высоком и переменном коэффициентах избытка воздуха. Использование утилизационных теплообменников с подтопочным устройством на КС позволяет отказаться от отопительных котельных, как основного, так и резервного назначения и получить тем самым значительный экономический эффект.
Использование подтопочного устройства вместо резервной котельной позволяет сократить капитальные вложения примерно в 4-5 раз. Система циркуляции воды в установке функционирует так же, как и при работающей газотурбинной установке. Такая система может быть рекомендована также в случае, когда требуется гибкая регулировка теплоносителя к потребителю.
Регулирование выработки тепла на существующих утилизационных установках осуществляют чаще всего путем отключения части теплообменников. Однако этот метод не пригоден для ГПА с высокой температурой уходящих газов, т.к. при температуре свыше 400 °С начинается интенсивное окисление металла теплообменника, особенно оребрения.
Плавное регулирование теплопроизводительности можно проводить путем изменения количества продуктов сгорания, пропускаемых через теплообменник и байпасную линию. Оснащение утилизационных систем байпасными линиями облегчает эксплуатацию и регулировку отопительных систем, позволяет без остановки ГПА вести ремонтные и профилактические работы на теплообменниках.
Установка утилизационных теплообменников, как правило, осуществляется непосредственно в выхлопных шахтах ГПА, реже на байпасных линиях. Однако и в том, и в другом случае создается дополнительное аэродинамическое сопротивление на пути продуктов сгорания.
Исследования, проведенные в ГАНГ им. И.М. Губкина, ВНИИГазе, других организациях показали, что на каждые 1,0 кПа дополнительного сопротивления снижение мощности ГПА составляет 0,5-1%. Так, для ГТК-10 сопротивление в 500 Па снижает мощность ГПА на 1%, т.е. на 100 кВт. Поэтому в некоторых случаях целесообразным с точки зрения экономии топливного газа является установка утилизаторов на байпасных линиях с применением вытяжных дымососов. При такой компоновке возможно осуществлять наиболее глубокое использование теплоты продуктов сгорания без снижения мощности ГПА.
Теплофикация КС и прилегающих поселков за счет вторичной теплоты уходящих газов существенно увеличивает эффективность газоиспользования на КС и не требует существенных дополнительных капитальных вложений. Несмотря на то, что такой способ утилизации для теплофикационных нужд наиболее прост, это направление не полностью решает проблему повышения эффективности использования газа, в первую очередь изза сезонности потребления теплоты.
При подогреве топливного газа улучшаются эксплуатационные характеристики ГТУ. Принципиальная схема ГПА с подогревателем топливного газа и регенератором приведена на рисунке.



Продукты сгорания

1 – компрессор; 2 – газовая турбина; 3 – нагнетатель; 4 – камера сгорания; 5 – подогреватель топливного газа; 6 – регенератор
Рисунок 1.2 – Принципиальная схема ГПА с подогревателем топливного газа и регенератором
Как показали исследования, проведенные на большом числе КС на различных ГПА, от химической неполноты сгорания топлива КПД агрегатов снижается на 1,5-3 %.
Высокотемпературный подогрев топливного газа обеспечивает испарение конденсата и содержащихся в нем углеводородных фракций С3 - С5 и в значительной мере устраняет химическую неполноту сгорания топлива.
Положительной особенностью подогрева топливного газа является также выравнивание температурного поля на выходе из камеры сгорания и перед сило- вой турбиной. По данным ряда исследований, неравномерность температурного поля снижается на 20-30%.
Использование тепловых ВЭР компрессорных станций также возможно на нужды коммунального хозяйства, при строительстве агропромышленных комплексов, в технологических процессах промышленного производства.
Данные направления в настоящее время практически не используются из-за значительной удаленности КС от промышленных предприятий.
Лучшее решение по использованию ВЭР от КС - приближение промышленных и сельскохозяйственных объектов к территории КС и присоединение промышленной технологии к условиям работы ГПА КС.
С экономической точки зрения внешние потребители уже сейчас могут находиться на расстоянии до 12 км от КС. Анализ трасс (действующих и проектируемых) трубопроводов показал, что свыше 50 КС размещены на расстоянии от 0,5 до 10 км от нефтепроводов. Это позволяет применять горячую воду (или пар), отводимую от КС, для нагрева нефти, снижения ее вязкости и повышения пропускной способности нефтепроводов, экономить топливо, расходуемое в настоящее время на пунктах подогрева нефти. Пропускная способность нефтепроводов может быть повышена на 20-30 % при значительном повышении коэффициента по- лезного использования топливного газа на КС.

Упрощенный вариант опытно-промышленной установки подогрева нефти на нефтепроводе Узень-Кульсары, утилизируемой ГПА КС в Бейнеу по разработке ВНИИ Газа, ВНИПИ трансгаза изображен на рисунке 1.3. Нефть здесь подогревается (в интервале температур 30-65°С) горячей водой в теплообменнике 1, установленном на площадке нефтеперекачивающей станции. Подогрев же воды (70-150°С) осуществляется в утилизационном подогревателе 3 ГТУ КС. Внедрение описанной схемы с переводом в резерв ранее применявшихся печей огневого подогрева и ликвидацией пожароопасности пунктов подогрева, позволит ежегодно экономить топливо (нефть, газ) в объеме 30-35 тыс. т у.т.
1 – водяной теплообменник; 2 – насос; 3 –утилизатор ГТУ на КС
Рисунок 1.3 – Схема установки подогрева нефти
Особенно эффективно использование теплоты продуктов сгорания для сушки разнообразной сельскохозяйственной продукции - сена, травяной муки, зерна. В районах с развитой деревообрабатывающей промышленностью вблизи магистральных газопроводов эффективно использовать продукты сгорания ГПА для сушки древесины.
Экономия газа на КС может быть получена при использовании теплонасосных отопительных установок. Основным узлом такой установки является тепловой насос, работающий по принципу холодильной машины. На рисунке 1.4 показана схема теплонасосной установки применительно к КС. В испарителе 1 происходит парообразование низкокипящего рабочего тела (аммиак, фреон) за счет тепловой энергии низкотемпературного источника теплоты. Образовавшийся пар компримируется в компрессоре 2 с повышением температуры от То до T, затем пар поступает в конденсатор 3, где он конденсируется и отдает теплоту в отопительную систему 6 (сетевой воде). Образовавшийся конденсат рабочего тела направляют в дроссельный вентиль 4, в котором происходит понижение его давления с Р до Ро, после чего конденсат поступает в испаритель 1.В качестве привода компрессора 2 может быть использован газовый двигатель 5. Сетевая вода после конденсатора 3 дополнительно подогревается в теплообменниках 7 (водоводяном) и 8 (газоводяном), где утилизируется теплота охлаждения двигателя 5 и теплота уходящих газов.

1 – испаритель; 2 – компрессор; 3 – конденсатор; 4 –дроссель; 5 – газовый двигатель; 6 – отопительная система; 7 –водяной теплообменник; 8 – газоводяной теплообменник; 9 – циркуляционный насос; 10 – привод низкотемпературного те-

плоносителя
Рисунок 1.4 – Теплонасосная установка применительно к компрессорной станции
Циркуляция сетевой воды осуществляется насосом 9, низкотемпературного теплоносителя - приводом 10.
Источником низкотемпературной теплоты может служить теплота грунтовых вод, вентвыбросов компрессорных цехов, системы охлаждения ГПА.
С точки зрения термодинамики эффективными являются комбинированные установки парогазового цикла, в которых соединяются паросиловые и газотурбинные установки. К паровому циклу добавляется высокотемпературный газовый цикл, что приводит к снижению потерь с уходящими газами в газовой турбине и повышению кпд.
В настоящее время известны схемы подобных агрегатов: ПГУ с высоконапорным парогенератором, ПГУ с низконапорным парогенератором и дожигающим устройством и ПГУ с котлом-утилизатором (ПГУ с полной надстройкой пара).
Самой перспективной схемой ПГУ при использовании в магистральном транспорте газа считается - схема ПГУ с полной надстройкой котла. В данной схеме выработка пара происходит только за счет уходящих газов.
В России с начала 90-х годов ведется опытно-промышленная эксплуатация ПГУ на базе ГПА ГТН-25 на КС Грязовец РАО «Газпром».
Рисунок 3.5 – Принципиальная схема газоперекачивающего парогазового агрегата
Принципиальная схема газоперекачивающего парогазового устройства приведена на рисунке 1.5.
Основные теплотехнические показатели газоперекачивающих ПГУ на базе отечественных ГПА приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.3 – Теплотехнические показатели ПГУ для различных типов ГПА

Показатель	ГТН-16	ГТН-25	ГТК-10	ГПА-Ц-16
N, МВт	16	25	10	16
КПД, %	29	27,5	26,5	27,5
Температура газов, °С	408	400	350	385
Количество газов, т/ч	310	662	304	363
Производительность котла – утилизатора, т/ч	23,6	49	18,5	23
Характеристики пара: Р, Мпа t,°C	1,6 315	1,6 312	1,6 300	1,6 302
Мощность ПТ, МВт	4,3	10	2,5	4,1
КПД ПГУ, %	36,7	36,3	33,1	36,2

По результатам исследований получено, что на базе регенеративных ГПА типа ГТК-10 и ГТ-750-6 можно получить в среднем увеличение дополнительной электрической мощности на 20% от мощности ГПА и для безрегенеративных ГПА до 40%.
Известна комплексная комбинированная система утилизации теплоты уходящих газов ГПА, представленная на рисунке 1.6.

Рисунок 1.6 – Комплексная комбинированная система утилизации теплоты продуктов сгорания ГПА.

В схеме предусмотрен предварительный подогрев газа перед камерой сгорания газотурбинной установки; получаемый дополнительно пар направляется в паровую турбину, которая соединена единым валом с нагнетателем либо генератором. Предусмотрен также подогрев теплоносителя уходящими дымовыми газами.
Установка работает следующим образом. Природный газ сжигают в камере сгорания 1 ГТУ, куда также поступает воздух из компрессора 3. Продукты сгорания, отработав в турбине 2, поступают в подогреватель топливного газа 5. Питательная вода из деаэратора 10 поступает в экономайзерную часть 11 котла-утилизатора 6, после нагрева в которой распределяется на три потока. Первый поток горячей воды направляют в бойлер 12, в котором подогревают сетевую воду, используемую для теплоснабжения и отопления КС и внешнего потребителя. Охлажденный поток возвращается в деаэратор 10. Второй поток питательной воды из экономайзера 11 поступает в испарительный контур высокого давления 13, в котором происходит процесс образования пара. Затем пар дополнительно догревается в пароперегревателе 14. Пар расширяется в паровой турбине 8 или 7, которая может служить для привода электрогенератора 15 или совместно с газовой турбиной 2 осуществлять привод нагнетателя природного газа 4. Пар, отработанный в паровой турбине 8 или 7, конденсируется в конденсаторе 16, конденсат из которого направляется в деаэратор 10. Третий поток питательной воды из экономайзера 11 поступает в испарительный контур низкого давления 17. Получаемый здесь пар может быть использован для увеличения мощности ГТУ путем подачи его в одну из ступеней ПТУ 8 или в область камеры сгорания 1 для впрыска. Воз- можно использование этого пара в двух направлениях одновременно. Все потери питательной воды в комплексной установке восполняются путем подачи химически очищенной воды, подготовленной в пункте химводоподготовки 9, в деаэратор 10. Вырабатываемая электроэнергия в генераторе 15 может быть использована для собственных нужд КС (санитарно-техническая вентиляция, циркуляционные насосы, градирня, уплотнительные насосы, система охлаждения транспортируемого газа - АВО, освещение), а также для нужд стороннего потребителя.
Для регулирования и выравнивания тепловых нагрузок котла-утилизатора, а также для резервирования системы теплоснабжения комплекса в случае остановки газотурбинной установки, в схеме предусмотрено подтопочное устройство 21, представляющее собой блок смесительных горелок с индивидуальными дутьевыми вентиляторами.
При наличии на КС или вблизи от нее тепличного хозяйства 20 за котлом-утилизатором устанавливается контактный экономайзер 18, использующий частично или полностью остаточную теплоту продуктов сгорания. Получаемая горячая вода в контактном экономайзере 18 используется для низкотемпературных отопительных контуров теплиц 20, а также для полива тепличных культур. Применение каталитического реактора 19 для очистки продуктов сгорания от окислов азота позволит использовать уходящие газы ГТУ в качестве углекислотного удобрения в теплицах 20. Нагретая контактным способом вода насыщена углекислотой и полив ею тепличных растений также будет способствовать увеличению урожайности.
Потери теплоты с уходящими газами являются источниками вторичных энергоресурсов. Для упрощения расчетов получены диаграммы для определения потенциала энергоносителя в зависимости от содержания CO2 в продуктах сгорания и разности температур уходящих газов и окружающего воздуха.
Весьма перспективным направлением является также создание теплично- овощных комбинатов (ТОК) на базе КС для утилизации теплоты уходящих газов. Разработано множество подобных схем использования тепловых ВЭР.
Помимо указанных направлений использования теплоты уходящих газов ГТУ их возможно утилизировать и в агропромышленном комплексе, например в сушильных установках, для нагрева воды в контактных экономайзерах, затем использовать СО2, содержащуюся в продуктах сгорания, в качестве углекислотной подкормки для повышения урожайности в теплицах, а также для предотвращения порчи пищевых продуктов при хранении.