Обеспечение энергетической эффективности работы компрессорных станций с газотурбинным приводом при эксплуатации и реконструкции тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат наук Фарухшина Регина Радиковна

• Фарухшина Регина Радиковна
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Фарухшина Регина Радиковна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ОБЗОР МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1.1 Приоритетные направления повышения энергоэффективности работы компрессорных станций

в магистральном транспорте природного газа

1.2 Исследование путей снижения затрат топливного газа на компрессорных станциях при проведении энергетических обследований

1.3 Моделирование эксплуатационных характеристик оборудования в трубопроводоном транспорте

природного газа

ГЛАВА 2 СОКРАЩЕНИЕ ПОТЕРЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ

2.1 Экспериментальное определение потерь газа в системе регулирования уплотнения газового компрессора

2.2 Теоретическое обоснование применения эжектора в системе регулирования центробежного компрессора для подачи газа

в топливный коллектор агрегатов

2.3 Моделирование работы эжектора в системе регулирования центробежного компрессора в Ansys Workbench

ГЛАВА 3 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ КОМПОНОВКИ

КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ ИЗ УСЛОВИЯ МИНИМИЗАЦИИ ЗАТРАТ

3.1 Выбор схем компоновки компрессорных цехов при замене газоперекачивающих агрегатов

3.2 Разработка способа выбора приоритетных типов аппаратов воздушного охлаждения газа для установки на компрессорных станциях при реконструкции

3.3 Разработка способа выбора приоритетных типов пылеуловителей для установки на компрессорных

станциях при реконструкции

ГЛАВА 4 КОНТРОЛЬ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

4.1 Анализ методов определения показателей энергоэффективности работы газоперекачивающих

агрегатов на компрессорных станциях

4.2 Разработка методов определения показателей энергоэффективности газоперекачивающих агрегатов

при ограниченном объеме исходной информации

4.3 Способ определения базовых эксплуатационных

характеристик газотурбинных установок, устанавливаемых

при реконструкции на компрессорных станциях

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обеспечение энергетической эффективности работы компрессорных станций с газотурбинным приводом при эксплуатации и реконструкции»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Важнейшей составляющей системы обеспечения природным газом промышленности, энергетики и населения России был и остается трубопроводный транспорт.

Истощение запасов газа на существующих месторождениях, отдаление от центров потребления газа до новых мест освоения добычи приводят к увеличению протяженности трубопроводного транспорта и непрерывному росту стоимости энергоресурсов в стране.

Увеличение объемов добываемого и транспортируемого газа, с ростом количества эксплуатируемого физически и морально устаревшего оборудования компрессорных станций, диктует потребность в новых программах реконструкции и модернизации с учетом индивидуальных характеристик применяемого газотранспортного оборудования.

Значительные энергозатраты на работу компрессорных станций (КС) обуславливают потребность в экономии природного газа, расходуемого на собственные нужды газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

В связи с вышеизложенным актуальными являются задачи разработки и обоснования новых методов, направленных на повышение энергоэффективности работы ГПА при реконструкции и эксплуатации КС с учетом режимно-технологических показателей транспорта газа.

Степень разработанности темы

Вопросами обеспечения энергетической эффективности КС с газотурбинным приводом занимались следующие авторы: Поршаков Б.П., Апостолов А.А., Седых А.Д., Лопатин А.С., Вертепов А.Г., Козаченко А.Н., Никишин В.И., Калинин А. Ф., Торопов А.Ю., Ванчин А.Г., Будзуляк Б.В., Мика-элян Э.А., Шотиди К.Х. (РГУ НГ им. И.М. Губкина), Гриценко А.И., Галиул-лин З.Т., Ишков А.Г., Харионовский В.В., Леонтьев Е.В., Козлов С.И., Сини-цин Ю.Н., Цегельников Л.С., Щуровский В.А. (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), Шаммазов А.М., Байков И.Р., Гаррис Н.А., Галлямов А.К., Гольянов А.И., Китаев С.В. , Смородова О.В. (Уфимский государственный нефтяной технический университет).

Вопросами совершенствования энергетических показателей ГПА, установленных на КС, занимались и отражали в своих работах Зюзьков В.В., Поршаков Б.П., Лопатин А.С., Микаэлян Э.А., Козаченко А.Н., Кичатов В.В., Вертепов А.Г., Чурикова М.М. (РГУ им. И.М. Губкина), Байков И.Р., Шамма-зов А.М., Галлямов А.К., Гаррис Н.А., Гольянов А.И., Смородова О.В., Кита-ев С.В. (УГНТУ) и другие авторы.

Соответствие паспорту заявленной специальности

Тема и содержание диссертационной работы соответствуют паспорту специальности ВАК РФ 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»: п. 2 - «Разработка и оптимизация методов проектирования, сооружения и эксплуатации сухопутных и морских нефтегазопроводов, нефтебаз и газонефтехранилищ с целью усовершенствования технологических процессов с учетом требований промышленной экологии»; п. 3 - «Разработка научных основ и усовершенствование технологии трубопроводного транспорта газа, нефти и нефтепродуктов, гидро- и пневмокон-тейнерного транспорта»; п. 6 - «Разработка и усовершенствование методов эксплуатации и технической диагностики оборудования компрессорных станций».

Цель работы - разработка технологических и технических решений для повышения эффективности работы компрессорных станций с газотурбинным приводом при эксплуатации и реконструкции.

Для достижения поставленной цели диссертационного исследования решались следующие задачи:

1 Оценка фактических потерь природного газа через свечи из камер дегазации центробежных компрессоров (ЦБК) с определением вида функциональной зависимости количественных потерь от наработки газоперекачивающих агрегатов.

2 Разработка технического решения для повышения эффективности ГПА путём снижения потерь природного газа из камер дегазации ЦБК, сбрасываемого в атмосферу через свечи.

3 Оптимизация схемы компоновки компрессорных станций газоперекачивающими агрегатами по типу и мощности, аппаратами воздушного охлаждения и пылеуловителями при реконструкции.

4 Разработка методики определения показателей энергоэффективности ГПА в условиях недостатка информации, исключающей риски снижения точности полученных результатов.

Научная новизна:

1 Впервые подобрана статистическая модель для расчета потерь газа через свечи камеры дегазации ЦБК, учитывающая наработку компрессора после капитального ремонта, коэффициент технического состояния и объемную концентрацию метана в свече.

2 Установлена новая закономерность, представленная в виде эмпирической зависимости потерь природного газа из камеры дегазации центробежных компрессоров ГПА от наработки после капитального ремонта.

3 Разработан и обоснован новый критерий расчета удельного расхода топливного газа по основным параметрам работы ГПА, имеющим наиболее значимую корреляционную взаимосвязь с искомым показателем, определенной по обучающей выборке нейронной сети.

Теоретическая и практическая значимость работы

Рекомендации по экспериментальному определению нерациональных потерь природного газа из камеры дегазации центробежных компрессоров газоперекачивающих агрегатов, математическая модель для расчета потерь газа через свечи дегазации, учитывающие наработку ЦБК после капитального ремонта, коэффициент технического состояния ЦБК и объемную концентрацию метана в свече для ГПА типа ГТК-10М «Рекон» позволяют уточнить нормативное значение на 30%, апробированы, подтверждены и используются Башкирским управлением ООО «Газпром газнадзор» с 28 ноября 2017 года.

По результатам выполненных в диссертационной работе исследований издано учебно-методическое пособие «Расчеты энергоресурсосберегающих мероприятий в магистральном транспорте газа», которое используется в учебном процессе в ФГБОУ ВО УГНТУ для студентов, обучающихся по

направлению «Нефтегазовое дело», специальность «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки».

Методы решения задач

При решении задач, поставленных в научно-квалификационной работе, применялись следующие методы: вероятностно-статистические, иерархий, конечных элементов. Для разработки математических моделей использовались программные продукты «Statistica Neural Networks» и «Ansys Workbench Fluent», электронные таблицы Excel.

Для подтверждения результатов использовались статистические данные промышленной эксплуатации ГПА на компрессорных станциях магистральных газопроводов.

Достоверность

В диссертационной работе были корректно использованы соответствующие математические методы и формулы, вычислительные программные комплексы, зарегистрированные средства измерений и методики. Достоверность научных положений и полученных результатов исследований подтверждаются сопоставлением полученных результатов с экспериментальными (фактическими) данными.

Апробация результатов работы

Основные результаты и научные положения диссертационной работы были доложены на: XVIII-ой Международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России» (г. Уфа, 12-14 марта 2014 г.); XIX-ой Международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России» (г. Уфа, 10-12 марта 2015 г.);

X-ой Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2015» (г. Уфа, 2015 г.); VIII-ой Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники-2015» (г. Уфа, ноябрь 2015 г.);

XI-ой научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ООО «Газпром трансгаз Уфа» «Совершенствование и повышение качества

инженерно-технического производства в газотранспортной отрасли» (г. Уфа, 2015); 67-ой научно-технической конференции УГНТУ (г. Уфа, апрель 2016 г.); Международной научно-технической конференции, посвященной памяти академика А. Х. Мирзаджанзаде (г. Уфа, 16-18 ноября 2016 г.); Х1-ой Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2016» (г. Уфа, 2016 г.); 1Х-ой Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники-2016» (г. Уфа, ноябрь 2016 г.); 68-ой научно-технической конференции УГНТУ (г. Уфа, апрель 2017 г.); ХШ-ой научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ООО «Газпром трансгаз Уфа» «Совершенствование и повышение качества инженерно-технического производства в газотранспортной отрасли», (г. Уфа, 2017 г.); Международной научно-практической конференции «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли», (г. Альметьевск, 2017 г.); Международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы и достижения науки и образования в XXI веке (естественные и технические науки)», (г. Самара, 2018 г.).

Публикации

Основные материалы диссертационной работы опубликованы в 16 работах, в том числе 4 статьи в журналах, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ. Получено одно свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа изложена на 155 страницах печатного текста, включая 29 Таблиц и 52 Рисунка; состоит из введения, четырех глав, основных выводов, содержит список использованной литературы из 139 наименований, в том числе 6 иностранных, и 8 Приложений.

ГЛАВА 1 ОБЗОР МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Сеть магистральных трубопроводов, комплексы месторождений и газовые объекты входят в состав Единой системы газоснабжения - основы газовой промышленности.

Компримирование природного газа является необходимым технологическим процессом транспортировки природного газа по магистральным трубопроводам, а также наиболее энергоемким.

Рациональное расходование углеводородного топлива, основой которого считается энергосбережение, является первоочередной задачей развития газовой отрасли и экономики страны.

Эффективное использование энергоресурсов возможно при повышении качества технологических процессов и снижении различных видов потерь на объектах газотранспортной отрасли.

В первой главе проанализированы мероприятия по поддержанию и повышению энергетической эффективности работы компрессорных станций магистральных газопроводов, а также методы проведения энергетических обследований, выполнен обзор методов моделирования, применяемых при эксплуатации основного оборудования компрессорных станций.

1.1 Методы повышения энергоэффективности работы компрессорных станций в магистральном транспорте

природного газа

Около 25 % промышленной продукции России производит топливно -энергетический комплекс (ТЭК), который является важнейшим источником формирования бюджета РФ и обеспечивает примерно половину валютных поступлений от экспорта продукции [61; 69].

Важнейшим фактором развития ТЭК является обеспечение максимального использования природных ресурсов путем уменьшения требуемого объема, сохраняя при этом полезный эффект от их использования.

Природный газ является самым распространенным и широко применяемым энергоносителем на сегодняшний день [89].

Согласно результатам исследования ИНЭИ РАН [89] за ближайшие двадцать лет спрос на природный газ в мире вырастет на 90 %. В основном потребление «голубого топлива» увеличится благодаря развивающимся странам Азии, таким как Китай, а также Ближнему Востоку и Африке.

По данным, приведенным в Энергетической стратегии России до 2030 года [128], возможности добычи природного газа также должны возрасти (до

3 3

936 млрд. м ). Запасы природного газа составляют порядка 36,07 трлн. м , что соответствует 17 % мировых запасов [128].

Магистральные газопроводы (МГ), по которым осуществляется транспортировка природного газа в газообразном состоянии до потребителей, объединяющие компрессорные станции и комплексы месторождений, являются основой газовой промышленности [54].

При транспортировке газа на расстояние, равное 100 км, расходуется 0,3 % от транспортируемого газа, а при транспортировке электроэнергии на то же расстояние расходуется около 1 % электрической энергии. Таким образом, транспортировать газ экономически выгоднее.

К основным технологическим процессам по транспортировке газа относятся: очистка от механических примесей и влаги, сжатие газа (компримирование) и последующее его охлаждение. Эти процессы обеспечиваются сложными инженерными сооружениями - компрессорными станциями, установленными по трассе газопровода через каждые 100-150 км и повышающими давление на 1,6-2,5 МПа. Повышение давления газа на станциях осуществляется в одну или две ступени центробежными компрессорами.

Эффективность транспорта природного газа зависит от режимов работы и технического состояния оборудования компрессорных станций [8; 29; 68; 119; 124].

Крупнейшей мировой энергетической компанией, которая обеспечивает разведку, извлечение, транспортировку и хранение природного газа, является ПАО «Газпром» [20].

С января по июль 2018 года добыча природного газа компанией ПАО «Газпром» достигла 419,4 млрд. м3, что на 6,7% больше показателей 2017 года [129].

ПАО «Газпром» занимает лидирующее место в мире по размеру газотранспортной системы (ГТС). В 2018 г. протяженность ГТС на территории России составляет 172,1 тыс. км [20], а к 2030-му году будет увеличена на 50-57 тыс. км [128].

Объекты ГТС включают 254 компрессорные станции (КС), на которых установлено 3852 газоперекачивающих агрегата (ГПА) общей мощностью 46,7 тыс. МВт [20] с КПД 35,7-38,7 % [23].

В 2017 г. в ГТС Газпрома на территории России всего поступило 672,1

Л -5 -5

млрд. м газа (в 2016 г. - 622,6 млрд. м , 2015 г. - 602,6 млрд. м ) [20].

Основу парка ГПА составляют агрегаты преимущественно с газотурбинным приводом (87,4%) и в меньшей мере с электрическим (12,1%) или с поршневым приводом (0,5%).

На сегодняшний день мощностной ряд ГТУ в ПАО «Газпром» варьируется от 2,6 МВт до 32 МВт. При этом наметилась тенденция увеличения единичной мощности эксплуатируемого парка ГПА.

На агрегаты 2-4 МВт приходится 1,60 %, 6-8 МВт - 22,62%, 10-13 МВт - 37,30%, 16-18 МВт - 32,10%, 31-50 МВт - 6,38 % от общего количества используемого оборудования.

Для привода ЦБК применяются стационарные или конвертированные судовые и авиационные двигатели [54; 92].

Массово применяются авиадвигатели, отработавшие летный ресурс и сохранившие способность к дальнейшему использованию, такие как НК-12СТ, НК-16СТ, НК-36СТ, АЛ-31СТ, НК-37, НК-38СТ, ГТУ-12П,-16П, -25П.

При этом ГТУ в составе ГПА расходуют значительное (около 9 % перекачиваемого газа) количество топливно-энергетических ресурсов. Около 65-70% развиваемой мощности расходуется на привод осевого компрессора, входящего в состав ГТУ, и только 20-35 % на привод центробежного компрессора [78].

Объем природного газа, использованный на собственные технологические нужды ГТС, в 2016 г. составил 32,0 млрд. м3 природного газа [20]. По данным ПАО «Газпром», потенциал энергосбережения при транспортировке газа составляет 85 % от общей экономии топливно-энергетических ресурсов в отрасли [59].

Анализ современного состояния и перспективного развития ресурсосбережения страны приведен в ряде работ [18; 34; 41; 43; 62; 63; 79; 83; 120; 130; 131; 133].

Основные направления развития ТЭК России определены в [111; 113; 117; 118; 128] и связаны с повышением эффективности существующей традиционной энергетики (первый путь) либо (второй путь) с созданием новой, современной энергетики [22; 23; 30; 38; 58]. Второй путь развития состоит из таких путей, как [3; 4; 8-10; 12; 24; 42; 106]:

- энергосбережение;

- возобновляемые источники энергии;

- распределенная генерация;

- интеллектуальные сети.

Максимальная реализация потенциала энергосбережения во всех видах деятельности ПАО «Газпром» на основе применения энергоэффективных инновационных технологий и оборудования [23], а также снижение техногенной нагрузки на окружающую среду являются главными задачами концепции энергосбережения и повышения энергетической эффективности на 2011-2020 годы [55]. Основными отраслевыми документами, определяющими политику энергосбережения ПАО «Газпром», являются [17; 80; 87; 101104].

Поставленную задачу можно решить, разбив ее на пять основных направлений (рисунок 1.1): изменения в методах и способах управления, а также энергосбережение на различных этапах деятельности предприятия.

Совершенствование систем управления энергосбережением является первоочередной задачей, обусловливающей необходимость учета прогрессивного мирового опыта в сфере энергоменеджмента (стандарт ISO 50001:2011).

Совершенствование системы управления энергосбережением

Применение инновационных направлений при проектировании

Реализация потенциала энергосбережения во всех видах деятельности ПАО «Газпром»

Повышение энергетической эффективности на этапе эксплуатации

Сокращение потерь при ремонте

Использование энергосберегающих технологий при реконструкции и модернизации

Рисунок 1.1- Структурная схема энергосберегающей деятельности

в ПАО «Газпром»

Целью создания гибкого и устойчивого управления энергосбережением является эффективная реализация политики энергосбережения и повышения энергетической эффективности компании [105].

С утверждением в России в 1994 году Рамочной конвенции ООН об изменении климата - РКИК (Framework Convention on Climate Change, UN FCCC), особое внимание уделяется экологической безопасности. В дополнение к РКИК в апреле 2016 года было подписано «Парижское соглашение», определяющее рамки многостороннего сотрудничества стран-участников в связи с изменением климата на период после 2020 года.

Правительством РФ выпущен ряд нормативных документов [81; 82; 86; 90; 111; 112], призванных предотвратить негативное воздействие на окружающую среду.

Мероприятиям по снижению техногенной нагрузки на окружающую среду при магистральном транспорте природного газа посвящен ряд работ [31; 44; 75; 99]. Уменьшение выбросов метана, оксидов азота и углерода в атмосферу достигается за счет:

- выработки газа из участков газопроводов перед проведением ремонтных работ ГПА на КС и из отключенных участков газопроводов;

- применения мобильных компрессорных установок за счет направления газа в смежные или параллельные участки газопроводов;

- осуществления врезки под давлением;

- использования усиливающих муфт во время ремонта дефектных участков;

- исключения прямых потерь газа в атмосферу при продувке пылеуловителей;

- сокращения количества вынужденных и аварийных остановов ГПА;

- применение инновационных методов проведения огневых работ (например, применение газоанализаторов при продувке газопроводов после ремонтов);

- внедрение новых методов для учета расхода газа на собственные технологические нужды.

Решением задач, направленных на повышение энергетической эффективности КС, занимались следующие авторы: Поршаков Б.П., Седых А.Д., Апостолов А.А., Лопатин А.С., Вертепов А.Г., Шотиди К.Х., Никишин В.И., Козаченко А.Н., Калинин А. Ф., Торопов А.Ю., Ванчин А.Г., Будзуляк Б.В., Микаэлян Э.А., (РГУ им. И.М. Губкина), Гриценко А.И., Ишков А.Г., Щуровский В.А. (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), Шаммазов А.М., Байков И.Р., Гаррис Н.А., Галлямов А.К., Гольянов А.И., Китаев С.В., Смородова О.В. (УГНТУ).

Работы Зюзькова В.В., Поршакова Б.П., Лопатина А.С., Вертепова А.Г., Микаэляна Э.А., Козаченко А.Н. Чуриковой М.М., Кичатова В.В., (РГУ им. И.М. Губкина), Байкова И.Р., Шаммазова А.М., Галлямова А.К., Гаррис Н.А., Гольянова А.И., Смородовой О.В., Китаева С.В. (УГНТУ) и других авторов посвящены задачам, в которых были найдены пути повышения энергетической эффективности работы ГПА, эксплуатируемых на МГ.

Основными показателями, позволяющими отслеживать степень совершенства используемого оборудования, согласно [55; 101], являются коэффициент полезного действия (КПД) и удельный расход топливного газа, которые, в свою очередь, зависят от технического состояния оборудования и режимов работы КС.

С момента ввода первых компрессорных станций в эксплуатацию произошел значительный физический и моральный износ оборудования, из-за этого показатели экономичности и эффективности, а также автоматизация имеют низкий уровень [8].

Около 8% от эксплуатируемых ГПА отработали свыше 100 тыс.ч., и 45% имеют наработку порядка 50-100 тыс.ч.

Для продления срока службы и поддержания работоспособности и рабочих параметров на уровне номинальных значений выполняется оценка технического состояния оборудования и проводится их капитальный ремонт

[5; 21; 53; 64; 96; 101; 102; 108]. Для адекватной оценки состояния ГПА при диагностировании контролируются такие параметры работы агрегатов, как температура, уровень вибрации, давление, виброскорость и др. [7; 25; 131].

Повышение эксплуатационных свойств ГПА достигается за счет модернизации оборудования [67]. При выработке предельного срока службы или ресурса производится реконструкция объектов с установкой нового современного оборудования с повышенными характеристиками [30; 33; 68].

В работе Зюзькова В.В. [33] рассмотрена реконструкция КС многониточных систем МГ с внедрением агрегатов 32 МВт с 36% КПД и показана перспективность увеличения единичной мощности эксплуатируемого парка ГПА. Автор выявил возможность повышения удельной энергетической эффективности газотранспортной системы на 2325% и сокращения затрат топливного газа, необходимого на собственные технологические нужды на 4-7 млрд. м /год при реконструкции ГТС ООО «Газпром трансгаз Югорск» применением агрегатов ГПА-32.

В связи с появлением новых требований к экологической безопасности, надежности и экономичности осуществляется переход от систем масляных уплотнений к сухим газодинамическим уплотнениям (СГДУ) центробежного компрессора [28].

К эксплуатационным преимуществам СГДУ можно отнести отсутствие систем обеспечения циркуляции уплотнительного масла, снижение потерь на трение в уплотнениях, исключение загрязнения сжимаемого газа маслом, уменьшение объёма обслуживания уплотнений и др. [72]. На сегодняшний день парк ЦБК с СГДУ составляет более 700 шт.

В связи с широким применением СГДУ на ЦБК появилась возможность создания полностью «сухих» компрессоров, которые при работе не требуют смазки. Речь идет об использовании электромагнитных подшипников.

Замена традиционных подшипников качения или скольжения на электромагнитные подшипники позволяет существенно повысить КПД

агрегата за счет исключения потерь на трение, увеличить ресурс работы, а также сократить эксплуатационные затраты [70; 90].

Длительный срок службы ГПА должен сочетаться с высокой эффективностью работы агрегатов, увеличение которой зависит от решения ряда сложных технических задач, связанных с увеличением температуры перед турбиной [23; 84].

Одним из возможных путей повышения энергоэффективности газотурбинного привода на КС является применение сложных термодинамических циклов (внедрение промежуточного охлаждения и подогрева воздуха, использование комбинированных парогазовых схем, регенерация теплоты выхлопных газов и др.) [58; 121]. Подобные схемы нашли широкое распространение в области энергетики, однако их применение в трубопроводном транспорте часто ограничивается рядом требований, связанных со спецификой эксплуатации газотурбинного привода на КС, таких как надежность, сокращение трудовых затрат при техническом обслуживании и ремонте, различные климатические условия и др.

Вопросы рационального подбора агрегатов и их компоновки в компрессорном цехе рассмотрены в работах [17; 30; 123].

В работе [23] оценены резервы вторичных энергоресурсов газотранспортной системы ПАО «Газпром», которые соизмеримы с мощностью энергетической системы России. Сбрасываемый в атмосферу газ имеет высокую температуру, которую предлагается превращать в механическую или электрическую энергию с помощью детандер-генераторных агрегатов.

Исследованием возможностей повышения энергетической эффективности газотранспортного оборудования при использовании утилизационных турбодетандеров занимались Агабабов В.С., Клименко А.П. , Мальханов В.П. и др. Получение электрической энергии позволит создать распределенную генерацию, что в будущем значительно облегчит реновацию энергетики страны.

Необходимым оборудованием на КС МГ также являются аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа, которые требуют затрат электроэнергии для привода.

Вопросом повышения эффективности эксплуатации объектов газотранспортных систем в ПАО «Газпром» путем применения нового поколения устройств охлаждения газа (использование колес вентиляторов из композитных материалов, применение частотно-регулируемого привода вентиляторов, установка поворотных жалюзи, нанесение насечек на оребрение) занимались Алимов С.В., Байков И.Р., Шайхутдинов А.З., Мустафин Ф.М., Китаев С.В., Иванов Э. С., Ванчин А.Г., Устинов Е.В., Фомин А.В., Калинин А.Ф. в работах [11; 36; 115; 125].

В исследовании [55] рассмотрены возможности снижения энергопотребления АВО в магистральном транспорте газа путем разработки алгоритма, по которому можно определить оптимальную температуру природного газа после системы охлаждения.

В результате моделирования лучевых характеристик АВО газа в работе [36] определены аналитические зависимости для расчета теплового потока различных марок аппаратов.

Рассмотренные методы увеличения эффективности работы КС уже применяются и внедряются на практике. Но в связи с тем, что большинство энергосберегающих мероприятий позволяют получить экономическую эффективность только в долгосрочной перспективе, внедрение энергоэффективных мероприятий замедлено.

Использование инновационных решений нуждается в проведении дополнительного соизмерения результатов предлагаемых мероприятий и затрат на их осуществление.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Фарухшина Регина Радиковна, 2018 год

е - е

р с

Или в упрощенном виде:

П _ и(1с - 1 и - То.с ^ - 5 и )) (2 29)

1 р - ^ - То.с I?р - 5 с )

Определив значения энтальпий и энтропий рабочего, эжектируемого и смешанного потоков рассчитываемого эжектора по [26], получили коэффициент полезного действия, равный 25,2 %.

Несмотря на низкий коэффициент полезного действия, эжектор имеет ряд преимуществ:

- простота конструкции (отсутствуют подвижные части);

- надежность эксплуатации;

- пожарная безопасность;

- отсутствие необходимости в специальном обслуживании;

- малый вес;

- низкая стоимость.

Геометрические размеры эжектора находятся по следующему алгоритму. Принимаемый коэффициент эжекции составляет и < 0,5, тогда длина свободной струи Ьс1 и диаметр ё4 на расстоянии Ьс2 от сечения сопла на выходе определяется по формулам:

Ьс1 = [у/0,083 + 0,76и - 0,29^, (2.30)

2а

где а=0,07^0,09 - опытная константа;

й4 = 3,4^/0,083 + 0,76и, (2.31)

= . (2.32)

с2 21§Р ( )

Размер критического сопла:

г = (2.33)

кП*Р„

* р

где в - угол между образующей участка камеры смешения на входе и осью эжектора, обычно принимаемый за 45 ;

Ор - массовый расход рабочего потока перед соплом струйного аппарата. Длина цилиндрической камеры смешения эжектора обычно выбирается на основе опытных данных, в пределах 6-10 диаметров камеры смешения [2]:

Ьк =(6 -10)ё3. (2.34)

Исходя из угла раствора, равного 8-10 определяется длина диффузора:

Ьй =(6^7)(ёс -ё3). (2.35)

Полученные результаты расчета основных геометрических размеров эжектора представлены в Таблице 2.13.

Таблица 2.13 - Основные геометрические параметры эжектора

ё*,мм ёр,мм ё3,мм ё4,мм ёи,мм ёс,мм Ьс1,мм Ьс2,мм Ьк,мм Ьа,мм

8,04 17,02 15,37 27,45 13,52 21,64 22,42 8,94 92,2 37,63

По рассчитанным основным геометрическим размерам эжектора построена проточная часть эжектора, представленная на Рисунке 2.10.

Рисунок 2.10 - Проточная часть эжектора, построенная в DesignModeler

По полученному диаметру диффузора подобран регулятор давления РД-25-64, служащий для поддержания требуемого давления газа, направляемого в коллектор топливного газа.

Для очистки эжектриуемого потока газа от остатков масла и других примесей применим фильтр-осушитель газа типа МС 07.09.000ААА (диаметром 14 мм). Фильтр-осушитель обеспечивает двухступенчатую очистку газа от механических примесей в результате грубой и тонкой фильтрации, а также осушку газа с помощью адсорбента.

По результатам аналитических исследований подготовлена расчётная математическая модель для численного моделирования течения газа в эжекторе в аппаратно-программном комплексе для инженерных расчетов Ansys Workbench.

Для решения задачи вычислительной гидрогазодинамики методом конечных элементов и анализа возможных режимов работы газового эжектора с коническо-цилиндрической камерой смешения использован пакет Fluid Flow (Fluent). В пакете используются числовые значения в центрах ячеек (сетка конечных объемов). В результате формируются уравнения для конечных объемов, обеспечивающие сохранение значений потока, что необходимо для проведения решений задач гидрогазодинамики с высокой точностью.

Полный цикл расчёта эжектора в Ansys включает в себя: создание (или импорт) геометрии, генерацию сетки, настройку решателя, процесс решения и анализ результатов.

По построенному эскизу расчетной модели в Design Modeler создана двумерная область, представленная на исунке 2.10.

Автоматически сгенерированная сетка получилась очень грубой (рисунок 2.11). Для более точных расчетов уменьшили размеры ячеек до 0,15 мм и перестроили. Так как для простоты расчетов использовалась 2D модель, геометрия разбивалась на ортогональные четырехугольные (quadrilaterals) ячейки в количестве 216347 элементов (elements) и 218357 узлов (nodes).

На Рисунке 2.12 представлена сетка в измельченном виде.

0,024 0,048 0,072 0,096 0.120 0,144 0,168 Рисунок 2.11 - Сетка, сгенерированная автоматически

Рисунок 2.12 - Измельченная сетка

Течение потока в эжекторе было определено как стационарное турбулентное течение сжимаемого идеального газа (метан). Для решения нелинейных уравнений использовали связанный неявный решатель, основанный на давлении (pressure-based solver).

Так как температуры потоков меняются, применили уравнение сохранения энергии:

^ - f + v. (pVh„, )= v. (XvT)+ v.(V.?)+ V - gm + se , (2.36) dt dt

V 2

htot = hstat + —, (2.37)

hstat = hstat(T,p), (2.38)

где p - давление;

p - плотность;

V - скорость;

T - температура;

t - время;

h - полная энтальпия;

tot ?

h - статическая энтальпия;

stat ?

SM - источниковый член для импульса;

SE - источниковый член для энергии;

X - коэффициент теплопроводности;

V - оператор Гамильтона (набла);

^ - обозначает векторную величину.

Турбулентность моделировалась с помощью модели k-s, обеспечивающей компромисс между точностью расчета, его временем и требованиями к расчетной сетке. В работах [134-137] показано, что выбранная модель дает наименьшую погрешность при расчете подобных течений.

Переменные k и s находятся непосредственно из разных уравнений переноса для турбулентной кинетической энергии и скорости распада турбулентности:

Уравнение для k:

a(pk)+ д

dt dx;

(puk )=

д

dx;

ц +

ц t

о

dk

k ydxJ

+ Pk - ps + Pkb.

(2.39)

Уравнение для s : d(ps) д

+ — (pUj s )=

д

dt dx

dx;

ц +

Ц t

о

ds

s 7dxj

Уравнение для турбулентной вязкости:

r k2

ц t = Q)-,

+ s (Cs!Pk - Csps + Cs!Psb ). (2 40) k

(2.41)

где k - турбулентная кинетическая энергия и определяется как расхождение колебаний в скорости;

s - турбулентное вихревое рассеивание (норма, по которой скорости колебания рассеиваются);

ц - коэффициент объемной вязкости;

CEl, Ce2, C , О, О - эмпирические константы;

Pk,Pkb,Psb - члены, связанные с гравитационным влиянием на турбулентность.

В качестве граничных условий при расчете принимались следующие параметры (рисунок 2.13):

- на входе в сопло активного газа - входное давление, или pressure-inlet (задавали различные значения полного давления и температуры);

- на входе пассивного газа - входная скорость потока, или velocity-inlet (задавали полную температуру и различные скорости пассивного газа);

- на выходе из эжектора - выходное давление, или pressure-outlet (статическое давление на выходе из эжектора, принимали постоянным);

- для стенок устанавливали «стенка», или wall, стационарная гидродинамически гладкая (без проявления эффекта шероховатости) адиабатическая стенка без проскальзывания потока на ней.

s

зв

1 - вход в сопло активного газа; 2 - вход пассивного газа; 3 - выход из эжектора; 4 - стенка

Рисунок 2.13 - Задание граничных условий

Температура и давление эжектируемого газа принимались постоянными, равными 288 К и 0,2 МПа соответственно.

Для заполнения расчетной модели первичными значениями, начальными условиями, провели инициализацию задачи (Solution Initialization) смешанным типом (Hybrid Initialization).

Процесс поиска решения выполняли до тех пор, пока на какой-то итерации все невязки не оказались меньше установленного по умолчанию значения (0,001) и решение не сошлось (Solution is converged).

Для удобства восприятия результаты анализа представили на рисунках 2.14-2.16 в виде цветных контуров распределения параметров: полного давления, температуры и интенсивности турбулентности.

На Рисунке 2.14 приведено распределение полного давления в проточной части эжектора.

0,024 0.048 0,072 0,096 0,120 0,144 0,168 Длина проточной части эжектора, м Рисунок 2.14 - Распределение полного давления в проточной части эжектора

На Рисунках 2.15 и 2.16 приведены распределение температуры в проточной части эжектора и интенсивность турбулентности в проточной части эжектора.

На основании моделирования можно заключить, что процесс эжекции происходит в результате расширения эжектирующей струи, падения ее давления и возникновения разряжения на входе в камеру смешения.

0 0,024 0,048 0,072 0,096 0,120 0,144 0,168 0,192 Длина проточной части эжектора, м Рисунок 2.1 5 - Распределение температуры в проточной части эжектора

Рисунок 2.16 - Интенсивность турбулентности в проточной части эжектора

Образующиеся вихри турбулентности в пристеночном слое на входе в камеру смешения и в месте встречи двух потоков способствуют смешению газов.

За счет резкого сужения проходного сечения активного газа происходит возрастание скорости потока, которая уменьшается сначала в камере смешения, а затем в диффузоре. Температура газа в сечении эжектора практически не меняется.

Полученные результаты численного расчета основных параметров рассмотренного эжектора были сопоставлены с результатами исследований других авторов [1].

Численные значения расчетов, полученные в результате моделирования при различных параметрах входного давления и температуры активного газа и массового потока пассивного газа, представлены в Приложении В.

По результатам моделирования можно заключить, что вне зависимости от сезонности параметры на выходе из эжекционной установки удовлетворяют требуемым параметрам на входе в систему топливного газа ГТУ.

Установка регулятора давления газа после эжекционной установки позволяет поддерживать постоянное давление на выходе, поэтому выбор места отбора активного газа (до или после ЦБК) осуществляется исходя из удобства монтажных работ.

На основе проведенных исследований, описанных во второй главе, могут быть сформулированы следующие выводы:

1 Установлено, что зависимость потерь газа через свечи камеры дегазации ГПА от наработки ЦБК после капитального ремонта наилучшим образом описывается экспоненциальной зависимостью. Для ГПА ГТК-10М «Рекон» с наработкой ЦБК равной 0,18 ^ 22,94 тыс. ч. потери газа через свечи

3 3

составили 5,93 + 14,13 м /ч, при нормативном значении равном 15,43 м /ч.

2 Разработана математическая модель для расчета потерь газа через свечи камеры дегазации для ГПА ГТК-10М «Рекон», учитывающая наработку ЦБК после капитального ремонта, коэффициент технического состояния ЦБК и объемную концентрацию метана в свече. Относительная погрешность функциональной зависимости составляет не более 3,0 %.

3 Полученные рекомендации могут быть использованы при оценке фактических потерь природного газа через свечи из камер дегазации ЦБК. Аналогичные зависимости могут быть построены для других типов ГПА с применением предлагаемого алгоритма.

4 Определены геометрические параметры эжектора, улавливающего сбрасываемый газ в систему топливного газа агрегата. Коэффициент эжекции определен с точностью 0,104 %. КПД рассчитываемого эжектора составляет 25,2 %.

5 В результате построения и расчета математической модели эжектора были найдены значения давления и температуры газа на выходе. Давление газа варьируется в пределах 2,043 - 2,145 МПа (при отборе активного газа на входе в КС) и 2,203 - 2,330 МПа (при отборе активного газа на выходе КС). Температура газа соответственно равна 293,2 - 298,4 К и 315,9 - 326,0 К в зависимости от места отбора активного газа.

6 Проведен анализ сокращения технологических потерь газа после дегазационной камеры центробежного компрессора. Экономический эффект при улавливании сбрасываемого газа в атмосферу по всему парку ГПА типа ГТК-10М «Рекон» ПАО «Газпром» составит 312,2 млн руб./год. Срок окупаемости эжекционной установки при оснащении всех ГПА на компрессорной станции составит 4,5 года.

ГЛАВА 3 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ КОМПОНОВКИ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ ИЗ УСЛОВИЯ МИНИМИЗАЦИИ ЗАТРАТ

Благодаря развитию газотранспортной системы в 70-80-е годы на сегодняшний день существует широкий парк оборудования различных производителей для транспортировки природного газа по трубопроводам [11; 25].

К объектам КС, выполняющим технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа, относят узлы: очистки газа от механических примесей (твердых и жидких частиц), подготовки топливного и импульсного газа, компримирования и охлаждения газа. Основным оборудованием, устанавливаемым на этих узлах, являются пылеуловители, компрессоры с приводом, входящие в состав газоперекачивающих агрегатов, а также аппараты воздушного охлаждения газа.

При выборе вышеперечисленного оборудования необходимо учесть множество различных требований и критериев. При этом возникает потребность в принятии непростых решений, которые могут привести к серьезным последствиям.

Для исключения возможных потерь и достижения цели при минимальных затратах трудовых, материальных и сырьевых ресурсов анализу и методам принятия оптимальных решений в настоящее время уделяют большое внимание. При этом поиск наиболее выгодных из возможных решений основывается на научных методах, которых разработано достаточно много.

В представленной главе рассмотрены способы принятия решений по подбору устанавливаемого оборудования на КС на основе метода анализа иерархий (МАИ) в условиях отклонения от проектных значений объемов транспортировки газа.

3.1 Выбор схем компоновки компрессорных цехов при замене

газоперекачивающих агрегатов

В целях снижения затрат на собственные технологические нужды в последние годы ПАО «Газпром» производит замену морально и физически устаревших газоперекачивающих агрегатов (ГПА), эксплуатируемых на КС. Коэффициент полезного действия (КПД) агрегатов нового поколения достигает 39,4%.

По сравнению с агрегатами, находящимися в длительной эксплуатации, использование различных типоразмеров современных ГПА позволит уменьшить энергозатраты от 15 до 40%, причем увеличение значения КПД газоперекачивающих агрегатов на 1% позволит снизить расход топливного газа на

-5

1,4 млрд. м в год [47].

При реализации программы реконструкции КС количество и тип устанавливаемых агрегатов определяется при проектных параметрах работы газопроводов.

Анализ фактических данных показывает увеличение сезонной неравномерности и снижение загрузки магистральных газопроводов (МГ). В работе [49] показано, что за последние 19 лет объем перекачиваемого газа по Новопсковскому коридору МГ, по которому перекачивается 1/5 часть всего добываемого в России газа, сократился на 21,5%.

Отклонение режимов работы ГПА от проектных приводит к повышению расхода топливного газа на нужды перекачки и снижению экономических показателей работы КС [49].

В связи с этим целью работы являлась разработка способа принятия решения при выборе оптимальной компоновки компрессорных цехов в условиях отклонения от проектных значений объемов транспортировки газа.

Для разработки способа применим метод анализа иерархий (МАИ) [93; 138; 139]. Метод анализа иерархий позволяет учитывать информацию не только количественного типа, но и качественного, такую как «лучше» или

«хуже», «значительно лучше» и т.п. Благодаря специально введенным баллам и шкалам качественная оценка переводится на количественную, что позволяет унифицировать поступающую информацию. Этапы практической реализации процедур МАИ представлены на Рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Алгоритм реализации метода анализа иерархий

В последние годы наметилась тенденция оснащения компрессорных цехов агрегатами авиационного типа [8] благодаря ряду их достоинств: экономичность, экологичность, мобильность.

Укрупнение единичной мощности агрегатов может ограничивать возможность применения рациональных режимов и схем включения агрегатов на КС в условиях переменных режимов работы газопроводов.

Рассмотрим пример при замене ГПА стационарного типа ГТК-10-4, установленных на КС в количестве восьми штук. Новая компоновка КС предусматривает увеличение единичной мощности и оснащение цеха пятью разнотипными агрегатами ГПА-12р (3 шт.) и ГПА-16р (2 шт.) серии «Урал». Рассмотрим показатели работы КС-6 «Шаран» за период в 1 год, на которой проведена реконструкция по рассмотренной схеме.

Фактический объем транспорта газа на рассматриваемой КС варьиро-

"5

вался от 55,8 до 86,3 млн. м /сут. в течение года (рисунок 3.2). Проектная производительность КС составляет 97 млн м /сут. Компрессорная станция работает на МГ «Челябинск-Петровск» БШ400.

Месяцы

Рисунок 3.2 - Фактический объем транспорта газа через КС в течение года

На Рисунке 3.3 показаны данные сопоставления удельного расхода топливного газа на ГПА по фактическим данным объема перекачки транспортируемого газа за годовой период времени при фактических объемах транспорта газа.

0

1 аз

I ^

£ ы

^ н о

X гл

и §

га ^

.0 I .0

ш

£

4,5 4 3,5

2,5

1,5 1

0,5

■ 1.1ш Ч

ш

// /</ ^ * ✓//у ¿о*

Месяцы

1 схема: ГПА - 12р (3 шт.) и ГПА - 16р (2 шт.) серии «Урал» 2 схема: ГПА-25р (3 шт.) серии «Урал»

1 схема

2 схема

3

2

0

Рисунок 3.3 - Данные сопоставления удельного расхода топливного газа на ГПА при фактических данных транспорта газа

Рассматривались два варианта компоновки ГПА на КС-6 (первая схема: ГПА-12р (3 шт.) и ГПА-16р (2 шт.) серии «Урал», действующая на данный момент времени, и вторая схема: ГПА-25р (3 шт.) серии «Урал» как возможный вариант компоновки ГПА на компрессорной станции).

По результатам анализа установлено, что, несмотря на сезонную неравномерность расхода газа по МГ, удельный расход топливного газа при компоновке КС агрегатами с большей единичной мощностью всегда меньше, чем при компоновке агрегатами меньшей мощности.

Таким образом, наиболее целесообразной из условия минимизации затрат на эксплуатацию будет компоновка КС с увеличенной единичной мощностью агрегатов.

Произведем сравнительный анализ трех альтернативных схем компоновки КС с помощью метода анализа иерархий (Таблица 3.1).

Таблица 3.1 - Альтернативные схемы компоновки ГПА на КС

Схема компоновки Схема работы ГПА Альтернатива

ГПА-12р (3 шт.) и ГПА-16р (2 шт.) серии «Урал» ГПА-12р (2x1) ГПА-16р (1x1) А1

ГПА-25р (3 шт.) серии «Урал» ГПА-25р (2x1) А2

ГТК-10-4 (8 шт.) ГТК-10-4 (3x2) А3

При этом учтем дополнительные критерии выбора и введем условные обозначения: расход топливного газа - К1, стоимость ГПА - К2, затраты на техническое обслуживание и ремонт - К3, количество токсичных выбросов продуктов сгорания в атмосферу - К4.

На основе применения метода иерархий для сравнения альтернативных схем компоновки получена матрица сравнения критериев (рисунок 3.4).

I I

Рисунок 3.4 - Схема иерархии для выбора оптимальной схемы

компоновки ГПА

С учетом того, что размерности критериев различны, произведем их нормирование. Расход топливного газа характеризуется номинальным значением по каждому типу ГПА [8]. При нормировании критерия К1 учтем, что лучший вариант соответствует минимальному расходу топливного газа, результаты расчетов приведены в Таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Нормирование критерия К1 - расход топливного газа

Альтернативы Расход топливного газа для проектных схем работы ГПА, м3/ч Нормированное значение

А1 12348 0,254

А2 13912 0,287

А3 22278 0,459

Сумма 48538 1,0

В Таблице 3.3 приведены данные нормирования выбросов продуктов сгорания ГПА в атмосферу (концентрация оксидов азота СКОх и оксида углерода Ссо [103]).

Таблица 3.3 - Нормирование критерия К4 - выбросы продуктов сгорания в атмосферу

Альтернативы Средняя концентрация NОх и СО, мг/м3 Нормированное значение

А1 111,6 0,270

А2 117,4 0,284

АЗ 184,1 0,446

Сумма 413,1 1,0

Аналогично произведено нормирование критериев К2 - стоимость ГПА и КЗ - затраты на техническое обслуживание и ремонт.

Далее лицом, принимающим решение (ЛПР), производится сравнение критериев по степени их важности.

Для сравнений использовалась 9-бальная шкала степени важности Саа-ти [93]:

1 - равноценность;

3 - умеренное превосходство;

5 - сильное превосходство;

7 - очень сильное превосходство;

9 - высшее (крайнее) превосходство.

Результаты попарного сравнения критериев по степени их важности приведены в Таблице 3.4.

Утверждение типа «Расход топливного газа» в три раза важнее затрат на «Техническое обслуживание и ремонт» записывается в виде дроби 3/1.

Посчитав строчные суммы результатов парных сравнений, нормируем их путем деления на общую сумму результатов сравнения всех критериев (сумма строчных сумм).

Таблица 3.4 - Результаты сравнения критериев по степени их важности

Критерий Расход топливного газа (К1) Стоимость ГПА (К2) Затраты на техническое обслуживание и ремонт (К3) Количество токсичных выбросов продуктов сгорания в атмосферу (К4)

Расход топливного газа (К1) 1/1 1/2 3/1 2/1

Стоимость ГПА (К2) 2/1 1/1 2/1 2/1

Затраты на техническое обслуживание и ремонт (К3) 1/3 1/2 1/1 1/3

Количество токсичных выбросов продуктов сгорания в атмосферу (К4) 1/2 1/2 3/1 1/1

В результате расчетов получили веса критериев: w1=0,315 (расход топливного газа), w2=0,339 (стоимость ГПА), w3=0,105 (затраты на техническое обслуживание и ремонт), W4=0,242 (количество токсичных выбросов продуктов сгорания в атмосферу).

Итогом анализа является выбор альтернативы, с соответствующим наименьшим значением обобщенного приоритета (функции полезности), который рассчитывается по формуле:

п

VI ^^, (3.1)

[=1

где У| - обобщенный приоритет альтернативы (функция полезности);

wi - вес ьго критерия;

V - нормированное значение ]-ой альтернативы по ьму критерию.

Полученные обобщенные приоритеты альтернатив (функций полезности) представлены в Таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Значения функции полезности для рассматриваемых альтернатив

Альтернативы Расход топливного газа (К1) Стоимость ГПА (К2) Затраты на техническое обслуживание и ремонт (К3) Количество токсичных выбросов продуктов сгорания в атмосферу (К4) Функция полезности

А1 0,254 0,308 0,326 0,270 0,284

А2 0,287 0,293 0,217 0,284 0,281

А3 0,459 0,399 0,457 0,446 0,435

В результате анализа (Таблица 3.5) можно заключить, что предпочтительным вариантом компоновки КС будет вторая альтернатива, для которой значение функции полезности имеет минимальное значение -0,281. Альтернатива А2 предусматривает компоновку КС с тремя агрегатами ГПА-25р серии «Урал», из которых два будут находиться в работе по схеме 2x1.

По итогам третьей главы по лучен следующий результат: Предложен способ для принятия решения при выборе оптимальной компоновки компрессорных станций в условиях неравномерности магистрального транспорта газа.

3.2 Разработка способа выбора приоритетных типов аппаратов воздушного охлаждения газа для установки на компрессорных станциях при

реконструкции

После компримирования охлаждение газа на КС производится в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) газа, содержащих несколько параллельно включенных секций. При помощи вентиляторов с электрическим приводом происходит прокачивание воздуха через межтрубное пространство теплообменной секций АВО. Снижение температуры газа обеспечивается вследствие теплообмена с принудительно перемещаемым потоком воздуха, за счет которого повышается его плотность, снижается скорость течения и теряется давление в газопроводе. Благодаря снижению температуры увеличивается пропускная способность магистрального газопровода и экономится топливный газ на работу ГПА на следующей КС: понижение температуры

о

транспортируемого газа на 3 позволяет повысить пропускную способность газопровода на 1 %.

Благодаря снижению температуры технологического газа, поступающего в газопровод после его охлаждения в АВО, уменьшается средняя температура газа на линейном участке трубопровода и как следствие снижается температура и увеличивается давление газа на входе в последующую КС. В результате уменьшаются степень сжатия на последующей станции (с сохранением давления на выходе из КС) и энергозатраты на компримирование газа по КС.

Количество эксплуатируемых АВО газа в ПАО «Газпром» насчитывает около 9000 шт.

В основном это отечественные аппараты типа АВГ-85МГ, 2АВГ-75, а также зарубежные аппараты типа Хадсон, Крезо-Луар, Ничимен и др. (рисунок 3.5).

другие

(Франция) 14%

Рисунок 3.5 - Основные типы АВО газа

Конструктивные отличия различных типов АВО заключаются во взаимном пространственном расположении теплообменника и вентиляторов.

Чаще всего вентиляторы располагаются под теплообменником, когда подача охлаждающего воздуха осуществляется нагнетанием (2АВГ-75). Также используется принцип вытяжной тяги, когда вентиляторы располагаются над теплообменником, что больше характерно для АВО производства зарубежных фирм.

На охлаждение компримированного газа тратится значительная часть потребления электроэнергии компрессорной станцией: 65-75% от общего объема. Электродвигатели АВО одного компрессорного цеха имеют мощность, составляющую сотни киловатт. Это значительно влияет на структуру потребления электроэнергии всей КС, особенно ЦБК с газотурбинным приводом [32]. Таким образом, АВО бесспорно можно рассматривать как самостоятельный технологический объект энергопотребления КС.

При проектировании компрессорной станции количество аппаратов воздушного охлаждения выбирается в соответствии с отраслевыми нормами ОНТП51-1-85. Температура технологического газа на выходе из АВО, в

соответствии с этими нормами, должна быть не выше 15-20 °С средней температуры наружного воздуха.

Согласно проекту на МГ Новопсковского коридора температура на

о

выходе АВО газа должна поддерживаться около 35 С. Проведенные исследования показали, что фактически в летний период температура после

о

АВО газа по одной из КС Новопсковского коридора достигала 41 С (рисунок 3.6), при этом, все вентиляторы находились в работе.

45

и

Рисунок 3.6 - Динамика изменения температуры газа после АВО по одной из КС Новопсковского коридора

Для определения причин повышенной температуры после АВО газа были проведены экспериментальные исследования по определению количества теплоты, отбираемой у компримированного газа в аппаратах воздушного охлаждения на примере КС-17, КС-17А «Поляна» (Новопсковский коридор МГ) в зависимости от разности температур воздуха и газа на входе в аппараты (Приложение Г). На КС-17 установлены аппараты типа «Хадсон» (Hudson-Italiana), на КС-17А - АВО типа «Крезо-Луар» (Creusot-Loire).

Плановая очистка поверхностей охлаждения АВО газа на КС, как правило, проводится 1 раз в год перед началом теплого сезона. Таким образом, оценка тепловой эффективности АВО газа производилась после наружной очистки трубных пучков в летний сезон.

Расход охлаждаемого газа через единичный АВО определялся расчётным путём - из соотношения числа подключенных по газу АВО и полному транспорту газа через КС.

Значение расхода газа по газопроводу, его плотность и температура наружного воздуха предоставлены диспетчерской службой КС. Температура газа до и после АВО измерялась переносным пирометром с лазерным прицеливанием.

На основании сравнения фактического теплового потока, отводимого от газа в АВО, с паспортным, определенным по лучевым характеристикам АВО для тех же условий работы аппарата, оценивалась тепловая эффективность работы АВО.

Тепловая эффективность позволяет установить наличие сверхнормативного расхода электроэнергии, затрачиваемого на привод вентиляторов. Определить фактическую тепловую эффективность АВО газа возможно при одновременном измерении перечня параметров, приведенных в Таблице 3.6.

Таблица 3.6 - Параметры инструментального обследования

Параметр Обозначения Единица Измерения Тип измерительного прибора

Температура наружного воздуха tK о С Штатный, термоанемометр или термометр

Расход транспортируемого газа млн.нм3/ч Штатный (ГИС)

Плотность газа Рг кг/нм3 Штатный

Температура газа до АВО tri о С Пирометр с лазерным прицеливанием

Температура газа после АВО ti2 о С Пирометр с лазерным прицеливанием

Давление газа до АВО Рг1 кг/см2 Штатный

В Таблице 3.6 представлены измерения всех параметров, произведенных для каждой секции АВО на трех режимах:

1) включены два вентилятора АВО;

2) включен один вентилятор АВО;

3) оба вентилятора АВО отключены.

В соответствии с ГОСТ Р 50.1.025 производился расчет погрешностей. По погрешностям измерений теплового потока, отводимого в АВО, определялась погрешность измерений тепловой эффективности [76; 122]:

Q = Gг • (tг1 - tг2) -Рг • сртг , (3.2)

д = AQ = + Atг1 +Atг2 | Арг | Асртг

Q Gг tг1 -1г2 рг сртг

В качестве примера рассмотрим оценку погрешности эффективности АВО для аппарата №1 (20 сентября) при одном включенном вентиляторе.

о

Разность температур: - ^2)= 16,8 С;

о

Погрешность термометра: At^ и Atг2 = 0,5 С.

Значения величин и погрешности измерительных приборов:

Л -5

Ог = 385,7 тыс. нм /час; АОг = 1,0 тыс. нм /час;

рг = 0,678 кг/нм3; Арг = 0,0005 кг/нм3;

сРтг = 2,623 кДж/(кгК); Асртг = 0,02 кДж/(кгК).

1,0 0,5 + 0,5 0,0005 0,02 Л А6 =—-— + —-- + —-+ —— = 0,07.

6 385,7 16,8 0,678 2,623

Таким образом, определение эффективности работы АВО газа возможно с точностью не менее 7,0 %.

Тепловая эффективность АВО называют отношение фактического теплового потока, отводимого от газа в АВО, к номинальному тепловому потоку. Расчёт тепловой эффективности производился в следующей последовательности [66]:

1 Рассчитывалось абсолютное давление газа до АВО, МПа:

P = 0,1 + Рг1 • 0,098. (3.4)

2 Рассчитывалась абсолютная температура газа до АВО, К:

Т = t г1 + 273.

3 Рассчитывалась средняя изобарная теплоёмкость охлаждаемого газа [73], кКал/(кгК):

с = (6,3137 + 0,4312P - 0,031652T + 0,001306P2 + 0,000058915T2 -

pmr \ y y y y y

0,00119542PT)/4,19. (35)

4 Вычислялся расход газа через секцию АВО, кг/час

G

G г -рг, (3.6)

m

где m - число секций АВО, находящихся в работе.

5 Вычислялся фактический тепловой поток, отводимый в АВО от газа к воздуху (Оф), ккал/час:

Оф = Gг • (tг1 -1г2) • срм. (3.7)

6 Тепловой поток, который может быть отведён новым незагрязнённым АВО (Qn), определялся по паспортной лучевой характеристике АВО кКал/час.

7 Рассчитывалась тепловая эффективность работы АВО при работающем одном (Si), работающих двух (52) и отключенных вентиляторах (5о). Этот параметр показывает степень загрязнения теплообменных поверхностей аппарата:

8 = Qф/Qn, (3.8)

где Оп и Оф - паспортный и фактический тепловые потоки, переданные в АВО при соответствующем режиме, кКал/час.

Для новых аппаратов S =1. На эксплуатируемых АВО S <1. Если коэффициент S >0,9, то АВО содержатся в хорошем состоянии. При S < 0,9 состояние тепловой эффективности неудовлетворительное.

Распределение тепловой эффективности АВО газа на КС-17 Полянского ЛПУМГ представлено на Рисунке 3.7.

Анализ результатов показывает, что значения тепловой эффективности варьируются в пределах 0,72...0,89. Среднее значение тепловой эффективности по АВО составляет - 0,79.

Распределение тепловой эффективности АВО газа на КС-17а Полянского ЛПУМГ представлено на Рисунке 3.8.

На Рисунке 3.8 видно, что значения тепловой эффективности варьируются в пределах 0,67...0,80. Среднее значение тепловой эффективности по АВО составляет - 0,73.

о

m

<

а) со

■& ¡5

■а

со тс ГС

0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0

0,85

0,89

0,81 0,73 0,75 0,77 0 77 0,75 ■ 0,74 0,84 0,83

1

2345

7 8 9 10 11 12 Номер секции АВО

Рисунок 3.7 - Распределение тепловой эффективности АВО на КС-17

о

со

<

fe ГС ф о

1/

0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0

0,77

0,73

0,8 0,79

0,73 0,67 0,71 0,69 0,69 0,74

0,73

8 9 10 11 Номер секции АВО

Рисунок 3.8 - Распределение тепловой эффективности АВО на КС-17А

6

1

2

3

4

5

6

7

Для определения потенциала повышения эффективности АВО газа в процентах использовалось выражение:

П = 100 - Э, (3.9)

где Э - относительная эффективность работы АВО.

Потенциал повышения эффективности АВО газа по КС Полянского ЛПУ МГ представлен на Рисунках 3.9 и 3.10.

По Рисунку 3.9 видно, что в зависимости от секции АВО газа, потенциал повышения эффективности АВО по КС-17 изменяется в пределах от 11%

до 28%. Средний потенциал по КС-17 составляет 21%. Из Рисунка 3.10 следует, что потенциал повышения эффективности АВО по КС-17А изменяется в пределах от 20% до 33% в зависимости от секции АВО газа. Средний потенциал по КС-17А составляет 27%.

с а '

ГО s

Н

о» ■&

S -е

35 30 25 20 15 10 5 0

/

28

27 25

19

15

23 23

25

26

11

16 17

1 2 3 4 5 6 7 8

9 10 11 12 Номер секции АВО

Рисунок 3.9 - Потенциал повышения эффективности АВО газа

по КС-17

О

X ш 3 со с

_о со о о