ГАЗОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА, РАБОТАЮЩАЯ НА ПОПУТНОМ НЕФТЯНОМ ГАЗЕ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

Полезная модель относится к энергомашиностроению и может применяться в газотурбинных установках (ГТУ), работающих на попутном нефтяном газе (ПНГ) с давлением 0.2-0.35 МПа.
Известна газотурбинная установка, работающая на ПНГ, содержащая последовательно установленные воздушный компрессор, камеру сгорания и турбину, а также топливный компрессор, выполненный в виде дожимной компрессорной станции (ДКС) попутного нефтяного газа, повышающей давление газообразного топлива до давления большего, чем создается воздушным компрессором ГТУ [Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.:
Издательский дом МЭИ, 2006, рис 5.16, стр.134]. Применение ДКС обусловлено тем, что давление ПНГ составляет 0,2-0,35 МПа. А в современных ГТУ даже при условии регенерации теплоты уходящих газов давление воздуха перед камерой сгорания, по меньшей мере, составляет 0.8 МПа. Недостатком ГТУ, работающей на ПНГ с использованием ДКС, является низкая надежность работы системы подачи топливного газа в камеру сгорания ГТУ. Это вызвано необходимостью подвода инертного газа высокого давления на уплотнения вала дожимного центробежного компрессора в целях изоляции газообразного топлива от прорыва в атмосферу, что, в свою очередь, дополнительно потребует применение своих азотогенерирующей и компримирующей установок. В целом, использование ДКС приводит к увеличению стоимости капитальных затрат и затрат на обслуживание ГТУ, значительному снижению надежности вследствие выхода из строя отдельно стоящего компрессора, его подсистем или вспомогательного оборудования
Наиболее близким техническим решением к заявленной полезной модели является газотурбинная установка, работающая на газообразном топливе низкого давления, содержащая топливный компрессор, выполненный в виде эжектора, снабженного активным соплом, приемной камерой, камерой смешения и выходным диффузором, и последовательно сообщенные между собой воздушный компрессор, камеру сгорания и турбину, топливный патрубок сообщенный с входом приемной камеры и выход воздушного компрессора сообщенный с входным патрубком вторичного воздуха камеры сгорания [Патент RU №2095600, Кл. F02C 3/30, 20.09.1995]. Выходной патрубок турбины сообщен с парогенератором высокого давления, острый пар которого подпитывает активное сопло эжектора, а выходной диффузор эжектора сообщен с конденсатором. Недостатком данной ГТУ является низкая надежность работы системы подачи низконапорного топливного газа в камеру сгорания ГТУ, связанная с применением конденсатора, в котором происходит разделение топливного газа и конденсата при давлении, превосходящем давление рабочего тела в камере сгорания. При таком высоком давлении работы конденсатора по сравнению с известными вакуумными конденсаторами, работающими в составе паротурбинной установки, появляется высокая вероятность разгерметизации развальцовки трубных досок и выброс топливного газа в атмосферу машинного зала ГТУ.
Техническим результатом заявленной полезной модели является повышение надежности газотурбинной установки, работающей на попутном нефтяном газе.
Технический результат достигается тем, что газотурбинная установка, работающая на попутном нефтяном газе низкого давления, содержащая топливный компрессор, выполненный в виде эжектора, снабженного активным соплом, приемной камерой, камерой смешения и выходным диффузором, и последовательно сообщенные между собой воздушный компрессор, камеру сгорания и турбину, топливный патрубок, сообщенный с входом приемной камеры и выход воздушного компрессора, сообщенный с входным патрубком вторичного воздуха камеры сгорания, содержит дополнительную активную турбину, размещенную на валу воздушного компрессора, и дополнительный компрессор, вход которого сообщен с выходом воздушного компрессора, а выход дополнительного компрессора подключен к входному патрубку активного сопла, выходной диффузор эжектора сообщен с входом дополнительной активной турбины, выход которой сообщен с патрубком первичного воздуха камеры сгорания.
При этом дополнительный компрессор выполнен на одном валу с воздушном компрессором или снабжен автономным приводом.
Повышение надежности газотурбинной установки связано, во-первых, с конструктивной и компоновочной простотой струйного аппарата, расположенного непосредственно на входе в камеру сгорания, во-вторых, с тем, что только небольшая часть воздуха направлена на дожатие в дополнительный компрессор, а основная часть воздуха с более низким потенциалом сжатия поступает в камеру сгорания, минуя эжектор, и, в-третьих, кинетическая энергия газовоздушной смеси, выходящей из выходного диффузора эжектора, проходя через ступени активной турбины, преобразуется в положительную работу турбины. При этом статическое давление газовоздушной смеси перед и за активной турбиной практически остается постоянным, а ее скорость снизится до величины характерной для входа в камеру сгорания. Такое выполнение газотурбинной установки позволяет вернуть часть энергии, затраченной на работу дополнительного компрессора и применить вместо обычного очень длинного диффузора укороченный диффузор эжектора, что в конечном итоге улучшает компоновку конструкции и повышает надежность газотурбинной установки, работающей на ПНГ.
На фиг. представлен продольный разрез газотурбинной установки, работающей на ПНГ.
Газотурбинная установка, содержит последовательно сообщенные между собой воздушный компрессор 1, камеру сгорания 2 и турбину 3.
Кроме того установка содержит топливный компрессор, выполненный в виде эжектора 4, снабженного активным соплом 5, приемной камерой 6, камерой смешения 7 и выходным диффузором 8. Топливный патрубок 9 сообщен с входом приемной камеры 6. Выход 10 воздушного компрессора 1 через регенеративный теплообменник 11 сообщен с входным патрубком 12 вторичного воздуха камеры сгорания 2. Газотурбинная установка содержит дополнительный компрессор 13, выполненный, в частности, в виде центробежного компрессора и дополнительную активную турбину 14, размещенную на валу 15 воздушного компрессора 1. Вход 16 дополнительного компрессора 13 сообщен с выходом 10 воздушного компрессора 1. Выход 17 дополнительного компрессора 13 подключен к входному патрубку 18 активного сопла 5. Выходной диффузор 8 эжектора 4 сообщен с входом 19, дополнительной активной турбины 14, выход которой сообщен с патрубком 20 первичного воздуха камеры сгорания 2, которая снабжена завихрителем 21. Выходной патрубок 22 турбины 3 сообщен с регенеративным теплообменником 11.
Дополнительный компрессор 13 может быть установлен на одном валу 15 с воздушным компрессором 1, или снабжен автономным приводом (на фиг.1 не показано).
ст
н
р
Газотурбинная установка работает следующим образом. Компрессор 1 сжимает воздух до давления 0.7 МПа. Далее основная часть сжатого воздуха (93%) поступает во вторичный контур камеры сгорания 2, а остальная часть сжатого воздуха (7%) поступает на вход дополнительного компрессора 13, который дожимает его до давления 3.5 МПа. Из дополнительного компрессора 13 воздух через входной патрубок 18 поступает в активное сопло 5, которое эжектирует попутный нефтяной газ с давлением 0.25 МПа до статического давления Р=0.8 МПа. При этом полное давление смеси в сечении выходного патрубка 18 станет равным 1,06 МПа [Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. М.: Энергоатомиздат, 1989, 352 с.] (стр.51, рис.24в и 25б), а коэффициент эжекции равен отношению G/G=0.273.
Тогда коэффициент избытка воздуха а=0.21, что в три раза меньше минимально допустимого избытка воздуха, при котором возможно воспламенение смеси попутного нефтяного газа и воздуха. Далее смесь поступает из выходного диффузора 8 на вход 19 соплового аппарата дополнительной активной турбины 14 и далее из турбины 14 поступает через патрубок 20 в завихритель 21, где в потоке смеси образуются вторичные обратные токи, которые и создают устойчивый фронт пламени. Пламя не может распространиться вверх по потоку, т.к. скорость смеси в патруке 20 превосходит скорость распространения фронта пламени. Уходящие газы из проточной части турбины 3 поступают в регенеративный теплообменник 11, в котором теплота уходящих газов передается сжатому воздуху, направляемому в камеру сгорания 2, что влечет за собой, в конечном счете, экономию топлива.
В частности, дополнительный компрессор 13 может работать от автономного привода, что значительно упрощает конструкцию основного воздушного компрессора 1 и тем самым повышает надежность работы всей газотурбинной установки.
Из приведенного примера реализации видно, что заявленная полезная модель обеспечивает повышение надежности газотурбинной установки, работающей на попутном нефтяном газе, благодаря тому, что дожатие ПНГ с 0.25 МПа до 0.8 МПа можно осуществить эжектированием потока на сверхкритическом режиме. При этом, с одной стороны, кинетическая энергия потока смеси ПНГ и воздуха на выходе из диффузора 8, скорость которого близка к скорости звука, преобразуется в полезную работу, совершаемую активной турбиной 14, а, с другой стороны, скорость потока смеси на выходе из турбины 14 гасится до величины, оптимальной для нормальной работы камеры сгорания 2 [Щегляев А.В., Зингер Н.М. Паровые турбины. М.: Энергоатомиздат, 1993, с.236-243].