Система подачи топливного газа

Экономичное, комплексное использование природных энергетических ресурсов является актуальной задачей современного общества. Добыча и использование природного газа как технологического, в качестве сырья или для производства тепла и электроэнергии, в качестве топливного, лежит в основе многих промышленных производственных процессов. Большинство процессов требуют сжатия технологических газов.

Природный газ в качестве топливного в химической промышленности используется при производстве аммиака и метанола, при производстве серной и азотной кислоты, при производстве пара в котлах различной производительности и исполнения.

При современных ценах на электроэнергию получать ее у себя на производстве стало выгодно, особенно в когенерационных установках с дополнительным получением пара с применением газовой турбины. Газовая турбина - тепловой двигатель с непрерывным действием, в которой энергия нагретого газа на лопатках (лопаточном агрегате) преобразуется в механическую работу. Принцип действия турбины: газ, с высокими показателями температуры и давления через сопловой агрегат транспортируется в область низкого давления. Попав на лопатки турбины, рабочий газ отдает им свою кинетическую энергию (крутящий момент лопаток), а лопатки передают крутящий момент на вал, создав, таким образом, механическую энергию. Газовые турбины входят в состав газотурбинных установок (ТЭЦ) и газотурбинных двигателей, подача топлива происходит из системы газоснабжения топливного газа при помощи дожимных топливных компрессоров.

Принцип применения когенерациии повышения энергоэффективности заключается в том, чтобы отвести тепло от рабочих частей турбины или рекуперировать (теплообменный процесс) тепло от выходящих газов, уходящих в атмосферу. Когенерация системы в газовых турбинах по производству тепловой энергии делят на: прямое использование отработавших газов, подогрев воды в котлах Buderus (для водоснабжения) и производство пара высокого или низкого давления. Когенерация позволяет значительно повысить КПД всей установки с 30% до 85%. В качестве высокоэффективной газовой турбины в современном энергоснабжении применяют микротурбины. Плюсами использования микротурбинных установок являются: встроенная возможность когенерации и тригенерации, полная автономность системы (без вмешательства человека), большой выбор используемого топлива (газ, билгаз, биодизель, пропан, ДТ, керосин), высокий КПД (85%), электроэнергия высокого качества и компактные размеры.

Технологическая схема когенерационной установки приведена на рисунке 1.

Установка содержит ГТУ 1, работающую на природном газе и соединенную с электрогенератором 2. К выхлопному патрубку 3 ГТУ крепится газоход, выполненный в виде тройника 4 приточного типа, в котором расположена регулирующая заслонка 5. Выходной фланец бокового отвода 6 тройника соединяется с блоком горелок 7 котла 8, а выходной фланец бокового отвода 9 соединяется с блоком сбросных окон 10, которые расположены в выходной зоне топочного пространства 11 котла 8. Регулирующая заслонка 5 тройника соединена с регулятором 12 расхода котельного топлива и датчиком кислорода 15 в продуктах сгорания. Продукты сгорания покидают топочное пространство 11, охлаждаются на трубных конвективных поверхностях 13 и через дымовую трубу 14 выбрасываются в атмосферу.

  Рисунок 1 Технологическая схема когенерационной установки

Установка работает следующим образом. За счет подачи и сжигания топлива в камере сгорания ГТУ 1 приводится в действие электрогенератор 2. Поступая в тройник 4, соединяющий выхлопной канал 3 ГТУ с топочным пространством 11 котла, выхлопные газы разделяются регулирующей заслонкой 5 на два потока. Один из них по каналу 6 подводится к блоку горелок 7 котельного топлива. Положение заслонки 5 обеспечивает такой расход выхлопных газов в канале 6, который необходим для сгорания природного газа в горелках 7 котла с оптимальным коэффициентом избытка воздуха 1,05…1,15. Это условие всегда выдерживается на частичных тепловых нагрузках котла, так как регулирующая заслонка 5, соединенная с регулятором 12 расхода котельного топлива, имеет регулирующую характеристику пропорционального типа. Второй поток с остатком выхлопных газов ГТУ по отводу 9 тройника 4 подводится к блоку сбросных окон 10 и попадает в выходную зону топочного пространства 11 котла, где смешивается с продуктами сгорания природного газа на горелках 7. Смесь выхлопных газов с продуктами сгорания образовывают так называемые уходящие газы котла, которые, проходя сквозь конвективные трубные поверхности 13, отдают свою теплоту сетевой воде, охлаждаются и выбрасываются в дымовую трубу 14.

Контроль экономичности (т.е. качества сгорания котельного топлива на горелках 7 в атмосфере выхлопных газов ГТУ) осуществляет датчик кислорода 15, расположенный в выходной зоне топочного пространства 11 перед блоком сбросных окон 10. Поскольку этот датчик связан с регулирующей заслонкой 5 тройника 4 газохода, положение последней корректируется в ту или иную сторону таким образом, чтобы получить минимальное содержание кислорода в продуктах сгорания топлива на горелках котла. Такая коррекция, которая может выполняться автоматически, нужна также при возможных изменениях содержания кислорода в выхлопных газах ГТУ или отклонениях состава природного газа. Все это способствует наиболее экономичному ведению процесса сжигания дополнительного топлива в топке котла.

Таким образом, все режимы частичной тепловой нагрузки котла отрабатываются автоматически в зависимости от положения регулятора 12 расхода котельного топлива.

Рассмотренная технологическая схема когенерационной установки позволяет осуществлять экономичную и надежную работу котельной соответственно сезонным (или суточным) графикам теплоснабжения.

Сооружение когенерационной установки на базе существующих котлов ПТВМ-30 предусматривает:
- установку ГТУ с электрогенератором;
- установку токоприемных устройств;
- системы КИП и А;
- реконструкцию котла ПТВМ, его подъем на высоту 3 м и монтаж системы газоходов;
- установку дожимающего газового компрессора для обеспечения требуемого давления природного газа перед камерой сгорания ГТУ;
- подвод природного газа от существующих газопроводов котельной;
- водоснабжение установки от существующих трубопроводов технической воды;
- маслоснабжение установки путем подвоза масла автотранспортом.

В системах топливного газа для транспортирования, разделения, осушки, сепарации, подачи в газовую турбину топливного газа используются компрессорные машины, как поршневые, так и винтовые. Однако при сжатии технологических газов необходимо учитывать их переменный компонентный состав, плотность, молекулярный вес, теплотворную способность, загрязнение механическими примесями, влагой, высококипящими углеводородами, серными и азотными соединениями и т.д.

Физические и химические характеристики технологических газов и особые условия эксплуатации учитываются в конструкции машин, разрабатываемых в ООО «МИКЭМ» концерна «Укрросметалл» и изготавливаемых в производственных подразделениях Концерна таких как НПАО ВНИИкомпрессормаш». При этом предусматривается возможность работы на загрязненных газах путем их очистки и применения компрессорных блоков с особой принудительной подачей масла насосом с очисткой сдвоенными фильтрами. Производительность компрессора регулируется для поддержания постоянного давления на входе и нагнетании, что облегчает пуск и работу на холостом ходу. Кроме того, конструкция предусматривает:
- сепарацию (подготовку) газа на входе и выходе компрессора;
- возможность работы при температуре окружающей среды и температуре всасываемого газа от минус 60° до +60°С;
- сжатие газа в одной ступени до 5,2 МПа при сохранении отношения давлений не более 22 при давлении на всасывании от минус 0,05 до 2 МПа;
- сжатие газа в одной или двух ступенях производительностью 120 нм3/мин;
- быструю регулировку производительности путем байпасирования в сочетании с перемещением золотника, пуск-стоп и частотный привод;
- сжатие газов плотностью от 0,5 до 3 кг/м3;
- унос масла в пределах 0,1 мг/м3;
- возможность продолжительного технического обслуживания без остановки компрессора, для чего предусмотрены сдвоенные фильтры маслосистемы, насосная и безнасосная системы смазки, дозаправка маслом системы во время работы, сдвоенный предохранительный клапан, оценка качества масла без остановки компрессора. 

Установки расположены в контейнерах с размерами 20, 30 и 40-футовых габаритов в разнообразном климатическом исполнении и категории размещения. Узлы и агрегаты скомпонованы на одной раме или нескольких рамах. Контейнеры оборудованы системами освещения, отопления, и приточно-вытяжной вентиляции, газопожарообнаружения и пожаротушения, местной или выносной системами автоматического управления.

Привод компрессора осуществляется от газопоршневого двигателя или от электродвигателя мощностью от 15 до 3000 кВт, напряжением питания 380, 660, 3000, 6000 или 10000 вольт.

Установки оборудованы разнообразными системами охлаждения-воздушной, жидкостной или комбинированной.

Местный или выносной пульт управления компрессорными машинами на основе микропроцессорной техники и компьютерных технологий дает возможность автомати-зированного и оперативного (ручного) управления и регулирования, а система контроля и автоматики с источниками бесперебойного питания надежно защищает компрессор и его системы при изменении параметров или аварийной ситуации.

В 2008 г. в Концерне разработаны ряды компрессорных машин для сжатия технологических газов под условным названием:
- агрегаты газовые винтовые (АГВ);
- установки газовые винтовые (УГВ);
- станции газовые винтовые (СГВ).

Компрессорные машины этих рядов изготовляются во взрывозащищенном исполнении и предназначены для эксплуатации в макроклиматических районах с умеренным (У), тропическим (Т), умеренно холодным (УХА) и холодным (ХЛ) климатом в условиях определяемых категориями размещения по ГОСТ 15150.

Агрегаты компрессорные АГВ предназначены для сжатия природного газа, попутного нефтяного газа последних ступеней горячей или вакуумной сепарации нефти, имеющего начальное давление 0,07 МПа до конечного давления 0,4...0,7 МПа и других не коррозионноактивных газов.

Агрегат АГВ состоит из следующих основных узлов:
- блок компрессорный;
- блок охлаждения масла;
- система автоматизированного управления;
- комплект ЗИП;
- концевой охладитель газа (опция по требованию).

Внешний вид одного из агрегатов ряда АГВ представлен на рис.2.

Компоновка узлов и агрегатов установки АГВ-50/0,7-7 У2 показана на рис. 3.

Рисунок 2 Компрессорный агрегат АГВ-50/0,7-7 У2

Рисунок 3 Компоновка узлов и агрегатов установки АГВ-50/0,7-7 У2

Установки компрессорные ряда УГВ предназначены для сжатия нефтяного газа последних ступеней сепарации нефти, факельного газа на нефтегазоперерабатывающих заводах, для транспортировки попутных нефтяных газов, сжатия и подачи топливного газа в турбину, сжатия других не коррозионноактивных газов.

Установка состоит из следующих основных узлов:
- блок компрессорный;
- блок охлаждения масла;
- концевой охладитель газа;
- система автоматизированного управления;
- комплект ЗИП.

Станция состоит из компрессорного блока, блока охлаждения масла, концевого охладителя газа, системы автоматизированного управления, контейнера и комплекта ЗИП.

Внешний вид установки ряда СГВ представлен на рис.4.

Рисунок 4 Компрессорная установка СГВ-315-20/1,5-25 У1

В ряде технологических процессов необходимо сжимать технологические газы, содержащие коррозионно-активные составляющие. При этом газы с таким составом не изменяют характеристики масла в винтовых компрессорах, однако разрушают узлы и трубопроводы при движении рабочей среды. Для таких условий эксплуатации в уста-новках АГВ, УГВ, СГВ предусмотренно применение коррозионно-стойких материалов для изготовления некоторых узлов и трубопроводов. Наряду с требованиями Заказчиков учтены условия производителей.

Компоновка узлов и агрегатов одной из установок ряда УГВ представлена на рис. 5.

Рисунок 5 Компоновка компрессорной установки УГВ-65/8-22 У2

Компрессорные станции типа СГВ имеют широкое применение для сжатия нефтяного газа последних ступеней сепарации нефти, факельного газа на нефте- и газо-перерабатывающих заводах, для транспортировки попутных нефтяных газов, для сбора и сжатия попутного нефтяного газа на нефтепромыслах, подачи топливного газа в турбину, а также для сжатия других газов.

На базе 45-тилетнего опыта создания компрессорных машин объемного типа для сжатия воздуха, активных и нейтральных газов, природного газа и различных технологических газов ООО «МИКЭМ» спроектировал и освоил на базе «НПАО ВНИИкомпрессормаш» изготовление ряда современных компрессорных установок для подачи топливного и других газов и их использование в химических процессах, а также эффективного использования технологических газов в энергосберегающих технологиях.

С более подробной информацией по теме ВЫ можете ознакомится в статье "Новая компрессорная техника для нефтегазовой и газоперерабатывающей промышленности", размещенной в журнале "Компрессорное и энергетическое машиностроение" №16 (2009) или перейдите по этой ссылке

KEM_16_2009.pdf