Методы повышения энергоэффективности компрессорных станций при реконструкции магистральных газопроводов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.13, кандидат технических наук Зюзьков, Виктор Викторович

• Зюзьков, Виктор Викторович
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Зюзьков, Виктор Викторович

Введение.

Глава I. Состояние газотранспортной системы ОАО «Газпром» и показатели энергоэффективности магистрального транспорта газа.

1.1 Состояния газотранспортной системы ОАО «Газпром».

1.2 Повышение энергоэффективности компрессорных станций эксплуатируемых магистральных газопроводов.

Глава II. Влияние изменения технологических параметров газопровода на показатели работы компрессорной станции.

2.1 Анализ режимно-технологических показателей транспорта газа.

2.2. Влияние технологических параметров газопроводов , на

Vi- ' ■ энергоемкость компрессорных станций.

Глава III. Реконструкция компрессорных станций многониточных^систем магистральных газопроводов с применением газоперекачивающих агрегатов увеличенной единичной мощности.;.

3.1 Анализ режимно-технологических показателей работы газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Югорск».

3.2 Расчетно-экспериментальная оценка показателей энергоэффективности двухцеховой компрессорной станции по результатам реконструкции с применением ГПА различных технологических схем.

3.3 Технико-экономическая оценка методов реконструкции двухцеховой компрессорной станции.

Глава IV. Обоснование методов повышения энергоэффективности газотурбинного привода на компрессорных станций.

4.1 Сравнительный анализ эксплуатационных характеристик газотурбинных установок простого и сложных термодинамических циклов.

4.2 Использование энергопривода комбинированного цикла на компрессорных станциях. Определение выходных параметров парогазового теплоутилизационного контура на переменных режимах работы.

4.3 Обоснование номинальной мощности генератора собственных нужд и энергосберегающего эффекта при его применении.

Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы повышения энергоэффективности компрессорных станций при реконструкции магистральных газопроводов»

Газовая промышленность является одной из наиболее интенсивно развивающейся отраслей топливно-энергетического комплекса страны.

По состоянию на 2008 г. (принят как базовый год с наибольшей загрузкой ГТС за последние годы), добыча природного газа составила около 550 млрд м3/год. К 2020 г. в ОАО «Газпром» планируется увеличить объемы о добываемого газа до 640-660 млрд м /год.

Основным регионом добычи газа в России до 2030 г. остается Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР) Западной Сибири, где сосредоточены основные разрабатываемые и вводимые в ближайшей перспективе месторождения. Добыча газа по ним (без Обской и Тазовской губ) будет составлять значительную часть общей добычи в период до 2020 г. - 54-57 % и 31-33%-до 2030 г.

Перспективными стратегическими газодобывающими регионами с учетом наличия потенциальных ресурсов и запасов газа являются месторождения полуострова Ямал, Обской и Тазовской губ, Штокмановское и другие месторождения шельфа Баренцева и Карского морей, а также регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Основными приоритетными проектами в области транспорта газа, где применяются новые технологии и технические решения являются:

- система газопроводов для транспортировки газа с месторождений полуострова Ямал (Бованенково-Ухта и Ухта - Торжок);

- Северо-Европейский газопровод (СЕГ);

- Газопровод Мурманск — Волхов;

- Газопровод Южный поток;

- Система Сахалин - Комсомольск-на-Амуре - Хабаровск — Владивосток. Для оснащения новых газопроводов до 2030 г. потребуется сооружение КС со средним темпом около 0,7 млн кВт/год преимущественно (более 90%) единичной мощностью 16-25 МВт (для газопроводов большой мощности и с высоким давлением применены агрегаты мощностью более 30 МВт).

Основные характеристики новых отечественных ГТС приведены в (табл. 1).

Таблица 1

Основные характеристики проектируемых ГТС

Наименование МГ, годы Рабочее давление газа, МПа; производительность, млрд м3/год Количество КС (ГПА) Длина МГ; Количество ниток; диаметр Суммарная мощность КС, МВт

Бованенково-Ухта 2011-201бгг 2016-2030гг 11,8 127,5 280 9(103) 1074 км 2н. 1420 мм Зн. 1420 мм 2100 2000

Северо-Европейский газопровод (СЕГ) 2011-2016 9,8-22 55 7(51) 917 км 1-2н 1420мм 1075

Ухта-Торжок до 2030 г. 9,8 150 7(66) 947 км 3 н.1420 мм 1664

Ухта-Починки до 2030 г. 80 - - 1275

Алтай 2011-2016 9,8 30 9(64) 2666 км 1 н. 1420 мм 1120

Видяево-Волхов 2011-2020 гг. 7,4 (9,8) 30 6(25) 1365 км 1 н. 1420 мм 800

Сахалин-Хабаровск-Владивосток 9,85 30 14 (70) 1600 км

ЧНГКМ-Хабаровск (проект) 10 30 11-13 2750-3000 км

Южный поток 10-28 30 6(60) - 1412

Восточная Сибирь, Дальний Восток (до 2030 г.) - 22 6723 км 1540

При проектировании новых ГТС вопрос повышения энергоэффективности решается постпредством оптимизации технологических параметров (рабочего давления газа, снижения гидравлического сопротивления), применятся современные высокоэффективные газотурбинных ГПА, безшлейфовое подключение КС, модульная компоновка ГПА, системные программно-оптимизационные комплексы и др.

Современные принципы проектирования и оборудование позволили повысить удельную энергоэффективность новых отечественных ГТС (по сравнению с эксплуатируемыми системами) в 1,3-1,5 раза.

Для поддержания надежной работы и повышения энергоэффективности эксплуатируемых систем МГ разрабатываются программы реконструкции, использующие достаточно большое количество технических решений проверенных в предшествующие периоды: модернизация и замена ГПА и вспомогательного оборудования на современные аналоги, укрупнение единичных мощностей ГПА по технологическим соображениям, перевод цехов с неполнонапорным сжатием на полнонапорную схему, формирование современных САУ КС, устранение «энергетических узких мест» линейной части газопровода и др.

Однако реализация программ реконструкции обеспечивает рост энергоэффективности ГТС лишь на 1,8-2,0 % в год, а применяемые технические решения принципиально не сокращают энергоемкость эксплуатируемых КС и не полностью учитывают прогресс газотурбо- и компрессоростроения.

Целью диссертационной работы является разработка и обоснование новых методов повышения энергоэффективности КС при реконструкции МГ на основе совершенствования схемных решений при выборе типов газотурбинных ГПА и мероприятий по реконструкции линейной части, обеспечивающих снижение потребности в газоперекачивающем оборудовании и эксплуатационных затрат (топлива) при транспортировке газа.

Разработка и обоснование новых методов повышения энергоэффективности КС при реконструкции эксплуатируемых МГ должны проводиться с учетом режимно-технологических показателей транспорта газа. Для этого в диссертационной работе уточняется взаимосвязь между производительностью газопровода и потребляемой мощностью КС с учетом переменных режимов работы МГ.

Одним из методов повышения энергоэффективности эксплуатируемых КС является применение внутреннего покрытия при реконструкции линейной части газопроводов. Такое техническое решение применяется при реализации проектов новых МГ (Бованенково-Ухта, СЕГ) для увеличения их производительности.

В работе обосновывается энергосберегающий эффект от реконструкции (ремонта) линейной части эксплуатируемого участка газопровода (любой протяженности) с применением труб с внутренним покрытием. Разрабатывается методика расчета снижения потребляемой мощности и расхода топлива КС при ремонте участка газопровода с применением труб с внутренним покрытием.

Увеличение энергоэффективности новых отечественных ГТС на 70 % обеспечивается за счет увеличения единичной мощности и КПД газотранспортного оборудования: используются агрегаты единичной мощности 25-32-50 МВт с эффективностью 36,0-41,0 %.

В работе обосновывается возможность применения ГПА мощностью 32 МВт для реконструкции КС многониточных систем МГ (с рабочим давлением газа 7,45 МПа), работающих в едином гидравлическом режиме при объединении технологических структур (КЦ) станции. На основе созданной математической модели проведена расчетно-экспериментальным оценка показателя удельной энергоэффективности и технико-экономическая оценка методов реконструкции КС с применением ГПА различных технологических схем; определен наиболее целесообразный метод реконструкции КС многониточных систем МГ.

Разработаны теоретические положения методов повышения энергоэффективности газотурбинного привода КС: обосновываются преимущества применения ГТУ сложных термодинамических циклов посредством анализа их эксплуатационных характеристик; рассмотрены особенности использования парогазового ТУК, работающего совместно с ГПА на переменных режимах; обосновывается номинальная мощность и энергосберегающий эффект от применения ГСН для индивидуального электроснабжения модульного ГПА.

В результате разработки и обоснования новых методов повышения энергоэффективности КС при реконструкции МГ на защиту выносятся следующие положения:

1. Обоснование уточненной взаимосвязи между производительностью газопровода и потребляемой мощностью КС.

2. Обоснование энергосберегающего эффекта при ремонте линейной части участка газопровода с использованием труб с внутренним покрытием.

3. Метод реконструкции КС многониточных систем МГ, работающих в едином гидравлическом режиме, с применением ГПА увеличенной единичной мощности. Результаты расчетно-экспериментальной оценки показателя удельной энергоэффективности и технико-экономической оценки методов реконструкции КС с применением ГПА различных технологических схем.

4. Результаты анализа эксплуатационных свойств ГТУ сложных термодинамических циклов, подтверждающие преимущества их использования по сравнению с ГТУ простого цикла.

5. Методика определения выходных параметров парогазового ТУК, позволяющая определить располагаемую мощность ПТУ, располагаемую мощность и эффективный КПД ПГУ при переменных режимах работы ГПА.

6. Обоснование номинальной мощности ГСН и энергосберегающего эффекта при его применении.

По результатам работы разработаны рекомендации по повышению энергоэффективности КС МГ вошедшие в Отчет «Анализ применения современных технологий и технических решений при реконструкции и новом строительстве компрессорных станций», выполненной в рамках научно-технического сотрудничества между ОАО «Газпром» и «Винтарсхалл Холдинг АГ» (ФРГ), в отчет о научно-исследовательской работе «Разработка концепции и основных технико-технологических решений применения агрегатов мощностью 32-35 МВт для реконструкции КС эксплуатируемых систем газопроводов» и в «Концепцию применения ГПА мощностью 32-35 МВт для реконструкции КС», утвержденные ОАО «Газпром».

Результаты работы использованы при разработке Р Газпром 2-3.5-438-2010 «Расчет теплотехнических, газодинамических и экологических параметров газоперекачивающих агрегатов на переменных режимах», а также ОАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» при разработке «Концепции реконструкции компрессорных станций ООО «Газпром трансгаз Югорск» с применением ГПА «Ладога -32 РП».

Заключение диссертации по теме «Машины, агрегаты и процессы (по отраслям)», Зюзьков, Виктор Викторович

6. Результаты работы показали целесообразность корректировки и дополнения существующих программ по энергосбережению и реконструкции эксплуатируемых МГ, для чего предлагается: а) применять при реконструкции и капитальном ремонте линейной части эксплуатируемых МГ трубы с внутренним покрытием; б) для эксплуатируемых КС многониточных систем МГ, работающих в едином гидравлическом режиме, применять метод реконструкции с применением ГПА-32 и объединением технологических структур КС (в дополнение к существующему методу поцеховой реконструкции с ГПА-16 и ГПА-25); в) применять в составе модульного ГПА ГСН для индивидуального электроснабжения агрегата и АВОГ.

Использование предлагаемых методов позволит снизить удельную энергоемкость КС эксплуатируемых МГ до 55-60 кВт-ч/(млн м -км) и увеличить л л энергоэффективность до 12-14 м /(млн м -км).

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Зюзьков, Виктор Викторович, 2011 год

1.Щуровский В. А., Зюзьков В.В. Энергоэффективность магистрального транспорта газа и потребности в газоперекачивающей технике. // Компрессорная техника и пневматика. 2011. №1. С. 38-41.

2. Будзуляк Б.В., Шайхутдинов А.З., В.А. Щуровский. К вопросу о повышении эффективности транспортировки газа в России. // Газотурбинные технологии. 2003. № 6. С. 2-6.

3. Козлов С.И., Огнев В.В., Щуровский В.А. Газотранспортное оборудование: состояние и перспективы. Газотранспортные технологии сегодня и завтра. // Сб. науч. тр. М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2008. - 214 с.

4. Roberto Chelini. First Compressors Delivered For Alliance Pipline. // Compressor Tech Two. 1999. September-October, p. 28.

5. Phil Burnside. Alliance Pipeline Readies Windfall Compressor Station for Mainline Duty. // Compressor Tech Two. 1999. November-December, p. 64.

6. Russ Burget. Cooper Rolls Coberra 6562 DLE Packages Power Northern Border's Chicago Project. // Compressor Tech Two. 1999. March-April, p. 88.

7. Ian Cameron. West-East China Gas Pipeline Project Nears Completion. // Compressor Tech Two. July. 2005. p. 42.

8. Научно-техническая политика ОАО «Газпром» в области газоперекачивающей техники. // М.: ООО «Газпром Экспо». 2009. 16 с.

9. Р Газпром 2-3.5-245-2008 Рекомендации по выбору технических решений для реконструкции типоразмерных парков ГПА. // М.: ООО «Газпром Экспо». 2008.-39 с.

10. Комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа, дожимных компрессорных станций и компрессорных станций подземных хранилищ газа на 2010-2015 гг. // ОАО «Газпром». 2010 г.

11. СТО Газпром 2-3.5-138-2007 Типовые технические требования к газотурбинным ГПА и их системам. // М.: ООО «Газпром Экспо». 2007. 64 с.

12. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В., Нейтур С.Х. Влияние проектных параметров газопроводов на энергоемкость транспорта газа. // Газовая промышленность. 2004. № 2. С. 27-29.

13. Белоконь Н.И. и др. Энергетические показатели трубопроводного транспорта природных газов. // Тезисы докладов научной конференции МИНХ и ГП по проблемам нефти и газа. М.: МИНХ и ГП. 1967.

14. Синицын С.Н., Барцев И.В. Оценка эффективности режима работы компрессорных станций магистральных газопроводов. // Газовая промышленность. 1966. №2.

15. Синицын С.Н., Леонтьев Е.В. Оптимальные режимы работы магистрального газопровода с центробежными нагнетателями. // Газовая промышленность. 1966. № 1.

16. Доброхотов В.Д. Центробежные нагнетатели природного газа. // М.: Недра. 1972.- 128 с.

17. Седых А.Д., Галлиулин З.Т., Леонтьев Е.В. и др. Трубы с гладкостным покрытием. // Газовая промышленность. 2000. № 10. С. 48-50.

18. Сальников С.Ю., Щуровский В.А, Галлиулин З.Т., Зюзьков В.В. Энергоэффективные технико-технологические решения в транспорте газа. // Наука и техника в газовой промышленности. №1. 2011. 19-33.

19. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. // М.: ООО «Газпром Экспо». 2006. 194 с.

20. Interstate Natural Gas Pipeline Efficiency. // INGAA. October 2010.

21. Галиуллин З.Т. Развитие научных исследований, техники и технологий в области трубопроводного транспорта газа. // Монография М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2009. - 208 с.

22. Oil and Gas Journal. 1988. April, p. 50.

23. Галиуллин 3.T., Леонтьев Е.В. Интенсификация магистрального транспорта газа. //М.: Недра. 1991.

24. Седых А.Д., Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В. и др. Трубы с внутренним гладкостным покрытием. // Газовая промышленность. 2000. № 10. С. 48-50.

25. Седых А.Д., Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В. и др. Трубы с внутренним покрытием для газопроводов. // Газовая промышленность. 2001. № 12. С. 10-12.

26. Седых А.Д., Белозеров Л.Г., Галиуллин З.Т. и др. Внутренние покрытия труб на магистральных газопроводах. // М.: 2006.

27. Синицын Ю.Н., Щуровский В.А. О совместной работе компрессорных станций и газопровода. // Газовая промышленность. 1981. №2. С. 12-16.

28. Axial Inlet Centrifugal Compressor. Dresser-Rand Company, 2003.

29. Jon Bygrave. Axial gas compressors. // Rolls-Royce pic. 2007.

30. Зюзьков B.B., Щуровский В.А. Реконструкция компрессорных станций многониточных систем газопроводов с укрупнением единичных мощностей газоперекачивающих агрегатов. // Компрессорная техника и пневматика. 2011. №5. С. 2-6.

31. Gas Turbine World. // GTW Handbook. 2009.

32. P Газпром 2-3.5-281-2008 Рекомендации по выбору основного технологического оборудования для транспорта газа. // М.: ООО «Газпром Экспо». 2008. 75 с.

33. Карпов Е.В., Синицын Ю.Н., Маланичев В.А. Эксплуатационные испытания аппаратов воздушного охлаждения газа. III Международная конференция «Газотранспортные системы: настоящее и будущее». // Сборник докладов. М: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2009. - 412 с.

34. Васильев Г.Г., Ерошкина И.И., Ковалева С.О. и др. Точность оценки инвестиционной составляющей проектов по строительству магистральныхтрубопроводов. //Газовая промышленность. № 1. 2009. С. 13-17.

35. Refinery construction (1946 basis). // Oil and Gas Journal. 1985. Dec 30. p. 145

36. Ревзин B.C., Лариннов И.Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа.// Справочное пособие. М.: Недра 1991. - 303 с.

37. Поршаков Б.П., Халатин В.И. Газотурбинные установки на магистральных газопроводах. // М.: Недра. 1974. 160 с.

38. Белоконь Н.И., Поршаков Б.П. Газотурбинные установки на компрессорных станциях магистральных газопроводов. // М.: Недра. 1969. 112 с.

39. Зюзьков В.В., Щуровский В.А. Автономное электроснабжение модульных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. III Международная конференция «Газотранспортные системы: настоящее и будущее». // Сборник докладов. М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2009. - 412 с.

40. Леонтьев Р.А., Прыгаев И.Ю., Спирин В.В. и др. Новая разработка ЗАО «РЭП Холдинг» модернизированная установка ГТ-32РП «Ладога». // Турбины и дизели. 2010. № 6. С. 34-38.

41. Wang W.H., Chen L.G. Performance optimization of open cycle intercooled gas turbine power plant with pressure drop irreversibilities. // Journal of Energy Institute. 2008. № 1.

42. Farzaneh-Gord M., Deymi-Dashtebayaz M. Improving the efficiency of an industrial gas turbine by a novel inlet air cooling method. // Journal of Energy Institute. 2009. № 3.

43. Jake Elliott. Inlet air cooling optimizes plant flexibility. // Diesel & Gas Turbine Worldwide. January-February. 2004.

44. Mark McNeely. GE's LMS100, a "Game Changer". // Diesel & Gas Turbine Worldwide. January-February. 2004.

45. Colin R. The WR-21 Intercooled Recuperated Gas Turbine Engine Integration Into Future Warships. // IGTC2003.

46. Манушин Э.А. Газовые турбины проблемы и перспективы. // М.: Энергоатомиздат, 1986. 168 с.

47. Корнилов Э.В., Бойко П.В. Паровые и газовые турбины. Установки морских судов. // Одесса.: Ассоциация морских инженеров-механиков. 2007. 180 с.

48. Щуровский В.А., Синицын Ю.Н., Левыкин А.П. и др. Опыт и проблемы использования регенераторов на газотурбинных компрессорных станциях. // Газовая промышленность. № 1. 1985.

49. Синицын Ю.Н., Карпов Е.В., Щуровский В.А. Выбор оптимальной степени регенирации воздухоподогревателей для модернизации агрегатов ГТК-10.

50. Газотурбинный агрегат «Надежда». // АООТ «Невский завод». С.-Пб. 2002.

51. Иноземцев A.A., Сулимов Д.Д., Пожаринский A.A. и др. ГТУ-27ПС -перспективный газотурбинный привод сложного цикла. // Газотурбинные технологии. № 4. 2005. С. 3-7.

52. Разработка, монтаж и испытание системы впрыска пара (STIG) в газогенератор LM 5000. // Труды американского общества инженеров-механиков. Энергетические машины и установки. 1988.

53. A Test rig for the realization of water recovery in a steam-injected gas turbine. // The American society of mechanical engineers. 1996.

54. Дудкина И.Н., Кучеренко О.С., Филоненко А.А. Контактная газотурбинная установка изменяемого термодинамического цикла. // Газотурбинные технологии. 2005. № 1.

55. Концепция применения на КС газотурбинных установок, включая прогноз развития мирового газотурбостроения и сравнительный анализ других типов приводов. // М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2006. 61 с.

56. Голод J1.A., Кореневский Л.Г., Юдовин Б.И. Особенности газопарового цикла применительно к газоперекачивающим агрегатам. // Турбины и компрессоры. 1997. № 1.

57. Черкез А.Я. Инженерные расчеты газотурбинных двигателей методом малых отклонений. // М.: Машиностроение. 1965. 355 с.

58. Щуровский В. А. Исследование эксплуатационных характеристик газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом на компрессорных станциях магистральных газопроводов. // М.: Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. 1972.

59. Синицын Ю.Н. Методы и средства повышения эффективности топливно-энергетических характеристик газотурбинных ГПА при проектировании и эксплуатации компрессорных станций. // М.: Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. 1982.

60. Ревзин Б.С. Переменный режим осевых лопаточных машин ГТУ и ГТД. // Методическое пособие. Екатеринбург.: УГТУ-УПИ. 2006. - 37 с.

61. Cocchi V., Mezzedimi V. The Combined-Cycle Gas Compression Station at Messina. // Nuovo-Pignone. Quaderni Pignone 43. p. 14.

62. Martin Urban. Combined Cycle for Energy Conservation at a Compressor Station. // Pipeline Engineering GmbH. PLE 006/7.84.

63. E Jeffs. Combined cycle boosts output of Megal Compressor Station. // Gas Turbine World. January-February. 1985.

64. Joe Kane. Recovering energy from gas turbine-powered compressor stations. // Compressor Tech Two. 2008. January-February, p. 64.

65. Nasir P., Jones S. Turning recovered heat to power. // Pipelines and Gas Technology. June. 2004.

66. Бухолдин Ю.С., Олефиренко B.M., Парафейник В.П. Энергоутилизационная установка с пентановым рабочим циклом. // Газотурбинные технологии. Январь-Февраль. 2005. С. 12-16.

67. М. Гард. Газовые турбины с использованием тепла отработавших газов. // АЭГ-КАНИС турбиненфабрик. 18 с.

68. Технико-экономический анализ технических решений по созданию и использованию утилизационных парогазовых установок на КС и парогазовых электростанций для производства электроэнергии. // М.: ООО «ВНИИГАЗ» 1995.-87 с.

69. Цанев C.B., Буров В.Д., Ремизов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. // М.: МЭИ. 2002. 574 с.

70. Трухни А.Д., C.B. Петрунин. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа. // Методическое пособие. М.: МЭИ. 2001.

71. Манушин Э.А. Комбинированные энергетические установки с паровыми и газовыми турбинами. // М.: ВИНИТИ. Турбостроение. 1990. 184 с.

72. Альбом показателей газотурбинных ГПА. // М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2006.-81 с.

73. Р Газпром 2-3.5-438-2010 Расчет теплотехнических, газодинамических и экологических параметров газоперекачивающих агрегатов на переменных режимах. // М.: ООО «Газпром Экспо». 2010. 70 с.

74. СТО Газпром 2-3.5-510-2010 Установки и аппараты водушного охлаждения газа. Технические требования. // М.: ООО «Газпром Экспо». 2011. 36 с.