газоперекачивающая станция

Формула изобретения

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.

Описание изобретения к патенту

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 _КУ=0,4. Кпд интегральной системы (отнесенное к суммарным затратам топлива в ГТУ плюс затраты топлива в к. сгорания -6 КУ) порядка _ис=0,43. Приведенные данные рассчитаны при кпд исходной ГТУ _гту=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 нм ³ 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.