Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Особенности состояния и перспективы развития газотранспортной системы страны 7
1.1 Анализ развития и оценка состояния газотранспортной системы страны 7
1.2 Оценка работы компрессорных станций магистральных газопроводов 13
1.3 Показатели надежности работы газоперекачивающих агрегатов 22
1.4 Пути и способы развития энергосберегающих технологий трубопроводного транспорта природного газа 33
Глава 2. Выбор вида привода компрессорных станций и оптимизация их работы 43
2.1 Сопоставление газотурбинного и электрического вида приводов на КС 43
2.2 Оптимизация режимов работы ГПА и компрессорных станций 60
2.3 Снижение топливно-энергетических затрат за счет оптимизации режимов работы центробежных нагнетателей 70
2.4 Снижение топливно-энергетических затрат за счет использования на КС агрегатов с различной удельной мощностью 75
2.5 Снижение топливно-энергетических затрат при замене морально устаревших и физически изношенных ГПА на агрегаты нового поколения 81
2.6 Снижение энергозатрат на транспорт газа за счет пе риодической очистки внутренней полости газопровода и использования аппаратов воздушного охлаждения газа 86
Глава 3. Влияние регенеративного использования теплоты отходящих газов и состояния проточной части гпа на характеристики газотурбинного агрегата 99
3.1 Оценка экономии топливного газа при замене пластинчатых регенераторов производства НЗЛ на регенераторы трубчатого типа с одновременным повышением численного коэффициента регенерации 99
3.2 Оценка экономии топливного газа за счет перевода установок типа ГТК-25И для работы по регенеративному циклу 103
3.3 Влияние утечек воздуха в регенераторах на характеристики ГТУ 108
3.4 Влияние изменения относительного КПД осевого компрессора на характеристики ГТУ 111
3.5 Влияние изменения относительного КПД газовой турбины на характеристики ГТУ 123
3.6 Влияние изменения относительного КПД нагнетателяна характеристики агрегата 127
Общие выводы 131
Список использованной литературы 133
- Оценка работы компрессорных станций магистральных газопроводов
- Оптимизация режимов работы ГПА и компрессорных станций
- Снижение энергозатрат на транспорт газа за счет пе риодической очистки внутренней полости газопровода и использования аппаратов воздушного охлаждения газа
- Оценка экономии топливного газа за счет перевода установок типа ГТК-25И для работы по регенеративному циклу
Введение к работе
Интенсивное развитие газовой промышленности России и напряженность эксплуатации газотранспортного оборудования, обуславливают необходимость решения проблем разработки и внедрения новых энергосберегающих технологий транспорта газов. Непосредственно это связано с вводом новых мощностей, заменой морально устаревшего и физически изношенного оборудования, реконструкцией газотранспортных объектов, прежде всего с целью увеличения газопотоков при снижении удельных энергозатрат на транспорт природного газа по магистральным газопроводам. Анализ состояния трубопроводного транспорта газов свидетельствует о том, что в силу целого ряда объективных причин - физический и моральный износ технического оборудования, недозагрузка компрессорных станций и газоперекачивающих агрегатов и т.п., технико-экономические показатели транспорта природных газов в последние годы характеризуются увеличением своих удельных энергозатрат, которые эквивалентны уже примерно 45-50 млрд. м расхода газа в год и имеют тенденцию к дальнейшему росту. Это и определяет актуальность исследований, направленных на разработку энергосберегающих технологий транспорта газов, анализ и разработку методов снижения расхода природного газа по станциям, с определением приоритетных направлений использования в эксплуатационных условиях, что находится в полном соответствии с известным «Законом об энергосбережении» от апреля 1996 г.
Из всего многообразия существующих и предлагаемых решений необходимо выбрать экономически обоснованные и оптимальные варианты, направленные на повышение эффективности транспорта природных газов с сокращением расходов как топливного газа на нужды перекачки, так и расходов газа на собственные нужды компрессорных станций с устранением потерь газа в системе технологических обвязок КС и линейной части газопроводов.
Следует отметить, что решению отдельных задач по экономии энергозатрат на нужды перекачки газа по газопроводам посвящено относительно
большое число работ, выполненных: Апостоловым А.А., Бикчентай Р.Н. Буд-зуляком Б.В, Васильевым Ю.Н., Галиуллиным З.Т., Гриценко А.И., Зарицким СП., Козаченко А.Н., Леонтьевым Е.В., Лопатиным А.С., Мужиливским П.М., Никишиным В.И., Ивановым В.А., Поршаковым Б.П., Седыхом А.Д., Щербатенко И.В., Щуровским В. А. и др.
В настоящей работе впервые был осуществлен комплексный подход к рассмотрению возможных методов и способов экономии газа на нужды перекачки с численным определением экономии и их технико-экономическим обоснованием, начиная от выбора наиболее целесообразного вида привода для центробежных нагнетателей, оптимизации режимов работы ГПА и КС на газопроводах, оценкой целесообразности регенерации теплоты отходящих газов и заканчивая влиянием состояния проточной части газотурбинных установок на эффективность их работы с получением в целом ряде случаев новых расчетных соотношений для определения эффективности работы ГПА в условиях их модернизации и реконструкции.
К научной новизне в работе следует отнести выполненный комплексный анализ существующих и возможных способов экономии энергозатрат на транспорт газа и предлагаемую методологию их развития, получение новых расчетных соотношений по оптимизации режимов работы ГПА на КС, оценку эффективности регенеративного использования в ГТУ теплоты отходящих газов с определением величины возможных утечек воздуха через неплотности, методику определения состояния проточной части ГТУ и их влияние на показатели КПД и мощности ГПА, обоснование и использование новой технологии транспорта газа на транзитно-распределительных газопроводах при реконструкции КС «Белоусово».
К практической ценности в работе следует отнести сопоставление различных способов экономии энергозатрат и на основе этого определение приоритетных направлений в решении задач по экономии газа на нужды компрессорных станций.
Приводимые методики определения экономического эффекта для каждого варианта позволяют проводить соответствующие расчеты и при других исходных данных. Предложенные критерии по ранжированию предлагаемых способов экономии газа на нужды КС, позволяют обслуживающему персоналу компрессорных станций выбрать в каждом случае оптимальный.
Настоящая работа выполнена на кафедре термодинамики и тепловых двигателей РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и в ООО «Мострансгаз» в полном соответствии с планами работ целевой комплексной программы по созданию отраслевой системы обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций ОАО «Газпром». Результаты работ внедрялись на КС 000 «Мострансгаз», публиковались в открытой печати и обсуждались на разного рода научных конференциях.
Оценка работы компрессорных станций магистральных газопроводов
Анализ работы целого ряда компрессорных станций на различных газопроводах страны и, в частности, предприятия ООО «Мострансгаз» показывает, что в настоящее время среднегодовая загрузка ГПА на КС находится на уровне примерно 0,75-0,80 от номинальной. В целом ряде случаев загрузка агрегатов достигает и величины 0,60-0,70. Соответственно, эксплуатационный КПД агрегатов в зависимости от типа ГПА снижается до уровня 0,19-0,22 вместо 0,25-0,29 по паспорту, что естественно приводит к значительному перерасходу топливного газа по КС на нужды перекачки.
Анализ режимов работы КС на магистральных газопроводах показывает, что в середине 90-х годов и в последующие годы на нужды магистрального транспорта природных газов ежегодно расходовалось примерно 50-56 млрд. м 1 природного газа и около 12-14 млрд. кВтч. электроэнергии. Расход топливного газа на КС, оборудованных газотурбинными агрегатами составлял 78-80%, расходы газа на технологические нужды достигали величины 12 14%, а потери газа в пределах КС и прилегающих участках доходили до 8-9%. [30].
Приведенные данные свидетельствуют о том, что проблема экономии природного газа на нужды перекачки была и в настоящее время остается одной из основных задач по энергосбережению в транспорте газов. При этом основным направлением при решении этой задачи следует считать снижение расходов топливного газа на привод газотурбинных агрегатов.
Расход топливного газа для перекачки на КС весьма сильно зависит от степени и характера загрузки газопровода и компрессорной станции в течение года, а следовательно и самого ГПА, вынужденного работать с показателями отличными от оптимальных (по мощности и КПД) в условиях недо-загрузки газопровода.
Приведенный КПД компрессорной станции (компрессорного цеха) с газотурбинным приводом можно оценить следующим соотношением: Лкс = Лгту -Цпаг. К , (1.1) где qt,mv - эффективный КПД газотурбинной установки; г]иаг - эффективный КПД нагнетателя; К - коэффициент, комплексно характеризующий потери энергии в обвязке компрессорной станции (компрессорного цеха) и, как следствие, снижение КПД ГПА.
Для определения показателей эффективности работы компрессорных станций, можно воспользоваться режимными данными о работе КС за какой-то фиксированный отрезок времени (месяц, год), полученных с достаточно высокой степенью точности.
В качестве примера для исследования режимов работы КС были использованы данные о работе газотурбинных агрегатов на КС «Донская» ООО «Мострансгаз» газопровода Уренгой-Ужгород, оборудованных ГТУ типа ГТН-25-1 с нагнетателями 2Н-25-76-1,44 за 1998 г. (когда были зафиксированы наиболее полные данные о работе ГТУ по всем месяцам года). Результаты этих данных приведены в таблице 1.5
Обработка исходных данных табл. 1.5 позволила получить графические зависимости взаимных изменений « эффективной» мощности КС, ее «эффективного» КПД и др. показателей (рис. 1.1-1.5).
Результаты расчетов свидетельствуют о неравномерности режима работы КС в течение года, что характерно практически для всех компрессорных станций, особенно расположенных на транзитно-распределительных газопроводах, низкой среднегодовой загрузке компрессорной станции и ее приведенном КПД. Относительный расход топливного газа по станции, изменяющийся в диапазоне 0,0046-0,0058 (табл. 1.6) существенно превышает соответствующий нормативный показатель («0,0043), что также свидетельствует о необходимости повышения относительной загрузки КС. В частности, повышение относительной загрузки КС с уровня 0,56-0,75 хотя бы до уровня «0,85, позволяет снизить относительный расход топливного газа примерно на 12-20% (рис. 1.5) и практически достичь уровня нормативной величины 0,0043. [7].
Расчетные показатели эффективности работы компрессорного цеха с газотурбинным видом привода на КС «Донская» в целом за 1998 г. характеризуются данными табл. 1.6.
Оптимизация режимов работы ГПА и компрессорных станций
Кроме отмеченных выше направлений по экономии топливно-энергетических затрат на транспорт газа,, целесообразно обратить внимание еще на такие как: оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов на КС, разработку прогрессивных норм расхода газа на нужды компрессорной станции, квалифицированную эксплуатацию и обслуживание ГПА с учетом их фактического технического состояния, развитую утилизацию теплоты отходящих газов ГТУ и т.п.
Под оптимизацией режимов работы газоперекачивающих агрегатов следует понимать комплексную и целенаправленную деятельность эксплуатационного персонала КС на получение наилучших результатов при транспортировке заданного количества технологического газа. При этом приходится учитывать, что магистральный газопровод представляет собой единый сложный объект, все параметры которого тесно увязаны между собой. Это приводит к тому, что любое включение или отключение ГПА на КС, изменение в подаче газа по газопроводу, колебания метеорологических условий в районе расположения компрессорной станции и т.п., приводит к изменению режима работы всех элементов газопровода.
В первом приближении, основными критериями при оптимизации режимов работы агрегатов на КС следует считать, прежде всего, обеспечение максимальной загрузки газопровода, максимально допустимого давления на выходе компрессорной станции (за исключением последней по газопроводу) и минимум энергозатрат в количественном или стоимостном выражениях для обеспечения заданной подачи газа по газопроводу.
При оперативном планировании режимов работы ГПА на КС, в целях экономии технологического газа на нужды его перекачки, в качестве основного критерия следует выбирать минимум энергетических затрат на компри-мирование газа. Размер потока транспортируемого газа при этом естественно становится исходной заданной величиной.
По управляющему воздействию на газотранспортную систему, для отдельного магистрального газопровода, можно выделить централизованную и децентрализованную схемы управления технологическим процессом и, как следствие, соответственно две модели возможных режимов работы ГПА на КС.
При централизованной схеме управления весь режим работы ГПА на КС рассчитывается на уровне центральных диспетчерских служб.
Децентрализованная схема предполагает расчет в центральных диспетчерских пунктах только входных и выходных параметров работы КС (давление, объем транспортируемого газа, температура газа на входе в газопровод после АВО газа). На КС по этим параметрам осуществляется уже самостоятельная оптимизация по загрузке ГПА, схемам их соединения, распределению потоков газа между цехами и отдельными агрегатами.
При децентрализованной модели работы КС возможна более гибкая эксплуатация газоперекачивающего оборудования с учетом его технического состояния, что естественно повышает надежность по реализации оптимального режима работы ГПА на станции.
При решении задачи по выбору наименее энергоемкой схемы соединения ГПА в компрессорном цеху и нахождения оптимума в распределении потоков газа по цеху, или между цехами КС, целесообразно воспользоваться полными характеристиками компрессорного цеха [5, 32, 38]: где єкц. - соотношение давлений сжатия по цеху; Окц, - производительность цеха; пср. - средняя частота вращения колес нагнетателей, работающих в цеху; (ВОнр) - полная теплота топлива, выделяемая при его сгорании в цеху (В) с низшей теплотой сгорания {Онр).
Приведенные характеристики групп однотипных последовательно работающих нагнетателей строят по характеристикам одного нагнетателя на основании того, что суммарная разность энтальпии газа (Ah)І группы равна сумме разностей энтальпии (АК)гр, работающих ГПА: где t\ и t2 - соответственно температуры газа на входе (tj) и выходе (t2) нагнетателя; Pi и Р2 - соответственно давление газа на входе (Р}) и выходе (Р2) нагнетателя; Срт - средняя теплоемкость газа в процессе сжатия; D/, - коэффициент Джоуля-Томпсона, 0/,=(AT/АР)і,; п„ и п соответственно паспортная (/?„) и фактическая in) частота вращения вала нагнетателя.
Потерями давления в обвязке группы нагнетателей в этом случае можно пренебречь, в силу того, что они не превышают 0,2-0,3% от общих суммарных энергозатрат.
Следует заметить, что для полнонапорных нагнетателей решение этой задачи значительно упрощается.
По заданным значениям приведенной объемной производительности первого в группе нагнетателей 0ир=0-по п и соответствующего его полит-ропного КПД T]„o:ij и соотношению давлений сжатия Єї определяется производительность второго нагнетателя
Снижение энергозатрат на транспорт газа за счет пе риодической очистки внутренней полости газопровода и использования аппаратов воздушного охлаждения газа
Потребная мощность компрессорной станции на перекачку газа в общем случае определяется соотношением: где г]е - приведенный относительный КПД энергопривода компрессорной станции, учитывающий КПД нагнетателя, ГТУ и все потери мощности от входа газа на станцию и до выхода его из станции т.е. между давлениями Pi и Р2. G p-0 - масса перекачиваемого газа; г,„ - среднее значение коэффициента сжимаемости газа в пределах КС; R - газовая постоянная; Тп, - средняя температура газа в пределах КС при его компримировании.
В условиях предпосылки о численном равенстве повышения давления газа на КС и его падении между компрессорными станциями, с учетом закона Дарси о падении давления на участке газопровода и характеристики линейной части трубопровода, определяемой коэффициентом (Е), уравнение (2.45) можно преобразовать к виду: где и - массовая скорость газа по трубопроводу, u=G F кг/м"с; Рп, -среднее давление газа по газопроводу; L - длина газопровода между КС; D -диаметр газопровода.
Коэффициент (Е) характеризует гидравлическое состояние, определяющее эффективность работы линейной части газопровода. Численное значение его можно приближенно определить по соотношению [34, 30, 40]: где Оф и Опр_ - соответственно фактическая и проектная пропускная способность газопровода; Лп1р и Лф - соответственно приведенный расчетный и фактический коэффициенты сопротивления трения.
Рассмотрение уравнения (2.46) позволяет относительно легко и наглядно проанализировать от чего и в какой степени зависит расход мощности по КС при транспорте газа по газопроводу. Одновременно, анализ уравнения (2.46) позволяет наметить и основные направления по экономии энергозатрат на транспорт газа и, следовательно, наметить основные пути экономии топливного газа на нужды перекачки.
В частности, в целях экономии энергии на транспорт газа всегда выгодно иметь высокие значения КПД энергопривода, повышенное давление газа на выходе из КС после его компримирования (Р), относительно высокие значения коэффициента (Е), что приводит к необходимости периодически проводить очистку полости газопровода посредством пропуска специальных поршневых устройств и т.д.
На диаграммах рис.2.10 и рис.2.11 приведены данные об изменениях значений потребной мощности КС на перекачку газа в зависимости от различной величины гидравлической эффективности работы газопровода длиной 100 км и диаметрами 1020, 1220 и 1420 мм.
Данные рис.2.10 и рис.2. И свидетельствуют о том, как гидравлическое состояние газопроводов влияет на энергозатраты компрессорных станций по перекачке природного газа. Так, например, снижение гидравлической эффективности всего на 10% от проектного значения при сохранении производительности газопровода на прежнем уровне, приводит к повышению затрачиваемой мощности более чем на 20%. (рис.2.11), а при снижении гидравлической эффективности до уровня =70% и сохранении подачи газа на прежнем уровне, мощность компрессорной станции должна быть увеличена на 100 %.
В реальных условиях работы газопровода, когда мощность КС может быть ограничена, снижение гидравлической эффективности газопровода будет неизбежно сопровождаться снижением подачи газа.
Следует отметить, что относительное изменение мощности компрессорной станции (ANL, МО от гидравлической эффективности работы газопровода (Е) не зависит от его диаметра (рис.2.10), т.е. характер изменения абсолютного значения мощности для газопроводов различного диаметра носит идентичный характер.
Все это свидетельствует о том, контроль за состоянием проточной части газопровода на КС должен проводится постоянно, например, по данным диспетчерской службы, а сами трубопроводы подвергаться периодической очистке и диагностике своей проточной части. Периодичность очистки проточной части газопровода будет определяться результатами технико-экономических расчетов по сопоставлению с одной стороны стоимостью работ по пропуску очистных поршней, сопровождающихся в этот период некоторым снижением в подаче газа по трубопроводу, а с другой стороны - снижением затрачиваемой мощности на перекачку технологического газа. Опыт эксплуатации по использованию очистных устройств на газопроводах пока
Оценка экономии топливного газа за счет перевода установок типа ГТК-25И для работы по регенеративному циклу
Опыт эксплуатации газоперекачивающих агрегатов типа ГТК-25 на КС предприятия «Мострансгаз» показал, что характеристики цикла этих ГПА допускают возможность в целях экономии топливного газа, осуществить перевод их на работу по регенеративному циклу. Перевод без регенеративного агрегата на работу по регенеративному циклу естественно должен приводить к некоторому снижению эффективной мощности ГТУ из-за появления новых, дополнительных гидравлических сопротивлений по газо-воздушному тракту установки, что приводит к необходимости учитывать это при определении экономии топливного газа. Введение в схему ГТУ регенератора естественно приводит к изменению мощности ГТУ, что необходимо принимать во внимание при определении относительной экономии топливного газа за счет введения регенерации теплоты. Используя описанный выше способ получения расчетного уравнения для определения относительной экономии топливного газа, что и при выводе уравнения (3.9), исходное соотношение для решения поставленной задачи должно быть записано в виде: где Naj и NL,j - соответственно мощности ГТУ в исходном состоянии и после введения регенерации. Используя аналогичные рассуждения, что и при выводе уравнения (3.9), после ряда несложных преобразований можно получить соотношение для определения относительной экономии топливного газа в установках типа ГТК-25И и ГТК-10И, переводимых в системе ОАО «Газпром» для работы по регенеративному циклу: где г],,- КПД без регенеративной установки: (р - коэффициент регенерации теплоты отходящих газов в регенеративной установке. Расчетную величину снижения мощности ГТУ за счет введения дополнительных гидравлических сопротивлений можно определить по следующим простым соотношениям. Для газовой стороны: Для воздушной стороны: где АР/ и АР] - соответственно гидравлические сопротивления по газовой АР\ и воздушной АР2 сторонам тракта регенератора, выраженные в Пас калях; Vi и V2 - соответственно объемные расходы газов на выходе ТНД и на входе в камеру сгорания при соответствующих давления и температурах цикла м7с; //г- относительный КПД газовой турбины. Следует заметить, что приведенное соотношение для определения величины гидравлических сопротивлений по газовому тракту ГТУ может быть использовано и для определения величины снижения мощности установки из-за установки за ТНД разного рода тепло-утилизационных аппаратов. Результаты расчетов по уравнению (3.11) для определения относительной экономии топливного газа при переводе агрегата ГТК-25И на регенеративный цикл работы приведены на диаграммах рис 3.1. Результаты обработки данных промышленных испытаний на КС «Первомайская» ООО «Мострансгаз» по переводу установки типа ГТК-25И для работы по регенеративному циклу, свидетельствуют о хорошем совпадении расчетных и фактических данных испытаний. Так паспортное значение КПД установки ГТК-25И до перевода на регенеративный цикл работы находилось на уровне 28%. В результате перевода агрегата на регенеративный цикл расчетная относительная экономия топливного газа составила величину порядка 20% при коэффициенте регенерации 0,85. Результаты экспериментальных исследований показывают, что экономия топливного газа находится на уровне примерно 25 %, коэффициент регенерации теплоты отходящих газов - на уровне 87% , снижение мощности установки из-за гидравлических сопротивлений - на уровне 7,3%, что означает снижение мощности ГТУ примерно на 1800 кВт. Численное значение экономии топливного газа за счет регенерации теплоты составляет примерно 1900 нм7час. Если принять во внимание, что агрегаты в процессе эксплуатации в работе находятся примерно 6000 часов в год, то экономия топливного газа при приведенной цене 625 pyo./10J MJ в денежном исчислении составит примерно 7,125-10 руб/год.
