RU2467189C1 - Газоперекачивающая станция - Google Patents
Газоперекачивающая станция Download PDFInfo
- Publication number
- RU2467189C1 RU2467189C1 RU2011115501/06A RU2011115501A RU2467189C1 RU 2467189 C1 RU2467189 C1 RU 2467189C1 RU 2011115501/06 A RU2011115501/06 A RU 2011115501/06A RU 2011115501 A RU2011115501 A RU 2011115501A RU 2467189 C1 RU2467189 C1 RU 2467189C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- gas compressor
- turbine
- compressor
- units
- Prior art date
Links
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области энергетики и может быть использовано для газоперекачивающих станций, включающих в себя газоперекачивающие агрегаты магистральных газопроводов. Газоперекачивающая станция 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. В каждый блок введен третий газовый компрессор, при этом паровая турбина котла-утилизатора каждого блока соединена по валу с каждым третьим газовым компрессором. Изобретение направлено на повышение эффективности газоперекачивающих станций. 1 ил.
Description
Изобретение относится к области энергетики и может быть использовано для газоперекачивающих станций (ГПС), включающих в себя газоперекачивающие агрегаты (ГПА) магистральных газопроводов.
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»].
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.].
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.
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.
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.
Технический результат, на достижение которого направлена предлагаемая схема устройства, заключается в повышении эффективности газоперекачивающих станций.
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.
Для пояснения технической сущности рассмотрим фиг.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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Claims (1)
- 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 дожигания 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.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011115501/06A RU2467189C1 (ru) | 2011-04-19 | 2011-04-19 | Газоперекачивающая станция |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011115501/06A RU2467189C1 (ru) | 2011-04-19 | 2011-04-19 | Газоперекачивающая станция |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2467189C1 true RU2467189C1 (ru) | 2012-11-20 |
Family
ID=47323273
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011115501/06A RU2467189C1 (ru) | 2011-04-19 | 2011-04-19 | Газоперекачивающая станция |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2467189C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2727213C1 (ru) * | 2019-09-02 | 2020-07-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева-КАИ" (КНИТУ-КАИ) | Силовой привод на базе авиационной газотурбинной установки (АГТУ) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB1468311A (en) * | 1974-02-16 | 1977-03-23 | Linde Ag | Recovery of energy from liquefied gases |
GB1592666A (en) * | 1976-12-10 | 1981-07-08 | Sulzer Ag | Method of operating an open circuit gas-turbine plant cooperating with a vapour power circuit |
RU2013613C1 (ru) * | 1992-05-15 | 1994-05-30 | Василий Александрович Прянишников | Газотурбинная установка |
RU2013616C1 (ru) * | 1992-12-29 | 1994-05-30 | Проектно-строительное предприятие "Инсерв" | Способ работы комбинированной газотурбинной установки системы распределения природного газа и комбинированная газотурбинная установка для его осуществления |
RU2339871C1 (ru) * | 2007-05-10 | 2008-11-27 | Михаил Иванович Новиков | Компрессорная станция подготовки газа для подачи его в магистральный газопровод |
RU86678U1 (ru) * | 2009-05-04 | 2009-09-10 | Закрытое акционерное общество "Объединенные газопромышленные технологии "ИСКРА-Авигаз" (ЗАО "ОГТ "ИСКРА-Авигаз") | Газоперекачивающий агрегат |
-
2011
- 2011-04-19 RU RU2011115501/06A patent/RU2467189C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB1468311A (en) * | 1974-02-16 | 1977-03-23 | Linde Ag | Recovery of energy from liquefied gases |
GB1592666A (en) * | 1976-12-10 | 1981-07-08 | Sulzer Ag | Method of operating an open circuit gas-turbine plant cooperating with a vapour power circuit |
RU2013613C1 (ru) * | 1992-05-15 | 1994-05-30 | Василий Александрович Прянишников | Газотурбинная установка |
RU2013616C1 (ru) * | 1992-12-29 | 1994-05-30 | Проектно-строительное предприятие "Инсерв" | Способ работы комбинированной газотурбинной установки системы распределения природного газа и комбинированная газотурбинная установка для его осуществления |
RU2339871C1 (ru) * | 2007-05-10 | 2008-11-27 | Михаил Иванович Новиков | Компрессорная станция подготовки газа для подачи его в магистральный газопровод |
RU86678U1 (ru) * | 2009-05-04 | 2009-09-10 | Закрытое акционерное общество "Объединенные газопромышленные технологии "ИСКРА-Авигаз" (ЗАО "ОГТ "ИСКРА-Авигаз") | Газоперекачивающий агрегат |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2727213C1 (ru) * | 2019-09-02 | 2020-07-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева-КАИ" (КНИТУ-КАИ) | Силовой привод на базе авиационной газотурбинной установки (АГТУ) |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Vundela Siva et al. | An approach to analyse energy and exergy analysis of thermal power plants: a review | |
Zhang et al. | Performance analysis of the coal-fired power plant with combined heat and power (CHP) based on absorption heat pumps | |
Wang et al. | Techno-economic performance of two-stage series evaporation organic Rankine cycle with dual-level heat sources | |
Zhang et al. | Waste heat recovery and water-saving modification for a water-cooled gas-steam combined cycle cogeneration system with absorption heat pump | |
Zhang et al. | Energy and exergy analysis of a new cogeneration system based on an organic Rankine cycle and absorption heat pump in the coal-fired power plant | |
Wang et al. | Heat-power decoupling and energy saving of the CHP unit with heat pump based waste heat recovery system | |
AU2010326107A1 (en) | Utilizing steam and/or hot water generated using solar energy | |
EP2307673A2 (en) | Cascaded condenser for multi-unit geothermal orc | |
ZA200301989B (en) | Method for recovering the energy of gas expansion and a recovery device for carrying out said method. | |
US20200332681A1 (en) | Gas turbine plant and operation method therefor | |
Medica-Viola et al. | Analysis of low-power steam turbine with one extraction for marine applications | |
Wang et al. | Peak regulation performance study of the gas turbine combined cycle based combined heating and power system with gas turbine interstage extraction gas method | |
Li et al. | Techno-economic performance of multi-generation energy system driven by associated mixture of oil and geothermal water for oilfield in high water cut | |
Lei et al. | Experimental study and theoretical analysis of a Roto-Jet pump in small scale organic Rankine cycles | |
Yang et al. | Performance analysis of an Organic Rankine Cycle system using evaporative condenser for sewage heat recovery in the petrochemical industry | |
CN107013271B (zh) | 天然气发电余能综合利用*** | |
Rusanov et al. | Highly efficient cogeneration power plant with deep regeneration based on air Brayton cycle | |
Li et al. | Thermodynamic analysis and operation strategy optimization of coupled molten salt energy storage system for coal-fired power plant | |
Rubio-Serrano et al. | Advantages of incorporating Hygroscopic Cycle Technology to a 12.5-MW biomass power plant | |
Takeshita et al. | Experimental study of advanced cogeneration system with ammonia–water mixture cycles at bottoming | |
Klimenko et al. | Layouts of trigeneration plants for centralized power supply | |
RU2467189C1 (ru) | Газоперекачивающая станция | |
CN102865112B (zh) | 背热循环发电及多级背热循环发电及多联产*** | |
CN110953069A (zh) | 一种燃机电站多能耦合发电*** | |
CN104329127B (zh) | 多机组联合扩容*** |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140420 |