МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД

Полезная модель относится к области транспорта газа по магистральным газопроводам (МГ), в частности, к оборудованию, предназначенному для транспортировки газа, использующему энергосберегающие технологии и может быть использована как при эксплуатации и модернизации существующих МГ, так и при проектировании, изготовлении и комплектной поставке соответствующего оборудования для вновь строящихся МГ.
Основной функцией существующих МГ является транспорт и поставка газа его потребителям. Исходя из этого все технические решения основного оборудования существующих и новых МГ прописаны в «Нормах технологического проектирования магистральных газопроводов (НТПМГ) СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-051-2006», целью разработки которых является ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ ПРОЕКТИРУЕМЫХ И РЕКОНСТРИРУЕМЫХ МГ С ПРИМЕНЕНИЕМ прогрессивных технологических и научно-технических решений.
НТПМГ (СТО Газпром) «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов» определяют 5 основных базовых составляющих в объекте - системе - сооружении - структуре МГ, а именно: линейные сооружения, компрессорные станции, станции охлаждения газа, газораспределительные станции, газоизмерительные станции.
Как станции охлаждения, так и газоизмерительные станции имеют малый объем использования на МГ, в сравнении с линейными сооружениями, компрессорными и газораспределительными станциями. Кроме того, предлагаемое техническое решение не затрагивает станции охлаждения газа и газоизмерительные станции, поэтому мы, сочли возможным в ограничительной части эти 2 основных составляющих в описании структуры МГ опустить, оставив только линейные) СООРУЖЕНИЯ, КОМПРЕССОРНЫЕ И ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому техническому решению и, поэтому принятом нами в качестве прототипа, является МГ, включающий линейные сооружения и расположенные по ходу газа первой (головной) и последующих компрессорных станциий (КС) с оборудованием, сжимающих транспортируемый газ до среднего давления в МГ 5,6-7.5 МПа и трубопроводов, газораспределительные станции (ГРС) отбора газа потребителям. И.Я.Котляр, В.М.Пиляк «Эксплуатация магистральных газопроводов», Недра, Л. 1971, 248 с., табл.56, илл.97, см. стр.29-38, и рис.17 (прототип).
3
3
Основными недостатками такого МГ является высокая себестоимость транспортировки газа, обусловленная большими затратами ценного энергетического сырья - природного газа (так называемого топливного газа), сжигаемого на КС в камерах сгорания газотурбинных приводов центробежных нагнетателей газоперекачивающих агрегатов. По оценкам экспертов и руководства ОАО «Газпром» в РФ расход топливного газа составляет до 7-9% от объема транспортируемого газа. При ежегодном объеме прокачки более 600 млрд м объем сжигаемого топливного газа находится в пределах 42-54 млрд м.
3
3
3
Средневзвешенный эксплуатационный КПД газотурбинного привода (ГТД) нагнетателей природного газа газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на сегодня составляет лишь 28,8%. То есть только (42-54)28,8%=12-16 млрд м используются по назначению, а остальные 30-38 млрд м в виде выхлопных газов через выхлопные патрубки ГТД привода ГПА выбрасываются в атмосферу. В денежном выражении, при внутренней в РФ цене природного газа $75 за 1000 м «полезные» расходы на транспорт газа находятся в диапазоне $0,9-1,2 млрд., а стоимость пока еще безвозвратных потерь составляет $2,2-2,8 млрд. Суммарные расходы составляют в диапазоне $3,1-4,0 млрд.
Указанные недостатки приводят к существенному увеличению эксплуатационных затрат и, следовательно, при большой протяженности МГ, к существенному росту себестоимости транспортирования газа. Доля топливного газа в цене газа составляет около 9%. Кроме того, как КС, так и ГРС МГ являются крупными потребителями электроэнергии (только один компрессорный цех (а их на КС несколько), потребляет до 600-1000 кВт мощности. Общее потребление мощности всех 280 КС газотранспортной системы РФ оценивается экспертами в 700-800 МВт. Причем, НТПМГ предусмотрено, что внешнее электроснабжение (от внешних высоковольтных электрических сетей энергосистемы) КС и ГРС МГ должно осуществляться от 2-х источников, а подводящие линии электропередач следует выполнять на разных опорах.
Если учесть, что энергетические затраты на транспорт газа от КС МГ до теплоэлектростанций (ТЭС), и энергетические затраты на транспорт электроэнергии от внешних высоковольтных электрических сетей энергосистемы ТЭС до КС МГ весьма значительны, то это еще больше увеличивает себестоимость транспортирования газа. Кроме того, большая длина подводящих линий электропередач снижает надежность внешнего электроснабжения как КС, так и ГРС МГ.
В основу полезной модели поставлена задача существенного снижения себестоимости транспортировки газа путем модернизации оборудования, в котором обеспечивается возможность утилизации вторичных энергетических ресурсов: утилизации на КС тепла выхлопных газов газотурбинного привода нагнетателей ГПА, а также утилизации энергии, теряемой при понижении (дросселировании) давления газа на ГРС. Энергию вторичных энергетических ресурсов превращают в механическую работу турбоприводов, приводящих во вращение электрогенераторы, вырабатывающие электрический ток.
Поставленная задача решается тем, что МГ, содержащий линейную часть с расположенными по ходу транспорта газа КС, включающие ГПА с газотурбинным приводом центробежных нагнетателей и трубопроводы, а также трубопроводы отбора газа с установленнми на них газораспределительными станциями, включающими дросселирующие устройства и устройства подогрева газа, согласно полезной модели, КС и ГРС дополнительно снабжены электрогенераторами, связанными с внешней высоковольтной электрической сетью и устройствами утилизации вторичных энергетических ресурсов, содержащими турбоприводы и теплообменники-утилизаторы тепла.
В качестве турбоприводов электрогенераторов, установленных на компрессорных станциях, могут быть использованы теплоутилизационные турбины с конденсаторами, подключенные к выходам теплообменников-утилизаторов тепла устройств утилизации вторичных энергетических ресурсов, а входы теплообменников-утилизаторов тепла устройств утилизации вторичных энергетических ресурсов подключены к выхлопным патрубкам газотурбинных приводов каждого отдельного газоперекачивающего агрегата.
В качестве турбоприводов электрогенераторов, установленных на компрессорных станциях, могут быть использованы теплоутилизационные турбины с конденсаторами, при этом выходы, по крайней мере, двух теплообменников-утилизаторов тепла устройств утилизации вторичных энергетических ресурсов газотурбинных приводов газоперекачивающих агрегатов соединены со входом одной теплоутилизационной турбины с конденсатором устройства утилизации тепла выхлопных газов, а выход теплоутилизационной турбины соединен со входами теплообменников-утилизаторов тепла устройств утилизации вторичных энергетических ресурсов.
По крайней мере, один электрогенератор, подключенный к внешним высоковольтным электрическим сетям, может быть снабжен газотурбинным приводом с устройством утилизации вторичных энергетических ресурсов и теплообменником-утилизатором тепла.
На газораспределительных станциях в качестве устройств утилизации вторичных энергетических ресурсов могут быть использованы турбодетандеры, вход которых подключен к трубопроводу отбора газа между устройством подогрева газа и дросселирующим устройством, а выход подключен к трубопроводу отбора газа после дросселирующего устройства.
Использование электрогенераторов, приводимых во вращение турбоприводами-теплоутилизационными турбинами с конденсаторами и/или турбоприводами-турбодетандерами (расширительными турбинами), позволяет производить самую дешевую электроэнергию, более дешевую, чем электроэнергия, производимая атомными электростанциями. И, что немаловажно, экологически чистым способом.
Путем реализации своим потребителям электроэнергии, вырабатываемой электрогенераторами, приводимыми во вращение турбоприводами: - теплоутилизационными турбинами с конденсаторами и турбодетандерами достигается снижение себестоимости транспорта газа через МГ. Часть вырабатываемой электроэнергии потребляется на собственные нужды МГ.
Совокупность признаков данного технического решения нова и обеспечивает положительный эффект: позволяет производить электроэнергию из бесплатного сырья - вторичных энергетических ресурсов в объемах, обеспечивающих собственные потребности системы электрообеспечения КС и ГРС МГ, тем самым позволяет отказаться от покупки электроэнергии, а за счет продажи электроэнергии потребителям РФ получить снижение себестоимости транспортирования природного газа, и создать более надежную систему электрообеспечения КС и ГРС МГ.
На фиг.1 схематически показана принципиальная схема предлагаемого МГ. На фиг.2 схематически показана принципиальная схема компрессорной и газораспределительных станций предлагаемого МГ.
МГ включает в себя линейную часть 1 - основной трубопровод, компрессорные станции 2, а также трубопроводы (разной длины) отбора 3 природного газа от МГ, включающих газораспределительные станции (ГРС) 4. КС 2 и ГРС 4 связаны с потребителями 5 с помощью линий электропередач 6 с внешней высоковольтной электрической сетью 7. Связь (подключение) происходит в узлах подключения 8. Гидро-, атомные и тепловые электростанции, многие из которых работают на природном газе, также подключены в узлах подключения 8 с помощью линий электропередач 9 к внешней высоковольтной электрической сети 7.
КС 2 имеют газоперекачивающие агрегаты 10 с центробежными нагнетателями 11 и систему трубопроводов 12-13. Устройство утилизации вторичных энергетических ресурсов 14 включает два основных узла: теплообменник-утилизатор тепла 15 и турбопривод 20. Теплообменник-утилизатор 15 установлен в выхлопном патрубке 17 газотурбинного привода 18 центробежного нагнетателя 11 ГПА 10. К выхлопным патрубкам 17 газотурбинных приводов 18 центробежных нагнетателей 11 ГПА 10 подключены входы теплообменников-утилизаторов тепла 15, а выходы теплообменников-утилизаторов тепла 15 посредством трубопроводов 16 и 19 соединены с теплоутилизационной турбиной 20 с конденсатором. Используемая в качестве турбопривода теплоутилизационная турбина 20 с конденсатором соединена с электрогенератором 21 и вращает его, вырабатывая электрический ток.
Электрогенераторы 21 связаны с внешней высоковольтной электрической сетью 7 кабелями 6, так что электрический ток от электрогенераторов поступает к внешним высоковольтным электрическим сетям 7. Теплообменники-утилизаторы тепла 15 выхлопных газов нескольких газотурбинных приводов нагнетателей 11 ГПА10 посредством трубопроводов 22 и 23 соединены с одной теплоутилизационной турбиной 20 с конденсатором 24. Тем самым они образуют замкнутый контур с одной теплоутилизационной турбиной 20 с конденсатором, а в качестве рабочего тела теплоутилизационной турбины 20 с конденсатором используется нормальный пентан или изопентан.
На входе в ГРС 4 установлен подогреватель газа 25. С помощью трубопроводов 26 и 27 с установленной на них запорной арматурой 28 трубопровод отбора газа 3 соединен со входом и выходом газа турбодетандера 29, который в свою очередь соединен с электрогенератором 21. Используемый в качестве турбопривода, турбодетандер 29 является устройством утилизации вторичных энергетических ресурсов (перепада давления). Электрогенераторы 21 связаны с внешней высоковольтной электрической сетью 7 кабелями 6, так что электрический ток от электрогенераторов поступает к внешним высоковольтным электрическим сетям 7. Подключение происходит в узлах подключения 8.
Трубопровод 26 подключен к трубопроводу отбора газа между устройством подогрева газа 25 и дроселирующим устройством 30, а выход из турбодетандера подключен к трубопроводу отбора газа после дросселирующего устройства 30.
МГ 1 и КС 2 и ГРС 4 в его составе работают следующим образом. Природный газ, транспортируемый по линейной части 1 по трубопроводам отбора 3 поступает как к компрессорным станциям 2, так и к потребителям 5, в числе которых находятся тепловые электростанции, многие из которых работают на природном газе.
По системе трубопроводов 12 компрессорных станций 2 газ из линейной части 1 газопровода поступает к нагнетателям 11. Сжатый нагнетателями природный газ поступает обратно в газопровод по трубопроводам 13. Повышением давления газа обеспечивается движение газа по МГ. По трубопроводам отбора газа 3 газ из линейной части 1 газопровода поступает к газотурбинным приводам 18 центробежных нагнетателей 11. Этот газ называется топливным газом и сгорает в камерах сгорания газотурбинных приводов 18. Около 30% тепла от сгораемого в камерах сгорания природного газа расходуется на механическую работу по вращению нагнетателей 11 природного газа ГПА 10, а остальное тепло в форме выхлопных газов направляется в выхлопные патрубки 17 газотурбинных приводов 18 ГПА 10. Это и есть вторичные энергетические ресурсы, которые классифицируются как тепловые.
Проходя через выхлопные патрубки 17 газотурбинных приводов 18 ГПА 10 выхлопные газы проходят через установленные в выхлопных патрубках теплообменники-утилизаторы тепла 15 и нагревают рабочее тело (нормальный пентан или изопентан), циркулирующее в контуре устройства утилизации вторичных энергетических ресурсов 14. Рабочее тело (нормальный пентан или изопентан) при нагреве превращается в паровую форму и по трубопроводам 19 и 23 поступает на вход теплоутилизационной турбины 20 с конденсатором 24. Расширяясь в теплоутилизационной турбине 20 пар приводит ее во вращение и тем самым приводит во вращение электрогенератор 21, вырабатывающий электроэнергию. Вырабатываемая электроэнергия по электрокабелям 6 поступает через узел подсоединения 8 во внешнюю высоковольтную электрическую сеть 7. После срабатывания в теплоутилизационной турбине 20 рабочее тело (нормальный пентан или изопентан) поступает в конденсатор 24, где происходит его обратное преобразование (конденсация) в жидкую форму и рабочее тело по трубопроводам 16 и 22 вновь поступает на вход теплообменника-утилизатора тепла 15, установленного в выхлопных патрубках 17 газотурбинных приводов 18 ГПА 10.
Рабочее давление природного газа расходом Q из линейной части (газопровода) 1 МГ, прежде чем попасть по трубопроводам отбора 3 с установленными на них газораспределительными станциями (ГРС) 4 к потребителям 5 должно быть понижено (сдросселировано) примерно с 0,5 МПа до примерно 0,14 МПа, т.е. в 3-4 раза. С этой целью природный газ через трубопровод отбора 3 поступает вначале в устройство подогрева газа 25. Это вызвано тем обстоятельством, что при таком уровне понижения (дросселирования) природного газа его температура понижается на 40-50 градусов. По техническим требованиям температура газа в трубопроводе отбора газа 3 должна быть выше минус 5 градусов Цельсия. Затем по трубопроводу 26 с установленной на нем запорно-регулирующей арматурой 28 (отключающая задвижка, стопорный (СК) и дозирующий клапаны (ДК) условно не показаны) природный газ поступает из устройства подогрева газа 25 (теплообменного аппарата) в турбодетандер 29. В турбодетандере 29 природный газ, расширяясь до требуемого давления, совершает механическую работу, направленную на вращение электрогенератора 21.
После расширения в турбодетандере 29 природный газ через отводящий трубопровод 27 и запорно-регулирующую арматуру 28 (отключающую задвижку) поступает в трубопровод отбора газа 3 и далее к потребителям газа 5. Турбодетандер 29 является устройством утилизации вторичных энергетических ресурсов (перепада давления). Выработанная электрогенератором электроэнергия с помощью электрокабеля 6 поступает через узел подсоединения 8 во внешнюю высоковольтную электрическую сеть 7. В случае аварийной остановки турбодетандера 29 или электрогенератора 21 природный газ с помощью запорно-регулирующей арматуры из устройства подогрева газа 25 (теплообменного аппарата) направляется напрямую в блок редуцирования 30 газораспределительной станции (ГРС) 4 и далее к потребителям газа 5.
Кроме этого, природный газ по подводящими трубопроводам поз. 12 топливного газа из МГ 1 подводится к отдельно стоящему газотурбинному приводу 18, который вращает электрогенератор 21, вырабатывающий электроэнергию. Вырабатываемая электроэнергия по электрокабелям 6 поступает во внешнюю высоковольтную электрическую сеть 7. В этом газотурбинном приводе, как и других газотурбинных приводах сгоревший газ в форме выхлопных газов направляется в выхлопные патрубки 17 газотурбинного привода 18 для выброса в атмосферу. Проходя через выхлопные патрубки 17 газотурбинного привода 18, выхлопные газы проходят через установленные в выхлопных патрубках теплообменники-утилизаторы тепла 15 и нагревают рабочее тело (нормальный пентан или изопентан) который поступает на вход теплоутилизационной турбины 20 с конденсатором 24, совместно с рабочим телом от других теплообменников-утилизаторов тепла 15.
Таким образом, МГ, вместо крупного потребителя электроэнергии, становится крупным производителем электроэнергии. На МГ РФ работает более 280 КС суммарной мощностью около 44 ГВт. С помощью технического решения, описанного в полезной модели, можно получить до 25-40% от 44 ГВт дополнительных мощностей по выработке электроэнергии. 44(25-40)%=11-17 ГВт мощностей ежегодно могут выработать 90-120 млрд. кВт-часов электроэнергии. При продаже такого количества электроэнергии российским потребителям владелец МГ, например, ОАО «Газпром» может ежегодно получать не менее 100-130 млрд. руб.($3,3-4,3 млрд.), что будет окупать все его ежегодные расходы на транспорт газа.
Предлагаемый МГ может работать в нескольких вариантах исполнения и режимах работы.
А) Обычный режим, когда вместе с транспортом и поставкой газа потребителям регулярно также поставляется вырабатываемая электроэнергия от электрогенераторов, приводимых во вращение теплоутилизационными турбинами и от электрогенераторов приводимых во вращение турбодетандерами.
Б) Пиковый режим работы для покрытия «пиковых» нагрузок во внешней электросистеме. При наступлении времени «пиковой» нагрузки электрогенераторы с газотурбинными приводами приводятся в состояние «горячего» резерва, из которого они запускаются в течение не более пяти минут для покрытия «пиковых» нагрузок во внешней электросистеме.
Предлагаемое техническое решение по сравнению с существующими имеет следующие преимущества:
- снижается себестоимость транспортировки газа по МГ;
- повышается надежность электроснабжения МГ;
- расширяются технологические возможности МГ, кроме поставок потребителям природного газа, обеспечиваются как регулярные, так и «пиковые» поставки потребителям электроэнергии.