Спосіб будівництва магістральних газопроводів

Спосіб будівництва магістральних газопроводів, що включає вибір траси, укладку трубопроводу в траншею, будівництво компресорних станцій та розміщення в них газоперекачувального обладнання, який відрізняється тим, що траншеї для укладки трубопроводів і будівництво компресорних станцій здійснюють в безпосередній близькості від діючих газопроводів, при цьому газоперекачувальні агрегати нових компресорних станцій забезпечують електричним приводом, а як джерело енергії для них використовують теплоту ви хлопних газів газотурбінних приводів, що встановлені на компресорних станціях діючих магістральних газопроводів, для чого їхні газотурбінні установки попередньо переобладнують в комбіновані енергетичні установки, які в змозі одночасно виробляти механічну, теплову та електричну енергію. (19) (21) 98084258 (22) 04.08.1998 (24) 15.12.2000 (33) UA (46) 15.12.2000, Бюл. № 7, 2000 р. (72) Бабієв Григорій Миколайович, Бабієва Аліна Григорівна, Бабієва Лариса Григорівна, Овчинникова Людмила Михайлівна, Меркушов Віктор Тимофійович, Клименко Віктор Миколайович, Сабашук Петро Павлович, Мазур Олександр Іустинович, Малхозов Магомет Фуадович, Коломєєв Валентин Миколайович, Клименко Юрій Георгійович (73) Бабієв Григорій Миколайович, Бабієва Аліна Григорівна, Бабієва Лариса Григорівна, Овчинникова Людмила Михайлівна, Меркушов Віктор Тимофійович, Клименко Віктор Миколайович, Сабашук Петро Павлович, Мазур Олександр Іустинович, Малхозов Магомет Фуадович, Коломєєв Валентин Миколайович, Клименко Юрій Георгійович 31318 трати паливного газу використовують також електроприводні компресори. Але неважко довести, що питомі енерговитрати на перекачку газу при цьому практично не змінюються, оскільки електрична енергія, що споживається з районних електромереж, виробляється на електростанціях з ККД 30%, тобто витрати умовного палива зберігаються такими ж, що і за умов роботи ГТУ як приводних двигунів. Враховуючи втрати енергії в електромережах, труднощі в енергопостачанні в пікові години та зимовий період, безперервний зріст тарифів на електроенергію, вказаний спосіб не можна розглядати як економічно ефективний, за винятком, можливо, окремих особливо спеціфічних умов. Більш раціональною, хоча і з невисоким відносним енергозбереженням, є комбінація на одній компресорній станції газотурбінного та електричного приводів, що включаються в роботу по певному графіку. Недоліками способу являються складність системи автоматичного переключення приводів та зменшення терміну служби ГТУ за умов різкого збільшення числа пусків агрегатів. Відомим є також спосіб суттєвого підвищення економічності та продуктивності газоперекачуючих агрегатів компресорних станцій з газотурбінним приводом (див. П.Г. Полетавкин "Как улучшить технико-экономические показатели ГТУ", - Газовая промышленность, 1984, № 10, стор. 10-12). Цей спосіб передбачає переобладнання ГТУ для її роботи по новому циклу - з вприском води в повітряний компресор та регенерацією теплоти, при цьому ККД установки зростає до 40-43%, а питома витрата робочрго тіла на 1 кВт.г. зменшується майже в 2 рази. Недоліком способу є необхідність зміни конструкцій компресора, турбіни камери згорання згідно з новими їх потужностями та умовами роботи. Найбільш близьким технічним рішенням до винаходу, що пропонується, є спосіб роботи компресорної станції газопровода на базі безвідходної технології (див. В.Б. Фрейман "Газоперекачивающие компрессорные станции на базе безотходной технологии". - Газовая промышленность, 1993, № 4, с. 27-28). Підвищення економічності роботи компресорної станції (далі - КС) досягається шляхом утилізації тепла вихлопних газів ГТУ та вироблення пари, яким далі приводиться в дію парова турбіна. Енергія останньої витрачається на стиснення циклового повітря для камер згорання газових турбін, які в цьому випадку не мають власного турбокомпресорного блоку, а мають лише силову турбіну, що крутить компресор природного газу. Цей спосіб дозволяє підвищити ККД приводів до 50%, таким чином, він є аналогічним використанню звичайного парогазового циклу на базі ГТУ компресорної станції. Недоліком цього способу являється те, що як і раніше, потребує включення до складу обладнання КС газопроводу, що будується, приводних ГТУ, які використовують для роботи певну кількість природного газу, що перекачується. В основу винаходу поставлена задача створення способу спорудження магістральних газопроводів в газотранспортному коридорі, в якому шляхом закладки трубопроводів в траншеї, що розташовані в безпосередній близькості від трас уже існуючих газопроводів, будівництва компресо рних станцій з електроприводом газоперекачуючих агрегатів, джерелом енергії для котрих має бути теплота вихлопних газів ГТУ, що приводять в дію компресори на компресорних станціях уже існуючих газопроводів, забезпечується істотне зниження енергетичних витрат на транспортування природного газу. Поставлена задача вирішується тим, що в способі спорудження магістральних газопроводів, який включає вибір траси трубопровода, укладку трубопровода в грунт, будівництво компресорних станцій та монтаж необхідного енергетичного обладнання для перекачки газу, траншеї для укладки трубопровода будівництво компресорних станцій виконують в безпосередній близькості від уже існуючи х газопроводів, при цьому газоперекачуючі агрегати обладнують електричним приводом, а як джерело енергії для них використовують теплоту вихлопних газів газотурбінних приводів на компресорних станціях уже існуючих газоприводів, для чого ці газотурбінні установки попередньо переобладнують в комбіновані установки, які взмозі одночасно виробляти механічну, електричну та теплову енергії. Відомо, що транспортування природного газу є сама енергоємка підгалузь газової промісловості. На більш як 300 компресорних станціях магістральних газопроводів колишнього СРСР експлуатується понад 30 різноманітних типів газоперекачуючих агрегатів, а близько 80% сумарної встановленої потужності приводів складають газотурбінні установки з ККД 28-30%. Відносно низький ККД ГТУ, а за умов експлуатації він ще трохи нижчий, обумовлює щорічну витрату близько 2530 млрд. м 3 природного газу за рахунок теплоти продуктів згорання, що несуть в собі велику кількість забруднюючих речовин (1 млн. тонн оксидів азоту та 200 тис. тонн оксидів вуглецю). Взагалі витрати палива на власні потреби, головним чином, на забезпечення енергетичних потужностей газотранспортуючих систем складають близько 10% природного газу, що видобувається. Вибір траси нового газопроводу являє комплексну задачу, оскільки оптимізація повинна враховувати дуже різнорідні фактори: енергозбереження, металозбереження, капіталовкладення, трудозбереження і таке інше. Ці фактори взаємно суперечливі. За ринкових умов, коли головним стимулом діяльності стає прибуток, на перший план серед факторів оптимізації газотранспортуючи х систем висувається саме енергозбереження, тобто різко зменшення витрат природного газу, що видобувається, на привід газоперекачуючих агрегатів на компресорних станціях. Безальтернативний спосіб вирішення цієї проблеми полягає в прокладанні трас нових магістральних газопроводів в безпосередній близькості від уже діючих газопроводів. Це дозволяє не тільки скоротити витрати на вишукувальні (по трасі) та проектні роботи, але завдяки впровадженню технології комбінованого вироблення різних видів енергії на базі газотурбінних приводів діючих КС різко збільшити коефіцієнт використання теплоти палива. Електроенергії, що буде вироблено за рахунок утилізації теплоти вихлопних газів цих ГТУ, буде достатньо для перекачки по новому газопроводу, прокладеному в цьому транспортному кори 2 31318 дорі, приблизно половини того об'єму газу, котрий транспортується газопроводом, компресорні станції якого переобладнані для сумісної виробки механічної, теплової та електричної енергії. Іншими словами, новий газопровід (з "половинною" продуктивністю) взагалі не буде споживати газ, що видобувається та транспортується, на власні потреби, тобто на перекачку газу. Електропривід, що застосовується, на деяких КС, являє досить крупний споживач електроенергії з районних електромереж; економічність цього виду привода постійно знижується у зв'язку з добовим та сезонним коливанням енергонавантаження на мережі та безперервним підвищенням тарифів на електроенергію. Спроби утілізувати хоча б частину теплоти вихлопних газів ГТУ з допомогою теплообмінників або котлів-утилізаторів, щоб використати теплову енергію для теплозабезпечення власно КС, близько розташованих селищ або тепличних господарств, не приводять поки що до суттєвої економії палива, тому що теплоутилізатори підвищують гідравлічний опір вихлопного тракта ГTУ, а це веде до зменшення її потужності, отож потрібно компенсува ти це зниження додатковою витратою природного газу на ГТУ. Наприклад, з метою компенсації 1,3% зменшення потужності ГТУ необхідно збільшити витрати палива на 5 %. Найбільш радикальним шляхом підвищення ефективності транспортування газу є надбудова ГТУ паротурбінним циклом. В тому випадку, коли існує споживач теплової енергії, можна застосувати парові турбіни з відбором пари і отримати коефіцієнт використання теплоти палива 70-80%; за умов застосування конденсаційних парових турбін ККД парогазової установки може досягти 45-50%. Парові турбіни можуть використовуватись як механічний привід або безпосередньо газоперекачуючих агрегатів, або електрогенераторів для вироблення електроенергії для власних потреб КС або видачі її в зовнішню енергосистему. У цьому разі стосовно газотурбінного цеху КС потужністю 50 МВт щорічно буде заощаджуватись 25 млн. м 3 палива на одну установку для приводу компресорів та близько 70 млн. кВт.г. електроенергії на одну установку для приводу електрогенератора. Згідно до способу будівництва магістральних газопроводів, що пропонується, суттєве зниження витрат природного газу на транспортування газу досягається завдяки тому, що трасу газопроводів прокладають в безпосередній близькості до уже існуючи х газопроводів з усією їх те хнологічною інфраструктурою в так званому газотранспортному коридорі. Доцільно вибирати таку відстань між газопроводами, щоби втрати в електролініях, які пов'язують уже існуючі КС з новими, що будуються, була якомога мінімальна. У способі, який пропонується, передбачається, що газотурбінний привід уже існуючих КС буде переобладнано згідно з технологією комбінованої виробки механічної, теплової та електричної енергії, і остання буде передаватися на КС нового газопровода для електропривода його перекачуючи х агрегатів. Наведемо потенційні енергозберігаючі можливості способу, що пропонується, в об'ємах газу, який перекачується на терені України. Газотранспортні системи України щорічно перекачують 175-225 млрд. м 3 природного газу. Для транспортування 175 млрд. м 3 на рік в роботі знаходиться 1984,6 МВт встановленої потужності ГТУ. 298,5 MBт електроприводних компресорних установок, і споживають вони відповідно 7,5 млрд. м 3 природного газу та 21,6 МВт.г. електроенергії. Діючі на КС газотурбінні установки типу ГТК-10 і ГТК25 викидають в атмосферу продукти згорання з температурою 480-500°С. Використання енергії вихлопних газів дозволяє отримати в парогазовому циклі (ГТУ + котел-утилізатор + парова турбіна + електрогенератор) 1 кВт.г. електричної енергії на кожні 50 кг вихлопних газів ГТУ. В перерахунку на 7,5 млрд. м 3 газу, що спалюється в приводних ГТУ, за умов використання технології сумісної виробки різних видів енергії можна додатково виробити 7,47 млрд. кВт.г. електроенергії на рік. З другого боку, привідні ГТУ за рік виробляють енергію, еквівалентну 15,8 млрд. кВт.г. Отже, за рахунок генерації електроенергії на КС існуючих газопроводів може бути додатково транспортовано майже половина (7,47:15,87=0,47) від об'єму прокачки природного газу, що має місце в теперішній час. Якщо в Європу по імпорту надходить 450 млрд. м 3 газу на рік, а прогнозне збільшення споживання газу країнами Західної Європи до 2010 р. складає орієнтовно 150-200 млрд. м 3 на рік, то очевидно, що має місце реальна можливість транспортування цієї кількості природного газу на базі використання електроенергії, яка вироблятиметься по технології комбінованого генерування на діючих газотурбінних приводах газоперекачуючих агрегатів (450´0,47=212 млрд. м 3). Треба відзначити, що спорудження нових газопроводів в існуючих газотранспортних коридорах дозволяє здійснити перекачку газу по новим трубопроводам з використанням електроприводів при дуже незначних втрата х електроенергії, тому що остання передається від діючих КС до нових на невеликі відстані. Застосування способу будівництва газопроводів з використанням технології сумісного вироблення енергії на діючих газопроводах дозволяє повністю забезпечити тепловою енергією інфраструктур у як діючих, так і новозбудованого газопроводів, тобто взагалі відмовитись від витрат газу на котельні та інші допоміжні потреби. Реалізація способу, що пропонується, гарантує істотне зменшення шкідливих викидів в атмосферу. Яким би не був зріст об'ємів перекачки газу, це не приведе до додаткового забруднення довкілля. Потенційне зниження викидів в атмосферу в разі збільшення поставок газу на 150 млрд. м 3 на рік складає 1,4 млн. тонн. Використання технології комбінованого вироблення енергії на діючих компресорних станціях приведе до зменшення викидів оксидів азоту на 90% та окису вуглецю повністю. Теплове навантаження на довкілля з вихідними газами знизиться з 480-500°С до 130-140°С. За умов збільшення об'ємів газу, що транспортується, на 30-45%, викиди діоксіду вуглецю залишаться на теперішньому рівні. Важливе значення буде мати можливість саморегулювання газотранспортної системи, тому що необхідність збільшення транспортування газу в умовах пікових навантажень приведе до відпо 3 31318 відного підвищення генерації електроенергії на газотурбінних блоках, що дозволить збільшити продуктивність газоперекачуючих станцій з електроприводом на новому газопроводі. Велика економічна перевага способу, що пропонується, полягає в тому, що відпадає необхідність розробляти нові технології прокладки трубопроводів, що дорого коштують (по дну моря, через інші природні перешкоди), внаслідок чого можна зменшити терміни підготовчих робіт до будівництва та знизити терміни та вартість самого будівництва. Відпадає також необхідність вдосконалення газотурбінного обладнання з метою підвищення його ККД, тому що цей недолік компенсується технологіями сумісної виробки енергії і невикористана в цих агрегатах енергія буде перетворена в додаткову електроенергію для живлення електроприводів нових компресорних станцій або ж буде використовуватись іншими споживачами. Те ж саме стосується і теплової енергії. Згідно з виконаними оцінками, впровадження способу будівництва, що пропонується, приведе до зниження капітальних витрат на 15%, зменшення шкідливого впливу на ландшафт на 15%, зменшення витрат на навчання та заробітну платню обслуговуючого персоналу. Таким чином, спосіб, що пропонується, спорудження магістральних газопроводів в існуючих газотранспортних коридорах забезпечує істотне зниження витрат природного газу на його транспортування, і виходить досягнеться очікуваний технічний результат - підвищення економічності газотранспортної системи. На кресленнях показані технологічні схеми, які в сукупності реалізують спосіб, що пропонується. На фіг. 1 показана траса нового газопровода прокладеного в існуючих газотранспортних коридорах. На фіг. 2 представлена технологічна схема енергозабезпечення компресорної станції газопровода, що будується від установки для сумісного вироблення різних видів енергії, яка обладнується на компресорній станції діючого газопровода. Спосіб здійснюється наступним чином. Трасу нового магістрального газопроводу 1 (див. фіг. 1) прокладають в безпосередній близькості від діючих газопроводів 2, 3 з компресорними станціями КС1...КС4, які обладнані газотурбінним приводом газових компресорів. Відстань між діючими КС (а саме КС1 та КС4) і такими, що будуються на новому газопроводі (КС5 та КС6 відповідно) вибирають такою, щоби втрата електроенергії в меражах електропередач (4 та 5), що з'єдн ують ці компресорні станції, були мінімальними або не перевищували допустимих значень. Оскільки на теперишній час існує достатньо розгалужена система магістральних газопроводів, прокласти трасу нового газопровода (в крайньому випадку, на 70-80% його загальної протяжності) в існуючих газотранспортних коридорах повністю можливо з технічного боку, а з економічного ще й дуже вигідно. Далі, як показано на фіг. 2, компресорна станція 1 нового газопроводу 2 обладнується електроприводом 3 компресора, джерелом енергії для якого являється теплота вихлопних газів привідної ГТУ 4 компресора 5, що встановлена на компресорній станції 6 ді ючого газопровода 7. З цією метою газотурбінна установка 4 переобладнується в установку для комбінованого вироблення механічної, теплової та електричної енергії шляхом встановлення котлаутилізатора 8, пара від якого направляється в парову турбіну 9, що приводить в дію електрогенератор 10. Відпрацьована пара (або пара з відбору турбіни) використовується для вироблення теплової енергії для споживача 11, після чого через конденсатор 12 теплоносій надходить знову до котлаутилізатора 8. Електроенергія від генератора 10 по мережі електропередачі 13, що з'єднує діючу КС з такою, що будується, надходить до електродвигуна 3 газового компресора 14. Приклад здійснення способу Для збільшення поставок газу на експорт на 10 млрд. м 3 на рік, згідно з способом, що пропонується, новий магістральний газопровід будується в транспортному коридорі існуючого газопровода "СОЮЗ", по якому перекачується в теперішній час 23,6 млрд. м 3 на рік природного газу. Цей газопровід має в межах України 12 компресорних станцій, кожна з них має по п'ять робочих газоперекачуючих агрегатів з приводом від газотурбінних установок типу ГТК-10П потужністю по 10 МВт. Характеристика привода надається в табл. 1. Компресорна станція на новому газодроводі обладнується електроприводами сумарною потужністю 21,7 МВт, джерелом енергії для них буде служити паротурбінна надбудова над п'ятьма діючими ГТК-10, тобто застосовується те хнологія сумісного вироблення механічної, теплової та електричної енергії на діючій КС. Щоби утилізува ти теплоту вихлопних газів газотурбінних приводів встановлюються парові котли-утилізатори, пара яких направляється в парову конденсаційну турбіну з метою вироблення електроенергії. Усього встановяюсгься п'ять котлівутилізаторів. Виходячи з параметрів парових турбін, що виробляються Калужським турбінним заводом, для надбудови вибираємо турбіну Т-6/203,7, тому котли-утилізатори повинні мати два тиску пари: в першому контурі 4 МПа, 440°С; в другому контурі – 0,7 МПа, 205°С. Показники вироблення пари котлами-утилізаторами наведено в табл. 2. Пара від п'яти працюючих котлів-утилізаторів в кількості 95-100 т/г. при тиску 4 МПа та 18-20 т/г. при тиску 0,7 МПа направляється в парову турбіну зазначеного типу, де і виробляється близько 22 МВт електричної потужності. Технічні характеристики турбіни наведено в табл. 3. Таким чином, наведені розрахунки свідчать про те, що потрібна потужність для перекачки 10 млрд. м 3 газа на рік по новому газопроводу повністю забезпечується утилізацією теплоти вихлопних газів газотурбінних приводів ГТК-10, працюючих в КС діючого газопровода "СОЮЗ". Отже, згідно з способом, що пропонується, будівництва газопроводів в існуючих газотранспортних коридорах робота нового газопровода з продуктивністю 10 млрд. м 3 на рік, буде здійснюватися без витрат палива на власні потреби (перекачку газу), а економія природного газу при цьому складе понад 1 млрд. м 3 на рік. 4 31318 Таблиця 1 Технічні характеристики ГТК-10П Найменування 1 Температура зовнішнього повітря Витрата вихлопних газів Температура вихлопних газів Витрата палива (проектна) Потужність привода ККД (проектний) Теплова енергія вихлопних газів Од. вим. 2 град. С кг/с град. С м 3/год МВт % МВТ 3 +15 48,4 490 4000 10 27 25 Режим роботи 4 0 49,3 485 3760 10 27 25 5 -20 49,8 480 3600 10 27 25 Таблиця 2 Характеристики котла-утилізатора двох тисків Найменування Температура зовнішнього повітря Потужність ГТУ ККД ГТУ Теплота згоряння природного газу Витрата палива Витрата вихлопних газів Температура вихлопних газів Коефіцієнт надлишку повітря Тепло газів після ГТУ Те ж по ентальпії 1-й контур Тиск пари Температура пари Температурний напор в економ. Паропродуктивність котла Витрата живильної води Температура живильної води 2-й контур Температура газів на вході Тепло газів на вході по ентальпії Тиск пари Температура пари Температурний напор в економ. Паропродуктивність котла Витрата живильної води (загальна) Температура живильної води Витрата води на ГВПНД Тем-ра води на вході в ГВПНД Тем-ра води на виході з ГВПНД Витрата води на ГВПСВ Тем-ра води на вході в ГВПСВ Тем-ра води на виході з ГВПСВ Тем-ра вихлоп. газів за котлом Коеф-т корисної дії котла Аеродинамічний опір котла Од. вим. град. С кВт % ккал/нм 3 нм 3/г кг/с град. С a Гкал/г Гкал/г МПа град. С град. С т/г т/г град. С 39,0 440,0 15,0 20,0 22,0 164,2 град. С Гкал/г МПа град. С град. С т/г т/г град. С т/г град. С град. С т/г град. С град. С град. С % мм.вод. стовба 5 Режими роботи +15 10 27 8677,4 3670,7 48,4 490 3,75 22,75 22,63 218,6 9,86 7 210 15 3,57 25,83 104 23,25 40,0 80,0 0,0 123,9 75,3 250 31318 Таблиця 3 Технічні характеристики парової турбіни Т-6/20-3,7 Найменування показників Параметри свіжої пари: пара високого тиску: абсолютний тиск температура витрата пари пара низького тиску: абсолютний тиск температура витрата пари Регульований відбір пари: абсолютний тиск витрата пари в відбір Параметри конденсатора: температура охолодж. води витрата охолодж. води Тиск пари в конденсаторі Потужність (ел.) турбіни Одиниця виміру Режими номі. відб конденсац. МПа град. С т/ч 3,73 426 70,0 3,73 426 100,0 МПа град. С т/ч 0,64 199 19,75 0,64 199 18,0 МПа т/ч 0,363 50,0 0,363 20,0 град. С м 3/ч кПа кВт 20,0 4100 100 20000 20,0 4100 100 20000 Фіг. 1 Фіг. 2 6 31318 __________________________________________________________ ДП "Український інститут промислової власності" (Укрпатент) Україна, 01133, Київ-133, бульв. Лесі Українки, 26 (044) 295-81-42, 295-61-97 __________________________________________________________ Підписано до друку ________ 2002 р. Формат 60х84 1/8. Обсяг ______ обл.-вид. арк. Тираж 35 прим. Зам._______ ____________________________________________________________ УкрІНТЕІ, 03680, Київ-39 МСП, вул. Горького, 180. (044) 268-25-22 ___________________________________________________________ 7