Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Источники и виды вторичных энергоресурсов в системе газоснабжения. состояние вопроса. перспективы использования 11
1.1 Основы терминологии и классификации вторичных энергетических ресурсов и нетрадиционных и возобновляемых источников энергии 11
1.2 Использование нетрадиционных и возобновляемых источников энергии и вторичных энергетических ресурсов для повышения энергоэффективности 15
1.3 Источники и виды вторичных энергетических ресурсов в системе газоснабжения 17
Выводы по главе 1 20
ГЛАВА 2 Вторичные энергетические ресурсы избыточного давления транспортируемого природного газа .. 21
2.1 Источники вторичных энергетических ресурсов избыточного давления в системе газоснабжения 21
2.2 Методика расчета потенциалов вторичных энергетических ресурсов избыточного давления 27
2.3 Термодинамические основы процесса расширения газа в детандер-генераторных агрегатах 31
2.4 Подогрев газа в схемах с детандер-генераторными агрегатами 40
2.5 Оценка потенциала вторичных энергетических ресурсов избыточного давления транспортируемого газа 45
Выводы по главе 2 57
ГЛАВА 3 Тепловые вторичные энергетические ресурсы в системе газоснабжения 58
3.1 Источники тепловых вторичных энергетических ресурсов в системе газоснабжения и основные направления их использования 58
3.2 Тепловые вторичные энергетические ресурсы газотурбинных установок 61
3.3 Оценка экономии топливного газа при использовании тепловых вторичных энергетических ресурсов газотурбинных установок для выработки тепловой энергии 94
3.4 Тепловые вторичные энергетические ресурсы нагнетателей природного газа 103
3.5 Оценка экономии электроэнергии при утилизации тепловых вторичных энергетических ресурсов нагнетателей природного газа. 113
3.6 Сопоставление потенциалов тепловых вторичных энергетических ресурсов газотурбинных установок и нагнетателей природного газа 117
3.7 Сопоставление потенциалов вторичных энергетических ресурсов ЕСГ 121
Выводы по главе 3 122
ГЛАВА 4 Комплексная схема использования вторичных энергетических ресурсов на компрессорной станции 124
4.1 Энерготехнологический комплекс на базе детандер-генераторного агрегата на компрессорной станции 124
4.2 Исследование критериев изменения рабочих параметров газопровода 126
4.3 Расчет схемы энерготехнологического комплекса на базе детандер-генераторного агрегата 132
4.4 Экономическая эффективность энерготехнологического комплекса на базе детандер-генераторного агрегата на компрессорной станции 143
Выводы по главе 4 146
ГЛАВА 5 Схемы использования детандер-генераторных агрегатов на газораспределительных станциях с различными системами подогрева газа 147
5.1 Определение температуры на выходе из детандер-генераторного агрегата 147
5.2 Схема №1 «Схема использования детандер-генераторных агрегатов на газораспределительных станциях с подогревом газа обратной сетевой водой ТЭЦ» 150
5.3 Схема №2 «Схема использования детандер-генераторных агрегатов на газораспределительных станциях с подогревом газа оборотной водой ТЭЦ» 151
5.4 Схема № 3 «Схема использования детандер-генераторных агрегатов на газораспределительных станциях с получением электроэнергии и холода» 154
5.5 Анализ предлагаемых схем подогрева газа при утилизации избыточного давления транспортируемого газа на газораспределительных станциях в детандер-генераторных агрегатах 156
Выводы по главе 5 164
Основные выводы и рекомендации 165
Список использованной литературы 166
Приложение 1
- Использование нетрадиционных и возобновляемых источников энергии и вторичных энергетических ресурсов для повышения энергоэффективности
- Термодинамические основы процесса расширения газа в детандер-генераторных агрегатах
- Оценка экономии топливного газа при использовании тепловых вторичных энергетических ресурсов газотурбинных установок для выработки тепловой энергии
- Расчет схемы энерготехнологического комплекса на базе детандер-генераторного агрегата
Введение к работе
Актуальность работы
При росте мирового потребления первичной энергии Российская Федерация
занимает 3 место по объему потребления энергоресурсов после США и Китая.
Основными источниками энергии являются углеводороды, крупная
гидроэнергетика и ядерная энергетика. Доля использования газа в России составляет 55% от потребления первичной энергии. Потребление газа в России равно суммарному потреблению Германии, Франции, Италии, Японии, Китая и Индии. Россия ежегодно сжигает и перерабатывает 420 млрд. м3 газа.
В последнее время в РФ происходит все большее вовлечение в топливный баланс нетрадиционных и возобновляемых источников энергии (НВИЭ), несмотря на их низкие потенциалы, появляются проблемы с аккумуляцией.
По данным British Petroleum, доля мирового производства электроэнергии с
использованием возобновляемых источников энергии составила в 2014 г. 6%, а
использование возобновляемых источников энергии для производства
электроэнергии и в сфере транспорта в 2014 г. достигло 3% мирового потребления энергии. Использование энергии ветра возросло на 10,2%, солнечной энергии – на 38,2 %, производства биотоплива –на 7,4%. Китай показал самый большой прирост использования возобновляемых источников энергии в производстве электроэнергии (+ 15,1%).
Для повышения энергетической эффективности и сокращения вредного воздействия на окружающую среду Российской Федерацией принят ряд документов и международных соглашений. Основные из них – «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года», Федеральный закон «Об энергосбережении…», обязательства в рамках Киотского протокола и принятие «Парижского соглашения».
Основным источником поступления в атмосферу парниковых газов является традиционная энергетика. Замещение части традиционной энергетики возможно
не только НВИЭ, но и более полным использованием вторичных энергетических ресурсов (ВЭР) в магистральном транспорте газа.
На долю газотранспортной системы приходится около 85% основных производственных фондов ПАО «Газпром», на нужды транспорта расходуется около 70% от общего потребления газа ПАО «Газпром», а потенциал энергосбережения при транспортировке газа оценивается ПАО «Газпром» величиной порядка 85% от общей экономии топливно-энергетических ресурсов в отрасли. По количеству потребляемого топлива газовая промышленность в России занимает второе место после электроэнергетики.
Одно из направлений развития газовой промышленности в соответствии с «Энергетической стратегией России на период до 2030 г.» – развитие единой системы газоснабжения (ЕСГ) и ее расширение на восток РФ, причем энергосбережение и энергоэффективность являются одними из важнейших направлений.
На каждом действующем предприятии должен быть обеспечен учет всех образующихся ВЭР и возможных направлений их использования и способов утилизации. Этот учет производится при паспортизации объектов ПАО «Газпром». Энергетический паспорт, составленный по результатам обязательного для объектов газотранспортной системы энергетического обследования, должен содержать информацию об объеме используемых энергетических ресурсов и его изменении, потенциале энергосбережения и показателях энергетической эффективности.
Таким образом, актуальной задачей на сегодня является определение альтернативных приоритетов традиционной энергетике c использованием ВЭР газотранспортной системы. Для этого необходимо произвести оценку потенциалов ВЭР и определить наиболее эффективные направления их использования.
Целью работы является теоретическое обоснование и определение приоритетов во внедрении энергосберегающих технологий с использованием ВЭР в газотранспортной системе и выявление резервов экономии энергоресурсов.
Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи:
-
Обобщить методики расчета и оценки потенциалов основных видов ВЭР в системе газоснабжения и разработать расширенную форму энергетического паспорта для более полной оценки потенциалов энергосбережения в ЕСГ.
-
По предложенным методикам определить потенциалы ВЭР в ЕСГ и способы их утилизации.
-
Установить наиболее рациональные схемы использования детандер – генераторных агрегатов (ДГА) на газораспределительных станциях (ГРС).
-
Разработать эффективное техническое решение по преобразованию энергии избыточного давления газа в электрическую мощность с использованием ДГА.
Научная новизна:
-
Доказано, что использование выражений для идеального газа при определении работы ДГА приводит к погрешности в расчетах. Относительная погрешность расчета удельной технической работы ДГА при перепаде давлений с 7,5 до 1,2 МПа достигает 28%, с 4 до 1,2 МПа – 11%, с 1,2 до 0,6 МПа – 4%, с 1,2 до 0,3 МПа – 15% в интервале температур газа на входе от минус 10С до 160С.
-
С использованием метода асимптотических координат получена аналитическая зависимость для определения удельной фактической технической работы ДГА с учетом перепада давлений и температуры перед ДГА.
-
Теоретически обоснована возможность преобразования энергии избыточного давления топливного газа ГТУ в электрическую мощность для автономного электроснабжения компрессорной станции с использованием потока холодного газа после ДГА для охлаждения части транспортируемого газа после компримирования.
Практическая ценность работы. Полученные результаты исследований используются в учебном процессе и включены в программу дисциплин «Энергосбережение в теплоэнергетике и технологиях», «Тепломассообменное оборудование предприятий» при подготовке бакалавров по направлению «Промышленная теплоэнергетика» ФГБОУ ВО УГНТУ.
Схемы использования детандер - генераторных агрегатов в системе газоснабжения используются ООО «Ростнефтехим» при проведении технико-экономических обоснований утилизации вторичных энергетических ресурсов на компрессорных станциях (КС) и ГРС.
Методы исследований. При выполнении диссертационной работы использовались общенаучные теоретические и расчетные методы исследования (метод асимптотических координат, статистические методы исследования). Использованы основные методы термодинамического анализа и фактические эксплуатационные характеристики оборудования.
Защищаемые положения: результаты оценок потенциалов ВЭР в системе газоснабжения; зависимости потенциалов ВЭР избыточного давления от параметров работы станции понижения давления; схемы использования ДГА.
Апробация результатов работы. Основные положения и результаты диссертационной работы были представлены на 61, 62 -й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, г. Уфа, 2010, 2011 гг.; II, III, IV Международных научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Водоснабжение, водоотведение и системы защиты окружающей среды», г. Уфа, 2011 - 2013 гг.; Международной молодежной конференции «Энергетическое обследование как первый этап реализации концепции энергосбережения», г. Томск, 2012 г.; XVIII, XX Всероссийской научно-технических конференциях «Энергетика: Эффективность, надежность, безопасность», г. Томск, 2012, 2014 гг.; XVIII, XIX Международных научно-технических конференциях «Проблемы строительного комплекса России», г. Уфа, 2014, 2015 гг.; IX, X Международных учебно-научно-практических конференциях«Трубопроводный транспорт», г. Уфа, 2013, 2015 гг.; Международном конкурсе научных работ по приоритетным направлениям развития науки, технологий и техники в Российской Федерации, г. Москва, 2012 г.; конкурсе научных работ в области возобновляемых источников энергии и энергоэффективности для молодых ученых «Стипендия Bellona» в 2013/2014 учебном году, г. Санкт-Петербург, 2014 г.; X научно-технической конференции
молодых ученых и специалистов ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Уфа» на тему
«Совершенствование и повышение качества инженерно-технического
производства в газотранспортной системе», г. Уфа, 2014 г.
Публикации. Основной материал диссертации изложен в 18 публикациях, в том числе в 4 статьях в рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ.
Структура и объем работы. Диссертация изложена на 184 страницах
машинописного текста; состоит из введения, 5 глав, выводов, списка литературы
и приложений, включает 37 таблиц, 71 рисунок, 1 приложение,
библиографический список из 127 наименований.
Использование нетрадиционных и возобновляемых источников энергии и вторичных энергетических ресурсов для повышения энергоэффективности
Как видно, детандер включается параллельно дросселирующему устройству, заменяя его. Устройство содержит трубопровод высокого давления 3, трубопровод низкого давления 4, теплообменник подогрева газа 5, установленный по ходу подачи газа в детандер, детандер 1, генератор 2, а также теплообменник 7 для получения холода потребителем 8 [28].
Природный газ из газопровода с высоким давлением подается в теплообменник 5. Нагретый в теплообменнике 5 газ высокого давления подается в детандер 1, где за счет изменения энергии газа совершается работа: воздействуя при расширении на сопловые лопатки турбины, газ заставляет вращаться ее вал. Вал турбины связан с валом электрогенератора 2, чем и образуется детандер - генераторный агрегат (ДГА), в котором производится электроэнергия. После расширения в детандере, газ направляется в трубопровод низкого давления 4. Также возможно использование тепловой энергии различных температурных уровней в теплообменнике 7 [28].
При остановке комплекса нагрузка полностью переходит на традиционную ГРС 6 с редуцирующим клапаном. В иностранных публикациях также встречаются упоминания об использовании ДГА [117,118-120,125,126]. Известные схемы использования ДГА различаются способом подогрева газа, источниками теплоты для подогрева, получаемыми продуктами. Подогрев газа может осуществляться до [4, 60, 61, 69, 70,115,121-124] или после [64, 65, 67, 68] ДГА. В мире на сегодня функционирует более двухсот установок с ДГА [112,113,124]. В зависимости от схемы, при применении ДГА может вырабатываться только электроэнергия [60, 61, 63, 69, 70, 71, 73], либо помимо этого холод [64, 67, 68, 72] и сжиженный природный газ [66]. Существуют комбинированные установки ДГА и ГТУ [61, 62, 63].
В работах [61, 63] ДГА подключается параллельно дроссельному устройству, транспортируемый газ проходит последовательно теплообменник – регенератор, теплообменник – утилизатор и расширяется в ДГА. Мощность, отдаваемая потребителю, складывается из мощности, вырабатываемой ДГА, и мощности, вырабатываемой ГТУ. В схеме [62] газ перед ДГА подогревается в теплообменнике. Мощность, отпускаемая потребителю, складывается из мощности авиадвигателя и мощности ДГА.
Выбор конкретной схемы включения ДГА индивидуален и зависит от условий работы ГРС и ГРП.
Для применения в схемах утилизации избыточного давления газа могут использоваться поршневые, ротационные, винтовые и турбинные типы детандеров. Наиболее целесообразными для применения являются турбинные турбодетанде-ры, т. к. могут работать при больших расходах газа и перепадах давлений.
В настоящее время турбодетандеры производятся многими зарубежными и отечественными производителями.
Фирма АББ производит турбодетандер в едином герметичном кожухе с центростремительной турбиной и индукционном генератором на общем валу. Агрегат позволяет работать на широком диапазоне расхода газа и перепадах давления за счет направляющих аппаратов с поворотными лопастями и регуляторов скоростей перед каждым рабочим колесом турбины. Радиальные колеса турбины могут устанавливаться последовательно либо параллельно. Генератор и турбина находятся на одном валу в едином герметичном корпусе, заполненным метаном, что исключает образование взрывоопасных смесей с воздухом. Система Кипа позволяет производить автоматический пуск, контроль, защиту и удаленное управление установкой. Агрегаты фирмы АББ используются в Бельгии, Чехии, Венгрии, Словакии.
Еще одна зарубежная корпорация Ротофлоу (Лос-Анджелес, США) в 1963 г. выпустила турбодетандер, который изготавливается в США «Дженерал Электрик» и в Европе фирмой Атлас Копко с 1975 года для различных отраслей промышленности. В отличие от турбодетандера с электронным конвектором частоты фирмы АББ данный агрегат оснащен механическим редуктором, что делает его более дешевым.
Немецкая компания RMG выпускает турбодетандеры с турбинным колесом под заданные давление и расход газа мощностью 160-550 кВт. Технология магнитных подшипников обеспечивает долгий срок службы с износостойким вращением ротора, кроме того имеются аварийные шариковые подшипники. В состав установки входят синусоидальные фильтры, сглаживающие дроссели для повышения качества электроэнергии подаваемой в сеть.
В 1986 году в СССР ВНПО «Союзтурбогаз» был спроектирован первый турбодетандер УТДУ-2500, который в 1991 г установлен на ГРС №7 в г. Днепропетровск и используется до настоящего времени. В дальнейшем объединение бы 27 ло переименовано в ОАО «Турбогаз» (Украина). С 1991 г. по 2009 г. были внедрены установки на территории Украины: ГРС №7, 2,5 МВт; ГРС «Солоха», ГПУ «Полтавагаздобыча», 2,5 МВт; ГРС в г. Одесса, Запорожье, Северодонецк по 4 МВт и Беларуси: ТЭЦ-4, г. Минск, 5 МВт; ГРП №2, г. Новолукомль, 2,5 МВт; РУП «Гомельэнерго», 4 МВт.
Отечественная компания ООО «Криокор» изготовила турбодетандер аналогичный фирме Ротофлоу мощностью 5 МВт, который имеет ряд недостатков присущие также установкам ОАО «Турбогаз». Установка более громоздкая, экономичность работы на частичных нагрузках снижается и более сложная конструкция за счет водяной системы охлаждения электрогенератора и маслосистемы.
НТЦ «МТТ» (Россия) создал компактный агрегат МДГ-20, адаптированный для использования на ГРС в качестве автономного источника электроснабжения. В турбодетандере используется новый класс малорасходной, высокоэкономичной осевой турбины. Максимальная мощность установки 20 кВт.
Термодинамические основы процесса расширения газа в детандер-генераторных агрегатах
Из рисунка 2.6 следует, что для обеспечения нормируемой температуры на выходе из ГРС при больших перепадах давлений (7,5/1,2 МПа и 1,2/0,3 МПа) газ перед детандером следует подогревать до температуры 100-120 С, при незначительных перепадах давлений (4/1,2 МПа и 1,2/0,6 МПа) - до 40-80 С.
Так, например, для обеспечения температуры газа на выходе из ГРС на уровне 0 С, газ перед детандером необходимо подогреть при перепаде давлений 7,5/1,2 МПа до 120 С, 1,2/0,3 МПа - 100 С, 4/1,2 МПа - 76 С, 1,2/0,6 МПа - 42 С соответственно.
В целях экономии энергоресурсов и эксплуатации оборудования в области более низких температур с выработкой эквивалентного схеме подогрева газа перед детандером количества энергии необходим ступенчатый подогрев газа.
Оптимальное давление промподогревароппрт = РгРг [2]. При мзменении давлений с 7,5 МПа до 1,2 МПа перепад давленийсоставля-ет более чем в 4,5 раза. Для этого значения перепада давлений рассмотрим ступенчатое срабатывание давления с промежуточным подогревом газа между ступенями. Промежуточное давление при перепаде давлений 7,5/1,2 МПа составляет 3 МПа. На рисунке 2.7 представлено изменение температуры после ДГА от температуры перед ДГА в схемах с промежуточным подогревом. В расчетах принималось допущение, что подогрев в первой и второй ступени происходит до одного уровня. 50 40 30 20 10 0 -10 -20 -30 -40 і 30 50 70 100 110 120
Из рисунка 2.7 видно, что схемы со ступенчатым срабатыванием давления и с промежуточным подогревом позволяют получить аналогичную мощность ДГА при более низких температурах на входе в него.
Так, если в одноступенчатой схеме с перепадом давлений 7,5/1,2 МПа газ для обеспечения температуры на выходе 0.. -10 С, газ необходимо подогревать на входе до 110-120 С, то в двухступенчатой схеме его необходимо подогреть до 50-65 С.
Оценка потенциала вторичных энергетических ресурсов избыточного давления транспортируемого газа
Потенциал ВЭР избыточного давления прямо пропорционален энергетическому потенциалу энергоносителя, который определяется технической работой адиабатного расширения 1 кг газа. В первую очередь, техническая работа напрямую зависит от температуры на входе в детандер и располагаемого перепада давлений.
На рисунке 2.8 представлена зависимость удельной технической работы адиабатного расширения газа от температуры подогрева газа перед ДГА для одноступенчатых схем с различным перепадом давлений.
Из рисунка 2.8 видно, что при увеличении температуры подогрева увеличивается удельная техническая работа адиабатного расширения. Температуру перед ДГА следует принимать исходя из технико-экономических показателей в зависимости от схемы установки и требуемой температуры газа, отпускаемого потребителям.
Определим зависимость удельной технической работы ДГА для некоторых температур на входе при различных отношениях давлений.
Рассмотрены различные отношения давлений газа, близкие к тем, которые могут встречаться на ГРС (ГРП). Результаты расчетов удельной технической работы ДГА при различных температурах на входе в детандер в зависимости от отношений давлений приведены на рисунке 2.9.
Отношение давлений газа до и после ДГА Рисунок 2.9 - Зависимость удельной технической работы при различных температурах газа на входе в ДГА от отношения давлений газа на входе и выходе
Из рисунка 2.9 видно, что при увеличении отношения давлений до и после ДГА удельная техническая работа детандера увеличивается. Так, например, при снижении отношений давлений газа на входе и выходе с 6 до 3, т. е. при снижении давления на входе в детандер в 2 раза при неизменном давлении на выходе из него, мощность установки снижается в 1, 5 раза. Данная зависимость показывает, что при работе на режимах отличных от расчетных, связанных со снижением давления в газопроводах либо из-за сезонных колебаний потребления газа, изменится выработка электроэнегрии,. Удельная техническая работа является функцией отношения перепадов давлений, с другой стороны - напрямую зависит от температуры на входе в детандер Из рисунка 2.9 видно, что при различных температурах на входе группа данных представляют качественно сходные между собой зависимости. Для нахождения зависимости удельной технической работы детандера от перепада давлений и температуры на входе воспользуемся методом асимптотических координат [6].
Предположим, некоторая функция / зависит от двух параметров (pi/p2), tвх и представляет собой серию качественно сходных кривых в плоскости (pi/p2), tвх в зависимости от параметра tвх. В этом случае, сложную двумерную поверхность / = І ((pi/p2), tвх) возможно описать с помощью нескольких простых плоских кривых. Для этой цели используются специальные координаты, вид которых устанавливается путем изучения качественного поведения кривых в некоторых характерных предельных случаях (при (pi/p2)- (Pl/p2)mm и (pi/p2)- (Pl/p2)max), в связи с чем их можно назвать асимптотическими [6].
Оценка экономии топливного газа при использовании тепловых вторичных энергетических ресурсов газотурбинных установок для выработки тепловой энергии
В схеме предусмотрен предварительный подогрев газа перед камерой сгорания газотурбинной установки; получаемый дополнительно пар направляется в паровую турбину, которая соединена единым валом с нагнетателем либо генератором. Предусмотрен также подогрев теплоносителя уходящими дымовыми газами.
Установка работает следующим образом. Природный газ сжигают в камере сгорания 1 ГТУ, куда также поступает воздух из компрессора 3. Продукты сгорания, отработав в турбине 2, поступают в подогреватель топливного газа 5. Питательная вода из деаэратора 10 поступает в экономайзерную часть 11 котлаутилизатора 6, после нагрева в которой распределяется на три потока. Первый поток горячей воды направляют в бойлер 12, в котором подогревают сетевую воду, используемую для теплоснабжения и отопления КС и внешнего потребителя. Охлажденный поток возвращается в деаэратор 10. Второй поток питательной воды из экономайзера 11 поступает в испарительный контур высокого давления 13, в котором происходит процесс образования пара. Затем пар дополнительно догре-вается в пароперегревателе 14. Пар расширяется в паровой турбине 8 или 7, которая может служить для привода электрогенератора 15 или совместно с газовой турбиной 2 осуществлять привод нагнетателя природного газа 4. Пар, отработанный в паровой турбине 8 или 7, конденсируется в конденсаторе 16, конденсат из которого направляется в деаэратор 10. Третий поток питательной воды из экономайзера 11 поступает в испарительный контур низкого давления 17. Получаемый здесь пар может быть использован для увеличения мощности ГТУ путем подачи его в одну из ступеней ПТУ 8 или в область камеры сгорания 1 для впрыска. Возможно использование этого пара в двух направлениях одновременно. Все потери питательной воды в комплексной установке восполняются путем подачи химически очищенной воды, подготовленной в пункте химводоподготовки 9, в деаэратор 10. Вырабатываемая электроэнергия в генераторе 15 может быть использована для собственных нужд КС (санитарно-техническая вентиляция, циркуляционные насосы, градирня, уплотнительные насосы, система охлаждения транспортируемого газа - АВО, освещение), а также для нужд стороннего потребителя.
Для регулирования и выравнивания тепловых нагрузок котла-утилизатора, а также для резервирования системы теплоснабжения комплекса в случае остановки газотурбинной установки, в схеме предусмотрено подтопочное устройство 21, представляющее собой блок смесительных горелок с индивидуальными дутьевыми вентиляторами.
При наличии на КС или вблизи от нее тепличного хозяйства 20 за котлом-утилизатором устанавливается контактный экономайзер 18, использующий частично или полностью остаточную теплоту продуктов сгорания. Получаемая горячая вода в контактном экономайзере 18 используется для низкотемпературных отопительных контуров теплиц 20, а также для полива тепличных культур. Применение каталитического реактора 19 для очистки продуктов сгорания от окислов азота позволит использовать уходящие газы ГТУ в качестве углекислотного удобрения в теплицах 20. Нагретая контактным способом вода насыщена углекислотой и полив ею тепличных растений также будет способствовать увеличению урожайности.
Потери теплоты с уходящими газами являются источниками вторичных энергоресурсов. Для упрощения расчетов получены диаграммы для определения потенциала энергоносителя в зависимости от содержания CO2 в продуктах сгорания и разности температур уходящих газов и окружающего воздуха [83, 84, 104].
Весьма перспективным направлением является также создание теплично-овощных комбинатов (ТОК) на базе КС для утилизации теплоты уходящих газов. Разработано множество подобных схем использования тепловых ВЭР [105 - 107].
Помимо указанных направлений использования теплоты уходящих газов ГТУ их возможно утилизировать и в агропромышленном комплексе, например в сушильных установках, для нагрева воды в контактных экономайзерах, затем использовать СО2, содержащуюся в продуктах сгорания, в качестве углекислотной подкормки для повышения урожайности [55] в теплицах, а также для предотвращения порчи пищевых продуктов при хранении.
Расчет схемы энерготехнологического комплекса на базе детандер-генераторного агрегата
Возникает задача выбора оптимальной схемы при утилизации на ГРС избыточного давления транспортируемого газа и оборудования для подогрева транспортируемого газа без сжигания природного газа.
При включении в технологическую схему ГРС детандер-генераторных агрегатов необходим подогрев газа до или после них для поддержания температуры газа необходимой для отпуска потребителю 0 С.
При отсутствии подогрева газа перед детандером или при незначительном подогреве газа на выходе из агрегата газ с отрицательной температурой может использоваться для получения холода. Но, при подогреве газа перед детандером увеличивается его электрическая мощность, поэтому в случаях, когда не требуется получение холода или сооружение холодильника не представляется возможным целесообразнее производить подогрев газа перед детандером.
Теплообменные аппараты широко распространены как самостоятельное оборудование, так и в составе теплотехнических систем. Существует широкий спектр теплообменного оборудования по принципу действия, по направлению движения теплоносителей, по конструктивным признакам и по назначению [44].
Наиболее распространенными аппаратами в нефтегазовой промышленности являются кожухотрубчатые аппараты из – за простоты конструкции.
Аппараты типа «труба в трубе» предназначены для теплообмена между газами, жидкостями и парами. Рассчитаны на давление до 16 МПа и температуры от -60 С до 500 С, выпускаются площадью от 0,5 до 90 м2. Недостатком теплооб-менных аппаратов типа «труба в трубе» по сравнению с кожухотрубчатыми более высокий расход металла на единицу поверхности теплоотдачи.
Спиральные теплообменные аппараты выпускаются площадью от 15 до 60 м2 с условным давлением с условным давлением 0,6 МПа и температурой от -20 до 200 С. Кожухотрубчатые аппараты выпускают с условным давлением до 16 МПа с температурами от -60 С до 600 С площадью теплообмена от 1 до 5000 м2 Схема №1 «Схема использования детандер-генераторных агрегатов на газораспределительных станциях с подогревом газа обратной сетевой водой ТЭЦ»
График изменения температур теплоносителей в теплообменном аппарате, при использовании для подогрева природного газа в схеме с детандером, обратной сетевой воды ТЭЦ и принципиальная технологическая схема представлены на рисунках 5.2 - 5.3.
При использовании обратной сетевой воды ТЭЦ с температурой 70 С нагрев газа после детандера не требуется, т.к. при подогреве газа перед детандером до 50 С температура газа, поступающего к потребителю, составляет соответственно 10 С и 7 С при перепаде давлений 2,4/1,2 МПа и 1,2/0,6 МПа.
Схема №2 «Схема использования детандер-генераторных агрегатов на газораспределительных станциях с подогревом газа оборотной водой ТЭЦ»
При расположении ГРС в непосредственной близости к ТЭЦ для подогрева природного газа можно использовать оборотную воду с температурой 36 С. Сооружение промышленных холодильников в этом случае не требуется.
Температура оборотной воды составляет 36 С. Для обеспечения температуры газа в 0 С после его расширения в детандере необходимо перед детандером иметь более высокую температуру, чем 36 С.
Кроме того, при использовании оборотной воды необходимо использовать промежуточный теплоноситель для исключения риска обмерзания теплообменно-го оборудования и воды в трубопроводах. Поэтому предлагается подогрев газа осуществлять до и после детандера оборотной водой ТЭЦ с использованием промежуточного теплоносителя.
График изменения температур теплоносителей в теплообменном аппарате, при использовании для подогрева природного газа в схеме с детандером, оборотной воды ТЭЦ и принципиальная технологическая схема представлены на рисунках 5.4 - 5.6.
Оборотной водой ТЭЦ с температурой 36 С возможно подогреть природный газ перед детандером до температуры 26 С при этом температура на выходе из детандера составит соответственно -12 С и -15 С при перепадах давления 2,4/1,2 МПа и 1,2/0,6 МПа соответственно. Природный газ с такой температурой подавать к потребителям не допускается и поэтому требуется дополнительный подогрев газа после детандера до температуры 0 С.