RU133250U1

RU133250U1 - GAS DISTRIBUTION STATION

Info

Publication number: RU133250U1
Application number: RU2013121103/06U
Authority: RU
Inventors: Айрат Маратович Гафуров
Priority date: 2013-05-07
Filing date: 2013-05-07
Publication date: 2013-10-10

Abstract

Полезная модель относится к газовой промышленности, а именно, к газораспределительным станциям с применением турбодетандерной технологии понижения давления природного газа, и может быть использована для комбинированной выработки электроэнергии, промышленного холода и конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов за счет использования энергии перепада давления природного газа на входе и выходе газораспределительной станции. Задачей полезной модели является повышение коэффициента полезного действия за счет использования низкотемпературного природного газа для охлаждения отработавших газов газотурбинной установки, исключение пиролиза природного газа, снижение вредных выбросов в окружающую среду за счет уменьшения удельного расхода топлива в газотурбинной установке, а также расширение функциональных возможностей за счет выработки конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов. Технический результат достигается тем, что газораспределительная станция, содержащая магистрали высокого и низкого давления природного газа, соединенные между собой при помощи редуцирующего устройства и через байпасный газопровод, в котором последовательно установлены газотурбинная установка и теплоутилизирующая турбодетандерная установка, каждая из которых имеет электрогенератор, соединенный с потребителем электроэнергии, газотурбинная установка включает в себя газотурбинный двигатель и обращенный газогенератор, причем газотурбинный двигатель содержит входное устройство, воздушный компрессор, камеру сгорания, турбину для привода воздушного компрессора и силовую турбину, за которой установлен обращенный газогенератор, вал силовой турбины соединен с электродвигателем газотурбинной установки, при этом обращенный газогенератор содержит установленные за силовой турбиной турбину перерасширения, дожимающий компрессор и теплообменник-охладитель, установленный перед дожимающим компрессором, причем турбина перерасширения и дожимающий компрессор установлены на общем валу, механически не связанном с валом силовой турбины, согласно предлагаемой полезной модели, снабжена энергоутилизационной турбодетандерной установкой с электрогенератором, соединенным с потребителем электроэнергии, которая выполнена с возможностью выработки низкотемпературного природного газа и конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов, теплоутилизирующая турбодетандерная установка выполнена с возможностью утилизации низкопотенциальной теплоты природного газа, нагретого отработавшими газами обращенного газогенератора газотурбинной установки, а газотурбинная установка выполнена с возможностью охлаждения его обращенного газогенератора вырабатываемым низкотемпературным природным газом, при этом энергоутилизационная турбодетандерная установка содержит теплообменник-охладитель природного газа высокого давления, первый вход которого соединен с магистралью высокого давления природного газа, а первый выход - с входом турбодетандера, выход которого соединен с сепаратором-отделителем жидкой фазы низкотемпературного природного газа, первый выход которого соединен с газотурбинной установкой, а второй выход - с сепаратором-отделителем жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций, соединенным с вторым входом теплообменника-охладителя природного газа высокого давления, второй выход которого соединен с ресивером сжиженной фракции тяжелых углеводородов, причем газотурбинный двигатель снабжен теплообменником-охладителем воздушного компрессора и первым сепаратором-влагоотделителем, установленными перед воздушным компрессором, а обращенный газогенератор снабжен вторым сепаратором-влагоотделителем, установленным перед дожимающим компрессором, вход и выход теплообменника-охладителя воздушного компрессора соединены посредством газопровода низкотемпературного природного газа, соответственно, с первым выходом сепаратора-отделителя жидкой фазы низкотемпературного природного газа и входом теплообменника-охладителя обращенного газогенератора, выход которого соединен с входом турбодетандера теплоутилизирующей установки. При этом вход камеры сгорания газотурбинного двигателя соединен с выходом ресивера сжиженной фракции тяжелых углеводородов, байпасный газопровод имеет первый байпасный трубопровод, соединяющий первый вход и первый выход теплообменника-охладителя природного газа высокого давления, сепаратор-отделитель жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций соединен с ресивером сжиженной фракции тяжелых углеводородов при помощи второго байпасного трубопровода, газопровод низкотемпературного природного газа имеет третий байпасный трубопровод, соединяющий вход и выход теплообменника-охладителя воздушного компрессора, первый и второй сепараторы-влагоотделители выполнены с возможностью дренажного слива, а сепаратор-отделитель жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций выполнен с возможностью отвода твердых примесей. 1 с.п. ф-лы и 4 з.п. ф-лы, 2 ил. The utility model relates to the gas industry, namely, to gas distribution stations using the turbo-expander technology to lower the pressure of natural gas, and can be used for the combined generation of electricity, industrial refrigeration and condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons by using the energy of the differential pressure of natural gas to the inlet and outlet of the gas distribution station. The objective of the utility model is to increase the efficiency due to the use of low-temperature natural gas for cooling the exhaust gases of a gas turbine installation, to eliminate the pyrolysis of natural gas, to reduce harmful emissions into the environment by reducing the specific fuel consumption in a gas turbine installation, as well as to expand the functionality by developing condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons. The technical result is achieved by the fact that a gas distribution station containing high and low pressure highways of natural gas interconnected by a reducing device and through a bypass gas pipeline in which a gas turbine installation and a heat recovery turbine expander are installed, each of which has an electric generator connected to a consumer electric power, gas turbine installation includes a gas turbine engine and a reversed gas generator, and gas The turbine engine contains an input device, an air compressor, a combustion chamber, a turbine for driving an air compressor, and a power turbine, behind which an inverted gas generator is installed, a shaft of the power turbine is connected to an electric motor of the gas turbine installation, while the inverted gas generator contains an over-expansion turbine behind the power turbine, a booster compressor and a heat exchanger-cooler installed in front of the booster compressor, and the over-expansion turbine and booster compressor are installed on and the common shaft, mechanically not connected with the shaft of the power turbine, according to the proposed utility model, is equipped with an energy recovery turbine expander with an electric generator connected to a consumer of electricity, which is configured to produce low-temperature natural gas and condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons, a heat-recovery turbine expander is made with the possibility of utilizing low-grade heat of natural gas heated by exhaust gases a gas generator of a gas turbine installation, and a gas turbine installation is configured to cool its inverted gas generator with produced low-temperature natural gas, wherein the energy recovery turbine expander installation comprises a high pressure natural gas heat exchanger-cooler, the first inlet of which is connected to the high pressure natural gas pipeline, and the first outlet to turboexpander inlet, the outlet of which is connected to a separator-separator of the liquid phase of low-temperature natural gas a, the first outlet of which is connected to a gas turbine unit, and the second outlet - to a separator-separator of the liquid phase of heavy hydrocarbon fractions, connected to the second inlet of a heat exchanger-cooler of high-pressure natural gas, the second outlet of which is connected to a receiver of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons, the gas turbine engine equipped with a heat exchanger-cooler of the air compressor and the first separator-moisture separator installed in front of the air compressor, and the reversed gas generator is equipped with a with a water separator-water separator installed in front of the booster compressor, the inlet and outlet of the air compressor heat exchanger-cooler are connected via a low-temperature natural gas pipeline, respectively, to the first outlet of the low-temperature natural gas liquid phase separator-separator and the inlet of the reversed gas generator heat exchanger-cooler, the output of which is connected to turbo expander inlet of heat recovery unit. The input of the combustion chamber of the gas turbine engine is connected to the output of the receiver of the liquefied heavy hydrocarbon fraction, the bypass gas pipeline has a first bypass pipe connecting the first input and the first output of the high pressure natural gas heat exchanger-cooler, the separator-separator of the liquid phase of the heavy hydrocarbon fractions is connected to the receiver of the liquefied fraction heavy hydrocarbons using a second bypass pipeline, the low-temperature natural gas pipeline has a third bypass pipeline, connecting the inlet and outlet of the heat exchanger-cooler of the air compressor, the first and second separators-moisture separators are made with the possibility of drainage, and the separator-separator of the liquid phase of heavy hydrocarbon fractions is made with the possibility of removal of solid impurities. 1 s.p. f-ly and 4 z.p. f-ly, 2 ill.

Description

Полезная модель относится к газовой промышленности, а именно, к газораспределительным станциям с применением турбодетандерной технологии понижения давления природного газа, и может быть использована для комбинированной выработки электроэнергии, промышленного холода и конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов за счет использования энергии перепада давления природного газа на входе и выходе газораспределительной станции.The utility model relates to the gas industry, namely, to gas distribution stations using the turbo-expander technology to lower the pressure of natural gas, and can be used for the combined generation of electricity, industrial refrigeration and condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons by using the energy of the differential pressure of natural gas to the inlet and outlet of the gas distribution station.

Известна газотурбинная установка (ГТУ), включающая газотурбинный двигатель, за силовой турбиной которого установлен обращенный газогенератор, и основной электрогенератор, соединенный с валом силовой турбины, при этом обращенный газогенератор содержит установленные за силовой турбиной турбину перерасширения, дожимающий компрессор и теплообменник-охладитель перед дожимающим компрессором, причем турбина перерасширения и дожимающий компрессор установлены на общем валу, механически не связанном с валом силовой турбины (Авторское свидетельство СССР №267257, МПК F02C 3/04, опубликовано 10.06.2010).A gas turbine installation (GTU) is known, including a gas turbine engine, behind the power turbine of which an inverted gas generator is installed, and a main electric generator connected to the shaft of the power turbine, while the inverted gas generator contains an over-expansion turbine installed behind the power turbine, a booster compressor and a heat exchanger-cooler in front of the booster compressor moreover, the over-expansion turbine and the booster compressor are mounted on a common shaft that is not mechanically connected to the shaft of the power turbine (Author's certificate USSR Patent Office No. 267257, IPC F02C 3/04, published June 10, 2010).

Недостатком этого технического решения является недостаточно высокая удельная мощность и, как следствие, относительно низкий коэффициент полезного действия (КПД), обусловленные отсутствием утилизации низкопотенциальной теплоты.The disadvantage of this technical solution is the insufficiently high specific power and, as a result, the relatively low coefficient of performance (COP), due to the lack of utilization of low-grade heat.

Наиболее близким техническим решением к настоящей полезной модели является газораспределительная станция, содержащая магистрали высокого и низкого давления природного газа, соединенные между собой при помощи редуцирующего устройства и через байпасный газопровод, в котором последовательно установлены газотурбинная установка и теплоутилизирующая турбодетандерная установка, которая имеет электрогенератор, соединенный с потребителем электроэнергии (Патент RU №2009389, МПК F17D 1/04, 15.03.1994).The closest technical solution to this utility model is a gas distribution station containing high and low pressure highways of natural gas interconnected by a reducing device and through a bypass gas pipeline, in which a gas turbine installation and a heat recovery turbine expander are installed, which has an electric generator connected to electricity consumer (Patent RU No. 2009389, IPC F17D 1/04, 03/15/1994).

Основным недостатком известной газораспределительной станции является недостаточно высокий коэффициент полезного действия (до 45%), связанный с особенностями термодинамического цикла газотурбинной установки с регенерацией тепла.The main disadvantage of the known gas distribution station is the low efficiency (up to 45%) associated with the peculiarities of the thermodynamic cycle of a gas turbine installation with heat recovery.

Природный газ в теплообменнике-утилизаторе омывается высокотемпературным потоком продуктов сгорания (350…500°С) газотурбинного двигателя, что приводит к пиролизу природного газа и ухудшает его физические и термодинамические свойства.Natural gas in a heat exchanger-heat exchanger is washed by a high-temperature flow of combustion products (350 ... 500 ° C) of a gas turbine engine, which leads to the pyrolysis of natural gas and impairs its physical and thermodynamic properties.

Дросселирование газотурбинного двигателя за счет регулирования температуры в камере сгорания приводит (на режимах пониженной мощности) к повышению удельного расхода топлива и увеличению выбросов загрязняющих веществ с продуктами сгорания.The throttling of a gas turbine engine by controlling the temperature in the combustion chamber (at low power modes) leads to an increase in specific fuel consumption and an increase in emissions of pollutants from combustion products.

Кроме этого, недостатком известной газораспределительной станции являются ограниченные функциональные возможности, так как она не позволяет вырабатывать конденсат в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов.In addition, the disadvantage of the known gas distribution station is limited functionality, since it does not allow the generation of condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons.

Задачей полезной модели является повышение коэффициента полезного действия за счет использования низкотемпературного природного газа для охлаждения отработавших газов газотурбинной установки, исключение пиролиза природного газа, снижение вредных выбросов в окружающую среду за счет уменьшения удельного расхода топлива в газотурбинной установке, а также расширение функциональных возможностей за счет выработки конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов.The objective of the utility model is to increase the efficiency due to the use of low-temperature natural gas for cooling the exhaust gases of a gas turbine installation, to eliminate the pyrolysis of natural gas, to reduce harmful emissions into the environment by reducing the specific fuel consumption in a gas turbine installation, as well as to expand the functionality by developing condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons.

Технический результат достигается тем, что газораспределительная станция, содержащая магистрали высокого и низкого давления природного газа, соединенные между собой при помощи редуцирующего устройства и через байпасный газопровод, в котором последовательно установлены газотурбинная установка и теплоутилизирующая турбодетандерная установка, каждая из которых имеет электрогенератор, соединенный с потребителем электроэнергии, газотурбинная установка включает в себя газотурбинный двигатель и обращенный газогенератор, причем газотурбинный двигатель содержит входное устройство, воздушный компрессор, камеру сгорания, турбину для привода воздушного компрессора и силовую турбину, за которой установлен обращенный газогенератор, вал силовой турбины соединен с электродвигателем газотурбинной установки, при этом обращенный газогенератор содержит установленные за силовой турбиной турбину перерасширения, дожимающий компрессор и теплообменник-охладитель, установленный перед дожимающим компрессором, причем турбина перерасширения и дожимающий компрессор установлены на общем валу, механически не связанном с валом силовой турбины, согласно предлагаемой полезной модели, снабжена энергоутилизационной турбодетандерной установкой с электрогенератором, соединенным с потребителем электроэнергии, которая выполнена с возможностью выработки низкотемпературного природного газа и конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов, теплоутилизирующая турбодетандерная установка выполнена с возможностью утилизации низкопотенциальной теплоты природного газа, нагретого отработавшими газами обращенного газогенератора газотурбинной установки, а газотурбинная установка выполнена с возможностью охлаждения его обращенного газогенератора вырабатываемым низкотемпературным природным газом, при этом энергоутилизационная турбодетандерная установка содержит теплообменник-охладитель природного газа высокого давления, первый вход которого соединен с магистралью высокого давления природного газа, а первый выход - с входом турбодетандера, выход которого соединен с сепаратором-отделителем жидкой фазы низкотемпературного природного газа, первый выход которого соединен с газотурбинной установкой, а второй выход - с сепаратором-отделителем жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций, соединенным с вторым входом теплообменника-охладителя природного газа высокого давления, второй выход которого соединен с ресивером сжиженной фракции тяжелых углеводородов, причем газотурбинный двигатель снабжен теплообменником-охладителем воздушного компрессора и первым сепаратором-влагоотделителем, установленными перед воздушным компрессором, а обращенный газогенератор снабжен вторым сепаратором-влагоотделителем, установленным перед дожимающим компрессором, вход и выход теплообменника-охладителя воздушного компрессора соединены посредством газопровода низкотемпературного природного газа, соответственно, с первым выходом сепаратора-отделителя жидкой фазы низкотемпературного природного газа и входом теплообменника-охладителя обращенного газогенератора, выход которого соединен с входом турбодетандера теплоутилизирующей установки.The technical result is achieved by the fact that a gas distribution station containing high and low pressure highways of natural gas interconnected by a reducing device and through a bypass gas pipeline in which a gas turbine installation and a heat recovery turbine expander are installed, each of which has an electric generator connected to a consumer electric power, gas turbine installation includes a gas turbine engine and a reversed gas generator, and gas The turbine engine contains an input device, an air compressor, a combustion chamber, a turbine for driving an air compressor, and a power turbine, behind which an inverted gas generator is installed, a shaft of the power turbine is connected to an electric motor of the gas turbine installation, while the inverted gas generator contains an over-expansion turbine behind the power turbine, a booster compressor and a heat exchanger-cooler installed in front of the booster compressor, and the over-expansion turbine and booster compressor are installed on and the common shaft, mechanically not connected with the shaft of the power turbine, according to the proposed utility model, is equipped with an energy recovery turbine expander with an electric generator connected to a consumer of electricity, which is configured to produce low-temperature natural gas and condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons, a heat-recovery turbine expander is made with the possibility of utilizing low-grade heat of natural gas heated by exhaust gases a gas generator of a gas turbine installation, and a gas turbine installation is configured to cool its inverted gas generator with produced low-temperature natural gas, wherein the energy recovery turbine expander installation comprises a high pressure natural gas heat exchanger-cooler, the first inlet of which is connected to the high pressure natural gas pipeline, and the first outlet to turboexpander inlet, the outlet of which is connected to a separator-separator of the liquid phase of low-temperature natural gas a, the first outlet of which is connected to a gas turbine unit, and the second outlet - to a separator-separator of the liquid phase of heavy hydrocarbon fractions, connected to the second inlet of a heat exchanger-cooler of high-pressure natural gas, the second outlet of which is connected to a receiver of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons, the gas turbine engine equipped with a heat exchanger-cooler of the air compressor and the first separator-moisture separator installed in front of the air compressor, and the reversed gas generator is equipped with a with a water separator-water separator installed in front of the booster compressor, the inlet and outlet of the air compressor heat exchanger-cooler are connected via a low-temperature natural gas pipeline, respectively, to the first outlet of the low-temperature natural gas liquid phase separator-separator and the inlet of the reversed gas generator heat exchanger-cooler, the output of which is connected to turbo expander inlet of heat recovery unit.

При этом вход камеры сгорания газотурбинного двигателя соединен с выходом ресивера сжиженной фракции тяжелых углеводородов, байпасный газопровод имеет первый байпасный трубопровод, соединяющий первый вход и первый выход теплообменника-охладителя природного газа высокого давления, сепаратор-отделитель жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций соединен с ресивером сжиженной фракции тяжелых углеводородов при помощи второго байпасного трубопровода, газопровод низкотемпературного природного газа имеет третий байпасный трубопровод, соединяющий вход и выход теплообменника-охладителя воздушного компрессора, первый и второй сепараторы-влагоотделители выполнены с возможностью дренажного слива, а сепаратор-отделитель жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций выполнен с возможностью отвода твердых примесей.The input of the combustion chamber of the gas turbine engine is connected to the output of the receiver of the liquefied heavy hydrocarbon fraction, the bypass gas pipeline has a first bypass pipe connecting the first input and the first output of the high pressure natural gas heat exchanger-cooler, the separator-separator of the liquid phase of the heavy hydrocarbon fractions is connected to the receiver of the liquefied fraction heavy hydrocarbons using a second bypass pipeline, the low-temperature natural gas pipeline has a third bypass pipeline, connecting the inlet and outlet of the heat exchanger-cooler of the air compressor, the first and second separators-moisture separators are made with the possibility of drainage, and the separator-separator of the liquid phase of heavy hydrocarbon fractions is made with the possibility of removal of solid impurities.

Таким образом, основным техническим результатом является повышение коэффициента полезного действия благодаря наличию энергоутилизационной турбодетандерной установки, вырабатывающей низкотемпературный природный газ, выполнению газотурбинной установки в виде газотурбинной установки с обращенным газогенератором, охлаждаемого низкотемпературным природным газом, и выполнению теплоутилизирующей турбодетандерной установки с возможностью утилизации низкопотенциальной теплоты природного газа, нагретого отработавшими газами обращенного газогенератора.Thus, the main technical result is an increase in the efficiency due to the presence of an energy recovery turbine expander unit producing low-temperature natural gas, the implementation of a gas turbine unit in the form of a gas turbine unit with a reversed gas generator, cooled by a low-temperature natural gas, and the implementation of a heat-utilizing turbine expander unit with the possibility of utilizing low heat heated exhaust gas gas generator.

Кроме этого, техническим результатом является исключение пиролиза природного газа, а также снижение вредных выбросов в окружающую среду за счет использования обращенного газогенератора, расширение функциональных возможностей благодаря наличию энергоутилизационной турбодетандерной установки, выполненной с возможностью выработки конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов.In addition, the technical result is the exclusion of pyrolysis of natural gas, as well as the reduction of harmful emissions into the environment through the use of a reversed gas generator, the expansion of functionality due to the presence of an energy recovery turbine expander, configured to produce condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons.

Сущность полезной модели поясняется чертежами, где на фиг.1 изображена укрупненная блок-схема предлагаемой газораспределительной станции, а на фиг.2 - принципиальная схема предлагаемой газораспределительной станции.The essence of the utility model is illustrated by drawings, where in Fig.1 shows an enlarged block diagram of the proposed gas distribution station, and Fig.2 is a schematic diagram of the proposed gas distribution station.

На чертеже цифрами обозначены:In the drawing, the numbers indicate:

1 - магистраль высокого давления природного газа,1 - high-pressure highway of natural gas,

2 - магистраль низкого давления природного газа,2 - highway low pressure natural gas,

3 - редуцирующее устройство,3 - reducing device

4 - байпасный газопровод,4 - bypass gas pipeline,

5 - газотурбинная установка с обращенным газогенератором,5 - gas turbine unit with a reversed gas generator,

6- электрогенератор газотурбинной установки,6 - electric generator of a gas turbine installation,

7 - теплоутилизирующая турбодетандерная установка,7 - heat recovery turbine expander,

8 - электрогенератор теплоутилизирующей установки,8 - electric generator heat recovery installation,

9 - газотурбинный двигатель,9 - gas turbine engine,

10 - обращенный газогенератор,10 - reversed gas generator,

11 - входное устройство,11 - input device

12 - воздушный компрессор,12 - air compressor,

13 - камера сгорания,13 - combustion chamber,

14 - турбина для привода воздушного компрессора,14 - turbine for driving an air compressor,

15 - силовая турбина,15 - power turbine,

16 - вал силовой турбины,16 - shaft of a power turbine,

17 - турбина перерасширения,17 - over-expansion turbine,

18 - дожимающий компрессор,18 - booster compressor,

19 - теплообменник-охладитель обращенного газогенератора,19 - heat exchanger-cooler reversed gas generator,

20 - вал турбины перерасширения,20 - shaft turbine overexpansion,

21 - энергоутилизационная турбодетандерная установка,21 - energy recovery turbine expander,

22 - электрогенератор энергоутилизационной установки,22 - electric generator energy recovery installation,

23 - теплообменник-охладитель природного газа высокого давления,23 - heat exchanger-cooler natural gas high pressure,

24 - турбодетандер энергоутилизационной установки,24 - turboexpander energy recovery installation,

25 - сепаратор-отделитель жидкой фазы низкотемпературного природного газа,25 - separator-separator of the liquid phase of the low-temperature natural gas,

26 - сепаратор-отделитель жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций,26 - separator-separator of the liquid phase of the heavy hydrocarbon fractions,

27 - ресивер сжиженной фракции тяжелых углеводородов,27 - receiver liquefied fractions of heavy hydrocarbons,

28 - теплообменник-охладитель воздушного компрессора,28 - heat exchanger-cooler air compressor,

29 - первый сепаратор-влагоотделитель,29 - the first separator-moisture separator,

30 - второй сепаратор-влагоотделитель,30 - a second separator-moisture separator,

31 - газопровод низкотемпературного природного газа,31 - gas pipeline low-temperature natural gas,

32 - первый байпасный трубопровод,32 - the first bypass pipe

33 - второй байпасный трубопровод,33 - second bypass pipe

34 - третий байпасный трубопровод.34 - the third bypass pipeline.

Газораспределительная станция (фиг.1) содержит магистрали высокого 1 и низкого 2 давления природного газа, соединенные между собой при помощи редуцирующего устройства 3 и через байпасный газопровод 4.The gas distribution station (Fig. 1) contains high-pressure and high-pressure lines of natural gas 2 connected to each other by means of a reducing device 3 and through a bypass gas pipeline 4.

В байпасном газопроводе 4 последовательно установлены газотурбинная установка 5, имеющая электрогенератор 6, и теплоутилизирующая турбодетандерная установка 7, имеющая электрогенератор 8. Электрогенераторы 6 и 8 соединены с потребителем электроэнергии, например с компрессорной станцией.In the bypass gas line 4, a gas turbine unit 5 having an electric generator 6 and a heat recovery turbine expander 7 having an electric generator 8 are sequentially installed. The electric generators 6 and 8 are connected to a power consumer, for example, to a compressor station.

Газотурбинная установка 5 (фиг.2) включает в себя газотурбинный двигатель 9 и обращенный газогенератор 10, установленный за газотурбинным двигателем.The gas turbine unit 5 (FIG. 2) includes a gas turbine engine 9 and an inverted gas generator 10 installed behind the gas turbine engine.

Газотурбинный двигатель 9 содержит входное устройство 11, воздушный компрессор 12, камеру сгорания 13, турбину 14 для привода воздушного компрессора и силовую турбину 15, вал 16 которой соединен с электродвигателем 6 газотурбинной установки 5.The gas turbine engine 9 comprises an input device 11, an air compressor 12, a combustion chamber 13, a turbine 14 for driving an air compressor, and a power turbine 15, the shaft 16 of which is connected to an electric motor 6 of the gas turbine unit 5.

Обращенный газогенератор 10 содержит установленные за силовой турбиной 15 турбину 17 перерасширения, дожимающий компрессор 18 и теплообменник-охладитель 19 обращенного газогенератор.The inverted gas generator 10 comprises an over-expansion turbine 17 installed behind the power turbine 15, a booster compressor 18 and an inverted gas generator heat exchanger-cooler 19.

Теплообменник-охладитель 19 установлен перед дожимающим компрессором 18.The heat exchanger-cooler 19 is installed in front of the booster compressor 18.

Турбина 17 перерасширения и дожимающий компрессор 18 установлены на общем валу 20, механически не связанном с валом 16 силовой турбины 15.The over-expansion turbine 17 and the booster compressor 18 are mounted on a common shaft 20, which is not mechanically connected to the shaft 16 of the power turbine 15.

Отличием предлагаемой газораспределительной станции является то, что она снабжена энергоутилизационной турбодетандерной установкой 21 с электрогенератором 22, соединенным с потребителем электроэнергии (фиг.2).The difference of the proposed gas distribution station is that it is equipped with an energy recovery turbine expander 21 with an electric generator 22 connected to a consumer of electricity (figure 2).

Энергоутилизационная турбодетандерная установка 21 выполнена с возможностью выработки низкотемпературного природного газа и конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов.The energy recovery turbine expander 21 is configured to produce low temperature natural gas and condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons.

Газотурбинная установка 5 выполнена с возможностью охлаждения его обращенного газогенератора 10 вырабатываемым низкотемпературным природным газом.The gas turbine unit 5 is arranged to cool its inverted gas generator 10 with the generated low-temperature natural gas.

Теплоутилизирующая турбодетандерная установка 7 выполнена с возможностью утилизации низкопотенциальной теплоты природного газа, нагретого отработавшими газами обращенного газогенератора газотурбинной установки 5.The heat recovery turbine expander 7 is configured to utilize the low potential heat of natural gas heated by the exhaust gases of the reverse gas generator of the gas turbine 5.

Энергоутилизационная турбодетандерная установка (фиг.2) содержит теплообменник-охладитель 23 природного газа высокого давления, турбодетандер 24 с электрогенератором 22, сепаратор-отделитель 25 жидкой фазы низкотемпературного природного газа, сепаратор-отделитель 26 жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций и ресивер 27 сжиженной фракции тяжелых углеводородов.The energy recovery turbine expander unit (Fig. 2) comprises a high pressure natural gas heat exchanger-cooler 23, a turboexpander 24 with an electric generator 22, a separator-separator 25 of the liquid phase of the low-temperature natural gas, a separator-separator 26 of the liquid phase of the heavy hydrocarbon fractions and a receiver 27 of the liquefied fraction of heavy hydrocarbons .

Первый вход теплообменника-охладителя 23 природного газа высокого давления соединен с магистралью 1 высокого давления природного газа, а первый выход теплообменника-охладителя 23 - с входом турбодетандера 24.The first input of the heat exchanger-cooler 23 of high pressure natural gas is connected to the high-pressure line 1 of natural gas, and the first output of the heat exchanger-cooler 23 is connected to the inlet of the expander 24.

Выход турбодетандера 24 соединен с сепаратором-отделителем 25 жидкой фазы низкотемпературного природного газа.The output of the turboexpander 24 is connected to a separator-separator 25 of the liquid phase of the low-temperature natural gas.

Первый выход сепаратора-отделителя 25 жидкой фазы низкотемпературного природного газа соединен с газотурбинной установкой 5 с обращенным газогенератором 10.The first output of the separator-separator 25 of the liquid phase of the low-temperature natural gas is connected to a gas turbine unit 5 with a reversed gas generator 10.

Второй выход сепаратора-отделителя 25 соединен с сепаратором-отделителем 26 жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций.The second output of the separator-separator 25 is connected to a separator-separator 26 of the liquid phase of the heavy hydrocarbon fractions.

Сепаратор-отделитель 26 жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций соединен с вторым входом теплообменника-охладителя 23 природного газа высокого давления.The separator-separator 26 of the liquid phase of the heavy hydrocarbon fractions is connected to the second input of the heat exchanger-cooler 23 of high-pressure natural gas.

Второй выход теплообменника-охладителя 23 соединен с ресивером 27 сжиженной фракции тяжелых углеводородов.The second output of the heat exchanger-cooler 23 is connected to the receiver 27 of the liquefied fraction of heavy hydrocarbons.

Газотурбинный двигатель 9 (фиг.2) снабжен теплообменником-охладителем 28 воздушного компрессора и первым сепаратором-влагоотделителем 29, установленными перед воздушным компрессором 12.The gas turbine engine 9 (figure 2) is equipped with a heat exchanger-cooler 28 of the air compressor and the first separator-moisture separator 29 installed in front of the air compressor 12.

Обращенный газогенератор (фиг.2) снабжен вторым сепаратором-влагоотделителем 30, установленным перед дожимающим компрессором 18.Reversed gas generator (figure 2) is equipped with a second separator-moisture separator 30 installed in front of the booster compressor 18.

Вход теплообменника-охладителя 28 воздушного компрессора соединен, посредством газопровода 31 низкотемпературного природного газа, с первым выходом сепаратора-отделителя 25 жидкой фазы низкотемпературного природного газа, т.е. первый выход сепаратора-отделителя 25 жидкой фазы низкотемпературного природного газа соединен с газотурбинной установкой 5 посредством газопровода 31 низкотемпературного природного газа.The inlet of the heat exchanger-cooler 28 of the air compressor is connected, via a low-temperature natural gas pipeline 31, to a first outlet of a separator-separator 25 of the liquid phase of the low-temperature natural gas, i.e. the first output of the separator-separator 25 of the liquid phase of the low-temperature natural gas is connected to the gas turbine unit 5 through the gas pipeline 31 of the low-temperature natural gas.

Выход теплообменника-охладителя 28 воздушного компрессора соединен, посредством газопровода 31 низкотемпературного природного газа, с входом теплообменника-охладителя 19 обращенного газогенератора 10.The output of the heat exchanger-cooler 28 of the air compressor is connected, through the gas pipe 31 of the low-temperature natural gas, to the input of the heat exchanger-cooler 19 of the inverted gas generator 10.

Выход теплообменника-охладителя 19 обращенного газогенератора 10 соединен с входом турбодетандера 7 теплоутилизирующей установки.The output of the heat exchanger-cooler 19 of the inverted gas generator 10 is connected to the inlet of the turbo expander 7 of the heat recovery unit.

Вход камеры сгорания 13 газотурбинного двигателя 9 соединен с выходом ресивера 27 сжиженной фракции тяжелых углеводородов.The input of the combustion chamber 13 of the gas turbine engine 9 is connected to the output of the receiver 27 of the liquefied fraction of heavy hydrocarbons.

Байпасный газопровод 4 имеет первый 32 байпасный трубопровод, соединяющий первый вход и первый выход теплообменника-охладителя 23 природного газа высокого давления.The bypass gas line 4 has a first 32 bypass line connecting the first inlet and the first outlet of the high pressure natural gas heat exchanger-cooler 23.

Сепаратор-отделитель 26 жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций соединен с ресивером 27 сжиженной фракции тяжелых углеводородов при помощи второго 33 байпасного трубопровода.The separator-separator 26 of the liquid phase of the heavy hydrocarbon fractions is connected to the receiver 27 of the liquefied fraction of heavy hydrocarbons using the second 33 bypass pipeline.

Газопровод 31 низкотемпературного природного газа имеет третий 34 байпасный трубопровод, соединяющий вход и выход теплообменника-охладителя 28 воздушного компрессора.The low-temperature natural gas pipeline 31 has a third bypass pipe 34 connecting the input and output of the heat exchanger-cooler 28 of the air compressor.

Первый 29 и второй 30 сепараторы-влагоотделители выполнены с возможностью дренажного слива.The first 29 and second 30 separators-dehumidifiers are made with the possibility of drainage discharge.

Сепаратор-отделитель 26 жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций выполнен с возможностью отвода твердых примесей.The separator-separator 26 of the liquid phase of the heavy hydrocarbon fractions is configured to discharge solid impurities.

Предлагаемая газораспределительная станция работает следующим образом.The proposed gas distribution station operates as follows.

Природный газ забирают из магистрали 1 высокого давления перед редуцирующим устройством 3 и через байпасный газопровод 4 направляют в энергоутилизационную турбодетандерную установку 21 для выработки низкотемпературного природного газа и конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов при расширении в турбодетандере 24 установки 21.Natural gas is taken from the high-pressure line 1 in front of the reducing device 3 and sent through the bypass gas line 4 to the energy recovery turbine expander 21 to produce low-temperature natural gas and condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons when expanded in the turbine expander 24 of the installation 21.

При положительных температурах окружающей среды, забираемый природный газ из магистрали 1 высокого давления охлаждают в теплообменнике-охладителе 23 природного газа высокого давления с помощью выработанного конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов. При отрицательных температурах окружающей среды, забираемый природный газ из магистрали 1 высокого давления направляют непосредственно в турбодетандер 24 установки 21 через первый байпасный трубопровод 32.At positive ambient temperatures, the natural gas taken from the high-pressure line 1 is cooled in a heat exchanger-cooler 23 of high-pressure natural gas using the generated condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons. At negative ambient temperatures, the natural gas taken from the high-pressure line 1 is sent directly to the turboexpander 24 of the installation 21 through the first bypass pipe 32.

Срабатывание избыточного давления природного газа в турбодетандере 24 установки 21 сопровождается резким снижением температуры газа, что становится причиной выпадения твердых гидратов воды, углекислого газа CO₂ и конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов. Мощность турбодетандера 24 передается соединенному на одном валу электрогенератору 22. Низкотемпературный природный газ на выходе из турбодетандера 24 установки 21 направляют в сепаратор-отделитель 25 жидкой фазы низкотемпературного природного газа.The overpressure of natural gas in the turboexpander 24 of unit 21 is accompanied by a sharp decrease in gas temperature, which causes the precipitation of solid hydrates of water, carbon dioxide CO ₂ and condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons. The power of the turboexpander 24 is transmitted to a generator 22 connected to the same shaft. The low-temperature natural gas at the outlet of the turboexpander 24 of the installation 21 is sent to a liquid-phase low-temperature natural gas separator-separator 25.

Отсепарированный конденсат в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов с примесью твердых частиц CO₂ и гидратов воды направляют в сепаратор-отделитель 26 жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций для извлечения твердых примесей и их удаления через имеющийся отвод твердых примесей.The separated condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons with an admixture of solid particles of CO ₂ and water hydrates is sent to a separator-separator 26 of the liquid phase of the heavy hydrocarbon fractions to extract solid impurities and remove them through the existing removal of solid impurities.

Очищенный конденсат в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов может использоваться для охлаждения природного газа высокого давления в теплообменнике-охладителе 23 при положительных температурах окружающей среды, а при отрицательных температурах окружающей среды может непосредственно подаваться в ресивер 27 через второй байпасный 33 трубопровод.The purified condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons can be used to cool high-pressure natural gas in a heat exchanger-cooler 23 at positive ambient temperatures, and at negative ambient temperatures it can be directly supplied to receiver 27 through a second bypass pipe 33.

Выработанный конденсат в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов может использоваться для сжигания в камере сгорания 13 газотурбинной установки 5, посредством подачи его через ресивер 27.The produced condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons can be used for burning in a combustion chamber 13 of a gas turbine unit 5 by supplying it through a receiver 27.

При этом использование конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов позволяет охлаждать стенки жаровых труб в процессе испарения топливного конденсата в пристенной зоне камере сгорания 13.The use of condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons allows cooling the walls of the flame tubes during the evaporation of fuel condensate in the wall zone of the combustion chamber 13.

Выполнение жаровой трубы камеры сгорания с испарительной камерой, которая образована двумя концентрично расположенными стенками жаровой трубы (на чертеже условно не показаны), позволяет улучшить теплоотвод от нагретых стенок жаровой трубы. При этом повышается эффективность использования топливного конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов при его испарении и газификации непосредственно в испарительной камере, обеспечивая тем самым снижение термических напряжений в стенках жаровой трубы, возникающих вследствие перепадов температур на стенках жаровых труб. Кроме этого, повышается надежность работы камеры сгорания и ресурс газотурбинного двигателя.The implementation of the flame tube of the combustion chamber with an evaporation chamber, which is formed by two concentrically arranged walls of the flame tube (not shown conventionally in the drawing), allows to improve the heat removal from the heated walls of the flame tube. This increases the efficiency of the use of fuel condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons during its evaporation and gasification directly in the evaporation chamber, thereby ensuring a reduction in thermal stresses in the walls of the flame tube arising from temperature differences on the walls of the flame tubes. In addition, the reliability of the combustion chamber and the life of the gas turbine engine are increased.

Отсепарированный низкотемпературный природный газ направляют в теплообменник-охладитель 28 воздушного компрессора газотурбинной установки 5 с обращенным газогенератором, через газопровод 31 низкотемпературного природного газа.The separated low-temperature natural gas is sent to the heat exchanger-cooler 28 of the air compressor of the gas turbine unit 5 with the inverted gas generator through the low-temperature natural gas pipeline 31.

Теплообменник-охладитель 28 воздушного компрессора используют при положительных температурах окружающей среды, для осушения наружного воздуха, при котором происходит конденсация влаги с дальнейшим дренажным сливом выделившейся влаги.The heat exchanger-cooler 28 of the air compressor is used at positive ambient temperatures to dry the outside air, at which moisture condensation occurs with a further drainage of the released moisture.

При отрицательных температурах окружающей среды отсепарированный низкотемпературный природный газ направляют непосредственно в теплообменник-охладитель 19 обращенного газогенератора газотурбинной установки 5 через газопровод 31 низкотемпературного природного газа, посредством третьего байпасного трубопровода 34.At negative ambient temperatures, the separated low-temperature natural gas is sent directly to the heat exchanger-cooler 19 of the inverted gas generator of the gas turbine unit 5 through the low-temperature natural gas pipeline 31, through the third bypass pipe 34.

Обращенный газогенератор 10 газотурбинной установки 5 охлаждают низкотемпературным природным газом, вырабатываемым в энергоутилизационной турбодетандерной установке 21. В процессе теплообмена низкотемпературного природного газа с отработавшими газами обращенного газогенератора, происходит осушение отработавших газов обращенного газогенератора 10 с дальнейшим дренажным сливом выделившейся влаги.The inverted gas generator 10 of the gas turbine unit 5 is cooled by low-temperature natural gas produced in the energy recovery turbine expander 21. In the process of heat exchange of the low-temperature natural gas with exhaust gases from the inverted gas generator, the exhaust gases of the inverted gas generator 10 are drained with further drainage drainage.

Низкотемпературный природный газ, нагретый полученной теплотой от отработавших газов обращенного газогенератора 10 газотурбинной установки 5, направляют в теплоутилизирующую турбодетандерную установку 7 для утилизации низкопотенциальной теплоты природного газа высокого давления при его расширении в теплоутилизирующей турбодетандерной установке 7, который на выходе, через байпасный газопровод 4, соединен с магистралью 2 низкого давления природного газа. Мощность теплоутилизирующей турбодетандерной установки 7 передается соединенному на одном валу электрогенератору 8.The low-temperature natural gas heated by the heat generated from the exhaust gas from the inverted gas generator 10 of the gas turbine unit 5 is sent to a heat-utilizing turbine expander 7 to utilize the low potential heat of high-pressure natural gas when it expands into a heat-utilizing turbine expander 7, which is exited through a bypass gas line 4 with line 2 low pressure natural gas. The power of the heat-utilizing turboexpander unit 7 is transmitted to an electric generator 8 connected to one shaft.

Работа газотурбинной установки 5 с обращенным газогенератором 10 осуществляется по схеме:The operation of the gas turbine unit 5 with the inverted gas generator 10 is carried out according to the scheme:

всос наружного воздуха в проточную часть воздушного компрессора 12,the suction of external air into the flow part of the air compressor 12,

охлаждение и осушение в теплообменнике-охладителе 28 воздушного компрессора 12,cooling and drying in the heat exchanger-cooler 28 of the air compressor 12,

сжатие его в многоступенчатом воздушном компрессоре 12,compressing it in a multi-stage air compressor 12,

подвод теплоты в камере сгорания 13,supply of heat in the combustion chamber 13,

расширение в компрессорной турбине 14 и силовой турбине 15,expansion in a compressor turbine 14 and a power turbine 15,

перерасширение в турбине 17 обращенного газогенератора 10,overexpansion in the turbine 17 of the inverted gas generator 10,

охлаждение и осушение в теплообменнике-охладителе 19,cooling and drying in the heat exchanger-cooler 19,

сжатие в дожимающем компрессоре 18.compression in the booster compressor 18.

Мощность силовой турбины 15 газотурбинной установки 5 передается соединенному на одном валу 16 электрогенератору 6.The power of the power turbine 15 of the gas turbine unit 5 is transmitted to an electric generator 6 connected to one shaft 16.

Пример 1 конкретного выполнения.Example 1 specific implementation.

Предлагаемая газораспределительная станция, имеющая газотурбинную установку 5 на основе газотурбинного двигателя 9 (ГТД) типа НК-16СТ с расчетным эффективным КПД η_e=0,277.The proposed gas distribution station having a gas turbine unit 5 based on a gas turbine engine 9 (gas turbine engine) of the NK-16ST type with an estimated effective efficiency η _e = 0.277.

Газотурбинный двигатель типа НК-16СТ при использовании обращенного газогенератора 10, установленного в существующем газоходе за силовой турбиной 15 ГТД, имеет следующие параметры термодинамического цикла:A gas turbine engine of the NK-16ST type, when using a reversed gas generator 10 installed in an existing gas duct behind a gas turbine 15 turbine engine, has the following thermodynamic cycle parameters:

температуру осушенного воздуха на входе в компрессор 12 Т_ов=273,15 К,the temperature of the dried air at the inlet to the compressor 12 T _ov = 273.15 K,

расход циклового воздуха 78,87 кг/с,cyclic air flow rate 78.87 kg / s,

степень повышения давления в компрессоре 12 π_k=9,5744,the degree of pressure increase in the compressor 12 π _k = 9.5744,

температуру в камере сгорания 13 T_кc=1100 К,the temperature in the combustion chamber 13 T _cc = 1100 K,

расход топливного газа в камере сгорания 0,8824 кг/с,fuel gas consumption in the combustion chamber 0.8824 kg / s,

температуру продуктов сгорания перед силовой турбиной 15 Т_г=826,34 К,the temperature of the combustion products in front of the power turbine 15 T _g = 826.34 K,

температуру продуктов сгорания за турбиной перерасширения 17 обращенного газогенератора 10 на входе в теплообменник-охладитель 19 T_г=522,3 К,the temperature of the combustion products behind the over-expansion turbine 17 of the reversed gas generator 10 at the inlet to the heat exchanger-cooler 19 T _g = 522.3 K

давление продуктов сгорания за турбиной перерасширения 17 обращенного газогенератора 10 на входе в теплообменник-охладитель 19 Р_г=0,0361 МПа,the pressure of the combustion products behind the over-expansion turbine 17 of the inverted gas generator 10 at the inlet to the heat exchanger-cooler 19 P _g = 0.0361 MPa,

температуру продуктов сгорания на входе в дожимающий компрессор 18 за теплообменником-охладителем 19 обращенного газогенератора 10 T_г=273,15 К,the temperature of the combustion products at the inlet to the booster compressor 18 behind the heat exchanger-cooler 19 of the inverted gas generator 10 T _g = 273.15 K,

давление продуктов сгорания на входе в дожимающий компрессор 18 за теплообменником-охладителем 19 обращенного газогенератора 10 Р_г=0,0346 МПа,the pressure of the combustion products at the inlet to the booster compressor 18 behind the heat exchanger-cooler 19 of the inverted gas generator 10 P _g = 0,0346 MPa,

эффективный КПД η_е=0,353,effective efficiency η _e = 0.353,

температуру продуктов сгорания на выхлопе за дожимающим компрессором 18 обращенного газогенератора 383,13 К.the temperature of the combustion products in the exhaust behind the booster compressor 18 of the inverted gas generator 383.13 K.

Применение указанного ГТД с обращенным газогенератором позволяет получить эффективную мощность на валу 16 силовой турбины 15 для привода электрогенератора 6, равную 16 МВт.The use of the specified gas turbine engine with a reversed gas generator allows to obtain effective power on the shaft 16 of the power turbine 15 to drive the electric generator 6, equal to 16 MW.

При этом для понижения давления транспортируемого природного газа при начальном давлении 5,5 МПа и расходе в 100 кг/с, используются:In order to reduce the pressure of the transported natural gas at an initial pressure of 5.5 MPa and a flow rate of 100 kg / s, the following are used:

энергоутилизационная турбодетандерная установка 21, включающая следующие элементы:energy recovery turbine expander 21, including the following elements:

теплообменник-охладитель 23 природного газа высокого давления с параметрами:heat exchanger-cooler 23 high-pressure natural gas with parameters:

природный газ на входе Т_пг=288,15 К, Р_пг=5,5 МПа,natural gas at the inlet T _pg = 288.15 K, P _pg = 5.5 MPa,

природный газ на выходе Т_пг=285,15 К, Р_пг=5,4 МПа,natural gas at the outlet T _pg = 285.15 K, P _pg = 5.4 MPa,

очищенный конденсат на входе Т_ок=255,75 К, Р_ок=3,1 МПа,purified condensate at the inlet T _ok = 255.75 K, P _ok = 3.1 MPa,

очищенный конденсат на выходе Т_ок=275,91 К, Р_ок=3 МПа,purified condensate at the outlet T _ok = 275.91 K, P _ok = 3 MPa,

расход очищенного конденсата G_oк=9,9 кг/с;the consumption of purified condensate G _o = 9.9 kg / s;

турбодетандер 24 энергоутилизационной установки 21, имеющий расчетный изоэнтропийный КПД=0,87 с параметрами:a turboexpander 24 of an energy recovery plant 21 having an estimated isentropic efficiency = 0.87 with parameters:

природный газ на входе Т_пг=285,15 К, Р_пг=5,4 МПа,natural gas at the inlet T _pg = 285.15 K, P _pg = 5.4 MPa,

низкотемпературный природный газ на выходе Т_пг=254,54К, Р_пг=3,3 МПа,low-temperature natural gas at the outlet T _pg = 254.54K, P _pg = 3.3 MPa,

мощность для привода электрогенератора 22, равна 4,782 МВт;the power for driving the electric generator 22 is equal to 4.782 MW;

сепаратор-отделитель 25 жидкой фазы низкотемпературного природного газа с параметрами:separator-separator 25 of the liquid phase of low-temperature natural gas with the parameters:

низкотемпературный природный газ на входе Т_пг=254,54К, Р_пг=3,3 МПа,low-temperature natural gas at the inlet T _pg = 254.54K, P _pg = 3.3 MPa,

отсепарированный низкотемпературный природный газ на выходе Т_пг=255,15 К, Р_пг=3,2МПа,separated low-temperature natural gas at the outlet T _pg = 255.15 K, P _pg = 3.2 MPa,

расход отсепарированного низкотемпературного природного газа на выходе G_пг=89,1 кг/с,the flow rate of the separated low-temperature natural gas at the outlet G _pg = 89.1 kg / s,

расход конденсата на выходе G_к=10,9 кг/с;condensate flow rate at the outlet G _k = 10.9 kg / s;

сепаратор-отделитель 26 жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций с параметрами:separator-separator 26 of the liquid phase of heavy hydrocarbon fractions with the parameters:

конденсат на входе Т_пг=255,15 К, Р_пг=3,2 МПа,condensate at the inlet T _pg = 255.15 K, P _pg = 3.2 MPa,

очищенный конденсат на выходе Т_ок=255,75 К, Р_ок=3,1 МПа,purified condensate at the outlet T _ok = 255.75 K, P _ok = 3.1 MPa,

расход очищенного конденсата G_ок=9,9 кг/с,the consumption of purified condensate G _ok = 9.9 kg / s,

расход примесей твердых частиц на выходе G_птч=1 кг/с;the consumption of impurities of solid particles at the output G _ptc = 1 kg / s;

ресивер 27 сжиженной фракции тяжелых углеводородов для хранения очищенного конденсата с параметрами:receiver 27 of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons for storing purified condensate with the parameters:

очищенный конденсат на входе Т_ок=275,91 К, Р_ок=3 МПа,purified condensate at the inlet T _ok = 275.91 K, P _ok = 3 MPa,

расход очищенного конденсата G_ок=9,9 кг/с;the flow rate of the purified condensate G _ok = 9.9 kg / s;

теплообменник-охладитель 28 воздушного компрессора с параметрами: наружный воздух на входе Т_нв=288,15 К, Р_нв=0,1013 МПа, G_нв=78,87 кг/с, наружный воздух на выходе Т_нв=273,15 К, Р_нв=0,1 МПа, G_нв=78,87 кг/с, низкотемпературный природный газ на входе Т_пг=255,15 К, Р_пг=3,2 МПа, G_пг=89,1 кг/с,heat exchanger-cooler 28 of an air compressor with the parameters: external air at the inlet T _nv = 288.15 K, P _nv = 0.1013 MPa, G _nv = 78.87 kg / s, external air at the exit T _nv = 273.15 K , P _nv = 0.1 MPa, G _nv = 78.87 kg / s, low-temperature natural gas at the inlet T _pg = 255.15 K, P _pg = 3.2 MPa, G _pg = 89.1 kg / s,

низкотемпературный природный газ на выходе Т_пг=259,41 К, Р_пг=3,1 МПа, G_пг=89,1 кг/с;low-temperature natural gas at the outlet T _pg = 259.41 K, P _pg = 3.1 MPa, G _pg = 89.1 kg / s;

теплообменник-охладитель 19 обращенного газогенератора 10 с параметрами:heat exchanger-cooler 19 reversed gas generator 10 with parameters:

отработавшие газы на входе Т_г=522,3 К, Р_г=0,0361 МПа, G_г=73,52 кг/с,exhaust gases at the inlet T _g = 522.3 K, P _g = 0.0361 MPa, G _g = 73.52 kg / s,

отработавшие газы на выходе Т_г=273,15К, Р_г=0,0346МПа, G_г=73,52 кг/с,exhaust gases at the outlet T _g = 273.15K, R _g = 0.0346MPa, G _g = 73.52 kg / s,

низкотемпературный природный газ на входе Т_пг=259,41 К, Р_пг=3,1 МПа, G_пг=89,1 кг/с,low-temperature natural gas at the inlet T _pg = 259.41 K, P _pg = 3.1 MPa, G _pg = 89.1 kg / s,

низкотемпературный природный газ на выходе Т_пг=337,13 К, Р_пг=3 МПа, G_пг=89,1 кг/с;low-temperature natural gas at the outlet T _pg = 337.13 K, P _pg = 3 MPa, G _pg = 89.1 kg / s;

теплоутилизирующая турбодетандерная установка 7, имеющая расчетный изоэнтропийный КПД=0,87 с параметрами:heat-utilizing turboexpander unit 7 having a calculated isoentropic efficiency = 0.87 with the parameters:

на входе Т_пг=337,13 К, Р_пг=3 МПа,at the input T _pg = 337.13 K, P _pg = 3 MPa,

на выходе Т_пг=281,07 К, Р_пг=1,25 МПа,at the output T _pg = 281.07 K, P _pg = 1.25 MPa,

мощность для привода электрогенератора 8, равна 10,175 МВт.the power for driving the electric generator 8 is 10.175 MW.

В целом, при расходе природного газа, равном 100 кг/с, и начальным давлением 5,5 МПа суммарная электрическая мощность предлагаемой газораспределительной станции, затрачиваемая на привод электрогенераторов 6, 8 и 22, составляет 30,649 МВт, а эффективный КПД предлагаемой газораспределительной станции системы распределения природного газа составляет 0,676.In general, with a natural gas flow rate of 100 kg / s and an initial pressure of 5.5 MPa, the total electric power of the proposed gas distribution station spent on driving electric generators 6, 8 and 22 is 30.649 MW, and the effective efficiency of the proposed gas distribution station is a distribution system natural gas is 0.676.

Использование более экономичных ГТД, а также повышение начального давления транспортируемого природного газа, приведет к еще большому увеличению эффективного КПД предлагаемой газораспределительной станции.The use of more economical gas turbine engines, as well as an increase in the initial pressure of the transported natural gas, will lead to an even greater increase in the effective efficiency of the proposed gas distribution station.

Пример 2 конкретного выполнения.Example 2 specific implementation.

Предлагаемая газораспределительная станция, имеющая газотурбинную установку 5 на основе ГТД типа ГТА-6РМ с расчетным эффективным КПД η_е=0,258.The proposed gas distribution station having a gas turbine unit 5 based on a gas turbine engine of the GTA-6RM type with an estimated effective efficiency η _e = 0.258.

Газотурбинный двигатель типа ГТА-6РМ при использовании обращенного газогенератора 10, установленного в существующем газоходе за силовой турбиной 15 ГТД, имеет следующие параметры термодинамического цикла:A gas turbine engine of the GTA-6RM type when using a reversed gas generator 10 installed in an existing gas duct behind a gas turbine 15 turbine engine has the following thermodynamic cycle parameters:

расход циклового воздуха 40 кг/с,cycle air consumption 40 kg / s,

степень повышения давления в компрессоре 12 π_к=8,523,the degree of pressure increase in the compressor 12 π _to = 8.523,

температуру в камере сгорания 13 Т_кс=1050 К,the temperature in the combustion chamber 13 T _ks = 1050 K,

расход топливного газа в камере сгорания 0,4918 кг/с,fuel gas consumption in the combustion chamber 0.4918 kg / s,

температуру продуктов сгорания перед силовой турбиной 15 Т_г=770,27 К,the temperature of the combustion products in front of the power turbine 15 T _g = 770,27 K,

температуру продуктов сгорания за турбиной перерасширения 17 обращенного газогенератора 10 на входе в теплообменник-охладитель 19 Т_г=507,75 К,the temperature of the combustion products behind the over-expansion turbine 17 of the inverted gas generator 10 at the inlet to the heat exchanger-cooler 19 T _g = 507.75 K,

давление продуктов сгорания за турбиной перерасширения 17 обращенного газогенератора 10 на входе в теплообменник-охладитель 19 Р_г=0,0364 МПа,the pressure of the combustion products behind the over-expansion turbine 17 of the inverted gas generator 10 at the inlet to the heat exchanger-cooler 19 P _g = 0.0364 MPa,

температуру продуктов сгорания на входе в дожимающий компрессор 18 за теплообменником-охладителем 19 обращенного газогенератора 10 Т_г=273,15 К,the temperature of the combustion products at the entrance to the booster compressor 18 behind the heat exchanger-cooler 19 of the inverted gas generator 10 T _g = 273.15 K,

давление продуктов сгорания на входе в дожимающий компрессор 18 за теплообменником-охладителем 19 обращенного газогенератора 10 Р_г=0,0349 МПа,the pressure of the combustion products at the entrance to the booster compressor 18 behind the heat exchanger-cooler 19 of the inverted gas generator 10 P _g = 0,0349 MPa,

эффективный КПД η_е=0,316,effective efficiency η _e = 0,316,

Применение указанного ГТД с обращенным газогенератором позволяет получить эффективную мощность на валу 16 силовой турбины 15 для привода электрогенератора 6, равную 6,86 МВт.The use of the specified gas turbine engine with a reversed gas generator allows to obtain effective power on the shaft 16 of the power turbine 15 to drive the electric generator 6, equal to 6.86 MW.

При этом для понижения давления транспортируемого природного газа при начальном давлении 5,5 МПа и расходе в 50 кг/с, используются:In order to reduce the pressure of the transported natural gas at an initial pressure of 5.5 MPa and a flow rate of 50 kg / s, the following are used:

расход очищенного конденсата G_ок=4,95 кг/с;the flow rate of the purified condensate G _ok = 4.95 kg / s;

низкотемпературный природный газ на выходе Т_пг=254,54 К, Р_пг=3,3 МПа,low-temperature natural gas at the outlet T _pg = 254.54 K, P _pg = 3.3 MPa,

мощность для привода электрогенератора 22, равна 2,3912 МВт;the power for driving the electric generator 22 is 2.3912 MW;

низкотемпературный природный газ на входе Т_пг=254,54 К, Р_пг=3,3 МПа,low-temperature natural gas at the inlet T _pg = 254.54 K, P _pg = 3.3 MPa,

отсепарированный низкотемпературный природный газ на выходе Т_пг=255,15 К, Р_пг=3,2 МПа,separated low-temperature natural gas at the outlet T _pg = 255.15 K, P _pg = 3.2 MPa,

расход отсепарированного низкотемпературного природного газа на выходе G_пг=44,55 кг/с,the flow rate of the separated low-temperature natural gas at the outlet G _pg = 44.55 kg / s,

расход конденсата на выходе G_к=5,45 кг/с;condensate flow rate at the outlet G _k = 5.45 kg / s;

расход очищенного конденсата G_ок=4,95 кг/с,the consumption of purified condensate G _ok = 4.95 kg / s,

расход примесей твердых частиц на выходе G_птч=0,5 кг/с;the consumption of impurities of solid particles at the output of G _ptc = 0.5 kg / s;

теплообменник-охладитель 28 воздушного компрессора с параметрами:heat exchanger-cooler 28 air compressor with the parameters:

наружный воздух на входе Т_нв=288,15 К, Р_нв=0,1013 МПа, G_нв=40 кг/с,external air at the inlet T _nv = 288.15 K, P _nv = 0.1013 MPa, G _nv = 40 kg / s,

наружный воздух на выходе Т_нв=273,15 К, Р_нв=0,1 МПа, G_нв=40 кг/с,outdoor air at the outlet T _nv = 273.15 K, P _nv = 0.1 MPa, G _nv = 40 kg / s,

низкотемпературный природный газ на входе Т_пг=255,15 К, Р_пг=3,2МПа, G_пг=44,55 кг/с,low-temperature natural gas at the inlet T _pg = 255.15 K, P _pg = 3.2 MPa, G _pg = 44.55 kg / s,

низкотемпературный природный газ на выходе Т_пг=259,48 К, Р_пг=3,1МПа, G_пг=44,55 кг/с;low-temperature natural gas at the outlet T _pg = 259.48 K, P _pg = 3.1 MPa, G _pg = 44.55 kg / s;

отработавшие газы на входе Т_г=507,75 К, Р_г=0,0364 МПа, G_г=40,29 кг/с, отработавшие газы на выходе Т_г=273,15 К, Р_г=0,0349 МПа, G_г=40,29 кг/с,exhaust gas at the inlet T _g = 507.75 K, P _g = 0.0364 MPa, G _g = 40.29 kg / s, exhaust gas at the outlet T _g = 273.15 K, R _g = 0.0349 MPa, G _g = 40.29 kg / s,

низкотемпературный природный газ на входе Т_пг=259,48 К, Р_пг=3,1 МПа, G_пг=44,55 кг/с,low temperature natural gas at the inlet T _pg = 259.48 K, P _pg = 3.1 MPa, G _pg = 44.55 kg / s,

низкотемпературный природный газ на выходе Г_пг=339,59К, Р_пг=3 МПа, G_пг=44,55 кг/с;low-temperature natural gas at the outlet G _pg = 339.59K, P _pg = 3 MPa, G _pg = 44.55 kg / s;

на входе Т_пг=339,59 К, Р_пг=3 МПа,at the input T _pg = 339.59 K, P _pg = 3 MPa,

на выходе Т_пг=283,29 К, Рпг=1,25 МПа,at the output T _pg = 283.29 K, RPg = 1.25 MPa,

мощность для привода электрогенератора 8, равна 5,1308 МВт.the power for driving the electric generator 8 is equal to 5.1308 MW.

В целом, при расходе природного газа, равном 50 кг/с, и начальным давлением 5,5 МПа суммарная электрическая мощность предлагаемой газораспределительной станции, затрачиваемая на привод электрогенераторов 6, 8 и 22, составляет 14,2368 МВт, а эффективный КПД предлагаемой газораспределительной станции системы распределения природного газа составляет 0,65.In general, with a natural gas flow rate of 50 kg / s and an initial pressure of 5.5 MPa, the total electric power of the proposed gas distribution station spent on driving electric generators 6, 8 and 22 is 14.2368 MW, and the effective efficiency of the proposed gas distribution station natural gas distribution system is 0.65.

Таким образом, по сравнению с прототипом, при сохранении надежности функционирования, возможность варьирования режимами газотурбинной установки 5 с обращенным газогенератором 10, а также использование низкотемпературного природного газа, вырабатываемого в энергоутилизационной турбодетандерной установке 21, приводит к повышению коэффициента полезного действия (до 76%) предлагаемой газораспределительной станции и снижению выбросов (до 60%) окислов азота в процессе конденсации паров влаги, содержащихся в выхлопных газах газотурбинной установки 5 с обращенным газогенератором 10, исключению пиролиза природного газа, расширению функциональных возможностей за счет получения конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов.Thus, in comparison with the prototype, while maintaining the reliability of operation, the possibility of varying the modes of a gas turbine unit 5 with an inverted gas generator 10, as well as the use of low-temperature natural gas produced in an energy recovery turbine expander 21, increases the efficiency (up to 76%) of the proposed gas distribution station and reduction of emissions (up to 60%) of nitrogen oxides in the process of condensation of moisture vapor contained in the exhaust gases of a gas turbine unit new 5 with reverse gas generator 10, the exclusion of pyrolysis of natural gas, the expansion of functionality by obtaining condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons.

Предлагаемая газораспределительная станция позволяет повысить эффективность съема электрической энергии с одного килограмма природного газа, широко варьировать мощностями электрогенераторов в зависимости от запросов потребителя, обеспечить гарантийные значения давления и температуры газа, транспортируемого в системах газораспределительных пунктов, а также осуществить утилизацию: теплоты продуктов сгорания газотурбинного двигателя, физической эксергии природного газа, транспортируемого по магистральным трубопроводам под высоким давлением.The proposed gas distribution station makes it possible to increase the efficiency of electric energy removal from one kilogram of natural gas, to widely vary the power of electric generators depending on consumer requests, to ensure guaranteed values of pressure and temperature of the gas transported in gas distribution systems, and also to utilize: the heat of the combustion products of a gas turbine engine, physical exergy of natural gas transported through trunk pipelines under high im pressure.

Claims

1. A gas distribution station containing high and low pressure highways of natural gas interconnected by a reducing device and through a bypass gas pipeline in which a gas turbine installation and a heat recovery turbine expander are installed, each of which has an electric generator connected to an electricity consumer, a gas turbine installation includes a gas turbine engine and a reversed gas generator, and the gas turbine engine contains an input device air compressor, combustion chamber, a turbine for driving an air compressor and a power turbine, behind which a reversed gas generator is installed, the shaft of the power turbine is connected to an electric motor of the gas turbine installation, while the reversed gas generator contains an over-expansion turbine installed behind the power turbine, a booster compressor and a heat exchanger-cooler installed in front of the booster compressor, wherein the over-expansion turbine and the booster compressor are mounted on a common shaft that is not mechanically connected to scrap of a power turbine, characterized in that it is equipped with an energy recovery turboexpander unit with an electric generator connected to a consumer of electricity, which is configured to produce low-temperature natural gas and condensate in the form of a liquefied fraction of heavy hydrocarbons, a heat-recovery turbine expander, is configured to utilize the low potential heat of natural gas, heated by the exhaust gas reversed gas generator of a gas turbine installation, and a gas turb another installation is configured to cool its inverted gas generator with produced low-temperature natural gas, while the energy recovery turbine expander includes a high pressure natural gas heat exchanger-cooler, the first inlet of which is connected to the high-pressure pipeline of natural gas, and the first outlet is connected to the inlet of the turbine expander, the outlet of which is connected with a separator-separator of the liquid phase of low-temperature natural gas, the first outlet of which is connected to a gas turbine and the second outlet - with a separator-separator of the liquid phase of the heavy hydrocarbon fractions connected to the second inlet of the heat exchanger-cooler of high-pressure natural gas, the second outlet of which is connected to the receiver of the liquefied fraction of heavy hydrocarbons, the gas turbine engine is equipped with an air compressor heat exchanger-cooler and the first a separator-moisture separator installed in front of the air compressor, and the inverted gas generator is equipped with a second separator-moisture separator installed in front of ozhimayuschim compressor inlet and outlet of the heat exchanger-cooler air compressor connected by low-temperature pipeline natural gas respectively to the first outlet of the separator, the separator liquid-phase low-temperature gas and the inlet of the cooling heat exchanger facing the gas generator, whose output is connected to the input turboexpander teploutiliziruyuschey installation.

2. The gas distribution station according to claim 1, characterized in that the input of the combustion chamber of the gas turbine engine is connected to the output of the receiver of the liquefied fraction of heavy hydrocarbons.

3. The gas distribution station according to claim 1, characterized in that the bypass gas pipeline has a first bypass pipeline connecting the first input and the first output of the high pressure natural gas heat exchanger-cooler, the separator-separator of the liquid phase of the heavy hydrocarbon fractions is connected to the receiver of the liquefied fraction of heavy hydrocarbons at using the second bypass pipe, and the low-temperature natural gas pipeline has a third bypass pipe connecting the input and output of the air heat exchanger-cooler compressor.

4. The gas distribution station according to claim 1, characterized in that the first and second separators-dehumidifiers are made with the possibility of drainage discharge.

5. Gas distribution station according to claim 1 or 2, characterized in that the separator-separator of the liquid phase of the heavy hydrocarbon fractions is configured to discharge solid impurities.