Система енергозбереження енергоресурсів магістральних нафто/газопроводів на компресорних станціях

1. Система енергозбереження енергоресурсів магістральних нафто/газопроводів на компресорних станціях, що містить магістральний і відвідний канали, компресорний агрегат, включений у мережу магістрального каналу, нафто/газотурбінну установку, яка включає з'єднані між собою пов'язану з відвідним каналом камеру згоряння і турбіну з тепловідвідним каналом, з'єднану приводним валом з компресорним агрегатом, а своїм теплові 3 ни. Це забезпечує роботу станції при одному або двох включених газотурбінних ГПА і парової турбіни з нагнітачем. Усі чотири нагнітачі з'єднані паралельно. Система газової обв'язки ГПА дозволяє при необхідності вивести в ремонт або зупинити будь-який з агрегатів, третій газотурбінний ГПА залишається в резерві, при цьому ККД циклу підвищується від 34,5 до 47,5%. Недоліком відомої системи є технічна складність вирівнювання баро-динамічних режимів роботи нагнітачів, що пов'язано із необхідністю застосування диспетчерського пункту з системою керування. З даного джерела інформації відома також система енергозбереження енергоресурсів магістральних газопроводів на компресорних станціях, яка містить магістральний і відвідний канали, компресорний агрегат, включений в мережу магістрального каналу, газотурбінну установку, що включає з'єднані між собою, пов'язану з відвідним каналом камеру згоряння й турбіну з тепловідвідним каналом, з'єднану приводним валом з компресорним агрегатом, а своїм тепловідвідним каналом з паросиловою установкою, яка містить котелутилізатор і пов'язану з ним паропроводом парову турбіну, з'єднану своїм валом із приводним валом компресорного агрегату. Пара, що генерується котлом-утилізатором, встановленим у вихлопному тракті газотурбінної установки надходить у парову турбіну, яка служить додатковим приводом компресорного агрегату. Енергетична ефективність такого парогазового циклу ГПА досягає приблизно 42%. Дана система може працювати також і на нафтоперекачувальних станціях. Недоліком відомої системи є неминучі втрати потужності в періоди часу, коли швидкість обертання вала парової турбіни менше швидкості обертання турбіни газотурбінної установки, що відбувається під час перехідних режимів роботи. У такі моменти часу парова турбіна є додатковим навантаженням на вал компресорного агрегату, що значно знижує його потужність. Завданням, поставленим в основу пропонованого технічного рішення, є автоматизація процесу роботи компресорних станцій з метою виключення втрат енергії в моменти зміни штатного режиму їх роботи. Дане завдання вирішується тим, що в системі енергозбереження енергоресурсів магістральних нафто/газопроводів на компресорних станціях, яка містить магістральний і відвідний канали, компресорний агрегат, включений у мережу магістрального каналу, нафто/газотурбінну установку, що містить з'єднані між собою пов'язану з відвідним каналом камеру згоряння і турбіну з тепловідвідним каналом, з'єднану приводним валом з компресорним агрегатом, а своїм тепловідвідним каналом з паросиловою установкою, яка містить котелутилізатор і пов'язану з ним паропроводом парову турбіну, з'єднану своїм валом із приводним валом компресорного агрегату, відповідно до пропонованого технічного рішення вал парової турбіни з'єднаний із приводним валом компресорного агрегату через керовану зчіпну муфту, на валу парової турбіни й приводному валу компресорного агрегату 48738 4 встановлені тахогенератори, а система оснащена також блоком керування, електрично пов'язаним з тахогенераторами та керованою зчіпною муфтою. У найбільш оптимальному варіанті виконання застосована зчіпна муфта з електромагнітним керуванням. Технічний результат досягається за рахунок автоматичного підключення додаткової приводної потужності парової турбіни до компресорного агрегату в момент вирівнювання обертів приводного вала турбіни нафто/ газотурбінної установки та вала парової турбіни, що забезпечується введенням у систему суттєвих відмітних ознак: зчіпної муфти, тахогенераторів та блока керування. На кресленні Фіг. представлена технічна схема системи. На схемі зображені: включений у мережу магістрального каналу 1 компресорний агрегат 2, відвідний канал 3, нафто/газотурбінна установка 4, до складу якого входить камера згоряння 5, з'єднана з відвідним каналом 3, турбіна 6 із привідним валом 7 і тепловідвідним каналом 8. Привідний вал 7 турбіни 6 з'єднаний за допомогою фланцевого з'єднання 9 з валом 10 компресорного агрегату 2. На валу 7 турбіни 6 встановлений також повітряний компресор 11 для нагнітання повітря через повітровід 12 у камеру згоряння 5. До складу системи входить також паросилова установка, яка складається з підключеного до тепловідвідного каналу 8 нафто/газотурбінної установки 4 котла-утилізатора 13, зв'язаного паропроводом 14 з паровою турбіною 15. Вал 16 додавання потужності парової турбіни 15 пов'язаний з валом 10 компресорного агрегату 2 за допомогою керованої зчіпної муфти 17. На валах 10 і 16 встановлені тахогенератори 18. Система оснащена також блоком керування 19, електрично пов'язаного з тахогенераторами 18 і зчіпною муфтою 17. Система передбачає використання води по замкненому циклу, для цього в контур теплообміну включені: конденсатор 20, деаератор 21, вентилі 22, насоси 23 і зворотні клапани 24. У якості керованої зчіпної муфти 17 більш зручно використовувати зчіпну муфту з електромагнітним керуванням. Система енергозбереження, що заявляється, працює в такий спосіб. Частина первинного енергоносія - потік стислого топкового газу або нафти надходить із магістрального каналу 1 нафто/газопроводу по відвідному каналу 3 у камеру згоряння 5 нафто/ газотурбінної установки 4, де відбувається спалювання палива. Енергія газоподібних продуктів згоряння, які надходять у турбіну 6, перетворюється в механічну енергію на привідному валу 7 і передається через фланцеве з'єднання 9 до компресорного агрегату 2, який забезпечує підвищення тиску в магістральному каналі 1 нафто/газопроводу. Через привідний вал 7 зняття потужності забезпечується також робота повітряного компресора 11, який по повітропроводу 12 подає стиснене повітря в камеру згоряння 5 газотурбінного агрегату 4. Теплова енергія випускних газів турбіни 6, що надходить по тепло-відвідному каналу 8 у котелутилізатор 13 паросилової установки, перетворює воду в котлі у водяну пару, яка, проходячи по паропроводу 14, обертає вал 16 додавання потужно 5 48738 сті парової турбіни 15. Відпрацьована у паровій турбіні 15 водяна пара надходить у трубний простір конденсатора 20, де конденсується і вже далі вода надходить до деаератора 15, де дегазується й знову подається за допомогою циркуляційних насосів 22 у теплообмінну систему для повторного використання в котлі-утилізаторі 13 по замкненому циклу. Встановлені на валу 10 компресорного агрегату й валу 16 додавання потужності тахогенератори 18 передають імпульсну напругу, відповідну до частот обертання валів, на блок керування 19, у якому відбувається порівняння напруг тахогенераторів. Як тільки швидкість обертання вала 16 додавання потужності зрівняється або ледь перевищить швидкість обертання вала 10, із блоку Комп’ютерна верстка Л. Купенко 6 керування 19 надійде керуюча напруга на керовану зчіпну муфту 17, яка спрацює, забезпечуючи надійне, без ривка, механічне зчеплення обох валів, забезпечивши тим самим додаткову приводну потужність компресорному агрегату 2. Пропонована система енергозбереження дозволяє знизити енерговитрати та підвищити ККД компресорних станцій на 12-15%. Джерела інформації: 1. Патент на винахід РФ №2171420, F 17 D 1/02, 1/07, 2001.07.27. 2. Щелковский Б.И., Патыченко А.С., Захаров В.П. «Утилизация и использование вторичных ресурсов компрессорных станций», М., Недра, 1991, стор. 5-12. Підписне Тираж 28 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601