Опыт эксплуатации бинарной парогазовой установки с пентановым циклом

В ОАО "Сумское НПО им. М.В. Фрунзе" создана и введена в действие в 2004 г. энергоутилизационная установка мощностью 4 МВт с пентановым рабочим циклом.

Установка такого типа разработана и создана в СНГ впервые и может быть использована наряду с другим перспективным оборудованием для компрессорных станций нефтегазовой отрасли, а также для геотермальных электростанций.

Создание энергоутилизационных установок с замкнутым рабочим циклом на низкокипящих рабочих телах (НРТ), позволяющих эффективно утилизировать средне- и низкопотенциальные потоки теплоты, является перспективным направлением в газовой промышленности, в том числе и на КС МГ.

Реализация этой схемы возможна в составе высокотемпературных газотурбинных приводов простого цикла на основе авиационных и судовых газотурбинных двигателей. При этом в энерготепловой схеме установки организуется промежуточный тепловой контур для передачи теплоты от высокотемпературных выхлопных газов двигателя к низкокипящему рабочему телу (НРТ) паровой турбины, циркулирующему в замкнутом контуре (рис. 7.2).

На основе такой схемы в ОАО "Сумское НПО им. М.В. Фрунзе" (СНПО) создана экспериментальная энергоутилизационная установка УТГ-4П с замкнутым рабочим циклом на пентане.

Установка выполнена на основе п е н т а н о в о й т у р б и н ы ТПР-4/6-1,45/0,1 конструкции СНПО и генератора ТГ-6-2ДУЗ-В (ОАО "Привод", г. Лысьва), при участии ОАО "Укрхимпроект" (г.Сумы), которым был разработан проект установки. Проектная мощность установки - 4 МВт, рабочая среда - пентан. В качестве теплоносителя для испарения и перегрева НРТ используется вода от котла-утилизатора существующей газотурбинной энергоустановки ЭГТУ-16, созданной СНПО на основе газотурбинного двигателя НК-16СТ.

Первый пуск установки УТГ-4П состоялся в октябре 2004 г. В конце года установка прошла комплексные испытания с непрерывной работой в энергетическом режиме более 300 часов.

В процессе испытаний произведена проверка работоспособности основного и вспомогательного технологического оборудования, осуществлен анализ энерготехнологических параметров, подтверждены расчетные параметры установки.

Данные, полученные в результате комплексных испытаний, будут использованы при создании блочно-комплектных энергоустановок такого типа для компрессорных станций.

Рисунок 7.2 - Технологическая схема теплоутилизационной турбогенераторной энергетической установки УТГ-4П:

1 -модуль паротурбинный; 2 - электрогенератор; 3 - редуктор; 4 - турбина; 5 - система испарения НРТ; 6 - подогреватель; 7 - испаритель; 8 - пароперегреватель; 9 - рекуперативный кожухотрубчатый теплообменник для предварительного подогрева сконденсированного пентана; 10 - система конденсации НРТ; 11- градирня; 12 - конденсатор; 13 - насос подачи охлаждающей воды; I4 - емкость для сбора конденсата; 15 - насос подачи конденсата; 16- дополнительный теплообменник; 17 - насос для циркуляции воды; 18, 19, 20, 22, 24- пневмопривод; 21, 23 - система автоматизированного управления

2.7.2. Технология использования двухконтурной ПГУ для совершения дополнительной механической работы – привода нагнетателя

Использование ПГУ в составе КС МГ позволит не только экономить топливный газ и сократить его расход.

Эффективность ПГУ проявится, главным образом, в том, что паровая турбина установки будет служить приводом нагнетателю газа.

Эффект получается большой. Подсчитано, что замена на компрессорных станциях газотранспортной системы Украины эксплуатируемых газовых турбин комбинированными газопаротурбиннными установками позволит снизить расход топливного газа на 40 – 60 %, что составит 1,8 – 2,8 млрд. м³/год или 144 – 244 млн. долл. США в год (в ценах 2004 г.).

На рис. 7.3 приведена технологическая схема теплоутилизационной установки на КС для привода нагнетателя природного газа. По предлагаемой схеме, на КС, оборудованной 5-ью нагнетателями природного газа, будут работать с приводом от ГТД три нагнетателя, а два оставшихся нагнетателя природного газа будут работать от утилизационных турбин. При этом расчётное снижение расхода топливного газа составляет 40 % от проектного.

Для предупреждения замерзания воды в трубах в качестве рабочих тел двух контуров предложено использовать водный раствор н-пропанола (пропиловый спирт) и бутан.

Во-первых, азеотропный 80-и %-й водный раствор н-пропанола является хорошим антифризом и не замерзает при температуре - 40 °С.

Во-вторых, он удобен для использования в ПГУ вместо воды, т.к. температуры кипения н-пропанола и воды различаются на 2 °С, а правые пограничные кривые на термодинамических диаграммах близко расположены и эквидистантны друг другу. Практически он ведет себя как однородная жидкость, и разделение смеси на отдельные компоненты в испарителе и в конденсаторе практически не происходит.

И наконец, н-пропанол является доступным продуктом и производится отечественной промышленностью. Бутан также является доступным естественным углеводородом, который производится на газоперерабатывающих и нефтеперерабатывающих заводах.

Бутан удобен в качестве рабочего тела, т.к. при положительных температурах окружающей среды давление конденсации насыщенных паров бутана больше атмосферного, что автоматически исключает применение в паросиловом цикле теплоутилизационных систем деаэраторов.

Рассмотренный вариант утилизации тепла выхлопных газов с трансформацией его в механическую энергию привода нагнетателей является эффективным и приемлемым для условий КС МГ. Реализация этого проекта возможна как на этапе проектирования и сооружения МГ, так и при реконструкции КС МГ.

По данной схеме эффект достигается за счет более глубокой утилизации тепловых ВЭР в двухконтурной теплоутилизационной установке. Дополнительно вырабатываемая мощность снимается как с вала утилизационной водопропаноловой турбины, так и с вала утилизационной бутановой турбины.

Рисунок 7.3 - Принципиальная технологическая схема теплоутилизационной установки на КС для привода нагнетателя природного газа:

1 - нагнетатель природного газа с утилизационными турбинами в качестве привода; 2 -нагнетатель природного газа с газотурбинным приводом; 3 - бутановая утилизационная турбина; 4 - водопропаноловая утилизационная турбина; 5 - силовая турбина ГТД; 6 -камера сгорания ГТД; 7 - воздушный компрессор ГТД; 8 - водопропаноловый пароперегреватель котла-утилизатора; 9 - водопропаноловый испарительный теплообменник котла-утилизатора; 10 - водопропаноловый экономайзер котла-утилизатора; 11 - бутановый пароперегреватель котла-утилизатора; 12 - барабан водопропанолового испарительного теплообменника; 13 - водопропаноловый циркуляционный насос; 14 - водопропаноловый питательный насос; 15 - бутановый питательный насос; 16 - емкость для водопропанола; 17 - емкость для бутана; 18 - бутановый испарительный теплообменник; 19 - бутановый экономайзер; 20 - воздушный конденсатор паров бутана; ПГ- природный газ, ПС - продукты сгорания.

Большим преимуществом двухконтурной ПГУ является использование в рабочих контурах жидкостей, незамерзающих при эксплуатационных температурах. Водный раствор пропанола и бутан обеспечивают вместе эффективную работу теплоутилизационной установки без применения деаэраторов в условиях глубокого охлаждения продуктов сгорания ГТД.

2.7.3 Работа двухконтурной ПГУ в режиме когенерации электроэнергии и "холода"

Двухконтурная ПГУ может иметь модификации и, в соответствии с принципом когенерации, может вырабатывать различные виды энергии.

На рис. 7.4 изображен проект двухконтурной парогазовой установки, способной, за счет тепловых ресурсов ГТД, вырабатывать холод в летний период, а в холодный период - электроэнергию. В качестве рабочих сред контуров также используются водный раствор пропанола и бутан.

При этом может быть решена, например, проблема охлаждения газа после его компримирования нагнетателями, перед закачкой в магистральный газопровод. При наличии холода, регулируемый процесс охлаждения природного газа имеет неоспоримые преимущества по сравнению с воздушным охлаждением газа в АВО, т.к. позволяет стабилизировать параметры работы системы. Утилизация тепла выгодна и в этом случае.

В схеме на рис. 7.4 предлагается к использованию пароэжекторная холодильная установка.

Преимущества двухконтурной теплоутилизационной системы с пароэжекторной холодильной установкой по сравнению с парокомпрессионной холодильной установкой:

"…1. Низкие капитальные затраты (в 2 раза ниже за счет использования сравнительно дешевой пароэжекторной установки и более короткого срока монтажных и пуско-наладочных работ).

2. Низкие эксплуатационные затраты (в 2 раза ниже за счет меньшей численности обслуживающего персонала и более простого обслуживания пароэжекторной установки).

3. Ресурс службы пароэжекторной установки более 50 лет (в 2 раза больше, чем у парокомпрессионной за счет высокой надежности пароэжек-торной установки).

4. Допускается установка пароэжекторной установки на открытом воздухе под навесом без выполнения массивного дорогостоящего фундамента.

5. Небольшой расход масла для смазки насосов пароэжекторной установки.

6. Возможность работы пароэжекторной установки на открытом воздухе при температурах до минус 40 ^оС благодаря использованию водного раствора пропанола в 1-м контуре и бутана во 2-м контуре установки.

7. Высокая эффективность работы пароэжекторной установки благодаря отсутствию влажного пара в сопловом аппарате, относительно невысокой степени сжатия инжектируемого пара и отсутствии вакуума в системе при использовании бутана в качестве теплоносителя.

8. Доступность в приобретении и сравнительно низкая стоимость пропанола и бутана.

Рисунок 7.4 – Принципиальная технологическая схема теплоутилиза-ционной установки на КС для производства электроэнергии и холода:

1 – электрогенератор, 2 – нагнетатель природного газа с приводом от ГТД, 3 – бутановая турбина, 4 – водопропаноловая турбина, 5 – силовая турбина ГТД, 6 – камера сгорания ГТД, 7 – воздушный компрессор ГТД, 8 – водопропаноловый пароперегреватель, 9 – водопропаноловый испарительный теплообменник, 10 – водопропаноловый экономайзер, 11 – бутановый пароперегреватель, 12 – барабан водопропанолового испарительного теплообменника, 13 – водопропаноловый циркуляционный насос, 14 – водопропаноловый питательный насос, 15 – бутановый питательный насос, 16 – емкость для водопропанола, 17 – емкость для бутана, 18 – бутановый испарительный теплообменник, 19 – бутановый экономайзер, 20 – воздушный конденсатор паров бутана, 21 – трёхходовой вентиль, 22 – бутановый эжектор, 23 – бутановый охладитель природного газа, 24 – регулирующий вентиль, 25 – воздушный охладитель природного газа, ПГ – природный газ, ПС – продукты сгорания, В – окружающий воздух.

9. Для обслуживания пароэжекторной установки не требуется высококвалифицированного персонала.

10. Пароэжекторная установка отличается надежностью и стабильностью в работе без изменения характеристик в течении многих лет эксплуатации.

11. Пароэжекторная установка в отличие от парокомпрессионной допускает полную автоматизацию работы.

12. Эксплуатация пароэжекторной установки возможна без принятия на работу дополнительного персонала путем совмещения работ существующим персоналом с доплатой или с принятием на работу 4-х работников средней квалификации.

13. Низкая вероятность воспламенения и взрыва смеси паров пропанола и воды в котле-утилизаторе, а также паров бутана, вследствие использования его вне высокотемпературной зоны…"

Основным недостатком пароэжекторной установки является сравнительно низкий КПД по сравнению с парокомпрессионной (h_пэху = 30 %). Кроме того, она имеет повышенный уровень шума и занимает бóльшую площадь.

Утилизация тепла выхлопных газов ГТД на компрессорных станциях магистральных газопроводов как для круглогодичного производства электроэнергии, так и для производства холода в летний период с целью снижения температуры транспортируемого газа до температуры грунта, является перспективным энергосберегающим направлением работы газотранспортных систем. При охлаждении транспортируемого газа возможное увеличение пропускной способности газопровода составляет 10%. Срок окупаемости установок утилизации тепла составляет не более 2…3 лет.

2.7.4 Перспективное направление - увеличение мощности и КПД ГТУ за счет утилизации тепла выхлопных газов в бинарном "сухом" цикле

Газотурбинные установки, работающие по бинарному "сухому" термодинамическому циклу, имеют преимущество: отсутствие парожидкостных компонентов. В комплект установки не входят: паровые турбины, котлы – утилизаторы, системы впрыска пара и воды в проточную часть двигателя, системы регенерации воды в цикле, требующие наличия контактных конденсаторов, деаэраторов, системы водоподготовки, включая химводоочистку и т. д. Общий вид установки представлен на рис. 7.5. Бинарный цикл ГТУ – 27ПС в Т-S диаграмме представлен на рис. 7.6.

В качестве внешнего источника тепла для утилизационного цикла (вторичного контура) используется тепло выхлопных газов Q₂, отводимое в атмосферу в основном цикле (первичном контуре). Т.е., в основном цикле 1-2-3-4 и в дополнительном (утилизационном) 1'-2'-3'-4' используется одно и то же рабочее тело – воздух. Двигатель ГТУ-27ПС работает по бинарному "сухому" циклу, состоящему из двух простых газотурбинных циклов.

Проект ГТУ – 27ПС с номинальной мощностью 27,5 МВт и η_ГТУ = 44 % разработан в рамках программы сотрудничества ОАО "Авиадвигатель" Пермского моторостроительного комплекса и ОАО "Газпром" с целью использования двигателя в качестве высокоэффективного и технологичного привода компрессорного и насосного оборудования и был одобрен на совместном научно-техническом совете в 2000 г.

Рисунок 7.5 Общий вид ГТУ – 27ПС

Рисунок 7.6 – Бинарный цикл ГТУ – 27ПС в Т-S диаграмме:

А – основной газотурбинный цикл; Б – дополнительный газотурбинный цикл (показано условно); Q₂ – тепло, отводимое от основного цикла

Утилизация тепла выхлопных газов осуществляется в теплообменнике – рекуператоре путем нагрева воздуха (рабочего тела), направляемого с выхода КНД в утилизационный контур, выхлопными газами основного контура, поступающими с выхлопа ГТУ.

Бинарный цикл и принципиальная схема ГТУ – 27ПС приведенные на рис. 7.6 и 7.7, иллюстрируют основные термодинамические процессы в ГТУ:

- во внутреннем (основном) контуре осуществляется эффективный простой цикл с высокой степенью сжатия;

- в наружный (утилизационный) контур поступает часть потока воздуха после КНД и, нагретая в рекуператоре теплом выхлопных газов, срабатывается в воздушной силовой турбине. В результате, на валу генерируется дополнительная свободная мощность.

Рисунок 7.7 – Принципиальная конструктивная схема 2-контурной ГТУ бинарного "сухого" цикла, принятая для ГТУ – 27ПС:

1 – компрессор низкого давления; 2 – компрессор высокого давления; 3 – камера сгорания; 4 – турбина высокого давления; 5 – турбина низкого давления; 6 – основная (газовая) силовая турбина; 7 - дополнительная (воздушная) силовая турбина; 8 – генератор; 9 – рекуператор.

Эффект увеличения мощности достигается за счет того, что низкая степень сжатия компрессора низкого давления КНД (π_кнд = 2,5…4) позволяет преодолеть предел и регенерировать тепло при высокой степени сжатия ГТУ (π_{кнд + квд} = 20…30 и вышеНе смотря на энергообмен между контурами, установка получается компактной, что является существенным преимуществом данной конструкции. Модульность, а также возможность использования отечественных двухконтурных турбокомпрессоров серийных ТРДД упрощает их компоновку и изготовление.

ГТУ – 27СП имеет КПД = 44 % в соответствии с ISO 2314 и превосходит КПД современных "мокрых" циклов, имеющих КПД = 40…43%, см. рис. 7.8.

Рисунок 7.8 – зависимость КПД ГТУ простого и сложного цикла от мощности в классе 10…30 МВт:

○ – ГТУ простого цикла; ● – ГТУ с впрыском пара (STIG); ▲ – парогазовые установки; ♦ - WR – 21 (термодинамический цикл с промежуточным охлаждением и рекуператором); ●ГТУ – 27ПС (цикл с воздушным утилизационным контуром)

Дата добавления: 2015-07-14