Компрессорная станция магистрального газопровода

 

Сущность изобретения: нагнетатели газоперекачивающих агрегатов соединены параллельно с газотурбинным приводом. В одной из параллельных ветвей дополнительно установлен газоперекачивающий агрегат , содержащий последовательно установленные по ходу газа компрессор, теплообменник и турбину. Теплообменник подключен по линии греющей среды к выходным газоходам приводов. Степень повышения давления газа в компрессоре определяют по заданной формуле. 2 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

nI>s F 17 0 1/07

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4888222/29 (22) 06.12.90 (46) 07.11.92. Бюл. hh 41 (71) Всесоюзное научно-производственное обьединение по рациональному использованию газа в народном хозяйстве "Союзпром газ" (72) И.В. Щербатен ко (56) Деточенко А.В, и др. Спутник газовика.

М.: Недра, 1978, с, 201, рис. 6.3. (54) КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Изобретение относится к трубопроводному транспорту природного газа, а именно к компрессорным станциям (КС), преимущественно многоцеховым, с параллельной схемой обвязки нагнетателей газоперекачивающих агрегатов(ГПА) с газотурбинным приводом (ГТП), и может быть использовано на стадии проектирования и реконструкции КС.

Известна КС, выполненная по схеме с последовательно подключенными нагнетателями (Деточенко А.В. и др. Спутник газовика. — М.: Недра, 1978, с. 200, рис. 6.1), с универсальной схемой обвязки (там же, с.

201, рис. 6.2), с универсальной суперобвязкой (там же, с. 214, рис. 6.4).

Основной недостаток известных КС заключается в том, что КПД {экономичность)

КС в целом не превышает максимального значения КПД, установленных на ней ГПА.

В настоящее время эта величина изменяется в диапазоне 25 — 29% в зависимости от типа установленных ГПА и их загрузки.

Кроме того, известна КС с парогазовой установкой, содержащей котлы-утилизато„, Ы,, 1774120 А1 (57) Сущность изобретения; нагнетатели газоперекачивающих агрегатов соединены параллельно с газотурбинным приводом. В одной из параллельных ветвей дополнительно установлен газоперекачивающий агрегат, содержащий последовательно установленные по ходу газа компрессор, теплообменник и турбину. Теплообменник подключен по линии греющей среды к выходным газоходам приводов. Степень Iloablшения давления газа в компрессоре определяют по заданной формуле. 2 ил, ры, установленные в выходных газоходах

ГТП, Выработанный этими котлами пар используется затем в паровой турбине, механически не соединенной с ГТП, для привода нагнетателя газа, включенного параллельно с другими нагнетателями (Щуровский В.А, Повышение экономичности газотурбинного привода на КС. — Газовая промышленность, 1988, М 11, с. 5).

Несмотря на увеличение КПД до 40%, такая KC обладает рядом существенных недостатков, главными из которых являются С) громоздкость и металлоемкость конструкций утилизационного парового контура, включающего в себя котлы-утилиэаторы, блок дожигающих устройств, конденсационную установку, паропроаоды, паровую турбину, питательные, конденсатные и циркуляционные насосы и др., а также низкая эксплуатационная надежность. Кроме того, при эксплуатации этой КС в зимний период возникают трудности, в основном связанные с возможностью замерзания воды в конденсационной установке.

1774120

Наиболее близким к предлагаемой КС по технической сущности и достигаемому результату является КС магистрального газопровода с параллельным соединением нагнетателей газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом (Деточенко

А,В. и др. Спутник газовика. — M.: Недра, 1978, с. 201, рис. 6.3).

Основной недостаток известной КС заключается в невысоком значении ее КПД, который в принципе не может превосходить

КПД установленных на ней ГТП, а также ухудшение экологической обстановки в районе КС вследствие большого объема выбросов в атмосферу продуктов сгорания.

Целью изобретения является повышение экономичности и снижение вредных выбросов в атмосферу за счет утилизации теплоты выхлопных газов газовых турбин.

Поставленная цель достигается тем, что на КС магистрального газопровода с параллельным соединением нагнетателей газопе.рекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом, в одной иэ параллельных ветвей дополнительно установлен гаэоперекачиввющий агрегат, включающий последовательно установленные по ходу газа компрессор, теплообменник, подключенный по линии греющей среды к выходным гаэоходам газотурбинных приводов, и турбину, причем степень повышения давления газа в компрессоре определлетсл по формуле

Y, 1 + /Т вЂ” а и и =( ай!

k — 1 ,, 1!=я! и; а=(" ) к где е! — степень сжатия газа в нагнетателе рассматриваемой ветви; г.— степень сжатия газа на компрессорной станции; %p,% соответственно коэффициент сохранения полного давления газа в теплообменнике и рассматриваемой ветви между нагнетателем и гаэоперекачивающим агрегатом; К— показатель адиабаты газа, Приведенная выше формула для расчета Пк носит универсальный характер, так как она справедлива дпл всех возможных случаев обвлзки нагнетаталей ГПА на КС, в том числе и для случая, когда в одной из параллельных ветвей установлен только газопере качи вающий агрегат без последовательно установленного с ним нагнетателя газа с ГТП. Формула для расчета величины Пк в этом частном случае непосредственно вытекает из приведенной выше формулы, если принять е! = ст„= 1

На фиг. 1 изображена принципиальная технологическая схема цеха многоцеховой

КС; на фиг. 2 — схема ГПА, установленного в

Cl

55 параллельной ветви последовательно с нагнетателем, Цех компрессорной станции содержит входной 1 и выходной 2 трубопроводы, нагнетатели 3, 4, 5, 6 и 7 с соответствующими

ГТП 8, 9, 10, 11, 12, аппараты воздушного охлаждения (АВО) 13, пылеуловители 14, обратные клапаны 15 и технологические краны

16, 17, 18, 19, 20, 21 и 22. Последовательно с нагнетателем 3 в параллельной ветви 23 установлен ГПА 24, включающий в себя по-. следовательно расположенные компрессор

25, теплообменник 26 и турбину 27. Теплообменник 26 по линии греющей среды подключен к выходному гаэоходу 28 ГТП 8, 9, 10, 11, 12 данного цеха и ГТП других цехов КС, а по линии нагреваемой среды (перекачиваемого газа) подключен одним концом к проточной части ГПА за компрессором 25, а другим концом — к проточной части ГПА перед турбиной 27. Аппарат воздушного охлаждения (АВО) 13 представляет собой трубчатый теплообменник, где охпаждаемой средой является движущийся в трубках перекачиваемый газ, а в качестве охладителя используется наружный воздух, прокачиваемый через трубный пучок посредством вентилятора с электроприводом.

Выходные трубопроводы всех нагнетателей объединены общим коллектором 29.

Компрессорная станция работает следующим образом.

Во время работы КС кран 16 закрыт, а кран 17 открыт, при этом нагнетатели 3, 4 и

5 включены по газу параллельно, а нагнетатели 6 и 7 отключены (находятся в резерве).

В частности, такая схема обвязки ГПА с ГТП характерна для цеха КС магистрального газопровода диаметром 1420 мм на рабочее давление 7,45 МПа. Такой цех включает пять агрегатов с ГТП единичной мощностью 16

МВт.

Рассмотрим течение газа через нагнетатель3и ГПА24.

Гаэ из выходного трубопровода 1 через кран 17 поступает в пылеуловители 14, а затем через кран 18 — на вход нагнетателя

3, где его давление повышается в 8! раз.

При этом байпасный кран 19 закрыт. Далее газ попадает в ГПА 24, Здесь он дополнительно сжимается в компрессоре 25 и подается в теплообменник 26, где за счет теплоты. выхлопных газов ГТП 8, 9, 10, а также ГТП других цехов КС(не показаны) ras нагревается до заданной температуры, после чего расширяется в турбине 27. При этом давление газа эа турбиной 27 равно рабочему давлению в магистральном газопроводе. например, 7,45 МПа. Другими сло"774120 вами, при течении газа через нагнетатель 3 и ГПА 24 его давление повышается на величину степени сжатия газа е в данном цехе

КС.

После турбины 27 через обратный кла- 5 пан 15 и кран 20 газ поступает в общий коллектор 29, где, смешиваясь с газом после нагнетателей 4 и 5, образует суммарный поток, который через кран 21 поступает в АВО

13. Там газ охлаждается до температуры, 10 превышающей температуру наружного воздуха примерно на 10 С, Далее через обратный клапан 15 и кран 22 гаэ подается в выходной трубопровод 2, а затем в.линейный участок магистрального газопровода 15 протяженностью 115 — 120 км.

Оптимальная степень повышения давления газа в компрессоре П», соответствующая минимальной температуре газа перед турбиной 27, определяется из равенства ра- 20 бот компрессора 25 и турбины 27, а также баланса давлений по тракту ГПА 24.

В качестве примера конкретного выполнения заявляемого технического решения рассмотрим двухцеховую КС магистрально- 25 го газопровода диаметром 1420 мм на рабочее давление 7,45 МПа, Примем, что первый цех КС содержит три параллельно включенных по газу рабочих ГПА, два из которых типа ГПА — Ц-16, единичной мощностью 16 30

МВт, а третий, установленный в параллельной ветви 23 последовательно с НПА 24, выбирается по результатам расчета. Второй . цех КС содержит три параллельно включенных по газу рабочих агрегата ГПА — Ц-16. 35

Расчеты проводились для заданных значений массового расхода газа через цех

КС (линейный участок магистрального газопровода) 688,35 кг/с, массового расхода и температуры выхлопных газов агрегата ГПА 40 — Ц-16 соответственно 103 кг/с и 643 К, давления и температуры газа на входе в нагреватель 3 соответственно 5,2 МПэ и 287 К, адиабатного КПД нагнетателя 3, компрессора 25 и турбины 27 соответственно 0,81, 45

0,9 и 0,9, а также е = 1,44; A = 1,1; а,=0,95; а,=0,99; К=1,5.

Поскольку мощность, потребляемая нагнетателем 3, составляет 3,75 МВт, в качестве привода нагнетателя 3 был выбран 50 агрегаттипа ГТ-750-6, работающий с загрузкой (относительной мощностью) 0,625.

Тогда суммарный массовый расход и средняя взвешенная температура выхлопных газов ГТП двух цехов КС на входе в 55 теплообменник 26 (после смешения) соответственно равны 565 кг/с и 634 К.

Расчетным путем были получены также значения температуры газа перед турбиной

27 583,5 К и площадь поверхности нагрева теплообменника 11254 м при коэффициенте теплопередачи 0,2 КВт/м К, Ввиду того, что температура газа после смешения потоков из трех параллельных ветвей с нагнетателями 3, 4 и 5 составляет

370 К, т.е. выше, чем в традиционной схеме обвязки цеха КС с тремя агрегатами ГПА-Ц16, где она равна 333,5 К, для охлаждения газа до заданной температуры 298 К необходимо увеличить количество АВО типа

2АВ Г-75 с 13 до 28 шт„что потребует дополнительных затрат мощности 1110 кВт. Если расход электроэнергии на привод этих АВО условно перевести в топливный газ, имея в виду, что в среднем по стране на выработку

1 кВт ч электроэнергии тратится 0,278 м газа, дополнительный расход топливного газа на КС составит 308,6 м /ч.

Поскольку пережог топливного газа на

КС вследствие загромождения выходных газоходов ГТП теплообменником 26 равен

1534 м /ч, то экономия. топливного газа на з двухцеховой КС в результате использования предложенного технического решения составит 2660 M /ч, что соответствует повышез нию эффективного КПД КС на 8$ (абсолютных).

Снижение вредных выбросов в атмосферу, пропорционально уменьшению расхода выхлопных газов ГТП на КС и составляет 9,47.

Таким образом, использование предложенной КС обеспечивает по сравнению с известными следующие преимущества: повышение экономичности за счет утилизации теплоты выхлопных газов ГТП и выполнения компрессора гаэоперекачивающего агрегата с оптимальной степенью сжатия; улучшение экологической обстановки в районе КС в результате снижения вредных выбросов в атмосферу.

Формула изобретения

Компрессорная станция магистрального газопровода с параллельным соединением нагнетателей газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом, о т л ич а ю щ а я с я тем, что, с целью повышения экономичности и снижения вредных выбросов в атмосферу за счет утилизации тепла выхлопных газов газовых турбин, в одной из параллельных ветвей дополнительно установлен газоперекачивающий агрегат, включающий последовательно установленные по ходу газа компрессор, теплообменник, подключенный по линии греющей среды к выходным газоходам raготурбинных приводов, и турбину, причем степень повышения

Пк давления газа в компрессоре определяется по формуле

1774120

IC

I+ 1 — à6 к — а!1

К вЂ” 1 % (У„К вЂ” 1

11=01 К: а=(Е ) К где е1 — степень сжатия газа в нагнетателе рассматриваемой ветви; е — степень сжатия газа на компрес-. сорной станции; о,oK — соответственно коэффициенты сохранения полного давления газа в тер5 лообменнике и рассматриваемой ветви между нагнетателем и газоперекачивающим агрегатом;

К вЂ” показатель адиабаты газа, 1774120

Ф

Составитель И.Щербатенко

Техред М.Моргентал Корректор Т.Палий

Редактор Л.Волкова

П оизводственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 р

Заказ 3917 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СС и ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5