Gas distribution station upgrade main gas pipelines

Full Text

Газораспределительные станции (ГРС) являются ключевым производственным объектом в единой системе газоснабжения РФ. С помощью технологических операций, осуществляемых на ГРС, поддерживается заданное давление в газораспределительных сетях для бесперебойной подачи газа потребителям. С учетом растущих потребностей в энергоресурсах и экологической ответственности к газотранспортной системе предъявляются требования по повышению энергетической эффективности ГРС. Одним из основных направлений повышения энергетической эффективности является оптимизация работы существующего оборудования. Современные технологии позволяют модернизировать основное технологическое оборудование и системы его управления, что способствует снижению потребления энергии. Это направление отражено в энергетической стратегии России до 2030 года [1] в части реконструкции и модернизации основного оборудования газотранспортной системы.

На сегодняшний день основными технологическими операциями на ГРС являются очистка технологического газа, его редуцирование и поддержание заданного договорного давления для потребителя, учет переданного количества газа потребителю и его одоризация. Редуцирование природного газа в существующих регуляторах при больших перепадах давления сопровождается большими потерями потенциальной энергии. Эти потери, в свою очередь, приводят к неэффективному использованию ресурсов и увеличению затрат на эксплуатацию ГРС. Современные технологии позволяют с внедрением технических систем преобразовать избыток давления в электрическую энергию или механическую работу [2, 3]. Эти инновационные решения не только способствуют снижению энергозатрат, но и минимизируют негативное воздействие на окружающую среду, а в конечном итоге приводят к снижению стоимости конечного продукта для потребителей. Решение проблемы потерь энергии давления не только экономически оправдано, но и отвечает современным требованиям устойчивого развития и экологической безопасности.

Авторами статьи предлагается способ модернизации ГРС с использованием перепада давления для генерации электрической энергии и получения водорода в процессе гидролиза воды. Разработана принципиальная технологическая схема модернизации типовой ГРС с дополнительно установленным оборудованием. Перед блоком редуцирования газа устанавливается энергетическая газотурбодетандерная установка (ГТДУ) с электрогенератором. Отдельным блоком устанавливается протонообменная гидролизная установка (ПОГУ) для получения водорода через процесс гидролиза с блоком сепарации водорода H₂ и кислорода О₂. Водород используется для создания метано-водородной смеси после смешения с природным газом, поступающем к потребителю.

Принцип работы ПОГУ основан на использовании ионопроводящих мембран, которые позволяют эффективно разделять протоны и электроны, создавая необходимые условия для получения водорода. Деминерализованная вода подается в ионопроводящие мембраны, и под действием постоянного электрического тока на аноде происходит окисление молекул воды на кислородные молекулы и протоны. Протоны проходят через специальную мембрану и перемещаются к катоду, без пропускания электронов. На катоде протоны реагируют с электронами, создавая молекулы водорода. ПОГУ вырабатывает водород с давлением до 3 МПа. Выработанный водород смешивают с природным газом. Полученная метано-водородная смесь (МВС) подается потребителям.

Метано-водородная смесь представляет собой перспективное топливо, которое может значительно улучшить экологические характеристики по сравнению с традиционным природным газом. При сжигании природного газа выделяется углекислый газ, который является одним из основных факторов глобального потепления. Водород, содержащийся в МВС, при сгорании образует только водяные пары, что существенно уменьшает углеродный след. Важно отметить, что МВС обладает высоким энергетическим потенциалом и может быть использована в различных отраслях, включая транспорт, производство электроэнергии и отопление, и является универсальной, более экологически чистой альтернативой природному газу.

В Нижнем Новгороде на заводе компании ЭкоГазСистем серийно выпускаются генераторы водорода Proton OnSitc c протонообменной мембраной с малой производительностью – от 2 до 6 нм³/ч; промышленные генераторы водорода с производительностью от 10 до 30 нм³/ч и генераторы водорода сверхбольшой производительности – 250 или 500 нм³/ч. На стороне катода, где образуется водород, создается давление до 3мПа; такое давление достигается без использования насоса или дожимного компрессора. Кислород при этом никоим образом не может попасть в продукционный водород. Это гарантирует высочайшую чистоту водорода и повышает безопасность всего процесса [4].

Специалисты «Центротеха» (входит в топливную компанию «Росатома») изготовили опытный образец электролизной установки производительностью 50 нм³/ч [5]. Ранее в «Росатоме» была создана линейка электролизных установок производительностью от 5 до 40 нм³/ч. Оборудование работает на базе импортонезависимой технологии электролиза воды с применением уникальной анионопроводящей матрицы, с удельным энергопотреблением электролизной батареи не более 4 кВт∙ч на 1 нм³/ч производимого водорода.

Конструкцией предусмотрена возможность использования дополнительной системы осушки и очистки водорода для получения товарного продукта сверхвысокой чистоты, которая изготовлена в контейнерном исполнении со всем комплектом вспомогательного оборудования. Установка имеет конкурентные преимущества перед технологией электролиза на основе протонообменной мембраны, так как требования к степени очистки воды для электролиза существенно ниже. При этом электролизные элементы «Центротеха» имеют существенный потенциал для повышения эффективности, что позволит в дальнейшем создавать установки большей производительности в существующих компоновочных решениях.

С учетом достигнутых результатов перспективно электроснабжение гидролизных установок с получением водорода из воды за счет ЭГТДУ на газораспределительных станциях МГ. Авторами подана заявка на изобретение [6] способа работы гидролизной установки, энергоснабжение которой производится от энергетической газотурбодетандерной установки ГРС. Технологическая схема модернизированной ГРС представлена на рис. 1.

 

Рис. 1. Технологическая схема модернизированной ГРС с интегрированной в нее ЭГТДУ и ПОГУ: ПГ – природной газ, поступающий через бок подключения из МГ; БОПГ – блок очистки ПГ; БППГ – блок подогрева ПГ; БРПГ – блок редуцирования ПГ; БОдПГ – блок одоризации ПГ; ТД – турбодетандер (1 – первая ступень, 2 – вторая ступень), К – воздушный компрессор; Т – газовая энергетическая турбина; ЭГ – электрогенератор; БПТГ – блок подготовки топливного газа; R – регенератор; КС – камера сгорания; ЭП – блок собственных нужд ГРС и внешних потребителей; ПОГУ – протонообменная гидролизная установка: ЭВ – выпрямитель электрического тока, БВ – блок водоподготовки, ПОЭ – протономембранный электролизер, О₂ – блок сепарации О₂, H₂ – блок сепарации H₂; ТА – теплообменные подогреватели с промежуточным теплоносителем; - - - трубопровод теплоносителя, -·-·- трубопровод МВС

 

На ГРС устанавливают ЭГТДУ с электрогенератором и гидролизную установку, блок электроснабжения переменным током высокого напряжения для гидролизной установки, собственных нужд ГРС и внешних потребителей. Гидролизная установка содержит блок водоподготовки, протонообменный электролизер, блоки сепарации H₂ и кислорода О₂. Энергетическая газотурбодетандерная установка состоит из двухступенчатого турбодетандера, который является приводом воздушного компрессора ЭГТДУ, регенератора и газовой турбины, которая приводит электрогенератор, вырабатывающий переменный электрический ток. Топливом для ЭГТДУ является полученная метано-водородная смесь.

Природный газ (ПГ) высокого давления после блока очистки на ГРС подогревают в теплообменном аппарате (ТА) до 80–100 °С, расширяют в ступени I турбодетандера (ТД). Полученный в электролизере водород с давлением 3 МПа сепарируют и подают во вторую ступень турбодетандера с образованием метано-водородной смеси. МВС расширяют в турбодетандере до давления 1,5 МПа и основную часть подают в блок редуцирования газа ГРС для поддержания заданного договорного давления для потребителя, а меньшую часть – в блок подготовки топливного газа для ЭГТДУ.

Кислород с давлением 0,1 МПа подают из блока кислорода на вход в регенератор за компрессором ЭГТДУ. Теплоту выхлопных газов газовой турбины используют в регенераторе для подогрева воздуха за компрессором и далее в теплообменном аппарате для подогрева промежуточного теплоносителя.

Задачей работы являлось оценить энергетический потенциал регенеративной ЭГТДУ для получения водорода в ПОГУ. Используя типовые параметры природного газа современных магистральных газопроводов (Бавоненково – Ухта, «Сила Сибири» и др.), задались диапазоном изменения давления на входе в турбодетандер (с учетом гидравлических потерь) от 10 до 5 МПа. По производительности ГРС разделены на три группы: малой производительности при $Q_{ГРС}\le 50$ т.м³/час, средней производительности при $50\ge Q_{ГРС}\le 100$ т.м³/час, большой производительности при $Q_{ГРС}\ge 100$ т.м³/час.

Первая ступень турбодетандера: срабатывает перепад давления поступающего природного газа после блока очистки до уровня 2,8 МПа. Вторая ступень турбодетандера работает на МВС, поступающей после смесителя.

На основе системного теплофизического анализа оценен потенциал возможного получения дополнительной электрической мощности в ЭГТДУ (рис. 2).

Мощность, вырабатываемая первой и второй ступенями ТД, и температура на выходе из ступени определяются по зависимостям [7, 8] с учетом теплофизических свойств рабочего тела, кДж/кг:

$N_{Iст\left(IIст\right)}=G_{ПГ\left(МВС\right)}{L}_{ст}=G_{ПГ\left(МВС\right)}{с}_{{Р}_{ПГ\left(МВС\right)}}{Т}_{вхст}\left(1-{\pi }_{ст}^{-m_{ПГ\left(МВС\right)}}\right){\eta }_{ст}{\eta }_{М}$

${Т}_{ст}={Т}_{вхст}-\frac{L_{ст}}{{с}_{P_{ПГ\left(МВС\right)}}}, m_{ПГ\left(МВС\right)}=\frac{k_{ПГ\left(МВС\right)}-1}{k_{ПГ\left(МВС\right)}}$

где Т_{вх ст} – температура рабочего тела на входе в ступень ТД, К; η_ст – изоэнтропический КПД ступени ТД, ${\eta }_{ст}=0.9$; с_рПГ – изобарная удельная теплоемкость ПГ, $c_{pПГ}=2.204$ кДж/Ккг; k_ПГ – показатель адиабаты ПГ, $k_{ПГ}=1.31$; с_рМВС – изобарная удельная теплоемкость МВС, $c_{pМВС}=2.21$ кДж/Ккг; k_МВС – показатель адиабаты МВС, $k_{МВС}=1.3$; $G_{ПГ\left(МВС\right)}$ – расход рабочего тела по ступеням турбодетандера, кг/с; η_М – КПД механических потерь, ${\eta }_M=0.99$.

Природный газ перед расширением в ТД подогревают до температуры 80–100 °С, которая обеспечит отсутствие гидратообразования в трубопроводных коммуникациях после расширения в ТД и увеличит располагаемую мощность ТД. Мощность ТД рассчитывается, МВт:

$N_{ТД}=N_{стI}+N_{стII}$.

На графиках показано изменение мощности ТД (рис. 2, а) и количество производимого водорода за счет генерируемой энергии ТД (рис. 2, б) в зависимости от рабочего давления в современных МГ (11 МПа, 9,8 МПа, 7,5 МПа, 5,5 МПа) и производительности ГРС.

 

Рис. 2. Располагаемая мощность ТД и производительность водорода

 

Располагаемая мощность ТД прямо пропорционально расходу природного газа через ГРС и изменяется от 0,75 до 7,55 МВт. Получаемой минимальной электрической мощности ТД достаточно для электроснабжения ПОГУ производительностью водорода от 150 нм³/ч, и при максимальных параметрах ГРС можно получить более 2000 нм³/ч.

Пропускная способность ТД непостоянна и зависит от величины расхода рабочего тела. Поддержание постоянной мощности электрогенератора ЭГТДУ производится за счет регулирования расхода топливного газа в камеру сгорания.

Мощность, потребляемая компрессором, зависит от мощности турбодетандера:

$N_K=N_{TД}\cdot {\eta }_{М}$ и далее $L_K{G}_{вГТУ}=L_{ТД}\cdot G_{ПГ}\cdot {\eta }_{М}$ (1)

где G_вГТУ – расход воздуха через компрессор, кг/с; L_К – удельные работа сжатия в компрессоре, кДж/кг.

В соответствии с методикой, приведенной в [5, 6], удельная работа сжатия в компрессоре определяется по формуле, кДж/кг:

$L_{К}={с}_{Рв}\cdot {Т}_{ВхК}\cdot \left({\pi }_{к}^{m_{В}}-1\right)\cdot \frac{1}{{\eta }_{К}}$ и $m_{в}=\frac{k_{в}-1}{k_{в}}$ (2)

где η_К – изоэнтропический КПД компрессора; с_рВ – изобарная удельная теплоемкость воздуха, ${с}_{pВ}=1.01$ кДж/Ккг; k_в– показатель адиабаты воздуха, k_в =1,4.

Мощность, потребляемая компрессором, зависит от степени повышения давления π_К и расхода воздуха через компрессор G_вГТУ. Решая совместно уравнения 1, 2 и задавшись диапазоном изменения π_К от 2 до 14, рассчитываем расход воздуха для ЭГТДУ:

$\left({\pi }_{К}^{m_{в}}-1\right)G_{вГТУ}=\frac{N_{ТД}\cdot {\eta }_{К}}{{с}_{Рв}\cdot {Т}_{ВхК}}{\eta }_{М}$, $G_{вГТУ}=\frac{N_{ТД}\cdot {\eta }_{К}}{{с}_{Рв}\cdot {Т}_{ВхК}\left({\pi }_{К}^{m_{в}}-1\right)}{\eta }_{М}$ (3)

По результатам расчета на графике рис. 3 построена зависимость изменения расхода воздуха в ЭГТДУ. С уменьшением производительности ГРС и увеличением степени повышения давления в компрессоре расход воздуха снижается.

 

Рис. 3. Изменение расхода воздуха через компрессор в зависимости от степени повышения давления в компрессоре

 

Для ГРС малой и средней производительности при рабочем давлении в МГ от 7,5 МПа и ниже и с увеличением π_К ≥ 4 производительность компрессора составляет G_вГТУ ≤ 20 кг/с. Такой расход воздуха для современных газотурбинных установок сопровождается снижением КПД за счет негативного влияния увеличения относительного радиального зазора в лопаточном аппарате турбомашин.

В этом случае для ГРС малой и средней производительности более целесообразно подключение турбодетандерной установки напрямую к электрогенератору для выработки электроэнергии для ПОГУ. Полученной электроэнергии будет достаточно для уже имеющихся ПОГУ с производительностью от 30 до 500 нм³/ч [4]. Полученный водород можно использовать для создания метано-водородной смеси для подогревателей газа в блоке предотвращения гидратообразования и улучшить ее экологические показатели ГРС. В целях повышения энергетической эффективности ГРС малой производительности для использования ТД в качестве привода компрессора необходимо в тепловую схему ЭГТДУ включить одновальный газогенератор высокого давления. Данные схемы были подробно рассмотрены в работе [9].

При максимальных параметрах газотранспортной системы с давлением от 7,5 МПа и выше и с производительностью ГРС от 100 тм³/час расход воздуха через компрессор G_вГТУ ≥ 30 кг/с. Следовательно, необходимо оценить удельную работу турбины электрогенератора и эффективный КПД ЭГТДУ по зависимостям [5, 6] для схемы рис. 1.

Удельная работа турбины электрогенератора определяется:

$L_{Т}={с}_{{Р}_{г}}{Т}_{Г}\left(1-{\pi }_{Т}^{-m_{г}}\right){\eta }_{Т}$ (4)

$m_{г}=\frac{k_{г}-1}{k_{г}}$, ${\pi }_{Т}={\pi }_{К}\cdot {\sigma }_{гид}$;

эффективный КПД определяется:

${\eta }_{е}=\frac{L_{Т}}{Q_1}\cdot {\eta }_{KC}$ (5)

где Т_Г – температура газа перед турбиной, К; π_Т – степень понижения давления в турбине; σ_гид – гидравлические потери давления в тракте ГТУ; η_Т – изоэнтропический КПД турбины; с_рг – изобарная удельная теплоемкость газа, с_рг = 1,15 кДж/Ккг; k_г – показатель адиабаты газа, k_г =1,33; η_КС – коэффициент полноты сгорания топлива, η_КС = 0,99.

Удельная теплота, подводимая в цикле с топливом, рассчитана по зависимостям, кДж/кг:

$Q_1={с}_{P_{г}}{T}_{Г}\cdot {\nu }_{вхК-вхТ}-{с}_{P_{в}}{Т}_R\cdot {\nu }_{Вх-К};$ (6)

$T_R=r\left(T_T-T_K\right)+T_K$, ${\nu }_{вх-вхК}=1-q_{ут}-q_{охл}$, ${\nu }_{вхК-вхТ}=1-q_{ут}-q_{охл}+q_{топ}$,

где ${\nu }_{вх-вхК};{\nu }_{вхК-вхТ}$ – коэффициенты изменения массы рабочего тела на входе в камеру сгорания и в турбину; Т_К и Т_R – температуры рабочего тела на выходе из компрессора и из регенератора; $q_{ут};q_{охл};q_{топ}$ – относительные расходы рабочего тела на охлаждение и утечки топлива (задаются из опыта эксплуатации ГТУ).

Удельная работа турбины зависит от температуры в камере сгорания и степени повышения давления в компрессоре. Также будет увеличиваться и КПД установки. На рис. 4 построены графические зависимости удельной работы турбины электрогенератора (4) и КПД установки (5) для температуры перед турбиной Т_Г =1350 К и Т_Г=1550 К.

 

Рис. 4. Изменение параметров эффективности ЭГТДУ в зависимости от степени повышения давления в компрессоре π_К и температуры газа перед турбиной

 

Эффективность предложенной схемы очевидна, применение газотурбодетандерной установки позволит получить дополнительную электрическую мощность с КПД 65–70 % установки.

Электрическая мощность ЭГТДУ определяется по уравнению

$N_{Т}=G_{вГТУ}{\nu }_{вхК-вхТ}{L}_{Т}{\eta }_{М}=G_{вГТУ}{\nu }_{вхК-вхТ}{с}_{{Р}_{г}}{Т}_{Г}\left(1-{\pi }_{Т}^{-m_{г}}\right){\eta }_{Т}{\eta }_{М}$ (7)

и зависит от удельной работы турбины, от производительности компрессора G_вГТУ и степени повышения давления воздуха, а также от температуры рабочего тела перед турбиной, как это видно из уравнения (4).

Для степени повышения давления от 4 до 12 и расхода воздуха через компрессор от 20 до 42 кг/с и Т_Г=1550 К мощность ЭГТДУ составляет от 9 до 30 МВт с КПД от 60 до 72 %. Этой мощности будет достаточно для электроснабжения установок сверх большого производства водорода и дополнительного электроснабжения внешних потребителей. В гидролизных установках для получения 1 м³ водорода на сегодняшний день затрачивается в среднем 5,5 кВт/ч; следовательно, на ГРС большой производительности можно получить от 1,5 до 6 тыс. м³ водорода.

На современном этапе технического развития большие инвестиции направляются в создание опытно-промышленного производства электролизного оборудования для получения водорода с сокращением энергопотребления [5]. Это дает возможность использования гидролизных установок на ГРС для получения метано-водородной смеси. Теплотворная способность у метано-водородной смеси значительно выше, чем у природного газа, поэтому ее применение в качестве топливного газа в энергетических и теплоэнергетических установках потребителей позволит повысить их тепловую экономичность с уменьшением расходов потребляемого топлива и снизить негативные факторы, влияющие на окружающую среду.

Технический результат модернизации ГРС достигается за счет включения в типовую технологическую схему ГРС энергетической газотурбодетандерной и протонообменной гидролизной установок, что позволит получить с высоким КПД электроэнергию и метано-водородную смесь, подаваемую для потребителей. Разработанная схема модернизации ГРС способствует улучшению общей надежности и устойчивости газораспределительных систем в условиях современных вызовов энергетического рынка.

About the authors

Svetlana A. Gulina

Samara State Technical University

Author for correspondence.
Email: kr_oeg@mail.ru

(Ph.D. (Techn.)), Associate Professor, Dept. of Pipeline Trans

Russian Federation, 244, Molodogvardeyskaya str., Samara, 443100

Konstantin Y. Shabanov

Gazprom Transgaz Samara LLC

Email: K.Shabanov@samaratransgaz.gazprom.ru

Ph.D. (Techn.)

Russian Federation, 106, Novo-Sadovay str., Samara, 443068

Leonid P. Sheludko

Samara State Technical University

Email: chel_lp@mail.ru

Candidate of Engineering Science – associate professor of SSТU, 

Russian Federation, 244, Molodogvardeyskaya str., Samara, 443100

References

Supplementary files