RU117510U1

RU117510U1 - GAS PUMPING STATION

Info

Publication number: RU117510U1
Application number: RU2011116588/06U
Authority: RU
Inventors: Борис Хаимович Перельштейн; Борис Александрович Кесель
Original assignee: Открытое акционерное общество Конструкторско-производственное предприятие "Авиамотор"
Priority date: 2011-04-26
Filing date: 2011-04-26
Publication date: 2012-06-27

Abstract

Газоперекачивающая станция, включающая ряд блоков, каждый из которых содержит работающий и резервный газоперекачивающие агрегаты, содержащие газотурбинные установки, связанные каждая по валу со своим газовым компрессором, а по выхлопам горячего газа соединенные магистралью с котлом-утилизатором, включающим камеру сгорания и паровую турбину, отличающаяся тем, что в каждый блок введен третий газовый компрессор, при этом паровая турбина котла-утилизатора каждого блока соединена по валу с каждым третьим газовым компрессором. Gas pumping station, including a number of blocks, each of which contains a working and standby gas pumping units, containing gas turbine units, each connected along the shaft with its own gas compressor, and through hot gas outlets connected by a line with a waste heat boiler, including a combustion chamber and a steam turbine, which is different the fact that a third gas compressor is introduced into each block, and the steam turbine of the waste heat boiler of each block is connected along the shaft to every third gas compressor.

Description

Полезная модель относится к области энергетики и может быть использовано для газоперекачивающих станций (ГПС), включающих в себя газоперекачивающие агрегаты (ГПА) магистральных газопроводов.The utility model relates to the field of energy and can be used for gas pumping stations (GPS), which include gas pumping units (GPU) of main gas pipelines.

Известны ГПА состоящие из газотурбинных установок (ГТУ) и газовых (магистральных) компрессоров. Также ГПС содержат системы подвода воздуха, выхлопа горячего газа, а также включают в себя работающие и запасные силовые блоки. Сами ГТУ имеют, в большинстве случаев, кпд порядка 27-33%. Столь ограниченные кпд обусловлены тем, что одним из главных требований для приводов такого рода является надежность и высокий ресурс. Последнее связано с относительно невысокими температурами в камере сгорания ГТУ (1100-1250К), что, в основном, и определяет все остальные параметры цикла [Подробнее: http://www.informprom.ru/news_full.html?id=13383 «Доля импортных газоперекачивающих агрегатов в структуре закупок ОАО "Газпром" постепенно снижается»].Well-known gas turbines consisting of gas turbine units (GTU) and gas (main) compressors. GPS also contains air supply systems, hot gas exhaust systems, and also include working and spare power units. GTUs themselves have, in most cases, an efficiency of about 27-33%. Such limited efficiency is due to the fact that one of the main requirements for drives of this kind is reliability and high resource. The latter is associated with relatively low temperatures in the gas turbine combustion chamber (1100-1250K), which basically determines all the other parameters of the cycle [More: http://www.informprom.ru/news_full.html?id=13383 “Import share gas pumping units in the procurement structure of Gazprom are gradually decreasing ”].

Известны различные котлы-утилизаторы (КУ) тепла выхлопных газов за ГТУ, включая и для производства электричества. Так же известны котлы утилизаторы с дополнительным подогревом выхлопных газов за ГТУ с целью повышения мощности КУ [Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Изд-во МЭИ. 2002. 584 с.].There are various waste heat boilers (KU) for the heat of exhaust gases from gas turbines, including for the production of electricity. Waste heat boilers with additional heating of exhaust gases for gas turbine units are also known for the purpose of increasing the capacity of the gas boiler [Tsanev SV, Burov VD, Remezov AN Gas turbine and combined cycle plants of thermal power plants. M .: Publishing House MPEI. 2002. 584 p.].

Наиболее близким техническим решением к заявляемому по технической сущности является газоперекачивающая станция (ГПС), которая описана в http://engine.aviaport.ru/issues/21/page08.html. «Перспективный газотурбинный привод для ГПА компрессорных станций», включающий газотурбинные установки, соединенные по валу с газовыми компрессорами и соединенные по выхлопу горячего газа с котлами утилизаторами, включающими камеры сгорания и паровые турбины, паровые турбины приводят электрогенераторы.The closest technical solution to the claimed technical essence is a gas pumping station (GPS), which is described in http://engine.aviaport.ru/issues/21/page08.html. “A promising gas turbine drive for gas compressor stations”, including gas turbine units connected via a shaft to gas compressors and connected via hot gas exhaust to heat recovery boilers including combustion chambers and steam turbines, steam turbines drive electric generators.

Недостатком такого решения является то, что в большинстве случаев ГПС находятся вдали (сотни, иногда тысячи километров) от магистральных высоковольтных линий передач (тайга, пустынные малозаселенные районы и т.п.). Как правило, полученная энергия может быть использована только на собственные нужды, а получается, что ресурсы энергосбережения существенно превосходят ресурсы возможного собственного энергопотребления. В результате, большие потери расхода топлива, идущего на перекачку в ГПА существенно ведут к большим энергозатратам, а значит к снижению эффективности газоперекачивающей станции.The disadvantage of this solution is that in most cases the GPS are located far away (hundreds, sometimes thousands of kilometers) from high-voltage transmission lines (taiga, desert sparsely populated areas, etc.). As a rule, the energy received can be used only for one’s own needs, but it turns out that the energy saving resources significantly exceed the resources of possible own energy consumption. As a result, large losses in fuel consumption for pumping to the gas compressor unit significantly lead to large energy costs, and therefore to a decrease in the efficiency of the gas pumping station.

Решаемой задачей заявляемой полезной модели является повышение эффективности газоперекачивающей станции за счет снижения расхода топлива на газотурбинные установки с газовыми компрессорами при осуществлении перекачки газа на ГПС.The solved problem of the claimed utility model is to increase the efficiency of a gas pumping station by reducing fuel consumption for gas turbine units with gas compressors when pumping gas to a gas compressor station.

Технический результат, на достижение которого направлена предлагаемая схема устройства заключается в повышении эффективности газоперекачивающих станций.The technical result, the proposed scheme of the device is aimed at, is to increase the efficiency of gas pumping stations.

Технический результат достигается тем, что газоперекачивающая станция, включающая ряд блоков, каждый из которых содержит работающий и резервный газоперекачивающие агрегаты, содержащие газотурбинные установки, связанные каждая по валу со своим газовым компрессором, а по выхлопам горячего газа соединенные магистралью с котлом-утилизатором, включающим камеру сгорания и паровую турбину, в каждый блок введен третий газовый компрессор, при этом паровая турбина котла-утилизатора каждого блока соединена по валу с каждым третьим газовым компрессором.The technical result is achieved by the fact that the gas pumping station, including a number of units, each of which contains a working and backup gas pumping units, containing gas turbine units, each connected via a shaft with its own gas compressor, and connected via a hot gas exhaust to a heat recovery boiler including a chamber combustion and steam turbine, a third gas compressor is introduced into each unit, while the steam turbine of the recovery boiler of each unit is connected via a shaft to every third gas compressor essorom.

Для пояснения технической сущности рассмотрим фиг.1To clarify the technical nature, consider figure 1

На фиг.1 показана схема блока газоперекачивающей станции. Здесь: 1 - работающая ГТУ, 2 - газовый компрессор, 3 - магистраль выхлопа ГТУ, 4 - первый газовый шибер, 5 - второй газовый шибер для котла-утилизатора, 6 - камера сгорания, 7 - котел утилизатор (КУ), 8 - паровая турбина, 9 - третий газовый компрессор, 10 - конденсатор (сухая градильня), 11 - водяной насос, 12 - магистраль выхлопа котла утилизатора 7, 13 - выхлопная шахта, 14 - резервная (запасная) ГТУ, 15 - резервный (запасной) газовый компрессор, 16 - магистраль выхлопа резервной (запасной) ГТУ, 17 - третий газовый шибер для резервной (запасной) ГТУ, 18 - четвертый шибер, 19 - резервная (запасная) магистраль для горячего рабочего тела.Figure 1 shows a block diagram of a gas pumping station. Here: 1 - a working gas turbine, 2 - a gas compressor, 3 - a gas exhaust pipe, 4 - a first gas damper, 5 - a second gas damper for a recovery boiler, 6 - a combustion chamber, 7 - a waste heat boiler (KU), 8 - steam turbine, 9 - third gas compressor, 10 - condenser (dry grading), 11 - water pump, 12 - exhaust pipe from the boiler utilizer 7, 13 - exhaust shaft, 14 - reserve (spare) gas turbine, 15 - reserve (reserve) gas compressor , 16 - exhaust pipe of the reserve (spare) gas turbine, 17 - the third gas gate for the reserve (reserve) gas turbine, 18 - the fourth gate, 19 - res First (spare) line for a hot working fluid.

Работа системы. Наружный воздух поступает на работающую ГТУ 1, которая приводит компрессор 2. Выхлопные газы от ГТУ 1 по магистрали 3 поступают через шибер 4 и шибер 5 на камеру сгорания - 6, котел утилизатор 7 и паровую турбину 8, которая приводит третий газовый компрессор 9. Шибера 17 и 18 закрыты. Котел утилизатор 7 также содержит конденсатор (сухую градильню)10. Система содержит также и конденсатный насос 11. Выхлопные газы после котла утилизатора 7 по магистрали 12 поступают на выхлопную шахту 13.System operation. Outside air enters the running gas turbine 1, which drives the compressor 2. The exhaust gases from gas turbine 1 pass through a pipe 3 through a gate 4 and a gate 5 to a combustion chamber 6, a waste heat boiler 7 and a steam turbine 8, which drives a third gas compressor 9. 17 and 18 are closed. The waste heat boiler 7 also contains a condenser (dry gravel) 10. The system also contains a condensate pump 11. The exhaust gases after the waste heat boiler 7 are supplied to the exhaust shaft 13 via line 12.

При остановке ГТУ 1, например, при ее ремонте, происходит включение ГТУ 14 для привода компрессора 15. При этом выхлопные газы по магистрали 16 через шибера 17 и 5 поступают через камеру сгорания 6 на котел утилизатор (КУ) 7. При этом шибер 4 и 18 закрыты.When the gas turbine 1 stops, for example, during its repair, the gas turbine 14 is turned on to drive the compressor 15. In this case, the exhaust gases through line 16 through the gate 17 and 5 pass through the combustion chamber 6 to the boiler utilizer (KU) 7. In this case, the gate 4 and 18 are closed.

При ремонте КУ 7 шибер 5 закрыт, работают ГТУ 1 и ГТУ 14. Шибера 4, 17 и 18 открыты. Если вся система будет находиться в неотапливаемом помещении, то при аварийной ситуации предусмотрена магистраль 18 для откачки всей сетевой воды из КУ или, в иных случаях, ее горячую прокачку с автономным нагревом. При использовании, например, пентана, замерзание рабочего тела исключено (температура плавления пентана минус 130°С). Не исключается использование и иных рабочих тел.During the repair of KU 7, gate 5 is closed, GTU 1 and GTU 14 are working. Gate 4, 17 and 18 are open. If the entire system will be in an unheated room, then in an emergency, line 18 is provided for pumping all mains water from the KU or, in other cases, its hot pumping with autonomous heating. When using, for example, pentane, freezing of the working fluid is excluded (melting point of pentane minus 130 ° C). The use of other working bodies is not excluded.

При использование в качестве рабочего тела воды средняя температура перегретого пара ~450-550°С, давление пара перед паровой турбиной ~1,4 ~1,8 МПа, давление в конденсаторе ~0,01 МПа. При использовании иного рабочего тела, например, пентана параметры будут несколько отличаться, например давление конденсации будет близко к 0,12 МПа.When using water as a working fluid, the average temperature of superheated steam is ~ 450-550 ° С, the vapor pressure in front of the steam turbine is ~ 1.4 ~ 1.8 MPa, and the pressure in the condenser is ~ 0.01 MPa. When using a different working fluid, for example, pentane, the parameters will be slightly different, for example, the condensation pressure will be close to 0.12 MPa.

Кпд паротурбинного контура (отнесенное к полному теплосодержанию газа на входе в КУ) порядка ηку=0,4. Кпд интегральной системы (отнесенное к суммарным затратам топлива в ГТУ плюс затраты топлива в к. сгорания -6 КУ) порядка ηис=0,43. Приведенные данные рассчитаны при кпд исходной ГТУ ηгту=0,27. При более высоком кпд ГТУ конечные результаты будут более существенны и могут достигнуть кпд=0,5-0,55.The efficiency of the steam-turbine circuit (referred to the total heat content of the gas at the inlet of the KU) is of the order ηku = 0.4. The efficiency of the integrated system (referred to the total fuel costs in a gas turbine plus the fuel costs in a combustion unit of -6 KU) is of the order of ηis = 0.43. The data presented are calculated at the efficiency of the initial gas turbine ηtu = 0.27. With a higher efficiency of gas turbines, the final results will be more substantial and can reach an efficiency of 0.5-0.55.

Для оценки технико-экономических показателей, примем среднюю стоимость магистрального газа 100 долларов за 1000 нм³ или 133 доллара за тонну газа В среднем, для привода одного компрессора в сутки расходуется 100 тон газа (например двигатель НК 16-18 СТ), что в долларовом - суточном эквиваленте равно 13300 долларов/сутки. С учетом догрева выхлопных газов перед входом в КУ до 550 С (максимальный нагрев на 200 градусов) необходимо затратить в сутки еще 34500 кг газа. Всего для привода двух газовых компрессоров траты газа составят 134500 кг/сутки вместо 200000 кг/сутки (на двух приводах типа НК 16-18 СТ). Или, что тоже самое, экономия по газу составит (200000-134500)=65500 кг./сутки. В денежном эквиваленте этому соответствует сумма в 8711,5 долларов в сутки. Годовая экономия при работе двух компрессоров - 3,18 мил. долларов или 95,4 мил. рублей. Средняя окупаемость проекта - 2 года.To assess the technical and economic indicators, we will take the average cost of main gas to be $ 100 per 1000 nm ³ or $ 133 per ton of gas. On average, 100 tons of gas are consumed per drive of one compressor per day (for example, the NK 16-18 ST engine), which is in dollars - the daily equivalent is $ 13,300 / day. Taking into account the heating of exhaust gases before entering the KU up to 550 C (maximum heating at 200 degrees), it is necessary to spend another 34500 kg of gas per day. In total, for the drive of two gas compressors, gas waste will amount to 134500 kg / day instead of 200000 kg / day (on two drives of the NK 16-18 ST type). Or, which is the same thing, gas savings will be (200000-134500) = 65500 kg / day. In monetary terms, this corresponds to an amount of $ 8711.5 per day. Annual savings on two compressors is 3.18 mil. dollars or 95.4 mil. rubles. The average project payback period is 2 years.

С учетом того, что в настоящее время в эксплуатации находятся порядка 600 ГТУ типа НК 16-18 с кпд ниже 30% (300 находятся в эксплуатации, 300 в аварийном запасе). Модернизация может освободить порядка 200 двигателей с их последующей заменой на КУ. В последнем случае годовая экономия составит 200*3,18 млн.=600,36 млн. долларов. Модернизацию можно произвести в течение 3-5 лет.Taking into account the fact that about 600 gas turbines of the NK 16-18 type are currently in operation with an efficiency below 30% (300 are in operation, 300 are in emergency reserve). Modernization can free up about 200 engines with their subsequent replacement by KU. In the latter case, the annual savings will amount to 200 * 3.18 million = $ 600.36 million. Modernization can be done within 3-5 years.

При стоимости магистрального газа в экспортном варианте 250 долларов за 1000 нм, общая экономия может быть достигнута в размере ~1,5 миллиарда долларов.With the cost of trunk gas in the export version of $ 250 per 1000 nm, the total savings can be achieved in the amount of ~ 1.5 billion dollars.

Claims

A gas pumping station, including a number of units, each of which contains a working and reserve gas pumping units, containing gas turbine units, each connected via a shaft to its own gas compressor, and connected via a hot gas exhaust to a recovery boiler, including a combustion chamber and a steam turbine, the fact that a third gas compressor is introduced into each block, while the steam turbine of the recovery boiler of each block is connected via a shaft to every third gas compressor.