RU142269U1 - GAS PUMPING STATION - Google Patents

Abstract

1. Газоперекачивающая станция, включающая ряд блоков, каждый из которых содержит работающий и резервный газоперекачивающий агрегаты, содержащие газотурбинные двигатели, связанные каждый по валу со своим газовым компрессором, а по выхлопам горячего газа соединенные магистралью с котлом-утилизатором, отличающаяся тем, что в каждый блок введены первый и второй асинхронные двигатели, первый и второй частотные преобразователи, автоматическая система регулирования и двухкаскадная паротурбинная установка с синхронным генератором, при этом газовые компрессоры со стороны, противоположной валу силовой турбины газотурбинного двигателя газоперекачивающего агрегата, кинематически связаны соответственно с первым и вторым асинхронными двигателями, силовые входы которых соединены с первым и вторым выходами коммутатора электрической нагрузки, вход которого соединен с выходом первого частотного преобразователя, первый вход которого подключен к первому выходу двухкаскадной паротурбинной установки, а второй соединен с выходом автоматической системы регулирования, вход которой подключен к второму выходу двухкаскадной паротурбинной установки, выход теплоносителя котла-утилизатора соединен с входом теплоносителя двухкаскадной паротурбинной установки, выход теплоносителя которой подключен к входу теплоносителя котла-утилизатора, при этом с первым выходом двухкаскадной паротурбинной установки также соединен второй частотный преобразователь, выход которого подключен к потребителям электрической энергии газокомпрессорной станции.2. Газоперекачивающая станция по п.1, отличающаяся тем, что котел-утилизатор вы1. A gas pumping station, including a number of units, each of which contains a working and standby gas pumping units containing gas turbine engines, each connected by a shaft to its own gas compressor, and connected to the exhaust gas boiler via hot gas exhaust, characterized in that each the unit introduced the first and second induction motors, the first and second frequency converters, an automatic control system and a two-stage steam turbine installation with a synchronous generator, while gas compressors from the side opposite to the shaft of the power turbine of the gas turbine engine of the gas pumping unit are kinematically connected respectively to the first and second asynchronous motors, the power inputs of which are connected to the first and second outputs of the electrical load switch, the input of which is connected to the output of the first frequency converter, the first input of which is connected to the first output of the two-stage steam turbine installation, and the second is connected to the output of the automatic control system, the input of which connected to the second output of the two-stage steam turbine installation, the heat carrier output of the recovery boiler is connected to the heat carrier input of the two-stage steam turbine, the heat carrier output of which is connected to the heat carrier input of the recovery boiler, and the second frequency converter is also connected to the first output of the two-stage steam turbine consumers of electric energy of a gas compressor station. 2. Gas pumping station according to claim 1, characterized in that the waste heat boiler

Description

Предлагаемая полезная модель относится к области энергетики и может быть использована для газокомпрессорных станций, включающих в себя газоперекачивающие агрегаты магистральных газопроводов. В связи с тем, что основным элементом газоперекачивающего агрегата является газотурбинный двигатель, предлагаемое решение, в частности, относится к газотурбинному оборудованию, предназначенному для привода газоперекачивающих агрегатов газокомпрессорных станций.The proposed utility model relates to the field of energy and can be used for gas compressor stations, which include gas pumping units of main gas pipelines. Due to the fact that the main element of the gas pumping unit is a gas turbine engine, the proposed solution, in particular, relates to gas turbine equipment designed to drive gas pumping units of gas compressor stations.

Повышение эффективности газокомпрессорных станций является важной государственной задачей, требующей существенной модернизации оборудования таких станций.Improving the efficiency of gas compressor stations is an important state task, requiring a significant modernization of the equipment of such stations.

Известен целый ряд технических решений, которые позволяют повысить эффективность использования газотурбинного двигателя газоперекачивающих агрегатов. Большинство этих решений объединяет использование в выхлопном тракте газотурбинного двигателя котлов-утилизаторов для производства водяного пара высокого давления, который в последующем направляется на паровую турбину. В свою очередь паровая турбина может использоваться для привода электрического генератора для электроснабжения газокомпрессорной станции [Патент РФ на полезную модель №61814, MПK: F04D 25/02, F17D 1/07 «Газоперекачивающая компрессорная станция для магистрального газопровода», патент РФ №2377427, МПК: F02С 6/18 «Способ утилизации тепла выхлопных газов газотурбинных приводов газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции и устройство для его осуществления»], либо для привода дополнительного газового компрессора, использование которого позволяет снизить себестоимость транспортировки газа [Патент РФ №2256118, МПК: F17D 1/07, F02C 6/18 «Энергетическая установка для компрессорной станции магистрального газопровода»].A number of technical solutions are known that make it possible to increase the efficiency of using a gas turbine engine of gas pumping units. Most of these solutions combine the use of waste heat boilers in the exhaust tract of a gas turbine engine for the production of high pressure water vapor, which is subsequently sent to a steam turbine. In turn, a steam turbine can be used to drive an electric generator to power a gas compressor station [RF Patent for Utility Model No. 61814, MPK: F04D 25/02, F17D 1/07 “Gas Pumping Compressor Station for the Main Gas Pipeline”, RF patent No. 2377427, IPC : F02С 6/18 “Method for heat recovery of exhaust gases of gas turbine drives of gas compressor units of a compressor station and a device for its implementation”], or to drive an additional gas compressor, the use of which allows izit gas transportation cost [RF patent №2256118, IPC: F17D 1/07, F02C 6/18 «Power plant for gas pipeline compressor station"].

Использование паровой турбины в качестве привода электрического генератора или привода газового компрессора является хорошо отработанным техническим решением. Однако, недостатком традиционной паровой технологии по патенту №2377427, ограничивающим ее использование газотранспортными компаниями, является высокотемпературный пар высокого давления и вода, которая, как известно, может замерзать при отрицательных температурах, например, при нахождении газоперекачивающего агрегата в состоянии холодного резерва. К недостаткам такого решения также относят необходимость в большой номенклатуре сложного в эксплуатации, дорогостоящего вспомогательного оборудования, обеспечивающего работу паровых котлов, а также наличия источника воды для постоянной подпитки системы.The use of a steam turbine as an electric generator drive or a gas compressor drive is a well-developed technical solution. However, the disadvantage of traditional steam technology according to patent No. 2377427, limiting its use by gas transportation companies, is high-temperature steam of high pressure and water, which, as you know, can freeze at low temperatures, for example, when the gas pumping unit is in a cold reserve state. The disadvantages of this solution also include the need for a large range of difficult to operate, expensive auxiliary equipment for the operation of steam boilers, as well as the availability of a water source for constant recharge of the system.

Не нашли практического применения на газокомпрессорных станциях решения, в которых предлагается использование дополнительного газового компрессора, где в качестве его привода используется паровая турбина. В этом случае требуется строительство отдельной газовой нитки, в которую он будет инсталлирован. В связи с тем, что производительность вновь устанавливаемого компрессора будет напрямую зависеть от режима работы основных компрессоров, приводимых с помощью газотурбинных двигателей, возникает проблема, связанная с возможностью независимого регулирования его производительности.We have not found practical application at gas compressor stations for solutions that propose the use of an additional gas compressor, where a steam turbine is used as its drive. In this case, the construction of a separate gas string is required in which it will be installed. Due to the fact that the performance of a newly installed compressor will directly depend on the operation mode of the main compressors driven by gas turbine engines, a problem arises with the possibility of independent control of its performance.

Применение паровой турбины в качестве привода электрического генератора обычно связано с трудностями, которые обусловлены особенностями газокомпрессорной станции как источника электроснабжения. Так, электрическая мощность, которая может быть получена от утилизации тепла выхлопных газов всех одновременно работающих ГПА обычно в 10…100 раз больше, чем требуется для обеспечения собственных нужд газокомпрессорной станции. Диапазон изменения электрической нагрузки при постоянной производительности газовых компрессоров находится в пределах от 10 до 100%.The use of a steam turbine as an electric generator drive is usually associated with difficulties due to the characteristics of the gas compressor station as an electric power source. So, the electric power that can be obtained from the heat recovery of the exhaust gases of all simultaneously operating gas compressor units is usually 10 ... 100 times more than is required to meet the own needs of a gas compressor station. The range of changes in electrical load with constant performance of gas compressors is in the range from 10 to 100%.

Кроме того, использование сетевыми компаниями избыточно вырабатываемой газоперекачивающими станциями энергии затруднено, что обусловлено российским законодательством, поскольку не установлен регламент подключения подобного электрогенерирующего оборудования к сети, сложен процесс согласования с сетевыми компаниями режима работы электрогенерирующего оборудования с экспортом избыточно вырабатываемой электроэнергии в сеть, а тарифы, по которым сетевая компания готова приобретать избыточную электрическую энергию экономически невыгодны.In addition, the use by grid companies of excessively generated gas pumping stations is difficult, due to Russian law, since there is no regulation for connecting such power generating equipment to the network, it is difficult to coordinate with the grid companies the operating mode of power generating equipment with the export of excess electricity generated into the network, and the tariffs by which the grid company is ready to acquire excess electricity fit.

Наиболее близкой к предлагаемому техническому решению является газоперекачивающая станция [Патент РФ №2467189, МПК: F02С 6/18 «Газоперекачивающая станция»], повышение эффективности которой достигается за счет снижения расхода топлива на газотурбинные установки с газовыми компрессорами при осуществлении перекачки газа. Эта газоперекачивающая станция выбрана за прототип. Газоперекачивающая станция по указанному патенту включает ряд блоков, каждый из которых содержит работающий и резервный газоперекачивающие агрегаты. Газоперекачивающие агрегаты содержат 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. Повышение эффективности газоперекачивающих станций в данном решении достигается за счет использования третьего газового компрессора, с которым соединена паровая турбина котла-утилизатора каждого блока. Однако, данному устройству также присущи недостатки аналогов, приведенных выше, а именно: требуется высокотемпературный водяной пар высокого давления, реконструкция существующей газотранспортной системы станции, дополнительное вспомогательное оборудование из-за использования воды и пара, сложность регулирования производительности вновь устанавливаемого компрессора. Все перечисленное ухудшает эксплуатационные характеристики газоперекачивающей станции.Closest to the proposed technical solution is a gas pumping station [RF Patent No. 2467189, IPC: F02C 6/18 “Gas pumping station”], the efficiency of which is achieved by reducing fuel consumption in gas turbine plants with gas compressors when pumping gas. This gas pumping station is selected as the prototype. The gas pumping station according to the specified patent includes a number of blocks, each of which contains a working and backup gas pumping units. Gas-pumping units contain gas-turbine units, each connected by a shaft with its own gas compressor, and by hot gas exhausts connected by a highway to a recovery boiler, including an afterburner and a steam turbine. Improving the efficiency of gas pumping stations in this solution is achieved through the use of a third gas compressor, to which a steam turbine of the recovery boiler of each unit is connected. However, this device also has the disadvantages of the analogs given above, namely: high-temperature high-pressure steam is required, reconstruction of the existing gas transmission system of the station, additional auxiliary equipment due to the use of water and steam, the difficulty of regulating the performance of a newly installed compressor. All of the above affects the performance of the gas pumping station.

Поставленная задача заключается в повышении эффективности газоперекачивающей станции при ее модернизации.The task is to increase the efficiency of the gas pumping station during its modernization.

Повышение эффективности газоперекачивающей станции достигается за счет технического результата, который заключается в улучшении эксплуатационных характеристик газоперекачивающей станции.Improving the efficiency of the gas pumping station is achieved due to the technical result, which consists in improving the operational characteristics of the gas pumping station.

Технический результат достигается тем, что в газоперекачивающую станцию, включающую ряд блоков, каждый из которых содержит работающий и резервный газоперекачивающий агрегаты, содержащие газотурбинные двигатели, связанные каждый по валу со своим газовым компрессором, а по выхлопам горячего газа соединенные магистралью с котлом-утилизатором, в каждый блок введены первый и второй асинхронные двигатели, первый и второй частотные преобразователи, автоматическая система регулирования и двухкаскадная паротурбинная установка с синхронным генератором, при этом газовые компрессоры со стороны, противоположной валу силовой турбины газотурбинного двигателя газоперекачивающего агрегата кинематически связаны с первым и вторым асинхронными двигателями соответственно, силовые входы которых соединены с первым и вторым выходами коммутатора электрической нагрузки, вход которого соединен с выходом первого частотного преобразователя, первый вход которого подключен к первому выходу двухкаскадной паротурбинной установки, а второй соединен с выходом автоматической системы регулирования, вход которой подключен к второму выходу двухкаскадной паротурбинной установки, выход теплоносителя котла-утилизатора соединен с входом теплоносителя двухкаскадной паротурбинной установки, выход теплоносителя которой подключен к входу теплоносителя котла-утилизатора. К первому выходу двухкаскадной паротурбинной установки также подключен второй частотный преобразователь, выход которого подключен к потребителям электрической энергии газокомпрессорной станции.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 standby gas pumping units containing gas turbine engines, each connected via a shaft to its own gas compressor, and connected via a hot gas exhaust to a waste heat boiler, to each unit introduced the first and second induction motors, the first and second frequency converters, an automatic control system and a two-stage steam turbine installation with synchronous the generator, while the gas compressors from the side opposite to the shaft of the power turbine of the gas turbine engine of the gas pumping unit are kinematically connected with the first and second asynchronous motors, respectively, the power inputs of which are connected to the first and second outputs of the electrical load switch, the input of which is connected to the output of the first frequency converter, the first the input of which is connected to the first output of a two-stage steam turbine installation, and the second is connected to the output of an automatic control system the input of which is connected to the second output of the two-stage steam-turbine installation, the heat carrier output of the recovery boiler is connected to the heat carrier input of the two-stage steam-turbine installation, the heat carrier output of which is connected to the heat carrier input of the recovery boiler. A second frequency converter is also connected to the first output of the two-stage steam turbine installation, the output of which is connected to the consumers of electric energy of the gas compressor station.

При этом котел-утилизатор выполнен термомасляным, а двухкаскадная паротурбинная установка выполнена в виде установки, работающей по органическому циклу Ренкина.At the same time, the waste heat boiler is made of thermal oil, and the two-stage steam turbine installation is made in the form of a unit operating according to the Rankine organic cycle.

В результате поиска по источникам патентной и научно-технической информации заявляемая совокупность признаков не была обнаружена, что позволяет считать данное техническое решение соответствующим критерию «новизна».As a result of a search by sources of patent and scientific and technical information, the claimed combination of features was not found, which allows us to consider this technical solution to meet the criterion of "novelty."

При введении отличительных признаков общая совокупность существенных признаков позволяет получить указанный технический результат. Введение двухкаскадной паротурбинной установки с синхронным генератором, подключенной через частотный преобразователь и коммутатор электрической нагрузки либо к асинхронному двигателю работающего газоперекачивающего агрегата, либо к асинхронному двигателю резервного газоперекачивающего агрегата, и соединение каждого асинхронного двигателя через промежуточный вал с газовым компрессором обеспечивает передачу дополнительного крутящего момента со стороны, противоположной валу силовой турбины газотурбинного двигателя. Использование цифровой системы автоматического регулирования, соединенной через частотный преобразователь и коммутатор электрической нагрузки с выбранным для работы асинхронным двигателем позволяет нагружать асинхронный двигатель так, что скорость вращения ротора синхронного генератора постоянно находится на заданном уровне, обеспечивая требуемую частоту генерируемого синхронным генератором напряжения без использования внешней электрической сети и собственной системы автоматического регулирования. Таким образом, указанная общая совокупность признаков, заявленных в независимом пункте формулы, существенно улучшает эксплуатационные характеристики газотурбинного оборудования и повышает эффективность газоперекачивающей станции..With the introduction of distinctive features, the total set of essential features allows you to get the specified technical result. The introduction of a two-stage steam turbine unit with a synchronous generator connected through a frequency converter and an electric load switch to either an asynchronous motor of a working gas pumping unit or to an asynchronous motor of a standby gas pumping unit, and the connection of each asynchronous motor through an intermediate shaft with a gas compressor provides the transmission of additional torque from the side opposite to the shaft of the power turbine of the gas turbine engine. The use of a digital automatic control system, connected through a frequency converter and an electric load commutator with an induction motor selected for operation, allows the induction motor to be loaded so that the rotor speed of the synchronous generator is constantly at a given level, providing the required frequency of the voltage generated by the synchronous generator without using an external electrical network and its own automatic control system. Thus, the specified total set of features declared in an independent claim, significantly improves the operational characteristics of gas turbine equipment and increases the efficiency of the gas pumping station.

Выполнение котла-утилизатора термомасляным в совокупности с двухкаскадной паротурбинной установкой, работающей по органическому циклу Ренкина усиливает технический результат за счет использования в качестве теплоносителя диатермического масла низкого давления и высокомолекулярных рабочих тел, не замерзающих при низких отрицательных температурах, не требующих в ходе эксплуатации постоянной подпитки и сложного вспомогательного оборудования, что также приводит к повышению эффективности газоперекачивающей станции.The implementation of the heat recovery boiler in combination with a two-stage steam turbine unit operating on the organic Rankine cycle enhances the technical result due to the use of low-pressure diathermic oil and high molecular weight working fluids that do not freeze at low negative temperatures and do not require constant replenishment during operation and complex auxiliary equipment, which also leads to increased efficiency of the gas pumping station.

Сущность технического решения поясняется чертежом.The essence of the technical solution is illustrated by the drawing.

На фиг.1 представлена блок-схема газоперекачивающей станции.Figure 1 presents a block diagram of a gas pumping station.

Устройство по фиг.1 содержит:The device of figure 1 contains:

1 - работающий газоперекачивающий агрегат (ГПА),1 - a working gas pumping unit (GPA),

2 - резервный газоперекачивающий агрегат (ГПА),2 - reserve gas pumping unit (GPA),

3, 4 - первый и второй газотурбинные двигатели (ГТД),3, 4 - the first and second gas turbine engines (GTE),

5, 6 - первый и второй газовые компрессоры (ГК),5, 6 - the first and second gas compressors (GK),

7 - котел-утилизатор (КУ),7 - waste heat boiler (KU),

8, 9 - первый и второй асинхронные электродвигатели (АД),8, 9 - the first and second asynchronous electric motors (HELL),

10 - коммутатор электрической нагрузки (КЭН),10 - switch electrical load (KEN),

11, 12 - первый и второй частотные преобразователи (ЧП),11, 12 - the first and second frequency converters (PE),

13 - двухкаскадную паротурбинную установку, (ДПТУ),13 - two-stage steam turbine installation, (DPTU),

14 - цифровую систему автоматического регулирования (ЦСАР).14 - digital automatic control system (CSAR).

В работающем газоперекачивающем агрегате ГПА1 газотурбинный двигатель ГТДЗ связан по валу с газовым компрессором ГК5, который со стороны, противоположной валу силовой турбины ГТД3, кинематически связан с первым асинхронным двигателем АД8, силовой вход которого соединен с первым выходом коммутатора электрической нагрузки КЭН10. Второй выход коммутатора электрической нагрузки КЭН10 подключен к силовому входу второго асинхронного двигателя АД9, выход которого кинематически связан с газовым компрессором ГК6 резервного газоперекачивающего агрегата ГПА2 со стороны, противоположной валу силовой турбины ГТД4. Выходы по выхлопному газу газотурбинных двигателей ГТД3 и ГТД4 соединены соответственно с первым и вторым входами котла-утилизатора КУ7. Выход теплоносителя котла-утилизатора КУ7 соединен с входом теплоносителя двухкаскадной паротурбинной установки ДПТУ13, выход теплоносителя которой подключен к входу теплоносителя котла-утилизатора КУ7. Вход коммутатора электрической нагрузки КЭН10 соединен с выходом первого частотного преобразователя ЧП11, первый вход которого подключен к первому выходу двухкаскадной паротурбинной установки ДПТУ13, являющимся силовым выходом синхронного генератора, а второй вход первого частотного преобразователя ЧП11 соединен с выходом цифровой схемы автоматического регулирования ЦСАР14. Вход ЦСАР14 подключен к второму выходу двухкаскадной паротурбинной установки ДПТУ13, являющимся выходом датчика скорости вращения ротора синхронного генератора (на фиг.1 не показан). Вход второго частотного преобразователя ЧП12 также подключен к первому выходу ДПТУ13. Выход второго частотного преобразователя ЧП12 соединен с потребителями электрической энергии газокомпрессорной станции.In a working gas compressor unit GPA1, the gas turbine engine GTDZ is connected via a shaft to a gas compressor GK5, which is kinematically connected to the first AD8 induction motor, the power input of which is connected to the first output of the KEN10 electric load switch, from the side opposite to the shaft of the gas turbine GTD3. The second output of the electric load switch KEN10 is connected to the power input of the second AD9 asynchronous motor, the output of which is kinematically connected to the gas compressor GK6 of the gas compressor unit GPA2 from the side opposite to the shaft of the turbine engine GTD4. The exhaust gas outputs of gas turbine engines GTD3 and GTD4 are connected respectively to the first and second inputs of the recovery boiler KU7. The coolant outlet of the KU7 recovery boiler is connected to the coolant inlet of the DPTU13 two-stage steam turbine unit, the coolant outlet of which is connected to the coolant inlet of the KU7 recovery boiler. The input of the electric load switch KEN10 is connected to the output of the first frequency converter ChP11, the first input of which is connected to the first output of the two-stage steam turbine unit ДПТУ13, which is the power output of the synchronous generator, and the second input of the first frequency converter ChP11 is connected to the output of the digital automatic control circuit ЦСАР14. The input ЦСАР14 is connected to the second output of the two-stage steam turbine plant ДПТУ13, which is the output of the rotor speed sensor of the synchronous generator rotor (not shown in Fig. 1). The input of the second frequency converter ChP12 is also connected to the first output DPTU13. The output of the second frequency converter ChP12 is connected to the consumers of electric energy of the gas compressor station.

В качестве асинхронных двигателей могут быть применены, например, электродвигатели типа 1ТА 2343-8BU01-Z или 1RN45604HE90-Z, реализующие высокоскоростной режим работы. Для передачи крутящего момента от ротора асинхронного двигателя к ротору газового компрессора, на валу газового компрессора со стороны, противоположной силовой турбине, установлена муфта (на фиг.1 не показана). Частотные преобразователи представляют собой устройство, которое может быть выполнено так, как это показано в [http://www.siemens-drives.ru/products/vysokovoltnye-preobrazovateli-chastoty/robicon-perfect-harmony/]. В качестве теплоносителя котла-утилизатора использовано высокотемпературное диатермическое масло. Двухкаскадная паротурбинная установка, работающая по циклу Ренкина, известна специалистам в области теплотехники. Цифровая система автоматического регулирования представляет собой контроллер с ПИД-регулятором.As induction motors, for example, electric motors of the type 1TA 2343-8BU01-Z or 1RN45604HE90-Z, which implement a high-speed operation mode, can be used. To transmit torque from the rotor of the induction motor to the rotor of the gas compressor, a coupling is installed on the shaft of the gas compressor from the side opposite to the power turbine (not shown in Fig. 1). Frequency converters are a device that can be made as shown in [http://www.siemens-drives.ru/products/vysokovoltnye-preobrazovateli-chastoty/robicon-perfect-harmony/]. A high-temperature diathermic oil was used as the heat carrier of the recovery boiler. The two-stage steam turbine unit operating according to the Rankine cycle is known to specialists in the field of heat engineering. The digital automatic control system is a controller with a PID controller.

Устройство по фиг.1 работает следующим образом.The device of figure 1 works as follows.

Наружный воздух поступает на вход в работающий ГПА1, ГПА2 в этом случае находится в холодном резерве. Выхлопные газы с температурой 370…450°С с выхода силовой турбины газотурбинного двигателя ГТД3 работающего ГПА1 поступают в термомасляный котел-утилизатор КУ7, нагревая теплоноситель (диатермическое масло), который циркулирует с помощью циркуляционных насосов (на фиг.1 не показаны) между котлом-утилизатором и двухкаскадной паротурбинной установкой ДПТУ13, в частности, установкой, работающей по органическому циклу Ренкина. В испарителях установки ДПТУ13 масло последовательно отдает свое тепло рабочему телу высокотемпературного и низкотемпературного каскадов данной установки, где происходит переход рабочего тела из жидкого состояния в парообразное, которое в полном объеме поступает на рабочие колеса турбин и приводит во вращение электрический синхронный генератор. Вырабатываемое синхронным генератором напряжение с частотой 50±2,5 Гц поступает на вход в частотные преобразователи ЧП11 и ЧП12. Частотный преобразователь ЧП11 осуществляет нагружение асинхронного электродвигателя АД8, который обеспечивает передачу дополнительного крутящего момента газовому компрессору ГК5 со стороны, противоположной силовой турбине ГТД3. Для обеспечения передачи дополнительного крутящего момента ротор газового компрессора ГК5 оснащается промежуточный валом с муфтой, аналогичной той, которая используется для передачи крутящего момента со стороны силовой турбины ГТД3.Outside air enters the entrance to the running GPA1, GPA2 in this case is in a cold reserve. Exhaust gases with a temperature of 370 ... 450 ° C from the output of the power turbine of the gas turbine engine GTD3 of the operating GPA1 enter the thermal oil recovery boiler KU7, heating the heat carrier (diathermic oil), which circulates using circulation pumps (not shown in figure 1) between the boiler utilizer and two-stage steam turbine plant DPTU13, in particular, a unit operating on the organic Rankine cycle. In the evaporators of the DPTU13 installation, the oil sequentially transfers its heat to the working fluid of the high-temperature and low-temperature cascades of this installation, where the working fluid passes from the liquid state to the vapor state, which fully enters the turbine impellers and drives the synchronous electric generator. The voltage generated by the synchronous generator with a frequency of 50 ± 2.5 Hz is input to the frequency converters ChP11 and ChP12. The frequency converter PP11 loads the AD8 induction motor, which provides the transmission of additional torque to the GK5 gas compressor from the side opposite to the GTD3 power turbine. To ensure the transmission of additional torque, the rotor of the GK5 gas compressor is equipped with an intermediate shaft with a coupling similar to that used to transmit torque from the side of the GTD3 power turbine.

Переключение газоперекачивающих агрегатов в рабочий или резервный режим осуществляется в коммутаторе электрической нагрузки оператором. Нагружение асинхронного электродвигателя АД8 (или АД9) выполняется таким образом, чтобы скорость вращения ротора ДПТУ13 находилась в пределах 1500±75 об/мин, обеспечивая тем самым требуемый диапазон частоты напряжения на входе в частотный преобразователь ЧП11. Для выполнения этой функции используется цифровая система автоматического регулирования ЦСАР14 с ПИД-регулятором, на вход которой поступает электрический сигнал со второго выхода установки ДПТУ13, на который поступают данные с датчика скорости вращения ротора синхронного генератора. Таким образом, обеспечивается поддержание требуемой скорости вращения вала ротора ДПТУ13 без использования внешней электрической сети и собственной системы автоматического регулирования, которая обеспечивает заданную скорость вращения вала ротора традиционным способом, например, за счет изменения расхода рабочего тела через колеса турбин. Асинхронный двигатель будет снижать величину крутящего момента стороны силовой турбины, обеспечивая увеличение ресурса газотурбинного двигателя ГПА за счет снизившейся нагрузки. Предлагаемое техническое решение будет гарантированно обеспечивать баланс между вырабатываемой и потребляемой мощностью, обеспечивая тем самым снижение себестоимости транспортировки газа и отказа от приобретения электрической энергии у электросетевой компании.Switching the gas pumping units to the operating or standby mode is carried out in the switchboard of the electric load by the operator. The loading of the asynchronous motor AD8 (or AD9) is performed in such a way that the rotation speed of the DPTU13 rotor is within 1500 ± 75 rpm, thereby providing the required voltage frequency range at the input to the frequency converter ChP11. To perform this function, a digital automatic control system ЦСАР14 with a PID controller is used, the input of which receives an electric signal from the second output of the DPTU13 unit, which receives data from the rotor speed sensor of the synchronous generator rotor. Thus, it is possible to maintain the required rotational speed of the rotor shaft DPTU13 without using an external electrical network and its own automatic control system, which provides the specified rotational speed of the rotor shaft in the traditional way, for example, by changing the flow rate of the working fluid through the turbine wheels. An induction motor will reduce the torque of the side of the power turbine, providing an increase in the resource of the GPU gas turbine engine due to the reduced load. The proposed technical solution will be guaranteed to ensure a balance between the generated and consumed power, thereby ensuring a reduction in the cost of gas transportation and refusal to purchase electric energy from the electric grid company.

Использование в полезной модели двухкаскадной паротурбинной установки, работающей по органическому циклу Ренкина, позволяет осуществлять передачу крутящего момента от колеса турбины к генератору без редуктора, реагенты, которые используются в качестве рабочего тела, не замерзают при отрицательных температурах, для обслуживания установки не требуется постоянного присутствия обслуживающего персонала. Наличие двухкаскадной схемы обеспечивает более глубокую утилизацию тепла выхлопных газов газотурбинных, что ведет к увеличению выработки электроэнергии и сокращению затрат газа на его транспортировку.The use in a utility model of a two-stage steam turbine unit operating on the organic Rankine cycle allows the transmission of torque from the turbine wheel to the generator without a reducer, the reagents that are used as a working fluid do not freeze at low temperatures, and the unit does not require constant attendance staff. The presence of a two-stage scheme provides a deeper utilization of the heat of the exhaust gases of gas turbines, which leads to an increase in the generation of electricity and a reduction in the cost of gas for its transportation.

Частотный преобразователь ЧП12 обеспечивает электроснабжение потребителей газокомпрессорной станции. В том случае, если вырабатываемая синхронным генератором ДПТУ13 электрическая мощность окажется избыточной, избыток всегда будет направляться в асинхронный электродвигатель АД8 через частотный преобразователь ЧП11.The frequency converter ChP12 provides power to consumers of the gas compressor station. In the event that the electric power generated by the synchronous generator DPTU13 turns out to be excessive, the excess will always be directed to the AD8 asynchronous motor through the frequency converter ChP11.

Таким образом, совокупность существенных признаков позволяет увеличить ресурс газотурбинных двигателей за счет снижения их нагрузки, обеспечить автономное электроснабжение потребителей газоперекачивающей станции без подключения к внешней сети с гарантированным использованием всей вырабатываемой электроэнергии для всех режимов работы. Предлагаемая газоперекачивающая станция имеет улучшенные эксплуатационные характеристики, нет необходимости изменять существующую инфраструктуру газопроводов, поскольку количество газовых компрессоров остается прежним, обеспечивается автономность работы, что, в конечном итоге, повышает эффективность газоперекачивающей станции при ее модернизации.Thus, the set of essential features allows to increase the resource of gas turbine engines by reducing their load, to provide autonomous power supply to consumers of the gas pumping station without connecting to an external network with guaranteed use of all generated electricity for all operating modes. The proposed gas pumping station has improved operational characteristics, there is no need to modify the existing gas pipeline infrastructure, since the number of gas compressors remains the same, autonomy is ensured, which ultimately increases the efficiency of the gas pumping station during its modernization.

Claims (2)

1. Газоперекачивающая станция, включающая ряд блоков, каждый из которых содержит работающий и резервный газоперекачивающий агрегаты, содержащие газотурбинные двигатели, связанные каждый по валу со своим газовым компрессором, а по выхлопам горячего газа соединенные магистралью с котлом-утилизатором, отличающаяся тем, что в каждый блок введены первый и второй асинхронные двигатели, первый и второй частотные преобразователи, автоматическая система регулирования и двухкаскадная паротурбинная установка с синхронным генератором, при этом газовые компрессоры со стороны, противоположной валу силовой турбины газотурбинного двигателя газоперекачивающего агрегата, кинематически связаны соответственно с первым и вторым асинхронными двигателями, силовые входы которых соединены с первым и вторым выходами коммутатора электрической нагрузки, вход которого соединен с выходом первого частотного преобразователя, первый вход которого подключен к первому выходу двухкаскадной паротурбинной установки, а второй соединен с выходом автоматической системы регулирования, вход которой подключен к второму выходу двухкаскадной паротурбинной установки, выход теплоносителя котла-утилизатора соединен с входом теплоносителя двухкаскадной паротурбинной установки, выход теплоносителя которой подключен к входу теплоносителя котла-утилизатора, при этом с первым выходом двухкаскадной паротурбинной установки также соединен второй частотный преобразователь, выход которого подключен к потребителям электрической энергии газокомпрессорной станции.1. A gas pumping station, including a number of units, each of which contains a working and standby gas pumping units containing gas turbine engines, each connected by a shaft to its own gas compressor, and connected to the exhaust gas boiler via hot gas exhaust, characterized in that each the unit introduced the first and second induction motors, the first and second frequency converters, an automatic control system and a two-stage steam turbine installation with a synchronous generator, while gas compressors from the side opposite to the shaft of the power turbine of the gas turbine engine of the gas pumping unit are kinematically connected respectively to the first and second asynchronous motors, the power inputs of which are connected to the first and second outputs of the electrical load switch, the input of which is connected to the output of the first frequency converter, the first input of which is connected to the first output of the two-stage steam turbine installation, and the second is connected to the output of the automatic control system, the input of which connected to the second output of the two-stage steam turbine installation, the heat carrier output of the recovery boiler is connected to the heat carrier input of the two-stage steam turbine, the heat carrier output of which is connected to the heat carrier input of the recovery boiler, and the second frequency converter is also connected to the first output of the two-stage steam turbine consumers of electric energy gas compressor station. 2. Газоперекачивающая станция по п.1, отличающаяся тем, что котел-утилизатор выполнен термомасляным, а двухкаскадная паротурбинная установка выполнена с возможностью работы по органическому циклу Ренкина.

2. The gas pumping station according to claim 1, characterized in that the waste heat boiler is thermally oil-filled, and the two-stage steam turbine unit is configured to operate on the Rankine organic cycle.

Images