RU2467189C1

RU2467189C1 - Gas transfer station

Info

Publication number: RU2467189C1
Application number: RU2011115501/06A
Authority: RU
Inventors: Борис Хаимович Перельштейн (RU); Борис Хаимович Перельштейн; Борис Александрович Кесель (RU); Борис Александрович Кесель
Original assignee: Открытое акционерное общество Конструкторско-проектное предприятие "АВИАМОТОР"
Priority date: 2011-04-19
Filing date: 2011-04-19
Publication date: 2012-11-20

Abstract

FIELD: engines and pumps.

SUBSTANCE: invention relates to power engineering and may be used at gas compressor plant on gas main lines. Proposed station comprises several units each including operating and standby gas compressor unit. Said units comprises gas turbine plants with their shafts linked with gas compressor while gas exhaust lines are communicated with waste-heat boiler including afterburner chamber and steam turbine. Every unit incorporates extra third gas compressor while steam turbine of waste-heat boiler is linked with every third gas compressor.

EFFECT: higher efficiency.

1 dwg

Description

Изобретение относится к области энергетики и может быть использовано для газоперекачивающих станций (ГПС), включающих в себя газоперекачивающие агрегаты (ГПА) магистральных газопроводов.The invention relates to the field of energy and can be used for gas pumping stations (GPS), including 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 (1100-1250 К), 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»].GPUs are known, 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 (1100-1250 K), which basically determines all other parameters of the cycle [more: http://www.informprom.ru/news_full.html?id=13383 “The share of imported gas pumping units in Gazprom’s procurement structure is gradually decreasing ”].

Известны различные котлы-утилизаторы (КУ) тепла выхлопных газов за ГТУ, включая и для производства электричества. Также 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 exhaust gas heating for gas turbines are also known with the aim of increasing the capacity of KU [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, включающие камеры дожигания 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 a hot gas exhaust to recovery boilers, including afterburners 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 high energy costs, and therefore, to a decrease in the efficiency of the gas pumping station.

Решаемой задачей заявляемого изобретения 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 invention is to increase the efficiency of the gas pumping station by reducing fuel consumption in gas turbine plants with gas compressors when pumping gas to the GPS.

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 в газоперекачивающей станции, включающей 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 дожигания 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 in a gas pumping station, including a number of units, each of which contains a working and backup gas pumping units containing gas turbines, each connected by a shaft with its own gas compressor, and by hot gas exhaust connected by a main line to a recovery boiler, including a afterburner and a 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 by compressor.

Для пояснения технической сущности рассмотрим фиг.1.To 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, 8 - паровая турбина, 9 - газовый компрессор, 10 - конденсатор (сухая градильня), 11 - водяной насос, 12 - магистраль выхлопа от котла утилизатора, 13 - выхлопная шахта, 14 - запасная ГТУ, 15 - запасной газовый компрессор, 16 - магистраль выхлопа запасной ГТУ, 17 - третий газовый шибер для запасной ГТУ, 18 - четвертый шибер, 19 - 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, 8 - a steam turbine, 9 - a gas compressor, 10 - a condenser (dry cooler), 11 - a water pump, 12 - an exhaust line from the waste heat boiler, 13 - an exhaust shaft, 14 - a spare gas turbine, 15 - a spare gas compressor, 16 - an exhaust gas line, a spare gas turbine, 17 - the third gas gate for the spare gas turbine, 18 - the fourth gate, 19 - the spare line for the 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 газовый компрессор 9. Шиберы 17 и 18 закрыты. Котел-утилизатор также содержит конденсатор (сухую градильню) 10. Система содержит также и конденсатный насос 11. Выхлопные газы после КУ 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 that drives a gas compressor 9. 17 and 18 are closed. The recovery boiler also contains a condenser (dry cooler) 10. The system also contains a condensate pump 11. The exhaust gases after the KU are fed through line 12 to the exhaust shaft 13.

При остановке ГТУ 1, например при ее ремонте, происходит включение ГТУ 14 для привода компрессора 15. При этом выхлопные газы по магистрали 16 через шиберы 17 и 5 поступают через камеру сгорания 6 на КУ 7. При этом шиберы 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 valves 17 and 5 pass through the combustion chamber 6 to the compressor station 7. At the same time, the valves 4 and 18 are closed.

При ремонте КУ шибер 5 закрыт, работают ГТУ 1 и ГТУ 14. Шиберы 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 the control unit, gate 5 is closed; GTU 1 and GTU 14 are operating. 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 использовании 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 ° C, 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 η_КУ=0,4. Кпд интегральной системы (отнесенное к суммарным затратам топлива в ГТУ плюс затраты топлива в к. сгорания -6 КУ) порядка η_ис=0,43. Приведенные данные рассчитаны при кпд исходной ГТУ η_гту=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 of η _KU = 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 η _is = 0.43. The data presented are calculated at the efficiency of the initial gas turbine η _gtu = 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 т газа (например, двигатель ПК 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°С) 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 ПК 16-18 СТ). Или, что то же 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 млн долларов или 95,4 млн рублей. Средняя окупаемость проекта 2 года.To assess technical and economic indicators, we take the average cost of main gas of $ 100 per 1000 nm ³ or $ 133 per ton of gas. On average, 100 tons of gas are consumed to drive one compressor per day (for example, a 16-18 ST PC engine), which in dollar-daily terms is $ 13,300 / day. Taking into account the heating of exhaust gases before entering the KU up to 550 ° C (maximum heating at 200 ° C), 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 PK 16-18 ST type). Or, which is the same, 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 - $ 3.18 million or 95.4 million rubles. The average payback period of a project 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. При стоимости магистрального газа в экспортном варианте 250 долларов за 1000 нм³ общая экономия может быть достигнута в размере ~1,5 миллиарда долларов.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, annual savings will amount to 200 * 3.18 million = $ 600.36 million. Modernization can be done within 3-5 years. With the cost of main gas in the export version of $ 250 per 1000 nm ^3, 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 standby 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 an afterburner and a steam turbine, different 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.