Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» На правах рукописи ГАТАУЛЛИНА АЛИНА РУДОЛЬФОВНА ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ЗА СЧЕТ УТИЛИЗАЦИИ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель д-р техн. наук, профессор Байков И.Р. Уфа 2016 2 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………. 5 ГЛАВА 1 ИСТОЧНИКИ И ВИДЫ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ В СИСТЕМЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА. ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ…..……………….……….. 11 1.1 Основы терминологии и классификации вторичных энергетических ресурсов и нетрадиционных и возобновляемых источников энергии……………………………………….………………………. 11 1.2 Использование нетрадиционных и возобновляемых источников энергии и вторичных энергетических ресурсов для повышения энергоэффективности…………………………..……………...….… 15 1.3 Источники и виды вторичных энергетических ресурсов в системе газоснабжения…………………………………….....………….. 17 Выводы по главе 1………………………………………………… 20 ГЛАВА 2 ВТОРИЧНЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ ИЗБЫТОЧНОГО ДАВЛЕНИЯ ТРАНСПОРТИРУЕМОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА.. 21 2.1 Источники вторичных энергетических ресурсов избыточного давления в системе газоснабжения………………………………… 21 2.2 Методика расчета потенциалов вторичных энергетических ресурсов избыточного давления………………………………..….. 27 2.3 Термодинамические основы процесса расширения газа в детандер-генераторных агрегатах………………………………….….… 2.4 Подогрев газа в схемах с детандер-генераторными агрегатами…. 31 40 2.5 Оценка потенциала вторичных энергетических ресурсов избыточного давления транспортируемого газа…………………... 45 Выводы по главе 2………………………………………………… 57 ГЛАВА 3 ТЕПЛОВЫЕ ВТОРИЧНЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ В СИСТЕМЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ……………………………..……. 58 3 3.1 Источники тепловых вторичных энергетических ресурсов в системе газоснабжения и основные направления их использования…………………………………………………………………….. 58 3.2 Тепловые вторичные энергетические ресурсы газотурбинных установок…………………………………………………………… 61 3.3 Оценка экономии топливного газа при использовании тепловых вторичных энергетических ресурсов газотурбинных установок для выработки тепловой энергии…………….………………….. 94 3.4 Тепловые вторичные энергетические ресурсы нагнетателей природного газа………………………………………………………... 103 3.5 Оценка экономии электроэнергии при утилизации тепловых вторичных энергетических ресурсов нагнетателей природного газа. 113 3.6 Сопоставление потенциалов тепловых вторичных энергетических ресурсов газотурбинных установок и нагнетателей природного газа………………………………………………………….…. 117 3.7 Сопоставление потенциалов вторичных энергетических ресурсов ЕСГ………………………………………………………………….. 121 Выводы по главе 3………………………………………………… 122 ГЛАВА 4 КОМПЛЕКСНАЯ СХЕМА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ НА КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ ………………………………….…………………….…. 124 4.1 Энерготехнологический комплекс на базе детандер- генераторного агрегата на компрессорной станции………………. 124 4.2 Исследование критериев изменения рабочих параметров газопровода 126 4.3 Расчет схемы энерготехнологического комплекса на базе детандер-генераторного агрегата…………………………….…………... 4.4 Экономическая эффективность энерготехнологического комплекса на базе детандер-генераторного агрегата на компрессор- 132 4 ной станции……...............…………………………………………. 143 Выводы по главе 4………………………………………………… 146 ГЛАВА 5 Схемы использования детандер-генераторных агрегатов на газораспределительных станциях с различными системами подогрева газа…………………………………………………..……………. 147 5.1 Определение температуры на выходе из детандер-генераторного агрегата.....…………..…………………………..……………………. 147 5.2 Схема №1 «Схема использования детандер-генераторных агрегатов на газораспределительных станциях с подогревом газа обратной сетевой водой ТЭЦ».……………………..…………………. 150 5.3 Схема №2 «Схема использования детандер-генераторных агрегатов на газораспределительных станциях с подогревом газа оборотной водой ТЭЦ»…………………………………………………. 151 5.4 Схема № 3 «Схема использования детандер-генераторных агрегатов на газораспределительных станциях с получением электроэнергии и холода»……………………………………………….… 154 5.5 Анализ предлагаемых схем подогрева газа при утилизации избыточного давления транспортируемого газа на газораспределительных станциях в детандер-генераторных агрегатах……….… 156 Выводы по главе 5………………………………………………… 164 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ………………………..……… 165 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ……………………………… 166 ПРИЛОЖЕНИЕ 1…………………………………………………………………. 180 5 ВВЕДЕНИЕ Актуальность работы По данным British Petroleum [116] мировое потребление первичной энергии в 2014 году увеличилось на 0,9 %, что заметно ниже по сравнению с 2013 г. (+ 2,0 %) и значительно ниже 10-летнего среднего увеличения на 2,1 %. Доля мирового производства электроэнергии с использованием возобновляемых источников энергии составила в 2014 г. 6 %, а использование возобновляемых источников энергии для производства электроэнергии и в сфере транспорта в 2014 г. достигло 3 % мирового потребления энергии. Использование энергии ветра возросло на 10,2 %, солнечной энергии – на 38,2 %, производства биотоплива – на 7,4 %. Китай показал самый большой прирост возобновляемых источников энергии в производстве электроэнергии (+15,1 %). Россия занимает 3 место по объему потребления энергоресурсов после США и Китая. Основными источниками энергии являются углеводороды, крупная гидроэнергетика и ядерная энергетика. Доля потребления газа в России составляет 55% от потребления первичной энергии. Потребление газа в России равно суммарному потреблению Германии, Франции, Италии, Японии, Китая и Индии. Россия ежегодно сжигает и перерабатывает 420 млрд кубометров газа. В последнее время в РФ происходит все большее вовлечение в топливный баланс нетрадиционных и возобновляемых источников энергии (НВИЭ), несмотря на их низкие потенциалы, проблемы с аккумуляцией. Внедряются НВИЭ даже в тех регионах, где они не в принципе не могут окупиться за нормативный срок службы. Для обоснования внедрения НВИЭ был принят ряд законодательных документов об энергосбережении [50, 85, 101] и приняты обязательства в рамках Киотского протокола, в соответствии с которыми необходимо произвести сокращение выбросов парниковых газов к 2020 г. на 40 % по сравнению с базовым 1990 г. Кроме того, на климатической конференции ООН в Париже в декабре 2015 г. было принято соглашение, определяющее рамки многостороннего сотрудничества в связи с изменением климата на период после 2020 года, получившее название 6 «Парижское соглашение». Все стороны Соглашения, в том числе РФ, должны определить и представить определенные на национальном уровне вклады по сокращению выбросов парниковых газов. Основным источником поступления в атмосферу парниковых газов является традиционная энергетика. Замещение части традиционной энергетики возможно не только нетрадиционными и возобновляемыми источниками энергии, но и более полным использованием вторичных энергетических ресурсов: тепловых, горючих, избыточного давления. Но в настоящее время внедрению технологий использования ВЭР не уделяется должного внимания. В связи с этим возникает вопрос об уровне эффективности инвестиций, направляемых на развитие внедрения НВИЭ или в технологии утилизации ВЭР. Мировой экономикой за 2013 г. было инвестировано более 1600 млрд долларов, чтобы обеспечить энергией потребителей, что в два раза больше по отношению к 2000 году. 130 млрд долларов вложены в повышение энергоэффективности. Объем инвестиций в использование возобновляемых источников энергии составил 60 млрд долларов в 2000 году, достиг максимума в 300 млрд долларов в 2011 году, и составил 250 млрд долларов в 2013 году [127]. При таких объемах материальных затрат необходимо определить целесообразность использования именно НВИЭ как альтернативу традиционной энергетике в РФ при наличии огромных ресурсов энергосбережения в газовой промышленности и одного из ее самых энергоемких направлений – магистральном транспорте газа. На долю газотранспортной системы приходится около 85% основных производственных фондов ПАО «Газпром», на нужды транспорта расходуется около 70% от общего потребления газа ПАО «Газпром», а потенциал энергосбережения при транспортировке газа оценивается ПАО «Газпром» величиной порядка 85% от общей экономии топливно-энергетических ресурсов в отрасли [47]. Газовая промышленность РФ по потреблению топлива находится на втором месте следом за электроэнергетикой. 7 Одно из направлений развития газовой промышленности в соответствии с «Энергетической стратегией России на период до 2030 г.» [50] является развитие единой системы газоснабжения (ЕСГ) и ее расширение на восток РФ причем энергосбережение и энергоэффективность являются одними из важнейших направлений. Одна из крупных в мире систем транспорта газа – это ЕСГ РФ. В состав ЕСГ входят объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа и она обеспечивает непрерывный цикл поставки от месторождений до конечного потребителя. Мощным потенциалом энергосбережения обладают мероприятия с использованием вторичных энергетических ресурсов (ВЭР). Мероприятия, связанные с использованием ВЭР, не влияют на объемы топливо – и энергопотребления, но обеспечивают долю потребности в топливе и энергии, сокращая их поступление от первичных источников энергоресурсов. Для наиболее полного выявления и эффективного использования вторичных энергоресурсов на каждом действующем предприятии должен быть обеспечен учет всех образующихся ВЭР и возможных направлений их использования и способов утилизации. Этот учет производится при паспортизации объектов ПАО «Газпром». Энергетический паспорт, составленный по результатам обязательного для объектов газотранспортной системы энергетического обследования должен содержать информацию об объеме используемых энергетических ресурсов и о его изменении, о потенциале энергосбережения и о показателях энергетической эффективности [101]. Таким образом, актуальной задачей на сегодня является определение альтернативных приоритетов традиционной энергетике: либо использование НВИЭ, либо использование ВЭР существующих энергоемких отраслей производства. Для этого необходимо произвести оценку потенциалов ВЭР в газотранспортной системе, как одной из самых энергоемких производств, и определить наиболее эффективные и рациональные направления их использования. 8 Целью работы является теоретическое обоснование и определение приоритетов во внедрении энергосберегающих технологий с использованием ВЭР в газотранспортной системе и выявление резервов экономии энергоресурсов. Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи: 1 Обобщить методики расчета и оценки потенциалов основных видов ВЭР в системе газоснабжения и разработать расширенную форму энергетического паспорта для более полной оценки потенциалов энергосбережения в ЕСГ. 2 По предложенным методикам определить потенциалы ВЭР в ЕСГ и способы их утилизации. 3 Установить наиболее рациональные схемы использования ДГА на 4 Разработать эффективное техническое решение по преобразованию ГРС. энергии избыточного давления газа в электрическую мощность с использованием ДГА. Научная новизна: 1 Доказано, что использование выражений для идеального газа при оп- ределении работы ДГА приводит к погрешности в расчетах. Относительная погрешность расчета удельной технической работы ДГА при перепаде давлений с 7,5 до 1,2 МПа достигает 28%, с 4 до 1,2 МПа – 11%, с 1,2 до 0,6 МПа – 4%, с 1,2 до 0,3 МПа – 15% в интервале температур газа на входе от минус 10°С до 160°С. 2 С использованием метода асимптотических координат получена ана- литическая зависимость для определения удельной фактической технической работы ДГА с учетом перепада давлений и температуры перед ДГА. 3 Теоретически обоснована возможность преобразования энергии избы- точного давления топливного газа ГТУ в электрическую мощность для автономного электроснабжения компрессорной станции с использованием потока холодного газа после ДГА для охлаждения части транспортируемого газа после компримирования. Практическая ценность работы. Полученные результаты исследований используются в учебном процессе и включены в программу дисциплин «Энерго- 9 сбережение в теплоэнергетике и технологиях», «Тепломассообменное оборудование предприятий» при подготовке бакалавров по направлению «Промышленная теплоэнергетика» ФГБОУ ВО УГНТУ. Схемы использования детандер-генераторных агрегатов в системе газоснабжения используются ООО «Ростнефтехим» при проведении техникоэкономических обоснований утилизации вторичных энергетических ресурсов на КС и ГРС. Методы исследований. При выполнении диссертационной работы использовались общенаучные теоретические и расчетные методы исследования (метод асимптотических координат, статистические методы исследования). Использованы основные методы термодинамического анализа и фактические эксплуатационные характеристики оборудования. Защищаемые положения: результаты оценок потенциалов ВЭР в системе газоснабжения; зависимости потенциалов ВЭР избыточного давления от параметров работы станции понижения давления; схемы использования ДГА. Апробация результатов работы. Основные положения и результаты диссертационной работы были представлены на 61, 62 -й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, г. Уфа, 2010, 2011 гг.; II, III, IV Международных научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Водоснабжение, водоотведение и системы защиты окружающей среды», г. Уфа, 2011 - 2013 гг.; Международной молодежной конференции «Энергетическое обследование как первый этап реализации концепции энергосбережения», г. Томск, 2012 г.; XVIII, XX Всероссийской научнотехнических конференциях «Энергетика: Эффективность, надежность, безопасность», г. Томск, 2012, 2014 гг.; XVIII, XIX Международных научно-технических конференциях «Проблемы строительного комплекса России», г. Уфа, 2014, 2015 гг.; IX, X Международных учебно-научно-практических конференциях «Трубопроводный транспорт», г. Уфа, 2013, 2015 гг.; Международном конкурсе научных работ по приоритетным направлениям развития науки, технологий и техники в Российской Федерации, г. Москва, 2012 г.; конкурсе научных работ в области 10 возобновляемых источников энергии и энергоэффективности для молодых ученых «Стипендия Bellona» в 2013/2014 учебном году, г. Санкт-Петербург, 2014 г.; X научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Уфа» на тему «Совершенствование и повышение качества инженерно-технического производства в газотранспортной системе», г. Уфа, 2014 г. Публикации. Основной материал диссертации изложен в 18 публикациях, в том числе в 4 статьях в рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ. Структура и объем работы. Диссертация изложена на 184 страницах машинописного текста; состоит из введения, 5 глав, выводов, списка литературы и приложений, включает 37 таблиц, 71 рисунок, 1 приложение, библиографический список из 127 наименований. 11 ГЛАВА 1 ИСТОЧНИКИ И ВИДЫ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ В СИСТЕМЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА. ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ. 1.1 Основы терминологии и классификации вторичных энергетических ресурсов и нетрадиционных и возобновляемых источников энергии Согласно закону «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности…» под вторичными энергетическими ресурсами понимают энергетический ресурс, полученный в виде отходов производства и потребления или побочных продуктов в результате осуществления технологического процесса или использования оборудования, функциональное назначение которого не связано с производством соответствующего вида энергетического ресурса [101]. Вторичные энергетические ресурсы классифицируют по трем видам: горючие, тепловые и избыточного давления (таблица 1.1) [24 , 34]. Таблица 1.1 – Классификация ВЭР Вид ВЭР Горючие Продукты ВЭР Твердые, жидкие, газообразные отходы Энергетический потенциал Низшая теплота сгорания Отходящие газы, охлаждающая вода, Тепловые отходы производств, промежуточные продукты, готовая продукция, Энтальпия отработанный и попутный пар Избыточного давления Газы с избыточным давлением, Работа изоэнтропного рас- Пар низкого давления ширения При анализе наличия и использования ВЭР используют следующие термины и понятия [35, 46]: выход ВЭР, выработка за счет ВЭР, фактическое использо- 12 вание ВЭР, планируемое использование ВЭР, коэффициент использования выработки энергии за счет ВЭР, фактическая (планируемая) экономия топлива за счет ВЭР, возможная экономия топлива за счет ВЭР. Различают четыре вида выработки за счет ВЭР [35]: возможную, т.е. максимальное количество энергии, которое можно получить при работе установки; экономически целесообразную, т. е. выработку с учетом экономических факторов; планируемую – энергия, которую предполагается получить за заданный промежуток времени при вводе утилизационных установок или модернизации имеющихся, и фактическую – энергия, полученная за заданный промежуток времени. В соответствии с [31] возобновляемые источники энергии (ВИЭ) - источники энергии, образующиеся на основе постоянно существующих или периодически возникающих процессов в природе, а также жизненном цикле растительного и животного мира и жизнедеятельности человеческого общества. Невозобновляемые источники энергии - природные запасы вещества и материалов, которые могут быть использованы для производства энергии. Альтернативные источники энергии - возобновляемые и невозобновляемые источники, использование энергии которых на современном этапе развития энергетики приобретает хозяйственную значимость. Применительно к потенциалу нетрадиционных и возобновляемых источников энергии различают три понятия [31]: валовый потенциал – средний годовой объем энергии, содержащийся в данном виде возобновляемого источника при полном ее превращении в полезно используемую энергию; технический потенциал – часть валового потенциала, преобразование которой в полезно используемую энергию возможно при данном уровне развития технических средств, при соблюдении требований по охране окружающей среды; экономический потенциал – величина энергии, получение которой из данного вида ресурса экономически целесообразна. Российская Федерация располагает огромными потенциалами ВЭР и НВИЭ. В связи с определенными техническими и экономическими сложностями их ис - 13 пользования необходимо определить приоритетные направления в этих областях. Целесообразно для оценки и сопоставления количества энергии, содержащейся во вторичных и нетрадиционных и возобновляемых источниках энергии ввести единую терминологию. Проведем аналогию между понятиями выработки за счет ВЭР и потенциалом НВИЭ, представленную на рисунке 1.1. В дальнейшем будем оперировать понятием потенциала ВЭР. Рисунок 1.1 – Аналогия понятий выработки за счет ВЭР с потенциалом НВИЭ Схема использования энергетических ресурсов и распределение энергетических потоков при утилизации ВЭР показана на рисунке 1.2. 14 Рисунок 1.2 - Схема использования энергоресурсов при утилизации ВЭР 15 1.2 Использование нетрадиционных и возобновляемых источников энергии и вторичных энергетических ресурсов для повышения энергоэффективности Широкое внедрение НВИЭ и ВЭР как основного инструмента энергосбережения связано главным образом с иссякаемыми запасами первичных природных углеводородных ресурсов, а также с повышенным потреблением промышленностью природных ресурсов. Оценки оставшихся мировых не возобновляемых энергоресурсов разнятся, тогда, как оставшиеся ископаемые энергоресурсы оцениваются в 0,4∙1024 Дж, а доступные ядерные энергоресурсы, такие как уран, превышают 2,5 ∙1024 Дж. Ископаемые энергоресурсы можно оценить в 0,6-3,0 ∙1024 Дж, если включить в оценку запасы гидратов метана, при условии, что они технически доступны. Поток солнечной энергии на Землю составляет 3,8 ∙1024 Дж/год, что превышает запасы всех не возобновляемых энергоресурсов. Внедрение нетрадиционной энергетики и использование НВИЭ и альтернативных видов топлива требует тщательной проработки, оценки наличия этих источников и стоимости внедрения. Основными проблемами при использовании НВИЭ являются их низкая концентрация, неравномерность территориального и временного распределения, сложность технического использования. В работах [52, 100] оцениваются валовые и технические потенциалы ВИЭ на примере Республики Башкортостан, стоимость энергии при использовании различных видов ВИЭ и проблемы, связанные с их использованием. Так, наибольшим валовым потенциалом по тепловой и электрической энергии обладает гелиоэнергетика (617,14 млрд ГДж/год), затем ветроэнергетика (23,26 млрд ГДж/год) и твердое биотопливо и гидроэнергетика (0,101 и 0,067 млрд ГДж/год). Распределение технического потенциала данных ВИЭ имеет отличную картину: гелиоэнергетика занимает первое место по производству электрической и тепловой энергии, далее наибольшим техническим потенциалом об- 16 ладает гидроэнергетика и ветроэнергетика для выработки электрической энергии (таблица 1.2). Таблица 1.2 - Расчётные валовые и технические потенциалы ВИЭ на примере Республики Башкортостан, возможные доли технического потенциала по отношению к потреблению электрической или тепловой энергии в регионе в 2012 году [52] Доля технического поВид ВИЭ Валовой потенциал, млрд. ГДж/год Технический потен- тенциала в топливно - циал, млн ГДж/год энергетическом балансе РБ По электрической энергии Гелиоэнергетика 617,14 177,6 1,95 Ветроэнергетика 23,26 21 0,23 Гидроэнергетика 0,067 42 0,46 Гелиоэнергетика 617,14 2759,2 12,50 Твёрдое биотопливо 0,101 13 0,06 Биогаз 0,022 6,3 0,03 По тепловой энергии При оценке стоимости получаемой энергии (таблица 1.3) видим, что конкурировать с текущими тарифами на тепловую и электрическую энергию могут гидроэнергетика и твердое биотопливо. Несмотря на огромные потенциалы ВИЭ использование ВЭР имеет более привлекательные перспективы. Выход ВЭР предсказуем на основании технических характеристик и данных эксплуатации установок – источников ВЭР, капитальные затраты на установки по утилизации ВЭР значительно ниже и себестоимость энергоресурсов получаемых в этих установках ниже установленных тарифов. Например, себестоимость электроэнергии, вырабатываемой в детандер – ге- 17 нераторных агрегатах составляет 0,5-2,5 руб./кВт∙ч, а стоимость тепловой энергии при утилизации тепловых ВЭР ГТУ 30-100 руб. Гкал. Таблица 1.3 - Расчётная стоимость энергии при использовании различных видов ВИЭ [52] Вид ВИЭ Гелиоэнергетика Ветроэнергетика Вид установки для преобразования Расчётная стоимость единицы элек- энергии трической или тепловой энергии Солнечные коллекторы Фотоэлектропреобразователи Горизонтальные и вертикальные ветроэлектростанции Гидроэнергетика Малые и микрогидроэлектростанции Твёрдое биотоп- Твердотопливные котельные ливо агрегаты 2000–3000руб./Гкал 9–13руб./(кВт∙ч) 8,5–17,5руб./(кВт∙ч) 0,6–1,5руб./(кВт∙ч) 1100–1450руб./Гкал Россия занимает третье место по объему потребления энергоресурсов после США и Китая. Доля потребления газа в России составляет 55% от потребления первичной энергии. В связи с этим использование ресурсов энергосбережения в виде потенциала ВЭР, которые сосредоточены в газовой промышленности и одного из ее самых энергоемких направлений – магистральном транспорте газа представляется более целесообразным и перспективным направлением на сегодняшний день. 1.3 Источники и виды вторичных энергетических ресурсов в системе газоснабжения Огромные ресурсы энергосбережения имеются в газовой промышленности. Одним из самых энергоемких направлений в газовой промышленности является магистральный транспорт газа. 18 На долю газотранспортной системы приходится около 85% основных производственных фондов ПАО «Газпром», на нужды транспорта расходуется около 70% от общего потребления газа ПАО «Газпром», а потенциал энергосбережения при транспортировке газа оценивается ПАО «Газпром» величиной порядка 85% от общей экономии топливно-энергетических ресурсов в отрасли [47]. В работе выделены основные виды ВЭР на магистральных газопроводах и возможные направления их использования. Результаты представлены на рисунке 1.3. Различают четыре основных направления использования ВЭР [46]: - горючее - непосредственное использование горючих ВЭР в качестве топлива в энергогенерирующих или топливоиспользующих установках; - тепловое - использование энергоносителей, вырабатываемых за счет ВЭР в утилизационных установках или получаемых непосредственно как ВЭР, для обеспечения потребности в теплоэнергии; - силовое - использование ВЭР избыточного давления с преобразованием энергоносителя для получения электроэнергии в газовых или паровых турбоагрегатах или использование их для привода отдельных агрегатов и установок; - комбинированное - преобразование потенциала ВЭР для выработки электро - и теплоэнергии в утилизационных установках, работающих по теплофикационному циклу. Выход и использование ВЭР рассчитывают либо в единицу времени работы агрегата, либо в удельных показателях на единицу продукции ВЭР [43,46]. 19 ВЭР Виды ВЭР Горючие (топливные) Силовые (ВЭР избыточного давления) Тепловые Источники образования ВЭР Нагнетатели природного газа ГТУ Направления утилизации ВЭР Топливное Тепловое Тепловое Тепличное хозяйство Выработка холода Выработка теплоэнергии Комбинированное Выработка теплоэнергии Выработка Электроэнергии Использование энергетических ресурсов Совершенствование цикла ГТУ Регенерация Подогрев топливного газа Использование материальных ресурсов Углекислотная подкормка растений CO2 (инертные газы для хранения) Тепловое Системы охлаждения газа, смазочного масла, нагретые поверхности и т.п. ГРС, ГРП Тепловое Блоки редуцирования пускового и топливного газа Электроэнергетическое Выработка холода Выработка электроэнергии Выработка теплоэнергии Выработка теплоэнергии Вентиляция и кондиционирование Отопление и ГВС Отопление и ГВС Подогрев нефти Вентиляция и кондиционирование Подогрев нефти Рисунок 1.3 – Основные виды ВЭР на магистральных газопроводах и направления их утилизации Выработка холода 20 При определении потенциала ВЭР необходимо учитывать их параметры, возможные направления и методы утилизации, технико-экономические показатели утилизационного оборудования, а также перспективность и целесообразность использования ВЭР для выработки определенного вида энергии. Способы утилизации вторичных энергоресурсов зависят от рода деятельности предприятия, его структуры, режима работы и энергопотребления, от вида и характеристик располагаемых ВЭР и должны выбираться на основании топливноэнергетического баланса для обеспечения максимальной энергоэффективности [9]. Направления использования ВЭР показаны на рисунке 1.3. Как отмечалось рядом авторов [75], необходимо создание серьезной законодательной базы, которая предусматривает поощрения за сокращение потребления ТЭР и вовлечение в топливно-энергетический баланс ВЭР и НВИЭ. Выводы по главе 1 1. По количеству потребляемого топлива газовая промышленность Рос- сии занимает второе место после электроэнергетики. В связи с этим использование ресурсов энергосбережения в виде потенциала ВЭР целесообразное и перспективное направление на сегодняшний день. 2. Для корректной оценки и сопоставления потенциалов энергосбереже- ния проведена аналогия между понятиями ВЭР и НВИЭ. Существует необходимость в выделении основных видов ВЭР в ЕСГ и создании единой формы по отражению потенциалов ВЭР и НВИЭ при паспортизации объектов газотранспортной системы. 3. Использование ВЭР имеет более привлекательные перспективы по сравнению с НВИЭ, т.к. выход ВЭР более предсказуем, капитальные затраты на установки по утилизации значительно ниже и себестоимость получаемых энергоресурсов в этих установках ниже установленных тарифов. 21 ГЛАВА 2 ВТОРИЧНЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ ИЗБЫТОЧНОГО ДАВЛЕНИЯ ТРАНСПОРТИРУЕМОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА 2.1 Источники вторичных энергетических ресурсов избыточного давления в системе газоснабжения Понижение давления природного газа в газораспределительной сети может производиться в несколько ступеней в зависимости от требуемого давления потребителю. По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы подразделяются на газопроводы высокого давления I и II категорий, среднего давления и низкого давления в соответствии с таблицей 2.1 [91]. Таблица 2.1 – Классификация газопроводов по давлению [91] Классификация газопроводов Вид транспортируе- Рабочее давление в газопропо давлению мого газа воде, МПа Природный Св. 0,6 до 1,2 включительно СУГ Св. 0,6 до 1,6 включительно Природный и СУГ Св. 0,3 до 0,6 включительно Среднего То же Св. 0,005 до 0,3 включительно Низкого » До 0,005 включительно Высокого I категории II категории Давление газа перед крупными ГРС может составлять от 3,0 до 4,5 МПа, а после ГРС – 1,2 или 0,6 МПа [7]. Газ на ГРС иГРП поступает с температурой не менее -10 °С (на пучинистых грунтах не менее 0 °С), зависисещей от периода года [58]. 22 На традиционных ГРС и ГРП применяют дросселирование. Первый закон термодинамики для горизонтального потока (при отсутствии трения и при наличии его) имеет следующий вид: (2.1) Процесс дросселирования является адиабатным и не сопровождается совершением технической работы, поэтому уравнение первого закона термодинамики принимает вид: (2.2) Изменением скорости потока можно пренебречь, и получим, что при дросселировании потока газа на станциях понижения давления энтальпия газа остается неизменной, а энергия избыточного давления потока теряется. С учетом объемов газа, распределяемых по стране ГРС и ГРП, в системе газоснабжения имеется огромный потенциал вторичных энергоресурсов в виде энергии избыточного давления газа [16]. Утилизация ВЭР избыточного давления газа производится в турбодетандерах. Для обоснования возможности их использования необходимо изучить рынок предлагаемого оборудования и сопоставить с диапазоном изменения параметров поставляемого газа. Анализ рынка готового оборудования для утилизации энергии избыточного давления газа показывает, что при подборе станции понижения давления для их оснащения дополнительным оборудованием необходимо особое внимание уделять производительности и перепаду давления, т.е. нужно учитывать технический потенциал ВЭР [19]. Наибольший потенциал ВЭР с равномерным выходом возможно получить на станциях со значительной величиной расхода газа при незначительном его се- 23 зонном колебании и с достаточно большим перепадом давления [19]. Такое наблюдается, когда производительность ГРС определяется не отопительной, а какой-либо технологической нагрузкой, например ТЭЦ – для совместной выработки тепловой и электрической энергии, или завод, потребляющий большое количество газа для непрерывных технологических нужд [19]. Особое преимущество имеют ГРС, находящиеся в непосредственной близости к компрессорной станции, так как в этом случае имеется другой источник ВЭР – тепловая энергия, получаемая в котлах-утилизаторах газоперекачивающих агрегатов, необходимая для подогрева охлажденного газа [17, 28]. При использовании электроэнергии, вырабатываемой на автономных источниках, всегда возникают проблемы синхронизации с существующими электросетями. Эти проблемы являются иногда неразрешимыми из-за дорогостоящего оборудования для синхронизации или нежелания монополистов – поставщиков электроэнергии – вмешательства в собственные сети. Поэтому при выработке электроэнергии автономными источниками желательно иметь таких же автономных потребителей. Исходя из этого двухцелевая установка, производящая электроэнергию и холод, а также потребляющая выработанную электроэнергию при использовании холода, должна быть самой экономичной системой утилизации энергии избыточного давления природного газа [17, 19]. При одноступенчатом изменении давления температура на выходе может достигать - 70 …- 100 °С, что является нежелательным явлением. При низких температурах газа в газопроводе существует вероятность охрупчивания металла и образования гидратов, что может привести к образованию застойных зон, обледенению и нарушению нормальной работы оборудования на станции понижения давления. Для предотвращения образования гидратов температура газа должна быть выше точки росы при данном давлении [30]. Температура точки росы зависит от температуры газа, влажности, давления и находится диапазоне от -6 до -13 °С. 24 В настоящее время существуют способы использования потенциала избыточного давления газа в детандер – генераторных агрегатах для производства электроэнергии и холода [1, 3, 51, 114]. На рисунке 2.1 приведена принципиальная схема установки ДГА на базе ГРС [25]. 3 6 4 Природный газ высокого давления Природный газ низкого давления 5 7 8 2 1 В электрическую сеть 1 – детандер, 2 – генератор, 3, 4 – трубопроводы высокого и низкого давления, 5 – теплообменник, 6 – узел редуцирования газа, 7 – теплообменник, 8 – потребитель холода. Рисунок 2.1 – Схема установки ДГА Как видно, детандер включается параллельно дросселирующему устройству, заменяя его. Устройство содержит трубопровод высокого давления 3, трубопровод низкого давления 4, теплообменник подогрева газа 5, установленный по ходу подачи газа в детандер, детандер 1, генератор 2, а также теплообменник 7 для получения холода потребителем 8 [28]. Природный газ из газопровода с высоким давлением подается в теплообменник 5. Нагретый в теплообменнике 5 газ высокого давления подается в детандер 1, где за счет изменения энергии газа совершается работа: воздействуя 25 при расширении на сопловые лопатки турбины, газ заставляет вращаться ее вал. Вал турбины связан с валом электрогенератора 2, чем и образуется детандер - генераторный агрегат (ДГА), в котором производится электроэнергия. После расширения в детандере, газ направляется в трубопровод низкого давления 4. Также возможно использование тепловой энергии различных температурных уровней в теплообменнике 7 [28]. При остановке комплекса нагрузка полностью переходит на традиционную ГРС 6 с редуцирующим клапаном. В иностранных публикациях также встречаются упоминания об использовании ДГА [117,118-120,125,126]. Известные схемы использования ДГА различаются способом подогрева газа, источниками теплоты для подогрева, получаемыми продуктами. Подогрев газа может осуществляться до [4, 60, 61, 69, 70,115,121-124] или после [64, 65, 67, 68] ДГА. В мире на сегодня функционирует более двухсот установок с ДГА [112,113,124]. В зависимости от схемы, при применении ДГА может вырабатываться только электроэнергия [60, 61, 63, 69, 70, 71, 73], либо помимо этого холод [64, 67, 68, 72] и сжиженный природный газ [66]. Существуют комбинированные установки ДГА и ГТУ [61, 62, 63]. В работах [61, 63] ДГА подключается параллельно дроссельному устройству, транспортируемый газ проходит последовательно теплообменник – регенератор, теплообменник – утилизатор и расширяется в ДГА. Мощность, отдаваемая потребителю, складывается из мощности, вырабатываемой ДГА, и мощности, вырабатываемой ГТУ. В схеме [62] газ перед ДГА подогревается в теплообменнике. Мощность, отпускаемая потребителю, складывается из мощности авиадвигателя и мощности ДГА. Выбор конкретной схемы включения ДГА индивидуален и зависит от условий работы ГРС и ГРП. Для применения в схемах утилизации избыточного давления газа могут использоваться поршневые, ротационные, винтовые и турбинные типы детандеров. 26 Наиболее целесообразными для применения являются турбинные турбодетандеры, т. к. могут работать при больших расходах газа и перепадах давлений. В настоящее время турбодетандеры производятся многими зарубежными и отечественными производителями. Фирма АББ производит турбодетандер в едином герметичном кожухе с центростремительной турбиной и индукционном генератором на общем валу. Агрегат позволяет работать на широком диапазоне расхода газа и перепадах давления за счет направляющих аппаратов с поворотными лопастями и регуляторов скоростей перед каждым рабочим колесом турбины. Радиальные колеса турбины могут устанавливаться последовательно либо параллельно. Генератор и турбина находятся на одном валу в едином герметичном корпусе, заполненным метаном, что исключает образование взрывоопасных смесей с воздухом. Система Кипа позволяет производить автоматический пуск, контроль, защиту и удаленное управление установкой. Агрегаты фирмы АББ используются в Бельгии, Чехии, Венгрии, Словакии. Еще одна зарубежная корпорация Ротофлоу (Лос-Анджелес, США) в 1963 г. выпустила турбодетандер, который изготавливается в США «Дженерал Электрик» и в Европе фирмой Атлас Копко с 1975 года для различных отраслей промышленности. В отличие от турбодетандера с электронным конвектором частоты фирмы АББ данный агрегат оснащен механическим редуктором, что делает его более дешевым. Немецкая компания RMG выпускает турбодетандеры с турбинным колесом под заданные давление и расход газа мощностью 160-550 кВт. Технология магнитных подшипников обеспечивает долгий срок службы с износостойким вращением ротора, кроме того имеются аварийные шариковые подшипники. В состав установки входят синусоидальные фильтры, сглаживающие дроссели для повышения качества электроэнергии подаваемой в сеть. В 1986 году в СССР ВНПО «Союзтурбогаз» был спроектирован первый турбодетандер УТДУ-2500, который в 1991 г установлен на ГРС №7 в г. Днепропетровск и используется до настоящего времени. В дальнейшем объединение бы- 27 ло переименовано в ОАО «Турбогаз» (Украина). С 1991 г. по 2009 г. были внедрены установки на территории Украины: ГРС №7, 2,5 МВт; ГРС «Солоха», ГПУ «Полтавагаздобыча», 2,5 МВт; ГРС в г. Одесса, Запорожье, Северодонецк по 4 МВт и Беларуси: ТЭЦ-4, г. Минск, 5 МВт; ГРП №2, г. Новолукомль, 2,5 МВт; РУП «Гомельэнерго», 4 МВт. Отечественная компания ООО «Криокор» изготовила турбодетандер аналогичный фирме Ротофлоу мощностью 5 МВт, который имеет ряд недостатков присущие также установкам ОАО «Турбогаз». Установка более громоздкая, экономичность работы на частичных нагрузках снижается и более сложная конструкция за счет водяной системы охлаждения электрогенератора и маслосистемы. НТЦ «МТТ» (Россия) создал компактный агрегат МДГ-20, адаптированный для использования на ГРС в качестве автономного источника электроснабжения. В турбодетандере используется новый класс малорасходной, высокоэкономичной осевой турбины. Максимальная мощность установки 20 кВт. 2.2 Методика расчета потенциалов вторичных энергетических ресурсов избыточного давления Энергетический потенциал энергоносителя ВЭР избыточного давления определяется работой изоэнтропного расширения l [7]. Для случая адиабатного расширения 1 кг газа удельная работа составит [7, 45]: k 1 p2 k k l p1 v1 1 p1 k 1 или (2.3) 28 l z ср k 1 p2 k k R T1 1 p1 k 1 (2.4) где k – показатель адиабаты; р1 ,Т1, v1 – давление, Па, температура, К, удельный объем, м3/кг, газа соответственно в состоянии 1 - на входе [7]; р2 – давление газа в состоянии 2 - на выходе, Па [7]; z ср - коэффициент сжимаемости [7]; R – удельная газовая постоянная, Дж/(кг·К) [7]; Удельный общий выход ВЭР избыточного давления в случае его полезного использования для получения электрической энергии в расширительных турбинах, определяется мощностью N, Вт, т.е. количеством работы, снимаемой с вала генератора в единицу времени [7]: N G l η η , 0i эм (2.5) где G – расход газа, кг/с [7]; l – удельная работа расширения газа в турбине, кДж/кг [7]; η0i – внутренний относительный кпд детандера [7]; ηэм – электромеханический кпд генератора. По значению полученной мощности производится оценка общего объема выхода ВЭР [7] и соответственно его потенциала - получаемой электроэнергии, кВт·ч: Э где N – мощность, Вт; N m , 10 3 (2.6) 29 m – Рассматриваемый период времени. Если давление на входе в ГРС превышает давление на выходе более чем в 4,5 раза, то применяют схемы со ступенчатым срабатыванием давления [19, 57]. Оптимальное давление промежуточного подогрева [2] составляет: k Tпр 2k 1 опт р пр p1 p 2 T 1 (2.7) где р1– давление перед турбиной; р2 – давление после турбины; Т1 – температура перед 1 ступенью; Т пр – температура перед 2 ступенью. опт Если Т1 = Тпр, тогда оптимальное давление промподогрева рпр p1 p 2 Предложенные выше алгоритмы расчета использованы далее для анализа. Фактический технический потенциал ВЭР избыточного давления газа, отпускаемого потребителям через традиционные ГРС, равен нулю. Избыточное давление стравливается в дроссельных устройствах до давления в распределительной сети и потенциал ВЭР просто теряется [7]. В таблице 2.2 выделены потенциалы ВЭР избыточного давления транспортируемого природного газа через ГРС потребителям и представлены основы их определения. 30 Таблица 2.2 - Потенциалы ВЭР избыточного давления транспортируемого природного газа через ГРС потребителям [7] Потенциал ВЭР избыточного давления Методика определения Значение Определяется технической работой адиабатного расширения 1 кг газа l, Дж/кг Энергетический потенциал энергоносителя k 1 p2 k k l z ср R T1 1 p1 k 1 l, Дж/кг Определяется мощностью N, Вт, т.е. количеством работы, снимаемой с вала генераУдельный валовый тора в единицу времени [7] N,Вт N G l т Определяется выработкой электроэнергии Валовый за определенный промежуток времени в случае полного срабатывания избыточного Э, кВт·ч давления газа в расширительных машинах В общем случае эквивалентен валовому (в Планируемый техниче- частности зависит от рабочих параметров ский эксплуатации ГРС и возможности реализа- Эпл, кВт·ч ции проектных параметров работы ДГА) Для традиционных На традиционных ГРС избыточное давление Фактический техниче- стравливается в дроссельных устройствах ский до давления в распределительной сети и потенциал ВЭР теряется [7] ГРС равен 0. В случае полезного использования ВЭР определяется по отчетным данным предприятия. Определяется главным образом наличием Экономический потребителей вырабатываемой электроэнергии Ээк, кВт·ч 31 2.3 Термодинамические основы процесса расширения газа в детандергенераторных агрегатах 2.3.1 Сопоставление процесса дросселирования с детандированием газа в ДГА Основной характеристикой изоэнтальпийного процесса дросселирования является дифференциальный дроссель-эффект или эффект Джоуля-Томсона [38]: T I p I (2.8) Изменение энтальпии реального газа в процессе изотермического расширения характеризует изотермический дроссель-эффект: I T p T (2.9) Из связи между частными производными энтальпии как функции состояния I p T 1, p T T I I p (2.10) Определяется изотермический дроссель-эффект: T с p I где ср – изобарная теплоемкость газа; αI – адиабатный дроссель-эффект. (2.11) 32 Из уравнения энтальпии dI Tds dp (2.12) используя дифференциальное термодинамическое соотношение S T p p T (2.13) Получается выражение для изотермического дроссель-эффекта: T I S T T 1 T p T p p T p T (2.14) С учетом дифференциальной характеристики коэффициента объемного расширения газа vT T T p (2.15) Формула для расчета изотермического дроссель-эффекта: T 1 vT (2.16) Для адиабатного дроссель-эффекта: I cp vT 1 (2.17) 33 При понижении давления на значительную величину определяется интегральный дроссель-эффект: 1 Tдр T1 T2 I dp (2.18) 2 Для изоэнтропийного процесса можно найти дифференциальную характеристику, аналогичную дифференциальному температурному эффекту процесса дросселирования [38]: T s p s (2.19) Из выражения для полного дифференциала функции I=I (p,T) для процесса S=const: I I I T p s p T T p p s (2.20) Из дифференциального уравнения энтальпии (2.12) при S=const получаем значение удельного объема: I p s (2.21) 34 Совместное решение уравнения (2.20) и (2.21) дает значение изоэнтропийного дроссель-эффекта: s T сp (2.22) С учетом уравнения (2.17) можно выразить его значение в виде: s сp I (2.23) Из полученного выражения следует, что изоэнтропийный дифференциальный, а значит, и интегральный, эффект понижения температуры αs всегда больше адиабатного эффекта дросселирования αI, так как υ и сp величины положительные. В действительности в детандере получается меньший температурный потенциал. Действительный процесс расширения газа в детандере протекает с трением и сопровождается увеличением энтропии. Отклонение действительного процесса расширения от изоэнтропного по температурному эффекту можно оценить с помощью изоэнтропийного температурного кпд: sT T Ts (2.24) где ∆T и ∆Ts – понижение температуры газа в действительном и изоэнтропном процессах расширения газа в детандере соответственно. 35 Для характеристики эффективности расширительных машин используется изоэнтропийный кпд: I д , I s (2.25) Tд z0 . Ts z1 (2.26) s или s Таким образом, доказано, что снижение температуры в процессе изоэнтропийного расширения газа в детандере будет существеннее, чем в изоэнтальпийном процессе дросселирования. Действительный процесс расширения газа в детандере протекает с трением и сопровождается увеличением энтропии, поэтому снижение температуры газа в действительном процессе расширения газа в детандере будет меньше, чем в изоэнтропийном. Отклонение действительного процесса расширения от изоэнтропного по температурному эффекту оценивают с помощью изоэнтропийного температурного кпд, который зависит от конструкции ДГА 2.3.2 Техническая работа идеального и реального газа при его расширении в ДГА Основным компонентом (до 98..99 %) природного газа является метан, поэтому с небольшой долей погрешности в качестве транспортируемого газа принят чистый метан. В действительности метан не подчиняется законам идеального газа и его свойства отличаются. Зависимость основных термодинамических свойств метана от температуры и давления рассмотрена с использованием таблиц термодинамиче- 36 ских свойств метана [32, 33, 39, 97]. Зависимости построены для наиболее распространенных давлений в газораспределительных сетях до и после ГРС. На рисунке 2.2 представлена зависимость показателя адиабаты для метана в зависимости от температуры и давления. 2,2 0,3 МПа 0,6 МПа 1,2 МПа 2 4 МПа 7,5 МПа k 1,8 Область температур транспортируемого газа 1,6 1,4 1,2 -30 -10 10 30 50 70 90 110 130 150 170 190 210 230 250 270 t,°C Рисунок 2.2 – Зависимость показателя адиабаты для метана от температуры и давления Из рисунка 2.2 видно, что показатель адиабаты с ростом температуры существенно уменьшается. Чем ниже давление, тем меньше зависимость показателя адиабаты от температуры. В диапазоне температур -30…270 °С при давлении 7,5 МПа это уменьшение составит 42%, при давлении 4 МПа – 24%, при давлении 1,2 МПа – 13%, при давлении 0,6 МПа – 11%, при давлении 0,3 МПа – 10%. 37 Количество и тип подогревателей газа определяется исходя из значения температуры газа на выходе ГРС - не менее минус 10 °С (на пучинистых грунтах не менее 0 °С) [58]. Предположим, что температура подогретого газа не превышает 100 ºС, тогда отклонение показателя адиабаты в диапазоне от -10 ºС до 100 ºС при давлении 7,5 МПа составит 24%, при давлении 4 МПа – 13%, при давлении 1,2 МПа – 6 %, при давлении 0,6 МПа – 5%, при давлении 0,3 МПа – 4%. На рисунке 2.3 представлена зависимость коэффициента сжимаемости метана от давления и температуры транспортируемого газа. 1,05 1 0,95 z 0,9 Область температур транспортируемого газа 0,85 0,3 Мпа 0,6 МПа 0,8 1,2 МПа 4 МПа 0,75 7,5 МПа 0,7 -30 -10 10 30 50 70 90 110 130 150 170 190 210 230 250 270 t, °С Рисунок 2.3 – Зависимость коэффициента сжимаемости для метана от давления и температуры Из рисунка 2.3 можно сделать вывод о том, что с увеличением температуры коэффициент сжимаемости метана возрастает. 38 В диапазоне температур -30…270 °С при давлении 7,5 МПа рост коэффициента сжимаемости произойдет на 40%, при давлении 4 МПа – 19%, при давлении 1,2 МПа – 5%, при давлении 0,6 МПа – 2%, при давлении 0,3 МПа – 1%. В диапазоне рабочих температур ГРС от минус 10 ºС до 100 ºС увеличение коэффициента сжимаемости произойдет при давлении 7,5 МПа на 21%, при давлении 4 МПа – 10%, при давлении 1,2 МПа – 3 %, при давлении 0,6 МПа – 1%, при давлении 0,3 МПа – 1%. Из рисунков 2.3, 2.3 следует, что при задании термодинамических свойств не зависящих от температуры, работа детандера будет определена с погрешностью. Погрешность расчета удельной технической работы детандера для реального и идеального газа в зависимости от перепада давлений и температуры составит: (2.27) Работу газа в процессе расширения его в детандере можно определить по уравнению [45]: (2.28) где h1, h2 – энтальпия газа в начале и в конце обратимого процесса расширения соответственно. Для случая адиабатного расширения 1 кг идеального газа удельная работа составит [7, 45]: l ид k 1 k p k R T1 1 2 p1 k 1 (2.29) 39 Результаты расчета погрешности удельной технической работы детандера для реального и идеального газа представлены на рисунке 2.4. Термодинамические свойства метана принимались по таблицам термодинамических свойств метана [32, 39, 97]. 20 15 10 5 δ,% 0 -5 -10 -15 7,5/1,2 МПа -20 4/1,2 МПа -25 1,2/0,6 МПа -30 1,2/0,3 МПа -35 -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 t вх, °C Рисунок 2.4 – Результаты расчета относительной погрешности удельной технической работы детандера для реального и идеального газа в зависимости от температуры Из рисунка 2.4 видно, что в случае расчетов для идеального газа работа детандера может быть определена с погрешностью. При высоких давлениях и низких температурах работа детандера будет завышена, а при низких давлениях и высоких температурах занижена. Погрешность расчета удельной работы детандера для реального газа в диапазоне температур – 10..160 °С для перпада с 7,5МПа до 1,2 МПа составляет 28,8..-1 %, для перепада 4 МПа до 1,2 МПа составляет -11,6..0,99%, для перепада 40 1,2 МПа до 0,6 МПа составляет -0,8..3,5 %, для перепада 1,2 МПа до 0,3 МПа составляет 10,2.. 14,6 %. В соответствии с рисунком 2.4 получены следующие зависимости погрешности расчета удельной технической работы детандера для реального и идеального газа в зависимости от температуры на входе: для перепада 7,5/1,2 МПа: δ=-2∙10-8∙t4+9∙10-6∙t3-0.0013∙t2+0.1472∙t-10.079 для перепада 4/1,2 МПа: δ=-7∙10-8∙t4+3∙10-5∙t3-0.0043∙t2+0.4099∙t-24.203 для перепада 1,2/0,6 МПа: δ=-1∙10-8∙t4+49∙10-6∙t3-0.0005∙t2+0.0453∙t-0.3518 для перепада 1,2/0,3 МПа: δ=-4∙10-9∙t4+8∙10-7∙t3-0.00007∙t2+0.031∙t+10.523 Таким образом, доказано, что использование выражений для идеального газа для определения работы детандера приводит к значительной погрешности в расчетах. Термодинамические свойства метана зависят от давления и температуры. Зависимость термодинамических параметров от температуры более существенна в области высоких давлений. Использование термодинамических свойств газа не зависящих от температуры и давления вносит погрешность в определение параметров работы детандера. При этом, чем ниже область рабочих температур и выше давление в газопроводе, тем более существенна эта погрешность. Поэтому целесообразно термодинамические расчеты вести с помощью sh- или sT-диаграмм или с помощью таблиц термодинамических свойств метана. Полученные положения необходимо учитывать при проектировании станций понижения давлений с использованием детандеров, особенно в области высоких давлений и при использовании холодного потока газа после ГРС, т.е. на станциях с комбинированной выработкой электроэнергии и холода. 2.4 Подогрев газа в схемах с детандер-генераторными агрегатами Ранее было доказано, что при расширении газа в детандере температура его падает существеннее, чем при дросселировании на ГРС и ГРП. 41 Рассмотрим насколько существенно падение температуры в процессе дросселирования и детандирования при трех значениях начальных температур газа: 10 ºС, 0 ºС, -10 ºС. Пользуясь таблицам термодинамических свойств метана [32, 33, 39, 97] и основными термодинамическими зависимостями процессов детандирования и дросселирования рассчитаем температуру газа в конце процессов расширения. Внутренний относительный КПД детандера принят равным 0,85 [21]. На рисунке 2.5 в t-s показаны процессы дросселирования на станциях понижения давления и расширения газа в ДГА. 20 7,5 МПа 4 МПа 1,2 МПа 10 0 -10 -20 t, ºC -30 -40 -50 -60 -70 -80 -90 -100 дросселирование -110 детандирование -120 7,5 8 8,5 9 9,5 S, кДж/кг а) 10 10,5 11 42 40 1,2 МПа 0,6 МПа 0,3 МПа 30 20 10 0 -10 t, ºC -20 -30 -40 -50 -60 -70 -80 дросселирование -90 детандирование -100 -110 9 9,5 10 10,5 11 11,5 12 s, кДж/кг б) а) 7,5/1,2 МПа; 4/1,2 МПа, б) 1,2/0,6 МПа; 1,2/0,3 МПа Рисунок 2.5 - Процессы дросселирования на станциях понижения давления и процессы расширения газа в ДГА Из рисунка 2.5 видно, что в процессе дросселирования снижение температуры достигает 4 - 40 ºС. На выходе из детандера температура падает значительнее – от 37 до 100 ºС. Так, например, при дросселировании газа на ГРС с начальной температурой равной 0 ºС, температура его на выходе при различных перепадах давлений составит: -35 ºС при давлениях 7,5/1,2 МПа, -15 ºС при давлениях 4/1,2 МПа, -3 ºС при давлениях 1,2/0,6 МПа, -5 ºС при давлениях 1,2/0,3 МПа. В то время как в случае расширения газа в ДГА при аналогичных начальных параметрах, температура на выходе составит: -97 ºС при давлениях 7,5/1,2 МПа, -66 ºС при давлениях 4/1,2 МПа, -38 ºС при давлениях 1,2/0,6 МПа, -79 ºС при давлениях 1,2/0,3 МПа. 43 Эксплуатация ДГА и газопроводов при таких температурах после ДГА не допустима. Исходя из этого, можно сделать вывод, что во всех случаях использования ДГА на ГРС необходимо газ подогревать, если нет необходимости в получении холода. Подогрев газа может осуществляться до или после ДГА, а так же ступенчато. Одним из основных элементов на станции понижения давления с ДГА является система подогрева газа и при проектировании и эксплуатации таких схем стоит задача определения температуры газа на выходе в зависимости от температуры на входе. Определим зависимость температуры газа на выходе из ДГА в зависимости от температуры на входе в него [22]. Внутренний относительный КПД детандера принят равным 0,85. Термодинамические свойства метана принимались по справочным данным [32, 33, 39, 97]. tвых, °С Результаты расчетов представлены на рисунке 2.6. 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 -10 -20 -30 -40 -50 -60 -70 -80 -90 -100 -110 1,2/0,6 МПа 4/1,2 МПа 1,2/0,3 МПа 7,5/1,2 МПа 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 tвх, °С Рисунок 2.6 – Зависимость температуры после ДГА от температуры перед ним 44 Из рисунка 2.6 следует, что для обеспечения нормируемой температуры на выходе из ГРС при больших перепадах давлений (7,5/1,2 МПа и 1,2/0,3 МПа) газ перед детандером следует подогревать до температуры 100-120 °С, при незначительных перепадах давлений (4/1,2 МПа и 1,2/0,6 МПа) – до 40-80 °С. Так, например, для обеспечения температуры газа на выходе из ГРС на уровне 0 ºС, газ перед детандером необходимо подогреть при перепаде давлений 7,5/1,2 МПа до 120 ºС, 1,2/0,3 МПа – 100 ºС, 4/1,2 МПа – 76 ºС, 1,2/0,6 МПа – 42 ºС соответственно. В целях экономии энергоресурсов и эксплуатации оборудования в области более низких температур с выработкой эквивалентного схеме подогрева газа перед детандером количества энергии необходим ступенчатый подогрев газа. p1 p 2 [2]. Оптимальное давление промподогрева р опт пр При мзменении давлений с 7,5 МПа до 1,2 МПа перепад давленийсоставляет более чем в 4,5 раза. Для этого значения перепада давлений рассмотрим ступенчатое срабатывание давления с промежуточным подогревом газа между ступенями. Промежуточное давление при перепаде давлений 7,5/1,2 МПа составляет 3 МПа. На рисунке 2.7 представлено изменение температуры после ДГА от температуры перед ДГА в схемах с промежуточным подогревом. В расчетах принималось допущение, что подогрев в первой и второй ступени происходит до одного уровня. 45 70 60 50 40 tвых, °С 30 20 10 0 -10 -20 -30 -40 -50 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 tвх, °С 1 ступень 7,5/1,2 МПа (7,5/3 МПа) 2 ступень 7,5/1,2 МПа (3/1,2 МПа) Рисунок 2.7 – Температура после ДГА в зависимости от температуры перед ДГА в схемах с большим перепадом давлений Из рисунка 2.7 видно, что схемы со ступенчатым срабатыванием давления и с промежуточным подогревом позволяют получить аналогичную мощность ДГА при более низких температурах на входе в него. Так, если в одноступенчатой схеме с перепадом давлений 7,5/1,2 МПа газ для обеспечения температуры на выходе 0.. -10 ºС, газ необходимо подогревать на входе до 110-120 °С, то в двухступенчатой схеме его необходимо подогреть до 5065 °С. 2.5 Оценка потенциала вторичных энергетических ресурсов избыточного давления транспортируемого газа Потенциал ВЭР избыточного давления прямо пропорционален энергетическому потенциалу энергоносителя, который определяется технической работой адиабатного расширения 1 кг газа. 46 В первую очередь, техническая работа напрямую зависит от температуры на входе в детандер и располагаемого перепада давлений. На рисунке 2.8 представлена зависимость удельной технической работы адиабатного расширения газа от температуры подогрева газа перед ДГА для одноступенчатых схем с различным перепадом давлений. 400 Удельная техническая работа, кДж/кг 350 300 250 200 150 7,5/1,2 МПа 100 1,2/0,3 МПа 4/1,2 МПа 50 1,2/0,6 МПа 0 40 60 80 100 120 140 160 tвх , °С Рисунок 2.8 - Зависимость удельной технической работы от температуры на входе в детандер Из рисунка 2.8 видно, что при увеличении температуры подогрева увеличивается удельная техническая работа адиабатного расширения. Температуру перед ДГА следует принимать исходя из технико-экономических показателей в зависимости от схемы установки и требуемой температуры газа, отпускаемого потребителям. Определим зависимость удельной технической работы ДГА для некоторых температур на входе при различных отношениях давлений. Рассмотрены различные отношения давлений газа, близкие к тем, которые могут встречаться на ГРС (ГРП). 47 Результаты расчетов удельной технической работы ДГА при различных температурах на входе в детандер в зависимости от отношений давлений приведены на рисунке 2.9. 320 Удельная техническая работа, кДж/кг 300 280 260 240 220 200 180 tвх =10 °С 160 tвх =40 °С 140 tвх =70 °С 120 tвх =100 °С 100 tвх =130 °С 80 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 Отношение давлений газа до и после ДГА Рисунок 2.9 - Зависимость удельной технической работы при различных температурах газа на входе в ДГА от отношения давлений газа на входе и выходе ДГА Из рисунка 2.9 видно, что при увеличении отношения давлений до и после ДГА удельная техническая работа детандера увеличивается. Так, например, при снижении отношений давлений газа на входе и выходе с 6 до 3, т. е. при снижении давления на входе в детандер в 2 раза при неизменном давлении на выходе из него, мощность установки снижается в 1, 5 раза. Данная зависимость показывает, что при работе на режимах отличных от расчетных, связанных со снижением давления в газопроводах либо из-за сезонных колебаний потребления газа, изменится выработка электроэнегрии,. 48 Удельная техническая работа является функцией отношения перепадов давлений, с другой стороны - напрямую зависит от температуры на входе в детандер tвх. Из рисунка 2.9 видно, что при различных температурах на входе группа данных представляют качественно сходные между собой зависимости. Для нахождения зависимости удельной технической работы детандера от перепада давлений и температуры на входе воспользуемся методом асимптотических координат [6]. Предположим, некоторая функция l зависит от двух параметров (p1/p2), tвх и представляет собой серию качественно сходных кривых в плоскости (p1/p2), tвх в зависимости от параметра tвх. В этом случае, сложную двумерную поверхность l = l ((p 1 /p 2 ), t в х ) возможно описать с помощью нескольких простых плоских кривых. Для этой цели используются специальные координаты, вид которых устанавливается путем изучения качественного поведения кривых в некоторых характерных предельных случаях (при (p 1 /p 2 ) (p 1 /p 2 ) mi n и (p 1 /p 2 ) (p 1 /p 2 ) ma x ), в связи с чем их можно назвать асимптотическими [6]. Построим зависимости для вспомогательных функций: l0 = l(tвх) при (p1/p2) =(p1/p2)min, (2.30) l = l(tвх) при (p1/p2)= (p1/p2)max . (2.31) Введем в рассмотрение модельную функцию: f ( l l0 ) , ( l l0 ) (2.32) Аналитические выражения степенного вида для l0 и l определены методом наименьших квадратов (рисунок 2.10). 49 Модельная функция f представлена на рисунке 2.11. Видно, что точки пяти серий значений функции f - для всех значений температур на входе tвх в плоскости ((p1/p2),f) ложатся на одну кривую, а значит, определяются одной зависимостью. Вспомогательные функции, кДж/кг 350 300 y = 158,09x0,1311 250 200 150 100 y = 67,554x0,1311 (p1/p2)min 50 (p1/p2)max 0 10 30 50 70 90 110 130 Температура газа на входе, °С Рисунок 2.10 – Вспомогательные функции l0 и l Модельная функция, отн.ед. 1,2 1 0,8 0,6 y = -0,0374x2 + 0,5404x - 0,9232 R² = 0,9772 0,4 0,2 0 0 1 2 3 4 5 6 7 -0,2 Отношение давлений p1/p2 Рисунок 2.11 – Модельная функция f С учетом полученного аналитического выражения для вспомогательных функций, была получена функции f, характеризующая зависимость удельной 50 технической работы детандера от температуры на входе и соотношения давлений на входе и выходе: l(p1/p2, tвх) = (-0.0374·(p1/p2 )2+0,5404· (p1/p2) – 0,9232)·(158,09· tвх 0,13111 – - 67,55·tвх 0,13111)+67.55·tвх 0,13111, где tвх , ° С – температура газа на входе в ДГА; p1, p2, МПа – давление газа до и после ДГА соответственно. В таблице 2.3 представлены значения удельной технической работы, полученные аналитически и по предлагаемой зависимости. Таблица 2.3 – Расчет удельной технической работы по рассмотренному выше алгоритму Отношение давлений р1/р2 Температура на входе, °С 2 Удельная техническая работа, кДж/кг По предлагаемой зависимости Аналитическое значение 10 92 94 3,3 10 147 154 4 10 170 175 5 10 195 198 6,25 10 213 220 2 40 111 104 3,3 40 176 170 4 40 204 193 5 40 233 219 6,25 40 255 244 2 70 119 114 3,3 70 189 186 4 70 219 212 51 Отношение давлений р1/р2 Температура на входе, °С 5 Удельная техническая работа, кДж/кг По предлагаемой зависимости Аналитическое значение 70 251 240 6,25 70 275 267 2 100 125 124 3,3 100 199 203 4 100 230 230 5 100 263 261 6,25 100 288 290 2 130 129 134 3,3 130 205 219 4 130 238 249 5 130 272 282 6,25 130 298 314 Таким образом, в результате проведенного преобразования исходных переменных в асимптотических координатах вся совокупность качественно сходных кривых удельной технической работы детандера была описана единой универсальной модельной функцией полиномиального вида. Сравнение значений удельной технической работы детандера, рассчитанных по полученной зависимости, с результатами расчетов на рисунке 2.9 показало, что среднеквадратическая ошибка предложенного метода не превышает 1,8 %. Оценен удельный валовый потенциал ВЭР избыточного давления (мощность ДГА) для диапазона значений расхода газа, транспортируемого потребителям через ГРС при различных отношениях давлений газа и температур на входе в ДГА. Результаты расчетов представлены на рисунках 2.12 – 2.15 в зависимости от формы обслуживания ГРС по [13]. 52 Рисунок 2.12 – Зависимость мощности ДГА от расхода газа при различных отношениях давлений газа и температур на входе в ДГА. Станции с централизованной формой обслуживания (фактическая производительность станции не более 15 тыс. нм3/час) Рисунок 2.13 – Зависимость мощности ДГА от расхода газа при различных отношениях давлений газа и температур на входе в ДГА. Станции с периодической формой обслуживания (фактическая производительность станции не более 30 тыс. нм3/час) 53 Рисунок 2.14 – Зависимость мощности ДГА от расхода газа при различных отношениях давлений газа и температур на входе в ДГА. Станции с надомной формой обслуживания (фактическая производительность станции не более 150 тыс. нм3/час) Рисунок 2.15 – Зависимость мощности ДГА от расхода газа при различных отношениях давлений газа и температур на входе в ДГА. Станции с вахтенной формой обслуживания (фактическая производительность станции более 150 тыс. нм3/час) 54 Из рисунков 2.12 – 2.15 видно, что мощность ДГА возрастает при увеличении температуры перед ДГА и при увеличении расхода газа. На рисунках 2.16 сопоставлена мощность ДГА в одноступенчатых схемах при различных диапазонах расхода для различных отношений давлений. Были приняты следующие условия и ограничения: - энтальпия газа после подогревателя равна энтальпии газа на входе в ДГА; - внутренний относительный КПД детандера – 0,85; электромеханический КПД генератора – 0,95; - температура газа после детандера t = 0 ° C. Температура на входе в ДГА определена исходя из условия, что температура на выходе из ДГА равна 0 °С. В схеме с отношением давлений 7,5/1,2 МПа температура на входе в ДГА равна 120 °С; 4/1,2 МПа – 73 °С; 1,2/0,6 МПа – 42 °С; 1,2/0,3 МПа – 100 °С. 55 8500 120°С 700 600 100°С 73°С 500 400 300 42°С 200 Мощность ДГА, кВт Мощность ДГА, кВт 800 100 6500 100°С 5500 73°С 4500 3500 42°С 2500 1500 0 500 0 3 6 9 12 Расход газа, тыс.м³ /ч 15 30 10 60 90 120 Расход газа, тыс.м³ /ч 150 26500 1650 120°С Мощность ДГА, кВт 120°С 1450 Мощность ДГА, кВт 120°С 7500 20500 1250 500 100°С 1050 73°С 850 650 100°С 14500 73°С 8500 42°С 42°С 450 2500 250 0 18 21 27 24 Расход газа, тыс.м³ /ч 30 150 200 250 300 350 400 450 Расход газа, тыс.м³ /ч 500 а) станции с централизованной формой обслуживания (фактическая производительность станции не более 15 тыс. нм3/час); б) станции с периодической формой обслуживания (фактическая производительность станции не более 30 тыс. нм3/час); в) станции с надомной формой обслуживания (фактическая производительность станции не более 150 тыс. нм3/час); г) станции с вахтенной формой обслуживания (фактическая производительность станции более 150 тыс. нм3/час) Рисунок 2.16 – Сопоставление мощности ДГА от расхода газа при различных отношениях давлений газа Из рисунка 2.16 видно, что потенциал возможной электрической мощности ДГА на газе, транспортируемом потребителям через ГРС (ГРП) достаточно велик и достигает 250..760 кВт для станций с фактической производительностью не более 15 тыс. нм3/час; 504 .. 1474 кВт для станций с фактической производительностью не более 30 тыс. нм3/час; 2525 .. 7370 кВт для станций с фактической производительностью не более 150 тыс. нм3/час; 8415 .. 24567 кВт для станций с фактической производительностью более 150 тыс. нм3/час. 56 Зависимости на рисунках 2.12 – 2.16 позволяют определять мощность детандера в зависимости от различных перепадов давлений и температур газа на входе. Наибольшим потенциалом ВЭР избыточного давления располагают станции с большим перепадом давлений и со значительным расходом газа, отпускаемого через ГРС (ГРП) потребителям. Увеличения электрической мощности так же можно добиться увеличением температуры газа перед ДГА, что требует отдельного технико-экономического обоснования. 57 Выводы по главе 2 1. Показано, что в системе газоснабжения имеется значительный потен- циал ВЭР избыточного давления газа и имеются технологии его утилизации. 2. Предложена методика определения потенциалов ВЭР избыточного давления транспортируемого природного газа. 3. Показано, что снижение температуры в процессе изоэнтропийного де- тандирования газа всегда существеннее, чем в процессе изоэнтальпийного дросселирования. 4. Доказано, что использование выражений для идеального газа для оп- ределения работы детандера приводит к значительной погрешности в расчетах. Чем ниже область рабочих температур и выше давление в газопроводе, тем более существенна эта погрешность. Так в области температур транспортируемого природного газа от -10 °С до 35 °С погрешность расчета составляет -29..-14 % для перепада давления от 7,5 МПа до 1,2 МПа, -12..-6 % для перепада от 4 МПа до 1,2 МПа, -1..0,5% для перепада от 1,2 МПа до 0,6 МПа, 10..11% для перепада от 0,8МПа до 0,2 МПа. 5. Получена зависимость для определения фактической удельной техни- ческой работы ДГА с учетом перепада давлений и температуры перед ДГА. 6. Для обоснования технологий внедрения установок по утилизации ВЭР в ЕСГ произведена оценка удельных валовых потенциалов ВЭР избыточного давления для диапазона расхода газа от 0 до 500 тыс. м3/ч на типовых ГРС (ГРП). 58 ГЛАВА 3 ТЕПЛОВЫЕ ВТОРИЧНЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ В СИСТЕМЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ 3.1 Источники тепловых вторичных энергетических ресурсов в системе газоснабжения и основные направления их использования Потребность развитых стран в органическом топливе, в т. ч. в природном газе, ежегодно возрастает. Добыча и транспортировка газа является одной из самой энергоемкой отраслью. Увеличивающаяся добыча газа влечет за собой увеличение потребления топливного газа и соответственно увеличение выхода вторичных энергетических ресурсов в системе газоснабжения. Около 85-90 % газа для собственных нужд в магистральном транспорте расходуется на топливный газ для нужд газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции, а оставшиеся 15-10 % приходятся на газораспределительные и компрессорные станции, где он необходим для обслуживания технологических агрегатов и линейную часть [77, 78]. При транспортировании газа широкое распространение получили компрессорные станции с газотурбинными установками (ГТУ). Отличительная черта ГТУ – это огромные потери теплоты с уходящими газами. КПД эксплуатируемого парка ГТУ в среднем составляет 24–27 %. При этом у изношенного и морально устаревшего оборудования реальный КПД существенно ниже. Современные газоперекачивающие агрегаты имеют КПД 35,7–38,7 % [14]. Из этого следует, что около 70 процентов тепловой энергии топливного газа теряется в атмосфере с уходящими газами. Сжатие газа в нагнетателях компрессорных станций сопровождается повышением его температуры на выходе из станции. Нагревание газа при адиабатическом сжатии объясняется тем, что во время сжатия над газом производится рабо- 59 та, которая идёт на увеличение его внутренней энергии. Значение температуры после компримирования зависит от ее начального значения на входе КС и степени сжатия газа. Существующие схемы компрессорных станций предусматривают охлаждение газа с температурой 40-50 °С и выше [42] после его компримирования до 35 °С. При повышении температуры газа увеличивается количество необходимой энергии на его транспортирование, нарушается изоляция, уменьшается пропускная способность газопровода. Для охлаждения газа используются теплообменные аппараты различных конструкций: кожухотрубчатые, воздушные компрессионные и абсорбирующие холодильные машины, градирни, аппараты воздушного охлаждения и т.д. Для охлаждения транспортируемого газа после компримирования на КС наибольшее распространение получили аппараты воздушного охлаждения (АВО). Глубина охлаждения газа достигает величины 15 – 25 °С. Температура газа не может быть ниже температуры наружного воздуха и ограничивается ей. Особенные неудобства это доставляет в летний период. На основании отраслевых норм [58] температура транспортируемого газа на выходе из АВО должна быть не выше 15 -20 °С средней температуры наружного воздуха. При охлаждении транспортируемого газа после компримирования снижается температура газа в магистральном газопроводе, что приводит к уменьшению температуры и увеличению давления на входе в последующую компрессорную станцию. Увеличение давления на входе КС приводит к уменьшению степени сжатия и соответственно энергозатрат. В таблице 3.1 и на рисунке 3.1 представлены основные источники тепловых ВЭР на компрессорных станциях и способы их утилизации. 60 Таблица 3.1 – Источники тепловых и материальных ВЭР на КС и направления их использования Источник Направление использования ВЭР ГТУ Нагнетатель Теплоснабжение и ГВС В В Вентиляция В В Кондиционирование В В Подогрев нефти В В Получение электричества В ТВ Улучшение термодинамического В цикла ГТУ ТВ В Н низкопотенциальной В В Тепличное хозяйство В В Получение углекислоты В Н Получение пресной воды Получение энергии В – возможное направление; ТВ – теоретически возможное направление, Н невозможное Кроме того, к источникам тепловых ВЭР относятся: - различные системы охлаждения (смазочного масла, системы охлаждения газа; - нагретые поверхности оборудования и газоходов на компрессорных станциях; - механическая энергия дросселируемого топливного газа. Большую часть на КС составляют ВЭР газотурбинных установок – теплота уходящих газов газотурбинных установок. Далее следует теплота газа после компримирования, которая теряется в атмосферу при использовании аппаратов воздушного охлаждения. 61 Источник тепловых ВЭР Тепловые ВЭР нагнетателей природного газа Тепловые ВЭР ГТУ Отопление и ГВС Вентиляция и кондиционаривание Отопление и ГВС Вентиляция и кондиционаривани е Подогрев нефти Выработка электроэнергии Тепличное хозяйство Подогрев нефти Совершенствование цикла ГТУ Получение пресной воды Выработка холода Тепличное хозяйство Материальные ресурсы ГТУ Выработка холода Углекислотная подкормка растений Рисунок 3.1 - Источники тепловых и материальных ВЭР на КС и направления их использования 3.2 Тепловые вторичные энергетические ресурсы газотурбинных установок 3.2.1 Основные направления использования тепловых ВЭР ГТУ 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 [74, 108-111]. Использование тепла уходящих продуктов сгорания позволит повысить коэффициент полезного использования топлива до 80 % при этом для привода нагнетателя ГТУ полезно используется около 33-35 % [89]. 62 Одно из направлений использования теплоты ГТУ и повышения их экономичности – 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 [89]: - 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 [82]. 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 [56]. При вариации степени регенерации, учитывая динамику изменения полезной мощности ГТУ изменяется также и относительная экономия топливного газа [54]. 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 таблице 3.2. 63 Таблица 3.2 – Количество и показатели отечественных газотурбинных установок с регенерацией теплоты отходящих газов [27, 89] НомиТип ГТУ нальный Единичная КПД ГТУ, мощность, кВт Количество аг- Суммарная регатов, шт. 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 951 8783100 Итого Из таблицы 3.2 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. [24]. 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 [107]: - отсутствие крупных потребителей теплоты; 64 - 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 [89]. 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 [107]. 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. Од- 65 нако 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 [107]. 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 из-за сезонности потребления теплоты. При подогреве топливного газа улучшаются эксплуатационные характеристики ГТУ. Принципиальная схема ГПА с подогревателем топливного газа и регенератором приведена на рисунке 3.2 [27, 107]. Воздух 66 2 3 1 4 Топливный газ Продукты сгорания 5 6 1 – компрессор; 2 – газовая турбина; 3 – нагнетатель; 4 – камера сгорания; 5 – подогреватель топливного газа; 6 – регенератор Рисунок 3.2 – 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 % [107]. Высокотемпературный подогрев топливного газа обеспечивает испарение конденсата и содержащихся в нем углеводородных фракций С3 - С5 и в значительной мере устраняет химическую неполноту сгорания топлива [107]. Положительной особенностью подогрева топливного газа является также выравнивание температурного поля на выходе из камеры сгорания и перед силовой турбиной. По данным ряда исследований, неравномерность температурного поля снижается на 20-30% [103]. 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. 67 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 полезного использования топливного газа на КС [107]. Упрощенный вариант опытно-промышленной установки подогрева нефти на нефтепроводе Узень-Кульсары, утилизируемой ГПА КС в Бейнеу по разработке ВНИИГаза, ВНИПИтрансгаза изображен на рисунке 3.3 [27]. 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. [86]. 68 газопровод Т 3 1 Нефтепровод 2 1 – водяной теплообменник; 2 – насос; 3 –утилизатор ГТУ на КС Рисунок 3.3 – 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 3.4 [27, 107] 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 приво- 69 да 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. 6 9 3 7 4 8 1 2 5 10 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 теплоносителя Рисунок 3.4 – 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 70 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) [92]. Самой перспективной схемой ПГУ при использовании в магистральном транспорте газа считается - схема ПГУ с полной надстройкой котла [42]. 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 71 Принципиальная схема газоперекачивающего парогазового устройства приведена на рисунке 3.5 [27]. Основные теплотехнические показатели газоперекачивающих ПГУ на базе отечественных ГПА приведены в таблице 3.3. Таблица 3.3 – 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 23,6 49 18,5 23 Р, Мпа 1,6 1,6 1,6 1,6 t, °C 315 312 300 302 Мощность ПТ, МВт 4,3 10 2,5 4,1 КПД ПГУ, % 36,7 36,3 33,1 36,2 котла – утилизатора, т/ч Характеристики пара: 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% [37]. 72 Известна комплексная комбинированная система утилизации теплоты уходящих газов ГПА, представленная на рисунке 3.6 [107]. Рисунок 3.6 – 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- 73 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. Возможно 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 котломутилизатором устанавливается контактный экономайзер 18, использующий частично или полностью остаточную теплоту продуктов сгорания. Получаемая горячая вода в контактном экономайзере 18 используется для низкотемпературных 74 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 [83, 84, 104]. Весьма перспективным направлением является также создание тепличноовощных комбинатов (ТОК) на базе КС для утилизации теплоты уходящих газов. Разработано множество подобных схем использования тепловых ВЭР [105 - 107]. 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 [55] в теплицах, а также для предотвращения порчи пищевых продуктов при хранении. 3.2.2 Методика расчета потенциалов тепловых ВЭР ГТУ Поток теплоты уходящих газов ГТУ Qух, МВт, равен разности между тепловым потоком, отводимым из камеры сгорания ГТУ, и полученной механической мощностью (остальные составляющие незначительны, поэтому в оценочном расчете могут не учитываться), и определяется по формуле [7, 81]: Q ух Qтоп N (3.1) 75 Q ух 1 N N 1 N (3.2) Поток полезно используемой теплоты ВЭР за расчетный период QВЭР, МВт, оценивается как часть теплоты, которая может быть получена в котлеутилизаторе (КУ) и определяется по формуле [7, 81] 1 QВЭР Q ух КУ N 1 КУ (3.3) где КУ - КПД КУ, рассчитывается по формуле КУ t 'ух t 'ух' t 'ух t нср (3.4) где t 'ух - температура газа за газовой турбиной, °С; t 'ух' - температура газов, уходящих в дымовую трубу, °С; t срн - среднегодовая температура окружающего воздуха, °С. Валовый потенциал тепловых ВЭР QПВЭР, ГДж, рассчитывается по формуле [7, 81] 1 п QВЭР 3,6 N 1 КУ Z K Tк где NΣ– установленная мощность ГТУ, МВт; ηΣ– средневзвешенный КПД ГТУ; Z – относительное время нахождения ГТУ в работе; (3.5) 76 3,6 – коэффициент перевода времени из часов в секунды и количества теплоты из МДж в ГДж; Tk – продолжительность календарного года, ч; K – средняя годовая загрузка ГТУ, определяется по формуле K Nр Nр (3.6) N - рабочая мощность ГТУ, МВт; N – номинальная мощность агрегата, МВт Установленная мощность ГТУ и номинальный КПД ГТУ в расчетах принимается в соответствии с таблицей 3.4 [7, 87]. Таблица 3.4 - Номинальная мощность и КПД газотурбинного ГПА [7, 87] Тип ГПА Номинальная мощность N, кВт Номинальный КПД ГТ-700-5 4250 0,250 ГТК-5 4400 0,260 Таурус-60 5100 0,320 ГТ-6-750 (ГТН-6) 6000 (6300) 0,240 ГТ-750-6 6000 0,270 ГТ-750-6М 6000 0,300 ГПА-Ц-6,3 6300 0,240 ГПА-Ц-6,3А 6300 0,300 ГПА-Ц-6,3Б 6300 0,290 ГПА-Ц-8Б 8000 0,300 ГПА-Ц-6,3С 6300 0,305 ГТК-10 10000 0,290 77 Тип ГПА Номинальная мощность N, кВт Номинальный КПД ГТК-10М 10000 0,320 ГПУ-10 10000 0,276 ГТК-10И 10300 0,259 ГТК-10ИР 9500 0,330 ГПА-10 Урал 10000 0,340 Коберра 182 12900 0,275 12000 0,340 16000 0,363 ГТН-16 16000 0,290 ГТН-16М1 16000 0,310 ГТНР-16 16000 0,330 ГПА-Ц-16(ГПА-Ц-18) 16000 (18000) 0,274 ГПА-Ц-18 18000 0,294 ГПА-16МЖ 16000 0,300 ГПА-16МГ, ГПА-Ц-16С 16000 0,340 ПЖТ-21С, ГПА-Ц-16АЛ 16000 0,355 ГПА-16 Волга 16000 0,365 ГТН-25 27500 0,281 ГТН-25-1 25000 0,320 ГТК-25И 23900 0,278 ГТК-25ИР 22200 0,345 ГТНР-25И(В) 22200 0,347 ГТНР-25И(С) 24600 0,354 ГПА-Ц-25 25000 0,345 ГПА-25 Урал 25000 0,394 ГПА-12 Урал, ГПА-12Р ГПА-16 Урал, ГПА-16Р 78 Коэффициент K принят равным 0,8. КПД котла – утилизатора – 0,8. Планируемый технический потенциал ВЭР Q пв ВЭР , ГДж, в общем случае эк- вивалентен валовому в случае полного оснащения утилизационным оборудованием имеющихся ГТУ. На компрессорных станциях часть газоперекачивающих агрегатов оснащены котлами-утилизаторами, поэтому планируемый технический потенциал ВЭР , Q пв ВЭР ГДж, будем оценивать как количество энергии, которое возможно получить в течение рассматриваемого периода при работе существующих утилизационных установок [7]: пв QВЭР 3,6 N ут max (3.7) где Nут – теплопроизводительность установленных УТО, МВт; 3,6 – коэффициент перевода времени из часов в секунды и количества теплоты из МДж в ГДж; τmax – максимально возможное время загрузки УТО, ч, определяется по формуле [81] max Z T (3.8) где T – продолжительность рассматриваемого периода, ч; ξ – средняя оснащенность газотурбинных ГПА УТО, определяется по формуле где n ут nут n раб (3.9) - число газотурбинных ГПА, оснащенных утилизационными тепло- обменниками, шт; 79 n раб - число газотурбинных ГПА, работающих в течение года, шт. Фактический технический потенциал тепловых ВЭР ГТУ – количество энергии, реально полученное за рассматриваемый период, т.е. фактическая выработка тепловой энергии котлами-утилизаторами по отчетным данным предприятия [7]. Экономический потенциал тепловых ВЭР ГТУ - количество энергии, получение которой из данного вида ресурса экономически целесообразно. Зависит от множества факторов: возможности регенеративного использования тепла продуктов сгорания, величины собственных теплофикационных нужд станции, технические и эксплуатационные параметры установки, наличие и удаленность сторонних потребителей тепловой энергии и т.п. [7]. В настоящее время экономический потенциал тепловых ВЭР ГТУ определяется главным образом потребностями в тепловой энергии на нужды теплоснабжения промплощадки компрессорной станции и прилегающих жилых поселков. В таблице 3.5 выделены потенциалы тепловых ВЭР ГТУ и представлены основы их определения. 80 Таблица 3.5 - Потенциал тепловых вторичных энергоресурсов газотурбинных установок [7, 53] Потенциал ВЭР Энергетический потен- циал энергоносителя Методика определения Значение Энтальпия уходящих газов ГТУ, Дж/кг h, Дж/кг Поток полезно используемой теплоты ВЭР за расчетный период - часть теплоты, которая Удельный валовый может быть получена в котле-утилизаторе QВЭР, МВт 1 Q ВЭР Q ухКУ N 1 КУ Теплота уходящих газов ГТУ, которая может быть получена в котле-утилизаторе, за время Валовый нахождения ГТУ в работе Q пВЭР , ГДж 1 Q пВЭР 3,6 N 1 КУ Z K Tк В общем случае эквивалентен валовому. Количество энергии, которое возможно полуПланируемый ский техниче- чить в течение рассматриваемого периода при работе существующих утилизационных уста- , ГДж Q пв ВЭР новок [7] на действующих КС Q пв ВЭР 3,6 N ут max Фактическая выработка Фактический ский техниче- Количество энергии, реально полученное за энергии рассматриваемый период [7] тепловой котлами- утилизаторами отчетным данным предприятия [7] Количество энергии, получение которой из Экономический данного вида ресурса экономически целесообразно Q эк ВЭР , ГДж по 81 3.2.3 Оценка потенциала тепловых ВЭР ГТУ 3.2.3.1 Структура парка газоперекачивающих агрегатов системы газоснабжения Выбор установленной мощности компрессорных станций и вид привода газоперекачивающих агрегатов определяется степенью сжатия и производительностью газопровода. В настоящее время на компрессорных станциях используются газоперекачивающие агрегаты трех типов: газотурбинные установки; электроприводные агрегаты; газомотокомпрессорные агрегаты. Привод нагнетателя газоперекачивающих агрегатов газотурбинных установок осуществляется от газовой турбины, электроприводных - от электродвигателя, газомоторкомпрессорных - от поршневых двигателей внутреннего сгорания. К газотурбинным агрегатам относят: стационарные, авиационные, судовые газотурбинные установки [76]. Стационарные ГТУ выпускаются отечественными производителями: Уральский турбомоторный завод (ГТ-6-750, ГТН-6, ГТК-16, ГТН-25-1); Невский завод (ГТК-5, ГТ-700-5, ГТ-750-6, ГТК-10-2, ГТК-10-4, ГТНР-10, ГТК-16, ГТН-25); зарубежные производители, например Брненский машиностроительный завод по лицензии фирмы Дженерал Электрик (Аврора, Дон-1,2,3). К авиаприводным газотурбинным установкам относятся установки Самарского моторостроительного объединения им. Фрунзе и Сумского машиностроительного объединения. Данные объединения изготавливают агрегаты ГПА – Ц – 6,3, ГПА – Ц – 6,3/76 и ГПА – Ц – 6,3/125 с двигателем НК – 12 СТ. Английская фирма «Роллс-Ройс» поставляет агрегаты типа «Кобера – 182» с двигателем Эйвон 1534 – 1016. Фирма «Солар» (США) изготавливает установки «Центавр». 82 Украинский Николаевский судостроительный завод изготавливает для системы газоснабжения агрегаты с модернизированной газовой турбиной судового типа агрегаты типа ГПУ-10 «Волга» с двигателем ДР-59Л. В таблице 3.6 представлены газотурбинные установки различных типов, используемых на магистральных газопроводах. Таблица 3.6 – Характеристики газотурбинных установок системы газоснабжения [42,76] Тип ГТУ КПД,% Единичная Тип привода мощность, кВт Количество ГТУ в системе газоснабжения, шт Центавр 25 2620 С-168Н 20 Центавр 25 3900 С-304 10 ГТ-200-5 25 4250 280-12-4 36 ГТК-5 26 4400 280-12-1 19 ГТ-750-6 27 6000 370-14-1 99 ГТ-750-6 27 6300 370-14-1 5 ГТ-6-750 24 6000 11-300-1,23 140 ГТН-6 24 6000 11-300-1,23 83 ГПА-Ц-6,3 24 6300 Н-196-1,45 и 440 др. ГТК-10 29 10000 370-18-1 ГТК-10И 26 10000 Купер 791 Бессе- 150 мер ГПУ-10 28 10000 370-18-1 269 ГТНР -10 32 10000 520-12-1 1 ДЖ-59 31 12000 520-12-1 1 83 Тип ГТУ КПД,% Единичная Тип привода мощность, кВт Количество ГТУ в системе газоснабжения, шт «Коберра 182» 28 11900 2ВВ-30 19 «Коберра 182» 28 12900 2ВВ-30 14 ГТНР-12,5 28 12500 520-12-1 1 ГТК-16 25 16000 Н-800-1,25 3 ГТН-16 29 16000 Н-800-1,25 60 ГПА-Ц-16 28 16000 Ц-16/76-1,45 536 ГПУ-16 29 16000 650-12-1 58 ГПА-16 29 16000 650-12-1 19 ДГ-90 35 25000 820-21-1 15 ГТН-25 28 25000 650-21-1 100 ГПА-Ц-25 35 25000 211-25-76-1,35 7 ГТК-25И 28 25000 РС-804-2 105 В таблице 3.7 представлены характеристики электроприводных агрегатов. Таблица 3.7 – Характеристики электроприводных агрегатов системы газоснабжения [42] Тип агрегата Единичная мощность, кВт Количество в системе газоснабжения, шт. АЗ-4500-1500 4500 16 СТМ – 4000,СТД 4000 360 СТД-12,5 12500 336 СДГ – 12,5 12500 22 ЭГПА-25 25000 6 ЭГПА-Ц-6,3 6300 6 84 К газомотокомпрессорам относятся газоперекачивающие агрегаты отечественного и импортного производства типа 10 ГК и 10 ГКМ, 10 ГКН и 10 ГКНА, МК-8 и МК-8М. В таблице 3.8 представлены характеристики поршневых агрегатов, используемых на газопроводах. Таблица 3.8 – Характеристики поршневых агрегатов, используемых на газопроводах [42] Тип агрегата КПД,% Единичная мощ- Количество ность, кВт гатов, шт. Купер 29 736 18 10 ГК,10ГМК 32 736 38 10 ГКН 32 1100 183 10ГКНА 32 1178 4 МК-8 36 2060 37 ДР-22 36,5 5500 9 МК-8М 36 2200 4 агре- Общее количество газоперекачивающих агрегатов системы газоснабжения составляет 4040 шт., из них 3001 шт. с газотурбинным приводом, 746 шт. с электроприводом, 293 шт. с газопоршневым приводом. Структура парка газоперекачивающих агрегатов страны по установленной мощности представлена на рисунке 3.7. 85 ГМК 1% ЭГПА 15% ГТУ 84% Рисунок 3.7 – Структура парка газоперекачивающих агрегатов страны по установленной мощности 3.2.3.2 Оценка потенциала тепловых ВЭР уходящих газов газоперекачивающих агрегатов газотранспортной системы На основе структуры парка газоперекачивающих агрегатов проведем анализ потенциала тепловых ВЭР газотурбинных установок, используемых в газотранспортной системе России. Количество и характеристики газотурбинных установок, необходимые для расчетов, представлены в таблице 3.9 [7, 90]. Таблица 3.9 – Характеристики газотурбинных установок [7, 90] Единичная Тип ГТУ КПД,% мощность, кВт Температура Количество уходящих ГТУ, шт газов ГТУ, ºС за Расход уходящих газов, кг/с Центавр 25 2620 20 410 16,5 Центавр 25 3900 10 450 18,2 ГТ-700-5 25 4250 36 283 45,5 ГТК-5 26 4400 19 283 45,5 86 Единичная Тип ГТУ КПД,% мощность, кВт Температура Количество уходящих ГТУ, шт газов ГТУ, ºС за Расход уходящих газов, кг/с ГТ-750-6 27 6000 99 302 58,6 ГТ-750-6 27 6300 5 302 58,6 ГТ-6-750 24 6000 140 415 47,5 ГТН-6 24 6000 83 415 47,5 ГПА-Ц-6,3 24 6300 440 317 57,6 ГТК-10 29 10000 791 510 86 ГТК-10И 26 10000 150 533 51,8 ГПУ-10 28 10000 269 330 81,5 ГТНР -10 32 10000 1 330 81,5 ДЖ-59 31 12000 1 358 97,6 28 11900 19 411 77,6 28 12900 14 411 77,6 ГТНР-12,5 28 12500 1 327 92,5 ГТК-16 25 16000 3 327 91,5 ГТН-16 29 16000 60 408 86,1 ГПА-Ц-16 28 16000 536 412 103,1 ГПУ-16 29 16000 58 358 97,6 ГПА-16 29 16000 19 490 64,5 ДГ-90 35 25000 15 430 70 ГТН-25 28 25000 100 428 150 ГПА-Ц-25 35 25000 7 425 101 ГТК-25И 28 25000 105 491 118 «Коберра 182» «Коберра 182» 87 Распределение газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом по количеству представлено на рисунке 3.8. ГТК-10 ГП-Ц-16 ГПА-Ц-6,3 ГПУ-10 ГТК-10И ГТ-6-750 ГТК-25И ГТН-25 ГТ-750-6 ГТН-6 ГТН-16 ГПУ-16 ГТ-200-5 Центавр ГПА-16 «Коберра 182» ГТК-5 ДГ-90 «Коберра 182» Центавр ГПА-Ц-25 ГТ-750-6 ГТК-16 ГТНР-12,5 ДЖ-59 ГТНР -10 791 536 440 269 150 140 105 100 99 83 60 58 36 20 19 19 19 15 14 10 7 5 3 1 1 1 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 Распределение ГТУ ЕСГ, шт Рисунок 3.8 – Распределение газотурбинных установок системы газоснабжения Наиболее распространенными газоперекачивающими агрегатами с газотурбинным приводом в системе газоснабжения являются агрегаты ГТК-10 (791 шт.) и ГПА-Ц-16 (536 шт.). Для исследования выбрана тепловая схема газоперекачивающего агрегата с утилизационным теплообменным аппаратом [53] представленная на рисунке 3.9. 88 Топливный газ Газ после компримирования 2 1 3 4 Теплоноситель Газ на компримирование Воздух Продукты сгорания 5 Теплоноситель 1 – компрессор, 2 – камера сгорания, 3 – газовая турбина, 4 – нагнетатель, 5 – теплообменник – утилизатор теплоты Рисунок 3.9 – Тепловая схема ГПА с утилизатором теплоты Уходящие газы после газотурбинной установки 3 поступают в теплообменник 5 с температурой t2 и отдают свою теплоту теплоносителю. После утилизатора дымовые газы направляются в окружающую среду с температурой tух. Удельный валовый потенциал тепловых ВЭР, МВт, оценивается как часть теплоты уходящих газов ГТУ, которая может быть получена в утилизаторе [7]: 1 QВЭР Q ух КУ N 1 КУ где КУ - КПД КУ; где t 'ух - температура газа за газовой турбиной, °С; t 'ух' - температура газов, уходящих в дымовую трубу, °С; t срн - среднегодовая температура окружающего воздуха, °С. (3.10) 89 Валовый потенциал тепловых ВЭР ГТУ, ГДж, оценивается по формуле [7]: 1 п QВЭР 3,6 N 1 КУ Z K Tк (3.11) где NΣ– установленная мощность ГТУ, МВт; ηΣ– средневзвешенный КПД ГТУ; Z – относительное время нахождения ГТУ в работе по времени; 3,6 – коэффициент перевода времени из часов в секунды и количества теплоты из МДж в ГДж; Tk – продолжительность календарного года, ч; K – средняя годовая загрузка ГТУ по мощности; В результате проведенных расчетов было получено распределение потенциала тепловых ВЭР в зависимости от типа газотурбинных установок, которое представлено на рисунках 3.10-3.12. Валовый потенциал тепловых ВЭР ГТУ, тыс. ГДж Удельный валовый потенциал тепловых ВЭР, МВт ГТК-25И ГТН-25 ДГ-90 ГПА-Ц-25 ГТК-16 ГПА-16 ГПА-Ц-16 ГТН-16 ГПУ-16 «Коберра 182» (двигатель Эйвон) ГТК-10И «Коберра 182» ГТНР-12,5 ГТК-10 ДЖ-59 ГПУ-10 ГТНР -10 ГТН-6 ГТ-6-750 ГПА-Ц-6,3 ГТ-750-6 ГТ-750-6 Центавр С-304 ГТ-700-5 ГТК-5 Центавр С-168Н 50 48 335 35 333 34 309 32 294 30 292 30 277 29 263 27 235 24 219 23 217 22 207 21 186 19 179 19 166 17 137 14 135 14 135 14 126 13 105 11 100 10 86 9 76 8 74 8 56 6 483 463 Рисунок 3.10 - Распределение потенциала тепловых ВЭР в зависимости от типа ГТУ 90 ГПА-Ц-16 ГТК-10 ГПА-Ц-6,3 ГТК-25И ГТН-25 ГПУ-10 ГТК-10И ГТ-6-750 ГТН-16 ГПУ-16 ГТН-6 ГТ-750-6 ГПА-16 ДГ-90 «Коберра 182» «Коберра 182» (двигатель Эйвон) ГТ-700-5 ГПА-Ц-25 ГТК-5 Центавр С-168Н ГТК-16 Центавр С-304 ГТ-750-6 ГТНР-12,5 ДЖ-59 ГТНР -10 16165 15189 5732 5238 4776 4611 3388 1955 1717 1574 1159 1021 577 518 426 340 281 241 145 115 96 88 54 21 19 14 Удельный валовый потенциал ВЭР, МВт Рисунок 3.11 - Распределение удельного валового потенциала тепловых ВЭР системы газоснабжения в зависимости от типа ГТУ ГПА-Ц-16 ГТК-10 ГПА-Ц-6,3 ГТК-25И ГТН-25 ГПУ-10 ГТК-10И ГТ-6-750 ГТН-16 ГПУ-16 ГТН-6 ГТ-750-6 ГПА-16 ДГ-90 «Коберра 182» «Коберра 182» (двигатель Эйвон) ГТ-700-5 ГПА-Ц-25 ГТК-5 Центавр С-168Н ГТК-16 Центавр С-304 ГТ-750-6 ГТНР-12,5 ДЖ-59 ГТНР -10 156602 147148 55531 50743 46273 44675 32824 18939 16631 15248 11228 9892 5592 5021 4125 3295 2718 2334 1409 1114 926 856 525 207 179 137 Валовый потенциал ВЭР, тыс.ГДж Рисунок 3.12 - Распределение валового потенциала тепловых ВЭР системы газоснабжения в зависимости от типа ГТУ 91 При оценке потенциала тепловых ВЭР ГТУ принимались исходные данные, представленные в таблице 3.10. Таблица 3.10 – Исходные данные принятые при оценке потенциала тепловых ВЭР ГТУ газотранспортной системы Наименование Температура Единица измерения уходящих ºС Значение 110 газов tух на выходе из утилизатора Средняя годовая темпера- ºС 0 тура наружного воздуха Относительное время на- - 0,384 [81] хождения ГТУ в работе Продолжительность ка- ч 8760 лендарного года Средняя годовая загрузка - 0,8 агрегата по мощности Количество газотурбинных установок в газотранспортной системе принято по данным таблицы 3.9 [76]. Значения температуры t2 , в зависимости от типа ГТУ и расход продуктов сгорания определялись по таблицам удельных выбросов загрязняющих веществ [95]. Из рисунков 3.11-3.12 следует, что наиболее значительным потенциалом тепловых ВЭР обладают типы ГТУ: ГПА-Ц-16 (16165 МВт и 156602 тыс. ГДж) и ГТК-10 (15189 МВт и 147148 тыс. ГДж). В результате проведенных расчетов суммарный удельный валовый потенциал тепловых ВЭР ГТУ газотранспортной системы составляет 65,5 ГВт, а валовый потенциал – 634,2 млн ГДж. 92 3.2.3.3 Оценка потенциала тепловых ВЭР уходящих газов газоперекачивающих агрегатов для возможных вариантов устанавливаемого в КЦ оборудования Магистральные газопроводы состоят из нескольких ниток трубопроводов с компрессорными цехами в состав которых входят по несколько компрессорных цехов. Тип газоперекачивающих агрегатов и их количество зависят от производительности и режима работы газопровода. Мощность резервных агрегатов составляет 20-30 % от установленной мощности компрессорного цеха. В таблице 3.11 представлены возможные варианты устанавливаемого в КЦ оборудования. Таблица 3.11 – Возможные варианты устанавливаемого в КЦ оборудования [53, 110] Давление Количество № Тип ГТУ уста- сжатого новленных газа, ГТУ/установленная МПа мощность, МВт Количество Количество рабочих резервных ГТУ/рабочая ГТУ/резервная мощность, мощность, МВт МВт 1 ГПА – Ц – 6,3 5,6 6/36 4/24 2/12 2 ГПУ – 10 7,6 7/70 5/50 2/20 3 ГТК – 10И 7,6 7/70 5/50 2/20 4 ГПА – Ц – 16 7,6 5/80 3/48 2/32 5 ГПУ – 16 7,6 5/80 3/48 2/32 Оценим потенциал тепловых ВЭР уходящих газов ГТУ для приведенных выше вариантов компоновок оборудования в КЦ. Результаты расчетов представлены в таблице 3.12. 93 Таблица 3.12 – Результаты расчета потенциалов тепловых ВЭР ГТУ для Коэф-т загрузки К Удельный валовый потенциал тепловых ВЭР, МВт Валовый потенциал тепловых ВЭР ГТУ, тыс. ГДж 0,65 0,7 74,4 601,0 2 ГПУ – 10 70 5/2 81,5 330 0,67 0,7 120,0 1038,0 3 ГТК – 10И 70 5/2 51,8 533 0,79 0,7 158,1 1367,7 4 ГПА – Ц – 16 80 3/2 103,1 412 0,73 0,6 150,8 1095,6 5 ГПУ – 16 80 3/2 97,6 358 0,69 0,6 135,7 985,8 КПД КУ Температура уходящих газов за ГТУ, ºС 317 ных/резервных 57,6 Количество установленных ГТУ, основ- 4/2 Установленная мощность, МВт ГПА – Ц – 6,3 36 Тип ГТУ 1 № Расход уходящих газов, кг/с возможных вариантов установки в КЦ оборудования В результате расчетов получили, что наибольшим потенциалом из представленных вариантов компоновок оборудования в КЦ обладает КЦ по варианту №3 с 7 агрегатами ГТК - 10И два из которых резервных. Это связано с наиболее высокой температурой уходящих газов за ГТУ и соответственно большим потоком полезно используемой теплоты ВЭР в утилизаторе. 94 3.3 Оценка экономии топливного газа при использовании тепловых вторичных энергетических ресурсов газотурбинных установок для выработки тепловой энергии Мероприятия, связанные с использованием ВЭР, не влияют на объемы топливо – и энергопотребления, но обеспечивают долю потребности в топливе и энергии, сокращая их поступление от первичных источников энергоресурсов. Расход природного газа для выработки эквивалентного потенциалу тепловых ВЭР ГТУ количества тепловой энергии в котельной, нм3/ч [93]: (3.12) где В – расход природного газа, нм3/ч, QВЭР – поток полезно используемой теплоты ВЭР (удельный валовый потенциал), Вт, ηкот – средний кпд выработки тепловой энергии в котельной, Qнр – низшая теплота сгорания топлива, Дж/м3. Установка утилизационного оборудования на газотурбинных установках приводит к увеличению аэродинамического сопротивления выхлопного тракта, что приводит к снижению располагаемой мощности агрегата и увеличению расхода топливного газа. В газовой турбине продукты сгорания расширяются до давления немного большего атмосферного для преодоления гидравлического сопротивления теплоутилизаторов (рисунок 3.13) [42]. 95 Рисунок 3.13 – Влияние изменения противодавления газовой турбины на ее мощность (удельную работу) [89] Согласно рисунку 3.13 уменьшение мощности газотурбинной установки, определяется следующим образом: повышение противодавления Р в.т до Р' в.т., уменьшает работу газа в турбине на величину ∆w т, равную площади 1–6–5'–2–1. Падение давления газа в утилизационных установках ∆P у. т = Р' в. т – P в. т обычно не превышает 1000…3000 Па (100…300 мм вод. ст.), поэтому площадь 1–6–5'–2–1 можно считать равной площади 1–6–5–2–1, которая равна ∆P у. т ·V в. т. Изменением объема газов из-за увеличения давления на ∆P у. т можно пренебречь [89]. Снижение мощности ГТУ из-за увеличения противодавления за турбиной на ∆Р у.т. составит, Вт [42, 89]: (3.13) где ∆Nе - величина потерянной мощности ГТУ из-за установки теплоутилизационных устройств, Вт; V – расход продуктов сгорания на выходе из газовой турбины, м3/с; ∆р – величина гидравлических сопротивлений утилизационных установок, выраженная в Паскалях (Па); ηет – внутренний относительный КПД газовой турбины. 96 Увеличение расхода газа за счет установки утилизатора, нм3/ч: (3.14) Таким образом, потенциальная экономия природного газа при использовании тепловых ВЭР для выработки тепловой энергии, нм3/ч рассчитывается по формуле: (3.15) Потенциальная годовая экономия природного газа при использовании тепловых ВЭР для выработки тепловой энергии, нм3/год: (3.16) Z – относительное время нахождения ГТУ в работе, Tk – продолжительность календарного года, ч, K – средняя годовая загрузка ГТУ. 3.3.1 Оценка экономии топливного газа при использовании тепловых ВЭР газоперекачивающих агрегатов газотранспортной системы Оценим экономию топливного газа при полезном использовании потенциала теплоты ВЭР уходящих газов ГТУ. В расчетах были приняты следующие условия: КПД котельных ηкот = 0,9, Qнр = 33,43 МДж/м3, ∆р = 1000 Па, ηет=0,87. Расход продуктов сгорания за газовой турбиной определялся по таблицам удельных выбросов загрязняющих веществ [95]. 97 Результаты расчета экономии топливного газа при использовании тепловых ВЭР ГТУ на единицу оборудования и по ЕСГ по типам ГПА сведены в таблицу 3.13 и представлены на рисунках 3.14 -3.17. Таблица 3.13 – Результаты расчета экономии топливного газа при использовании потенциала тепловых ВЭР уходящих газов ГТУ утилизации теплоты ВЭР, млн.м3/год Годовая экономия топливного газа при Экономия топливного газа, м3/ч 2,8 10 10436 28,1 906 2,4 36 32599 87,7 916 890 2,4 19 16910 45,5 33 1234 1201 3,2 99 118868 319,9 6,3 33 1296 1262 3,4 5 6312 17,0 24 6 36 1671 1634 4,4 140 228810 615,7 ГТН-6 24 6 36 1671 1634 4,4 83 135648 365,0 ГПА-Ц-6,3 24 6,3 40 1559 1519 4,1 440 668366 1798,6 ГТК-10 29 10 45 2298 2252 6,1 791 178159 4794,4 2,6 12 688 676 Центавр С-304 25 3,9 14 1058 1044 ГТ-700-5 25 4,25 27 933 ГТК-5 26 4,4 26 ГТ-750-6 27 6 ГТ-750-6 27 ГТ-6-750 Центавр 168Н С- тельной, м3/ч 25 Тип ГТУ Перерасход газа, м3/ч 13521 Единичная мощность, МВт Количество ГТУ в ЕСГ, шт утилизации теплоты ВЭР, млн.м3/год Годовая экономия топливного газа при По ЕСГ 20 КПД,% Экономия топливного газа, м3/ч Расход газа на выработку теплоты в ко- На единицу оборудования 1,8 36,4 98 утилизации теплоты ВЭР, млн.м3/год Годовая экономия топливного газа при Экономия топливного газа, м3/ч По ЕСГ Количество ГТУ в ЕСГ, шт утилизации теплоты ВЭР, млн.м3/год Годовая экономия топливного газа при Экономия топливного газа, м3/ч тельной, м3/ч Расход газа на выработку теплоты в ко- Перерасход газа, м3/ч Единичная мощность, МВт КПД,% Тип ГТУ На единицу оборудования 7 ГТК-10И 26 10 0 2703 2703 7,3 150 405402 1091,0 ГПУ-10 28 10 47 2051 2004 5,4 269 539143 1450,9 ГТНР -10 32 10 41 1695 1654 4,5 1 1654 4,5 ДЖ-59 31 12 53 2214 2161 5,8 1 2161 5,8 11,9 51 2681 2631 7,1 19 49981 134,5 12,9 51 2907 2856 14 39982 «Коберра 182» 28 «Коберра 182» (двигатель 28 Эйвон) 7,7 107,6 ГТНР-12,5 28 12,5 47 2552 2505 6,7 1 2505 6,7 ГТК-16 25 16 63 3811 3748 10,1 3 11245 30,3 ГТН-16 29 16 54 3423 3369 9,1 60 202147 544,0 ГПА-Ц-16 28 16 68 3609 3541 ГПУ-16 29 16 57 3247 3190 8,6 ГПА-16 29 16 45 3635 3589 ДГ-90 35 25 81 4134 ГТН-25 28 25 0 5715 9,5 536 189793 3 5107,5 58 185020 497,9 9,7 19 68199 183,5 4054 10,9 15 60803 163,6 5715 15,4 100 571507 1538,0 99 утилизации теплоты ВЭР, млн.м3/год Годовая экономия топливного газа при Экономия топливного газа, м3/ч Количество ГТУ в ЕСГ, шт утилизации теплоты ВЭР, млн.м3/год Годовая экономия топливного газа при 35 25 54 4117 4063 10,9 7 28443 76,5 ГТК-25И 28 25 0 5969 5969 16,1 105 626716 1686,5 - 179,7 3001 - Итого тельной, м3/ч Перерасход газа, м3/ч ГПА-Ц-25 Тип ГТУ Единичная мощность, МВт Экономия топливного газа, м3/ч По ЕСГ КПД,% Расход газа на выработку теплоты в ко- На единицу оборудования 20737, 2 Экономия топливного газа, м3/ч ГТК-25И ГТН-25 ГПА-Ц-25 ДГ-90 ГТК-16 ГПА-16 ГПА-Ц-16 ГТН-16 ГПУ-16 «Коберра 182» (двигатель Эйвон) ГТК-10И «Коберра 182» ГТНР-12,5 ГТК-10 ДЖ-59 ГПУ-10 ГТНР -10 ГТ-6-750 ГТН-6 ГПА-Ц-6,3 ГТ-750-6 ГТ-750-6 Центавр С-304 ГТ-700-5 ГТК-5 Центавр С-168Н 5969 5715 4063 4054 3748 3589 3541 3369 3190 2856 2703 2631 2505 2252 2161 2004 1654 1634 1634 1519 1262 1201 1044 906 890 676 Рисунок 3.14 – Часовая экономия топливного газа на единицу ГТУ 100 Годовая экономия топливного газа при утилизации теплоты ВЭР, млн.м3/год ГТК-25И ГТН-25 ГПА-Ц-25 ДГ-90 ГТК-16 ГПА-16 ГПА-Ц-16 ГТН-16 ГПУ-16 «Коберра 182» (двигатель Эйвон) ГТК-10И «Коберра 182» ГТНР-12,5 ГТК-10 ДЖ-59 ГПУ-10 ГТНР -10 ГТ-6-750 ГТН-6 ГПА-Ц-6,3 ГТ-750-6 ГТ-750-6 Центавр С-304 ГТ-700-5 ГТК-5 Центавр С-168Н 16,1 15,4 10,9 10,9 10,1 9,7 9,5 9,1 8,6 7,7 7,3 7,1 6,7 6,1 5,8 5,4 4,5 4,4 4,4 4,1 3,4 3,2 2,8 2,4 2,4 1,8 Рисунок .3.15 – Годовая экономия топливного газа на единицу ГТУ Экономия топливного газа, м3/ч ГПА-Ц-16 ГТК-10 ГПА-Ц-6,3 ГТК-25И ГТН-25 ГПУ-10 ГТК-10И ГТ-6-750 ГТН-16 ГПУ-16 ГТН-6 ГТ-750-6 ГПА-16 ДГ-90 «Коберра 182» «Коберра 182» (двигатель Эйвон) ГТ-700-5 ГПА-Ц-25 ГТК-5 Центавр С-168Н ГТК-16 Центавр С-304 ГТ-750-6 ГТНР-12,5 ДЖ-59 ГТНР -10 1 897 933 1 781 597 668 366 626 716 571 507 539 143 405 402 228 810 202 147 185 020 135 648 118 868 68 199 60 803 49 981 39 982 32 599 28 443 16 910 13 521 11 245 10 436 6 312 2 505 2 161 1 654 Рисунок 3.16 – Часовая экономия топливного газа по системе газоснабжения по типам ГТУ 101 Годовая экономия топливного газа при утилизации теплоты ВЭР, млн.м3/год ГПА-Ц-16 ГТК-10 ГПА-Ц-6,3 ГТК-25И ГТН-25 ГПУ-10 ГТК-10И ГТ-6-750 ГТН-16 ГПУ-16 ГТН-6 ГТ-750-6 ГПА-16 ДГ-90 «Коберра 182» «Коберра 182» (двигатель Эйвон) ГТ-700-5 ГПА-Ц-25 ГТК-5 Центавр С-168Н ГТК-16 Центавр С-304 ГТ-750-6 ГТНР-12,5 ДЖ-59 ГТНР -10 5107 4794 1799 1687 1538 1451 1091 616 544 498 365 320 184 164 135 108 88 77 46 36 30 28 17 7 6 4 Рисунок 3.17 – Годовая экономия топливного газа по системе газоснабжения по типам ГТУ В результате проведенных расчетов суммарная годовая экономия топливного газа по системе газоснабжения составляет 20737 млн м3/год. Согласно Рекомендациям по инвентаризации и национальному учету выбросов парниковых газов в атмосферу данное количество природного газа эквивалентно 38 млн т СО2/год. 3.3.2 Оценка экономии топливного газа при использовании тепловых ВЭР ГТУ для возможных вариантов устанавливаемого в КЦ оборудования Оценим экономию топливного газа для вариантов компоновок КЦ, используемых при расчете потенциала тепловых ВЭР ГТУ ранее. 102 Результаты расчетов приведены в таблице 3.14. Таблица 3.14 - Результаты расчета экономии топливного газа при использовании потенциала тепловых ВЭР уходящих газов ГТУ для возможных компоно- Экономия топливного газа, м3/ч 238 8907 8669 2 ГПУ – 10 28 70 5/2 120 329 14358 14030 33,7 3 ГТК – 10И 26 70 5/2 158 0 18919 18919 45,5 4 ГПА – Ц – 16 28 80 3/2 151 338 18043 17705 35,7 5 ГПУ – 16 29 80 3/2 136 285 16235 15950 32,2 утилизации теплоты ВЭР, млн.м3/год Расход газа на выработку теплоты, м3/ч 74 Годовая экономия топливного газа при Перерасход газа, м3/ч 4/2 Удельный выход ВЭР, МВт Количество установленных ГТУ, основ- 36 ных/резервных Установленная мощность КЦ, МВт ГПА – Ц – 6,3 24 Тип ГТУ 1 № КПД,% вок оборудования в КЦ 19,4 103 3.4 Тепловые вторичные энергетические ресурсы нагнетателей природного газа 3.4.1 Методика расчета потенциала тепловых вторичных энергетических ресурсов нагнетателей природного газа Количество теплоты, содержащейся в газе после компримирования на КС при заданной температуре охлаждения QВЭР, Вт: (3.17) где ρ – плотность газа, кг/м3; Q – пропускная способность газопровода, м3/ч; Сpm – средняя теплоемкость газа, Дж/кг·°С; t1 – температура газа после нагнетателей, °С; t2 – температура газа после АВО, перед подачей его в трубопровод, °С; Валовый потенциал тепловых ВЭР QПВЭР, Дж, рассчитывается по формуле: (3.18) где 3,6 – коэффициент перевода времени из ч в с и количества теплоты из МДж в ГДж; Z – относительное время нахождения ГПА в работе; Tk – продолжительность календарного года, ч; K – средняя годовая загрузка ГПА. Планируемый технический потенциал тепловых ВЭР нагнетателей природного газа Q пв ВЭР , Дж, в общем случае эквивалентен валовому потенциалу. 104 Фактический технический потенциал тепловых ВЭР нагнетателей природного газа – количество энергии, реально полученное за рассматриваемый период, т.е. фактическое использование теплоты компримированного газа по отчетным данным предприятия. На существующих КС в случае использование для охлаждения компримированного газа АВО данный потенциал равен нулю. Экономический потенциал тепловых ВЭР тепловых ВЭР нагнетателей природного газа - количество энергии, получение которой из данного вида ресурса экономически целесообразно. В таблице 3.15 выделены потенциалы тепловых ВЭР нагнетателей природного газа и представлены основы их определения. Таблица 3.15 - Потенциал тепловых ВЭР нагнетателей природного газа Потенциал ВЭР Методика определения Энергетический потен- Энтальпия циал энергоносителя компримированного газа, Дж/кг Значение h, Дж/кг Теплота газа после компримирования при его охлаждении на КС Удельный валовый при заданной температуре охлаждения: QВЭР, Вт Теплота компримированного газа Валовый за время нахождения ГПА в работе Планируемый техниче- В общем случае эквивалентен ваский ловому Q пВЭР , Q пв ВЭР Дж , Дж 105 Потенциал ВЭР Методика определения Значение Фактическое ис- пользование теплоФактический технический Количество энергии, реально полученное за рассматриваемый период ты компримированного газа по отчетным данным предприятия. При использовании АВО равен нулю. Количество энергии, получение Экономический которой из данного вида ресурса Q эк ВЭР , Дж экономически целесообразно 3.4.2 Оценка потенциалов тепловых ВЭР нагнетателей природного газа Проведем анализ потенциала тепловых ВЭР нагнетателей природного газа для ГПА с газотурбинным приводом. При оценке потенциала тепловых ВЭР нагнетателей природного газа ГТУ принимались следующие исходные данные: - транспортируемый газ – чистый метан; - температура газа на выходе из нагнетателя – 40 °С; - температура газа после АВО – 35 °С; - относительное время нахождения ГТУ в работе – 0,384; - средняя годовая загрузка агрегата по мощности – 0,8; - продолжительность календарного года – 8760 ч. Производительность нагнетателя определялась по [12, 95]. Исходные данные и результаты расчетов представлены в таблице 3.16. 106 Таблица 3.16 – Исходные данные и результаты расчетов потенциалов тепловых ВЭР нагнетателей ГТУ Производи- Тип ГТУ КПД, % тельность на- Единичная мощность, гнетателя Тип ЦБН (при 20 °C и кВт 0,1013 МПа), млн.м3/сут. Центавр С- Удельный Валовый валовый потенциал потенциал тепловых тепловых ВЭР, тыс. ВЭР, МВт ГДж 25 2620 С-168Н 1,3 0,129 1,252 25 3900 С-304 1,8 0,179 1,733 ГТ-700-5 25 4250 280-12-4 8,5 0,845 8,183 ГТК-5 26 4400 280-12-1 8,5 0,845 8,183 ГТ-750-6 27 6000 370-14-1 19,5 1,938 18,773 ГТ-750-6 27 6300 370-14-1 19,5 1,938 18,773 ГТ-6-750 24 6000 Н-300-1,23 19 1,888 18,292 ГТН-6 24 6000 Н-300-1,23 19 1,888 18,292 ГПА-Ц-6,3 24 6300 10,7 1,063 10,301 ГТК-10 29 10000 36 3,784 36,660 ГТК-10И 26 10000 17,6 1,850 17,922 ГПУ-10 28 10000 370-18-1 36 3,784 36,660 ГТНР -10 32 10000 520-12-1 29,3 2,912 28,208 ДЖ-59 31 12000 520-12-1 29,3 2,912 28,208 28 11900 2ВВ-30 21,8 2,291 22,199 182» (двига- 28 12900 2ВВ-30 21,8 2,291 22,199 12500 520-12-1 29,3 2,912 28,208 168Н Центавр С304 «Коберра 182» Н-196-1,45 и др. 370-18-1 Купер Бессемер «Коберра тель Эйвон) ГТНР-12,5 28 107 Производи- Тип ГТУ КПД, % тельность на- Единичная мощность, Тип ЦБН кВт гнетателя (при 20 °C и 0,1013 МПа), млн.м3/сут. Удельный Валовый валовый потенциал потенциал тепловых тепловых ВЭР, тыс. ВЭР, МВт ГДж ГТК-16 25 16000 Н-800-1,25 33 3,469 33,605 ГТН-16 29 16000 Н-800-1,25 33 3,469 33,605 ГПА-Ц-16 28 16000 Ц-16/76-1,45 33,3 3,500 33,910 ГПУ-16 29 16000 650-12-1 33,3 3,500 33,910 ГПА-16 29 16000 650-12-1 33,1 3,479 33,706 ДГ-90 35 25000 820-21-1 53 5,267 51,025 ГТН-25 28 25000 650-21-1 53 5,571 53,971 ГПА-Ц-25 35 25000 43,2 4,541 43,991 ГТК-25И 28 25000 47,5 4,993 48,370 211-25-761,35 РС-804-2 В результате расчетов получено распределение потенциалов тепловых ВЭР нагнетателей природного газа в зависимости от типа ГПА, которое представлено на рисунке 3.18. 108 Валовый потенциал тепловых ВЭР, тыс. ГДж Удельный валовый потенциал тепловых ВЭР, МВт ГТН-25 5,6 ДГ-90 5,3 ГТК-25И 5,0 ГПА-Ц-25 4,5 ГПУ-10 3,8 ГТК-10 3,8 ГПУ-16 3,5 ГПА-Ц-16 3,5 ГПА-16 3,5 ГТН-16 3,5 ГТК-16 3,5 ГТНР-12,5 2,9 ДЖ-59 2,9 ГТНР -10 2,9 «Коберра 182» (двигатель Эйвон) 2,3 ГТ-750-6 1,9 ГТ-750-6 1,9 ГТН-6 1,9 ГТ-6-750 1,9 ГТК-10И 1,8 ГПА-Ц-6,3 1,1 ГТК-5 0,8 ГТ-700-5 Центавр С-168Н 46,9 42,7 35,6 35,6 32,9 32,9 32,7 32,6 32,6 27,4 27,4 27,4 21,5 2,3 «Коберра 182» Центавр С-304 52,4 49,5 21,5 18,2 18,2 17,7 17,7 17,4 10,0 7,9 7,9 0,8 1,7 0,2 1,2 0,1 Рисунок 3.18 – Распределение потенциала тепловых ВЭР нагнетателей природного газа в зависимости от типа ГПА Наибольшим потенциалом обладают нагнетатели газоперекачивающих агрегатов ГТН-25 и ДГ-90, которые имеют наибольшую производительность. Удельный валовый потенциал тепловых ВЭР нагнетателя ГТН-25 составляет 5,6 МВт, а валовый 52,4 тыс. ГДж. 3.4.2.1 Оценка потенциалов тепловых ВЭР нагнетателей природного газа газотранспортной системы Оценим потенциал тепловых ВЭР нагнетателей природного газа в зависимости от типа ГПА с газотурбинным приводом для ЕСГ. Результаты расчетов представлены в таблице 3.17. 109 Таблица 3.17 – Результаты расчетов потенциалов тепловых ВЭР нагнетателей ГТУ для ЕСГ Количество Тип ГТУ ГТУ ЕСГ, Удельный валовый по- Валовый в тенциал тепловых тепловых ВЭР, МВт ГДж шт. Центавр С-168Н 20 2,584 25,031 Центавр С-304 10 1,789 17,329 ГТ-700-5 36 30,409 294,599 ГТК-5 19 16,049 155,483 ГТ-750-6 99 191,846 1858,575 ГТ-750-6 5 9,689 93,867 ГТ-6-750 140 264,341 2560,896 ГТН-6 83 156,716 1518,245 ГПА-Ц-6,3 440 467,863 4532,593 ГТК-10 791 2993,198 28997,684 ГТК-10И 150 277,498 2688,365 ГПУ-10 269 1017,914 9861,412 ГТНР -10 1 2,912 28,208 ДЖ-59 1 2,912 28,208 «Коберра 182» 19 43,538 421,788 14 32,080 310,791 ГТНР-12,5 1 2,912 28,208 ГТК-16 3 10,406 100,814 ГТН-16 60 208,124 2016,274 ГПА-Ц-16 536 1876,141 18175,793 «Коберра 182» (двигатель Эйвон) потенциал ВЭР, тыс. 110 Количество Тип ГТУ ГТУ ЕСГ, Удельный валовый по- Валовый в тенциал тепловых тепловых ВЭР, МВт ГДж потенциал ВЭР, тыс. шт. ГПУ-16 58 203,015 1966,784 ГПА-16 19 66,106 640,422 ДГ-90 15 79,004 765,381 ГТН-25 100 557,099 5397,097 ГПА-Ц-25 7 31,786 307,940 ГТК-25И 105 524,251 5078,872 9070,183 87870,660 Итого Распределение потенциалов тепловых ВЭР нагнетателей природного газа для системы газоснабжения в зависимости от типа ГПА представлено на рисунках 3.19 – 3.20. 111 ГТК-10 ГПА-Ц-16 ГПУ-10 ГТН-25 ГТК-25И ГПА-Ц-6,3 ГТК-10И ГТ-6-750 ГТН-16 ГПУ-16 ГТ-750-6 ГТН-6 ДГ-90 ГПА-16 «Коберра 182» «Коберра 182» (Эйвон) ГПА-Ц-25 ГТ-700-5 ГТК-5 ГТК-16 ГТ-750-6 ГТНР-12,5 ДЖ-59 ГТНР -10 Центавр С-168Н Центавр С-304 2993 1876 1018 557 524 468 277 264 208 203 192 157 79 66 44 32 32 30 16 10 10 3 3 3 3 2 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 Удельный валовый потенциал ВЭР, МВт Рисунок 3.19 – Распределение удельного валового потенциала тепловых ВЭР нагнетателей природного газа в зависимости от типа ГПА для системы газоснабжения ГТК-10 ГПА-Ц-16 ГПУ-10 ГТН-25 ГТК-25И ГПА-Ц-6,3 ГТК-10И ГТ-6-750 ГТН-16 ГПУ-16 ГТ-750-6 ГТН-6 ДГ-90 ГПА-16 «Коберра 182» «Коберра 182» (Эйвон) ГПА-Ц-25 ГТ-700-5 ГТК-5 ГТК-16 ГТ-750-6 ГТНР-12,5 ДЖ-59 ГТНР -10 Центавр С-168Н Центавр С-304 28998 18176 9861 5397 5079 4533 2688 2561 2016 1967 1859 1518 765 640 422 311 308 295 155 101 94 28 28 28 25 17 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 Валовый потенциал ВЭР, тыс.ГДж Рисунок 3.20 – Распределение валового потенциала тепловых ВЭР нагнетателей природного газа в зависимости от типа ГПА для системы газоснабжения 112 Из таблицы 3.17 и рисунков 3.19 – 3.20 видно, что в ЕСГ наибольшим потенциалом тепловых ВЭР нагнетателей природного газа обладает газоперекачивающий агрегат ГТК-10. Удельный валовый потенциал агрегатов ГТК-10 в ЕСГ составляет 2993 МВт, а валовый потенциал – 28998 тыс. ГДж. Суммарный удельный валовый потенциал нагнетателей природного газа газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом в ЕСГ составляет 9070 МВт, а валовый – 87,871 млн ГДж. 3.4.2.2 Оценка потенциалов тепловых ВЭР нагнетателей природного газа для КЦ Оценим потенциал тепловых ВЭР нагнетателей природного газа для типовых КЦ. Результаты расчетов представлены в таблице 3.18. Таблица 3.18 – Результаты расчетов потенциалов тепловых ВЭР нагнетателей ГТУ для КЦ Тип ГТУ Коли- Производи- чество тельность на- Удельный валовый Валовый установ- Тип ЦБН гнетателя потенциал тепло- тенциал тепло- (при 20 °C и вых ВЭР, вых ВЭР, ленных 0,1013 МПа), МВт тыс. ГДж ГТУ млн.м3/сут. ГПА – Ц – 6,3 6 Н-196-1,45 10,7 6,380 61,808 ГПУ – 10 7 370-18-1 36 25,043 242,611 ГТК – 10И 7 17,6 12,243 118,610 ГПА – Ц– 16 5 Ц-16/76-1,45 33,3 16,546 160,297 ГПУ– 16 5 650-12-1 33,3 16,546 160,297 Купер Бессемер по- 113 3.5 Оценка экономии электроэнергии при утилизации тепловых вторичных энергетических ресурсов нагнетателей природного газа Использование потенциала тепловых ВЭР нагнетателей природного газа позволяет экономить значительную часть электроэнергии на привод вентиляторов АВО. Оценим экономию электроэнергии при утилизации потенциала тепловых ВЭР нагнетателей природного газа. В расчетах использовались следующие исходные данные: - изменение температуры воздуха в АВО при нормальных условиях - 15 °С; - полный напор вентилятора при расходе воздуха больше 250000 нм 3/ч– 35 мм. вод. ст.; - полный напор вентилятора при расходе воздуха меньше 250000 нм3/ч– 10 мм. вод. ст.; - КПД вентилятора – 0,7; - КПД редуктора – 0,97; - относительное время нахождения ГТУ в работе – 0,384; - продолжительность календарного года – 8760 ч. Пользуясь методикой [48] определим мощность вентилятора, необходимую для привода АВО и годовую экономию электроэнергии на их привод. Результаты расчетов представлены в таблице 3.19. 114 Таблица 3.19 – Результаты расчетов экономии электроэнергии при утилизации тепловых ВЭР нагнетателей природного газа Удельный Расход Мощность Годовая экономия выход воздуха, вентилятора, электроэнергии, ВЭР, МВт нм3/ч кВт тыс. кВт·ч Центавр С-168Н 0,129 25709 1,0 3,5 Центавр С-304 0,179 35597 1,4 4,8 ГТ-700-5 0,845 168099 6,8 22,9 ГТК-5 0,845 168099 6,8 22,9 ГТ-750-6 1,938 385639 54,7 183,8 ГТ-750-6 1,938 385639 54,7 183,8 ГТ-6-750 1,888 375751 53,3 179,1 ГТН-6 1,888 375751 53,3 179,1 ГПА-Ц-6,3 1,063 211607 8,6 28,8 ГТК-10 3,784 753049 106,7 359,0 ГТК-10И 1,850 368157 52,2 175,5 ГПУ-10 3,784 753049 106,7 359,0 ГТНР -10 2,912 579447 82,1 276,2 ДЖ-59 2,912 579447 82,1 276,2 «Коберра 182» 2,291 456013 64,6 217,4 «Коберра 182» (двигатель Эйвон) 2,291 456013 64,6 217,4 ГТНР-12,5 2,912 579447 82,1 276,2 ГТК-16 3,469 690294 97,8 329,1 ГТН-16 3,469 690294 97,8 329,1 ГПА-Ц-16 3,500 696570 98,7 332,1 ГПУ-16 3,500 696570 98,7 332,1 ГПА-16 3,479 692386 98,1 330,1 ДГ-90 5,267 1048147 148,5 499,7 ГТН-25 5,571 1108655 157,1 528,5 ГПА-Ц-25 4,541 903658 128,1 430,8 ГТК-25И 4,993 993606 140,8 473,7 Тип ГТУ 115 Было получено распределение экономии электроэнергии при утилизации тепловых ВЭР нагнетателей природного газа в зависимости от типа ГТУ, которое представлено на рисунке 3.21. Экономия электроэнергии, тыс. кВт·ч ГТН-25 ДГ-90 ГТК-25И ГПА-Ц-25 ГПУ-10 ГТК-10 ГПУ-16 ГПА-Ц-16 ГПА-16 ГТН-16 ГТК-16 ГТНР-12,5 ДЖ-59 ГТНР -10 «Коберра 182» (двигатель Эйвон) «Коберра 182» ГТ-750-6 ГТ-750-6 ГТН-6 ГТ-6-750 ГТК-10И ГПА-Ц-6,3 ГТК-5 ГТ-700-5 Центавр С-304 Центавр С-168Н 529 500 474 431 359 359 332 332 330 329 329 276 276 276 217 217 184 184 179 179 176 29 23 23 5 4 Рисунок 3.21 – Годовая экономия электроэнергии в зависимости от типа ГТУ 3.5.1 Оценка экономии электроэнергии при утилизации тепловых ВЭР нагнетателей природного газа газотранспортной системы Результаты расчетов экономии электроэнергии при утилизации тепловых ВЭР нагнетателей природного газа газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом для единой системы газоснабжения представлены в таблице 3.20. 116 Таблица 3.20 – Результаты расчетов экономии электроэнергии при утилизации тепловых ВЭР нагнетателей природного газа газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом для ЕСГ Удельный Тип ГТУ выход МВт ВЭР, Расход возду- Мощность вен- Экономия ха, нм3/ч тилятора, кВт энергии, тыс. кВт·ч Центавр С-168Н 2,6 514185 20,8 70,0 Центавр С-304 1,8 355975 14,4 48,5 ГТ-700-5 30,4 6051567 245,0 824,3 ГТК-5 16,0 3193882 129,3 435,0 ГТ-750-6 191,8 38178265 1545,9 5200,3 ГТ-750-6 9,7 1928195 78,1 262,6 ГТ-6-750 264,3 52605121 2130,1 7165,3 ГТН-6 156,7 31187322 1262,8 4248,0 ГПА-Ц-6,3 467,9 93107109 3770,1 12682,1 ГТК-10 2993,2 595661369 24119,8 81135,0 ГТК-10И 277,5 55223557 2236,1 7522,0 ГПУ-10 1017,9 202570049 8202,5 27592,0 ГТНР -10 2,9 579447 23,5 78,9 ДЖ-59 2,9 579447 23,5 78,9 «Коберра 182» 43,5 8664241 350,8 1180,2 «Коберра 182» (Эйвон) 32,1 6384178 258,5 869,6 ГТНР-12,5 2,9 579447 23,5 78,9 ГТК-16 10,4 2070883 83,9 282,1 ГТН-16 208,1 41417668 1677,1 5641,5 ГПА-Ц-16 1876,1 373361450 15118,3 50855,5 ГПУ-16 203,0 40401052 1635,9 5503,0 ГПА-16 66,1 13155339 532,7 1791,9 ДГ-90 79,0 15722207 636,6 2141,5 ГТН-25 557,1 110865475 4489,2 15101,0 ГПА-Ц-25 31,8 6325607 256,1 861,6 ГТК-25И 524,3 104328595 4224,5 14210,6 Итого электро- 245860,5 117 Как видно из таблицы 3.20, годовая экономия электроэнергии при утилизации тепловых ВЭР нагнетателей природного газа газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом для ЕСГ составляет 245,861 тыс. МВт·ч. 3.5.2 Оценка экономии электроэнергии при утилизации тепловых ВЭР нагнетателей природного газа для КЦ Результаты расчетов экономии электроэнергии при утилизации тепловых ВЭР нагнетателей природного газа для КЦ представлены в таблице 3.21. Таблица 3.21 – Результаты расчетов экономии электроэнергии при утилизации тепловых ВЭР нагнетателей природного газа для КЦ Удельный Тип ГТУ Количество выход ГТУ ВЭР, МВт Расход Мощность Экономия элек- воздуха, вентилятора, троэнергии, нм3/ч кВт тыс. кВт·ч ГПА – Ц – 6,3 6 6,380 1269642 51,4 172,9 ГПУ – 10 7 25,043 4983643 201,8 678,8 ГТК – 10И 7 12,243 2436448 98,7 331,9 ГПА – Ц – 16 5 16,546 3292764 133,3 448,5 ГПУ – 16 5 16,546 3292764 466,7 1569,8 3.6 Сопоставление потенциалов тепловых вторичных энергетических ресурсов уходящих газов газотурбинных установок и нагнетателей природного газа Потенциалы тепловых ВЭР для различных типов газотурбинных установок, используемых при магистральном транспорте газа, были рассчитаны ранее в соответствующих главах. 118 Сопоставим количественно удельный валовый потенциал тепловых вторичных энергоресурсов уходящих газов и нагнетателей природного газа для газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом на единицу оборудования. Результаты представлены в таблице 3.22 и на рисунке 3.22. Таблица 3.22 – Сопоставление потенциала тепловых ВЭР уходящих газов ГТУ и нагнетателей природного газа Удельный валовый потенциал тепловых Доля ВЭР, МВт Тип ГТУ уходящие газы ГТУ потенциала нагнетателей принагнетатели родного газа при- родного уходящих ГТУ, % Центавр С-168Н 5,75 0,13 2 ГТК-5 7,66 0,84 11 ГТ-700-5 7,79 0,84 11 Центавр С-304 8,84 0,18 2 ГТ-750-6 10,31 1,94 19 ГТ-750-6 10,83 1,94 18 ГПА-Ц-6,3 13,03 1,06 8 ГТ-6-750 13,96 1,89 14 ГТН-6 13,96 1,89 14 ГТНР -10 14,17 2,91 21 ГПУ-10 17,14 3,78 22 ДЖ-59 18,50 2,91 16 ГТК-10 19,20 3,78 20 ГТНР-12,5 21,33 2,91 14 «Коберра 182» 22,41 2,29 10 ГТК-10И 22,59 1,85 8 «Коберра 182» (Эйвон) 24,29 2,29 9 ГПУ-16 27,14 3,50 13 ГТН-16 28,61 3,47 12 газа от газов 119 Удельный валовый потенциал тепловых Доля ВЭР, МВт нагнетателей при- Тип ГТУ уходящие газы ГТУ нагнетатели при- родного газа родного уходящих газа от газов ГТУ, % ГПА-Ц-16 30,16 3,50 12 ГПА-16 30,38 3,48 11 ГТК-16 31,85 3,47 11 ГПА-Ц-25 34,41 4,54 13 ДГ-90 34,55 5,27 15 ГТН-25 47,76 5,57 12 ГТК-25И 49,88 4,99 10 Удельный валовый потенциал, МВт потенциала 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 уходящие газы ГТУ нагнетатели природного газа Рисунок 3.22 - Сопоставление потенциала тепловых ВЭР уходящих газов ГТУ и нагнетателей природного газа на единицу оборудования Потенциал тепловых вторичных энергоресурсов уходящих газов газотурбинных установок превалирует над потенциалом тепловых ВЭР нагнетателей природного газа. Доля потенциала нагнетателей природного газа от потенциала 120 тепловых вторичных энергоресурсов уходящих газов ГТУ составляет от 2 до 20 %. Для Единой системы газоснабжения рассчитанный удельный валовый потенциал тепловых вторичных энергоресурсов уходящих газов ГТУ равен 65460 МВт, а потенциал нагнетателей природного газа – 9070 МВт, что составляет 12% от суммарного удельного валового потенциала тепловых вторичных энергоресурсов для газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом, что иллюстрирует рисунок 3.23. 12% 88% Удельный валовый потенциал тепловых ВЭР уходящих газов ГТУ, МВт Удельный валовый потенциал тепловых ВЭР нагнетателей природного газа, МВт Рисунок 3.23 – Удельный валовый потенциал тепловых ВЭР системы газоснабжения для газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом Подобное сравнение проведем и для типовых компрессорных цехов представлено в таблице 3.23. 121 Таблица 3.23 – Сопоставление потенциала тепловых ВЭР уходящих газов ГТУ и нагнетателей природного газа для КЦ Количество усТип ГТУ тановленных ГТУ Удельный валовый по- Доля потен- Установ- тенциал тепловых ВЭР, циала нагне- ленная МВт мощность, МВт уходящие газы ГТУ тателей при- нагнетатели родного газа природного от уходящих газа газов ГТУ, % ГПА – Ц – 6,3 6 36 74,44 6,38 9 ГПУ – 10 7 70 120,00 25,04 21 ГТК – 10И 7 70 158,11 12,24 8 ГПА – Ц – 16 5 80 150,79 16,55 11 ГПУ – 16 5 80 135,68 16,55 12 Доля потенциала тепловых ВЭР нагнетателей природного газа от потенциала тепловых ВЭР уходящих газов ГТУ в среднем составляет 12 %. 3.7 Сопоставление потенциалов вторичных энергетических ресурсов ЕСГ В 2012 году ПАО «Газпром» реализовано 249,7 млрд м3 газа потребителям Российской Федерации. Структура рынка газа в России представлена на рисунке 3.24 [79]. Рисунок 3.24 – Структура продаж газа Группы «Газпром» 122 Принимая температуру поставляемого газа 10 °С и перепад давлений на газораспределительной станции 4/1,2 МПа, тогда валовый потенциал избыточного давления реализованного газа потребителям составит 6172774 МВт·ч (705 МВт). Потенциал избыточного давления топливного газа на КС составит 779350 МВт∙ч (290 МВт). Для Единой системы газоснабжения рассчитанный валовый потенциал тепловых вторичных энергоресурсов уходящих газов газотурбинных установок равен 634171 тыс. ГДж, а потенциал нагнетателей природного газа – 87871 тыс. ГДж. Сопоставление потенциалов вторичных энергоресурсов по Единой системе газоснабжения представлено на рисунке 3.25. ВЭР избыточного давления 3% ВЭР нагнетателей природного газа 12% ВЭР уходящих газов ГТУ 85% Рисунок 3.25 – Сопоставление валовых потенциалов ВЭР по ЕСГ, т у.т. Из рисунка 3.25 видно, что наибольшим потенциалом из основных видов вторичных энергоресурсов в Единой системе газоснабжения обладают тепловые вторичные энергоресурсы уходящих газов ГТУ, которые составляют 85 %. Выводы по главе 3 1. Для основных источников тепловых ВЭР в системе газоснабжения со- ставлены последовательные алгоритмы и методики определения потенциалов и основных направлений их использования. 123 2. По предложенным методикам оценены потенциалы тепловых ВЭР уходящих газов газотурбинных установок для единичного оборудования, для возможных компоновок компрессорных цехов и для ЕСГ в целом. Суммарный удельный валовый потенциал тепловых ВЭР ГТУ газотранспортной системы РФ составляет 65,5 ГВт, а валовый потенциал – 634,2 млн ГДж соответственно. При использовании тепловых ВЭР ГТУ для выработки тепловой энергии годовая экономия топливного газа в системе газоснабжения могла бы составить 20737 млн м3, что эквивалентно сокращению выбросов парниковых газов в атмосферу на 38 млн т СО2/год. 3. Оценены потенциалы тепловых ВЭР нагнетателей природного газа для единичного оборудования, для возможных компоновок компрессорных цехов и для ЕСГ в целом. Суммарный удельный валовый потенциал нагнетателей природного газа агрегатов с газотурбинным приводом в ЕСГ составляет 9070 МВт, а валовый – 87,871 млн ГДж. Годовая экономия электроэнергии при утилизации тепловых ВЭР нагнетателей природного газа газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом для ЕСГ могла бы составить 245,861 тыс. МВт·ч. 4. Показано, что наибольшим потенциалом из основных видов вторич- ных энергоресурсов в Единой системе газоснабжения обладают тепловые вторичные энергоресурсы уходящих газов ГТУ, которые составляют 85 %. 124 ГЛАВА 4 КОМПЛЕКСНАЯ СХЕМА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ НА КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ 4.1 Энерготехнологический комплекс на базе детандер-генераторного агрегата на компрессорной станции На компрессорных станциях топливный газ для ГПА отбирается из магистрального газопровода на входе в КС с давлением 4,5-6,5 МПа, очищается, дросселируется перед подачей в камеру сгорания до требуемого давления 1,5 – 2,5 МПа. При необходимости топливный газ подогревается [20]. Эту схему использования топливного газа на КС можно дополнить детандер-генераторным агрегатом с целью использования энергии избыточного давления газа, заменяя процесс дросселирования детандированием. При этом можно получить два полезных потока: - в ДГА может вырабатываться электроэнергия для собственных нужд, - поток охлажденного в ДГА газа использовать для охлаждения компримированного газа. Ранее было доказано, что при использовании ДГА температура газа существенно снижается, что требует дополнительного подвода энергии для нагрева газа перед подачей потребителю, в частности в камеру сгорания ГТУ. Предлагается утилизировать теплоту транспортируемого газа после компримирования для подогрева потока охлажденного топливного газа после ДГА. Это решение позволяет частично отказаться от использования аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа и получить бестопливную схему энерготехнологического комплекса на базе ДГА для выработки электроэнергии. Использование всего потока транспортируемого газа нецелесообразно, т.к. его расход несоизмеримо больше расхода топливного газа, в результате чего температура транспортируемого газа после теплообменного аппарата практически не изменится [8]. 125 В работе предлагается схема утилизации ВЭР на КС магистральных газопроводов, которая предполагает использование энергии избыточного давления топливного газа и части потока теплого транспортируемого газа после компримирования для подогрева холодного топливного газа после ДГА [8, 20]. Предлагаемая схема представлена на рисунке 4.1. Природный газ Природный газ Газ на компримирование 4 Газ после компримирования 7,5 МПа газ КС р= 1,8 МПа t= 20 °C Топливный 4,5-5,6 МПа Р = 5,2 МПа t = 20°C 1 ГТ Н 5 6 продукты сгорания р=7,5 МПа t= 46 °C G 3 7 2 р= 1,8 МПа t= - 42 °C р= 7,5 МПа t= 35 °C 1-узел очистки и осушки газа, 2- детандер - генераторный агрегат, 1 – узел очистки и3осушки г аза,аппарат, 2 – детандер – генераторный агрегат, 3 – – теплообменный 4 – камера сгорания, 5 – газотурбинная установка, 6 – нагнетатель, 7 - АВО теплообменный аппарат, 4 – камера сгорания ГТУ, 5 – газовая турбина, 6 - нагнетатель, 7 – АВО Рисунок 4.1 – Энерготехнологический комплекс на базе ДГА на КС Природный газ в количестве, необходимом для обеспечения собственных нужд ГТУ, отбирается из магистрального газопровода перед нагнетателем, проходит очистку и дополнительную осушку (1) и далее поступает в ДГА (2), где за счет энергии избыточного давления газа происходит выработка электроэнергии. После ДГА охлажденный поток газа поступает в теплообменный аппарат (3), где подогревается частью потока транспортируемого газа после компримирования. Подогретый в ТОА (3) природный газ поступает в коллектор топливного газа КС, 126 откуда подается в камеру сгорания ГТУ. Основной поток транспортируемого газа после компримирования на КС направляется для охлаждения в аппараты воздушного охлаждения и затем поступает в магистральный газопровод. 4.2 Исследование критериев изменения рабочих параметров газопровода Для реальной оценки возможного потенциала избыточного давления топливного газа на КС необходимо провести статистическое иссследование области изменения реальных давлений на входе в КЦ. Перекачка природного газа производится по системам трубопроводов номинального давления 7,5 МПа. Для поиска возможных статистических закономерностей изменения давлений на входе в КЦ были проанализированы данные КЦ с агрегатами с ГПА – Ц – 16 (5 шт.) одного из ЛПУМГ ПАО «Газпром» в течении двух лет работы. Изменения давлений на входе и выходе КЦ показаны на рисунках 4.2 – 4.4. 8 Давление, МПа 7 6 5 4 3 2 1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Давление на входе в КЦ, Р1, МПа Давление на выходе из КЦ, Р2, МПа Рисунок 4.2 - Параметры давлений в КЦ-1 за 2005 – 2006 гг. 127 8 Давление, МПа 7 6 5 4 3 2 1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Давление на входе в КЦ, Р1, МПа Давление на выходе из КЦ, Р2, МПа Рисунок 4.3 - Параметры давлений в КЦ-2 за 2005 – 2006 гг. 8 Давление, МПа 7 6 5 4 3 2 1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Давление на входе в КЦ, Р1, МПа Давление на выходе из КЦ, Р2, МПа Рисунок 4.4 - Параметры давлений в КЦ-3 за 2005 – 2006 гг. Для обработки данных промышленной эксплуатации газопроводов использовалась статистическая теория проверки параметрических статистических гипотез в следующей постановке [102]. Пусть исходная выборка имеет объем – n измерений х1, х2, …, хn. Разобьем ее на m=2,4∙n0.4 интервалов длиной h=(xmax-xmin)/m, где хmax и xmin – максимальное и минимальное значение в выборке. Для каждого класса определяется частота ni – количество точек выборки попавших в I класс. По результатам расчетов строится эмпирическая гистограмма. Гистограмма явля- 128 ется оценкой теоретической плотности распределения неприрывной случайной величины х из генеральной совокупности которой произведена рассматриваемая выборка. Выборочные гистограммы и теоретическая плотность распределения с математическим ожиданием равным среднему значению измерений представлены на рисунках 4.5-4.13. 5,18 7 6 5 4 3 2 1 0 5,23 5,28 5,33 5,38 5,43 5,48 5,53 7 6 5 4 3 2 1 0 5,21 5,26 5,31 5,36 5,42 pвх в КЦ, МПа Частота 5,47 5,52 Плотность распределения Рисунок 4.5 – Распределение давлений на входе в КЦ - 1 за 2005 год 4,98 7 6 5 4 3 2 1 0 5,08 5,18 5,28 5,38 5,48 5,58 5,68 7 6 5 4 3 2 1 0 5,03 5,14 5,25 5,35 5,46 pвх в КЦ, МПа Частота 5,57 5,68 Плотность распределения Рисунок 4.6 – Распределение давлений на входе в КЦ - 1 за 2006 год 129 5,00 5,10 5,20 5,30 5,40 5,50 5,60 5,70 7 6 5 4 3 2 1 0 5,03 5,10 5,17 5,25 5,32 5,39 5,46 5,53 5,61 5,68 pвх в КЦ, МПа Частота 7 6 5 4 3 2 1 0 Плотность распределения Рисунок 4.7 – Распределение давлений на входе в КЦ - 1 за 2005 - 2006 год 5,31 7 6 5 4 3 2 1 0 5,36 5,41 5,46 5,51 5,56 5,61 5,66 7 6 5 4 3 2 1 0 5,34 5,39 5,44 5,49 5,54 pвх в КЦ, МПа Частота 5,59 5,64 Плотность распределения Рисунок 4.8 – Распределение давлений на входе в КЦ - 2 за 2005 год 5,15 7 6 5 4 3 2 1 0 5,35 5,55 5,75 5,95 7 6 5 4 3 2 1 0 5,20 5,32 5,44 5,56 5,68 pвх в КЦ, МПа Частота 5,80 5,92 Плотность распределения Рисунок 4.9 – Распределение давлений на входе в КЦ - 2 за 2006 год 130 5,16 5,26 5,36 5,46 5,56 5,66 5,76 5,86 7 6 5 4 3 2 1 0 5,20 5,28 5,36 5,44 5,52 5,60 5,68 5,76 5,84 5,92 pвх в КЦ, МПа Частота 7 6 5 4 3 2 1 0 Плотность распределения Рисунок 4.10 – Распределение давлений на входе в КЦ - 2 за 2005 - 2006 год 5,30 5 5,35 5,40 5,45 5,50 5,55 5,60 5,65 5,70 4 3 2 1 0 5,32 5,38 5,44 5,50 5,56 pвх в КЦ, МПа Частота 5,62 5,68 Плотность распределения Рисунок 4.11 – Распределение давлений на входе в КЦ - 3 за 2005 год 131 5,18 5 5,28 5,38 5,48 5,58 5,68 5,78 5,88 5,98 5 4 4 3 3 2 2 1 1 0 0 5,23 5,35 5,46 5,58 5,69 pвх в КЦ, МПа Частота 5,81 5,92 Плотность распределения Рисунок 4.12 – Распределение давлений на входе в КЦ - 3 за 2006 год 5,20 5,30 5,40 5,50 5,60 5,70 5,80 5,90 6,00 7,0 7 6,0 6 5,0 5 4,0 4 3,0 3 2,0 2 1,0 1 0,0 0 5,23 5,31 5,38 5,46 5,54 5,61 5,69 5,77 5,84 5,92 pвх в КЦ, МПа Частота Плотность распределения Рисунок 4.13– Распределение давлений на входе в КЦ - 3 за 2005 - 2006 год Анализ гистограмм показывает, что случайные величины измерений давления на входе в КЦ подчиняются нормальному закону распределения. Этот факт, позволяет применить правило «трех сигм», а именно с вероятностью близкой к 100 % утверждать, что изменение давления на входе в КЦ происходит в диапазоне 5-6 МПа. Для дальнейшего исследования давление на входе в КЦ принято 5,2 МПа. 132 4.3 Расчет схемы энерготехнологического комплекса на базе детандергенераторного агрегата Ранее была приведена структура парка газоперекачивающих агрегатов единой системы газоснабжения и наиболее распространенными ГПА с газотурбинным приводом являются агрегаты ГТК-10 (791 шт.) и ГПА-Ц-16 (536 шт.). Расход топливного газа для агрегата ГТК-10 составляет 0,7 кг/с, а для ГПА Ц - 16 - 1,2 кг/с. В связи с этим, для дальнейшего анализа примем энерготехнологический комплекс на базе агрегата ГПА-Ц-16. Рассчитаем основные показатели работы энерготехнологического комплекса для предлагаемой схемы с использованием газотурбинной установки ГПА - Ц - 16 . Исходные данные, принятые для расчета: - давления на входе и выходе станции технологического понижения давления топливного газа – 5,2/1,8 МПа; - расход топливного газа 1,2 кг/с; - температура в коллекторе топливного газа КС 20 ºС; - температура газа после АВО – 35 °С; - производительность нагнетателя (при 20 °C и 0,1013 МПа) 33,3 млн м3/сут.; - внутренний относительный КПД детандера - 0,85; - электромеханический КПД генератора – 0,95; - КПД теплообменного аппарата – 0,95,; - относительное время нахождения ГТУ в работе – 0,384; - продолжительность календарного года – 8760 часов. 133 1. Температура газа на выходе из ДГА Зависимость температуры газа на выходе из ДГА от температуры перед ДГА при изменении давления с 5,2 МПа до 1,8 МПа представлена на рисунке 4.14. 50 40 30 20 tвых, °С 10 0 -10 -20 -30 -40 5,2/1,8 МПа -50 -60 -70 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 tвх, °С Рисунок 4.14 – Зависимость температуры газа на выходе из ДГА от температуры на входе Из рисунка 4.14 видно, что при перепаде давлений 5,2/1,8 МПа при температуре топливного газа перед детандером: - 0 ºС температура после ДГА будет составлять -60 ºС, - 10 ºС температура после ДГА будет составлять -51 ºС, - 20 ºС температура после ДГА будет составлять -42ºС. 2. Температура газа на выходе из нагнетателя Температуру газа на выходе из нагнетателя определим по формуле [36]: (4.1) 134 T1, T2 – температура на входе и выходе нагнетателя соответственно, К; ε – степень повышения давления; k – показатель адиабаты. Температура газа в магистральном газопроводе на входе в компрессорную станцию зависит от многих факторов, в частности, от температуры окружающей среды (грунта), давлений в начале и конце участка между КС, начальной температуры на участке и т.д. Зависимость температуры газа после нагнетателя от температуры перед ним представлена на рисунке 4.15. Температура газа на выходе tвых , °С 50 45 40 35 30 25 20 0 5 10 15 20 Температура газа на входе tвх ,°С Рисунок 4.15 – Зависимость температуры газа на выходе из нагнетателя от температуры на входе Из рисунка 4.15 видно, что при температуре перекачиваемого газа перед нагнетателем ниже 10°С и степени сжатия 1,44 температура на выходе из него составляет менее 35 °С и охлаждения газа после компримирования не требуется. Когда охлаждение газа после компримирования не требуется, необходим подвод внешней теплоты в энерготехнологическую схему для подогрева топливного газа после ДГА. Поэтому использование схемы энерготехнологического 135 комплекса на базе ДГА с подогревом топливного газа потоком газа после компримирования при заданной степени охлаждения газа после АВО ограничивается температурой перекачиваемого газа перед нагнетателем в зависимости от степени сжатия. Определим область применения предлагаемой схемы энерготехнологического комплекса на базе ДГА с подогревом охлажденного топливного газа потоком компримированного газа в зависимости от степени сжатия нагнетателя и температуры газа на входе в нагнетатель. Результаты исследования представлены на рисунке 4.16. Температура газа на входе tвх , °С 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 Степень сжатия Рисунок 4.16 – Область необходимости охлаждения перекачиваемого газа после нагнетателя в зависимости от степени сжатия Компрессорные станции с рабочими параметрами, расположенными в области выше графика требуют охлаждения перекачиваемого газа после компримирования, т.к. температура на выходе из нагнетателя выше 35 °С. На подобных станциях можно использовать схемы с ДГА с подогревом топливного газа после ДГА частью потока перекачиваемого газа после компримирования. 136 Температура газа в конце участка однониточного магистрального газопровода между компрессорными станциями определяется по формуле [96]: (4.2) где (4.3) T0 – расчетная температура окружающей среды, К; Тн – температура газа в начале участка газопровода, К; Рн, Рк– соответственно, начальное и конечное абсолютные давления газа на участке, МПа; Рср – среднее давление газа на участке, МПа; Dн – наружный диаметр газопровода, мм; Кср - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м2·К; Ср – средняя изобарная теплоемкость газа, кДж/кг·К; Di – среднее на участке значение коэффициента Джоуля-Томсона, К/МПа; q – пропускная способность газопровода, млн м3/сут.; Δ – относительная плотность газа по воздуху; L – длина участка газопровода, км. Допустим, что температура газа в конце участка магистрального газопровода равна температуре газа на входе в нагнетатель, тогда необходимость охлаждения газа после компримирования определяется неравенством: (4.4) 137 Т’н – заданная температура газа на выходе из КС после АВО, К; Из выражения (4.3) и дополнительных уравнений теплообмена между окружающей средой и транспортируемым газом возможно определить расчетную температуру окружающей среды, при которой необходимо охлаждение газа после компримирования, и соответственно возможно использование схемы с ДГА с подогревом топливного газа после ДГА частью потока перекачиваемого газа после компримирования. 3. Расходы теплоносителей Полностью использовать весь поток перекачиваемого газа для подогрева топливного газа нецелесообразно, т.к. его расход намного больше расхода топливного газа и при таких условиях перекачиваемый газ охлаждаться практически не будет. Запишем уравнение теплового баланса без учета потерь тепла [40]: (4.5) или через водяные эквиваленты: (4.6) где - расходные теплоемкости или водяные эквива- ленты теплоносителей. Отношение изменений температур однофазных теплоносителей обратно пропорционально отношению их расходных теплоемкостей (или водяных эквивалентов). Определим изменение температур перекачиваемого газа при использовании всего расхода при температуре газа на входе в КС 20°С. Характер изменения температур при противотоке и исходные данные представлены на рисунке 4.17. 138 t, °С C1>C2 t1' Газ после компримирования G1=254,4 кг/с t2"=20 °C t1" Топливный газ G2=1,2 кг/с t2'=-42 °C F Рисунок 4.17 - Характер изменения температур при противотоке при C1>C2 Находим изменение температур перекачиваемого газа: (4.7) Видим, что при использовании для подогрева топливного газа после ДГА всего потока газа после компримирования, его температура изменится на 0,25 °С, что несущественно. В связи с этим, для подогрева потока газа после ДГА будем использовать только часть перекачиваемого газа. Количество газа, необходимого для подогрева топливного газа после ДГА, определим из уравнения теплового баланса с учетом потерь тепла в окружающую среду при заданных изменениях температур теплоносителей. Характер изменения температур при противотоке для схемы с температурой газа на входе в КС 20 °С представлен на рисунке 4.18. 139 t, °С C1>C2 t1'=45,8°C Газ после компримирования G1 t2"=20°С Топливный газ G2=1,2 кг/с t1"=35°C t2' =-42°C F Рисунок 4.18 - Характер изменения температур при противотоке при C1>C2 Количество теплоты для подогрева топливного газа составляет: (4.8) Исходные данные и результаты расчетов необходимых количества теплоты для подогрева топливного газа после ДГА и расхода газа после компримирования приведены в таблице 4.1. Также рассмотрены отклонения температуры на входе в КС от расчетной 20 °С. В случае понижения температуры на входе в КС менее 10°С, в схеме необходим сторонний источник для подогрева топливного газа после ДГА, которым может служить существующий блок подогрева топливного газа в КЦ. 140 Таблица 4.1 – Исходные данные и результаты расчета ТемпераТемпература тура пе- топливного га- рекачи- за, °С ваемого Количе- Процент га- ство те- газа, °С Расход необхо- тельный после ком- димое расход топ- примирова- для по- ливного ния для по- догрева газа для догрева то- топлив- подогрева пливного ного газа газа после газа после после ДГА, нм3/ч ДГА, кг/с за после компримирования, используемого на выходе из КС Расход газа после нагнетателя Дополни- в коллекторе топливного газа КС топ- плоты, кг/с 1 0 -60 20 24 - 1,2 229,121 26,0 - - 2 10 -51 20 35 - 1,2 201,696 22,9 - - 3 20 -42 20 46 35 1,2 174,922 - 6,2 2,4 после ДГА перед ДГА № ливного газа, ДГА, для подогрева топливного газа после ДГА от перекачиваемого, % кВт Количество газа необходимого для подогрева топливного газа после ДГА из уравнения теплового баланса составляет 6,2 кг/с или 2,4% расхода перекачиваемого газа агрегатом ГПА-Ц-16. 4. Расчет дополнительной экономии электроэнергии на привод АВО Пользуясь источниками [48, 94] определим мощность вентилятора АВО, необходимую для охлаждения природного газа в количестве 6,2 кг/с. Изменение температуры воздуха в АВО при нормальных условиях примем 15°С; полный напор вентилятора - 10 мм. вод. ст.; КПД вентилятора – 0,7; КПД редуктора – 0,97. 141 Результаты расчета представлены в таблице 4.2. Таблица 4.2 – Результаты расчета дополнительной экономии электроэнергии на привод АВО Температура газа на входе в КС, °С 20 Температура Нагрузка Расход Мощность газа после АВО, воздуха, вентилятора, нагнетателя МВт нм3/ч кВт 46 0,175 34810 1,4 Годовая экономия электроэнергии, тыс. кВт·ч 4,7 Таким образом, годовая экономия электроэнергии при относительном времени нахождении ГТУ в работе 0,384 составит 4,7 тыс. кВт·ч. 5. Показатели работы ДГА Расчет мощности детандера и выработки электроэнергии сведен в таблицу 4.3. При температуре газа на входе в ДГА 0 и 10°С охлаждение газа после нагнетателя не требуется, поэтому для этих случаев рассчитан расход газа, необходимый для выработки тепловой энергии на подогрев топливного газа после ДГА. 142 Э, тыс. кВт·ч троэнергии Годовая выработка элек- хождения ГТУ в работе Относительное время на- лендарного года, ч Продолжительность ка- Ne,кВт Мощность Lд, кДж/кг Удельная работа де ,t вх, С Температура газа на вхо- pвых, МПа Давление газа на выходе рвх, МПа Давление газа на входе G, кг/с Расход газа № Таблица 4.3 – Результаты расчета показателей работы ДГА 1 1,2 5,2 1,8 0 133,6 129,5 8760 0,384 435,533 2 1,2 5,2 1,8 10 138,5 134,2 8760 0,384 451,478 3 1,2 5,2 1,8 20 143,4 139,0 8760 0,384 467,423 Таким образом, рассчитаны основные показатели работы энерготехнологического комплекса на базе ДГА на компрессорной станции. Энерготехнологический комплекс рассчитывался для одной газотурбинной установки ГПА – Ц – 16 с расходом топливного газа 1,2 кг/с. Детандер генераторный агрегат устанавливается на линии редуцирования топливного газа, перепад давлений в которой составляет 5,2/1,8 МПа. Подогрев охлажденного газа после детандера осуществляется частью потока газа после компримирования в количестве 6,2 кг/с (количество теплоты на подогрев газа 174,9 кВт), что составляет 2,4% перекачиваемого газа. Мощность детандера составляет 139 кВт. Годовая выработка электроэнергии при относительном времени нахождении ГТУ в работе 0,384 составляет 467,423 тыс. кВт·ч. На компрессорных станциях (КС) тратится около 60 % затрат электроэнергии на привод вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения газа [5], поэтому проблема снижения затрат потребляемой электроэнергии является актуальной. Вырабатываемой установкой электроэнергией можно замещать покупную электроэнергию, которая расходуется на привод вентиляторов АВО. 143 Мощности, вырабатываемой детандером достаточно для привода около 3-4 вентиляторов с установленной мощностью 37 кВт. Например, аппарат воздушного охлаждения 2АВГ-75(100) с расходом среды 62,5 кг/с при изменении температуры газа от 70°С до 45°С имеет два вентилятора с установленной мощностью 37 кВт. Кроме того, за счет использования части перекачиваемого газа для подогрева топливного газа после ДГА, достигается дополнительный экономический эффект 4,7 тыс. кВт·ч в виде экономии электроэнергии на привод вентиляторов АВО, которые в данном случае исключаются из схемы. Предложенная схема позволяет комплексно использовать часть вторичных энергетических ресурсов на компрессорной станции, а именно: 1. Полезно использовать нереализованный потенциал избыточного дав- ления топливного газа на КС для выработки электроэнергии в ДГА для собственных нужд станции или продажи сторонним потребителям. 2. Использовать часть потенциала тепловых ВЭР нагнетателей природ- ного газа, подогревая охлажденный поток топливного газа после ДГА частью потока газа после компримирования. 3. Получить экономию покупной электроэнергии на компрессорной станции на привод вентиляторов АВО за счет охлаждения части потока газа после компримирования потоком охлажденного топливного газа после ДГА. 4.4 Экономическая эффективность энерготехнологического комплекса на базе детандер-генераторного агрегата на компрессорной станции Расчет экономических показателей производился в соответствии с общепринятыми методиками [41, 49, 59]. Исходные данные, принятые для расчета: срок службы оборудования – 20 лет; затраты на монтажные и пуско-наладочные работы, дополнительное оборудование – 20% от общей стоимости установки. 144 Для оценки экономической эффективности применялись следующие показатели: - внутренняя норма доходности (ВНД); - чистый дисконтированный доход (ЧДД); -срок окупаемости. Экономическая эффективность оценивается для схемы установки ДГА в типовом КЦ с установленной мощностью 80 МВт (5 агрегатов ГПА-Ц-16). Электрическая мощность ДГА для КЦ составляет 695 кВт. Годовая выработка электроэнергии ДГА в КЦ составляет 2337 тыс. кВт·ч без затрат топлива. В среднем при выработке 1 кВт∙ч электрической энергии на ТЭЦ требуется 0,327 кг у.т. При применении ДГА возможно сэкономить 764 т у.т./год топлива. Электроэнергии, вырабатываемой в ДГА достаточно для покрытия собственных нужд КЦ. В случае необходимости электроэнергия может поставляться в электрическую сеть сторонним потребителям. Кроме того, при расчете экономических показателей учитывается дополнительная экономия электроэнергии на привод АВО газа в количестве 23,5 тыс. кВт·ч. Средний тариф на электроэнергию принимается в размере 3,1 руб./кВт·ч [80, 98]. Расчет дисконтированного срока окупаемости приведен на рисунке 4.19. Реальные деньги нарастающим итогом, тыс.р. 100000 80000 60000 40000 20000 0 -20000 -40000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Время,лет Рисунок 4.19 – Поток дисконтированных реальных денег нарастающим итогом 145 В результате исследований получены значения срока окупаемости, внутренней нормы доходности и индекса доходности. Результаты расчетов приведены в таблице 4.4. Таблица 4.4 – Основные экономические показатели энерготехнологического комплекса на базе ДГА Наименование Значение Капитальные затраты, тыс. руб. Текущие затраты, тыс.руб. Выработка электроэнергии, тыс. кВт·ч Экономия электроэнергии на приводе кВт·ч/год Себестоимость электроэнергии, руб./кВт·ч ЧДД, тыс.руб. ВНД, % ИД Дисконтированный срок окупаемости, лет 28722 4277 2337 АВО, тыс. 23,5 1,83 91332 15,2 4,2 7,3 Из приведенных технико-экономических расчетов следует, что проект экономически эффективен, так как за 20 лет ЧДД > 0 и индекс доходности ИД > 1, то есть дисконтированные выгоды превышают капиталовложения. Реальный доход (ЧДД), который может обеспечить данный проект за расчетный период, составляет 91,332 млн руб. Внутренняя норма доходности ВНД составляет 15,2 %. Эффект, приходящийся на единицу инвестиций (ИД) составляет 4,2. Дисконтированный срок окупаемости составляет 7,3 года, что соответствует средним срокам окупаемости проектов в электроэнергетике. 146 Выводы по главе 4 1. В работе предложена схема преобразования энергии избыточного давления топливного газа ГТУ в электрическую мощность для автономного электроснабжения компрессорной станции с использованием потока холодного газа после ДГА для охлаждения части траспортируемого газа после компримирования. 2. Произведен технико - экономический анализ эффективности схемы на примере КЦ с газотурбинной установкой ГПА – Ц – 16 (5 шт.). Схема полностью покрывает собственные нужды электроэнергии КЦ. Годовая выработка электроэнергии составляет 2337 тыс. кВт∙ч, дополнительный экономический эффект – 23,5 тыс. кВт∙ч в виде экономии электроэнергии на привод вентиляторов АВО. Дисконтированный срок окупаемости предлагаемой схемы составляет 7,3 года, себестоимость получаемой электроэнергии 1,83 руб./кВт∙ч. 3. В среднем при выработке 1 кВт∙ч электрической энергии на ТЭЦ тре- буется 0,327 кг у.т. При применении ДГА по предложенной схеме возможно сэкономить 764 т у.т./год. 147 ГЛАВА 5 СХЕМЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДЕТАНДЕР-ГЕНЕРАТОРНЫХ АГРЕГАТОВ НА ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЯХ С РАЗЛИЧНЫМИ СИСТЕМАМИ ПОДОГРЕВА ГАЗА При расположении ГРС в непосредственной близости к ТЭЦ для подогрева природного газа можно использовать оборотную воду с температурой 36 ºС или обратную сетевую воду от потребителей с температурой 70 ºС, которые имеются в избыточном количестве. Сооружение промышленных холодильников, как правило, в этом случае практически невозможно ввиду отсутствия свободных от застройки площадей [18, 26]. 5.1 Определение температуры на выходе из детандер-генераторного агрегата По технологическим условиям в предполагаемых схемах использования детандер - генераторных агрегатов перепад давления на ГРС составляет 2,4/1,2 МПа и 1,2/0,6 МПа. На рисунке 5.1 представлены результаты расчета температуры на выходе из ДГА для данных перепадов давления при различных температурах на входе в детандер. Внутренний относительный КПД детандера принят 0,85. 148 50 45 40 35 30 25 20 15 tвых, °С 10 5 0 -5 -10 -15 -20 2,4/1,2 МПа -25 -30 -35 1,2/0,6 МПа -40 -45 -50 0 10 20 30 40 50 60 70 tвх, °С Рисунок 5.1 – Определение температуры на выходе из детандера При использовании детандер – генераторных агрегатов встает вопрос о выборе системы подогрева газа, тепловая мощность которой соизмерима с электрической мощностью. Для более эффективного и рационального использования потенциала ВЭР избыточного давления предпочтительнее не использовать системы подогрева газа со сжиганием топлива, которые увеличат расход энергоресурсов и выбросы вредных веществ в атмосферу. Для целей подогрева газа в схемах с детандер-генераторными агрегатами целесообразно использовать ВЭР, сопутст- вующие технологические жидкости промышленных предприятий, низкопотенциальные источники тепла или охлаждать газом хладагент для использования в холодильниках. 149 Возникает задача выбора оптимальной схемы при утилизации на ГРС избыточного давления транспортируемого газа и оборудования для подогрева транспортируемого газа без сжигания природного газа. При включении в технологическую схему ГРС детандер-генераторных агрегатов необходим подогрев газа до или после них для поддержания температуры газа необходимой для отпуска потребителю 0 ºС. При отсутствии подогрева газа перед детандером или при незначительном подогреве газа на выходе из агрегата газ с отрицательной температурой может использоваться для получения холода. Но, при подогреве газа перед детандером увеличивается его электрическая мощность, поэтому в случаях, когда не требуется получение холода или сооружение холодильника не представляется возможным целесообразнее производить подогрев газа перед детандером. Теплообменные аппараты широко распространены как самостоятельное оборудование, так и в составе теплотехнических систем. Существует широкий спектр теплообменного оборудования по принципу действия, по направлению движения теплоносителей, по конструктивным признакам и по назначению [44]. Наиболее распространенными аппаратами в нефтегазовой промышленности являются кожухотрубчатые аппараты из – за простоты конструкции. Аппараты типа «труба в трубе» предназначены для теплообмена между газами, жидкостями и парами. Рассчитаны на давление до 16 МПа и температуры от -60 ºС до 500 ºС, выпускаются площадью от 0,5 до 90 м 2. Недостатком теплообменных аппаратов типа «труба в трубе» по сравнению с кожухотрубчатыми более высокий расход металла на единицу поверхности теплоотдачи. Спиральные теплообменные аппараты выпускаются площадью от 15 до 60 м2 с условным давлением с условным давлением 0,6 МПа и температурой от -20 до 200 ºС. Кожухотрубчатые аппараты выпускают с условным давлением до 16 МПа с температурами от -60 ºС до 600 ºС площадью теплообмена от 1 до 5000 м2 150 5.2 Схема №1 «Схема использования детандер-генераторных агрегатов на газораспределительных станциях с подогревом газа обратной сетевой водой ТЭЦ» График изменения температур теплоносителей в теплообменном аппарате, при использовании для подогрева природного газа в схеме с детандером, обратной сетевой воды ТЭЦ и принципиальная технологическая схема представлены на рисунках 5.2 - 5.3. t, °С t1'=70°C Вода G1 t2" = 50°C t1"=65°C Природный газ G2=11,87 кг/с t2'= 0°С F Рисунок 5.2 – Изменение температур теплоносителей в ТОА при подогреве природного газа перед детандером обратной сетевой водой ТЭЦ 151 Выход газа Вход газа р=2,4 (1,2)МПа t=0°C G2=11,87кг/с 2,4 (1,2) МПа ГРС 1 1,2 (0,6) МПа Обратная сетевая вода t1'=70°C р=2,4(1,2) МПа t=50°C 2 3 Обратная сетевая вода t1"=65°C р= 1,2 (0,6)МПа t2'=10 (7)°С 1 – узел очистки и осушки, 2 – ДГА, 3 – теплообменный аппарат Рисунок 5.3 – Схема 1 «Принципиальная схема использования детандергенераторных агрегатов на ГРС с подогревом газа обратной сетевой водой ТЭЦ» При использовании обратной сетевой воды ТЭЦ с температурой 70 ºС нагрев газа после детандера не требуется, т.к. при подогреве газа перед детандером до 50 ºС температура газа, поступающего к потребителю, составляет соответственно 10 ºС и 7 ºС при перепаде давлений 2,4/1,2 МПа и 1,2/0,6 МПа. 5.3 Схема №2 «Схема использования детандер-генераторных агрегатов на газораспределительных станциях с подогревом газа оборотной водой ТЭЦ» При расположении ГРС в непосредственной близости к ТЭЦ для подогрева природного газа можно использовать оборотную воду с температурой 36 ºС. Сооружение промышленных холодильников в этом случае не требуется. 152 Температура оборотной воды составляет 36 °С. Для обеспечения температуры газа в 0 °С после его расширения в детандере необходимо перед детандером иметь более высокую температуру, чем 36 °С. Кроме того, при использовании оборотной воды необходимо использовать промежуточный теплоноситель для исключения риска обмерзания теплообменного оборудования и воды в трубопроводах. Поэтому предлагается подогрев газа осуществлять до и после детандера оборотной водой ТЭЦ с использованием промежуточного теплоносителя. График изменения температур теплоносителей в теплообменном аппарате, при использовании для подогрева природного газа в схеме с детандером, оборотной воды ТЭЦ и принципиальная технологическая схема представлены на рисунках 5.4 - 5.6. t, °С t'=36°C Оборотная вода G t1'=31°C t"=26°C t2' = 26°C t1"=16°C Нордвэй G1 Нордвэй G1 t1"=16°C Природный газ G2=11,87 кг/с t2"=0°С F Рисунок 5.4 – Изменение температур теплоносителей в теплообменном аппарате перед детандером при подогреве природного газа оборотной водой ТЭЦ 153 Оборотной водой ТЭЦ с температурой 36 °С возможно подогреть природный газ перед детандером до температуры 26 °С при этом температура на выходе из детандера составит соответственно -12 °С и -15 °С при перепадах давления 2,4/1,2 МПа и 1,2/0,6 МПа соответственно. Природный газ с такой температурой подавать к потребителям не допускается и поэтому требуется дополнительный подогрев газа после детандера до температуры 0 °С. t, °С t'=36°C Оборотная вода G’ t1'=31°C Нордвэй G1' t"=26°C t2' = 0°C Нордвэй G1' t1"=16°C t1"=16°C Природный газ G2=11,87 кг/с t2"=-12 (-15)°С F Рисунок 5.5 – Изменение температур теплоносителей в теплообменном аппарате после детандера при подогреве природного газа оборотной водой ТЭЦ 154 Выход газа ГРС 1,2 (0,6) МПа р=2,4 (1,2)МПа t=0°C G2=11,87кг/с Вход газа 2,4(1,2) МПа 1 3 3 t1'=16°C 2 3 р=2,4 (1,2) МПа t=26°C Оборотная вода ТЭЦ t'=26°C 3 Оборотная вода ТЭЦ t'=36°C Хладоноситель Оборотная вода ТЭЦ t'=26°C р=1,2МПа t2"=0°C t1'=16°C Оборотная вода ТЭЦ t'=36°C Хладоноситель р= 1,2 МПа t2' t1'=31°C t1'=31°C 1 – узел очистки и осушки, 2 – ДГА, 3 – теплообменный аппарат Рисунок 5.6 – Схема 2 «Принципиальная схема использования детандергенераторных агрегатов на ГРС с подогревом газа оборотной водой ТЭЦ» 5.4 Схема № 3 «Схема использования детандер-генераторных агрегатов на газораспределительных станциях с получением электроэнергии и холода» На неотдаленных от крупных населенных пунктов ГРС при наличии свободной от застройки территории отепление природного газа после детандера целесообразно производить промежуточным хладоносителем, который используется в промышленных холодильниках для получения холода. График изменения температур теплоносителей в теплообменном аппарате, при использовании холода в промышленном холодильнике и принципиальная технологическая схема представлены на рисунках 5.7 - 5.8. 155 t, °С t1'=5°C Нордвэй G1 t2"=0°С t1"=-25 °С Природный газ Р=0,6 (1,2) МПа G2=11,87 кг/с t2' =-38 (-36)°C F Рисунок 5.7 – Изменение температур теплоносителей в теплообменном аппарате при использовании холодного потока в холодильнике Выход газа Вход газа ГРС 2,4 (1,2) МПа р=1,2МПа t2"=0°C р=2,4 (1,2)МПа t=0°C 1 1,2 (0,6) МПа 3 4 2 р= 1,2 (0,6) МПа t2' 1 – узел очистки и осушки, 2 – ДГА, 3 – теплообменный аппарат, 4 – холодильная камера Рисунок 5.8 – Схема 3 «Принципиальная схема использования детандергенераторных агрегатов на ГРС получением электроэнергии и холода» 156 В качестве промежуточного теплоносителя хладоносителя принята низкозамерзающая жидкость «Нордвэй форм 60». Температура хладоносителя на выходе определена исходя из условия поддержания температуры воздуха в холодильной камере -18ºС. Температура газа после детандера составит соответственно -36 °С и -38 ºС при перепаде давлений 2,4/1,2 МПа и 1,2/0,6 МПа. 5.5 Анализ предлагаемых схем подогрева газа при утилизации избыточного давления транспортируемого газа на газораспределительных станциях в детандер – генераторных агрегатах Произведен расчет основных технических показателей работы предлагаемых схем при следующих исходных данных, принятых для расчета: - перепад давлений на станции понижения давления – 2; - температура газа перед детандером в зависимости от схемы; - расход газа 60000м3/ч; - внутренний относительный кпд детандера - 0,85; - электромеханический КПД генератора – 0,95; - КПД теплообменного аппарата – 0,95; - продолжительность календарного года – 8760 часов. Пользуясь методикой приведенной в [11] и расчетными зависимостями для расчета тепломассообменных процессов приведенных [99] была подобрана предварительно необходимая площадь теплообменного оборудования и произведен конструктивный расчет теплообменных аппаратов. Целью проведения конструктивного расчета теплообменного аппарата является определение площади поверхности теплообмена, необходимой для поддержания заданных параметров теплоносителей. При этом необходимо задать тип теплообменного аппарата, его конструктивные особенности, схему движения теплоносителей. 157 В соответствии с рекомендациями [29] принимаем параметры ТОА: - тип ТОА – кожухотрубчатый; - тип пучка – шахматный; - схема движения теплоносителей – противоток; - материал трубок – сталь; - наружный диаметр трубок dн = 0,025 м; - внутренний диаметр dвн = 0,020 м; - шаг размещения трубных отверстий - 32 мм. Теплофизические свойства воды принимались по [88], метана по [39]. Рекомендуемые скорости движения теплоносителей [10]: для маловязких жидкостей 0,5-3 м/с, газ под давлением 10-30 м/с. Основные технические показатели работы установок при различных схемах установки детандер-генераторных агрегатов на ГРС представлены в таблице 5.1. Таблица 5.1 – Сравнение показателей работы детандер-генераторного агрегата при различных схемах подогрева газа Схема Показатель Разм. Схема №1 Схема № 2 «Подогрев об- «Подогрев обо- ратной сетевой ротной водой ТЭЦ» ТЭЦ» водой кг/с Перепад давлений газа на входе и выходе, ∆P Температура газа на входе в детандер, tвх 0 С 3 «Подогрев промежуточным теплоно- сителем для получения хо- лода» Расход газа, G № 11,87 11,87 11,87 2 2 2 50 26 0 Удельная работа, Lд кДж/кг 107 99,1 90,5 Мощность, Ne кВт 1026 950 867,5 158 Продолжительность кален- дарного года, τ ч Годовая выработка электро- млн. энергии, Э кВт·ч Холодопроизводительность кВт 8760 8760 8760 9 8,3 7,6 0 0 814 Из таблицы 5.1 видно, что наибольшая выработка электроэнергии в детандер - генераторном агрегате в схеме №1 при подогреве газа обратной сетевой водой ТЭЦ до температуры 50 ºC перед установкой. В схеме №3 при отсутствии подогрева газа перед детандером и получении холода в промышленном холодильнике выработка электроэнергии сокращается в 1,2 раза (на 16%), но при этом получаем дополнительный эффект в виде холода в количестве практически эквивалентном электрической мощности установки. Использование для подогрева газа оборотной воды ТЭЦ влечет за собой технические сложности в виде дополнительного теплообменного оборудования для нагрева промежуточного теплоносителя, а также устройства дополнительной системы подогрева газа после детандера, что приведет к снижению надежности ее работы. В таблицах 5.2 – 5.3 дано сравнение теплотехнических характеристик теплообменного оборудования для подогрева газа в различных схемах установки детандера в зависимости от перепада давлений. 159 Таблица 5.2 – Сравнение теплотехнических характеристик теплообменного оборудования для подогрева газа в различных схемах подогрева газа при давлениях 2,4/1,2 МПа ОбоНаименование значение Значение Схема №1 Схема №2 ТОА перед ДГА Схема ТОА послеДГА Обратная се- Греющий теплоноси- тевая тель вода №3 Нор- нор- Оборот- нор- Оборот- двэй двэй ная вода двэй ная вода форм 60 ТЭЦ Температура греющего теплоносителя на t1 ' 70 31 36 31 36 5 t1 " 65 16 26 16 26 -25 метан метан нордвэй метан нордвэй метан входе,°С Температура греющего теплоносителя на выходе,°С Нагреваемый теплоноситель Расход, нм3/ч V2 60000 60000 - 60000 - 60000 Расход, кг/с G2 11,87 11,87 19,70 11,87 8,67 11,87 р2 2,4 2,4 - 1,2 - 1,2 t2 ' 0 0 16 -12 16 -36 t2" 50 26 31 0 31 0 778,956 322,065 342,831 966,754 Давление нагреваемого теплоносителя, МПа Температура нагреваемого теплоносителя на входе, °С Температура нагреваемого теплоносителя на выходе,°С Тепловая мощность теплообменного аппарата, кВт Q 1425,958 731,772 160 ОбоНаименование значение Температурный напор, °С Расход греющего теплоносителя, кг/с Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2·К) Ориентировочная поверхность ТОА, м2 Значение Схема №1 Схема №2 ТОА перед ДГА Схема ТОА послеДГА №3 ∆t 37,22 9,46 7,21 29,47 7,21 7,61 G1 71,73 19,70 19,64 8,67 8,65 13,16 К 873 789 2579 614 2579 468 F 43,88 98,13 41,88 17,81 18,43 271,41 l 6 6 6 6 6 6 fтр 0,3768 0,3768 0,3768 0,3768 0,3768 0,3768 n 116 260 111 47 49 720 Dвн 0,380 0,568 0,371 0,242 0,246 0,945 Компоновочный расчет Длина трубы в одном ходе,м Площадь поверхности трубы, м2 Общее количество труб, шт Внутренний диаметр, м 161 Таблица 5.3 – Сравнение теплотехнических характеристик теплообменного оборудования для подогрева газа в различных схемах подогрева газа при давлениях 1,2/0,6 МПа ОбоНаименование значение Значение Схема №1 Схема №2 ТОА перед ДГА Схема ТОА послеДГА Обрат- №3 Нор- Греющий теплоно- ная сете- нор- Оборот- нор- Оборот- двэй ситель вая вода двэй ная вода двэй ная вода форм ТЭЦ 60 Температура греющего теплоносителя t1 ' 70 31 36 31 36 5 t1 " 65 16 26 16 26 -25 метан метан нордвэй метан нордвэй метан на входе,°С Температура греющего теплоносителя на выходе,°С Нагреваемый теплоноситель Расход, нм3/ч V2 60000 60000 - 60000 - 60000 Расход, кг/с G2 11,87 11,87 19,13 11,87 10,56 11,87 р2 1,2 1,2 - 0,6 - 0,6 t2 ' 0 0 16 -15 16 -38 t2" 50 26 31 0 31 0 Q 1393,473 710,281 756,079 392,063 417,343 985,921 Давление нагреваемого теплоносителя, МПа Температура нагреваемого теплоносителя на входе, °С Температура нагреваемого теплоносителя на выходе,°С Тепловая мощность теплообменного аппарата, кВт 162 ОбоНаименование значение Температурный напор, °С Расход греющего теплоносителя, кг/с Значение Схема №1 Схема №2 ТОА перед ДГА Схема ТОА послеДГА №3 ∆t 37,22 9,46 7,21 31,00 7,21 8,37 G1 70,10 19,13 19,07 10,56 10,52 13,42 К 529 499 2579 312 2579 296 F 70,83 150,53 40,65 40,54 22,44 397,88 l 6 6 6 6 6 6 fтр 0,3768 0,3768 0,3768 0,3768 0,3768 0,3768 n 188 399 108 108 60 1056 Dвн 0,483 0,704 0,366 0,365 0,272 1,144 Коэффициент теплопередачи, 2 Вт/(м ·К) Ориентировочная поверхность ТОА, м2 Компоновочный расчет Длина трубы в одном ходе,м Площадь поверхности трубы, м2 Общее количество труб, шт Внутренний диаметр, м Из таблиц 5.2 - 5.3 видно, что наибольшая площадь теплообменного оборудования в схеме №3 при использовании промежуточного хладоносителя в промышленном холодильнике в связи с наименьшим коэффициентом теплопередачи и температурным напором в предлагаемых схемах при заданных условиях. Наибольшая мощность теплообменного аппарата и его наименьшая площадь в схеме №1 в связи с большим температурным напором. Полученные расчетные поверхности теплообмена соответствуют промышленно выпускаемым кожухотрубчатым теплообменным аппаратам и пригодными для использования в подобных системах подогрева газа. 163 Необходимо также отметить, что при более высоких давлениях нагреваемого газа необходима меньшая площадь теплообменного оборудования. Сравнение необходимой площади теплообменного оборудования при различных давлениях представлено в таблице 5.4. Таблица 5.4 – Сравнение необходимой площади теплообменного оборудования при различных перепадах давления Перепад Полу№ чаемый продукт на ГРС Назначение теплообменника Теплоносители 2,4/1,2 F ТОА, м2 Схема №1 Э/Э подогрев газа перед Обратная детандером подогрев газа перед Схема №2 давлений Изме- детандером Э/Э подогрев газа после детандера Схема Э\Э+хол подогрев газа после №3 од детандера сетевая вода ТЭЦ -газ нордвэй-газ Оборотная вода- нордвэй нордвэй-газ Оборотная нордвэй нордвэй-газ вода- нение 1,2/0,6 F ТОА, м2 площади ТОА ∆, % 43,88 70,83 61 98,13 150,53 53 41,88 40,65 -3 17,81 40,54 128 18,43 22,44 22 271,41 397,88 47 Из таблицы 5.4 видно, что снижение давление газа влечет за собой увеличение необходимой площади теплообмена на 47-130 %, что связано с изменением теплофизических свойств метана (значительное увеличение кинематической вязкости) и соответственно уменьшением коэффициента теплопередачи. 164 Выводы по главе 5 1. Проанализированы основные схемы установки ДГА на ГРС и предло- жены наиболее рациональные схемы с различными системами подогрева газа. 2. При расположении ГРС в непосредственной близости к ТЭЦ для по- догрева природного газа можно использовать оборотную воду с температурой 36 ºС или обратную сетевую воду от потребителей с температурой 70 ºС, которые имеются в избыточном количестве. Сооружение промышленных холодильников в этом случае практически невозможно ввиду отсутствия свободных от застройки площадей. На неотдаленных от крупных населенных пунктов ГРС при наличии свободной от застройки территории отепление природного газа после ДГА целесообразно производить промежуточным хладоносителем, который используется в промышленных холодильниках для получения холода. Наибольшая выработка электроэнергии в ДГА получена в схеме при подогреве газа обратной сетевой водой ТЭЦ до температуры 50 ºС перед установкой. В схеме при отсутствии подогрева газа перед ДГА и получении холода в промышленном холодильнике выработка электроэнергии сокращается в 1,2 раза (на 16%), но при этом получаем дополнительный эффект в виде холода в количестве эквивалентном электрической мощности установки. Использование для подогрева газа оборотной воды ТЭЦ влечет за собой технические сложности в виде дополнительного теплообменного оборудования для нагрева промежуточного теплоносителя, а также устройства дополнительной системы подогрева газа после ДГА. 165 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. На основании обобщения методик расчета потенциалов ВЭР предложена расширенная форма для энергопаспорта ПАО «Газпром», позволяющая повысить точность оценки потенциалов ВЭР в ЕСГ. 2. По результатам оценки потенциалов основных видов ВЭР ЕСГ РФ установлено, что при использовании тепловых ВЭР ГТУ экономия топливного газа составит 20,7 млрд м3 в год, а выбросы парниковых газов в атмосферу сократятся на 38 млн т СО2/год. Утилизация тепловых ВЭР нагнетателей природного газа позволит сэкономить 246 тыс. МВт·ч в год электроэнергии, необходимой для привода вентиляторов АВО. 3. Предложено три варианта схем установки ДГА на ГРС с различными способами подогрева газа. Подогрев газа обратной сетевой водой ТЭЦ наиболее целесообразен, т.к. достигается максимальная выработка электроэнергии. При использовании охлажденного потока газа после ДГА в промышленном холодильнике выработка электроэнергии сокращается на 16%, но вырабатывается холод в количестве, эквивалентном электрической мощности установки. 4. По предлагаемой схеме преобразования энергии избыточного давления топливного газа ГТУ в электрическую мощность показана возможность автономного электроснабжения КС и охлаждения до 2,5 % транспортируемого газа после компримирования потоком газа после ДГА с исключением части АВО. Себестоимость вырабатываемой электроэнергии составляет 1,83 руб./кВт∙ч. 166 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Агабабов, В.С. Использование детандер-генераторных агрегатов в промышленности / В.С. Агабабов, А.В. Корягин, В.Л. Титов, Ю.Ю. Хаймер // «Инженерная экология XXI век»: тезисы докладов науч.-техн. конф. - М.: МЭИ, 2000. – с. 133 – 134. 2. Агабабов, В.С. О подогреве газа в детандер-генераторных агрегатах / В.С. Агабабов, А.В. Корягин, В.Л. Титов, И.А. Михайлов // Энергосбережение и водоподготовка. – 2001. - №1. – с.38 – 42. 3. Аксенов, Д.Т. Выработка электроэнергии и «холода» без сжигания топлива. /Д.Т. Аксенов // Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». – 2003. - №6. – с.21 – 25. 4. Архарова, А.Ю. Разработка и анализ систем подогрева газа в детандергенераторных установках.: Автореф. к. т. н. - М., 2006. 5. Аршакян, И.И. Повышение эффективности работы установок охлаждения газа. / И.И Аршакян, А.А. Тримбач // Газовая промышленность. – 2006. – №12 – с. 52 – 55. 6. Байков, И.Р. Моделирование технологических процессов трубопроводного транспорта нефти и газа / И.Р. Байков, Т.Г. Жданова, Э.А. Гареев. – Уфа: УНИ, 1994. – 128 с. 7. Байков, И.Р. Предложения по представлению информации о вторичных энергетических ресурсах (ВЭР) в энергетическом паспорте / И.Р. Байков, Р.А. Молчанова, А.Р. Гатауллина, О.В. Кулагина // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2013. – №9. – С. 76 – 83. 8. Байков, И.Р. Энерготехнологический комплекс на базе детандер- генераторных агрегатов на компрессорной станции / И.Р. Байков, Р.А. Молчанова, А.Р. Гатауллина // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2015. – № 6. – С. 114 – 118. 9. Байков, И.Р. Потенциал вторичных энергетических ресурсов (ВЭР) на предприятиях нефтегазовой отрасли / И.Р. Байков, Р.А. Молчанова, О.В. Кула- 167 гина, А.Р. Гатауллина // Трубопроводный транспорт-2013: материалы IX Междунар. учеб.- науч.-практ. конф. / УГНТУ. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2013. – С. 338 – 339. 10.Бакластов, А.М. Проектирование, монтаж и эксплуатация тепломассообменных установок: Учеб.пособие для вузов/ А. М. Бакластов, В. А. Горбенко, П. Г. Удыма; Под ред. А. М. Бакластова. – М.: Энергоиздат, 1981. – 336 с. 11.Бухмиров В.В., Ракутина Д.В., Солнышкова Ю.С., Пророкова М.В. Тепловой расчет рекуперативного теплообменного аппарата / ФГБОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина».– Иваново, 2013. – 124 с. 12.Вишневская, Н. С. Эксплуатация трубопроводных систем: конспект лекций по дисциплине «Сооружение и эксплуатация трубопроводных систем» для студентов специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии (ТЭК)» / Н. С. Вишневская, Д. И. Козлов. – Ухта : УГТУ, 2012. − 101 с. 13.ВРД 39-1.10-069-2002. Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов 14.Гаррис, Н.А. Основные направления ресурсо-энергосбережения при транспорте газа / Н.А. Гаррис, Н.А. Колоколова // Нефтегазовое дело. Электронный научный журнал. Выпуск 1, 2009 – с.81 – 85. 15.Гатауллина, А.Р. Использование вторичных энергетических ресурсов в магистральном транспорте газа / А.Р. Гатауллина, Р.А. Молчанова, И.Р. Байков // Водоснабжение, водоотведение и системы защиты окружающей среды: Ст. и тез. докл. II Междунар. науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых / УГНТУ. – Уфа: ЦИТО, 2011. – С. 101 – 103. 16.Гатауллина, А.Р. Использование потенциала избыточного давления природного газа / А.Р. Гатауллина, О.В. Кулагина, Р.А. Молчанова // Материалы 61-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010. – Кн.1. – С. 93 – 94. 168 17.Гатауллина, А. Р. Использование энергии давления транспортируемого природного газа / А. Р. Гатауллина [и др.] // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2013. – №2. – С. 37 – 39 18.Гатауллина, А.Р. Использование энергии давления транспортируемого природного газа / А.Р. Гатауллина, О.В. Кулагина, Р.А. Молчанова // Водоснабжение, водоотведение и системы защиты окружающей среды: Ст. и тез. докл. III Междунар. науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых / УГНТУ. – Уфа: ЦИТО, 2012. – С. 203. 19.Гатауллина, А.Р. Использование энергии давления транспортируемого природного газа в детандер–генераторных агрегатах / А.Р. Гатауллина, О.В. Кулагина // Сб. тр. участноков Международного конкурса научных работ по приоритетным направлениям развития науки, технологий и техники в Российской Федерации. – М.:НИИ Радиоэлектроники и лазерной техники, 2012. – С. 314 – 319. 20.Гатауллина, А.Р. Комплексная схема утилизации вторичных энергетических ресурсов (ВЭР) на компрессорных станциях / А. Р. Гатауллина // Проблемы строительного комплекса России : материалы XIX Междунар. науч.-техн. конф. / УГНТУ. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2015. – С. 328 – 330. 21.Гатауллина, А.Р. Необходимость подогрева газа в детандер-генераторных установках при использовании потенциала избыточного давления транспортируемого природного газа / А.Р. Гатауллина, // Энергетика: Эффективность, надежность, безопасность: материалы двадцатой Всерос. науч.-техн. конф. / Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2014. Т. I. – С. 199 – 201. 22.Гатауллина, А.Р. Определение температуры на выходе из детандергенератоного агрегата при их установке на ГРС / А.Р. Гатауллина, Р.А. Молчанова // Трубопроводный транспорт-2015: материалы X Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. / УГНТУ. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2015. – С. 358 – 359. 169 23.Гатауллина, А.Р. Особенности выбора термодинамических свойств расширяющейся среды в детандер-генераторных агрегатах (ДГА) / А.Р. Гатауллина // Проблемы строительного комплекса России: материалы XVIII Междунар. науч.-техн. конф. / УГНТУ. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2014. – С. 223 – 224. 24.Гатауллина, А.Р. Повышение эффективности магистрального транспорта газа / А.Р. Гатауллина, О.В. Кулагина, Р.А. Молчанова // Энергетическое обследование как первый этап реализации концепции энергосбережения: Сб. тр. Междунар. молодеж. конф.. – Томск: Из-во ООО «СПБ Графикс», 2012. – С. 124 – 126. 25.Гатауллина, А.Р. Получение электроэнергии и "холода" при утилизации энергии давления транспортируемого природного газа в ДГА / А.Р. Гатауллина, О.В. Кулагина, Р.А. Молчанова // Материалы 62-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. – Кн.1. – С. 115. 26.Гатауллина, А.Р. Сопоставление схем использования ДГА на ГРС с различными системами подогрева газа / А.Р. Гатауллина, Р.А. Молчанова // Трубопроводный транспорт-2015: материалы X Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. / УГНТУ. – Уфа: Из-во УГНТУ, 2015. – С. 359 – 362. 27.Гатауллина, А.Р. Способы утилизации тепловых вторичных энергетических ресурсов газотурбинных установок / А.Р. Гатауллина, О.В. Кулагина // Водоснабжение, водоотведение и системы защиты окружающей среды: Ст. и тез. докл. IV Междунар. науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых / УГНТУ. – Уфа: ЦИТО, 2013. – С. 151 – 156. 28.Гатауллина, А.Р. Утилизация энергии избыточного давления транспортируемого газа в детандер-генераторных агрегатах / А.Р. Гатауллина, О.В. Кулагина, Р.А. Молчанова // Энергетика: Эффективность, надежность, безопасность: материалы восемнадцатой Всерос. науч.-техн. конф. / Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во ООО «СПБ Графикс», 2012. – С. 135 – 136. 170 29.ГОСТ 31842-2012 Нефтяная и газовая промышленность «Теплообменники кожухотрубчатые. Технические требования» 30.ГОСТ 5542-87. Газы горючие природные для промышленного и коммунально – бытового назначения. – М.: Изд-во стандартов, 1987. 31.ГОСТ Р 54531-2011 Нетрадиционные технологии. Возобновляемые и альтернативные источники энергии. Термины и определения. 32.ГСССД 195-01 Метан жидкий и газообразный. Термодинамические свойства, коэффициенты динамической вязкости и теплопроводности при температурах 91...700 К и давлениях 1,0...100 МПа. Таблицы стандартных справочных данных: нормативный документ/Межгосударственный технический комитет по стандартизации. (Взамен ГСССД 18-81, ГСССД 94-86). М.: ФГУП "Стандартинформ", 2008. – 31 с. 33.ГСССД 284−2013. Метан жидкий и газообразный. Термодинамические свойства, коэффициенты динамической вязкости и теплопроводности при температурах 91...700 К и давлениях до 100 МПа 34.Данилов, Н.И. Основы энергосбережения: учеб. – 2-е изд., доп. и перераб. / Н.И. Данилов, Я.М. Щелоков; под общ. ред. Н.И. Данилова. Екатеринбург: Изд. дом «Автограф», 2010. – 528 с. 35.Данилов, О.Л. Использование вторичных энергетических ресурсов / О.Л. Данилов, В.А. Мунц. – Екатеренбург: УГТУ-УПИ, 2008. – 154 с. 36.Деточенко, А.В. Спутник газовика / А.В. Деточенко, А.Л. Михеев, М.М. Волков. – Москва : Недра, 1978. – 311 с. 37.Динков, В.А. Повышение эффективности использования газа на компрессорных станциях/В.А. Динков, А.И. Гриценко, Ю.И. Васильев, П.М. Мужиливский. – М.: Недра, 1981. – 283 с. 38.Епифанова, В.И. Низкотемпературные радиальные турбодетандеры : учебник для вузов / В. И. Епифанова. - 2-е изд., перераб. и доп. – М. : Машиностроение, 1974. – 445 с. 39.Загорученко, В.А. Теплофизические свойства газообразного и жидкого метана / В. А. Загорученко, А. М. Журавлев ; Издательство комитета стандар- 171 тов, мер и измерительных приборов при Совете Министров СССР. – Москва, 1969. – 238с. 40.Исаченко, В. П. Теплопередача : учебник / В. П. Исаченко, В. А. Осипова, А. С. Сукомел. - 3-е изд., перераб. и доп. – М. : Энергия, 1975. – 488 с. 41.Ковалев, В. В. Методы оценки инвестиционных проектов / В. В. Ковалев. – М. : Финансы и статистика, 1999. 42.Козаченко, А.Н. Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учебное пособие. / Козаченко А.Н., Никишин В.Н., Поршаков В.П. – М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. – 400 с. 43.Кравченко, Е.В. Вторичные энергетические ресурсы (ВЭР) / Е.В. Кравченко, И. В. Янцевич // Основы энергосбережения: курс лекций; под ред. Н.Г. Хутской. - Минск: Тэхналогiя, 1999. – С. 47 – 53. 44.Краткий справочник по теплообменным аппаратам: справочное издание /В.А.Григорьев [и др.]: ред. П.Д. Лебедева. М. – Л., Госэнергоиздат, 1962. – 256 с. 45.Кудинов, В.А. Техническая термодинамика: Учеб. пособие для втузов. / В. А. Кудинов, Э.М. Карташов. М.: Высш. шк., 2000.- 261 с: ил. 46.Куликов, В.М. Методика энергетических обследований предприятий по выявлению и использованию вторичных энергоресурсов / В.М. Куликов, А.И. Евпланов, В.Я. Злобинский, И.Ю. Горюнова, А.В. Чазов. – Екатеринбург, 2001. – 66 с. 47.Лопатин, А.С. Энергосбережение при трубопроводном транспорте природного газа / А.С. Лопатин // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2010. – № 3. – С. 88 – 92. 48.Методика теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения. ВНИИНефтемаш. – М.: 1971. – 318 с. 49.Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция). Официальное издание / В. В. Косов [и др.]. – М.: Экономика, 2000. 172 50.Министерство энергетики Российской Федерации. Энергостратегия [Электрон. ресурс]// Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/activity/energostrategy/index.php?sphrase_id=860073 51.Моисеев, С.К. Применение утилизационных турбодетандерных установок для производства электроэнергии на ГРС, КС ДК «Укртрансгаз» и ведомственных ГРП промышленных предприятий / С.К. Моисеев // Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». – 2003. – №6. – С.45-53. 52.Молчанова, Р.А. Обоснование использования возобновляемых источников энергии и оценка их потенциалов на примере Республики Башкортостан / Р.А. Молчанова, Ш.З. Файрушин, Э.Р. Ахметов, И.Р. Байков // Труды Академэнерго. – 2015. – №3. 53.Молчанова, Р. А. Оценка потенциала тепловых вторичных энергоресурсов газотранспортной системы / Р. А. Молчанова, А. Р. Гатауллина // Энергобезопасность и энергосбережение. – 2015. – № 2. – С. 22 – 26. 54.Никишин, В. И. Энергосберегающие технологии в трубопроводном транспорте природных газов/ В. И. Никишин. – М.: Нефть и газ, 1998. – 349 с. 55.Новгородский Е.Е. и др. Продукты сгорания – для тепличного хозяйства // Газовая промышленность. – 1994. - №5. – С. 18 – 19. 56.Новгородский Е.Е. и др. Теплообменник для систем комплексного использования теплоты// Газовая промышленность. – 1995. – №6.-С. 18 – 19. 57.Обзор современных конструкций турбодетандерных генераторов: Проспект фирмы ООО НТЦ «МТТ». 58.ОНТП. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. Раздел 5. Газораспределительные и газоизмерительные станции. Приложение к приказу РАО "Газпром" от 10 сентября 1997 г. № 122. ВЗАМЕН раздела 5 ОНТП 511-85 59.Оценка эффективности инвестиций (капитальных вложений) [Электронный ресурс]// Режим доступа: http://edu.dvgups.ru /metdoc/gdtran/yat/station/stancii/metod/miheeva/frame/4.htm. 173 60.Патент 2150641 RU, МПК F01K27/00. Способ работы детандерной установки и устройство для его осуществления / Агабабов В.С.; заявитель и патентообладатель МЭИ (ТУ) ; опубл. 10.06.2000. 61.Патент № 2009389 РФ, МПК F17D1/04, F01K23/06. Газораспределительная станция с энергетической установкой / В.Н. Шпак ; заявитель и патентообладатель Акционерное общество «Криокор»; опубл. 15.03.1994. 62.Патент № 2091592 РФ, МПК F0IК27/00, F02C6/00. Способ работы газотурбодетандерной установки / В.И. Гуров, И.И. Губанок, В.Г. Макаров ; заявитель и патентообладатель В.И. Гуров, И.И. Губанок, В.Г. Макаров ; опубл. 27.09.1997. 63.Патент № 2096640 РФ, МПК F02C6/18, F25B27/02. Способ работы газотурбодетандерной установки / В.И. Гуров, И.И. Губанок, В.М. Калинин и др. ; заявитель и патентообладатель Научно-производственное товарищество с ограниченной ответственностью "Аэротурбогаз" ; опубл. 20.11.1997. 64.Патент № 2098713 РФ, МПК F17D1/04, F17 D1/075.Способ использования энергии перепада давления источника природного газа, энергохолодильный агрегат и турбодетандер в виде энергопривода с лопаточной машиной/ Аксенов Д.Т., Лашкевич Е.Д. ; заявитель и патентообладатель Аксенов Д.Т., Лашкевич Е.Д.; опубл. 10.12.1997. 65.Патент № 2148218 РФ, МПК F25B11/00, F01K27/00, F02C6/00. Способ работы турбодетандерной установки / Гуров В.И., Гуров И.В., Плотников А.Е. и др. ; заявитель и патентообладатель Гуров В.И., Гуров И.В., Плотников А.Е. и др.; опубл.27.04.2000. 66.Патент № 2175739 РФ, МПК F17D1/04. Способ утилизации потенциальной энергии газа, транспортируемого в магистральном трубопроводе при редуцировании на газораспределительных станциях, и устройство, его реализующее / Гайдукевич В.В., Гусев В.Н., Ивах А.Ф. и др. ; заявитель и патентообладатель Гайдукевич В.В., Гусев В.Н., Ивах А.Ф., Комаров С.С., Розенбаум Б.Л., Русак А.М.; опубл. 10.11.2001. 174 67.Патент № 2206838 РФ, МПК F25B11/00. Установка утилизации энергии расширения природного газа / Васильев В.Я., Киселев О.М. ; заявитель и патентообладатель Тузова А.П.; опубл. 20.06.2003. 68.Патент № 2213915 РФ, МПК F25B11/00, F25B9/04. Турбодетандерная установка / Цирельман Н.М., Шайхутдинов Д.Х. ; заявитель и патентообладатель Уфимский государственный авиационный технический университет; опубл. 10.10.2003. 69.Патент на пол. Мод. № 12434 РФ, МПК 7F01D15/08. Детандер – генераторный агрегат /В.С. Агабабов ; заявитель и патентообладатель ГОУВПО "МЭИ (ТУ)"; опубл. 10.01.2000. 70.Патент на пол. мод. № 14603 РФ, МПК F01D15/08. Автономное устройство для тепло и электроснабжения / В.С. Агабабов, А.В. Корягин, В.Ф. Утенков; заявитель и патентообладатель ГОУВПО "МЭИ (ТУ)"; опубл. 10.08.2000. 71.Патент на пол. мод. №43345 РФ, МПК F 25 В 11/02. Детандер- генераторная установка / Агабабов, В.С., Корягин А.В., Архаров Ю.М., Архарова А.Ю.; заявитель и патентообладатель ГОУВПО "МЭИ (ТУ)"; опубл. 10.01.2005. 72.Патент на пол. мод. №46565 РФ, МПК F 25 В 11/02, F01 К 27/00. Установка для получения электроэнергии, теплоты и холода / Агабабов В.С., Архарова А.Ю., Малафеева Н.В. ; заявитель и патентообладатель ГОУВПО "МЭИ (ТУ)"; опубл. 10.07.2005. 73.Патент на пол. мод. №49199 РФ, МПК F 25 В 11/02, F 01 К 27/00. Детандергенераторная установка / Агабабов В.С., Архаров Ю.М., Архарова А.Ю.; заявитель и патентообладатель ГОУВПО "МЭИ (ТУ)"; опубл. 10.11.2005. 74.Позин, Г.М. Использование вторичных энергоресурсов в системах отопления и вентиляции компрессорных станций / Г. М. Позин, В.М. Уляшева, С.В. Дубенков, Н.М. Ермоленко, М.Н. Ермоленко// Журнал С.О.К. - М.: OOO издательский дом «Медиа технолоджи», 2008.- №3. 75.Поровский, М.И. Политика энергосбережения / М.И. Поровский // Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». – 2003. - №8. 175 76.Поршаков Б.П., Апостолов А.А. ,Никишин В.И. Газотурбинные установки: М: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003. – 240 с. 77.Поршаков, Б.П. Газотурбинные установки для транспорта газа и бурения скважин. – М.: Недра, 1982. – 184 с. 78.Поршаков, Б.П. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций / Б.П.Поршаков, А.С.Лопатин, А.М.Назарьина, А.С.Рябченко. – М. : Недра, 1992. – 207 с. 79.Поставки газа российским потребителям [Электронный ресурс]// Режим доступа: http://mrg.gazprom.ru/implementation/consumers. 80.Проект приказа ФСТ России "Об утверждении предельных уровней тарифов на услуги по передаче электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, по субъектам Российской Федерации на 2015 год". 81.Р ГАЗПРОМ 3.0-2-019-2011. Рекомендации организации. Методика расчета эффективности утилизации тепловых ВЭР для выработки дополнительной энергии на газотранспортных объектах. – М.: ООО «Газпром экспо», 2012. – 37 с. 82.Рабенко, В. С. Термодинамические циклы газотурбинных установок: Учеб. пособие/ «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И.Ленина». – Иваново, 2008. – 124 с. 83.Равич, М.Б. Газ и эффективность его использования в народном хозяйстве : научное издание / М. Б. Равич. – Москва : Недра, 1987. – 238 с. 84.Равич, М.Б. и др. Расчет ресурсов вторичного тепла продуктов сгорания ГТУ КС // Экспресс-информация. Подготовка, переработка и использование газа. – М., 1987. – с.8-11. 85.Распоряжение Правительства РФ от 25.08.2008 г. №1243-р «Перечень технологий, имеющих важное социально-экономическое значение или важное значение для обороны страны и безопасности государства (критические технологии) 176 86.Рациональное использование газа в промышленных установках: Справочное пособие / Р.Б. Ахмедов, О.Н. Брюханов, В.Г. Лисиненко и др. – Спб.: Недра, 1995. – 352 с. 87.РД 153-39.0-112-2001. Руководящий документ. Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа. – М.: ВНИИГАЗ, 2001. – 57 с. 88.Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник. - 2-е изд., перераб., и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984. – 80 с. 89.Рудаченко, А.В. Газотурбинные установки для транспорта природного газа: учебное пособие/ А.В. Рудаченко, Н.В. Чухарева; Национальный исследовательский Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. – 217 с. 90.Рыбалко, В.В. Методика теплового расчета газотурбинных энергетических установок: Учебное пособие/ В.В. Рыбалко, А.А. Часовских // СПбГТУРП. СПб., 2002. – 120 с. 91.СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы 92.Соколов, Е.А. Промышленные тепловые электростанции. Под общей ред. Е.Я. Соколова – М.: Энергия, – 1992. – 207 с. 93.Соловьев, Ю.П. Проектирование крупных центральных котельных для комплекса тепловых потребителей. М., «Энергия», 1976. – 192 с. 94.Степанов, О. А. Тепловой и гидравлический расчет теплообменного аппарата воздушного охлаждения: методические указания для студентов специальности 140104''Промышленная теплоэнергетика'' к курсовой работе по ''Теоретическим основам теплотехники''. – Тюмень: РИО ГОУ ВПО ТюмГАСУ, 2009. – 41 с. 95.СТО Газпром 2-1.19-332-2009. Технические нормативы выбросов. Газоперекачивающие агрегаты ОАО «Газпром». М. – 2009. – 33 с. 177 96.СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. М. – 2006. 97.Сычев, В.В. Термодинамические свойства метана / В.В. Сычев, А.А. Вассерман, В.А. Загорученко. – М.: Изд-во Стандартов., 1979. – 349 с. 98.Тарифы на электроэнергию [Электронный ресурс]// Режим доступа: http://www.energo-consultant.ru/sprav/tarifi_na_elektroenergiyu_na_2014_god. 99.Тепломассообмен: раздат. материал к курсу лекций для студ. спец. 10.07 / УГНТУ, каф. ПТЭ; сост. Ф. Ф. Абузова. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. – 14 с. 100. Файрушин, Ш.З. Перспективы использования установок для преобра- зования энергии солнца и ветра в Республике Башкортостан / Ш.З. Файрушин, Э.Р. Ахметов, Р.А. Молчанова, И.Р. Байков // Труды Академэнерго. – 2015. – №1. 101. Федеральный закон от 23.11.2009 N 261-ФЗ (ред. от 02.07.2013) «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации». 102. Феллер, В. Введение в теорию вероятности и ее приложения. – М.: Мир, 1984. – 1 и 2 т. 103. Шанин, Б.В. Энергосберегающие установки в промышленности и за- щита воздушного бассейна : учеб. пособие для инж.-строит.итеплотехн. спец. / Б. В. Шанин, Е. Е. Новгородский, В. А. Широков. – Н. Новгород : Волго-Вят. кн. изд-во, 1991. – 256 с. 104. Шанин, Б.В. Энергосбережение и охрана воздушного бассейна при использовании природного газа: Учебное пособие / Б.В. Шанин, Е.Е. Новгородский, В.А. Широков, А.Ф. Пужайло. – Нижний Новгород, 1998. – 384 с. 105. Широков, В.А. Установка комплексного использования газа для агро- теплофикации на базе КС // Теплоснабжение и вентиляция агропромышленного комплекса: Сборник научных статей. – Ростов – на – Дону, 1988. – с.133 – 136. 178 106. Широков, В.А. и др. Комплексное использование теплоты сгорания природного газа на КС для нужд агротеплофикации // Сер. «Подготовка, переработка и использование газа». – М., 1987. – №12. – с.20 – 23. 107. Широков, В.А. Энергосбережение и охрана воздушного бассейна на предприятиях газовой промышленности : учеб. пособие для системы фирмен. профес. обучения на предприятиях и орг. ОАО"Газпром" / В.А.Широков. – М. : ACADEMIA, 1999. – 285 с. 108. Энергосберегающие технологии газовой индустрии : Аналитический альбом / А. И. Гриценко, ВНИИ природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ), и др. . – 1995 . – 272 с. 109. Юращик, И.Л. Утилизация тепла уходящих газов ГТУ / И.Л. Юращик // Газовая промышленность. – 1980. - №7. – с. 36-38 110. Юращик, И.Л. Утилизация теплоты приводных газотурбинных уста- новок / И.Л. Юращик, Л.Ф. Глущенко, А.С. Маторин. - Киев: Тэхника, 1991. – 152 с. 111. Юращик И.Л., Сазанов Б.В. Оптимизация параметров теплоутилиза- ционной установки ГТУ компрессорных станций магистральных газопроводов / И.Л. Юращик, Б.В. Сазанов// Изв.вузов/ Энергетика. – 1973. – №1. – с.94 – 104. 112. A gas energy conversion project using. A turbo expander driven generator // Catalogue San Diego Gas & Electric Company. - USA, 1999. – 121 p. 113. ABB TURBINE: catalogue of ABB. – 1999. – 40 с. 114. Agababov, V.S. Abhaengichkeit der Betriebsdaten einer Waermepumpenanlage zur Erdgasvorwaermung von den Einsatzparametem // V.S. Agababov, J. Heymer, A . V . Korjagin, V.F. Utenkov / Gas-Erdgas gwf(2000).- №.9. – P. 610 – 615. 115. Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlich Energieverbrauch e.V. (ASUE). Hamburg. – 1995. 116. BP: 2014 in review: http://www.bp.com/en/global/corporate/energy- economics/statistical-review-of-world-energy/2014-in-review.html. 179 117. Cronin P. The application of turboexpanders for energy conservation / P.Cronin // Materials company 118. Fasold H.-G., Wahle H.-N. Berechnung und Auslegung von Erdgas- Vorwaermanlagen // Gas-Erdgas gwf (BRD).- 1994. – №.4. – P.220 – 224. 119. Fasold H.-G., Wahle H.-N. Gasentspannung in Expansionsmaschinen unter Beruecksichtigung des Realgasverhaltens // Gas-Erdgas gwf (BRD) – 1995. – №.6. – P. 261 – 269. 120. Furchner H. Stromerzeugung durch Erdgasentspannung. Einfuerunghemmnisse und technische Loesungen // Gas-Erdgas gwf (BRD). – 1997. – №2. – P.634 – 636. 121. Installation list of power recovery turbine: Catalogue / Kobe Steel, LTD. – Japan, 2006. – 120 p. 122. L 'installatore technico. – 1990.- Anno 4. – №l. – P.35 – 45. 123. Luetge R. Einsatzkriterien, Betriebs - und Regelverhalten von Erdgas- Kolbenexpander // VDI Berichte 1141. Duesseldorf. VDI-Verlag GmBH. – 1994. – P.163 – 178. 124. Martel, U. Technische Beschreibung einer Gasexpansionsanlage / U. Mar- tel, A. Brogli // Gas-Erdgas. – 1995. – №.l1. – P.601 – 609. 125. Rotoflow job installation list / Catalogue of Rotoflow Corporation. – USA, 1999. 126. Truston, A. Recovering energy in gas pressure reduction / А. Truston // Contr. and Instrum. – 1991. – №5. 127. World Energy Investment Outlook (англ.). OECD, IEA (2014). 180 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 (справочное) Таблица П.1- Сведения об использовании вторичных энергетических ресурсов, альтернативных (местных) топлив и возобновляемых источников энергии [7] Наименование характеристики № п/п 1. 1.1 1.1.1 1.1.2. 1.1.3. 1.1.3.1 1.1.3.2 1.2 1.2.1 1.2.2. Вторичные энергетические ресурсы (ВЭР) Вторичные (тепловые) энергетические ресурсы (ВЭР) Характеристика ВЭР Фазовое состояние Расход Давление Температура Характерные загрязнители, их концентрация Годовой выход ВЭР Годовое фактическое использование, в том числе: Фактически использовано на предприятии Сторонние потребители (субабоненты) Вторичные (горючие) энергетические ресурсы (ВЭР) Характеристика ВЭР Фазовое состояние Расход Давление Температура Характерные загрязнители, их концентрация Теплотворная способность Влажность Годовой выход ВЭР Единица измерения м3/ч МПа °С % Гкал Гкал м3/ч, кг/с МПа °С % ккал/кг % т у.т. Значение характеристики Отчетный (базовый) Предыдущие год годы Прогноз на последующие годы* Примечание 181 Наименование характеристики № п/п 1.2.3. 1.2.3.1 Годовое фактическое использование, в том числе: Технологическое использование всего, в том числе: нетопливное использование (в виде сырья) нагрев сушка обжиг (плавление, отжиг) 1.3.2. 1.3.3. 2. 2.1. 2.2. 2.2.1. 2.2.2. 2.3. 2.4. На выработку тепловой энергии всего,в том числе: в котельной в собственной ТЭС (включая выработку электроэнергии) отпущено на сторону Вторичные (избыточного давления) энергетические ресурсы (ВЭР) Характеристика ВЭР Фазовое состояние Расход Давление Температура Характерные загрязнители, их концентрация Годовой выход ВЭР Годовое фактическое использование Альтернативные (местные) и возобновляемые виды ТЭР Наименование (вид) Основные характеристики Теплотворная способность Годовая наработка энергоустановки Мощность энергетической установки КПД энергоустановки 2.5. Годовой фактический выход энергии 1.2.3.2 1.2.3.3 1.3 1.3.1 Единица измерения т у.т. м3/ч МПа °С % кВт кВт ккал/кг ч Гкал/ч, кВт % Гкал, МВт.ч Значение характеристики Отчетный (базовый) Предыдущие год годы Прогноз на последующие годы* Примечание 182 Таблица П.2 - Потенциал выработки за счет вторичных энергетических ресурсов и оценка возможной экономии энергетических ресурсов [7] № п/п 1. 1.1 1.2 1.3 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.5.1 2.5.2 2.5.3 2.5.4 2.6 2.7 Потенциал энергоре- Единица изэкономически целесообразмерения Возможный(валовый) Фактический(технический) ный(экономический) Всего,в том числе по витыс.ту.т. дам ТЭР: Электрической энергии тыс. кВт.ч Тепловой энергии Гкал Холод МВт Наименование сурса Экономия ТЭР от использования ВЭР, всего, в том числе: Электрическая энергия Тепловая энергия Твердого топлива Жидкого топлива Моторного топлива всего, в том числе: бензина керосина дизельного топлива газа Природного газа (кроме моторного топлива) Воды тыс.ту.т. тыс. кВт.ч Гкал т, куб. м т, куб. м л, т л, т л, т л, т тыс. куб. м тыс. куб. м тыс. куб. м 183 184
