Способ выработки электроэнергии с использованием смеси природного и попутного нефтяного газа и газотурбинная установка с предварительным блоком смешивания природного и попутного нефтяного газа
METHOD FOR GENERATING ELECTRICITY USING A MIXTURE OF NATURAL AND ASSOCIATED PETROLEUM GAS AND A GAS TURBINE PLANT WITH A PRELIMINARY UNIT FOR MIXING OF NATURAL AND ASSOCIATED PETROLEUM GAS

Изобретение относится к области энергетики и может быть использовано в нефтедобывающих и газодобывающих отраслях промышленности для выработки преимущественно электрической и тепловой энергии с применением смеси природного и попутного нефтяного газа.
В настоящее время нефтяные компании все больше внимания уделяют проблеме рационального использования попутного нефтяного газа. Активизации этого процесса способствует принятое Правительством Российской Федерации Постановление № 7 от 8 января 2009 года, в котором заложено требование по доведению уровня утилизации попутного газа до 95%. Однако на дату представления настоящей заявки технические решения по утилизации и рациональному использованию попутного нефтяного газа, позволяющие решить данную проблему, заявителем не выявлены.
При этом на дату представления настоящей заявки РФ возглавляет список стран с самыми высокими объемами сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ), что делает эту проблему особенно актуальной как с точки зрения предотвращения загрязнения окружающей среды и рационального использования природных ресурсов, так и по причинам существенных экономических потерь [https://istina.msu.ru/diplomas/3705329/].
Известна статья «Проблема рационального использования попутного нефтняого газа в России» [журнал «География и природные ресурсы» https://www.sibran.ru/journals/issue.php?ID=182289&ARTICLE_ID=182291]. В известной статье рассмотрена географическая структура добычи попутного нефтяного газа по регионам России. Показано, что основной объем его добычи в России приходится на Западную Сибирь, при этом крупнейший субъект РФ по добыче попутного нефтяного газа – это Ханты-Мансийский автономный округ. Выявлено, что основной прирост добычи попутного нефтяного газа в России связан с вводом в разработку крупных добывающих проектов компаний на востоке страны и севере Западной Сибири. При этом рассмотрены основные направления рационального использования попутного нефтяного газа:
– переработка на газоперерабатывающем заводе;
– сайклинг-процесс (САЙКЛИНГ-ПРОЦЕСС (а. cycling process; н. Cyklingprozeß; ф. procede par recirculation; и. recirculacion de gas) – способ разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления посредством обратной закачки газа в продуктивный горизонт. При этом используется газ, добываемый на данном месторождении (а в случае необходимости – из других месторождений), после извлечения из него высококипящих углеводородов (С5+В). Поддержание пластового давления препятствует происходящему вследствие ретроградной конденсации (см. Ретроградные явления) выделению в продуктивном горизонте из пластового газа высококипящих углеводородов, образующих газовый конденсат (который в противном случае является практически потерянным);
– энергетика (сжигание газа в энергетических установках для производства электрической и тепловой энергии). Показано, что уровень рационального использования за последние пять лет увеличился на 10,4 % за счет введения системы штрафов за сверхнормативное сжигание газа (более 5 %).
Проанализированы аспекты, связанные с необходимостью комплексного освоения добываемых углеводородов, в частности рациональным использованием попутного нефтяного газа. Исследованы перспективные направления и условия повышения уровня эффективной утилизации попутного нефтяного газа по регионам России с учетом экологических ограничений. Показано, что в условиях отсутствия экономических стимулов у бизнеса государство должно играть значительную роль в повышении эффективности использования природных ресурсов, в том числе с учетом поощрения внедрения новых передовых технологий и инструментов государственного регулирования, включая государственно-частное партнерство [https://elibrary.ru/item.asp?id=37058433].
Исходя из вышеизложенного, заявленное техническое решение относится к наиболее актуальной области техники, а именно, к области сжигания газа в энергетических установках для производства преимущественно электрической и тепловой энергии, что, по мнению заявителя, является наиболее перспективным направлением на дату представления заявочных материалов.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту РФ №2599407 «Способ работы газотурбинной установки непрерывного действия». Сущностью является способ работы газотурбинной установки непрерывного действия, заключающийся в сжатии поступающего воздуха в компрессоре, подаче сжатого воздуха и топлива в первую камеру сгорания, сжигании в первой камере сгорания топлива, расширении образовавшихся продуктов сгорания в первой турбине, использовании, по меньшей мере, части механической энергии, вырабатываемой первой турбиной для привода компрессора, подаче расширившихся продуктов сгорания и топлива во вторую камеру сгорания и расширении образовавшихся продуктов сгорания во второй турбине для производства механической энергии, отличающийся тем, что в качестве топлива, подаваемого во вторую камеру сгорания, используют неоксидированные наночастицы алюминия, радиус которых составляет не более 25 нанометров, на выходе второй турбины обеспечивают образование коронного разряда для обработки продуктов сгорания, обработанные продукты сгорания направляют в электростатический фильтр для отделения частиц образовавшегося корунда, который является дополнительным продуктом, производимым газотурбинной установкой, и направляют, по меньшей мере, часть продуктов сгорания, прошедших через электростатический фильтр, в первую камеру сгорания, где их используют в качестве дополнительного топлива.
Недостатком известного способа работы газотурбинной установки являются высокая стоимость используемого топлива, таких как керосин, метан и большие затраты на подготовку наночастиц алюминия в жидком азоте.
Недостатком известного устройства для реализации способа заключаются в том, что технология требует дополнительных затрат на хранение наночастиц алюминия, в виде требуемых затрат на работу криогенной техники, что является препятствием для эффективного использования изобретения по назначению, а также для защиты от оксидирования наночастиц алюминия во второй камере сгорания требуется осуществление подачи наночастиц алюминия в среде азота, что намного усложняет технологическую обвязку газотурбинной установки.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту РФ №2650452 «Газотурбинная установка для переработки попутного нефтяного газа в электроэнергию». Сущностью является газотурбинная установка для переработки попутного нефтяного газа в электроэнергию, содержащая воздушный компрессор, турбину, камеру сгорания, электрогенератор, устройство подогрева воздуха после компрессора, включающее в себя теплообменный аппарат-регенератор, расположенный в выхлопной трубе, которая совместно с камерой сгорания выполнена в виде наземной факельной установки сжигания попутного нефтяного газа, отличающаяся тем, что теплообменный аппарат-регенератор выполнен с последовательно расположенными камерами конвекции и радиации, а полость между камерами сообщена с полостью выхода из турбины.
Недостатком известной газотурбинной установки является необходимость поддержания высоких оборотов турбины, нагрева рабочего тела до достаточно высоких значений температуры.
Недостатком способа работы известной газотурбинной установки является то, что необходимо поддерживать высокую температуру сжигания чистого попутного газа, при несоблюдении данного условия, т.е. при низких температурных режимах сгорания топлива, выделяются токсичные и канцерогенные газы типа: бензпирены, двуокись серы, оксиды азота, оксид углерода и т.д.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту РФ №2149273 «Газотурбинная установка на топливном газе высокого давления». Сущностью является газотурбинная установка на топливном газе высокого давления, содержащая последовательно подключенные по ходу рабочего тела компрессор, камеру сгорания с патрубками подачи соответственно первичного и вторичного воздуха и топливоподающим устройством, отличающаяся тем, что топливоподающее устройство выполнено в виде эжектора с последовательно подключенными приемной камерой, камерой смешения и диффузором, активное сопло эжектора подключено к топливному патрубку с установленным на нем топливным вентилем, а пассивное сопло посредством патрубка подачи первичного воздуха связано с атмосферой, при этом патрубок подачи первичного воздуха эжектора и воздушный патрубок компрессора снабжены вентилями и подключены к общему воздухозаборнику.
Недостатком данной газотурбинной установки является сложность устройства, т.к. состоит из 30 конструктивных элементов и узлов, в отличает от заявленного технического решения, которое состоит из 24 конструктивных элементов, и   то, что в ней в качестве рабочего топлива используется дорогостоящий топливный газ высокого давления, а также дополнительные энергетические затраты на подготовку топливного газа высокого давления, в виде нагнетания до достижения высокого давления, что снижает его эффективность при использовании по назначению.
Техническим результатом заявленного технического решения является расширение арсенала способов указанного назначения и устранение недостатков аналогов путем разработки:
способа выработки электроэнергии с использованием смеси природного и попутного нефтяного газа, обладающего по сравнению с прототипом:
– увеличение рентабельности выработки электроэнергии вследствие использования более дешевого попутного нефтяного газа в смеси с природным газом
газотурбинной установка с предварительным блоком смешивания природного и попутного нефтяного газа
– увеличение КПД, за счет установки тепловых экранов на поверхности узлов газотурбинной установки, вследствие чего будут снижены тепловые потери.
– снижение оборотов турбины, вследствие меньшей температуры горения смеси попутного нефтяного газа и природного газа, по сравнению с температурой горения топлива из чистого попутного нефтяного газа, что снижает износ газотурбинной установки, увеличивает КПД и уменьшает вибрационное воздействие от газотурбинной установки.
Сущностью заявленного технического решения является способ выработки электроэнергии с использованием смеси природного и попутного нефтяного газа в газотурбинной установке, заключающийся в том, что компрессор низкого давления всасывает наружный воздух, который частично сжимается и нагревается, при этом получают частично сжатый и частично нагретый воздух, далее частично сжатый воздух выходит из компрессора и направляется в компрессор высокого давления, где полностью сжимается и нагревается, при этом получают полностью сжатый и нагретый воздух, далее полностью сжатый и нагретый воздух поступает в камеру сгорания, при этом одновременно в камеру сгорания подают по топливным трубам смесь попутного нефтяного газа и природного газа в соотношении природный газ: попутный нефтяной газ = от 75-25% до 25-75%, получают газовоздушную смесь, далее происходит сжигание смеси природного газа и попутного нефтяного газа, при этом получают горячую струю газа, которая подается на лопатки турбины, совершая при этом полезную работу, раскручивая несущий вал, что, в свою очередь, приводит к выработке электроэнергии в генераторе, который подключен к несущему валу, после сжигания в воздухе топлива в камерах сгорания полученная горячая струя воздуха поступает на рабочие лопатки силовых турбин, совершая, тем самым, полезную работу на несущем валу, далее отработавший горячий газ выходит из силовых турбин, поступает в выхлопную полость и выходит через нее в окружающую среду. Газотурбинная установка с предварительным блоком смешивания природного и попутного нефтяного газа в заданных соотношениях для осуществления способа по п.1, содержащая два воздушных компрессора, две турбины, камеру сгорания и электрогенератор, где компрессоры и газовые турбины соединены между собой и установлены на едином несущем валу последовательно, а вал соединен с электрогенератором, где вырабатывается электрическая энергия, компрессоры и газовые турбины заключены в рубашку, образуя полость между поверхностями компрессоров и газовыми турбинами, камеры сгорания снабжены кольцевым распылителем, который соединен посредством трубопроводов подачи топлива с блоком предварительного смешивания природного и попутного нефтяного газа с возможностью получения двухкомпонентных газовых смесей стабильного состава с изменяемым соотношением газов в заданных пропорциях, камеры сгорания соединены с двумя насосами, работающими параллельно, при этом к камерам сгорания подведены трубопроводы подачи смеси природного и попутного нефтяного газа на кольцевой распылитель топлива; к компрессору низкого давления через многотрубчатые переходы присоединен охлаждающий блок; все элементы газотурбинной установки заключены в корпус и отделены тепловым экраном.
Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг. 1 и Фиг. 2.
На Фиг. 1 приведена схема заявленной газотурбинной установки.
На Фиг. 2 показан осевой разрез газовой турбины и, в частности, ее входного коллектора.
Позиции на Фигурах обозначают:
1 – компрессор низкого давления,
2 – компрессор высокого давления,
3 – газовые турбины,
4 – несущий вал
5 – генератор,
6 – электросчетчик,
7 – промежуточное охлаждающее устройство,
8 – камеры сгорания,
9 – трубопроводы подачи топлива,
10 – поступающий наружный воздух
11 – частично сжатый воздух
12 – полностью сжатый и нагретый воздух
13 – горячая струя газа, совершающая полезную работу
14 – выхлопная полость
15 – многотрубчатый переход, по которому поступает охлаждающий воздух для компонентов газотурбинной установки,
16 – теплообменник,
17 – воздух, идущий на охлаждение компонентов газотурбинной установки,
18 – впускная труба,
19 – впускной коллектор,
20 – корпус,
21 – тепловой экран,
22 – защитная рубашка,
23 – полость между поверхностями компрессоров и газовыми турбинами,
24 – блок предварительного смешивания природного и попутного нефтяного газа.
На Фиг. 3 представлена Таблица, в которой приведены значения выработанной электрической мощности и показатель КПД газотурбинной установки.
Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.
Заявленный технический результат достигается за счет того, что работает заявленная газотурбинная установка с блоком предварительного смешивания природного и попутного нефтяного газа по заявленному способу, по которому газотурбинная установка имеет блок предварительного смешивания природного и попутного нефтяного газа, два компрессора и две газовые турбины, соединенных между собой и установленных на едином валу последовательно, где у каждой турбины имеется камера сгорания, в которых поступает смесь природного и нефтяного попутного газа, в заданных соотношениях из блока предварительного смешивания газов. При таком устройстве газотурбинной установки обеспечивается охлаждение воздуха в процессе его сжатия, что позволяет уменьшить затрачиваемую работу на сжатие, вследствие чего увеличивается КПД газотурбинной установки. Наличие теплообменника и многотрубчатого перехода, по которым течет низкотемпературный воздух, позволяет снизить тепловые потери. Кроме всего выше перечисленного, использование попутного нефтяного газа оказывает серьезное влияние на улучшение экологической обстановки и снижение стоимости сжигания рабочего топлива, в виду существенной дешевизны попутного нефтяного газа.
Далее заявителем приведена характеристика исходных материалов.
Природный газ (ПГ) – смесь углеводородов, преимущественно метана, с небольшими примесями других газов, добываемая из осадочных горных пород Земли [https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D1%80%D0%B8%D1%80%D0%BE%D0%B4%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D0%B3%D0%B0%D0%B7].
Химический состав природного газа:
Компонент
Формула
Состав %
Метан
CH<sub>4</sub>
90 – 98
ЭтанПропанБутан
C<sub>2</sub>H<sub>6</sub>C<sub>3</sub>H<sub>8</sub>C<sub>4</sub>H<sub>10</sub>
0,5 – 40,2 – 1,50,1 – 1
Углекислый газ
CO<sub>2</sub>
0 – 0,5
Кислород
O<sub>2</sub>
0 − 0.2
Азот
N<sub>2</sub>
0 – 0,1
Сероводород
H<sub>2</sub>S
0 – 0,1
Редкие газы
H, He, Ne, Xe
0– 0,1
Попутный нефтяной газ (ПНГ) – это газ, растворенный в нефти. Добывается попутный нефтяной газ при добыче нефти, то есть он, по сути, является сопутствующим продуктом. Но и сам по себе ПНГ — это ценное сырье для дальнейшей переработки. Попутный нефтяной газ состоит из легких углеводородов. Это, прежде всего, метан — главный компонент природного газа — а также более тяжелые компоненты: этан, пропан, бутан и другие. [https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%BE%D0%BF%D1%83% D1%82%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%BE%D0%B9_%D0%B3%D0%B0%D0%B7]
Химический состав попутного нефтяного газа:
Компонент
Формула
Состав %
Метан
CH<sub>4</sub>
40 – 45
ЭтанПропанБутанПентанГексан
C<sub>2</sub>H<sub>6</sub>C<sub>3</sub>H<sub>8</sub>C<sub>4</sub>H<sub>10</sub>C<sub>5</sub>H<sub>12</sub>C<sub>6</sub>H<sub>12</sub>
10 – 2010 – 2010 – 2010 – 2010 – 20
Углекислый газ
CO<sub>2</sub>
0 – 8
Кислород
O<sub>2</sub>
0 − 0.2
Азот
N<sub>2</sub>
0 – 0,5
Сероводород
H<sub>2</sub>S
0 – 0,5
Далее заявителем приведена конструкция заявленной газотурбинной установки.
Заявленная газотурбинная установка (Фиг.1) содержит компрессор низкого давления 1, компрессор высокого давления 2, газовые турбины 3, камеры сгорания 8, тепловой экран 21, корпус 20. При этом компрессоры 1, 2 и газовые турбины 3 соединены между собой и установлены на едином несущем валу 4 последовательно. При этом несущий вал 4, на котором установлены компрессоры 1 и 2 и газовые турбины 3, соединен с генератором 5, с возможностью выработки электрической энергии, при этом к генератору 5 присоединен электросчетчик 6.
При этом компрессоры 1, 2 и газовые турбины 3 заключены в защитную рубашку 22, образуя полость 23 между поверхностями компрессоров и газовыми турбинами. При этом с полостью 23 соединен вход охлаждающего устройства 7, выход которого далее соединен с многотрубчатым переходом 15, выходы которого подключены к камерам сгорания 8, расположенным на каждой из газовых турбин 3.
Камеры сгорания 8 снабжены кольцевым распылителем, который соединен посредством трубопроводов подачи топлива 9 с блоком предварительного смешивания природного и попутного нефтяного газа 24. Смеситель газов предназначен для получения двухкомпонентных газовых смесей стабильного состава с изменяемым соотношением газов. Устройство смешивает природный газ и попутный нефтяной газ в заданных пропорциях.
На схеме также показано охлаждающее устройство, используемое для охлаждения компонентов газовой турбины. Обычно часть или весь сжатый охлаждающий воздух 17 отбирается либо из одной из ступеней компрессора внутри компрессора, либо в конце компрессора. Поскольку в процессе сжатия компрессора сжатый воздух нагревается, его необходимо охлаждать до желаемого уровня температуры. Для этого в многотрубчатом переходе 15, по которому поступает охлаждающий воздух для охлаждения компонентов газотурбинной установки предусмотрен охлаждающий блок 16, присоединенный к компрессору низкого давления 1 через многотрубчатые переходы 15. Охлаждающий блок 16 может иметь различные конфигурации, такие как, например, обычный теплообменник. Охлаждающий воздух может использоваться в различных местах, показанных на Фиг.1, например, для охлаждения камеры сгорания 8, для охлаждения турбин 3 и т.д.
Отработавший горячий газ выходит из силовых турбин 3, поступает в выхлопную полость 14 и выходит через нее в окружающую среду.
На Фиг. 2 показан осевой разрез газовой турбины и, в частности, ее входного коллектора 19 и впускной трубы 18.
Согласно предлагаемому изобретению, все агрегаты заключены в корпус, при этом они отделены от него тепловым экраном.
Снижение расхода мощности на компрессор может быть достигнуто путем многоступенчатого сжатия воздуха с промежуточным охлаждением.
Газотурбинная установка снабжена корпусом с тепловым экраном, посредством которого снижается температура наружного корпуса, вследствие чего повышается надежность и снижаются пожароопасность и взрывоопасность.
Далее заявителем приведено более подробное описание заявленного способа выработки электроэнергии с использованием смеси природного и попутного нефтяного газа и конструкция заявленной газотурбинной установки с блоком предварительного смешивания газов (Фиг.1):
Всасываемый воздух 10 поступает в компрессор 1 и 2, который в данном техническом решении разделен на первую ступень 1, работающую при низком давлении, и вторую ступень 2, работающую при высоком давлении. Частично сжатый всасываемый воздух 11 выходит из первой ступени 1 и направляется на вторую ступень 2 высокого давления. Для увеличения мощности газовой турбины частично сжатый воздух 11 можно охлаждать с помощью охлаждающего устройства 7 перед поступлением на ступень высокого давления 2 (так называемое промежуточное охлаждение). После прохождения через компрессор высокого давления, полностью сжатый воздух 12 поступает в камеру сгорания 8.
Камера сгорания 8 питается топливом, представляющем собой смесь природного (ПГ) и попутного нефтяного (ПНГ) газа, по трубам 9, посредством двух насосов, работающих параллельно, топливо поступает через трубопроводы подачи топлива на кольцевой испаритель топлива в камеру сгорания 8, подготовка топлива осуществляется в блоке предварительного смешивания природного и попутного нефтяного газа 24 в соотношении ПГ : ПНГ = от 75-25% до 25-75%, получают газовоздушную смесь.
Далее происходит сжигание смеси ПГ и ПНГ в камерах сгорания 8. При этом получают горячую струю газа 13, которая подается на лопатки турбины, совершая при этом полезную работу, раскручивая несущий вал 4, что, в свою очередь, приводит к выработке электроэнергии в генераторе 5, который подключен к несущему валу.
Отработавший горячий газ выходит из силовых турбин 3, поступает в выхлопную полость 14 и выходит через нее в окружающую среду.
Для охлаждения компонентов газовой турбины предусмотрен охлаждающий блок 16, который может иметь различные конфигурации, такие как, например, обычный теплообменник. Часть сжатого воздуха отбирается, либо из одной из ступеней сжатия внутри компрессора, либо в конце компрессора низкого давления. Воздух после охлаждения в охлаждающем блоке, проходя через многотрубчаый переход, поступает в компоненты газотурбинной установки.
Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет использовать в качестве топлива смесь природного и попутного нефтяного газа, а также повысить надежность и ресурс деталей, работающих при высокой температуре, и при этом обеспечивается снижение пожароопасности и взрывоопасности.
Для экспериментальной проверки заявленного технического решения газотурбинной установки были проведены 5 вариантов испытаний при различных содержаниях компонентов топлива в заявленных интервалах (см. Фиг. 3).
Пример 1. Газотурбинная установка, работающая на смеси природного и попутного нефтяного газа при соотношении 75:25 % масс. соответственно.
Всасываемый воздух с температурой наружного воздуха, поступает в компрессор низкого давления, где частично сжимается и нагревается до 10 бар и 300 °С соответственно. Частично сжатый всасываемый воздух выходит из компрессора низкого давления и направляется в промежуточное охлаждающее устройство перед поступлением на ступень высокого давления для увеличения мощности газовой турбины
После полного сжатия в компрессоре высокого давления до 30 бар сжатый воздух с температурой 500 °С поступает в камеры сгорания газовых турбин. Камеры сгорания питаются посредством двух насосов, работающих параллельно, топливо поступает через трубопроводы подачи топлива на кольцевой испаритель топлива в камеру сгорания, где подается смесь природного и попутного нефтяного газа из блока предварительного смешивания газов в соотношении 75:25, а горячий воздух, выходящий из первой камеры сгорания, подается на следующую турбину.
После сжигания в воздухе топлива в камерах сгорания полученная горячая струя воздуха поступает на рабочие лопатки силовых турбин, совершая, тем самым, полезную работу на несущем валу.
Отработавший горячий газ выходит из силовых турбин, поступает в выхлопную полость и выходит через нее в окружающую среду.
Выработанная электрическая мощность по Примеру 1 равна 17 МВт. При этом КПД газотурбинной установки составляет 43%.
Пример 2. Газотурбинная установка, работающая на смеси природного и попутного нефтяного газа при соотношении 50:50 % масс. соответственно.
Всасываемый воздух с температурой наружного воздуха, поступает в компрессор низкого давления, где частично сжимается и нагревается до 10 бар и 300 °С соответственно. Частично сжатый всасываемый воздух выходит из компрессора низкого давления и направляется в промежуточное охлаждающее устройство перед поступлением на ступень высокого давления для увеличения мощности газовой турбины
После полного сжатия в компрессоре высокого давления до 30 бар сжатый воздух с температурой 500 °С поступает в камеры сгорания газовых турбин. Камеры сгорания питаются посредством двух насосов, работающих параллельно, топливо поступает через трубопроводы подачи топлива на кольцевой испаритель топлива в камеру сгорания, где подается смесь природного и попутного нефтяного газа из блока предварительного смешивания газов в соотношении 50:50, а горячий воздух, выходящий из первой камеры сгорания, подается на следующую турбину.
После сжигания в воздухе топлива в камерах сгорания полученная горячая струя воздуха поступает на рабочие лопатки силовых турбин, совершая, тем самым, полезную работу на несущем валу.
Отработавший горячий газ выходит из силовых турбин, поступает в выхлопную полость и выходит через нее в окружающую среду.
Выработанная электрическая мощность по Примеру 2 равна 15 МВт. При этом КПД газотурбинной установки составляет 38%.
Пример 3. Газотурбинная установка, работающая на смеси природного и попутного нефтяного газа при соотношении 25:75 % масс. соответственно.
Всасываемый воздух с температурой наружного воздуха, поступает в компрессор низкого давления, где частично сжимается и нагревается до 10 бар и 300 °С соответственно. Частично сжатый всасываемый воздух выходит из компрессора низкого давления и направляется в промежуточное охлаждающее устройство перед поступлением на ступень высокого давления для увеличения мощности газовой турбины
После полного сжатия в компрессоре высокого давления до 30 бар сжатый воздух с температурой 500 °С поступает в камеры сгорания газовых турбин. Камеры сгорания питаются посредством двух насосов, работающих параллельно, топливо поступает через трубопроводы подачи топлива на кольцевой испаритель топлива в камеру сгорания, где подается смесь природного и попутного нефтяного газа из блока предварительного смешивания газов в соотношении 25:75, а горячий воздух, выходящий из первой камеры сгорания, подается на следующую турбину.
После сжигания в воздухе топлива в камерах сгорания полученная горячая струя воздуха поступает на рабочие лопатки силовых турбин, совершая, тем самым, полезную работу на несущем валу.
Отработавший горячий газ выходит из силовых турбин, поступает в выхлопную полость и выходит через нее в окружающую среду.
Выработанная электрическая мощность по Примеру 3 равна 12 МВт. При этом КПД газотурбинной установки составляет 33%.
Пример 4. Газотурбинная установка, работающая только на природном газе.
Всасываемый воздух с температурой наружного воздуха, поступает в компрессор низкого давления, где частично сжимается и нагревается до 10 бар и 300 °С соответственно. Частично сжатый всасываемый воздух выходит из компрессора низкого давления и направляется в промежуточное охлаждающее устройство перед поступлением на ступень высокого давления для увеличения мощности газовой турбины
После полного сжатия в компрессоре высокого давления до 30 бар сжатый воздух с температурой 500 °С поступает в камеры сгорания газовых турбин. Камеры сгорания питаются посредством двух насосов, работающих параллельно, топливо поступает через трубопроводы подачи топлива на кольцевой испаритель топлива в камеру сгорания, где подается природный газ, а горячий воздух, выходящий из первой камеры сгорания, подается на следующую турбину.
После сжигания в воздухе топлива в камерах сгорания полученная горячая струя воздуха поступает на рабочие лопатки силовых турбин, совершая, тем самым, полезную работу на несущем валу.
Отработавший горячий газ выходит из силовых турбин, поступает в выхлопную полость и выходит через нее в окружающую среду.
Выработанная электрическая мощность по Примеру 4 равна 20 МВт. При этом КПД газотурбинной установки составляет 48%.
Пример 5. Газотурбинная установка, работающая только на попутном нефтяном газе.
Всасываемый воздух с температурой наружного воздуха, поступает в компрессор низкого давления, где частично сжимается и нагревается до 10 бар и 300 °С соответственно. Частично сжатый всасываемый воздух выходит из компрессора низкого давления и направляется в промежуточное охлаждающее устройство перед поступлением на ступень высокого давления для увеличения мощности газовой турбины
После полного сжатия в компрессоре высокого давления до 30 бар сжатый воздух с температурой 500 °С поступает в камеры сгорания газовых турбин. Камеры сгорания питаются посредством двух насосов, работающих параллельно, топливо поступает через трубопроводы подачи топлива на кольцевой испаритель топлива в камеру сгорания, где подается попутный нефтянойь газ, а горячий воздух, выходящий из первой камеры сгорания, подается на следующую турбину.
После сжигания в воздухе топлива в камерах сгорания полученная горячая струя воздуха поступает на рабочие лопатки силовых турбин, совершая, тем самым, полезную работу на несущем валу.
Отработавший горячий газ выходит из силовых турбин, поступает в выхлопную полость и выходит через нее в окружающую среду.
Выработанная электрическая мощность по Примеру 5 равна 9 МВт. При этом КПД газотурбинной установки составляет 28%.
Основываясь на приведенных выше экспериментальных данных, можно сделать заключение о том, что заявленное техническое решение обеспечивает более рентабельную выработку электроэнергии с использованием смеси природного и попутного нефтяного газа в газотурбинной установке с предварительным блоком смешивания газов.
Полученные показатели характеризуют повышение выработки электроэнергии с использованием смеси природного и попутного нефтяного газа в газотурбинной установке по сравнению с аналогом. Таким образом, преимуществами заявленного технического решения являются:
– увеличение рентабельности выработки электроэнергии вследствие использования более дешевого попутного нефтяного газа в смеси с природным газом;
– увеличение КПД, вследствие снижения температуры нагрева рабочего тела газотурбинной установки за счет меньшей температуры сгорания топлива
– снижение оборотов турбины, вследствие меньшей температуры горения смеси попутного нефтяного газа и природного газа, по сравнению с температурой горения топлива из чистого попутного нефтяного газа, что снижает износ газотурбинной установки, увеличивает КПД и уменьшает вибрационное воздействие от газотурбинной установки.
Таким образом, из описанного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнут заявленный технический результат, а именно – разработан способ выработки электроэнергии с использованием смеси природного и попутного нефтяного газа и газотурбинная установка с блоком предварительно смешивания природного и попутного нефтяного газа.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, так как при определении уровня техники не выявлено техническое решение, которому присущи признаки, идентичные (то есть совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) совокупности признаков, перечисленных в формуле изобретения, включая характеристику назначения.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками заявленного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям, так как может быть изготовлено с использованием известных материалов, комплектующих изделий, стандартных технических устройств и оборудования.