КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ ГАЗОПРОВОДА

Полезная модель относится к газовой промышленности, а именно к транспорту природного газа на значительные расстояния, и может быть использована на компрессорных станциях, повышающих давление природного газа в ходе его транспортирования.
Известны различные компрессорные станции, содержащие газоперекачивающие аппараты, а также систему принудительного охлаждения газа, в качестве охлаждающего агента которой может быть использована вода (см. например. Эксплуатационнику магистральных газопроводов, Справочное пособие, Москва, Недра, 1987, с.100-106).
Известна компрессорная станция, в которой в качестве охлаждающего агента в установке принудительного маслоснабжения использован природный газ магистрального газопровода (см. например, RU 2140016 C1, 20.10.1999)
Недостатком известной станции является невысокая экономическая эффективность и усложнение конструкции, невысокая рентабельность из-за снижения скорости транспортировки газа.
Известны также различные компрессорные станции, в которых для охлаждения газа используют тепловые насосы (см. например, RU 2125212 C1, 20.10.1999).
Недостатком таких станций также является невысокая эффективность ввиду значительной материалоемкости установки для охлаждения транспортирования газа вследствие необходимости использования дополнительного испарителя, который устанавливают на магистральном газопроводе перед нагнетателем газоперекачивающего агрегата.
Использование теплового насоса с двумя испарителями хладагента в установке для охлаждения газа с автоматическим регулированием количества отбираемого от потока газа тепла как на входе, так и на выходе нагнетателя газоперекачивающего агрегата, уменьшая мощность, потребляемую на
компримирование газа, приводит к дополнительным трудо- и материалозатратам, что снижает эффективность компрессорной станции в целом.
Известна из уровня техники также компрессорная станция, в которой для охлаждения транспортируемого газа использованы аппараты воздушного охлаждения газа (АВО), имеющие целый ряд преимуществ перед другими типами теплообменных аппаратов: они надежны в эксплуатации, экологически чисты, достаточно просто подключаются к обвязке компрессорной станции. Применяемые на компрессорных станциях АВО газа за счет высоких численных значений коэффициентов оребрения (примерно 8-20), характеризующих отношение площади наружной поверхности к площади поверхности гладких труб, имеют весьма развитые наружные поверхности теплообмена (см. также Козаченко А.Н. и др., Энергетика трубопроводного транспорта газа, ГУП Издательство и «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, Москва, 2001, с.135-143).
Однако в известных конструкциях компрессорных станциях с использованием АВО недостаточно оптимизированы параметры пучка оребренных труб теплообменной секции АВО газа, что приводит к повышению материалоемкости пучка и самой теплообменной секции и, как следствие снижает экономическую эффективность компрессорной станции в целом.
Задачей настоящей полезной модели является повышение эффективности работы компрессорной станции при одновременном снижении трудо- и материалозатрат и обеспечении высоких показателей теплообмена, а также надежности работы и долговечности эксплуатации.
Поставленная задача в настоящей полезной модели решается за счет того, что компрессорная станция газопровода, согласно техническому решению, включает газоперекачивающие агрегаты, преимущественно с полнонапорными нагнетателями, параллельно подключенные технологическими трубопроводами коллекторной обвязки на входе к системе подготовки, по крайней мере, технологического газа и на выходе - к установке охлаждения технологического газа и через запорную арматуру, подводящий и отводящий трубопроводы к магистральному газопроводу, причем установка охлаждения технологического газа оснащена не менее чем одним преимущественно состоящим не менее чем из двух
2
теплообменных секций аппаратом воздушного охлаждения газа, каждая теплообменная секция которого включает работающий под давлением сосуд для газа, выполненный в виде многорядного одноходового пучка оребренных труб, расположенных в пучке со смещением в каждом ряду относительно труб в смежных рядах, а ряды труб отделены друг от друга дистанцирующими элементами, выполненными в виде складчатых пластин с чередующимися по длине пластины выпуклыми и вогнутыми участками, образующими опорные площадки под трубы смежных по высоте пучка рядов, причем конфигурация складчатого дистанцирующего элемента принята такой, что экстремальные поперечные линии верхних вогнутых участков размещены относительно условной плоскости, проходящей через соответствующие экстремальные поперечные линии нижних вогнутых участков элемента, в высотном диапазоне величин: от превышения над этой плоскостью на часть толщины Δ дистанцирующего элемента до расположения ниже упомянутой плоскости на величину γ≤0,11d, где d - диаметр оребрения по внешнему контуру ребер труб.
Шаг n складок по длине дистанцирующего элемента может составлять n=(1,01÷1,75)d, где d - диаметр оребрения по внешнему контуру ребер труб.
Узел подключения параллельной коллекторной обвязки может содержать охранный, обводной, входной краны, причем за входным краном размещена установка очистки, которая через соответствующий трубопровод подсоединена к входу центробежных полнонапорных нагнетателей газоперекачивающих агрегатов, которые через выходной кран и трубопроводы подсоединены к аппарату воздушного охлаждения газа, который также через выходной и охранный краны и трубопроводы подсоединен к магистральному газопроводу, при этом обводной кран выполнен диаметром, меньшим диаметра входного крана, а условные диаметры трубопроводов выполнены последовательно уменьшающимися от узла подключения до входа центробежных нагнетателей, а после центробежных нагнетателей, по крайней мере после их выходных кранов - увеличивающимися до диаметра трубопровода, через который газ поступает в аппарат воздушного охлаждения газа и после выхода из него в магистральный газопровод.
Обвязка может быть снабжена комплексной газодинамической защитой,
выполненной в виде системы обратных клапанов и свечных кранов, причем обратные клапаны установлены на выходных газопроводах каждого газоперекачивающего агрегата и дополнительно на выходном шлейфе технологического газопровода компрессорной станции, а свечные краны установлены в количестве, превышающем, по крайней мере, на один число обратных клапанов и размещены по ходу газового потока, первый в зоне установки входного крана с возможностью работы свечи при любом сочетании положений входного и/или резервного входного кранов, а остальные свечные краны подсоединены к технологическим трубопроводам обвязки преимущественно перед обратными клапанами по ходу газового потока.
Обвязка может быть снабжена двумя перемычками с кранами, одна из которых является внешней и подсоединена к входному трубопроводу до входного крана и к выходному трубопроводу после выходного крана и предназначена для транзитного пропуска газа по магистральному газопроводу при отключении компрессорной станции, а вторая внутренняя перемычка, технологически параллельная первой, подсоединена на входе и на выходе соответственно после входного крана и перед выходным краном, предназначена для выравнивания давлений в технологических трубопроводах станции и для обеспечения работы станции в режиме «станционное кольцо», при этом площадь пропускного сечения трубопровода второй перемычки принята меньшей площади пропускного сечения трубопровода внешней перемычки в 2,5-7,0 раз.
Площадь пропускного сечения крана, установленного на внутренней перемычке, может быть составлена 0,075-0,25 площади пропускного сечения трубопровода этой перемычки.
По крайней мере, часть газоперекачивающих агрегатов могут быть выполнены с приводом центробежного нагнетателя от газовой турбины.
По крайней мере, один газоперекачивающий агрегат может быть выполнен в виде стационарной установки.
По крайней мере, один газоперекачивающий агрегат может быть выполнен с газотурбинным приводом центробежного нагнетателя, содержащим газовую авиационную турбину, реконструированную для использования в газоперекачивающих агрегатах.
По крайней мере, один газоперекачивающий агрегат может быть выполнен с газотурбинным приводом центробежного нагнетателя в виде судовой
газотурбинной установки.
По крайней мере, один газоперекачивающий агрегат может быть выполнен электроприводным.
По крайней мере, часть газоперекачивающих агрегатов могут быть снабжены газомотокомпрессорными установками с поршневыми агрегатами.
По крайней мере, один газоперекачивающий агрегат может быть выполнен с полнонапорным центробежным нагнетателем газа со степенью сжатия от 1,45 до 1,51.
По крайней мере, часть газоперекачивающих агрегатов может быть снабжена устанавливаемым преимущественно непосредственно за газотурбинной установкой в зоне выхода отработанных горячих газов рекуператором для утилизации теплоты уходящих газов с подогревом воздуха, подаваемого в турбину.
Рекуператор может быть выполнен в виде регенеративного воздухоподогревателя, преимущественно в виде моноблока с корпусом цилиндроконической формы, по крайней мере, в пределах большей части его длины.
Рекуператор может быть выполнен в виде регенеративного воздухоподогревателя блочного типа предпочтительно секционно-блочным и сообщен с выходной частью газотурбинной установки и с атмосферой газоходом с диффузором на участке подачи горячих газов в теплообменную зону регенеративного воздухоподогревателя и конфузором на выходе из него.
Система подготовки технологического, а также пускового, и/или топливного, и/или импульсного газа может содержать, по крайней мере, один пылеуловитель циклонного типа.
Система подготовки технологического, а также пускового, и/или топливного, и/или импульсного газа может содержать, по крайней мере, один фильтр-сепаратор, установленный последовательно по ходу газа после циклонного пылеуловителя или системы циклонных пылеуловителей, причем фильтр-сепаратор включает не менее двух имеющих сменные фильтры технологических секций - фильтрующей, предназначенной для коагуляции жидких и задержания механических частиц, и секции сепарации, предназначенной для завершения очистки газа от влаги, а также содержит конденсатосборник, систему обогрева, преимущественно электрического, по крайней мере, нижней части фильтр-сепаратора и оборудован контрольно-измерительной аппаратурой.
Каждая теплообменная секция аппарата воздушного охлаждения газа может быть выполнена горизонтального типа.
Теплообменные секции аппарата воздушного охлаждения газа могут быть
установлены с образованием скатов.
Многорядный пучок оребренных труб каждой теплообменной секции аппарата воздушного охлаждения газа может быть сообщен через камеры входа и выхода газа и коллекторы подвода и отвода газа с технологическими трубопроводами станции, при этом многорядный пучок труб секции содержит от двух до четырнадцати рядов.
-1
Каждая теплообменная секция аппарата воздушного охлаждения газа может включать сосуд для внешней охлаждающей среды с продольными боковыми стенами, поперечными торцевыми стенами, образованными камерами входа и выхода внутритрубной среды и днищем, образованным корпусами диффузоров вентиляторов, которые установлены под теплообменными секциями, при этом под каждой секцией установлено от одного до шести вентиляторов, причем каждый вентиляторов размещен в аэродинамическом защитном кожухе, содержащем диффузор и коллектор плавного входа, при этом коллектор плавного входа выполнен в продольном сечении переменной кривизны с конфигурацией, по крайней мере, со стороны внутренней поверхности, например, по лемнискате, и преимущественно круглым в плане, причем входное устье кожуха в зоне перехода коллектора в диффузор выполнено диаметром, составляющим 0,6-0,95 ширины теплообменной секции, а диффузор кожуха каждого из вентилятора выполнен в своей верхней части в зоне примыкания к элементам каркаса теплообменной секции с конфигурацией контура выходной кромки, обеспечивающей возможность присоединения к соответствующим элементам контура каркаса секции, а вентиляторы выполнены преимущественно двух - или трехлопастными и с регулируемым изменением угла поворота лопастей, с приводом колеса вентилятора преимущественно прямым, безредукторным от тихоходного электродвигателя, его мощностью, составляющей предпочтительно 2,5-12,0 кВТ и номинальной частотой вращения предпочтительно 290-620 мин.
Компрессорная станция может быть обустроена системой аппаратов воздушного охлаждения газа, образующих конструктивный комплекс объединенных, по крайней мере, в одно поле аппаратов воздушного охлаждения газа - «поле АВО».
Компрессорная станция может быть выполнена с опорными конструкциями, объединенными в общий пространственный блок в пределах «поля АВО», в том числе с возможностью частичного опирания опорной конструкции каждого последующего аппарата воздушного охлаждения газа на опорную конструкцию
предыдущего.
Технический результат, обеспечиваемый настоящей полезной моделью, состоит в повышении эффективности компрессорной станции, включающей газоперекачивающие агрегаты, преимущественно с полнонапорными нагнетателями, параллельно подключенные технологическими трубопроводами коллекторной обвязки на входе к системе подготовки, по крайней мере, технологического газа и на выходе - к установке охлаждения технологического газа, а также в снижении трудо- и материалозатрат при обеспечении высоких показателей теплообмена и надежности работы за счет оптимизации параметров пучка теплообменных оребренных труб, используемого в составе компрессорной станции аппарата воздушного охлаждения газа, выражающейся в оптимальном размещении труб в пучке вследствие примененной в техническом решении конструкции складчатых дистанцирующих элементов, параметры которых обеспечивают возможность оптимизации также и самого аппарата воздушного охлаждения газа и компрессией станции в целом за счет оптимального расположения оребренных труб в пучке при одновременном обеспечении высоких показателей теплообмена, надежности и долговечности работы.
1
2
При этом разработанный в техническом решении признак, касающийся конфигурации складчатого дистанцирующего элемента позволяет обеспечить оптимальное расположение оребренных труб в пучке и состоит в размещении экстремальных поперечных линий верхних вогнутых участков относительно условной плоскости, проходящей через соответствующие экстремальные поперечные линии нижних вогнутых участков элемента, в высотном диапазоне величин: от превышения на величину γ над этой плоскостью на часть толщины Δ дистанцирующего элемента до расположения ниже упомянутой плоскости на величину γ≤0,11d, где d - диаметр оребрения по внешнему контуру ребер труб.
1
1
Величину превышения γ, являющуюся скалярной величиной, можно рассчитать по формуле: γ=Δ-2А, где А - амплитуда складки, а Δ - толщина дистанцирующего элемента. При уменьшении амплитуды складки и стремлении ее к нулю происходит вырождение складки в плоскость что ухудшает надежность геометрической фиксации труб в пучке и приводит к неоптимальному их расположению.
2
А при увеличении амплитуды складки до значений, превышающих половину толщины дистанцирующего элемента, экстремальные поперечные линии верхних вогнутых участков располагаются ниже относительно условной плоскости, проходящей через соответствующие экстремальные поперечные линии нижних вогнутых участков элемента на величину γ. Для указанной величины экспериментально было установлено предельное значение 0,11d, превышение которого приводит к получению
неоправданно глубоких складок дистанцирующего элемента по отношению к его толщине. Это в свою очередь приводит к нарушению компактности упаковки труб в пучке и перерасходу материалов на конструкцию теплообменного аппарата в целом.
2
2
Основным параметром складок дистанцирующего элемента является γ - величина превышения экстремальных линий нижних вогнутых участков над экстремальными линиями верхних вогнутых участков. Этот параметр задает величину в частях диаметра теплообменной трубы, который, другими словами, показывает на сколько трубы одного ряда заходят в трубный ряд другого ряда. Тем самым при неизменном межосевом шаге при увеличении γ складчатого элемента один трубный ряд может заткнуть проемы между трубами соседнего ряда или, по крайней мере, увеличить аэродинамическое сопротивление в аппарате до неприемлемого.
2
2
2
При использовании оребренных труб в аппарате воздушного охлаждения газа в составе компрессорной станции необходимо обеспечить теплопроизводительность аппарата в расчетном режиме не ниже 2800 кВт при использовании для обдува электродвигателей с суммарной мощностью, не превышающей 39 кВт с КПД не менее 70%. В соответствии с вышесказанным необходимо ограничить величину γ до определенного значения. Это значение было найдено экспериментальным путем и составляет 0,11·d, где d - диаметр теплообменной трубы. Таким образом, при установке труб в аппарате с использованием складчатого дистанцирующего элемента, параметры которого удовлетворяют условию γ≤0,11·d, то есть один ряд теплообменных труб заходит в соседний ряд теплообменных труб на величину γ не превышающую 0,11·d, где d - диаметр труб, а следовательно сохраняется коэффициент равномерности сечения потока воздуха на допустимом, вследствие чего обеспечивается теплопроизводительность аппарата в расчетном режиме не ниже 2800 кВт при использовании для обдува электродвигателей с суммарной мощностью, не превышающей 39 кВт с КПД не менее 70%, что соответствует поставленной задаче и достижению технического результата.
Приведенные в п.2 параметры шага складок по длине дистанцирующего элемента, а также другие экспериментально выявленные оптимальные интервалы некоторых величин, приведенные в зависимых пунктах формулы, касаются
конкретизации формы выполнения элементов полезной модели и позволяют получить при любом сочетании признаков в указанных пределах в совокупности с признаками, приведенными в пункте 1 формулы, один и тот же технический результат, обеспечиваемый совокупностью существенных признаков, приведенной в независимом пункте формулы без ограничения объема этой совокупности и в достаточной степени раскрывает выполнение полезной модели.
Сущность полезной модели поясняется чертежами, где
на фиг.1 - изображен пучок оребренных труб АВО газа с разделяющими его ряды дистанцирующими элементами;
на фиг.2 - узел А на фиг.1, отображающий расположение оребренных теплообменных труб в ряду пучка;
1
на фиг.3 - дистанцирующий элемент - вариант с расположением опорных площадок под трубы в верхних вогнутых участках с превышением над условной плоскостью на величину γ;
2
на фиг.4 - дистанцирующий элемент - вариант с расположением опорных площадок под трубы в верхних вогнутых участках ниже условной плоскости на величину γ.
Компрессорная станция газопровода включает газоперекачивающие агрегаты (на чертежах не показано), преимущественно с полнонапорными нагнетателями, параллельно подключенные технологическими трубопроводами коллекторной обвязки (на чертежах не показано) на входе к системе подготовки, по крайней мере, технологического газа и на выходе - к установке охлаждения технологического газа и через запорную арматуру (на чертежах не показано), подводящий и отводящий трубопроводы (на чертежах не показано) к магистральному газопроводу (на чертежах не показано). Установка охлаждения технологического газа оснащена не менее чем одним преимущественно состоящим не менее чем из двух теплообменных секций 1 аппаратом воздушного охлаждения газа (на чертежах не показано). Каждая теплообменная секция 1 включает работающий под давлением сосуд для газа, выполненный в виде многорядного одноходового пучка оребренных труб 2, расположенных в пучке со смещением в каждом ряду 3 относительно труб 2 в смежных рядах 3. Ряды 3 труб 2 отделены друг от друга дистанцирующими элементами 4, выполненными в виде складчатых пластин 5 с чередующимися по длине пластины 5 выпуклыми 6 и вогнутыми 7
1
1
2
участками, образующими опорные площадки 8 под трубы 2 смежных по высоте пучка рядов 3. Конфигурация складчатого дистанцирующего элемента 4 принята такой, что экстремальные поперечные линии верхних вогнутых 7 участков размещены относительно условной плоскости 9, проходящей через соответствующие экстремальные поперечные линии нижних вогнутых участков 7 элемента, в высотном диапазоне величин: от превышения на величину γ над этой плоскостью 9 на часть толщины А дистанцирующего элемента 4, составляющую γ=Δ-2А, где А - амплитуда складки, до расположения ниже упомянутой  плоскости 9 на величину γ≤0,11d, где d - диаметр оребрения 10 по внешнему контуру ребер труб 2.
Шаг n складок по длине дистанцирующего элемента составляет n=(1,01-1,75) d, где d - диаметр оребрения по внешнему контуру ребер труб.
Узел подключения параллельной коллекторной обвязки содержит охранный, обводной, входной краны (на чертежах не показано). За входным краном (на чертежах не показано) размещена установка очистки, которая через соответствующий трубопровод подсоединена к входу центробежных полнонапорных нагнетателей газоперекачивающих агрегатов (на чертежах не показано), которые через выходной кран (на чертежах не показано) и трубопроводы подсоединены к аппарату воздушного охлаждения газа (на чертежах не показано), который также через выходной и охранный краны (на чертежах не показано) и трубопроводы подсоединен к магистральному газопроводу (на чертежах не показано). Обводной кран (на чертежах не показано) выполнен диаметром, меньшим диаметра входного крана (на чертежах не показано), а условные диаметры трубопроводов выполнены последовательно уменьшающимися от узла подключения до входа центробежных нагнетателей, а после центробежных нагнетателей, по крайней мере после их выходных кранов - увеличивающимися до диаметра трубопровода, через который газ поступает в аппарат воздушного охлаждения газа и после выхода из него в магистральный газопровод.
Обвязка снабжена комплексной газодинамической защитой, выполненной в виде системы обратных клапанов (на чертежах не показано) и свечных кранов (на чертежах не показано). Обратные клапаны (на чертежах не показано) установлены на выходных газопроводах каждого газоперекачивающего агрегата (на чертежах не
показано) и дополнительно на выходном шлейфе технологического газопровода компрессорной станции (на чертежах не показано). Свечные краны (на чертежах не показано) установлены в количестве, превышающем, по крайней мере, на один число обратных клапанов и размещены по ходу газового потока, первый в зоне установки входного крана с возможностью работы свечи при любом сочетании положений входного и/или резервного входного кранов, а остальные свечные краны подсоединены к технологическим трубопроводам обвязки преимущественно перед обратными клапанами по ходу газового потока.
Обвязка снабжена двумя перемычками с кранами (на чертежах не показано), одна из которых является внешней и подсоединена к входному трубопроводу до входного крана (на чертежах не показано) и к выходному трубопроводу после выходного крана (на чертежах не показано) и предназначена для транзитного пропуска газа по магистральному газопроводу при отключении компрессорной станции (на чертежах не показано). Вторая внутренняя перемычка, технологически параллельная первой, подсоединена на входе и на выходе соответственно после входного крана (на чертежах не показано) и перед выходным краном (на чертежах не показано), предназначена для выравнивания давлений в технологических трубопроводах станции и для обеспечения работы станции в режиме «станционное кольцо», при этом площадь пропускного сечения трубопровода второй перемычки принята меньшей площади пропускного сечения трубопровода внешней перемычки в 2,5-7,0 раз.
Площадь пропускного сечения крана, установленного на внутренней перемычке, составляет 0,075-0,25 площади пропускного сечения трубопровода этой перемычки.
По крайней мере, часть газоперекачивающих агрегатов (на чертежах не показано) могут быть выполнены с приводом центробежного нагнетателя от газовой турбины.
По крайней мере, один газоперекачивающий агрегат (на чертежах не показано) может быть выполнен в виде стационарной установки, преимущественно типа ГТ-6-750 или ГТК-16 производства Уральского моторного завода, либо ГТ-700-5, или ГТ-700-6, или ГТК-10, или ГТК-10-2, или ГТК-10-4 производства Невского завода.
По крайней мере, один газоперекачивающий агрегат может быть выполнен с газотурбинным приводом центробежного нагнетателя (на чертежах не показано), содержащим газовую авиационную турбину, реконструированную для использования в газоперекачивающих агрегатах, например ГПА-Ц-6,3 или ГПА-Ц-6,3А, или ГПА-Ц-6,3А преимущественно с двигателем марки Д-336, или ГПА-Ц-6,3Б преимущественно с двигателем марки Д-336 или НК-14СТ, или ГП-Ц-16, или ГП-Ц-16Л преимущественно с двигателем марки АЛ-31СТ, или ГПА-Ц-16А преимущественно с двигателем марки НК-38СТ, или ГПА-Ц-25, преимущественно с двигателем марки НК-36СТ.
По крайней мере, один газоперекачивающий агрегат (на чертежах не показано) может быть выполнен с газотурбинным приводом центробежного нагнетателя в виде судовой газотурбинной установки, например, по типу ГПА-2,5 преимущественно с двигателем марки ГТГ-2,5 или ГПУ-6 преимущественно с двигателем марки ДТ-71, или ГПУ-10А преимущественно с двигателем марки ДН-70, или ГПА-Ц-16С преимущественно с двигателем марки ДГ-90, либо ГПУ-25 преимущественно с двигателем типа ДН-80.
По крайней мере, часть газоперекачивающих агрегатов (на чертежах не показано) могут быть выполнены преимущественно типа СТМ-4000, либо СТД, либо СТД-12,5.
По крайней мере, один газоперекачивающий агрегат (на чертежах не показано) может быть выполнен электроприводным типа А3-4500-1500 либо СГД-12,5.
По крайней мере, часть газоперекачивающих агрегатов могут быть снабжены газомотокомпрессорными установками (на чертежах не показано) с поршневыми агрегатами, преимущественно типа 10ГК либо 10ГКМ, либо 10ГКН, либо 10ГКНА.
По крайней мере, один газоперекачивающий агрегат (на чертежах не показано) может быть выполнен с полнонапорным центробежным нагнетателем газа со степенью сжатия от 1,45 до 1,51 предпочтительно типа Н-196-1,45, или 650-21-1, или 820-21-1, либо типа нагнетателей фирмы Купер-Бессемер марок 280-30, или 2ВВ-30, либо нагнетателей фирмы Нуово-Пиньони марок PCL-802/24 либо PCL-1001-40.
По крайней мере, часть газоперекачивающих агрегатов (на чертежах не
показаны) снабжена устанавливаемым преимущественно непосредственно за газотурбинной установкой в зоне выхода отработанных горячих газов рекуператором для утилизации теплоты уходящих газов с подогревом воздуха, подаваемого в турбину.
Рекуператор (на чертежах не показано) выполнен в виде регенеративного воздухоподогревателя (на чертежах не показан), преимущественно в виде моноблока с корпусом цилиндроконической формы, по крайней мере, в пределах большей части его длины.
Рекуператор (на чертежах не показано) может быть выполнен в виде регенеративного воздухоподогревателя блочного типа предпочтительно секционно-блочным и сообщен с выходной частью газотурбинной установки и с атмосферой газоходом с диффузором на участке подачи горячих газов в теплообменную зону регенеративного воздухоподогревателя и конфузором на выходе из него.
Система подготовки технологического, а также пускового, и/или топливного, и/или импульсного газа может содержать, по крайней мере, один пылеуловитель (на чертежах не показано) циклонного типа.
Система подготовки технологического, а также пускового, и/или топливного, и/или импульсного газа может содержать, по крайней мере, один фильтр-сепаратор (на чертежах не показано), установленный последовательно по ходу газа после циклонного пылеуловителя или системы циклонных пылеуловителей. Фильтр-сепаратор включает не менее двух имеющих сменные фильтры технологических секций - фильтрующей, предназначенной для коагуляции жидких и задержания механических частиц, и секции сепарации, предназначенной для завершения очистки газа от влаги, а также содержит конденсатосборник, систему обогрева, преимущественно электрического, по крайней мере, нижней части фильтр-сепаратора и оборудован контрольно-измерительной аппаратурой.
Каждая теплообменная секция 1 аппарата воздушного охлаждения газа (на чертежах не показано) могут быть может быть выполнена горизонтального типа.
Теплообменные секции 1 аппарата воздушного охлаждения газа (на чертежах не показано) установлены с образованием скатов.
Многорядный пучок оребренных труб 2 каждой теплообменной секции 1
аппарата воздушного охлаждения газа сообщен через камеры входа и выхода газа (на чертежах не показано) и коллекторы подвода и отвода (на чертежах не показано) газа с технологическими трубопроводами станции, при этом многорядный пучок труб 2 секции 1 содержит от двух до четырнадцати рядов 3.
-1
Каждая теплообменная секция 1 аппарата воздушного охлаждения газа включает сосуд (на чертежах не показано) для внешней охлаждающей среды с продольными боковыми стенами, поперечными торцевыми стенами, образованными камерами входа и выхода (на чертежах не показано) внутритрубной среды и днищем, образованным корпусами диффузоров вентиляторов (на чертежах не показано), которые установлены под теплообменными секциями 1. Под каждой секцией 1 установлено от одного до шести вентиляторов (на чертежах не показано). Каждый вентилятор (на чертежах не показано) размещен в аэродинамическом защитном кожухе, содержащем  диффузор и коллектор плавного входа (на чертежах не показано). Коллектор плавного входа (на чертежах не показано) выполнен в продольном сечении переменной кривизны с конфигурацией, по крайней мере, со стороны внутренней поверхности, например, по лемнискате, и преимущественно круглым в плане, причем входное устье кожуха в зоне перехода коллектора в диффузор выполнено диаметром, составляющим 0,6-0,95 ширины теплообменной секции. Диффузор (на чертежах не показано) кожуха каждого из вентилятора выполнен в своей верхней части в зоне примыкания к элементам каркаса теплообменной секции 1 с конфигурацией контура выходной кромки, обеспечивающей возможность присоединения к соответствующим элементам контура каркаса секции. Вентиляторы выполнены преимущественно двух - или трехлопастными и с регулируемым изменением угла поворота лопастей, с приводом колеса вентилятора преимущественно прямым, безредукторным от тихоходного электродвигателя, его мощностью, составляющей предпочтительно 2,5-12,0 кВТ и номинальной частотой вращения предпочтительно 290-620 мин.
Компрессорная станция (на чертежах не показана) может быть обустроена системой аппаратов воздушного охлаждения газа, образующих конструктивный комплекс объединенных, по крайней мере, в одно поле аппаратов воздушного охлаждения газа - «поле АВО» (на чертежах не показано).
При этом компрессорная станция (на чертежах не показана) может быть выполнена с опорными конструкциями, объединенными в общий пространственный блок в пределах «поля АВО», в том числе с возможностью частичного опирания опорной конструкции каждого последующего аппарата воздушного охлаждения газа на опорную конструкцию предыдущего.