Магістральний газопровід

Реферат: UA 79892 U UA 79892 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель належить до області транспорту газу по магістральних газопроводах (МГ), зокрема до устаткування, призначеного для транспортування газу, що використовує енергозбережні технології, і може бути використана як при експлуатації і модернізації існуючих МГ, так і при проектуванні, виготовленні і комплектному постачанні відповідного устаткування для МГ, що знов будуються. Основною функцією існуючих МГ є транспорт і постачання газу його споживачам. Виходячи з цього всі технічні рішення основного устаткування існуючих і нових МГ прописані в "НОРМАХ ТЕХНОЛОГІЧНОГО ПРОЕКТУВАННЯ МАГІСТРАЛЬНИХ ГАЗОПРОВОДІВ (НТПМГ) СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-051-2006", МЕТОЮ РОЗРОБКИ ЯКИХ Є ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ І НАДІЙНОСТІ МГ, ЩО ПРОЕКТУЮТЬСЯ АБО РЕКОНСТРУЮЮТЬСЯ, із застосуванням прогресивних технологічних і науково-технічних рішень. НТПМГ (СТО Газпром) "Норми технологічного проектування магістральних газопроводів" визначають 5 основних базових складових в об'єкті - системі - споруді - структурі МГ, а саме: ЛІНІЙНІ СПОРУДИ; КОМПРЕСОРНІ СТАНЦІЇ; СТАНЦІЇ ОХОЛОДЖУВАННЯ ГАЗА; ГАЗОРОЗПОДІЛЬНІ СТАНЦІЇ; ГАЗОВИМІРЮВАЛЬНІ СТАНЦІЇ. Як СТАНЦІЇ ОХОЛОДЖУВАННЯ ГАЗА, так і ГАЗОВИМІРЮВАЛЬНІ СТАНЦІЇ мають малий об'єм використання на МГ, порівняно з ЛІНІЙНИМИ СПОРУДАМИ, КОМПРЕСОРНИМИ і ГАЗОРОЗПОДІЛЬНИМИ СТАНЦІЯМИ. Крім того, пропоноване технічне рішення не зачіпає СТАНЦІЇ ОХОЛОДЖУВАННЯ ГАЗА і ГАЗОВИМІРЮВАЛЬНІ СТАНЦІЇ, тому МИ визнали МОЖЛИВИМ В обмежувальній частині ці 2(дві) основних складових в описі структури МГ опустити, залишивши лише: ЛІНІЙНІ СПОРУДИ; КОМПРЕСОРНІ і ГАЗОРОЗПОДІЛЬНІ СТАНЦІЇ. Найбільш близьким по технічній суті і результату, що досягається, до технічного рішення, що заявляється, і тому прийнятому нами як прототип, є МГ, що включає лінійні споруди і розташовані по ходу газу першої (головної) і подальших компресорних станцій (КС) з устаткуванням, стискуючого газ, що транспортується, до середнього тиску в МГ 5,6-7,5 МПа і трубопроводів, газорозподільні станції (ГРС) відбору газу споживачам. Котляр И.Я., Піляк В.М. Експлуатація магістральних газопроводів. Надра, Л. 1971, 248 с., табл. 56, іл. 97, див. С. 29-38, і рис. 17 (прототип). Основним недоліком такого МГ є висока собівартість транспортування газу, обумовлена великими витратами коштовної енергетичної сировини - природного газу (так званого "паливного" газу), що спалюється на КС в камерах згорання газотурбінних приводів відцентрових нагнітачів газоперекачуючих агрегатів. По оцінках експертів і керівництва НАК "Нафтогаз" витрата "паливного" газу в Україні складає до 7-9 % від об'єму газу, що 3 транспортується. При щорічному об'ємі прокачування більше 100 млрд м об'єм спалюваного 3 паливного газу знаходиться в межах більш ніж 7-9 млрд м . Середньозважений експлуатаційний ККД газотурбінного приводу (ГТД) нагнітачів природного газу газоперекачуючих агрегатів (ГПА) на сьогодні складає лише 28,8 %. Тобто 3 3 лише (7-9 млрд м .)* 28,8 % = 2-2,6 млрд. м використовуються за призначенням, а останні 5-6,4 3 млрд. м у вигляді вихлопних газів через вихлопні патрубки ГТД приводу ГПА викидаються в 3 атмосферу. У грошовому вираженні, при ціні природного газу $300 за 1 000 м "корисні" витрати на транспорт газу знаходяться в діапазоні $ 0,6-0,8 млрд., а вартість поки що безповоротних втрат складає S 1,5-1,9 млрд. Сумарні витрати складають в діапазоні $ 2,1-2,7 млрд. Вказані недоліки приводять до істотного збільшення експлуатаційних витрат і, отже, при великій протяжності МГ, до істотного зростання собівартості транспортування газу. Доля паливного газу в ціні газу складає близько 9 %. Крім того, як КС, так і ГРС МГ є крупними споживачами електроенергії (лише один компресорний цех (а їх на КС декілька), споживає до 600-1000 кВт потужності. Загальний вжиток потужності всіх 70 КС газотранспортної системи України оцінюється експертами в 42-70 МВт. Причому, НТПМГ передбачено, що зовнішнє електропостачання (від зовнішніх високовольтних електричних мереж енергосистеми) КС і ГРС МГ повинне здійснюватися від 2-х джерел, а лінії електропередач, що підводять, слід виконувати на різних опорах. Якщо врахувати, що енергетичні витрати на транспорт газу від КС МГ до теплоелектростанцій (ТЕС), і енергетичні витрати на транспорт електроенергії від зовнішніх високовольтних електричних мереж енергосистеми ТЕС до КС МГ вельми значні, то це ще більше збільшує собівартість транспортування газу. Крім того, велика довжина ліній електропередач, що підводять електроенергію, знижує надійність зовнішнього електропостачання як КС, так і ГРС МГ. У основу корисної моделі поставлено задачу істотного зниження собівартості транспортування газу шляхом модернізації устаткування, в якому забезпечується можливість утилізації вторинних енергетичних ресурсів: утилізації на КС тепла вихлопних газів 1 UA 79892 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 газотурбінного приводу нагнітачів ГПА, а також утилізації енергії, що втрачається при пониженні (дроселюванні) тиску газу на ГРС. Енергію вторинних енергетичних ресурсів перетворюють в механічну роботу турбоприводів, що приводять в обертання електрогенератори, які виробляють електричний струм. Поставлена задача вирішується тим, що МГ, що містить лінійну частину з розташованими по ходу транспорту газу КС, включаючи ГПА з газотурбінним приводом відцентрових нагнітачів і трубопроводи, а також трубопроводи відбору газу з установленими на них газорозподільними станціями, що включають пристрої, що дроселюють газ, згідно з корисною моделлю, КС і ГРС додатково забезпечені електрогенераторами, пов'язаними із зовнішньою високовольтною електричною мережею і пристроями утилізації вторинних енергетичних ресурсів, що містять турбоприводи і теплообмінники-утилізатори тепла. Як турбоприводи електрогенераторів, встановлених на компресорних станціях, можуть бути використані теплоутилізаційні турбіни з конденсаторами, підключені до виходів теплообмінниківутилізаторов тепла пристроїв утилізації вторинних енергетичних ресурсів, а входи теплообмінників-утилізаторов тепла пристроїв утилізації вторинних енергетичних ресурсів підключені до вихлопних патрубків газотурбінних приводів кожного окремого газоперекачуючого агрегату. Як турбоприводи електрогенераторів, встановлених на компресорних станціях, можуть бути використані теплоутилізаційні турбіни з конденсаторами, при цьому виходи принаймні двох теплообмінників-утилізаторів тепла пристроїв утилізації вторинних енергетичних ресурсів газотурбінних приводів газоперекачуючих агрегатів сполучені з входом однієї теплоутилізаційної турбіни з конденсатором пристрою утилізації тепла вихлопних газів, а вихід теплоутилізаційної турбіни сполучений з входами теплообмінників-утилізаторів тепла пристроїв утилізації вторинних енергетичних ресурсів. Принаймні один електрогенератор, підключений до зовнішніх високовольтних електричних мереж, може бути забезпечений газотурбінним приводом з пристроєм утилізації вторинних енергетичних ресурсів і теплообмінником-утилізатором тепла. На газорозподільних станціях як пристрої утилізації вторинних енергетичних ресурсів можуть бути використані турбодетандери, вхід яких підключений до трубопроводу відбору газу перед пристроєм, що дроселює, а вихід підключений до трубопроводу відбору газу після пристрою, що дроселює. Використання електрогенераторів, що приводяться в обертання турбоприводамитеплоутилізаційними турбінами з конденсаторами і/чи турбоприводами-турбодетандерами (розширювальними турбінами) дозволяє виробляти найдешевшу в Україні електроенергію, дешевшу, ніж електроенергія, вироблювана атомними електростанціями. І, що важливо, екологічно чистим способом. Шляхом реалізації своїм споживачам електроенергії, що виробляється електрогенераторами, що приводяться в обертання турбоприводами-теплоутилізаційними турбінами з конденсаторами і турбодетандерами, досягається зниження собівартості транспорту газу через МГ. Частина електроенергії, що виробляється, споживається на власні потреби МГ. Сукупність ознак даного технічного рішення нова і забезпечує позитивний ефект: дозволяє виробляти електроенергію з безкоштовної сировини - вторинних енергетичних ресурсів в об'ємах, що забезпечують власні потреби системи електрозабезпечення КС і ГРС МГ, тим самим відмовитися від закупівлі електроенергії; за рахунок продажу електроенергії споживачам України отримати зниження собівартості транспортування природного газу; а також створити більш надійну систему електрозабезпечення КС і ГРС МГ. На фіг. 1 схематично показана принципова схема пропонованого МГ. На фіг. 2 схематично показана принципова схема компресорної і газорозподільних станцій пропонованого МГ. МГ включає в себе лінійну частину 1 - основний трубопровід, компресорні станції 2, а також трубопроводи (різної довжини) відбору 3 природного газу від МГ, що включають газорозподільні станції (ГРС) 4. КС 2 і ГРС 4 пов'язані із споживачами 5 за допомогою ліній електропередач 6 із зовнішньою високовольтною електричною мережею 7. Зв'язок (підключення) відбувається у вузлах підключення 8. Гідро-, атомні і теплові електростанції, багато з яких працює на природному газі, також підключені у вузлах підключення 8 за допомогою ліній електропередач 9 до зовнішньої високовольтної електричної мережі 7. КС 2 мають газоперекачуючі агрегати 10 з відцентровими нагнітачами 11 і систему трубопроводів 12, 13. Пристрій утилізації вторинних енергетичних ресурсів 14 включає два основні вузли: теплообмінник-утилізатор тепла 15 і турбопривід 20. Теплообмінник-утилізатор 15 встановлений у вихлопному патрубку 17 газотурбінного привода 18 відцентрового нагнітача 2 UA 79892 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 11 ГПА 10. До вихлопних патрубків 17 газотурбінних приводів 18 відцентрових нагнітачів 11 ГПА 10 підключені входи теплообмінників-утилізаторів тепла 15, а виходи теплообмінниківутилізаторів тепла 15 за допомогою трубопроводів 16 і 19 сполучені з теплоутилізаційною турбіною 20 з конденсатором. Використовувана як турбопривід теплоутилізаційна турбіна 20 з конденсатором сполучена з електрогенератором 21 і обертає його, виробляючи електричний струм. Електрогенератори 21 пов'язані із зовнішньою високовольтною електричною мережею 7 кабелями 6, так що електричний струм від електрогенераторів надходить до зовнішніх високовольтних електричних мереж 7. Теплообмінники-утилізатори тепла 15 вихлопних газів декількох газотурбінних приводів нагнітачів 11 ГПА 10 за допомогою трубопроводів 22 і 23 сполучені з однією теплоутилізаційною турбіною 20 з конденсатором 24. Тим самим вони утворюють замкнутий контур з однією теплоутилізаційною турбіною 20 з конденсатором, а як робоче тіло теплоутилізаційної турбіни 20 з конденсатором використовується нормальний пентан або ізопентан. На вході в ГРС 4 встановлений підігрівач газу 25. За допомогою трубопроводів 26 і 27 з встановленою на них запірною арматурою 28 трубопровід відбору газу 3 сполучений з входом і виходом газу турбодетандера 29, який у свою чергу, сполучений з електрогенератором 21. Використовуваний як турбопривід, турбодетандер 29 є пристроєм утилізації вторинних енергетичних ресурсів (перепаду тиску). Електрогенератори 21 пов'язані із зовнішньою високовольтною електричною мережею 7 кабелями 6, так що електричний струм від електрогенераторів надходить до зовнішніх високовольтних електричних мереж 7. Підключення відбувається у вузлах підключення 8. Трубопровід 26 підключений до трубопроводу відбору газу перед дроселюючим пристроєм 30, а вихід з турбодетандера підключений до трубопроводу відбору газу після пристрою 30, що дроселює. МГ 1 і КС 2 та ГРС 4 в його складі працюють таким чином. Природний газ, що транспортується по лінійній частині 1, по трубопроводах відбору 3 надходить як до компресорних станцій 2, так і до споживачів 5, в числі яких знаходяться теплові електростанції, багато хто з яких працює на природному газі. За системою трубопроводів 12 на компресорних станціях 2 газ з лінійної частини 1 газопроводу надходить до нагнітачів 11. Стислий нагнітачами природний газ надходить назад в газопровід по трубопроводах 13. Підвищенням тиску газу забезпечується рух газу по МГ. По трубопроводах відбору газу 3 газ з лінійної частини 1 газопроводу надходить до газотурбінних приводів 18 відцентрових нагнітачів 11. Цей газ називається паливним газом і згорає в камерах згорання газотурбінних пріводів18. Близько 30 % тепла від згорання природного газу, що згорає в камерах, витрачається на механічну роботу по обертанню нагнітачів 11 природного газу ГПА 10, а останнє тепло у формі вихлопних газів прямує у вихлопні патрубки 17 газотурбінних приводів 18 ГПА 10. Це і є вторинні енергетичні ресурси, які класифікуються як теплові. Проходячи через вихлопні патрубки 17газотурбінних приводів 18 ГПА 10, вихлопні гази проходять через встановлені у вихлопних патрубках теплообмінники-утилізатори тепла 15 і нагрівають робоче тіло (нормальний пентан або ізопентан), циркулююче в контурі пристрою утилізації вторинних енергетичних ресурсів 14. Робоче тіло (нормальний пентан або ізопентан) при нагріві перетворюється на парову форму і по трубопроводах 19 і 23 надходить на вхід теплоутилізаційної турбіни 20 з конденсатором 24. Розширюючись в теплоутилізаційній турбіні 20 пар приводить її в обертання і тим самим приводить в обертання електрогенератор 21, що виробляє електроенергію. Електроенергія, що виробляється, по електрокабелях 6 надходить через вузол під'єднування 8 в зовнішню високовольтну електричну мережу 7. Після спрацьовування в теплоутилізаційної турбіні 20 робоче тіло (нормальний пентан або ізопентан) надходить в конденсатор 24, де відбувається його зворотне перетворення (конденсація) в рідинну форму і робоче тіло по трубопроводам 16 і 22 знов надходить на вхід теплообмінника-утилізатора тепла 15, встановленого у вихлопних патрубках 17 газотурбінних приводів 18 ГПА 10. Робочий тиск природного газу, витратою Q з лінійної частини (газопроводу) 1 МГ, перш ніж попасти по трубопроводах відбору 3 зі встановленими на них газорозподільними станціями (ГРС) 4 до споживачів 5 повинен бути знижений (здросельований) приблизно з 0,5 МПа до приблизно ОД 4 МПа, тобто в 3-4 рази. З цією метою природний газ через трубопровід відбору 3 надходить спочатку в пристрій підігрівання газу 25. Це викликано тією обставиною, що при такому рівні пониження (дроселювання) природного газу його температура знижується на 40-50 3 UA 79892 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 градусів. По технічних вимогах температура газу в трубопроводі відбору газу 3 має бути вище мінус 5 градусів Цельсія. Потім по трубопроводу 26 зі встановленою на ньому запірнорегулюючою арматурою 28 (відключаюча засувка, стопорний (СК) і дозуючий клапани (ДК) умовно не показані) природний газ надходить з пристрою підігрівання газу 25 (теплообмінного апарату) в турбодетандер 29. У турбодетандері 29 природний газ, розширюючись до необхідного тиску, здійснює механічну роботу, направлену на обертання електрогенератора 21. Після розширення в турбодетандері 29 природний газ через відвідний трубопровід 27 і запірно-регулюючу арматуру 28 (відключаючу засувку) надходить в трубопровід відбору газу 3 і далі до споживачів газу 5. Турбодетандер 29 є пристроєм утилізації вторинних енергетичних ресурсів (перепаду тиску). Вироблена електрогенератором електроенергія за допомогою електрокабеля 6 надходить через вузол поєднування 8 в зовнішню високовольтну електричну мережу 7. В разі аварійної зупинки турбодетандера 29 або електрогенератора 21 природний газ за допомогою запірно-регулюючої арматури з пристрою підігрівання газу 25 (теплообмінного апарату) прямує безпосередньо в блок дроселювання 30 газорозподільній станції (ГРС) 4 і далі до споживачів газу 5. Окрім цього, природний газ по підвідних трубопроводах 12 "паливного" газу з МГ 1 підводиться до окремо розташованого газотурбінного приводу 18, який обертає електрогенератор 21, що виробляє електроенергію. Електроенергія, що виробляється, по електрокабелях 6 надходить в зовнішню високовольтну електричну мережу 7. У цьому газотурбінному приводі, як і інших газотурбінних приводах згорілий газ у формі вихлопних газів прямує у вихлопні патрубки 17 газотурбінного приводу 18 для викиду в атмосферу. Проходячи через вихлопні патрубки 17 газотурбінного приводу 18, вихлопні гази проходять через встановлені у вихлопних патрубках теплообмінники-утилізатори тепла 15 і нагрівають робоче тіло (нормальний пентан або ізопентан), який надходить на вхід теплоутилізаційної турбіни 20 з конденсатором 24, спільно з робочим тілом від інших теплообмінників-утилізаторів тепла 15. Таким чином, МГ, замість крупного споживача електроенергії, стає крупним виробником електроенергії. На МГ Україні працює більше 70 КС сумарною потужністю близько 11 ГВт. За допомогою технічного рішення, описаного в корисній моделі можна отримати до (25-40 % від 11 ГВт) додаткових потужностей по виробленню електроенергії. 11*(25-40)% = 2,75-4,4 ГВт потужностей щороку можуть виробити по 20-36 млрд. кВт-годин електроенергії. При продажі такої кількості електроенергії українським споживачам власник МГ, наприклад, НАК "Нафтогаз" може щорік отримувати до 8-14,4 млрд. крб. ($ 1-1,8 млрд.), що окупатиме біля половини щорічних витрат на транспорт газу. Пропонований МГ може працювати в декількох варіантах виконання і режимах роботи. А) Звичайний режим, коли разом з транспортом і постачанням газу споживачам регулярно також постачається електроенергія, що виробляється, від електрогенераторів, що приводяться в обертання теплоутилізаційними турбінами і від електрогенераторів, що приводяться в обертання турбодетандерами. Б) Піковий режим роботи для покриття "пікових" навантажень в зовнішній електросистемі. При настанні часу "пікового" навантаження електрогенератори з газотурбінними приводами приводяться в стан "гарячого" резерву, з якого вони запускаються протягом не більше п'яти хвилин для покриття "пікових" навантажень в зовнішній електросистемі. Пропоноване технічне рішення в порівнянні з тими, що існують, має наступні переваги: - зменшується собівартість транспортування газу по МГ; - збільшується надійність електропостачання МГ; розширюються технологічні можливості МГ, окрім постачань споживачам природного газу, забезпечуються, як регулярні, так і "пікові" постачання споживачам електроенергії. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 50 55 60 1. Магістральний газопровід, що містить лінійну частину з розташованими по ходу транспорту газу компресорними станціями, що включають газоперекачуючі агрегати з газотурбінним приводом відцентрових нагнітачів і трубопроводи, а також трубопроводи відбору газу зі встановленими на них газорозподільними станціями, що включають пристрої, що дроселюють газ, який відрізняється тим, що компресорні і газорозподільні станції додатково забезпечені електрогенераторами, пов'язаними із зовнішньою високовольтною електричною мережею і пристроями утилізації вторинних енергетичних ресурсів, що містять турбоприводи і теплообмінники-утилізатори тепла. 2. Магістральний газопровід за п. 1, який відрізняється тим, що як турбоприводи електрогенераторів, встановлених на компресорних станціях, використовують теплоутилізаційні 4 UA 79892 U 5 10 15 20 турбіни з конденсаторами, підключені до виходів теплообмінників-утилізаторів тепла пристроїв утилізації вторинних енергетичних ресурсів, а входи теплообмінників-утилізаторів тепла пристроїв утилізації вторинних енергетичних ресурсів підключені до вихлопних патрубків газотурбінних приводів кожного окремого газоперекачуючого агрегату, а як робоче тіло використовують нормальний пентан або ізопентан. 3. Магістральний газопровід за п. 1, який відрізняється тим, що як турбоприводи електрогенераторів, встановлених на компресорних станціях, використовують теплоутилізаційні турбіни з конденсаторами, при цьому виходи, принаймні двох теплообмінників-утилізаторорів тепла пристроїв утилізації вторинних енергетичних ресурсів газотурбінних приводів газоперекачуючих агрегатів сполучені з входом однієї теплоутилізаційної турбіни з конденсатором пристрою утилізації тепла вихлопних газів, а вихід теплоутилізаційної турбіни сполучений з входами теплообмінників-утилізаторів тепла пристроїв утилізації вторинних енергетичних ресурсів. 4. Магістральний газопровід за п. 1, який відрізняється тим, що принаймні один електрогенератор, підключений до зовнішніх електричних мереж, забезпечений газотурбінним приводом з пристроєм утилізації вторинних енергетичних ресурсів і теплообмінникомутілізатором тепла. 5. Магістральний газопровід за п. 1, який відрізняється тим, що на газорозподільних станціях як пристрої утилізації вторинних енергетичних ресурсів використовують турбодетандери, вхід яких підключений до трубопроводу відбору газу між перед пристроєм дроселювання, а вихід підключений до трубопроводу відбору газу після пристрою дроселювання. Комп’ютерна верстка І. Скворцова Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 5