Компрессорная станция магистрального газопровода Советский патент 1992 года по МПК F17D1/07 

Изобретение относится к трубопроводному транспорту природного газа, а именно к компрессорным станциям (КС), преимущественно многоцеховым, с параллельной схемойобвязкинагнетателейгазоперекачивающих агрегатов (ГПА) с газотурбинным приводом (ПГП), 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-утилизаторы, 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. №11, с. 5).

Несмотря на увеличение КПД до 40%, такая КС обладает рядом существенных недостатков, главными из которых являются громоздкость и металлоемкость конструкций утилизационного парового контура, включающего в себя котлы-утилизаторы, блок дожигающих устройств, конденсационную установку паропроводы, 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.

со

с

41

XI

ю о

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. - М.: 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 обьема 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 газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом, 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 газотурбинных приводов, и турбину, причем степень повышения давления газа в компрессоре определяется по формуле

к

п - ( 1 +V1 ali ч k-1

UK- i,

3d

К-1

И Ј1 К

0-( fro Ok )-г

где Б1 - степень сжатия газа в нагнетателе рассматриваемой ветви; е-1-степень сжатия газа на компрессорной станции; оьэ/гк - соответственно коэффициент сохранения полного давления газа в теплообменнике и рассматриваемой ветви между нагнетателем и газоперекачивающим агрегатом; К - показатель адиабаты газа.

Приведенная выше формула для расчета Пк носит универсальный характер, так как она справедлива для всех возможных случаев обвязки нагнетаталей ГПА на КС, в том числе и для случая, когда в одной из параллельных ветвей установлен только газоперекачивающийагрегатбезпоследовательно установленного с ним нагнетателя газа с ГТП. Формула для расчета величины Пк в этом частном случае непосредственно вытекает из приведенной выше формулы, если принять еч 1

На фмг. 1 изображена принципиальная технологическая схема цеха многоцеховой КС; на фиг. 2 - схема ГПА, установленного в

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 последовательно расположенные компрессор 25, теплообменник 26 и турбину 27. Теплообменник 26 по линии греющей среды подключей к выходному газоходу 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 охлаждаемой 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, npii этом нагнетатели 3,4 и

5 включены по газу параллельно, а нагнетатели б 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 нагнетатель 3 и ГПА 24.

Газ 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 В 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) газ

нагревается до заданной температуры, после чего расширяется в турбине 27. При этом давление газа за турбиной 27 равно рабочему давлению в магистральном газопроводе, например, 7,45 МПа. Другими еловами, 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 клапан 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, превышающей температуру наружного воздуха примерно на 10°С. Далее через обратный клапан 15 и кран 22 газ подается в выходной трубопровод 2, а затем в линейный участок магистрального газопровода протяженностью 115-120 км.

Оптимальная степень повышения давления газа в компрессоре Пк, соответствующая минимальной температуре газа перед турбиной 27, определяется из равенства работ компрессора 25 и турбины 27, а также баланса давлений по тракту ГПА 24.

В качестве примера конкретного выполнения заявляемого технического решения рассмотрим двухцеховую КС магистрального 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 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.

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 - Ц-16 соответственно 103 кг/с и 643 К, давления и температуры газа на входе в нагреватель 3 соответственно 5,2 МПа и 287 адиабатного КПД нагнетателя 3, компрессора 25 и турбины 21 соответственно 0,81, 0,9 и 0,9, а также е 1,44; Ј1 1,1; ,95; Ok 0,99; ,5.

Поскольку мощность, потребляемая нагнетателем 3, составляет 3,75 МВт, в качестве привода нагнетателя 3 был выбран 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 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/м2К.

Ввиду того, что температура газа после 5 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-Ц- 16, где она равна 333,5 К, для охлаждения 10 газа до заданной температуры 298 К необходимо увеличить количество АВО типа 2АВГ-75 с 13 до 28 шт.. что потребует дополнительных затрат мощности 1110 кВт. Если расход электроэнергии на привод этих АВО 15 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 м3/ч. 0 Поскольку пережог топливного газа на КС вследствие загромождения выходных газоходов ГТП теплообменником 26 равен 1534 м /ч, то экономия топливного газа на двухцеховой КС в результате использования 5 предложенного технического решения составит 2660 м3/ч, что соответствует повыше- нию эффективного КПД КС на 8% (абсолютных).

Снижение вредных выбросов в атмос- 0 феру, пропорционально уменьшению расхода выхлопных газов ГТП на КС и составляет 9,4%.

Таким образом, использование предложенной КС обеспечивает по сравнению с 5 известными следующие преимущества: повышение экономичности за счет утилизации теплоты выхлопных газов ГТП и выполнения компрессора газоперекачивающего агрегата с оптимальной степенью сжатия; улучше- 0 ние экологической обстановки в районе КС в результате снижения вредных выбросов в атмосферу. ,Формула изобретен и я

Компрессорная станция магистрально- 5 го газопровода с параллельным соединением нагнетателей газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом, отличающаяся тем, что, с целью повышения экономичности и снижения вредных выбро- 0 соз в атмосферу за счет утилизации тепла выхлопных газов газовых турбин, в одной из параллельных ветвей дополнительно установлен газоперекачивающий агрегат, включающий последовательно установленные 5 по ходу газа компрессор, теплообменник, подключенный по линии греющей среды к выходным газоходам газотурбинных приводов, и турбину, причем степень повышения Пк давления газа в компрессоре определяется по формуле

-(-. ) :

l,e,JLfL; a(-.)JT±.

где ei - степень сжатия газа в нагнетателе рассматриваемой ветви;

е - степень сжатия газа на компрессорной станции;

ОтоДк - соответственно коэффициенты сохранения полного давления газа в теп- лообменнике и рассматриваемой ветви между нагнетателем и газоперекачивающим агрегатом;

К - показатель адиабаты газа.

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.

фиг/

t

Фиг. 2