СПОСОБ РАБОТЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СТАНЦИИ
METHOD OF GAS DISTRIBUTING STATION OPERATION

Изобретение 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.
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).
Недостатком этого технического решения является недостаточно высокая удельная мощность и, как следствие, относительно низкий коэффициент полезного действия (КПД), обусловленные отсутствием утилизации низкопотенциальной теплоты.
Известен способ работы газораспределительной станции, реализуемый системой газораспределения, содержащей 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).
Основным недостатком известного способа работы газораспределительной станции является недостаточно высокий коэффициент полезного действия (до 45%), связанный с особенностями термодинамического цикла газотурбинной установки с регенерацией тепла.
Омывание природного газа в теплообменнике-утилизаторе высокотемпературным потоком продуктов сгорания (350…500°С) газотурбинного двигателя приводит к пиролизу природного газа и ухудшает его физические и термодинамические свойства.
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.
Кроме этого, недостатком известного способа работы газораспределительной станции являются ограниченные функциональные возможности, так как он не позволяет вырабатывать конденсат в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов.
Наиболее близким техническим решением к настоящему изобретению является способ работы газораспределительной станции, реализуемый комбинированной газотурбинной установкой системы газораспределения, заключающийся в выработке электрической энергии в турбодетандере при расширении низкотемпературного природного газа высокого давления, в выработке электрической энергии с помощью газотурбинного двигателя, утилизации теплоты выхлопных газов газотурбинного двигателя и использовании низкотемпературного природного газа в качестве теплоприемника, при этом утилизацию теплоты выхлопных газов газотурбинного двигателя осуществляют путем нагрева в теплообменнике-утилизаторе рабочего тела теплового двигателя с замкнутым контуром циркуляции, работающего по циклу Брайтона, варьируя мощность теплового двигателя изменением массового расхода рабочего тела с помощью дозаторов, подкачивающего компрессора и расходных баллонов низкого и высокого давлений, содержащих запас рабочего тела, а рабочее тело теплового двигателя сжимают в многоступенчатом компрессоре, расширяют в турбине, причем охлаждение рабочего тела ведут низкотемпературным природным газом после турбодетандера в низкотемпературном теплообменнике (Патент RU №2199020, МПК F102C 6/00, 20.02.2003).
Основным недостатком известного способа работы газораспределительной станции является недостаточно высокий коэффициент полезного действия (до 60%), обусловленный необходимостью нагрева в теплообменнике-утилизаторе рабочего тела теплового двигателя с замкнутым контуром циркуляции, работающего по циклу Брайтона. При этом дополнительный замкнутый контур циркуляции характеризуется низким эффективным КПД, равным 23, 2%, при использовании низкотемпературного природного газа в качестве теплоприемника для охлаждения рабочего тела, а не для повышения эффективного КПД основного газотурбинного двигателя. Причем недостаточно высокий КПД известного способа приводит к повышению удельного расхода топлива и увеличению выбросов загрязняющих веществ с продуктами сгорания.
Кроме этого, дополнительный замкнутый контур циркуляции усложняет работу газораспределительной станции.
Также недостатком известного способа являются его ограниченные функциональные возможности, так как при работе газораспределительной станции не вырабатывается конденсат в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов.
Задачей настоящего изобретения является повышение коэффициента полезного действия за счет использования низкотемпературного природного газа для охлаждения отработавших газов газотурбинной установки, снижение вредных выбросов в окружающую среду за счет уменьшения удельного расхода топлива в газотурбинной установке, упрощение работы газораспределительной станции, а также расширение функциональных возможностей за счет выработки конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов.
Технический результат достигается тем, что в способе работы газораспределительной станции, согласно которому природный газ забирают из магистрали высокого давления перед редуцирующим устройством и через байпасный газопровод направляют в магистраль низкого давления, при этом природный газ направляют в энергоутилизационную турбодетандерную установку для выработки электрической энергии в турбодетандере при расширении природного газа высокого давления, далее его направляют в газотурбинную установку для выработки электрической энергии с помощью газотурбинного двигателя и затем его направляют в теплоутилизационную турбодетандерную установку для выработки электрической энергии в турбодетандере при расширении природного газа высокого давления, согласно предлагаемому изобретению при выработке электрической энергии в газотурбинной установке используют газотурбинную установку с обращенным газогенератором, выполненную с возможностью его охлаждения низкотемпературным природным газом, вырабатываемым в энергоутилизационной турбодетандерной установке, причем используют газотурбинный двигатель, имеющий теплообменник-охладитель воздушного компрессора, и используют обращенный газогенератор, имеющий теплообменник-охладитель отработавших газов, при выработке электрической энергии в энергоутилизационной турбодетандерной установке низкотемпературный природный газ направляют при отрицательных температурах окружающей среды непосредственно в теплообменник-охладитель отработавших газов обращенного газогенератора, при положительных температурах окружающей среды - в теплообменник-охладитель воздушного компрессора, а при выработке электрической энергии в газотурбинной установке низкотемпературный природный газ нагревают теплотой отработавших газов обращенного газогенератора.
При выработке электрической энергии в газотурбинной установке используют газотурбинный двигатель, имеющий первый и второй сепараторы-влагоотделители, соответственно для осушения наружного воздуха и для осушения отработавших газов обращенного газогенератора, выполненные с возможностью дренажного слива.
При выработке электрической энергии в энергоутилизационной турбодетандерной установке вырабатывают конденсат в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов, который направляют в камеру сгорания.
Таким образом, основным техническим результатом является повышение коэффициента полезного действия благодаря использованию газотурбинной установки с обращенным газогенератором, охлаждаемым низкотемпературным природным газом, и выполнению теплоутилизирующей турбодетандерной установки с возможностью утилизации низкопотенциальной теплоты природного газа, нагретого отработавшими газами обращенного газогенератора.
Кроме этого, техническим результатом является снижение вредных выбросов в окружающую среду за счет уменьшения удельного расхода топлива в газотурбинной установке, упрощение работы газораспределительной станции, снижение вредных выбросов в окружающую среду за счет использования обращенного газогенератора, повышающего КПД, а также расширение функциональных возможностей благодаря возможности выработки конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов.
Сущность изобретения поясняется чертежами, на которых показана газораспределительная станция, реализующая предлагаемый способ работы (на фиг.1 изображена укрупненная блок-схема газораспределительной станции, а на фиг.2 - принципиальная схема газораспределительной станции).
На чертеже цифрами обозначены:
1 - магистраль высокого давления природного газа,
2 - магистраль низкого давления природного газа,
3 - редуцирующее устройство,
4 - байпасный газопровод,
5 - газотурбинная установка с обращенным газогенератором,
6 - электрогенератор газотурбинной установки,
7 - теплоутилизирующая турбодетандерная установка,
8 - электрогенератор теплоутилизирующей установки,
9 - газотурбинный двигатель,
10 - обращенный газогенератор,
11 - входное устройство,
12 - воздушный компрессор,
13 - камера сгорания,
14 - турбина для привода воздушного компрессора,
15 - силовая турбина,
16 - вал силовой турбины,
17 - турбина перерасширения,
18 - дожимающий компрессор,
19 - теплообменник-охладитель обращенного газогенератора,
20 - вал турбины перерасширения,
21 - энергоутилизационная турбодетандерная установка,
22 - электрогенератор энергоутилизационной установки,
23 - теплообменник-охладитель природного газа высокого давления,
24 - турбодетандер энергоутилизационной установки,
25 - сепаратор-отделитель жидкой фазы низкотемпературного природного газа,
26 - сепаратор-отделитель жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций,
27 - ресивер сжиженной фракции тяжелых углеводородов,
28 - теплообменник-охладитель воздушного компрессора,
29 - первый сепаратор-влагоотделитель,
30 - второй сепаратор-влагоотделитель,
31 - газопровод низкотемпературного природного газа,
32 - первый байпасный трубопровод,
33 - второй байпасный трубопровод,
34 - третий байпасный трубопровод.
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.
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.
Газотурбинная установка 5 (фиг.2) включает в себя газотурбинный двигатель 9 и обращенный газогенератор 10, установленный за газотурбинным двигателем.
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.
Обращенный газогенератор 10 содержит установленные за силовой турбиной 15 турбину 17 перерасширения, дожимающий компрессор 18 и теплообменник-охладитель 19 обращенного газогенератора.
Теплообменник-охладитель 19 установлен перед дожимающим компрессором 18.
Турбина 17 перерасширения и дожимающий компрессор 18 установлены на общем валу 20, механически не связанном с валом 16 силовой турбины 15.
Предлагаемая газораспределительная станция снабжена энергоутилизационной турбодетандерной установкой 21 с электрогенератором 22, соединенным с потребителем электроэнергии (фиг.2).
Энергоутилизационная турбодетандерная установка 21 выполнена с возможностью выработки низкотемпературного природного газа и конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов.
Газотурбинная установка 5 выполнена с возможностью охлаждения его обращенного газогенератора 10 вырабатываемым низкотемпературным природным газом.
Теплоутилизирующая турбодетандерная установка 7 выполнена с возможностью утилизации низкопотенциальной теплоты природного газа, нагретого отработавшими газами обращенного газогенератора газотурбинной установки 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.
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.
Выход турбодетандера 24 соединен с сепаратором-отделителем 25 жидкой фазы низкотемпературного природного газа.
Первый выход сепаратора-отделителя 25 жидкой фазы низкотемпературного природного газа соединен с газотурбинной установкой 5 с обращенным газогенератором 10.
Второй выход сепаратора-отделителя 25 соединен с сепаратором-отделителем 26 жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций.
Сепаратор-отделитель 26 жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций соединен с вторым входом теплообменника-охладителя 23 природного газа высокого давления.
Второй выход теплообменника-охладителя 23 соединен с ресивером 27 сжиженной фракции тяжелых углеводородов.
Газотурбинный двигатель 9 (фиг.2) снабжен теплообменником-охладителем 28 воздушного компрессора и первым сепаратором-влагоотделителем 29, установленными перед воздушным компрессором 12.
Обращенный газогенератор (фиг.2) снабжен вторым сепаратором-влагоотделителем 30, установленным перед дожимающим компрессором 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.
Выход теплообменника-охладителя 28 воздушного компрессора соединен, посредством газопровода 31 низкотемпературного природного газа, с входом теплообменника-охладителя 19 обращенного газогенератора 10.
Выход теплообменника-охладителя 19 обращенного газогенератора 10 соединен с входом турбодетандера 7 теплоутилизирующей установки.
Вход камеры сгорания 13 газотурбинного двигателя 9 соединен с выходом ресивера 27 сжиженной фракции тяжелых углеводородов.
Байпасный газопровод 4 имеет первый 32 байпасный трубопровод, соединяющий первый вход и первый выход теплообменника-охладителя 23 природного газа высокого давления.
Сепаратор-отделитель 26 жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций соединен с ресивером 27 сжиженной фракции тяжелых углеводородов при помощи второго 33 байпасного трубопровода.
Газопровод 31 низкотемпературного природного газа имеет третий 34 байпасный трубопровод, соединяющий вход и выход теплообменника-охладителя 28 воздушного компрессора.
Первый 29 и второй 30 сепараторы-влагоотделители выполнены с возможностью дренажного слива.
Сепаратор-отделитель 26 жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций выполнен с возможностью отвода твердых примесей.
Согласно предлагаемому способу работы газораспределительной станции природный газ забирают из магистрали высокого давления перед редуцирующим устройством и через байпасный газопровод направляют в магистраль низкого давления. При этом природный газ высокого давления направляют в энергоутилизационную турбодетандерную установку для выработки электрической энергии в турбодетандере при расширении природного газа высокого давления.
Далее низкотемпературный природный газ направляют в газотурбинную установку для выработки электрической энергии с помощью газотурбинного двигателя. Затем природный газ направляют в теплоутилизационную турбодетандерную установку для выработки электрической энергии в турбодетандере при расширении природного газа высокого давления.
Отличием предлагаемого способа работы газораспределительной станции является то, что при выработке электрической энергии в газотурбинной установке используют газотурбинную установку с обращенным газогенератором, выполненную с возможностью его охлаждения низкотемпературным природным газом, вырабатываемым в энергоутилизационной турбодетандерной установке.
При выработке электрической энергии в газотурбинной установке используют газотурбинный двигатель, имеющий теплообменник-охладитель воздушного компрессора, и используют обращенный газогенератор, имеющий теплообменник-охладитель отработавших газов.
При выработке электрической энергии в газотурбинной установке низкотемпературный природный газ нагревают теплотой отработавших газов обращенного газогенератора.
При выработке электрической энергии в энергоутилизационной турбодетандерной установке низкотемпературный природный газ направляют при отрицательных температурах окружающей среды непосредственно в теплообменник-охладитель отработавших газов обращенного газогенератора, а при положительных температурах окружающей среды - в теплообменник-охладитель воздушного компрессора.
При выработке электрической энергии в газотурбинной установке используют газотурбинный двигатель, имеющий первый и второй сепараторы-влагоотделители соответственно для осушения наружного воздуха и для осушения отработавших газов обращенного газогенератора, выполненные с возможностью дренажного слива.
При выработке электрической энергии в энергоутилизационной турбодетандерной установке вырабатывают конденсат в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов, который направляют в камеру сгорания.
Предлагаемая газораспределительная станция работает следующим образом.
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.
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.
2
Срабатывание избыточного давления природного газа в турбодетандере 24 установки 21 сопровождается резким снижением температуры газа, что становится причиной выпадения твердых гидратов воды, углекислого газа CO 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.
2
Отсепарированный конденсат в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов с примесью твердых частиц CO 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.
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.
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.
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.
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.
Отсепарированный низкотемпературный природный газ направляют в теплообменник-охладитель 28 воздушного компрессора газотурбинной установки 5 с обращенным газогенератором, через газопровод 31 низкотемпературного природного газа.
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.
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.
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.
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.
Работа газотурбинной установки 5 с обращенным газогенератором 10 осуществляется по схеме:
всос наружного воздуха в проточную часть воздушного компрессора 12,
охлаждение и осушение в теплообменнике-охладителе 28 воздушного компрессора 12,
сжатие его в многоступенчатом воздушном компрессоре 12,
подвод теплоты в камере сгорания 13,
расширение в компрессорной турбине 14 и силовой турбине 15,
перерасширение в турбине 17 обращенного газогенератора 10,
охлаждение и осушение в теплообменнике-охладителе 19,
сжатие в дожимающем компрессоре 18.
Мощность силовой турбины 15 газотурбинной установки 5 передается соединенному на одном валу 16 электрогенератору 6.
Пример 1 конкретного выполнения.
е
Предлагаемая газораспределительная станция, имеющая газотурбинную установку 5 на основе газотурбинного двигателя 9 (ГТД) типа НК-16СТ с расчетным эффективным КПД η=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:
ов
температуру осушенного воздуха на входе в компрессор 12 Т=273,15 К,
расход циклового воздуха 78,87 кг/с,
к
степень повышения давления в компрессоре 12 π=9,5744,
кс
температуру в камере сгорания 13 Т=1100 К,
расход топливного газа в камере сгорания 0,8824 кг/с,
г
температуру продуктов сгорания перед силовой турбиной 15 Т=826,34 К,
г
температуру продуктов сгорания за турбиной перерасширения 17 обращенного газогенератора 10 на входе в теплообменник-охладитель 19 T=522,3 K,
г
давление продуктов сгорания за турбиной перерасширения 17 обращенного газогенератора 10 на входе в теплообменник-охладитель 19 Р=0,0361 МПа,
г
температуру продуктов сгорания на входе в дожимающий компрессор 18 за теплообменником-охладителем 19 обращенного газогенератора 10 Т=273,15 К,
г
давление продуктов сгорания на входе в дожимающий компрессор 18 за теплообменником-охладителем 19 обращенного газогенератора 10 Р=0,0346 МПа,
е
эффективный КПД η=0,353,
температуру продуктов сгорания на выхлопе за дожимающим компрессором 18 обращенного газогенератора 383,13 К.
Применение указанного ГТД с обращенным газогенератором позволяет получить эффективную мощность на валу 16 силовой турбины 15 для привода электрогенератора 6, равную 16 МВт.
При этом для понижения давления транспортируемого природного газа при начальном давлении 5,5 МПа и расходе в 100 кг/с используются:
энергоутилизационная турбодетандерная установка 21, включающая следующие элементы:
теплообменник-охладитель 23 природного газа высокого давления с параметрами:
пг
пг
природный газ на входе Т=288,15 К, Р=5,5 МПа,
пг
пг
природный газ на выходе Т=285,15 К, Р=5,4 МПа,
ок
ок
очищенный конденсат на входе Т=255,75 К, Р=3,1 МПа,
ок
ок
очищенный конденсат на выходе Т=275,91 К, Р=3 МПа,
ок
расход очищенного конденсата G=9,9 кг/с;
турбодетандер 24 энергоутилизационной установки 21, имеющий расчетный изоэнтропийный КПД=0,87 с параметрами:
пг
пг
природный газ на входе Т=285,15 К, Р=5,4 МПа,
пг
пг
низкотемпературный природный газ на выходе Т=254,54 К, Р=3,3 МПа,
мощность для привода электрогенератора 22 равна 4,782 МВт;
сепаратор-отделитель 25 жидкой фазы низкотемпературного природного газа с параметрами:
пг
пг
низкотемпературный природный газ на входе Т=254,54 К, Р=3,3 МПа,
пг
пг
отсепарированный низкотемпературный природный газ на выходе Т=255,15 К, Р=3,2МПа,
пг
расход отсепарированного низкотемпературного природного газа на выходе G=89,1 кг/с,
к
расход конденсата на выходе G=10,9 кг/с;
сепаратор-отделитель 26 жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций с параметрами:
пг
пг
конденсат на входе Т=255,15 К, Р=3,2 МПа,
ок
ок
очищенный конденсат на выходе Т=255,75 К, Р=3,1 МПа,
ок
расход очищенного конденсата G=9,9 кг/с,
птч
расход примесей твердых частиц на выходе G=1 кг/с;
ресивер 27 сжиженной фракции тяжелых углеводородов для хранения очищенного конденсата с параметрами:
ок
ок
очищенный конденсат на входе Т=275,91 К, Р=3 МПа,
ок
расход очищенного конденсата G=9,9 кг/с;
теплообменник-охладитель 28 воздушного компрессора с параметрами:
нв
нв
нв
наружный воздух на входе Т=288,15 К, Р=0,1013 МПа, G=78,87 кг/с,
нв
нв
нв
наружный воздух на выходе Т=273,15 К, Р=0,1 МПа, G=78,87 кг/с,
пт
пг
пг
низкотемпературный природный газ на входе Т=255,15 К, Р=3,2МПа, G=89,1 кг/с,
пг
пг
пг
низкотемпературный природный газ на выходе Т=259,41 К, Р=3,1 МПа, G=89,1 кг/с;
теплообменник-охладитель 19 обращенного газогенератора 10 с параметрами:
г
г
г
отработавшие газы на входе Т=522,3 К, Р=0,0361 МПа, G=73,52 кг/с,
г
г
г
отработавшие газы на выходе Т=273,15 К, Р=0,0346 МПа, G=73,52 кг/с,
пг
пг
пг
низкотемпературный природный газ на входе Т=259,41 К, Р=3,1 МПа, G=89,1 кг/с,
пг
пг
пг
низкотемпературный природный газ на выходе Т=337,13 К, Р=3 МПа, G=89,1 кг/с;
теплоутилизирующая турбодетандерная установка 7, имеющая расчетный изоэнтропийный КПД=0,87 с параметрами:
пг
пг
на входе Т=337,13 К, Р=3 МПа,
пг
пг
на выходе Т=281,07 К, Р=1,25 МПа,
мощность для привода электрогенератора 8 равна 10,175 МВт.
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.
Использование более экономичных газотурбинных двигателей, например ГТД типа АЛ-31Ф с эффективным КПД Че=0,389, а также повышение начального давления транспортируемого природного газа приведет к еще большому увеличению эффективного КПД предлагаемой газораспределительной станции.
Пример 2 конкретного выполнения.
е
Предлагаемая газораспределительная станция, имеющая газотурбинную установку 5 на основе ГТД типа ГТА-6РМ с расчетным эффективным КПД η=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:
ов
температуру осушенного воздуха на входе в компрессор 12 Т=273,15 К,
расход циклового воздуха 40 кг/с,
к
степень повышения давления в компрессоре 12 π=8,523,
кс
температуру в камере сгорания 13 Т=1050 К,
расход топливного газа в камере сгорания 0,4918 кг/с,
г
температуру продуктов сгорания перед силовой турбиной 15 Т=770,27 К,
г
температуру продуктов сгорания за турбиной перерасширения 17 обращенного газогенератора 10 на входе в теплообменник-охладитель 19 Т=507,75 К,
г
давление продуктов сгорания за турбиной перерасширения 17 обращенного газогенератора 10 на входе в теплообменник-охладитель 19 Р=0,0364 МПа,
г
температуру продуктов сгорания на входе в дожимающий компрессор 18 за теплообменником-охладителем 19 обращенного газогенератора 10 Т=273,15 К,
г
давление продуктов сгорания на входе в дожимающий компрессор 18 за теплообменником-охладителем 19 обращенного газогенератора 10 Р=0,0349 МПа,
е
эффективный КПД η=0,316,
температуру продуктов сгорания на выхлопе за дожимающим компрессором 18 обращенного газогенератора 383,13 К.
Применение указанного ГТД с обращенным газогенератором позволяет получить эффективную мощность на валу 16 силовой турбины 15 для привода электрогенератора 6, равную 6,86 МВт.
При этом для понижения давления транспортируемого природного газа при начальном давлении 5,5 МПа и расходе в 50 кг/с используются:
энергоутилизационная турбодетандерная установка 21, включающая следующие элементы:
теплообменник-охладитель 23 природного газа высокого давления с параметрами:
пг
пг
природный газ на входе Т=288,15 К, Р=5,5 МПа,
пг
пг
природный газ на выходе Т=285,15 К, Р=5,4 МПа,
ок
ок
очищенный конденсат на входе Т=255,75 К, Р=3,1 МПа,
ок
ок
очищенный конденсат на выходе Т=275,91 К, Р=3 МПа,
ок
расход очищенного конденсата G=4,95 кг/с;
турбодетандер 24 энергоутилизационной установки 21, имеющий расчетный изоэнтропийный КПД=0,87 с параметрами:
Тпг
пг
природный газ на входе =285,15 К, Р=5,4 МПа,
пг
пг
низкотемпературный природный газ на выходе Т=254,54 К, Р=3,3 МПа,
мощность для привода электрогенератора 22 равна 2,3912 МВт;
сепаратор-отделитель 25 жидкой фазы низкотемпературного природного газа с параметрами:
пг
пг
низкотемпературный природный газ на входе Т=254,54 К, Р=3,3 МПа,
пг
пг
отсепарированный низкотемпературный природный газ на выходе Т=255,15 К, Р=3,2МПа,
пг
расход отсепарированного низкотемпературного природного газа на выходе G=44,55 кг/с,
к
расход конденсата на выходе G=5,45 кг/с;
сепаратор-отделитель 26 жидкой фазы тяжелых углеводородных фракций с параметрами:
пг
пг
конденсат на входе Т=255,15 К, Р=3,2 МПа,
ок
ок
очищенный конденсат на выходе Т=255,75 К, Р=3,1 МПа,
ок
расход очищенного конденсата G=4,95 кг/с,
ок
расход примесей твердых частиц на выходе G=0,5 кг/с;
ресивер 27 сжиженной фракции тяжелых углеводородов для хранения очищенного конденсата с параметрами:
ок
ок
очищенный конденсат на входе Т=275,91 К, Р=3 МПа,
ок
расход очищенного конденсата G=4,95 кг/с;
теплообменник-охладитель 28 воздушного компрессора с параметрами:
нв
нв
нв
наружный воздух на входе Т=288,15 К, Р=0,1013 МПа, G=40 кг/с,
нв
нв
нв
наружный воздух на выходе Т=273,15 К, Р=0,1 МПа, G=40 кг/с,
пг
пг
пг
низкотемпературный природный газ на входе Т=255,15 К, Р=3,2 МПа, G=44,55 кг/с,
пг
пг
пг
низкотемпературный природный газ на выходе Т=259,48 К, Р=3,1 МПа, G=44,55 кг/с;
теплообменник-охладитель 19 обращенного газогенератора 10 с параметрами:
г
г
г
отработавшие газы на входе Т=507,75 К, Р=0,0364 МПа, G=40,29 кг/с,
г
г
г
отработавшие газы на выходе Т=273,15 К, Р=0,0349МПа, G=40,29 кг/с,
пг
пг
пг
низкотемпературный природный газ на входе Т=259,48 К, Р=3,1 МПа, G=44,55 кг/с,
пг
пг
пг
низкотемпературный природный газ на выходе Т=339,59 К, Р=3 МПа, Gr=44,55 кг/с;
теплоутилизирующая турбодетандерная установка 7, имеющая расчетный изоэнтропийный КПД=0,87 с параметрами:
пг
пг
на входе Т=339,59 К, Р=3 МПа,
пг
пг
на выходе Т=283,29 К, Р=1,25 МПа,
мощность для привода электрогенератора 8 равна 5,1308 МВт.
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.
Использование более экономичных газотурбинных двигателей, например ГТД типа АЛ-31Ф с эффективным КПД Ме=0,389, а также повышение начального давления транспортируемого природного газа, приведет к еще большому увеличению эффективного КПД предлагаемой газораспределительной станции.
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, расширению функциональных возможностей за счет получения конденсата в виде сжиженной фракции тяжелых углеводородов.
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.