RU2027124C1

RU2027124C1 - Gas energy recovery set for under ground gas storage

Info

Publication number: RU2027124C1
Authority: RU
Inventors: А.И. Грищенко; А.Н. Козаченко; А.Ф. Комягин; В.И. Никишин; А.Д. Агарков; Н.В. Даки; И.В. Ткаченко; Н.Д. Федоренко
Original assignee: Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий
Priority date: 1991-03-11
Filing date: 1991-03-11
Publication date: 1995-01-20

Abstract

FIELD: storage and transportation of natural gas. SUBSTANCE: set has n-number of power units operating in parallel; each unit consists of turbo-expander with synchronous generator fitted on shaft and frequency converter. Additional power unit has additional turbine connected to closed circulating loop and synchronous generator with frequency converter. Additional power unit performs recovery of thermal energy of gas from underground storage and air of surrounding medium. Mode for taking gas from underground storage is regulated by means of frequency converters of main power units controlled by the signal from flow rate regulator. EFFECT: enhanced reliability. 3 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к технике хранения и транспортировки природного газа и может быть использовано на подземных хранилищах газа в газовой промышленности. The invention relates to techniques for storage and transportation of natural gas and can be used in underground gas storages in the gas industry.

Известны установки для утилизации энергии газа, в том числе и на подземных хранилищах газа, содержащие турбодетандеры, включенные в трубопроводные линии газа высокого давления, теплообменники, электрические генераторы, сочлененные с турбодетандерами [1, 2]. Known installations for the utilization of gas energy, including in underground gas storages containing turbo-expanders included in the pipelines of high-pressure gas, heat exchangers, electric generators coupled to turbo-expanders [1, 2].

В известных установка избыточную энергию сжатого газа с помощью турбодетандера и электрического генератора преобразуют в электрическую, которую затем передают в сеть электроснабжения. In known installations, the excess energy of the compressed gas is converted into electrical energy by means of a turboexpander and an electric generator, which is then transferred to the power supply network.

Известные установки обладают низкой эффективностью, поскольку они утилизируют лишь часть энергии газа - его потенциальную энергию сжатого состояния. Known plants have low efficiency, because they utilize only part of the energy of the gas - its potential energy of a compressed state.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является установка для утилизации энергии газа, которая может быть использована и на подземном хранилище газа [3]. Установка содержит замкнутый циркуляционный контур, заполненный хладоносителем (этаном), с включенным в него циркуляционным нагнетателем, испарителем, первый и вторым теплообменниками, энергоблок, включающий в себя синхронный генератор с установленным на его валу турбодетандером и соединенный с сетью электроснабжения. Кроме того, установка содержит трубопроводную линию газа высокого и низкого давления, магистральный газопровод. В известной установке замкнутый циркуляционный контур, заполненный этаном, выполняет функции промежуточного теплоносителя для обеспечения требуемых кондиций транспортируемого газа. The closest in technical essence and the achieved result is the installation for the utilization of gas energy, which can be used in an underground gas storage [3]. The installation contains a closed circulation circuit filled with a coolant (ethane), with a circulation supercharger, an evaporator, a first and second heat exchanger included in it, a power unit including a synchronous generator with a turboexpander installed on its shaft and connected to a power supply network. In addition, the installation contains a pipeline line of high and low pressure gas, a gas main. In a known installation, a closed circulation loop filled with ethane serves as an intermediate coolant to provide the required conditions for the transported gas.

Недостатками известной установки являются низкая эффективность утилизации энергии газа, поскольку в ней используется лишь часть энергии газа - его потенциальная энергия сжатого состояния. Кроме того, в известной установке не обеспечиваются требуемые кондиции транспортируемого газа при его смешивании с газом в магистральном газопроводе. В этом случае из-за различия температур газа в магистральном газопроводе и газа на выходе из установки возможно образование гидратных пробок в магистральном газопроводе, что снижает его пропускную способность. The disadvantages of the known installation are the low efficiency of gas energy recovery, since it uses only a fraction of the gas energy - its potential energy of a compressed state. In addition, the known installation does not provide the required condition of the transported gas when it is mixed with gas in the main gas pipeline. In this case, due to the difference in gas temperatures in the main gas pipeline and gas at the outlet of the installation, hydrate plugs may form in the main gas pipeline, which reduces its throughput.

Цель изобретения - повышение эффективности утилизации энергии газа. The purpose of the invention is to increase the efficiency of gas energy recovery.

На фиг.1 приведена технологическая схема установки для утилизации энергии газа на подземном хранилище газа; на фиг.2 приведена технологическая схема установки с двумя двухполостными теплообменниками; на фиг.3 приведена технологическая схема установки с унифицированными энергоблоками. Figure 1 shows the technological scheme of the installation for the utilization of gas energy in an underground gas storage; figure 2 shows the technological scheme of the installation with two two-cavity heat exchangers; figure 3 shows the technological scheme of the installation with unified power units.

Установка (фиг. 1) содержит блок 1 очистки-осушки газа, соединенный с подземным хранилищем 2 газа с помощью системы скважин 3, и посредством трубопроводной линии 4 газа высокого давления соединен с входом первой полости трехполостного теплообменника 5. Установка содержит n одинаковых энергоблоков, каждый из которых состоит из турбодетандера 6 с установленным на валу синхронным генератором 7, и преобразователь 8 частоты, вход которого соединен с выходом синхронного генератора 7, а выход соединен с сетью 9 электроснабжения. Входы всех турбодетандеров 6 соединены между собой и с выходом первой полости теплообменника 5. Выходы всех турбодетандеров 6 соединены между собой и с входом первой полости конденсатора 10. Выход первой полости конденсатора 10 через вторую полость теплообменника 5 соединен с трубопроводной линией 11 газа низкого давления, которая соединена с магистральным газопроводом 12. Вспомогательный энергооблок содержит вспомогательную турбину 13 с установленным на ее валу вспомогательным синхронным генератором 14 и вспомогательный преобразователь 15 частоты, вход которого соединен с выходом вспомогательного синхронного генератора 14, а выход - с сетью 9 электроснабжения. Выход вспомогательной турбины 13 через вторую полость конденсатора 10 соединен с входом циркуляционного насоса 16, а его выход - через испаритель 17, третью полость теплообменника 5 соединен с входом вспомогательной турбины 13. Управляющие входы преобразователей 8 частоты соединены между собой и с управляющими входами турбодетандеров 6 и с выходом регулятора 18 расхода газа, первый вход которого соединен с выходом первого датчика 19 расхода газа, установленного на магистральном газопроводе 12, а второй вход соединен с выходом второго датчика 20 расхода газа, установленного на трубопроводной линии 11 газа низкого давления. The installation (Fig. 1) contains a gas cleaning-drying unit 1 connected to an underground gas storage 2 using a well system 3, and is connected to the inlet of the first cavity of a three-cavity heat exchanger 5 through a pipeline 4 of high-pressure gas. The installation contains n identical power units, each of which consists of a turboexpander 6 with a synchronous generator 7 mounted on the shaft, and a frequency converter 8, the input of which is connected to the output of the synchronous generator 7, and the output is connected to the power supply network 9. The inputs of all turbo-expanders 6 are interconnected and with the output of the first cavity of the heat exchanger 5. The outputs of all turbo-expanders 6 are interconnected and with the input of the first cavity of the condenser 10. The output of the first cavity of the condenser 10 through the second cavity of the heat exchanger 5 is connected to the low-pressure gas pipeline line 11, which connected to the main gas pipeline 12. The auxiliary power unit comprises an auxiliary turbine 13 with an auxiliary synchronous generator 14 mounted on its shaft and an auxiliary converter 15 pilots at whose input is connected to the output of the auxiliary synchronous generator 14, and output - with the network power supply 9. The output of the auxiliary turbine 13 through the second cavity of the condenser 10 is connected to the input of the circulation pump 16, and its output is through the evaporator 17, the third cavity of the heat exchanger 5 is connected to the input of the auxiliary turbine 13. The control inputs of the frequency converters 8 are connected to each other and to the control inputs of the turbo expanders 6 and with the output of the gas flow controller 18, the first input of which is connected to the output of the first gas flow sensor 19 installed on the gas main 12, and the second input is connected to the output of the second sensor 20 a gas outlet installed on the low pressure gas pipeline 11.

Установка (фиг. 2) вместо трехполостного теплообменника 5 (см. фиг.1) содержит первый двухполостной теплообменник 21, первая полость которого соединена на входе с трубопроводной линией 4 газа высокого давления, а на выходе - с первой полостью второго двухполостного теплообменника 22. Входы всех n турбодетандеров 6 соединены между собой и с выходом первой полости второго двухполостного теплообменника 22. Выходы турбодетандеров 6 соединены между собой и с входом первой полости конденсатора 10, выход которой через вторую полость второго двухполостного теплообменника 22 соединен с трубопроводной линией 11 газа низкого давления. Выход вспомогательной турбины 13 через вторую полость конденсатора 10 соединен с входом циркуляционного насоса 16, выход которого через испаритель 17, вторую полость первого двухполостного теплообменника 21 соединен с входом вспомогательной турбины 13. The installation (Fig. 2) instead of a three-cavity heat exchanger 5 (see Fig. 1) contains a first two-cavity heat exchanger 21, the first cavity of which is connected at the inlet to the high pressure gas pipeline 4 and at the outlet to the first cavity of the second two-cavity heat exchanger 22. Inputs all n turbo-expanders 6 are connected to each other and to the output of the first cavity of the second two-cavity heat exchanger 22. The outputs of the turbo-expanders 6 are connected to each other and to the input of the first cavity of the condenser 10, the output of which through the second cavity of the second two-cavity of the second heat exchanger 22 is connected to the pipeline line 11 of low pressure gas. The output of the auxiliary turbine 13 through the second cavity of the condenser 10 is connected to the input of the circulation pump 16, the output of which is through the evaporator 17, the second cavity of the first two-cavity heat exchanger 21 is connected to the input of the auxiliary turbine 13.

Установка (фиг. 3) содержит n параллельно включенных унифицированных энергоблоков. Каждый унифицированный энергоблок, кроме турбодетандера 6 с синхронным генератором 7 на валу и преобразователем 8 частоты, конденсатора 10, циркуляционного насоса 16, испарителя 17, трехполостного теплообменника 5, содержит вспомогательную турбину 13, сочлененную с турбодетандером 6 посредством муфты 23. Входы первых полостей теплообменников 5 соединены между собой и с трубопроводной линией 4 газа высокого давления. Выходы вторых полостей теплообменников 5 соединены между собой и с трубопроводной линией 11 газа высокого давления. Вспомогательная турбина 13 вместе с конденсатором 10, циркуляционным насосом 16, испарителем 17, третьей полостью теплообменника 5 образует на каждом энергоблоке свой замкнутый циркуляционный контур. The installation (Fig. 3) contains n parallel connected unified power units. Each unified power unit, except for a turboexpander 6 with a synchronous generator 7 on the shaft and a frequency converter 8, a condenser 10, a circulation pump 16, an evaporator 17, a three-cavity heat exchanger 5, contains an auxiliary turbine 13 coupled to the turbine expander 6 through a coupling 23. Inputs of the first cavities of the heat exchangers 5 interconnected and with the pipeline line 4 of high-pressure gas. The outputs of the second cavities of the heat exchangers 5 are interconnected and with the pipeline line 11 of the high pressure gas. The auxiliary turbine 13 together with the condenser 10, the circulation pump 16, the evaporator 17, the third cavity of the heat exchanger 5 forms its own closed circulation circuit on each power unit.

Установка (фиг.1) работает следующим образом. В режиме отбора из подземного хранилища 2 газ высокого давления (100-150 ати) через системы скважин 3 поступает на блок очистки-осушки газа, где его очищают от механических примесей, удаляют газовый конденсат и осушают от водяных паров. После блока 1 очистки-осушки газ высокого давления через трубопроводную линию 4 газа высокого давления и первую полость теплообменника 5 поступает на вход всех n турбодетандеров 5. Природный газ, расширяясь в проточной части турбодетандеров, преобразует свою потенциальную энергию сжатого состояния с помощью синхронных генераторов 7 и преобразователей 8 частоты в электрическую и передают в сеть 9 электроснабжения. Охлажденный газ низкого давления с выхода всех турбодетандеров 6 поступает в первую полость конденсатора 10 и осуществляет конденсацию теплоносителя во второй полости конденсатора 10, включенной в замкнутый циркуляционный контур. В качестве теплоносителя замкнутого циркуляционного контура, включающего вторую полость конденсатора 10, циркуляционный насос 16, испаритель 17, третью полость теплообменника 5, вспомогательную турбину 13, используют пропан, аммиак, углекислый газ, смеси этан-пропан-бутан или другие смеси. Сжиженный теплоноситель из второй полости конденсатора 10 с помощью циркуляционного насоса 16 подают на испаритель 17, где, используя тепло наружного воздуха, частично испаряется. Затем теплоноситель поступает в третью полость теплообменника 5, где он полностью испаряется за счет тепла газа, поступающего из подземного хранилища 2 газа (температура газа высокого давления на выходе подземного хранилища составляет 15-20^о С). Нагретый парообразный теплоноситель после теплообменника 5 поступает на вспомогательную турбину 13. В проточной части вспомогательной турбины 13 парообразный теплоноситель расширяется с передачей энергии на вал вспомогательного синхронного генератора 14, а затем через вспомогательный преобразователь частоты 15 - в сеть 9 электроснабжения. После вспомогательной турбины 13 теплоноситель поступает во вторую полость конденсатора 10, где он конденсируется. С выхода первой полости конденсатора 10 природный газ низкого давления через вторую полость теплообменника 5, трубопроводную линию 11 газа низкого давления поступает в магистральный газопровод 12. В установке (фиг.1) потенциальную энергию сжатого газа из подземного хранилища 2 утилизируют с помощью турбодетандеров 6 n энергоблоков (с учетом КПД турбодетандеров), а тепловую энергию газа из подземного хранилища и (частично) тепловую энергию окружающего воздуха утилизируют с помощью вспомогательного энергоблока (вспомогательная турбина 13, вспомогательный синхронный генератор 14, вспомогательный преобразователь 15 частоты). При этом в установке используют отдельные вспомогательные энергоблоки. Природный газ, поступающий через трубопроводную линию 11 газа низкого давления в магистральный газопровод 12, имеет одинаковую температуру и давление с газом магистрального газопровода 12. Это позволяет исключить образование гидратных пробок в магистральном газопроводе и обеспечить требуемую производительность магистрального газопровода при смешении двух потоков газа.Installation (figure 1) works as follows. In the selection mode from the underground storage 2, high-pressure gas (100-150 ati) through the well systems 3 enters the gas purification-drying unit, where it is cleaned of mechanical impurities, gas condensate is removed and drained of water vapor. After the cleaning-drying unit 1, the high-pressure gas passes through the high-pressure gas pipeline 4 and the first cavity of the heat exchanger 5 to the inlet of all n turbo-expanders 5. Natural gas, expanding in the flow part of the turbo-expanders, converts its potential compressed energy using synchronous generators 7 and frequency converters 8 to electric and transmit to the power supply network 9. Cooled low-pressure gas from the output of all turbo-expanders 6 enters the first cavity of the condenser 10 and carries out condensation of the coolant in the second cavity of the condenser 10, which is included in a closed circulation circuit. Propellant, ammonia, carbon dioxide, ethane-propane-butane mixtures or other mixtures are used as the heat carrier of the closed circulation loop, including the second cavity of the condenser 10, the circulation pump 16, the evaporator 17, the third cavity of the heat exchanger 5. The liquefied heat carrier from the second cavity of the condenser 10 is fed to the evaporator 17 by means of a circulation pump 16, where, using the heat of the outside air, it partially evaporates. Then, the coolant enters the third cavity of the heat exchanger 5 where it is completely evaporated due to heat the gas flowing from the subterranean storage 2 gas (high pressure outlet gas temperature underground storage of 15-20 ° ^C). The heated vaporous coolant after the heat exchanger 5 enters the auxiliary turbine 13. In the flow part of the auxiliary turbine 13, the vaporous coolant expands with energy transfer to the shaft of the auxiliary synchronous generator 14, and then through the auxiliary frequency converter 15 to the power supply network 9. After the auxiliary turbine 13, the coolant enters the second cavity of the condenser 10, where it condenses. From the output of the first cavity of the condenser 10, low-pressure natural gas through the second cavity of the heat exchanger 5, the low-pressure gas pipe line 11 enters the main gas pipeline 12. In the installation (Fig. 1), the potential energy of the compressed gas from the underground storage 2 is utilized by means of turbo expanders 6 n power units (taking into account the efficiency of turbo expanders), and the thermal energy of the gas from the underground storage and (partially) the thermal energy of the surrounding air is utilized using an auxiliary power unit (auxiliary turbine 13, auxiliary powerful synchronous generator 14, auxiliary frequency converter 15). In this case, the installation uses separate auxiliary power units. Natural gas entering through the low-pressure gas pipeline 11 to the gas main 12 has the same temperature and pressure as the gas of the gas main 12. This eliminates the formation of hydrate plugs in the gas main and ensures the required performance of the gas main when two gas flows are mixed.

Регулирование режима отбора газа из подземного хранилища 2 газа обеспечивают с помощью преобразователей 8 частоты и направляющими аппаратами турбодетандеров 6, которые имеют возможность изменить величину электрической мощности, отдаваемую в сеть электроснабжения, в зависимости от соотношения расхода газа в магистральном газопроводе 12 и в трубопроводной линии 11 газа низкого давления. Контроль величины расходов газа в упомянутых выше объектах осуществляют первый 18 и второй 20 датчики расхода, а регулятор 18 расхода осуществляет преобразование соотношения расхода в электрический сигнал, который поступает на управляющие входы всех n преобразователей 8 частоты и управляющие входы турбодетандеров 6. Величина электрической мощности, отдаваемой энергоблоком в сеть 9 электроснабжения (следовательно, и тормозной момент на валу турбодетандеров 6), определяется углом открытия тиристоров (фиг.1 не показаны) преобразователей 8 частоты, который изменяют сигналом от регулятора 18 расхода. Кроме того, использование регулируемых по упомянутому выше параметру преобразователей 8 частоты в энергоблоке позволяет обеспечит устойчивый режим синхронных генераторов 7 с сетью 9 электроснабжения при различной частоте вращения турбодетандеров 6. По существу, при несинхронной работе синхронных генераторов 7 между собой и с сетью 9 электроснабжения, обеспечивают стабильную частоту сети электроснабжения, которая определяется частотой в данной энергосистеме (около 50 Гц). При этом частота каждого из n синхронных генераторов 7 различна и определяется режимом работы турбодетандеров 6 и балансом мощности, отдаваемой в сеть электроснабжения 9 и развиваемой турбодетандерами 6. The regulation of the mode of gas extraction from the underground gas storage 2 is provided by frequency converters 8 and turbine expander 6 guides, which are able to change the amount of electric power supplied to the power supply network, depending on the ratio of gas flow in the gas main 12 and in the gas pipeline 11 low pressure. The gas flow rate in the above-mentioned objects is controlled by the first 18 and second 20 flow sensors, and the flow controller 18 converts the flow ratio into an electrical signal, which is fed to the control inputs of all n frequency converters 8 and the control inputs of turbo expanders 6. The amount of electric power supplied power unit to the power supply network 9 (therefore, the braking torque on the shaft of the turbo expanders 6) is determined by the opening angle of the thyristors (not shown in Fig. 1) of the converters 8 oty, which change the signal from the flow controller 18. In addition, the use of frequency converters 8 regulated by the above-mentioned parameter in the power unit makes it possible to ensure a stable operation of synchronous generators 7 with a power supply network 9 at different speeds of turbo expanders 6. As a matter of fact, when the synchronous generators 7 are unsynchronized with each other and with a power supply network 9, they provide stable frequency of the power supply network, which is determined by the frequency in this power system (about 50 Hz). The frequency of each of the n synchronous generators 7 is different and is determined by the operating mode of the turbo expanders 6 and the balance of power given to the power supply network 9 and developed by the turbo expanders 6.

В режиме закачки газа в подземном хранилище 2 газа производят замену проточных частей турбодетандеров 6, которые переводят в режим центральных нагнетателей, а синхронные генераторы 7 переводят в режим синхронных электродвигателей с регулируемой частотой вращения и с питанием от сети 9 электроснабжения через преобразователи 8 частоты. Отбор газа для закачки в подземное хранилище 2 газа производят через трубопроводную линию 11 газа низкого давления, вторую полость теплообменника 5, турбодетандеры 6 (работающие в режиме нагнетателей), где его компримируют, первую полость теплообменника 5, трубопроводную линию 4 газа высокого давления, блок 1 очистки-осушки газа и подают на систему скважин 3. В режиме закачки газа в подземное хранилище 2 газа вспомогательный энергоблок не работает, а теплообменник 5 может выполнять функции аппарата охлаждения закачиваемого газа. In the gas injection mode in the underground gas storage 2, the flowing parts of the turbo expanders 6 are replaced, which are switched to the central supercharger mode, and the synchronous generators 7 are switched to the synchronous electric motors with a variable speed and powered by a power supply network 9 via frequency converters 8. The selection of gas for injection into the underground gas storage 2 is carried out through the low pressure gas pipe line 11, the second cavity of the heat exchanger 5, turbo expanders 6 (operating in the supercharger mode), where it is compressed, the first cavity of the heat exchanger 5, the high pressure gas pipe line 4, block 1 gas cleaning and drying and is fed to the well system 3. In the mode of gas injection into the underground gas storage 2, the auxiliary power unit does not work, and the heat exchanger 5 can act as an injection gas cooling apparatus.

Установка (фиг.2) работает аналогично установке по фиг.1. При этом газ из подземного хранилища 3 газа, проходя через первую полость первого двухполостного теплообменника 21, отдает тепло теплоносителю из второй полости теплообменника 21. С выхода первой полости теплообменника 21 газ поступает в первую полость второго двухполостного теплообменника 22, где он дополнительно охлаждается и затем поступает на входы турбодетандеров 6. С выхода всех турбодетандеров охлажденный газ поступает во вторую полость конденсатора 10, где он вызывает конденсацию теплоносителя замкнутого циркуляционного контура, затем через вторую полость второго теплообменника 22, трубопроводную линию 11 газа высокого давления газ поступает в магистральный газопровод 12. Замкнутый циркуляционный контур с теплоносителем охватывает вторую полость первого теплообменника 21, испаритель 17, циркуляционный насос 16, вторую полость конденсатора 10 и вспомогательную турбину 13. С точки зрения утилизации энергии газа с наибольшей эффективностью установки по фиг.1 и 2 эквивалентны. Installation (figure 2) works similarly to the installation of figure 1. In this case, gas from the underground gas storage 3, passing through the first cavity of the first two-cavity heat exchanger 21, transfers heat to the heat carrier from the second cavity of the heat exchanger 21. From the output of the first cavity of the heat exchanger 21, gas enters the first cavity of the second two-cavity heat exchanger 22, where it is additionally cooled and then supplied to the inputs of the turbo-expanders 6. From the output of all the turbo-expanders, the cooled gas enters the second cavity of the condenser 10, where it causes condensation of the coolant of the closed circulation loop, the gas flows through the second cavity of the second heat exchanger 22, the high pressure gas pipeline 11 into the main gas line 12. A closed circulation circuit with a coolant encompasses the second cavity of the first heat exchanger 21, the evaporator 17, the circulation pump 16, the second cavity of the condenser 10 and the auxiliary turbine 13. C the point of view of utilization of gas energy with the highest efficiency of the installation of figure 1 and 2 are equivalent.

В режиме закачки газа в подземное хранилище 2 газа производят замену проточной части всех турбодетандеров 6, которые переводят в режим центробежных нагнетателей. Переводят синхронные генераторы 7 в двигательный режим с питанием от преобразователей 8 частоты, т.е. в режим регулируемого по частоте синхронного электродвигателя. В режиме закачки второй теплообменник 22 выполняет функции аппарата охлаждения закачиваемого газа, а вспомогательный энергоблок при этом не работает. In the mode of injecting gas into the underground gas storage 2, the flow part of all turbo-expanders 6 is replaced, which are transferred to the centrifugal supercharger mode. Synchronous generators 7 are transferred into motor mode powered by frequency converters 8, i.e. in the mode of a frequency-controlled synchronous motor. In the injection mode, the second heat exchanger 22 performs the functions of the cooling apparatus for the injected gas, while the auxiliary power unit does not work.

Установка по фиг.3 работает следующим образом. В режиме отбора газа из подземного хранилища 2 газ через систему скважин 3 поступает на блок 1 очистки-осушки газа, где его очищают от механических примесей и осушают. The installation of figure 3 works as follows. In the mode of gas extraction from the underground storage 2, gas through the well system 3 enters the gas cleaning-drying unit 1, where it is cleaned of mechanical impurities and drained.

С выхода блока 1 очистки-осушки газ высокого давления (100-150 ати) через трубопроводную линию 4 газа высокого давления поступает в первую полость всех n теплообменников 5 и затем на вход турбодетандеров 6 всех n энергоблоков. С выхода турбодетандера охлажденный газ низкого давления поступает в первую полость соответствующего конденсатора 10 и вызывает конденсацию теплоносителя во второй полости, затем газ нагревают во второй полости соответствующего теплообменника 5 и через трубопроводную линию 11 низкого давления поступает в магистральный газопровод 12. Жидкий теплоноситель из второй полости соответствующего конденсатора 10 с помощью соответствующего циркуляционного насоса 16 подают на соответствующий испаритель 17, где он частично испаряется, затем подают в третью полость соответствующего теплообменника 5, где он полностью испаряется за счет тепла газа, поступающего из подземного хранилища. После теплообменника 5 парообразный теплоноситель поступает на соответствующую вспомогательную турбину 13, которая через муфту 23 передает энергию на вал синхронного генератора 7. From the outlet of the cleaning-drying unit 1, high-pressure gas (100-150 ati) passes through the high-pressure gas line 4 to the first cavity of all n heat exchangers 5 and then to the input of the turbo-expanders 6 of all n power units. From the outlet of the turboexpander, the cooled low-pressure gas enters the first cavity of the corresponding condenser 10 and causes the coolant to condense in the second cavity, then the gas is heated in the second cavity of the corresponding heat exchanger 5 and enters the main gas line 12 through the low pressure pipe line 11 from the second cavity of the corresponding the condenser 10 using the appropriate circulation pump 16 is fed to the corresponding evaporator 17, where it partially evaporates, then serves in the third cavity of the corresponding heat exchanger 5, where it completely evaporates due to the heat of the gas coming from the underground storage. After the heat exchanger 5, the vaporous coolant enters the corresponding auxiliary turbine 13, which through the coupling 23 transfers energy to the shaft of the synchronous generator 7.

В режиме закачки газа в подземном хранилище 2 газа производят замену проточной части всех турбодетандеров 6 и отсоединяют вспомогательные турбины 13 с помощью муфт 23. Переводят синхронные генераторы 7 в режим частотно-регулируемого синхронного электродвигателя с питанием от соответствующего преобразователя 8 частоты. Газ из магистрального газопровода 12 через трубопроводную линию 11 газа низкого давления, вторые полости соответствующих теплообменников 5, первые полости соответствующих теплообменников 5, трубопроводную линию 4 газа высокого давления, блок 1 очистки-осушки, систему скважин 3 подают в подземное хранилище 2. При этом теплообменники 5 выполняют функции аппаратов охлаждения газа. Охлаждение газа, подаваемого в подземное хранилище, можно осуществлять в теплообменниках 5. In the gas injection mode in the underground gas storage 2, the flow part of all turbo expanders 6 is replaced and auxiliary turbines 13 are disconnected using the couplings 23. The synchronous generators 7 are switched to a frequency-controlled synchronous electric motor powered by the corresponding frequency converter 8. Gas from the gas main 12 through the low pressure gas pipeline 11, the second cavities of the respective heat exchangers 5, the first cavities of the respective heat exchangers 5, the high pressure gas pipeline 4, the cleaning-drying unit 1, and the well system 3 are supplied to the underground storage 2. At the same time, the heat exchangers 5 perform the functions of gas cooling apparatuses. The cooling of the gas supplied to the underground storage can be carried out in heat exchangers 5.

В режиме закачки газа в подземное хранилище 2 регулятор 18 расхода не вырабатывает управляющий сигнал для преобразователей 8 частоты. В этом случае предусмотрена специальная система автоматического регулирования (на чертежах не показана) энергетических агрегатов как для газоперекачивающих агрегатов. In the mode of pumping gas into the underground storage 2, the flow controller 18 does not generate a control signal for the frequency converters 8. In this case, a special automatic control system is provided (not shown in the drawings) for energy units as for gas pumping units.

По сравнению с установками фиг.1 и 2, установка по фиг.3 обладает тем преимуществом, что состоит из n унифицированных (одинаковых) энергоблоков, которые могут работать параллельно в любом сочетании (сочетание рабочих и резервных энергоблоков. Кроме того, в зависимости от емкости подземного хранилища оно может быть снабжено различным количеством унифицированных энергоблоков. Однако использование двухполостных теплообменников (фиг.2) позволяет повысить экономичность оборудования и упрощает их эксплуатацию. Использование двухполостных теплообменников в установке по фиг.3 взамен трехполостных имеет указанные выше достоинства, но при этом резко увеличивается количество теплообменников для одного подземного хранилища. Поскольку отбор газа из подземного хранилища производят, как правило, в зимнее время, а закачку производят в летнее время, то для повышения мощности вспомогательной турбины испарители 17 могут быть выполнены с возможностью обогрева продуктами сгорания природного газа. Эти условия могут возникнуть при дефиците энергии в энергосистеме во время максимума нагрузок. Compared to the installations of FIGS. 1 and 2, the installation of FIG. 3 has the advantage that it consists of n unified (identical) power units that can operate in parallel in any combination (a combination of operating and standby power units. In addition, depending on the capacity underground storage, it can be equipped with a different number of unified power units.However, the use of two-cavity heat exchangers (figure 2) improves the efficiency of the equipment and simplifies their operation. instead of three-cavity, the exchangers in the installation of Fig. 3 have the above advantages, but the number of heat exchangers for one underground storage increases sharply, since gas is taken from the underground storage, as a rule, in winter, and injection is performed in summer, for to increase the power of the auxiliary turbine, the evaporators 17 can be configured to be heated by natural gas combustion products, These conditions can occur when there is a shortage of energy in the power system during maximum load OK.

В установке (фиг.1-3) обеспечивается высокая эффективность утилизации энергии газа на подземном хранилище, поскольку кроме утилизации потенциальной энергии сжатого газа (утилизируемый турбодетандерами) утилизируют также тепловую энергию подземных пластов и воздуха окружающей среды. Это стало возможным благодаря использованию технологической схемы с выделением низкотемпературного газа на выходе турбодетандера и использованию этого холода. Для установки (фиг.1, 2) с тремя энергоблоками мощностью 6,3 МВт каждый требуемая мощность вспомогательного агрегата (турбина 13, генератор 14) составляет 4,5-6 МВт. In the installation (Fig.1-3), high efficiency of gas energy recovery at the underground storage is ensured, since in addition to utilizing the potential energy of compressed gas (utilized by turbo expanders), the thermal energy of underground layers and ambient air is also utilized. This became possible due to the use of the technological scheme with the release of low-temperature gas at the outlet of the turboexpander and the use of this cold. For the installation (Fig. 1, 2) with three 6.3 MW power units, each required power of the auxiliary unit (turbine 13, generator 14) is 4.5–6 MW.

Экономическая эффективность использования данной установки определяется величиной электрической энергии, отдаваемой в сеть электроснабжения, с учетом того, что выработка электроэнергии и ее передача в энергосистему осуществляются во время дефицита при зимнем максимуме электропотребления. The economic efficiency of using this installation is determined by the amount of electric energy supplied to the power supply network, taking into account the fact that the generation of electricity and its transmission to the power system are carried out during a shortage with a winter maximum power consumption.

Claims

1. INSTALLATION FOR DISPOSAL OF GAS ENERGY IN THE UNDERGROUND GAS STORAGE, comprising a main pipeline, a high pressure gas line connected to the well, a low pressure gas line connected to the main pipeline, a coolant circulation circuit including a supercharger, an evaporator and a heat exchanger connected to two other cavities to a gas line of high and low pressure, and a power unit consisting of a synchronous generator and a turboexpander installed on the same shaft, the latter through a heat exchange the outlet is connected at the inlet to the high-pressure line, and at the outlet to the low-pressure line, characterized in that, in order to increase recycling efficiency, the installation is equipped with at least one additional power unit, the inputs and outputs of the turbo-expander units being interconnected by a cleaning unit - gas drying, installed on the high pressure line after the well, and a gas flow regulator with flow sensors, one of which is installed on the main pipeline, and the other on the low pressure gas line, each energy the lock is equipped with a frequency converter connected to the generator and the mains, and the circulation circuit is equipped with a capacitor installed in front of the supercharger and connected to the second cavity to the low pressure line, and a turbine with a synchronous generator and a frequency converter located on its shaft connected to the mains, the input turbine is connected to the heat exchanger, and at the output to the condenser of the circulation circuit, and the flow controller is connected to the control inputs of the frequency converters and turbine expanders, and flow parts of the latter are made replaceable.

2. Installation for utilization of gas energy in an underground gas storage, comprising a main pipeline, a high pressure gas line connected to the well, a low pressure gas line connected to the main pipeline, a coolant circulation circuit including a supercharger, an evaporator and a heat exchanger connected by two other cavities to a gas line of high and low pressure, and a power unit consisting of a synchronous generator and a turboexpander installed on the same shaft, the latter through a heat exchange the outlet is connected at the inlet to the high pressure line, and at the outlet to the low pressure line, characterized in that, in order to increase the efficiency of utilization, the installation is equipped with at least one additional power unit, one additional circulation circuit, a gas cleaning-drying unit installed on the high pressure line after the well, and a gas flow regulator with flow sensors, one of which is installed on the main pipeline, and the other on the low pressure gas line, each power unit is equipped with a conversion a frequency reducer connected to the generator and the power supply network, and each circulation circuit - a capacitor installed in front of the supercharger and connected to the second cavity to the low pressure line, and a turbine that is mounted on the same shaft with the expander of the corresponding power unit and is connected at the input to the heat exchanger, and at the output - to the condenser of the circulation circuit, and the flow controller is connected to the control inputs of the frequency converters and expanders, and the flow parts of the latter are removable.