RU2339871C1 - Compressor station for gas conditioning before its delivery to gas-main pipeline - Google Patents
Compressor station for gas conditioning before its delivery to gas-main pipeline Download PDFInfo
- Publication number
- RU2339871C1 RU2339871C1 RU2007118594/06A RU2007118594A RU2339871C1 RU 2339871 C1 RU2339871 C1 RU 2339871C1 RU 2007118594/06 A RU2007118594/06 A RU 2007118594/06A RU 2007118594 A RU2007118594 A RU 2007118594A RU 2339871 C1 RU2339871 C1 RU 2339871C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- compressor
- pipeline
- pipelines
- main
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к области транспорта газа, в частности к компрессорным станциям подготовки газа, в том числе получаемого в результате переработки нефтяного попутного газа на газоперерабатывающих заводах, для подачи его в магистральные газопроводы.The present invention relates to the field of gas transport, in particular to gas treatment compressor stations, including gas produced as a result of processing associated petroleum gas at gas processing plants, for supplying it to gas mains.
Известен газоперекачивающий агрегат компрессорной станции магистрального газопровода, содержащий стационарный газотурбинный привод, центробежный нагнетатель, воздухоочистительное устройство, воздуховоды и газоходы, в котором газотурбинный привод выполнен в виде модульного блока с подачей в него воздуха для охлаждения газотурбинного привода и поддержания повышенного давления (см., например, пат. РФ №2200255, 7F04D 25/02; 2002104572/06, 26.02.2002).A known gas pumping unit of a compressor station of a main gas pipeline containing a stationary gas turbine drive, a centrifugal supercharger, an air purifying device, air ducts and gas ducts, in which the gas turbine drive is made in the form of a modular unit with air supply to it to cool the gas turbine drive and maintain high pressure (see, for example, , Patent of the Russian Federation No. 2200255, 7F04D 25/02; 2002104572/06, 02.26.2002).
Известна блочно-компрессорная газораспределительная станция с автономной системой питания электроэнергией, содержащая использующий высвобождающуюся в процессе расширения газа полезную энергию турбодетандер для привода генератора (см., например, пат. RU 2270395 С2, F17D 1/04, 2006.01).A block compressor gas distribution station with an autonomous power supply system is known, which contains a turboexpander using the useful energy released during the gas expansion process to drive a generator (see, for example, US Pat. RU 2270395 C2, F17D 1/04, 2006.01).
Известна компрессорная станция газопровода для повышения давления природного газа в ходе его транспортировки, содержащая газоперекачивающие агрегаты, соединенные на входе технологическими трубопроводами обвязки с системой подготовки технологического газа и на выходе с установкой охлаждения технологического газа, выполненной в виде аппарата воздушного охлаждения, и через запорную арматуру и подводящий и отводящий трубопроводы с магистральным газопроводом (см., например, пат. 2277670, Россия, МПК F17D 1/07, №2004108954/06, 26.03.2004, опубл. 10.06.06).A known compressor station of a gas pipeline to increase the pressure of natural gas during its transportation, containing gas pumping units connected at the inlet by the process piping piping to the process gas preparation system and at the outlet with the process gas cooling unit, made in the form of an air cooling apparatus, and through shutoff valves and inlet and outlet pipelines with a main gas pipeline (see, for example, Pat. 2277670, Russia, IPC F17D 1/07, No. 2004108954/06, 03/26/2004, publ. 10.06.06).
Известна установка для охлаждения природного газа, содержащая расположенные на одном вале компрессор и турбодетандер и теплообменный аппарат охлаждения газа, вход ("по газу") которого соединен с выходом компрессора, а выход с входом турбодетандера, чей выход соединен трубопроводом с магистральным газопроводом (см., например, SU 726391 А, F25B 11/00, 05.04.1980, 2 с.) - прототип.There is a known installation for cooling natural gas, comprising a compressor and a turboexpander and a heat exchanger for cooling the gas located on the same shaft, the inlet ("by gas") of which is connected to the compressor outlet, and the outlet to the inlet of the expander, whose outlet is connected by a pipeline to the main gas pipeline (see , for example, SU 726391 A, F25B 11/00, 04/05/1980, 2 pp.) - a prototype.
Предлагаемое изобретение решает задачу повышения надежности магистральных трубопроводов для перекачки газа (газопроводов) путем подачи в них компримированного (сжатого) газа пониженной температуры с помощью блочных компрессорных станций с установленными на них газоперекачивающими агрегатами с газотурборасширителями.The present invention solves the problem of increasing the reliability of main pipelines for pumping gas (gas pipelines) by supplying compressed (compressed) gas of low temperature to them using block compressor stations with gas pumping units with gas turbine expanders installed on them.
Для достижения указанного технического результата на компрессорной станции, содержащей газоперекачивающие агрегаты, включающие центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных двигателей, теплообменные аппараты охлаждения газа, трубопроводы и запорные органы, согласно изобретению в каждом из газоперекачивающих агрегатов на одном вале и в одном корпусе с центробежным нагнетателем, приводимом газотурбинным двигателем, установлен газотурборасширитель, причем выход теплообменного аппарата охлаждения газа, чей вход соединен с выходом нагнетателя, соединен с входом газотурборасширителя, выход которого соединен трубопроводом с магистральным газопроводом, при этом газоперекачивающие агрегаты с газотурборасширителями собраны попарно в блок-контейнерах с возможностью работы каждого из газоперекачивающих агрегатов одного блок-контейнера параллельно или последовательно.To achieve the specified technical result at a compressor station containing gas pumping units, including centrifugal blowers driven by gas turbine engines, heat exchangers for cooling gas, pipelines and shutoff bodies, according to the invention, in each of the gas pumping units on one shaft and in the same housing with a centrifugal blower, driven by a gas turbine engine, a gas turbine expander is installed, and the output of the gas heat exchanger, whose input is connected to the outlet a compressor supercharger, connected to the inlet of the gas turbine expander, the outlet of which is connected by a pipeline to the main gas pipeline, while the gas pumping units with gas turbine expanders are assembled in pairs in block containers with the possibility of each of the gas pumping units of one block container operating in parallel or in series.
Отличительным признаком предлагаемого изобретения является то, что в каждом из газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции на одном вале и в одном корпусе с центробежным нагнетателем, приводимом газотурбинным двигателем, установлен газотурборасширитель, причем выход теплообменного аппарата охлаждения газа, чей вход соединен с выходом нагнетателя, соединен с входом газотурборасширителя, выход которого соединен трубопроводом с магистральным газопроводом, при этом газоперекачивающие агрегаты с газотурборасширителями собраны попарно в блок-контейнерах с возможностью работы каждого из газоперекачивающих агрегатов одного блок-контейнера параллельно или последовательно.A distinctive feature of the invention is that in each of the gas pumping units of the compressor station on one shaft and in a housing with a centrifugal supercharger driven by a gas turbine engine, a gas turbine expander is installed, and the output of the gas heat exchanger, whose input is connected to the output of the supercharger, is connected to the input gas turbine expander, the outlet of which is connected by a pipeline to the main gas pipeline, while gas pumping units with gas turbine expanders are assembled in pairs in block containers with the ability to operate each of the gas pumping units of one block container in parallel or in series.
Опыт эксплуатации различных газопроводов показывает необходимость поддержания минимально низкой (и по возможности постоянной) плюсовой температуры транспортируемого газа. Для вечномерзлых грунтов северных районов (где проложены многие магистральные газопроводы) оптимальным является поддержание даже отрицательной температуры транспортируемого газа, хотя из-за угрозы выпадения кристаллогидратов (твердых) углерода это и нежелательно (дополнительное загрязнение газопровода). Охлаждение газа (после сжатия в нагнетателе) традиционным способом (в теплообменных аппаратах воздушного охлаждения газа, установленных в настоящее время, как правило, на всех газотурбинных компрессорных станциях магистральных газопроводов) не позволяет значительно уменьшить температуру транспортируемого газа. Если температура окружающей среды ~+25° ... +35°С (летом), то охладить газ после сжатия его в нагнетателе в аппарате воздушного охлаждения реально возможно только до температуры ~+35° ... +45°С соответственно. Транспорт по трубопроводу газа с такой температурой приводит к снижению надежности и сокращению времени эксплуатации газопроводов (особенно в северных районах, с учетом наличия вечной мерзлоты). Поэтому, например, для подачи в магистральный газопровод низкого (~40 кгс/см2) или высокого (~76 кгс/см2) давления газа с газоперекачивающих заводов (ГПЗ) (как правило это сухой очищенный газ давлением 25...40 кгс/см2 и температурой ~+50°С) его необходимо дополнительно компримировать и охладить с помощью (дожимной) компрессорной станции (КС) с целью доведения параметров газа, полученного на выходе ГПЗ, до значений, необходимых для закачки в магистральный газопровод.Operating experience of various gas pipelines shows the need to maintain a minimum (and as constant as possible) plus temperature of the transported gas. For permafrost soils in the northern regions (where many main gas pipelines are laid), it is optimal to maintain even the negative temperature of the transported gas, although this is undesirable due to the risk of crystalline hydrates (solid) carbon falling out (additional pollution of the gas pipeline). Gas cooling (after compression in the supercharger) in the traditional way (in heat exchangers for air gas cooling, currently installed, as a rule, at all gas turbine compressor stations of gas pipelines) does not significantly reduce the temperature of the transported gas. If the ambient temperature is ~ + 25 ° ... + 35 ° С (in summer), then it is really possible to cool the gas after it is compressed in a supercharger in an air-cooling apparatus only to a temperature of ~ + 35 ° ... + 45 ° С, respectively. Transport through a gas pipeline with such a temperature leads to a decrease in reliability and a reduction in the operating time of gas pipelines (especially in the northern regions, given the permafrost). Therefore, for example, for supplying low (~ 40 kgf / cm 2 ) or high (~ 76 kgf / cm 2 ) gas pressure to gas mains from gas pumping plants (GPPs) (as a rule, this is dry purified gas with a pressure of 25 ... 40 kgf / cm 2 and a temperature of ~ + 50 ° C) it must be additionally compressed and cooled with the help of a (booster) compressor station (KS) in order to bring the parameters of the gas received at the GPZ outlet to the values necessary for injection into the main gas pipeline.
Предлагаемую компрессорную станцию подготовки газа для подачи его в магистральный газопровод можно проиллюстрировать с помощью чертежей фиг.1, фиг.2 и фиг.3, на которых схемно представлены газоперекачивающий агрегат с газотурборасширителем, компрессорная линия ("мини"-КС), состоящая из двух размещенных в блок-контейнере таких газоперекачивающих агрегатов, и компрессорная станция, состоящая из компрессорных линий.The proposed compressor gas treatment station for supplying it to the main gas pipeline can be illustrated using the drawings of FIG. 1, FIG. 2 and FIG. 3, which schematically show a gas pumping unit with a gas turbine expander, a compressor line (“mini” -KS), consisting of two gas pumping units located in a block container, and a compressor station consisting of compressor lines.
В газоперекачивающем агрегате (ГПА) с газотурборасширителем (газоперекачивающий агрегат с "непосредственным охлаждением" газа) (фиг.1) в одном корпусе 1 и на одном вале с центробежным нагнетателем (ЦН) 2, приводимом газотурбинным двигателем (ГТД) 3, выполнен газотурборасширитель (ГТР) 4. Выход нагнетателя 2 соединен трубопроводом 5 с входом теплообменного (например, воздушного) аппарата охлаждения (предварительного) газа (АВО) 6, а выход АВО6 трубопроводом 7 соединен с входом ГТР4, выход которого трубопроводом 8 соединен с нагнетательным шлейфом компрессорной станции (КС). Вход ЦН2 соединен трубопроводом 9 с всасывающим шлейфом КС. В трубопроводной обвязке ГПА выполнены запорные органы 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16.In a gas pumping unit (GPU) with a gas turbine expander (gas pumping unit with "direct cooling" of gas) (Fig. 1) in one housing 1 and on the same shaft with a centrifugal supercharger (CN) 2 driven by a gas turbine engine (GTE) 3, a gas turbine expander ( GTR) 4. The output of the supercharger 2 is connected by a pipeline 5 to the inlet of a heat exchange (for example, air) cooling apparatus (preliminary) gas (ABO) 6, and the output of the ABO6 by a pipeline 7 is connected to the input of the GTR4, the outlet of which is connected by a pipeline 8 to the discharge loop compressor station (CS). Input TsN2 is connected by a pipe 9 with a suction loop KS. The shutoff bodies 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16 are made in the GPU piping.
На фиг.2 представлена компрессорная линия ("мини"-КС), где газоперекачивающие агрегаты (ГПА) с газотурборасширителями 17 и 18 размещены в блок-контейнере (модуле) 19 (аппараты воздушного охлаждения газа (предварительного) 20 и 21 размещены вне блок-контейнера). В трубопроводной обвязке ГПА 17 и 18 установлены АВО 20 и 21 и запорные органы 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29. Трубопроводом 30 входы центробежных нагнетателей в ГПА 17 и 18 соединены с всасывающим шлейфом КС. Выходы газотурборасширителей ГПА 17 и 18 трубопроводом 31 соединены с нагнетательным шлейфом КС.Figure 2 shows the compressor line ("mini" -KS), where gas pumping units (GPU) with gas turbine expanders 17 and 18 are placed in a block container (module) 19 (air gas cooling devices (preliminary) 20 and 21 are located outside the block container). In the piping of the
На фиг.3 схемно представлена компрессорная станция, на которой установлены компрессорные линии КЛ 32, 33, 34 и 35, обвязанные всасывающими и нагнетательными трубопроводами с запорными органами (позиции не указаны).Figure 3 schematically shows the compressor station, on which the
Газоперекачивающий агрегат с газотурборасширителем работает следующим образом (см. фиг.1). Газ, вышедший с ГПЗ, по трубопроводу 9 поступает на всас (вход) центробежного нагнетателя 2 ГПА. В ЦН2, приводимом ГТДЗ, газ компримируется (сжимается) до давления, значительно превышающего значение, необходимое для подачи его в магистральный газопровод. После ЦН2 по трубопроводу 5 газ поступает в АВО6, где происходит его охлаждение (предварительное), затем по трубопроводу 7 поступает на вход установленного в корпусе 1 ГТР4, в котором расширяется до давления, необходимого для закачки в газопровод, с совершением полезной работы при этом, отдаваемой валу нагнетателя 2, и понижением температуры газа. Из ГТР4 по трубопроводу 8 газ необходимых параметров поступает в магистральный газопровод низкого давления (например, ~40 кгс/см2). С помощью запорных органов 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, установленных в трубопроводной обвязке ГПА, обеспечивают "подключение-отключение" ГПА к газопроводу и эксплуатацию ГПА.Gas pumping unit with a gas turbine expander works as follows (see figure 1). Gas escaping from the gas treatment plant is fed through pipeline 9 to the inlet (inlet) of the centrifugal supercharger 2 of the gas compressor unit. In TsN2, driven by GTDZ, gas is compressed (compressed) to a pressure significantly exceeding the value required to supply it to the main gas pipeline. After TsN2, through the pipeline 5, the gas enters the ABO6, where it is cooled (preliminary), then through the pipeline 7 it enters the inlet of the GTR4 installed in the housing 1, in which it expands to the pressure required for injection into the gas pipeline, with the completion of useful work, given to the shaft of the supercharger 2, and lowering the gas temperature. From GTR4, through pipeline 8, the gas of the required parameters enters the low-pressure main gas pipeline (for example, ~ 40 kgf / cm 2 ). Using the shut-off bodies 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16 installed in the piping of the gas compressor unit, they provide the connection-disconnection of the gas compressor unit to the gas pipeline and the operation of the gas compressor unit.
При необходимости подачи газа в магистральный газопровод "высокого" давления (например, ~76 кгс/см2) используют компрессорную линию КЛ, состоящую из двух ГПА 17 и 18, размещенных в блок-контейнере 19 (см. фиг.2). Газ, поступающий по коллектору всасывания 30 через открытый запорный орган (кран) 22 на вход (всас) ГПА 17, после компримирования в нем (с охлаждением в АВО20) через открытый запорный орган 24 поступает на вход ГПА 18. Запорные органы 23, 25, 26 и 28 при этом должны быть закрыты. После компримирования в ГПА 18 (с охлаждением в АВО21) газ через открытые органы 27 и 29 (обратный клапан) по нагнетательному трубопроводу 31 поступает в магистральный газопровод высокого давления. Возможно компримировать газ сначала в ГПА 18, а затем в ГПА 17. В этом случае должны быть открыты запорные органы 23, 25, 26, 28, а закрыты 22, 24, 27, 29. Возможна также работа ГПА 17 и 18 в "параллель", для подачи в газопровод "низкого" давления большего количества газа (~ двойной производительности ГПА). При этом запорные органы (краны) 24 и 25 закрыты, а 22, 23, 26, 27, 28, 29 открыты. Запорные органы (обратные клапаны) 28 и 29 предотвращают обратный поток газа.If necessary, supply gas to the main gas pipeline of "high" pressure (for example, ~ 76 kgf / cm 2 ) using the compressor line KL, consisting of two
При необходимости подачи в магистральный газопровод больших объемов газа КС выполняют в виде нескольких компрессорных линий КЛ ("мини"-КС), например четырех, 32, 33, 34, 35 (фиг.3), из которых одна (любая) - резервная. Запорные органы на всасывающих и нагнетательных трубопроводах "компрессорных линий" компрессорной станции позволяют использовать различные варианты подключения КЛ 32, 33, 34, 35 к магистральным газопроводам низкого или высокого давлений.If necessary, the supply to the main gas pipeline of large volumes of gas KS is performed in the form of several compressor lines KL ("mini" -KS), for example, four, 32, 33, 34, 35 (Fig. 3), of which one (any) is reserve. Locking bodies on the suction and discharge pipelines of the compressor lines of the compressor station allow using various options for connecting
Предлагаемая компрессорная станция (укомплектованная ГПА с газотурборасширителями) может быть применена и при перекачке по магистральным газопроводам "обычного" природного газа.The proposed compressor station (equipped with a gas compressor unit with gas turbine expanders) can also be used for pumping "conventional" natural gas through gas pipelines.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007118594/06A RU2339871C1 (en) | 2007-05-10 | 2007-05-10 | Compressor station for gas conditioning before its delivery to gas-main pipeline |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007118594/06A RU2339871C1 (en) | 2007-05-10 | 2007-05-10 | Compressor station for gas conditioning before its delivery to gas-main pipeline |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2339871C1 true RU2339871C1 (en) | 2008-11-27 |
Family
ID=40193249
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007118594/06A RU2339871C1 (en) | 2007-05-10 | 2007-05-10 | Compressor station for gas conditioning before its delivery to gas-main pipeline |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2339871C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2467189C1 (en) * | 2011-04-19 | 2012-11-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Казанский государственный технический университет им. А.Н. Туполева (КГТУ-КАИ) | Gas transfer station |
RU2493479C2 (en) * | 2009-09-30 | 2013-09-20 | Мицубиси Хэви Индастриз Компрессор Корпорейшн | Gas treatment device |
RU2583326C1 (en) * | 2015-02-12 | 2016-05-10 | Михаил Иванович Новиков | System for fuel gas preparation and cooling oil and gas compressor station |
-
2007
- 2007-05-10 RU RU2007118594/06A patent/RU2339871C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ТИТОВ В.А. Монтаж оборудования насосных и компрессорных станций. Недра, 1979, с.20, 47, 49. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2493479C2 (en) * | 2009-09-30 | 2013-09-20 | Мицубиси Хэви Индастриз Компрессор Корпорейшн | Gas treatment device |
US8869554B2 (en) | 2009-09-30 | 2014-10-28 | Mitsubishi Heavy Industries Compressor Corporation | Gas processing apparatus |
RU2467189C1 (en) * | 2011-04-19 | 2012-11-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Казанский государственный технический университет им. А.Н. Туполева (КГТУ-КАИ) | Gas transfer station |
RU2583326C1 (en) * | 2015-02-12 | 2016-05-10 | Михаил Иванович Новиков | System for fuel gas preparation and cooling oil and gas compressor station |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8347629B2 (en) | System and method for reducing moisture in a compressed air energy storage system | |
EP2240675B1 (en) | Low carbon emissions combined cycle power plant and process | |
US5485719A (en) | Integration of combustor-turbine units and integral-gear pressure processors | |
CN104662258B (en) | Gas turbine system and operation include the method for the gas turbine system of load | |
PL83504B1 (en) | ||
JP2011017341A (en) | Method and system for providing power for coolant compression reduced in carbon dioxide emission amount and electrical power for light hydrocarbon gas liquefying process | |
RU2673972C1 (en) | Complex for reduction, liquidation and compression of natural gas (options) | |
WO2024104236A1 (en) | Cryogenic cooling type boil-off gas reliquefaction system | |
RU2339871C1 (en) | Compressor station for gas conditioning before its delivery to gas-main pipeline | |
CN107013271B (en) | Comprehensive utilization system for natural gas power generation complementary energy | |
RU2570296C1 (en) | Regenerative gas turbine expander unit for compressor station | |
CN209990560U (en) | Cold energy cascade utilization system based on thermoacoustic technology | |
RU2400646C1 (en) | System for withdrawal of gas from cut-off section of gas line into operating gas line and procedure for withdrawal of gas from cut-off section of gas line into operating gas line | |
RU2549004C1 (en) | Regenerative gas-turbine expansion unit | |
US20190249921A1 (en) | Natural gas liquefaction system including an integrally-geared turbo-compressor | |
CN108072235B (en) | Air separation system | |
RU2599082C1 (en) | Gas turbine expander power plant of compressor station of main gas line | |
RU2013154802A (en) | GAS TURBO-DETANDER ENERGY INSTALLATION OF A GAS DISTRIBUTION STATION | |
RU2418991C1 (en) | Procedure for gas transportation (versions) and compressor plant for its implementation (versions) | |
RU2702680C1 (en) | Unit for reduction of natural gas with generation of lng | |
RU2545261C2 (en) | Gas turbine plant of raised efficiency | |
RU2576556C2 (en) | Compressor station of main gas line with gas turbine expander power plant | |
RU2484360C1 (en) | Gas transfer method (versions), and compressor station for its implementation (versions) | |
RU2613552C2 (en) | Device for compression of natural gas | |
CN220728574U (en) | Compressor heat energy comprehensive utilization system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180511 |