КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ КАК ЭЛЕМЕНТ ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ ПО ГАЗОПРОВОДАМ. 1 страница

1.1. Устройство и принцип работы линейных компрессорных станций магистральных газопроводов.

Современная компрессорная станция ( КС )- это сложное инженерное сооружение, призванное обеспечивать основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа. В силу того, что транспортировать газ в больших количествах и на дальние расстояния только за счет естественного пластового давления разрабатываемого месторождения невозможно, эти компрессорные станции располагаются по трассе газопровода, как правило, через каждые 100 - 130 км. и предназначены для обеспечения приема на станцию транспортируемого по газопроводу природного газа, его очистки от механических примесей и капельной жидкости в специальных пылеуловителях и фильтр-сепараторах, распределения потоков газа по установленным на КС газоперекачивающим агрегатам с обеспечением их оптимальной загрузки, охлаждения транспортируемого газа после компремирования перед подачей его в газопровод, вывод цеха КС для работы на «станционное кольцо» при пуске и остановке станции, а также транзитного прохода транспортируемого газа по магистральному газопроводу, минуя станцию. Кроме того, технологическая обвязка компрессорной станции должна обеспечивать при необходимости возможность сброса газа в атмосферу из всех его технологических коммуникаций через специальные свечные краны [ ]. Таким образом компрессорная станция является одним из элементов технологии транспорта природных газов.

Компрессорная станция в зависимости от числа «ниток» магистральных газопроводов может состоять из одного, двух и более компрессорных цехов, оборудованных одним или несколькими типами газоперекачивающих агрегатов ( ГПА ). Под ГПА понимается газотурбинная установка и приводимый ею во вращение для перекачки газа центробежный нагнетатель.

Как правило, каждый цех компрессорной станции работает на свой газопровод. Из-за технологических соображений транспорта газов, компрессорные цеха соединены специальными перемычками на входе и выходе станции.

Фрагмент принципиальной схемы компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из трех ГПА приведена на Рис. 1.1.

Рис.1.1. Фрагмент основного оборудования компрессорной станции.

В состав основного оборудования компрессорной станции входит: 1- узел подключения станции к магистральному газопроводу; 2 – камеры запуска и приема очистного устройства внутренней полости газопровода от механических примесей и конденсата, а также диагностического прибора для оценки внутреннего состояния трубопровода; 3- установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов; 4- установка охлаждения перекачиваемого технологического газа (АВО газа ); 5- газоперекачивающие агрегаты; 6- технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7- запорная арматура обвязки центробежного нагнетателя; 8- установка подготовки пускового и топливного газа; 9- установка подготовки импульсного газа для обеспечения работы приборов КИП и А; 10- различное вспомогательное оборудование ( система маслохозяйства, котельная, воздушный компрессор и т.д. ); 11- энергетическое оборудование ( трансформаторные установки, распределительные устройства, аварийная электростанция и т.д. ); 12 – главный щит управления и система телемеханики; 13 – оборудование электрохимзащиты трубопроводов компрессорной станции.

Оборудование и обвязка компрессорной станции компрессорной станции приспособлены к переменному режиму работы газопровода и самой КС. Количество газа, перекачиваемого через КС, регулируется в основном включением и отключением числа работающих агрегатов, изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным типом привода. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу, в целом к оптимизации режимов работы компрессорной станции и установленных на ней газоперекачивающих агрегатов.

В зависимости от типа центробежных нагнетателей (ЦБН), используемых на станциях, различают две принципиально различные схемы обвязок КС [ ]:

- схема с параллельной, коллекторной обвязкой, характерной для так называемых полнонапорных нагнетателей;

- схема с последовательной обвязкой, характерной для так называемых неполнонапорных нагнетателей.

У полнонапорных нагнетателей проточная часть сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения вала, создавать степень сжатия на уровне 1,45-1,50, определяемую расчетными проектными параметрами газа на входе и выходе компрессорной станции. ГПА с такими типами нагнетателей работают параллельно на один нагнетательный коллектор.

У неполнонапорных нагнетателей проточная часть рассчитана на степень сжатия 1,23-1,25. В условиях эксплуатации ГПА с такими типами нагнетателей работают по схеме последовательного соединения двух агрегатов, обеспечивая общую степень сжатия по станции на уровне 1,45-1,50.

Принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА при использовании полнонапорных нагнетателей показана на Рис. 1.2.

По этой схеме, газ из магистрального газопровода через охранный кран №19, который предназначен для автоматического отключения (включения) магистрального газопровода от станции в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций, поступает к входному крану №7, расположенному как и кран №19, на узле подключения КС к газопроводу. Входный кран №7, также предназначенный при необходимости для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода, имеет обводной кран №7р с несколько меньшим проходным сечением, предназначенный для заполнения газом всей системы технологической обвязки КС перед пуском станции в работу. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана №7р, производится открытие крана №7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана №7, без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции. Сразу за краном №7 по ходу газа установлен свечной кран №17, который используется для стравливания газа в атмосферу.

Рис. 1.2 Принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой ГПА.

После крана №7, газ поступает на установку его очистки, где размещены пылеуловители и фильтр-сепараторы, где газ от механических примесей и капельной жидкости.

После очистки газ поступает во входной коллектор компрессорного цеха - через кран №1 на вход центробежного нагнетателя. После сжатия в нагнетателе, газ проходит выходной кран №2 и поступает на установку охлаждения газа (АВО газа). После прохождения АВО газа, он через выходной кран №8 поступает в магистральный газопровод. Перед краном №8 установлен обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода и исключения обратной раскрутки нагнетателя при его возникновении.

В целом, назначение крана №8, расположенного на узле подключения КС, аналогично крану №7. Стравливание газа в атмосферу осуществляется через свечной кран №18, расположенного по ходу газа перед краном №8. После КС, на магистральном газопроводе установлен охранный кран №21, назначение которого аналогично охранному крану № 19.

Между узлами подключения станции к входному и выходному трубопроводу имеется перемычка с установленным на ней краном №20, что позволяет осуществлять транзитную подачу газа минуя компрессорную станцию в период ее отключения.

При эксплуатации КС может возникнуть ситуация, когда давление на выходе станции может приблизиться к максимально разрешенному. Для устранения такого режима работы между входным и выходным участками станции устанавливается кран №6А, используемый при пуске и остановке станции, что позволяет станции работать некоторое время на так называемое "станционное кольцо" для выхода на оптимальный режим работы КС и ГПА.

На Рис. 1.3 приведена другая схема КС, с так называемой последовательной обвязкой газоперекачивающих агрегатов, реализуемой в условиях эксплуатации ГПА с неполнонапорными нагнетателями. Эта схема позволяет с помощью "режимных" кранов осуществлять как последовательную работу одного и двух агрегатов, так и параллельную работу группы агрегатов, состоящих из двух или трех последовательно работающих ГПА.

Краны в схеме обвязки агрегатов с неполнонапорными нагнетателями имеют следующую нумерацию и назначение (Рис. 1.3): кран №1 устанавливается на всасывающем трубопроводе и служит для приема газа; кран №2 устанавливается на выходном трубопроводе и служит для подачи сжатого газа через "режимные" краны в нагнетательный трубопровод, либо на вход следующего нагнетателя для обеспечения двухступенчатого сжатия; кран №3 - обводной . При закрытых кранах №№1 и 2, газ из входного коллектора через кран №3 поступает на вход следующего агрегата, минуя предыдущий. Кран №3 бис - обводной и используется только в период пуска и остановки агрегата; кран №4 - обводной для крана №1, с диаметром несколько меньшим чем проходной диаметр крана №1 и служит для заполнения контура нагнетателя газом перед пуском ГПА в работу; кран №5 - свечной, расположен на нагнетательной стороне трубопровода до крана №2 и предназначен для продувки контура нагнетателя перед пуском и сброса газа в атмосферу при пуске и остановках ГПА.

В схеме крановой обвязки агрегатов с использованием неполнонапорных нагнетателей по давлению технологического газа различают две части: низкого и высокого давлений. Крановая обвязка низкого давления включает в себя коллектора топливного газа и пускового газа, фильтры топливного и пускового газа, запорной арматуры и предназначена для обеспечения работы ГТУ.

Крановая обвязка высокого давления обеспечивает прием газа, его компримирование и передачу газа в следующий нагнетатель или непосредственно в газопровод, если газоперекачивающий агрегат расположен вторым в группе.

Сопоставление двух схем обвязки компрессорных станций с использованием полнонапорных и неполнонапорных нагнетателей явно свидетельствует в пользу первых схем в силу своей сравнительной простоты, повышенной надежности и более легкой системы регулирования работой компрессорной станции в целом.

Следует отметить, в условиях реконструкции и дальнейшего развития систем транспорта газа по газопроводам, схемы с неполнонапорными нагнетателями будут «отмирать», выводится из эксплоатации и заменяться на обвязку КС с полнонапорными нагнетателями, как более надежную и простую сравнительно со второй схемой.

Рис 1.3 Принципиальная технологическая схема КС с последовательной обвязкой ГПА.

Следует отметить, что на газопроводах различают еще так называемые головные и дожимные компрессорные станции.

Головные компрессорные станции устанавливаются непосредственно после газового месторождения и предназначены для поддержания необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по газопроводу в условиях падения пластового давления на разрабатываемом месторождении

Дожимные компрессорные станции устанавливаются на подземных хранилищах газа ( ПХГ ) и служат для закачки газа, отбираемого из магистрального газопровода, в подземное хранилище под несколько большим давлением, нежели давление в газопроводе.

1.2 Системы очистки технологического газа на КС.

Очистка газа от механических примесей и жидкости

При транспортировке природного газа по газопроводу в нем всегда содержатся разного рода примесей: песок, сварочный шлам, вода, конденсат тяжелых углеводородов и т. п. Источником загрязнения природного газа является прежде всего призабойная зона скважины, постепенно разрушающая при разработке газового месторождения. Постоянным источником примесей в газе являются продукты коррозии трубопровода.

Наличие разного рода к примесей приводит износу газопровода, его запорной арматуры, колес нагнетателей, нарушению работы контрольно-измерительных приборов, и, как следствие, к снижению надежности и эффективности работы газоперекачивающих агрегатов и компрессорных станций в целом.

Первое время на КС для очистки от разного рода примесей использовались масляные пылеуловители, обеспечившие достаточно высокую степень очистки газа ( до 97-98% ). Масляные пылеуловители работали по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе. Масленые пылеуловители чаще выполнялись в виде вертикальных сосудов большого диаметра, где инородные примеси газа смачивались промывочной жидкостью ( обычно соляровое масло ) и сепарируются из потока газа. Сама жидкость затем очищалась, регенерировалась и вновь поступала в пылеуловитель для очистки газа. К недостаткам масленых пылеуловителей следует отнести их большую металлоемкость, потерю части масла в процессе очистки, необходимость подогрева масленой системы в зимний период эксплуатации.

Очистке газа в настоящее время придается большое значение. В связи с чем на КС устанавливают, как правило, две ступени очистки газа: циклонные пылеуловители и фильтр-сепараторы. .

После крана №7, газ поступает к установкам его очистки: циклонным пылеуловителям и фильтр-сепараторам, где он очищается от механических примесей и влаги, а также инородных частиц, оставшихся после строительства газопровода и появляющихся в процессе его эксплуатации в условиях, например из-за коррозии метала трубопровода.

Циклонные пылеуловители используя принцип действия инерционных сил взвешенных частиц, очищают газ одновременно и от грязи и конденсата на уровне 90-95% в зависимости от конструкции циклонов, их диаметра, общего их числа, установленных для очистки газа. Циклонные пылеуловители проще в обслуживании нежели масляные, почему они и получили большое распространение несмотря на то, что в процессе эксплуатации они больше подвержены эрозионному износу, что приводит к снижению эффективности в их работе и они имеют несколько большие гидравлические сопротивления по сравнению с масляными пылеуловителями.

Общий вид циклонного пылеуловителя приведен на Рис. 1.4, представляющий собой сосуд цилиндрической формы диаметром 1600 мм на рабочее давление до 5,4 и 7,4 МПа со встроенными в него циклонами.

Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней 6 и верхней – осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от разного рода примесей. В нижней части пылеуловителя находятся так называемые циклонные трубы 4.

Работает циклонный пылеуловитель следующим образом. Газ через входной патрубок 2 поступает в пылеуловитель и далее, по вертикально расположенному трубопроводу к приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам 4, неподвижно закрепленных на нижней решетке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый к поверхности этих труб по касательной линии, начинает совершать вращательные движения вокруг внутренней оси циклона. Под действием возникающей центробежной силы, твердые частицы пыли и капли жидкости отбрасываются к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и затем в нижнюю часть пылеуловителя 6. Сам газ после циклонных трубок поступает в верхнюю, так называемую, осадительную секцию пылеуловителя 1, а затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из пылеуловителя.

Рис. 1.4

Эффективность очистки газа циклонными пылеуловителями достигает 100% для очистки газа с инородными частицами 40 мкм и более и не менее 95% для капельной жидкости.

Рис.1.5

Контроль за уровнем осепарированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного удаления осуществляется с помощью смотровых окон и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется осмотра и ремонта пылеуловителя.

Установка фильтр-сепараторов осуществляется для дополнительной очистки потока технологического газа от жидкости и механических примесей после циклонных пылеуловителей ( Рис.1.5 ).

Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит направленное перемешивание газа и его дополнительная очистка газа от механических примесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов, газ поступает во вторую фильтрующую секцию – секцию сепарации. В этой секции происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью специально установленных пакетов. Через дренажные патрубки механические примеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные емкости.

Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжается электрообогревом своей нижней части, конденсатосборником и конирольно-измерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации фильтрующие элементы засоряются, что приводит к увеличению перепада давлений на фильтр-сепараторе. При перепаде давлений на уровне 0,04 МПа фильтр-элементы заменяются на новые.

1.3 Осушка газа

Добываемый природный газ почти всегда содержит влагу, количество которой зависит от состава газа, давления и температуры. Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования, снижает пропускную способность газопровода и при определенных термодинамических условиях могут образовывать твердые кристаллические вещества – гидраты, которые нарушают нормальную работу газопровода. Для борьбы с гидратами газ подвергается осушке. Распространенными методами осушки являются абсорбционные и адсорбционные.

Абсорбция представляет собой процесс поглощения влаги жидкими поглотителями (абсорбентами ) – диэтиленгликолем ( ДЭГ ) и триэтиленгликолем ( ТЭГ ). ДЭГ более дешевый продукт, но снижает точку росы только на 30-35 ^оС, вместо 45-50 ^оС у ТЭГ. Основные характеристики ДЭГ и ТЭГ характеризуются данными табл. 1.1.

Обычно жидкостную осушку используют на установках головных сооружений магистральных газопроводов и на промыслах при температуре осушаемого газа не выше 40-50 ^оС. В ряде случаев газ одорируют и на газораспределительных станциях ( ГРС )

На поглотительную способность сорбента большое влияние оказывает его концентрация. В зависимости от требуемой степени осушки, концентрация сорбентов колеблется от 90 до 99%.

Таблица 1.1

Основные характеристики диэтиленгликоля и триэтиленгликоля.

Расчет установки осушки газа жидким поглотителем заключается в определении количества ДЭГ, его начальной и конечной концентрации, диаметра аппарата ( поглотительной колонны – абсорбера ), числа тарелок. Количество концентрированного раствора, необходимого для осушки газа до определенной точки росы определяется с помощью следующего уравнения:

( 1.1)

где Q – объемный расход газа через абсорбер при рабочих условиях; массовое влагосодержание единицы объема газа на входе в абсорбер, определяемый в зависимости от температуры и давления газа на входе по данным Рис. 1.6.; массовое влагосодержание единицы объема газа на выходе из адсорбера, определяемого в зависимости от требуемой точки россы осушенного газа также по данным Рис. 1.6.; К₁ – содержание ДЭГ в концентрированном растворе ( в долях единицы ); К₂ – содержание ДЭГ в насыщенном водой растворе.

Рис. 1.6 Зависимость парциального давления воды от температуры раствора

Пример 1.1 Определить часовой расход потребляемого при осушке газа ДЭГ, если на осушку в абсорберы поступает 910 тыс. м³ насыщенного газа при температуре t=24^оС и давлении Р= 4 МПа. Точка росы осушенного газа должна быть -14⁰С. Плотность газа в рабочих условиях 36 кг/м³. Осушка выполняется 98%-ым раствором диэтиленгликоля.

По данным Рис. 1.6 при принятых исходных данных определяем влагосодержание газа на входе в абсорбер – 0,74 г/м³ , а на выходе – 0,055 г/м³.

С учетом найденных значений влагосодержания на входе и выходе абсорбера при известном количестве поступающего в него количества насыщенного газа, определяется количество влаги, отбираемой из газа,

Плотность 98%-ного раствора диэтиленгликоля составит

0,98 =1,114 г/см³

Исходя из опытных данных расход циркулирующего в системе раствора составляет обычно 0,03 – 0,05 м³/кг извлекаемой воды. Примем для расчета эту величину на уровне 0,03 м³/кг, что составит примерно 33 кг раствора на кг извлекаемой воды. Тогда конечную концентрацию адсорбента можно определить по уравнению 1.1.

,

откуда К₂ =95%

Следовательно, требуемое количество свежего раствора для удаления 623,35 кг воды в час по уравнению 1.1 составит:

1.4 Очистка газа от сероводорода

Многие природные газы содержат примесь сероводорода, который является сильным корродирующим веществом. Сероводород ядовит, содержание его в воздухе в количестве 0,2% уже вызывает потерю сознания и смерть, а в меньших концентрациях и длительном воздействии острые отравления. Предельно допустимое содержание сероводорода в воздухе производственных помещений не должно превышать 10 мг/м³, а в газе, используемым для бытовых нужд – 20 мг/м³.

Очистка газа от сероводорода в основном осуществляется водным раствором этаноламина: моноэтаноламином ( МЭА ), диэтаноламином ( ДЭА ), триэтаноламином ( ТЭА ). При использовании моноэтаноламина степень извлечения сероводорода из газа доходит до 98%. Расход моноэтаноламина на 1 млн. м³ газа составляет примерно 3-7 кг.

Физико-хиические свойсива этаноламинов приведены в табл. 1.2.

Согласно поглотительной способности МЭА для поглощения 1 кг Н₂S требуется 3,6 кг МЭА, или для 1 м³ H₂S – 5,44. Hкг МЭА. При расчете очистки газа от H₂S принимают, что в реакцию поглощения вступает только 60% циркулирующего моноэтаноламина.

1.5 Одоризация газа

Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому для обнаружения его утечек газ предварительно одорируют, т.е. добавляют специальные вещества, обладающие сильным специфическим запахом. В качестве одорантов применяют вещества, содержащие меркаптановую основу. Наиболее часто используют этилмеркаптан C₂H₅SH. Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа составляет примерно 16 кг на 1000 м³ газа.

Для ввода одоранта в газопровод применяют два типа установок - барботажную и капелную. Природный газ в основном одорируют на головных сооружениях магистрального газопровода, но иногда только на газораспределительных станциях ( ГРС ). Газ, поступающий к бытовым потребителям, должен быть обязательно одоризирован.

1.6 Конструктивные схемы и типы газотурбинных установок на КС.

Основным отличительным признаком газотурбинного двигателя, например, от поршневых двигателей внутреннего сгорания, является организация круговых процессов. В поршневых машинах, как известно, все основные процессы цикла – сжатие, подвод тепла и расширение последовательно сменяют друг друга в одном и том же замкнутом пространстве ( система цилиндр – поршень), а в газотурбинном двигателе все эти процессы непрерывно осуществляются в различных его элементах, последовательно расположенных по ходу движения рабочего тела (компрессор – камера сгорания - газовая турбина).

Газотурбинные установки (ГТУ), эксплуатируемые на компрессорных станциях выполнены по так называемому открытому ( или разомкнутому), циклу. В ГТУ открытого цикла, представляющих наибольший промышленный интерес и получивших широкое распространение, наружный воздух, пройдя систему очистных фильтров, процесс сжатия в компрессоре, систему подвода тепла топлива в камере сгорания и процесс расширения в газовой турбине, вместе с образовавшимися продуктами сгорания, через выхлопную трубу выбрасывается в атмосферу и его уже нельзя вернуть в установку вновь в качестве рабочего тела.

Отличительной особенностью термина газотурбинная установка от термина газотурбинный двигатель является то, что в понятие газотурбинная установка включается не только само понятие газотурбинный двигатель, но и сопутствующие ей элементы, обеспечивающие ее работу (система организации подвода циклового воздуха, топлива, смазки, системы пуска и остановки агрегата, разного рода контролирующие приборы и т.д.).

Некоторые простейшие схемы ГТУ открытого цикла приведены на Рис.1.7. Схема а) соответствует варианту ГТУ в одновальном исполнении; схема б) – варианту ГТУ в двухвальном исполнении ( ГТУ с независимой силовой турбиной ).

Рабочий процесс ГТУ простейших схем Рис. 1.7а и Рис. 1.7б осуществляется следующим образом: атмосферный воздух, пройдя систему воздушных фильтров, поступает на вход осевого компрессора (К), где сжимается до давления 0,6-1,8 МПа. После сжатия в компрессоре, воздух с температурой примерно 180-340 ⁰С поступает в камеру сгорания (КС), где за счет сжигания подводимого извне топлива, температура рабочего тела доводится до величины, обусловленной жаростойкостью лопаток и дисков газовой турбины (Т) – в стационарных ГТУ порядка 900-950 ⁰С; в авиационных – порядка 1100-1200 ⁰С и выше. После прохождения газовой турбины, продукты сгорания с температурой порядка 400-450 ⁰С выбрасываются в атмосферу.

Мощность, развиваемая газовой турбиной, идет на привод осевого компрессора (большая ее часть, примерно 65 – 70 %) и на привод центробежного нагнетателя, либо для выполнения какой-то другой полезной нагрузки. КПД таких установок в настоящее время может находиться на уровне 28-32%. Следует отметить, что газотурбинные установки, выполненные на базе авиационных установок, с высокой температурой газов перед турбиной ( 1200-1200 ⁰С ) и высоким соотношением давлений сжатия по осевому компрессору ( на уровне 18-20 ), имеют КПД га уровне 35-37 % и даже выше.

Рис.1.7 Простейшие схемы ГТУ: одновальная ( а ) и двухвальная ( б ); ( в ) – двухвальная схема ГТУ с регенерацией тепла отходящих газов; ( г ) – трехвальная схема ГТУ; ( д ) ГТУ с промежуточным отводом тепла при сжатии и промежуточным подводом тепла при расширении и с регенерацией тепла отходящих газов. К – осевой компрессор, КС – камера сгорания, ТВД – турбина высокого давления, ТНД – туобина низкого давления, ТСД – турбина среднего давления, Н – нагнетатель, Р – регенератор ( рекуператор ), ПО - промежуточный холодильник :

С точки зрения основных показателей ГТУ на номинальной нагрузке, приведенные схемы ГТУ (а) и (б) между собой ничем не отличаются, но схема (б), получившая развитие на магистральных газопроводах, позволяет стабилизировать показатели работы установки на переменной нагрузке, в силу того, что турбина низкого давления (ТНД), которую иногда называют тяговой или силовой турбиной, может иметь различную частоту вращения силового вала в зависимости от изменения полезной нагрузки и не оказывать при этом практически какого-либо влияния на частоту вращения вала турбины высокого давления (и осевого компрессора), сохраняя тем самым подачу циклового воздуха на постоянном уровне. В этом случае система осевой компрессор- турбина высокого давления выступают в роли генератора газа в ГТУ.