Содержание к диссертации
Введение
I Состояние и режимы работы магистральных газопроводов 6
1.1 Направления энергосбережения в газовой отрасли при магистральном транспорте природного газа 6
1.2 Состояние и перспективы развития объектов газотранспортной системы 15
1.3 Обзор отечественного и иностранного опыта решения задач определения наиболее эффективных режимов работы КС 25
1.4 Основные цели и задачи работы 29
II Выбор критерия оптимизации и методов его определения 32
2.1 Выбор критерия оценки эффективности режимов работы ГПА в системах компримирования 32
2.2 Анализ и оценка точности аналитических методов определения мощности ГПА 35
2.3 Апробация выбранного критерия эффективности работы ГПА на системе компримирования с параллельной обвязкой 39
2.4 Апробация выбранного критерия эффективности работы ГПА на системе компримирования с последовательной обвязкой 45
2.5 Анализ и выбор графоаналитических методов определения мощности ГПА 49
2.6 Перестроение приведенных газодинамических характеристик 61
III Регулирование и оптимизация режимов работы гпа в системах компримирования КС 66
3.1 Методика оптимизации распределения нагрузки между ГПА в системах компримирования со смешанной обвязкой з
3.2 Определение наиболее эффективного распределения нагрузки между ГПА в системах компримирования с последовательной обвязкой при трехступенчатом сжатии 70
3.3 Использование коэффициентов технического состояния ГПА при решении задач оптимизации режимов работы КС 75
3.4 Выбор оптимальной схемы компримирования 79
3.5 Оптимизация режимов работы ГПА в составе КС с учётом неопределённости исходных данных 86
3.6 Промежуточное охлаждение 106
3.7 Экономическая и энергетическая оценка результатов применения методик регулирования режимов работы ГПА 108
Выводы 110
Список литературы 1
- Состояние и перспективы развития объектов газотранспортной системы
- Основные цели и задачи работы
- Апробация выбранного критерия эффективности работы ГПА на системе компримирования с параллельной обвязкой
- Использование коэффициентов технического состояния ГПА при решении задач оптимизации режимов работы КС
Введение к работе
Среди множества задач, стоящих перед газовой промышленностью, снижение энергетических затрат в отрасли является одной из важнейших. Основной объем энергетических затрат приходится на магистральный транспорт природного газа. Анализ ресурсов энергосбережения показывает, что магистральный транспорт природного газа также обладает и наибольшим общеотраслевым потенциалом энергосбережения.
Основными потребителями энергетических ресурсов при магистральном транспорте природного газа являются газоперекачивающие агрегаты (ГПА). В связи с этим повышение эффективности работы ГПА в системах компримирования природного газа на линейных и дожимных компрессорных стациях (КС) является весьма актуальным с точки зрения энергосбережения.
Представленная работа посвящена оценке эффективности режимов работы ГПА на компрессорных станциях, а также разработке алгоритмов рационального регулирования режимов работы ГПА с целью снижения энергетических затрат при компримировании природного газа.
В своих исследованиях автор опирался на работы Александрова А.В., Барцева И.В., Белоконя Н.И., Бермана Р.Я., Брянских В.Е., Вертепова А.Г., Галиуллина З.Т., Калинина А.Ф., Леонтьева Е.В., Лопатина А.С., Панкратова В.С., Поршакова Б.П., Синицына С.Н., Ставровского Е.Р., Сухарева М.Г., Цегельникова Л.С. и других ученых и специалистов, посвященные решению задач энергосбережения при магистральном транспорте природного газа.
Актуальность темы диссертации обусловлена важностью решения задачи снижения энергетических затрат в газовой отрасли. Переход крупнейших газовых месторождений в стадию падающей добычи и перераспределение газовых потоков в связи со строительством новых технологических участков магистральных газопроводов приводит к тому, что многие КС газотранспортной системы (ГТС) России работают в нерасчетных режимах, что и предопределяет актуальность решения задач повышения эффективности работы ГПА в этих условиях.
Цель диссертационной работы заключается в снижении энергетических затрат в единой системе газоснабжения страны за счет выбора оптимальных схем компримирования КС и рационального распределения нагрузки между газоперекачивающими агрегатами в этих системах.
Для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:
выбрать и апробировать наиболее точную методику определения эффективной мощности газотурбинных установок (ГТУ) и критерий оценки эффективности работы ГПА;
разработать методику выбора оптимальной схемы компримирования при параллельной, последовательной и смешанной обвязках ГПА на компрессорных станциях;
определить наиболее эффективное распределение нагрузки между ГПА при параллельной, последовательной трехступенчатой и смешанной двухступенчатой обвязках агрегатов на КС;
оценить влияние погрешности определения основных выходных параметров ГПА на точность оценки характеристик эффективных режимов их работы в системах компримирования КС;
определить целесообразность регулирования режимов работы ГПА при изменении технического состояния ГТУ и центробежных нагнетателей (ЦБН);
оценить потенциал энергосбережения за счет промежуточного охлаждения природного газа между ступенями сжатия в системах компримирования КС.
Научная новизна работы заключается в том, что в ходе решения поставленных задач был получен ряд новых результатов:
разработана методика определения выходных характеристик ГПА по эксплуатационным данным с использованием приведенных газодинамических характеристик ЦБН, в которых расходно-напорные характеристики представлены в виде зависимости степени повышения давления от относительного коммерческого расхода природного газа () с учетом технического состояния агрегатов;
разработана методика выбора оптимальной схемы компримирования при параллельной, последовательной и смешанной обвязках газоперекачивающих агрегатов на КС, обеспечивающей, при требуемой подаче газа и степени повышения давления, минимальные энергетические затраты на сжатие природного газа;
предложены способы наиболее эффективного распределения нагрузки между ГПА при последовательной трехступенчатой и смешанной обвязках агрегатов в системах компримирования КС;
установлена величина допустимой погрешности определения основных параметров ГПА при решении задач энергосбережения за счет регулирования режимов работы газоперекачивающих агрегатов на КС;
определен потенциал энергосбережения при всех существующих обвязках КС за счет перевода ГПА на эффективные режимы работы.
Практическая ценность результатов исследований, проведенных в рамках выполнения диссертационной работы, определяется тем, что они направлены на реализацию «Концепции энергосбережения в ОАО «Газпром» на 2011 – 2020 гг.» и дают возможность провести выбор оптимальный схемы компримирования природного газа на КС и оценить эффективность режимов работы ГПА в этих системах с целью снижения энергетических затрат в ГТС.
Представленные в работе методики апробированы при обработке эксплуатационных характеристик технологических участков МГ ООО «Газпром трансгаз Москва», ООО «Газпром трансгаз Югорск» и основных объектов, входящих в них, за период 2007 – 2011 гг. Результаты апробации показали, что потенциал энергосбережения за счет формирования эффективных систем компримирования КС достигает 18 % от потребляемых энергетических ресурсов в этих системах, а возможный потенциал энергосбережения за счет рационального регулирования режимов работы ГПА составляет порядка 8 %.
Апробация работы. Основные результаты проведенного исследования докладывались, обсуждались и получили положительные отзывы на:
62-й Студенческой научной конференции «Нефть и газ - 2008»
(г. Москва, 08 - 11 апреля 2008 года);
Всероссийской конференции - конкурсе студентов выпускного курса (г. Санкт-Петербург, 04 - 06 апреля 2008 года);
Международном форуме молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт–Петербург, 23 - 25 апреля 2008 года);
Открытом научно - практическом семинаре молодых работников
ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» «Новые технологии в газовой промышленности. Актуальные проблемы развития газотранспортной системы» (г. Санкт-Петербург, 02 - 05 июня 2008 года);
IV Международной конференции «Компьютерные технологии поддержки принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортными и газодобывающими системами» DISCOM-2009 (г. Москва, 28 - 30 апреля 2009 года);
8 - й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва,
6 - 9 октября 2009 года).
Публикации. По материалам диссертации опубликованы 6 научных работ, в том числе три статьи в изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных выводов и результатов работы, списка литературы из 101 наименования. Работа изложена на 122 страницах машинописного текста, содержит 26 рисунков и 42 таблицы.
Состояние и перспективы развития объектов газотранспортной системы
Применение указанных инновационных технологий при строительстве Северо-Европейского газопровода и газопровода Бованенково-Ухта позволят выйти на высокий мировой уровень энергоэффективности, сопоставимый с наилучшими газопроводами Европы и Северной Америки [78].
Технологическая эффективность новых магистральных газопроводов будет превосходить эксплуатируемые ГТС в ОАО «Газпром» и обеспечивать [58]: повышение производительности в 1,5-2 раза; уменьшение выбросов парниковых газов в 1,3-1,5 раза.
При модернизации ГТС повышение энергетической эффективности достигается за счет [85]: повышения единичной мощности ГПА до 40 МВт и, соответственно, повышение КПД агрегата, с учетом планируемых объемов транспортируемого природного газа и перспектив загрузки трубопровода; применения осевых компрессоров на газотурбинных и электроприводных ГПА с КПД до 90 %; применения оптимизированных сменных проточных частей электроприводных газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях многониточных газопроводов; применения электроприводного газоперекачивающего агрегата с высокооборотным регулируемым электродвигателем и центробежным нагнетателем (ЭГПА-6.3/82БО-56/1,44Р); применения частотного регулирования с крупными синхронными электродвигателями; применения энергоустановок на топливных элементах для питания систем катодной защиты, телеметрии, связи.
При эксплуатации ГТС повышение энергетической эффективности достигается за счет [78]: оптимизации режимов работы ГТС на основе применения системных программно-оптимизационных комплексов - эффект по экономии топливного газа может достигать до 4,0-5,0 %; оптимизации режимов работы устройств охлаждения газа на основе применения современных регулируемых электроприводов эффект по экономии электрической энергии может достигать до 20 %; внедрения турбодетандерных установок на объектах ГТС для выработки электроэнергии - эффект состоит в возможности покрытия собственных нужд в электроэнергии; применения электростанций собственных нужд нового поколения с высоким КПД (до 41 %), что позволяет получить эффект в экономии расхода газа на электростанциях собственных нужд до 32 %; применения систем автоматического регулирования управления освещением в зависимости от уровня естественной освещенности на основе современных и перспективных светодиодных технологий - эффект по экономии расхода электрической энергии может составить до 20 %; повышения гидравлической эффективности линейной части и компрессорных цехов с учетом потоковой загрузки участков газопроводов на основе установки комплектов камер приема - запуска очистных устройств на линейной части, позволяющих проводить очистку полости трубопроводов, своевременную диагностику и ремонт для поддержания гидравлической эффективности линейной части на нормативном уровне - эффект по экономии расхода топливного газа ГПА на компримирование достигает до 2%; выполнения, технологических операций и ремонтных работ на объектах ГТС без стравливания газа в атмосферу: перекачка газа из выводимых в ремонт линейных участков магистральных газопроводов; сокращения утечек газа на технологических объектах ГТС, в том числе за счет внедрения современных контрольно-измерительных средств по их обнаружению и измерению, обеспечивает сокращение потерь природного газа до 2 %; совершенствования методов и систем утилизации тепла выхлопных газов ГТУ на компрессорных станциях; оснащения технологического оборудования современными средствами измерений выработки и потребления энергоресурсов.
Инновационная деятельность ОАО «Газпром» предполагает формирование условий для развития непрерывного процесса поиска и практической реализации новых научно-технических, технологических и организационно-экономических решений.
Стратегической целью энергосберегающей политики Общества на период 2011-2020 гг. является эффективное использование природных энергетических ресурсов и максимальная реализация потенциала энергосбережения для устойчивого роста компании, повышение энергетической эффективности и укрепления ее внешнеэкономических позиций.
Основные цели и задачи работы
Основные цели, задачи и приоритеты развития газовой промышленности определены государственным документом «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.», утвержденным Правительством РФ в августе 2003 г. Энергетическая стратегия учитывает падающий режим добычи на основных месторождениях ОАО «Газпром» в Надым-Пур-Тазовском регионе. Падение добычи должно быть скомпенсировано за счет планомерного ввода в строй новых газодобывающих мощностей, так и в результате повышения эффективности использования имеющейся ресурсной базы [100].
Тенденция замещения газа старых месторождений НПТР (Ямбург, Уренгой, Медвежье) газом, добываемым на месторождениях полуострова Ямал, неизбежно приведет к разделению ГТС на «загруженную» и «незагруженную» части, которые подчиняются различным принципам функционирования, оптимального управления и развития их производственных мощностей.
Для «загруженных» технологических участков и компрессорных станций МГ газотранспортной системы критерием оптимальности развития и функционирования является экономически обоснованное повышение технически возможной производительности (пропускной способности) ГТС, что невозможно без решения задач оптимизации режимов работы технологических участков и компрессорных станций магистральных газопроводов.
Для «незагруженных» технологических участков и компрессорных станций МГ критерием оптимальности развития и функционирования служит экономически обоснованное снижение эксплуатационных издержек, основную часть которых (до 80 %) составляют энергетические затраты. В этих условиях определенная часть технологических участков МГ, запроектированная на более высокую пропускную способность, оказывается в режиме пониженной загрузки, что сказывается на ее энергоэффективности и потребует проведения специальных мероприятий по снижению энергоемкости транспорта газа в этих условиях. При этом актуальным становится целый ряд оптимизационных задач, возникающих при эксплуатации технологических участков МГ и входящих в них компрессорных станций и линейных участков, а также систем очистки, компримирования и охлаждения КС [24]. Переход крупнейших газовых месторождений страны (Медвежье, Уренгойское и Ямбургское) в стадию падающей добычи привел к снижению пластового давления и качества добываемого природного газа, что заметно снизило пропускную способность ряда технологических участков МГ, прилегающих к месторождениям, и предопределило увеличение неравномерности подачи газа по газопроводам в течение года [93].
Снижение добычи и объемов транспортируемого природного газа привело к тому, что значительная часть технологических участков МГ работают в режиме недозагрузки с существенными колебаниями подачи природного газа в течение года. Это вызвало рост удельных энергозатрат на магистральный транспорт природного газа и снижение энергоэффективности ГТС страны, что требует проведения специальных мероприятий по снижению энергоемкости транспорта газа в новых условиях.
Частое изменение режимов работы ДКС требует постоянного контроля оптимальности режимов работы оборудования в целях эффективности его использования и снижения энергозатрат. Поэтому ДКС в плане регулирования и оптимизации режимов работы основного оборудования являются более динамичными объектами в сравнении с линейными КС.
Режим работы современного магистрального газопровода, как известно, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают, как правило, в режиме максимальной подачи газа, а в летнее время, когда потребление газа снижается, в режиме неполной загрузки. Сезонные колебания подачи газа по газопроводу приводят к отклонению режимов работы станции и агрегатов от проектных, что приводит к неравномерному использованию установленного силового оборудования, его простою при уменьшении загрузки КС, снижению среднегодовой загрузки ГПА и, как следствие, перерасходу топливного газа.
Приведенные данные свидетельствуют о влиянии неравномерности режимов работы газопроводов в течение года на величину энергозатрат на транспорт природного газа, что свидетельствует о необходимости учета колебаний режима работы газопроводов при решении комплекса энергосберегающих задач транспорта газа.
Таким образом, сложившаяся на данный момент концепция «максимальная производительность» ГТС должна быть дополнена концепцией «технически возможная энергоэффективность» ГТС.
Апробация выбранного критерия эффективности работы ГПА на системе компримирования с параллельной обвязкой
Кроме аналитических методов определения индикаторной мощности ГПА используются так же графоаналитические методы с применением приведенных термодинамических характеристик центробежных нагнетателей. Они используются для решения большинства задач в процессе эксплуатации, так как позволяют получить конкретные значения таких управляющих параметров как число оборотов силовой турбины.
Приведенные термогазодинамические характеристики нагнетателей определяются и строятся по результатам обработки их стендовых испытаний. Вместе с графическим изображением характеристик нагнетателя даются приведенные значения параметров рабочего тела при стендовых испытаниях: характеристическая газовая постоянная R (Дзіс/(кг-К)) и коэффициент сжимаемости zex ир газа, а также приведенная температура рабочего тела на входе в нагнетатель Твхпр (К) и номинальная частота вращения вала нагнетателя пи (об/мин) [36, 9, 26, 35].
Построение приведенных термогазодинамических характеристик нагнетателей проводится с использованием результатов испытаний нагнетателей на природном газе различного химического состава (R, гсн ) или воздухе, при различных характеристиках процесса сжатия {п, є), расходах (QK, Qex, G) и параметрах рабочего тела (Твх, рвх) в заводских условиях, на полигонах или в условиях эксплуатации на КС МГ.
Применение термогазодинамических характеристик центробежных компрессоров позволяет решить следующие задачи трубопроводного транспорта природного газа: 1. Оценить техническое состояние агрегатов с целью оптимизации режимов их работы, либо своевременного вывода на ремонт "по состоянию"; Определить фактическую мощность агрегата при приемочных испытаниях агрегата, после проведения ремонтных работ и промывок проточной части осевого компрессора;
Определить эффективный КПД ГТУ je, энергетическую составляющую эксплуатационных затрат на сжатие природного газа САГ [6]; Прогнозировать энерготехнологические характеристики транспорта газа с целью оптимизации режима работы ГТПА и КС в целом; 5. Оптимально распределить нагрузку между агрегатами и цехами КС с учетом их действительной мощности в условиях изменения подачи газа через станцию.
В настоящее время наибольшее распространения получили 5 форм представления приведенных термогазодииамических характеристик нагнетателей [36, 9, 26, 35]. В первой форме представления на приведенных термогазодинамических характеристиках нагнетателей даны: графическая зависимость относительной внутренней мощности сжатия от объемного расхода природного газа на входе в нагнетатель Qcx и степени повышения давления природного газа є V Рвх ) = Жл- ), (2-21) N, где - относительная внутренняя мощность, затрачиваемая на сжатие \Рвх ) природного газа в нагнетателе, кВт / ата ; зависимость политроп ного коэффициента полезного действия процесса сжатия от объемного расхода природного газа на входе в нагнетатель и степени повышения давления природного газа П,ю, =/(& , ): (2-22) зависимость степени повышения давления природного газа в нагнетателе от объемного расхода природного газа на входе в нагнетатель при различных значениях относительной частоты вращения рабочего колеса нагнетателя п/п,, = fiQex) ПРИ п / пи = var; (2-23) кроме того, на второй оси абсцисс на приведенных характеристиках рассматриваемого типа отложена относительная коммерческая производительность нагнетателя - объемный расход, приведенный к стандартным условиям и отнесенный к давлению природного газа на входе в компрессор QK/ рвх. Во второй форме представления на приведенных характеристиках нагнетателей даны: графическая зависимость относительной внутренней мощности сжатия от объемного расхода природного газа на входе в нагнетатель, приведенного к параметрам природного газа, при которых проводилось построение приведенных характеристик, Q GX и степени повышения давления природного газа є
Использование коэффициентов технического состояния ГПА при решении задач оптимизации режимов работы КС
Расчеты проведены для КС с агрегатами ГТК-25ИР и ГПА-Ц-16, работающими в параллельной обвязке, а также для КС с агрегатами ГТЫ-6 или ГПА-Ц-16 работающими в последовательной и смешанной обвязках. Для каждой КС рассмотрены различные схемы включения и весь диапазон режимов работы по коммерческой производительности и степени повышения давления. Результаты расчетов показывают, что экономия топливного газа при распределении нагрузки между ГПА в параллельной, последовательной или смешанной обвязках после изменения технического состояния не превышает 0,5 %.
Однако, при расчете оптимального распределения загрузки ГПА при смешанной или последовательной обвязке важно учитывать коэффициент технического состояния (КТС) нагнетателя по политропному КПД первой ступени сжатия, так как его фактическое значение входит в формулу определения температуры сжатого газа, которая в свою очередь влияет на плотность, а, следовательно, на объемный расход газа, поступающего на вторую ступень. Данная величина оказывает существенное влияние на решение задач оптимизации режимов работы КС.
Изменение технического состояния ГПА не изменяет существенно области оптимальной загрузки агрегата, но изменяет область возможных режимов работы ГПА. Ошибка в данном случае может привести к тому, что рекомендованный оптимальный режим будет находиться в помпажной зоне нагнетателя или в области перегрузки ГТУ. Определить фактическую область возможных режимов работы ГПА позволяют следующие КТС:
Таким образом, при решении задач выбора оптимальной схемы компримирования и энергетически обоснованного распределения нагрузки между агрегатами необходимо учитывать техническое состояние ГТУ и ЦБН с целью определения областей возможных режимов работы ГПА, границы которых во многом зависят от значений коэффициента технического состояния ГТУ по мощности KNc и коэффициента технического состояния нагнетателей Кн .
Рассматриваются КС с параллельной, последовательной и смешанной обвязками. Заданы все необходимые параметры, в том числе, параметры газа, параметры внешней среды, подача через КС, давление и температура на входе и выходе агрегатов, имеются термогазодинамические характеристики нагнетателей и приводов, входящих в парк компрессорной станции, скорректированные по результатам параметрической диагностики. При выборе схем компримирования необходимо руководствоваться следующими принципами:
Обеспечение заданной подачи и степени повышения давления является первостепенной задачей систем компримирования. Загрузка агрегатов большей единичной мощности осуществляется с целью увеличения зоны регулирования, что способствует снижению количества пусков и остановов агрегатов. Под обеспечением надежности в данном случае подразумевается недопущение работы газоперекачивающих агрегатов в зоне близкой к помпажу и в зоне перегрузки, где не остается резерва по мощности. Это способствует снижению числа аварийных остановок, препятствует ухудшению технического состояния системы. Применение электроприводных ГПА следует минимизировать при условии сохранении соотношений цен на электроэнергию и топливный газ на высоком уровне.
Если приведенным условиям соответствует несколько схем работы компрессорной станции, то необходимо для каждой из них определить значение критерия сопоставления - энергетической составляющей эксплуатационных затрат по формуле 2.3. По полученным значениям заданного критерия производится сопоставление эффективности работы рассматриваемых схем компримирования для выбранного диапазона подачи через КС.
Необходимо отметить, что сопоставление различных схем работы компрессорной станции необходимо производить при оптимальном режиме работы каждой из них, то есть перед определением значения энергетической составляющей эксплуатационных затрат следует найти оптимальное распределение нагрузки между ГПА.
После определения оптимального распределения загрузки ГПА в сопоставляемых схемах компримирования следует определить эффективность работы каждой из них. Сопоставление схем компримирования производится по значениям минимальных энергетических затрат в денежном выражении, необходимых на сжатие природного газа при разных схемах компримирования, которые уже известны после определения оптимального распределения нагрузки между ГПА в каждой из схем.
Для выбора оптимальной схемы компримирования для параллельной обвязки были определены затраты на сжатие природного газа для пяти возможных схем работы КС, состоящей из двух цехов с агрегатами ГТК-25ИР и ГПА-Ц-16, в соответствующем им диапазоне расходов при степени повышения давления равной 1,3 (табл. 3.8-3,12).
