Технология производства электроэнергии и холода на ГРС за счет утилизации бросовой энергии дросселирования газа

Фирмой "Автогазсистема-Бис" (г. Москва) разработана новая технология комплексного использования "бросовой" энергии газа на ГРС с выработкой электроэнергии и "холода" без сжигания топлива, экологически чистым способом.

Большое практическое применение в этой сфере могут найти пневмоэлектрогенераторные установки (ПЭГА).

Технология предусматривает одновременную выработку на ГРС электроэнергии с помощью агрегатов ПЭГА и полезное использование возникающего в результате расширения газа в турбине ПЭГА сопутствующего энергетического эффекта "холода".

Производство электроэнергии осуществляется за счет использования энергии технологического перепада давления газа в расширительной турбине энергохолодильного агрегата (ПЭГА), которая приводит в действие электрогенератор. В процессе расширения газа в турбине температура его снижается, в результате возникает холод, как сопутствующий энергетический эффект. Отбираемый от газа холод используется в холодильнике, размещенном около энергоблока с агрегатами ПЭГА, и в льдогенераторе для производства водяного льда.

Продукцией электрохолодильного комплекса являются электроэнергия, "холодные" объемы для хранения продуктов питания и водяной лед.

Температура газа в турбине снижается на 15…45 °С. По технологии этот газ направляется в камеры холодильника (или отдает холод промежуточному хладагенту в блоке отбора холода), а затем, после повышения его температуры до –1…-2 °С возвращается в трубопровод отвода газа от ГРС для подачи потребителям. При этом не нарушаются параметры газа, т.е., они остаются теми же, как и при работе без энергоблока.

Рисунок 8.2 – Энергоблок мощностью 2,1 МВт из агрегатов ПЭГА (три агрегата мощностью по 600 кВт и один - 300 кВт)

Фирмой "Автогазсистема-Бис", при поддержке ООО "Газпром" разработан и построен энергоблок (ЭНБ-600) на КС Курская системы Мострансгаз. В состав энергоблока суммарной мощностью 600 кВт вошли два пневмоэлектрогенераторных агрегата ПЭГА-УН-300. С июля 2001 г. опытный агрегат проходит надежностные и ресурсные испытания в условиях компрессорной станции.

По постановлению правительства г. Москвы на ГРС Южная Мосгаза создан пилотный энергоблок с установленной мощностью 2100 кВт (по проекту – 4 агрегата ПЭГА: три по 600 кВт и один мощностью 300 кВт) и годовой выработкой электроэнергии 15 млн. кВт·ч (рис. 8.2). Вырабатываемая электроэнергия передается в электросеть Мосэнерго.

Схема электрохолодильного комплекса представлена на рис. 8.3.

Рисунок 8.3 – Схема электрохолодильного комплекса

1 – щиты автоматики; 2 – силовые щиты; 3 – разъединительные ячейки; Т – турбина; Р - регулятор

Большим преимуществом комплекса является то, что конструкции пневмоэлектрогенераторных агрегатов ПЭГА наиболее полно приспособлены к условиям совместной работы с газовой и электрической системами, параметры которых нестабильны потому, что изменяются в течение суток и по сезонам.

Конструкция ПЭГА обеспечивает их сопряженную работу при изменении параметров ГРС в широких пределах: по проходу газа через ГРС – в 6…7 раз, по давлению газа на входе ГРС – до 10 раз.

Агрегат ПЭГА представляет собой единый блок в герметичной камере-капсуле, в корпусе которого размещены электрогенератор и турбина. См. рис. 8.4. Снаружи, на торце крышки турбины, установлен блок газораспределения, включающий главное стоп – устройство, дозатор газа и коллектор с газоразводяшими патрубками. Снаружи, на корпусе установлен элетросоединительный ящик, в который выведены силовые и управляющие кабели от генератора через специальные тоководы.

При подаче газа от трубопровода подвода газа к ГРС через блок газораспределения к турбине его потенциальная энергия превращается в ней в механическую. Отработавший газ, с пониженной температурой отводится из капсулы в коллектор отвода газа. Турбина приводит во вращение вал ротора генератора. Вырабатываемая электроэнергия от генератора через соединительный ящик отводится в электросеть.

Рисунок 8.4 – Схема ПЭГА-бис/600 кВт

Конструкция ПЭГА приспособлена для его эксплуатации на открытом воздухе при температуре от –40 °С до +60 °С и любых погодных условиях.

При работе ПЭГА не расходуются какие-либо материалы и не используются никакие технологические агенты (масло, вода, тепло, электроэнергия), кроме возвращаемого в трубопровод потока газа. Отсутствует инфраструктура.

Весьма положительным является исключение из пользования аммиака. Стоимость сооружения такого холодильника будет в 2 раза дешевле традиционной.

Как электроэнергия, так и холодильные комплексы востребованы всегда. А потому такие технологии перспективны.

В отличие от традиционных технологий топливо не потребляется в производственном процессе, но экономится около 4 тыс. т у.т./год при мощности ПЭГА 600 кВт. При этом предотвращается выброс в атмосферу более 36 тыс. т/год продуктов сгорания.

Подсчитано, что внедрение энергохолодильных комплексов при объектах газораспределения (КРП, ГРС и ГРП) позволит получить эффект, который характеризуется следующими показателями:

годовая выработка электроэнергии 25 млрд. кВт·ч;

количество полезно используемого холода 16 млрд. кВт·ч,

что эквивалентно 25 млрд. кВт·ч;

объем собственных холодильников более 63 млн.м³;

годовой объем сберегаемого топлива 20 млн. т.у.т.,

что эквивалентно 17 млрд. м³ газа;

Себестоимость вырабатываемой ПЭГА электроэнергии 8…12 коп/(кВт·ч),

по состоянию на 2006 г.;

ежегодная выручка от поставки газа за рубеж 3,5…4,0 млрд. $;

ежегодная выручка от сдачи в аренду холодильников 14,5 млрд. $;

Годовая прибыль 13,0 млрд. $;

Срок окупаемости ЭХК 2,0…2,5 года;

Срок службы ПЭГА 60 лет.

С целью осуществления весьма эффективного проекта был создан мощностной ряд (от 100 до 1200 кВт) унифицированных пневмоэлектрогенераторных агрегатов (ПЭГА), из которых формируются энергоблоки требуемой мощности (табл. 8.2).

Таблица 8.2. – Технические данные мощностного ряда ПЭГА

Показатели	Численные значения показателей
Номинальная электрическая мощность, кВт
Степень допустимой перегрузки	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
Годовая выработка электроэнергии, млн. кВт·ч	0,87	1,74	2,5	5,0	10,0
Ток переменный: напряжение, кВ частота, Гц	0,4	0,4;6,3;10,5
Коэффициент мощности	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
Давление газа на входе в агрегат, МПа	0,3 – 0,5	0,6-5,0	1,2 – 5,0
Проход рабочего (возвращаемого в систему) газа при номинальной мощности, тыс.м^3/ч
Степень расширения газа (регулируемая)	1,5 – 2,0	1,5 – 3,5
Снижение температуры газа в агрегате, °С	15 - 17	15 - 45
Габаритные размеры, мм	4445х1050х2030	8200х1050х2030
Масса, т	5,0	5,3	5,75	6,5	12,0

Примечания:

1. Генератор синхронный бесконтактный на всех моделях.

2. Температура газа (минимальная/максимальная) на входе в агрегат 0/40°С

В настоящее время агрегаты ПЭГА мощностью 100, 300, 600 кВт изготовлены и испытаны. Освоено их производство на отечественных заводах. Для широкого внедрения ЭХК, оборудованного ПЭГА, необходимо решать организационные и финансовые вопросы.

Эта привлекательная и весьма эффективная технология, позволяющая бесполезный и убыточный процесс дросселирования газа на распределительных пунктах превратить в экологически чистый и стабильный процесс производства электрической энергии и "холода" находится в полном соответствии со стратегией ОАО "Газпром" – производить больше конечных продуктов за счет бросовой энергии.

2.8.3. Технология комплексной утилизации пускового газа и энергии редуцируемого газа ГПА на КС

С целью повышения эффективности использования газа на КС целесообразно создание единой системы утилизации пускового газа и энергии редуцируемого топливного газа ГПА. Имеется опыт эксплуатации ГПА с газотурбинным приводом по такой технологии.

Пусковой природный газ по газопроводу 3 подается в турбодетандер ТД 21, где расширяется, а затем по трубопроводу 8 поступает в теплообменник 16, в котором подогревается цикловым воздухом, и направляется в камеру сгорания газовой турбины ГТ 12.

После запуска турбины муфта 19 выводится из зацепления. Включается муфта 6, и вал турбодетандера 21 соединяется с валом воздушного компрессора 7.

Компримирование воздуха осуществляется за счет энергии редуцируемого топливного газа. Теперь газ поступает в турбодетандер по трубопроводу 2.

После турбодетандера топливный газ продолжает поступать по трубопроводу 8 на подогрев в теплообменник 16, а затем в камеру сгорания турбины 12.

Воздух, сжатый в компрессоре 7, по воздуховоду 20 попадает в коллектор сжатого воздуха 14, откуда подается на уплотнение 11 осевого компрессора, к эжектору отсоса масла 15 и др. 10.

Рисунок 8.4 - Схема единой системы утилизации пускового газа и энергии редуцируемого топливного газа ГПА:

1, 4, 9 — задвижки; 2, 3, 8 — трубопроводы топливного и пускового газа; 5 - трехходовой распределительный орган; 6, 19 — муфты; 7 — воздушный компрессор; 10 — осевой компрессор ГПА; 11 — уплотнение; 12 — газовая турбина; 13 — воздушный генератор; 14 — цеховой коллектор сжатого воздуха; 15 — эжектор отсоса масляных паров; 16 — теплообменник-подогреватель топливного газа; 17, 18, 20 — воздуховоды; 21 — турбодетандер

Подогрев циклового воздуха после осевого компрессора осуществляется в регенераторе 13 теплом уходящих газов агрегата.

При комплексном подходе к решению проблем утилизации ВЭР на КС эффективность технологий энергоресурсосбережения повышается.

2.8.4. Технология комплексной утилизации ВЭР на КС с газотурбинными ГПА

Накоплен достаточный опыт, чтобы утверждать, что на КС с газотурбинными и поршневыми ГПА можно утилизировать не только энергию давления редуцируемого топливного газа, теплоту уходящих газов агрегатов, но и содержащиеся в них водяной пар, углекислый газ и т.п.

На рис. 8.5 приведена схема комплексной утилизации вторичных энергоресурсов КС с газотурбинными ГПА.

Уходящие газы из турбины 8 поступают в воздушный регенератор 9, подогревают цикловой воздух после компрессора 6 и направляются в КУ 22, вырабатывающий пар двух параметров для впрыска в камеру сгорания 7 ГПА и привода паровой турбины 5 с электрогенератором 23. Дистиллят, полученный из уходящих газов котла в воздушном конденсаторе (АВО) 19, идет на питание котла. Для сбора дистиллята и подпитки КУ в схеме предусмотрена емкость 20, откуда дистиллят может подаваться в воздухоочистительное устройство осевого компрессора 6 для испарительного охлаждения циклового воздуха в летний период.

Уходящие газы из конденсатора 19 дымососом 17 подаются в газовоздушный сместитель 18, откуда образовавшаяся газовоздушная смесь поступает в установку по выращиванию хлореллы 16. Котел-утилизатор служит также для подогрева воды от 70 до 130 °С, которая подается в бойлер 21 для нагрева сетевой воды, используемой для теплофикационных нужд и горячего водоснабжения потребителей 15.

Рисунок 8.5 - Схема комплексной утилизации вторичных энергоресурсов КС с газотурбинными ГПА

Топливный газ поступает в теплообменник 3, а затем расширяется в турбодетандере 2, соединенном с винтовым компрессором 4 и аварийным электрогенератором 1. Получаемый холод можно использовать для кондиционирования воздуха на КС. Транспортируемый природный газ с температурой t₁ поступает из газопровода 14 в рекуперативный теплообменник 12, нагревается до температуры t₂ и поступает на вход нагнетателя 10.

Сжатый и подогретый газ с температурой t₃ поступает в АВО 13,охлаждается до температуры t₄, которая выше температуры наружного воздуха на 10 — 15 °С. Дальнейшее охлаждение газа до температуры t₅ происходит в рекуперативном теплообменнике за счет теплообмена с газом, поступающим из газопровода. Затем газ с температурой t₅ поступает в детандер 11, частично расширяется и охлаждается до температуры t₆ равной температуре t₁, и поступает в газопровод.

Экономия природного газа получается за счет более эффективного использования газа на КС и ликвидации станций охлаждения газа с помощью парокомпрессионных холодильных машин. Проведенный технико-экономический анализ показал значительную экономию природного газа от внедрения комплексных систем утилизации ВЭР на КС.

Дата добавления: 2015-07-14