Система энергосбережения энергоресурсов магистральных нефте/газопроводов на компрессорных станциях

Техническое решение относится к энергосберегающим и экологически безопасным технологиям трубопроводного транспорта газа, нефти, нефтепродуктов и может быть использовано при сооружении новых и модернизации действующих компрессорных станций. Система предусматривает использование тепла выпускных газов нефте- или газо-турбинных установок для получения энергии пара, которую используют в качестве дополнительной приводной мощности компрессорного агрегата, для чего вал паровой турбины соединен с приводным валом компрессорного агрегата через управляемую сцепную муфту с электромагнитным управлением, на валу паровой турбины и приводном валу компрессорного агрегата установлены тахогенераторы, а система оснащена также блоком управления, электрически связанным с тахогенераторами и сцепной муфтой. 1 н.п.1 з.п. ф-лы; илл. 1

Заявляемое техническое решение относится к энергосберегающим и экологически безопасным технологиям трубопроводного транспорта газа, нефти, нефтепродуктов и может быть использовано при сооружении новых и модернизации действующих компрессорных станций.

Технико-экономические показатели магистральных трубопроводов существенным образом зависят от энергоемкости технологических затрат, а энергоемкость, в свою очередь, в значительной мере определяется степенью утилизации потенциальных объемов вторичных энергетических ресурсов.

По мнению экспертов нефтегазовой сферы энергоемкость процесса транспортировки газа по существующим газопроводам России, Украины и Белоруссии выше аналогичного показателя в США и странах Европы на 50-70%. Как известно, Украина сжигает около 7 млрд. кубометров газа на год для работы компрессорных станций, КПД которых составляет лишь 23-35%. Это означает, что огромное количество тепла (температура исходных газов газотурбинной установки достигает 500°С) выбрасывается в атмосферу. Используя это тепло, можно было бы получить дополнительное количество энергии, тем самым повысив КПД газоперекачивающих агрегатов.

Существует много различных способов рационального использования вторичных энергетических ресурсов магистральных нефте- и газопроводов как для повышения мощности газоперекачивающих агрегатов, так и для удовлетворения технологических нужд компрессорных станций. Известна, например, система энергосбережения энергоресурсов магистральных газопроводов на компрессорных станциях [1], которая предусматривает использование тепла выпускных газов газотурбинных установок для получения дополнительной приводной мощности газотурбинных агрегатов путем его трансформирования в электроэнергию, которой обеспечивают електроснабжение газоперекачивающих агрегатов с электроприводом, чем сокращают затрату первичных энергетических ресурсов на трубопроводный транспорт газа и, таким образом, более эффективно используют вторичные энергоресурсы газопроводов.

Основным недостатком этого способа является недостаточно высокий КПД такой системы вследствие дополнительных энергозатрат на превращение тепловой энергии в электрическую, а затем электрической в механическую энергию дополнительного повода газотурбинной установки.

Из литературного источника информации [2] известна система бинарного парогазового цикла, используемая на компрессорных станциях «Вайтхауз» международного газопровода «Мегал» с утилизацией теплоты выхлопных газов газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Для этого на компрессорной станции установлены три ГПА номинальной мощностью 18,9 МВт с нагнетателями газа, котел-утилизатор и дополнительный нагнетатель с приводом от паровой турбины. Это обеспечивает работу станции при одном или двух включенных газотурбинных ГПА и паровой турбины с нагнетателем. Все четыре нагнетателя соединены параллельно. Система газовой обвязки ГПА позволяет при необходимости вывести в ремонт или остановить любой из агрегатов, третий газотурбинный ГПА остается в резерве, при этом к.п.д. цикла повышается от 34,5 до 47, 5%.

Недостатком известной системы является техническая сложность выравнивания бародинамических режимов работы нагнетателей, что связано с применением диспетчерского пункта с системой управления.

Из данного источника информации известна также система энергосбережения энергоресурсов магистральных газопроводов на компрессорных станциях, содержащая магистральный и отводной каналы, компрессорный агрегат, включенный в сеть магистрального канала, газотурбинную установку, содержащую соединенные между собой связанную с отводным каналом камеру сгорания и турбину с теплоотводящим каналом, соединенную приводным валом с компрессорным агрегатом, а своим теплоотводящим каналом с паросиловой установкой, содержащей котел-утилизатор и связанную с ним паропроводом паровую турбину, соединенную своим валом с приводным валом компрессорного агрегата. Пар, генерируемый котлом-утилизатором, установленным в выхлопном тракте газотурбинной установки поступает в паровую турбину, которая служит дополнительным приводом компрессорного агрегата. Энергетическая эффективность такого парогазового цикла ГПА достигает примерно 42%. Данная система может работать также и на нефтеперекачивающих станциях.

Недостатком известной системы являются неизбежные потери мощности в периоды времени, когда скорость вращения вала паровой турбины меньше скорости вращения турбины газотурбинной установки, что происходит во время переходных режимов работы. В такие моменты времени паровая турбина является дополнительной нагрузкой на вал компрессорного агрегата, что значительно снижает его мощность.

Задачей, поставленной в основу предлагаемого технического решения, является автоматизация процесса работы компрессорных станций с целью исключения потерь энергии в моменты изменения штатного режима их работы.

Данная задача решается тем, что в системе энергосбережения энергоресурсов магистральных нефте/газопроводов на компрессорных станциях, содержащей магистральный и отводной каналы, компрессорный агрегат, включенный в сеть магистрального канала, нефте/газотурбинную установку, содержащую соединенные между собой связанную с отводным каналом камеру сгорания и турбину с теплоотводящим каналом, соединенную приводным валом с компрессорным агрегатом, а своим теплоотводящим каналом с паросиловой установкой, содержащей котел-утилизатор и связанную с ним паропроводом паровую турбину, соединенную своим валом с приводным валом компрессорного агрегата, согласно предлагаемому техническому решению вал паровой турбины соединен с приводным валом компрессорного агрегата через управляемую сцепную муфту, на валу паровой турбины и приводном валу компрессорного агрегата установлены тахогенераторы, а система оснащена также блоком управления, электрически связанным с тахогенераторами и управляемой сцепной муфтой. В наиболее оптимальном варианте исполнения применена сцепная муфта с электромагнитным управлением.

Технический результат достигается за счет автоматического подключения дополнительной приводной мощности паровой турбины к компрессорному агрегату в момент выравнивания оборотов приводного вала турбины нефте/газотурбинной установки и вала паровой турбины, что обеспечивается введением в систему отличительных признаков: тахометров, связанных с блоком управления и сцепной муфты.

На чертеже Фиг.1 представлена техническая схема системы. На схеме изображены: включенный в сеть магистрального канала 1 компрессорный агрегат 2, отводной канал 3, нефте/газотурбинная установка 4, в состав которого входит камера сгорания 5, соединенная с отводным каналом 3, и турбина 6 с приводным валом 7 и теплоотводящим каналом 8. Приводной вал 7 турбины 6 соединен с помощью фланцевого соединения 9 с валом 10 компрессорного агрегата 2. На валу 7 турбины 6 установлен также воздушный компрессор 11 для нагнетания воздуха через воздуховод 12 в камеру сгорания 5. В состав системы входит также паросиловая установка, которая состоит из подключенного к теплоотводящему каналу 8 нефте/газотурбинной установки 4 котла-утилизатора 13, связанного паропроводом 14 с паровой турбиной 15. Вал 16 добавления мощности паровой турбины 15 связан с валом 10 компрессорного агрегата 2 с помощью управляемой сцепной муфты 17. На валах 10 и 16 установлены тахогенераторы 18. Система оснащена также блоком управления 19, электрически связанным с тахогенераторами 18 и сцепной муфтой 17. Система предусматривает использование воды по замкнутому циклу, для этого в контур теплообмена включены: конденсатор 20, деаэратор 21, вентили 22, насосы 23 и обратные клапаны 24. В качестве управляемой сцепной муфты 17 более удобно использовать сцепную муфту с электромагнитным управлением.

Заявляемая система энергосбережения работает таким образом. Часть первичного энергоносителя - поток сжатого топочного газа или нефти поступает из магистрального канала 1 нефте/газопровода по отводному каналу 3 в камеру сгорания 5 нефте/газотурбинной установки 4, где происходит сжигание топлива. Энергия газообразных продуктов сгорания, которые поступают в турбину 6, превращается в механическую энергию на приводном валу 7 и передается через фланцевое соединение 9 к компрессорному агрегату 2, который обеспечивает повышение давления в магистральном канале 1 нефте/газопровода. Через приводной вал 7 снятия мощности обеспечивается также работа воздушного компрессора 11, который по воздухопроводу 12 подает сжатый воздух в камеру сгорания 5 газотурбинного агрегата 4. Тепловая энергия выпускных газов турбины 6, поступающая по теплоотводящему каналу 8 в котел-утилизатор 13 паросиловой установки, превращает воду в котле в водяной пар, который, проходя по паропроводу 14, вращает вал 16 добавления мощности паровой турбины 15. Отработанный в паровой турбине 15 водяной пар поступает в трубное пространство конденсатора 20, где конденсируется и уже дальше вода поступает к деаэратору 15, где дегазируется и снова подается с помощью циркуляционных насосов 22 в теплообменную систему для повторного использования в котле-утилизаторе 13 по замкнутому циклу. Установленные на валу 10 компрессорного агрегата и валу 16 добавления мощности тахогенераторы 18 передают импульсное напряжение, соответствующее частотам вращения валов, на блок управления 19, в котором происходит сравнение напряжений тахогенераторов. Как только скорость вращения вала 16 добавления мощности сравняется или чуть превысит скорость вращения вала 10 с блока управления 19 поступит управляющее напряжение на управляемую сцепную муфту 17, которая сработает, обеспечивая надежное, без рывка механическое сцепление обоих валов, обеспечив тем самым дополнительную приводную мощность компрессорному агрегату 2.

Предлагаемая система энергосбережения позволяет снизить энергозатраты и повысить к.п.д. компрессорных станций на 12-15%.

Источники информации:

1. Патент на изобретение РФ N 2171420, F17D 1/02, 1/07, 2001.07.27.

2. Шелковский Б.И., Патыченко А.С., Захаров В.П. «Утилизация и использование вторичных ресурсов компрессорных станций», М., Недра, 1991, стр.5-12

1. Система энергосбережения энергоресурсов магистральных нефте/газопроводов на компрессорных станциях, содержащая магистральный и отводной каналы, компрессорный агрегат, включенный в сеть магистрального канала, нефте/газотурбинную установку, содержащую соединенные между собой связанную с отводным каналом камеру сгорания и турбину с теплоотводящим каналом, соединенную приводным валом с компрессорным агрегатом, а своим теплоотводящим каналом с паросиловой установкой, содержащей котел-утилизатор и связанную с ним паропроводом паровую турбину, соединенную своим валом с приводным валом компрессорного агрегата, отличающаяся тем, что вал паровой турбины соединен с приводным валом компрессорного агрегата через управляемую сцепную муфту, на валу паровой турбины и приводном валу компрессорного агрегата установлены тахогенераторы, а система оснащена также блоком управления, электрически связанным с тахогенераторами и управляемой сцепной муфтой.

2. Система энергосбережения по п.1, отличающаяся тем, что в качестве управляемой сцепной муфты используется сцепная муфта с электромагнитным управлением.