Вторичные энергоресурсы КС и использование их в деле теплоснабжения

2.5.1. Источники вторичных энергоресурсов (ВЭР)на КС магистральных газопроводов. Баланс ГТУ

КС магистральных газопроводов, а также ГРС и ПХГ располагают богатейшими вторичными энергоресурсами, в качестве которых можно рассматривать не только теплоту выхлопных газов ГПА, но и энергию, теряемую при дросселировании природного газа, а также энергию, которая пропадает с потерей углеводородов (газа, масел и т.д.) (рис. 5.1).

Рисунок 5.1. Структура вторичных энергоресурсов

ВЭР на КС МГ вырабатываются непрерывно, с завидной стабильностью, в виде мощнейших энергетических потоков, которые, при отсутствии соответствующих технологий, безвозвратно теряются, рассеиваясь в окружающей среде.

Тепловые энергоресурсы – это физическое тепло отработанных продуктов и тел, выделяющееся и неиспользуемое в технологических процессах транспорта газа по магистральным газопроводам.

Горючие энергоресурсы – это перерасход топливного газа, утечки, технологические и аварийные потери товарного газа и другие отходы технологических процессов (смазочное масло, жидкие углеводороды).

Энергия избыточного давления – это механическая энергия, теряемая при дросселировании газа в производственных процессах как на КС, так и на ГРС, ГРП и КРП.

На КС МГ основными источниками тепловых ВЭР являются:

– водяные и воздушные системы охлаждения, в том числе и системы охлаждения смазочного масла;

– тепло выхлопных газов двигателей, образующихся в результате сгорания топливного газа;

– тепло, выделяющееся при компримировании природного газа и отводимое от газового потока с помощью АВО;

– теплосодержание самого природного газа, которое в настоящее время совершенно не используется.

Оценим потенциальные возможности названных источников тепла.

1. Определим ту долю тепла, получаемого при сгорании топливного газа в камере сгорания, которая теряется с выхлопными газами в окружающую среду, но может быть утилизирована с применением современных технологий и со значительным эффектом повышения КПД газоперекачивающих агрегатов.

Известно, что не все тепло, соответствующее теплоте сгорания топливного газа , используется полезно. Каждый кг топлива, вводимый в камеру сгорания ГТУ, вносит с собой тепло в количестве = 35000…39000 кДж/м³ в зависимости от состава природного газа. Но полезно используется относительно небольшая его часть. Всегда имеется ряд потерь, снижение которых в возможных пределах и составляет основную задачу повышения экономичности ГТУ как на стадии проектирования, так и в условиях эксплуатации.

В общем случае баланс тепла ГТУ на 1 кг сжигаемого топлива в условиях установления режима может быть выражен следующим равенством.

. (5.1)

Q₁ – полезно используемое тепло, которое преобразуется в механическую работу ГТУ. В газотурбинных установках простого открытого цикла Q₁ находится на уровне всего лишь 22…24 % для безрегенегативных ГТУ и 26…28 % для регенеративных от общего количества тепла . В ГТУ нового поколения доля полезно используемого тепла увеличивается до 30…38 %. Здесь идет речь о обычных ГТУ, а не о комбинированных установках с впрыскиванием пара в проточную часть и регенерацией воды в цикле, окислением и промежуточной конверсией в цикле газовой турбины и др., где появляется возможность утилизации тепла особыми способами.

Q₂…Q₆ - потери тепла, составляющие в сумме несколько процентов, включают:

Q₂ – потери тепла от химической неполноты сгорания топлива; зависят от конструкции камеры сгорания, организации процесса горения (1,5…2 %);

Q₃ – потери тепла ГТУ, при наличии диффузоров за газовой турбиной, эквивалентные потере кинетической энергии с выходной скоростью (0,2…0,3 %);

Q₄ – потери тепла, вызванные механическими потерями на трение и утечками воздуха через неплотности установки, включая неплотности регенератора (2…2,5 %);

Q₅ – потери тепла на нагрев масла в подшипниках и охлаждение его водой в системе масляного охлаждения (0,4…0,5);

Q₆ – потери тепла в окружающую среду путем радиации и конвекции (0,5…0,8);

Q₇ – потери тепла на образование водяных паров в камере сгорания; учитываются в том случае, когда температура уходящих газов ниже точки росы; определяется на основании стехиометрических соотношений (стехиометрия - часть химии, где изучаются законы количественных соотношений между реагирующими веществами) и для газообразного топлива находятся в пределах 9 %;

Q₈ – потери тепла с выхлопными газами. Для ГТУ, эксплуатирующихся в условиях КС МГ, эти потери достигают 60…70 % от количества тепла, вводимого в камеры сгорания.

.

В реальных условиях, при часовом расходе топливного газа В = 2…7 тыс. м³, остается невостребованной в технологическом процессе тепловая мощность, равная

, (5.2)

которая уносится выхлопными газами. Это в расчете только на одну газотурбинную установку! Потери тепла растут пропорционально числу работающих ГПА и всегда превышают полезно использованное тепло, так как слишком мал КПД ГТУ.

Сопоставляя мощности сбросных потоков тепла, приходим к выводу, что доля потерь с выхлопными газами - самая большая в балансе ГТУ.

2. Источником тепловых ВЭР при транспортировке природного газа по трубам большого диаметра может быть и сам транспортируемый природный газ.

Вследствие компримирования температура и энтальпия газа увеличиваются. Но для снижения гидравлического сопротивления трубопровода газ перед закачкой в магистральный трубопровод специально охлаждается. Так как охлаждение газа происходит в аппаратах воздушного охлаждения (АВО), то тепло, снимаемое с газового потока, уходит в воздух и рассеивается в окружающей среде.

Казалось бы, температура природного газа невысока, и тепло низкопотенциальное. Но давайте посмотрим, какова мощность сбросного потока тепла?

Например, при производительности магистрального газопровода Q = 100^.10⁶ м³/сут, плотности природного газа ρ = 0,72 кг/м³, теплоемкости С_р = 2500 Дж/(кг °С) и при охлаждении газового потока на Δt = (10…15) °С тепловой съем в аппаратах воздушного охлаждения газа только одной КС составляют:

. (5.3)

Эти потери тепла увеличиваются пропорционально числу компрессорных станций N_кс. Например, при числе N_кс = 10, величина теплопотерь составит

q_АВО ^. N_кс = (20,9…31,3) · 10 = (209…313) МВт, (5.4)

что соответствует ресурсам тепла

(209…313)·3600 = (752…1127) ГДж/ч.

3. Не смотря на охлаждение газа перед подачей в газопровод, температура газа t_г остается достаточно высокой и превышает температуру грунта t_е на глубине заложения оси газопровода в ненарушенном тепловом состоянии на 30…50 °С. Это тепло газового потока полезно не используется, а отдается грунту на линейной части газопровода.

Поэтому, если охлаждать газ до температуры грунта, то появляется возможность:

- во – первых, получить низкопотенциальное тепло, пригодное для утилизации тепловыми насосами;

- во – вторых, значительно уменьшить гидравлическое сопротивление газопровода и снизить затраты на топливный газ;

И то, и другое мероприятие уменьшают себестоимость транспорта товарного газа. Поэтому транспортирование газа при низких температурах может быть экономически оправданным. Тем более, что речь идет об очень больших ресурсах, об утилизации бросового тепла, одного порядка с теплотой выхлопных газов.

Оценим теплосодержание потока природного газа в подземной части трубопровода по отношению к температуре грунта, т.е., при разнице температур (t_г – t_е) = (30…50) °С.

Соответственно при охлаждении газа до уровня грунтовых температур высвобождается дополнительная тепловая мощность:

, (5.5)

что соответствует (219…365) ГДж/ч.

Как видно из (5.2 - 5.5), тепловые ресурсы на магистральных газопроводах определяются просто и поистине огромны.

Кроме того, следует учитывать, что в трубопроводах большого диаметра значительно снижается интенсивность теплопередачи и, по мере следования, газ остывает значительно медленнее, чем в трубопроводе малого диаметра, особенно в летние периоды. Это приводит к росту температуры газа на входе каждой последующей КС. В результате на входе КС температура газа может подниматься до (50…80) °С. Такие режимы не могут считаться технологичными и экономически целесообразными.

При больших объемах транспортировки теплосодержание транспортируемого газа велико. Низкотемпературное тепло эффективно может быть утилизировано только с помощью тепловых насосов ТН, компрессионных и абсорбционных, с применением каскадирования тепла, что может рассматриваться как весьма перспективное направление. Такой мощный источник низкотемпературного тепла можно эффективно использовать для выработки пара высоких параметров, а следовательно и выработки механической или электрической энергии.

Чтобы получить доступ к этому источнику низкопотенциальной энергии и утилизировать тепло, необходимо разработать низкотемпературные технологии, т.е., специальные технологии охлаждения газа и транспорта его при "грунтовых" температурах.

4. На общем фоне представляется совсем небольшим тепло, теряемое во вспомогательных системах: смазки, водяных системах охлаждения, а также в процессе технологических операций на КС, которое можно утилизировать с помощью тепловых насосов, превращая его в высокопотенциальное тепло.

Например, при удельных расходах охлаждающей воды в системах охлаждения ГТУ Q_охл = 10 – 15 м³/ч на 1000 кВт мощности [79] теряется количество тепла, равное

, (5.6)

где Δt – разность температур охлаждающей воды на выходе и входе теплообменных аппаратов, обычно принимается равной Δt = 7…15 °С.

При мощности агрегатов N = (50…75) МВт теряется количество тепла в пределах

. (5.7)

При этом ресурс тепла, которое можно использовать для теплофикации КС, составляет

.

При оценке количества тепла, теряемого в системе смазки подшипников, учитываем, что максимально допустимая температура масла при сливе после подшипников не должна превышать 65…75 °С. Минимальная температура масла должна быть не менее 40…45 °С, иначе может произойти срыв масляного клина в подшипнике, что отразится на работе агрегата в целом. При таком температурном режиме перепад температур масла на входе и выходе ГПА достигает 20…25 °С.

При расчете тепла, отводимого маслом в подшипниках, расход масла принимается равным подаче масляных насосов.

=

= 0,180…0,725 МВт. (5.8)

Здесь Q_м = 18…58 м³/ч – подача масляных насосов Ш 40 – 18/6 и Ш 120 – 16 58/6; плотность масла ρ_м = 900 кг/м³; теплоемкость масла с = 2000Дж/(кг·°С).

Замена АВО масла тепловыми насосами позволит улавливать это тепло и использовать его в технологических процессах КС.

Результаты балансовых расчетов показывают, что для более рационального использования топливного газа на КС МГ целесообразно идти по пути полезного использования именно тепла уходящих газов ГТУ – как основного источника тепловых ВЭР.

За счет этого тепла, с помощью парогазовых установок можно приводить в действие электрогенератор и вырабатывать электрическую энергию. В настоящее время разрабатывается программа развития данного направления и создания отраслевой энергетики на базе утилизационных установок, использующих сбросное тепло.

Наиболее целесообразно повышать экономичность ГТУ путем снижения потерь тепла, теряемого с выхлопными газами. Это можно выполнить в двух вариантах:

- совершенствуя рабочие циклы ГТУ, используя регенерацию тепла, впрыск пара в проточную часть ГТУ, регенерацию воды в цикле и т.д.;

-применяя комбинированные установки со сложными циклами.

При единичной мощности ГТУ, равной 5 - 25 МВт, часовой расход продуктов сгорания составляет примерно:

160 – 300 т/ч для менее мощных установок, мощностью (5 – 10 МВт) и 350–700 т/ч для установок с единичной мощностью 16 – 25 МВт.

При температуре уходящих газов ГТУ, которая находится в пределах 350 – 540 °С создается мощный тепловой поток, достаточно компактный и высокопотенциальный, удобный для использования. В настоящее время реализованы определенные технологии по утилизации его тепловой мощности и параллельно ведутся большие работы по их совершенствованию.

Следует отметить, что на практике, в теплообменных утилизационных устройствах ГТУ возможно использовать не все тепло уходящих газов Q₈, а только часть его Q₈', определяемую минимально допустимой температурой уходящих газов.

Действительно, теоретически температура уходящих газов t_{4 min} в утилизационных устройствах, в частности в котлах-утилизаторах, могла бы быть снижена почти до температуры холодного теплоносителя. Однако, при этом хвостовые поверхности работали бы при очень малом температурном перепаде, что неэкономично.

Кроме того, конечная температура уходящих газов не должна быть ниже точки росы водяных паров в уходящих газах, которая зависит от состава топлива, количества водорода и водяных паров, входящих в элементарный состав. Для природного газа она находится на уровне 50°С.

t_кон ³ t_т.росы » 50 °С;

Так как разность температур между горячим и холодным теплоносителем в утилизационных устройствах должна быть не меньше 50°С, температуру уходящих газов в лучшем случае можно было бы принять равной 100-110°С.

t_ух.газ.» 100…110 °С.

Надежной методики для определения температуры уходящих газов пока нет. Считается, что температура уходящих газов должна быть не ниже 120 °С (105 °С за рубежом)

t_ух.газ. ³ 120 °С.

В случае, когда предусматривается получение бессолевого водяного конденсата из продуктов сгорания топливного газа, температура t_ух.газ будет ниже 120°С и количество полезно используемого тепла будет увеличено.

Но эта температура - не предельная. Тепло уходящих газов и с более низкой температурой также можно утилизировать. Тепловые насосы являются теми уникальными установками, которые могут утилизировать тепло газов с любой температурой низкого диапазона. В том числе и при температурах уходящих газов t_ух.газ < 120 °C. Чем ниже температура уходящих газов t_ух.газ , тем выше эффективность использования тепловых насосов.

Дата добавления: 2015-07-14