Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I. Обзор научно-исследовательских работ в области охлаждения природного газа и формулировка цели и задач диссертации
1.1. Целесообразность искусственного охлаждения газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов 6
1.2. Краткая характеристика технологического оборудования для охлаждения природного газа 13
1.3. Краткий анализ существующей технологии охлаждения газа на КС и ее совершенствование 25
1.4. Формулировка цели и задач диссертации 27
ГЛАВА II. Математическое моделирование технологического режима работы системы «установка охлаждения газа -магистральный газопровод»
2.1. Уравнения теплового баланса для установки охлаждения газа и линейного участка магистрального газопровода 31
2.2. Оценка величин отдельных составляющих в уравнении теплового баланса для установки охлаждения газа и участка газопровода 34
2.3. Формулировка и решение задачи оптимального выхода системы на штатный режим эксплуатации 35
2.4. Система ограничений б, N», t 39
2.5. Определение времени переключения УОГ 44
ГЛАВА III. Разработка алгоритма и программы расчета выхода системы на штатный режим эксплуатации с минимальными энергозатратами
3.1. Расчет физических и термодинамических свойств природного газа 47
3.1.1. Расчет коэффициента динамической вязкости газовой смеси 50
3.1.2. Расчет изобарной теплоемкости газовой смеси 53
3.1.3. Расчет коэффициента теплопроводности газовой смеси 55
3.2. Расчет величины максимальной мощности УОГ 63
3.3. Описание алгоритма и блок-схема расчета технологического режима работы системы «установка охлаждения газа - магистральный газопровод» 69
3.4. Расчет экономии энергетических затрат от использования предлагаемой технологии управления процессом охлаждения газа 84
ГЛАВА IV. Анализ результатов расчета и формулировка рекомендаций по рациональному управлению технологическим процессом охлаждения газа
4.1. Расчет экономии энергии в зависимости от мощности установки охлаждения газа 87
4.2. Расчет экономии энергии в зависимости от расхода газа в газотранспортной системе 93
4.3. Расчет экономии энергии в зависимости от температуры газа на входе в установку охлаждения 99
4.4. Расчет экономии энергии в зависимости от теплофизических характеристик грунта 105
Выводы 111
Список литературы 112
- Целесообразность искусственного охлаждения газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов
- Уравнения теплового баланса для установки охлаждения газа и линейного участка магистрального газопровода
- Расчет физических и термодинамических свойств природного газа
- Расчет экономии энергии в зависимости от мощности установки охлаждения газа
Введение к работе
Современный период развития газовой промышленности России характеризуется тем, что ее сырьевая база расположена в труднодоступных северных районах страны, а основные потребители газа - s центральных и промышленных районах. Это вызывает необходимость в транспортировке природного газа на весьма большие расстояния.
В настоящее время в России эксплуатируется свыше 140 тыс. км магистральных газопроводов и около 250 компрессорных станций [ 45 ].
На современном этапе развития экономики страны одной из первоочередных задач, стоящих перед газовой отраслью, является снижение энергозатрат на транспорт газа. В связи с этим такие задачи магистрального транспорта природного газа как выбор оптимальных режимов работы газотранспортных систем, сохранение сырьевых ресурсов за счет использования энергосберегающих технологий в транспорте газа, являются важнейшими и наиболее актуальными задачами газовой промышленности.
В данной работе основное внимание уделено одному из направлений интенсификации трубопроводного транспорта природного газа, связанному с температурным режимом магистрального газопровода. Снижение температуры транспортируемого газа приводит не только к повышению производительности газотранспортной системы, но и к снижению удельных энергозатрат на транспорт газа.
На основе моделирования режима работы «установка охлаждения газа-магистральный газопровод» вскрыты резервы по экономии энергии, получаемые в результате рациональной организации процесса выхода газотранспортной системы на заданный режим эксплуатации. Разработанные в диссертации алгоритмы и программы позволяют производить расчет температурного режима газотранспортной системы при различных условиях эксплуатации.
В качестве критерия выбора того или иного технологического режима является экономия энергии, получаемая в результате переключения установки охлаждения газа с режима работы на максимальной мощности NmaA на пониженную мощность N», связанную с поддержанием заданной средней температуры газа на линейном участке.
Хотя установка охлаждения газа ( УОГ ) и является одним из средств снижения энергетических затрат магистрального транс порта таза, тем не мене ее эксплуатация сопряжена с определенными затратами электроэнергии на привод вентиляторов УОГ и потерей части мощности энергопривода газоперекачивающих агрегатов в результате гидравлического сопротігеления УОГ газовому потоку на выходе компрессорной станции.
В связи с выводом в эксплуатацию магистрального газопровода Ямал -Европа, включающим в себя линейные участки в различных природно-климатических условиях, разработанные в диссертации методы позволяют проводить расчеты как для участков с умеренным климатом, так и для участков, расположенных в условиях вечномерзлых грунтов.
Так как проект магистрального газопровода Ямал-Европа предусматривает сооружение участка на территории Польши, представляется актуальным рассмотрение вопросов по экономии энергозатрат на транспорт газа вследствие рациональной организации процесса охлаждения газа в газотранспортной системе.
Кроме того, полученные в диссертации результаты позволяют оценить мощность установки охлаждения газа для линейных участков, расположенных в условиях вечномерзлых* грунтов, что наиболее важно для обоснования принятых проектных решений по выбору оборудования для газотранспортной системы Ямал-Европа.
Целесообразность искусственного охлаждения газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов
На сегоднянлшй день газ транспортируется по современным магистральным газопроводам, сооруженным в различных природно-климатических, геологических и гидрологических условиях.
Производительность магистрального газопровода диаметром 1420 мм с рабочим давлением 7,5 МПа составляет 32 36 млрд.м3/год [ 19 ].
Для транспортирования природного газа на компрессорных станциях (КС) применяются газоперекачивающие агрегаты (ГПА) различных конструкций, с целью поддержания давления газа в заданных пределах. Показателем, характеризующим процесс сжатия газа на КС, является степень сжатия є, представляющая собой отношение абсолютных значений давления на выходе и входе центробежного нагнетателя. Номинальные значения степени сжатия современных центробежных нагнетателей составляют 1,44 -ь 1,45. В результате сжатия газа в центробежном нагнетателе повышается его температура. Считая процесс сжатия газа политропическим, можно оценить величину температуры газа после центробежного нагнетателя по формуле [ 42 ] Твых Тех є n , 1-1) где п - показатель политропы.
При магистральном транспорте газа с рабочим давлением 5,5 МПа, сжатие газа на КС осуществлялось с помощью нагнетателей со степенью сжатия є = 1,23-5-1,25. При этом не возникало необходимости в его охлаждении. Переход на технологию транспорта газа с рабочим давлением 7,5 МПа с ежа тием газа в нагнетателях с є = 1,45 потребовал искусственного охлаждения газа после его сжатия на КС.
Охлаждение газа стало неотъемным технологическим процессом его магистрального транспорта, связанным с отводом теплоты от газового потока в атмосферу, с целью: 1. повышения производительности газотранспортной системы; 2. уменьшения удельных энергетических затрат на транспорт газа; 3. снижения температурных напряжений в линейной части газопровода; 4. улучшения условий работы изоляционного покрытия трубопровода.
Для магистральных газопроводов Западной Сибири, проложенных в условиях заболоченной местности, линейная часть в труднопроходимых местах сооружается в зимний период, когда температура наружного воздуха составляет минус 40С, а в летний период эксплуатации температура газа достигает плюс 30-ь35С [ 67 ]. Предельная разность температур составляет 70-г75С. Вследствие температурных воздействий на линейную часть может возникнуть потеря устойчивости газопровода и трубопровод выйдет на поверхность грунта.
Увеличение пропускной способности магистральных газопроводов путем повышения диаметра и рабочего давления (новый строящийся газопровод Ямал - Европа спроектирован на рабочее давление 8,3 МПа) приводит к ухудшению внешнего теплообмена между газом и грунтом. В этих условиях отчетливо начинает появляться тенденция к постепенному росту значений температуры газа на входе каждой последующей КС по мере удаления ее от газового промысла. Отсюда следует вывод, что высокие температуры транспортируемого газа снижают пропускную способность газопровода и приводят к увеличению удельных энергозатрат на транспорт газа. Одновременно снижается надежность линейной части: наблюдаются случаи выпучивания трубы, быстро разрушается противокоррозионная изоляция и растет интенсивность коррозии.
Расчетами технологических режимов эксплуатации газотранспортных систем с учетом охлаждения газа на КС занимались Бикчентай Р.Н., Галиул-лин З.Т., Грачев В.В., Григорьев Л.К, Загорученко В.А., Казак А.С., Кочер-гин В.И., Крылов Г.В., Кривошеин Б.Л., Леонтьев Е.В., Никишин В.И., Новоселов В.Ф., Одишария Г.Э., Панкратов B.C., Тугунов П.И., Щербаков СТ., Яковлев Е.И. и др. [ 1, 6, 7, 19, 20, 21, 22, 35, 38, 45, 46, 63, 67 ].
Процессы охлаждения газа в условиях КС рассматривались в работах Бикчентая Р.К, Васильева Ю.Н., Галиуллина З.Т., Двойриса А.Д., Иванова В.А., Иванцова О.М., Кочергина В.И., Марголина Г.А., Пича В.Б., Степанова О.А., Шпотаковского М.М., Язика А.В. и др. [ 7, 16, 17, 27, 28, 29, 36, 63, 65, 66, 67, 68 ].
Исследованиями [ 35, 63 ] установлено, что для трубопроводов, прокладываемых в обычных грунтах и в районах распространения мерзлых, но малопросадочных грунтов, экономически оправдан способ охлаждения транспортируемого газа с помощью аппаратов воздушного охлаждения (АВО).
Для участков газопровода, проходящих в вечномерзлых грунтах, следует предусмотреть более глубокое охлаждение газа с помощью холодильных машин, чтобы температура транспортируемого газа находилась от -5 до -2С и не возникал ореол оттаивания, приводящий к потере устойчивости магистрального газопровода [ 19,35, 63 ].
Величины просадок мерзлого грунта под трубопроводом диаметром 1420 мм при температуре газа в 30С могут достигать величин: 0,75-2-1,1; 0,8-г1,3; 0,9-5-1,5 м соответственно к концу первого, второго и третьего года эксплуатации газотранспортной системы [ 35 ]. Это увеличивает нагрузку на трубопровод и существенно ухудшает экологическую обстановку в районе трассы газопровода.
Уравнения теплового баланса для установки охлаждения газа и линейного участка магистрального газопровода
Алгоритм расчета выхода системы «УОГ-магистральный газопровод» на штатный режим эксплуатации, блок-схема которого приведена в п.3.3. диссертации, реализован в виде программы для персонального компьютера. Программа написана на алгоритмическом языке Си++ и позволяет проводить многовариантные расчеты различных режимов эксплуатации системы «УОГ-магистральный газопровод».
Путем изменения исходных данных были рассчитаны различные технологические режимы работы УОГ по охлаждению природного газа на магистральном газопроводе. Технологические расчеты проведены для линейного участка магистрального газопровода на рабочее давление Рраб = 7,5 МПа диаметром Dy-1400 мм и протяженностью / = 120 км. Установка охлаждения газа состоит из 14 аппаратов воздушного охлаждения типа 2АВГ-75.
В соответствии с разработанным алгоритмом, технологические расчеты проводятся в следующей последовательности: 1. Исходя из максимальной мощности установки охлаждения газа Nmax, по формуле (2.29) рассчитывается величина минимальной температуры газа Ттщ и назначается температура газа 8. 2. При задашюй температуре газа 9 определяется величина мощности УОГ N., рассчитываемая по формуле (2.31). 3. Определяется диапазон изменения технологического времени я t Wx по формулам (2.41) и (2.45) и осуществляется выбор величины U . 4. Время переключения УОГ с мощности Nmax на N. вычисляется по формуле (2.54).
Переключение установки охлаждения газа с Nmax на меньшую мощность N. позволяет получать экономию энергии дЕ (кВт-ч).
Расчетами по разработанной программе оценено влияние различных факторов на энергетические затраты процесса охлаждения газа в системе «УОГ-магистральный газопровод», таких как: - мощность установки охлаждения газа Н ; - расход газа в газотранспортной системе G ; - температура газа на входе в установку охлаждения газа Т0; -теплопроводность окружающего газопровод грунта Хф .
Пропускная способность участка газопровода Q = 75,0 млн.м /сут. Абсолютная температура грунта на глубине заложения оси газопровода Vs 285,0 К.
Абсолютная температура газа на входе в АВО Т0= 330,0 К. Абсолютная температура окружающего воздуха 1 == 295,0 К. Максимальная мощность установки охлаждения газа Nmax достигается включением определенного количества АВО.
Рассмотрим задачу оптимального выхода системы «УОГ - магистральный газопровод» на заданный температурный режим с температурой 9 = 318,0 К при различных величинач мощности Nmax.
Проведены технологические расчеты по оптимальному управлению системой «УОГ-магистральный газопровод» для различных значений N в диапазоне от 17,0 до 21,0 МВт. Для различных величин Nmax при времени выхода на заданный температурный режим, равном и = 9500 с, файлы выходных данных представлены ниже. Как уже отмечалось, максимальная мощность установки охлаждения газа Nnux достигается включением дополнительных теплообменных секций АВО. При этом предполагается, что все вентиляторы АВО находятся во включенном состоянии.
Результаты расчета, представленные в виде табл. 4.1, показывают:
1. при увеличении максимальной мощности Nmax ускоряется выход системы «УОГ-магистральный газопровод» на заданный температурный режим Э (величина tmin уменьшается);
2. экономия энергии дЕ от предлагаемой технологии охлаждения газа зависит от выбора величины технологического времени U , находящейся в диапазоне train t, tmax (с ростом технологического времени и величина дЕ увеличивается);
3. при увеличении технологического времени t., в течение которого система «УОГ-магистральный газопровод» должна выйти на режим с температурой газа 9, сокращается время переключения tn с максимальной мощности Ыгодх на пониженную мощность N,.
Анализ полученных результатов позволяет сделать вывод, что для достижения значительной величины экономии энергии дЕ и сокращения времени выхода системы «УОГ-магистральный газопровод» на заданный температурный режим, необходимо в начальный момент времени включить в работу всю имеющуюся в распоряжении мощность УОГ.
Расчет физических и термодинамических свойств природного газа
Моделирование процессов теплообмена газа в установках охлаждения осуществляется одномерным уравнением притока тепла, подобным уравнению теплообмена в трубопроводе, учитывая при этом мощность теплообмена с единицы длины в результате работы установки охлаждения газа дТс дТс 8Qee ЭРС (pCp)eF +CPG = +Cp-Dh-G N , (2Л) dt дх dxdt dx где Т - температура газа в установке охлаждения, К; F - площадь живого сечения каналов установки охлаждения, м2 ; G - массовый расход газа через УОГ, кг/с; 5Qcfi - теплообмен газа с окружающей средой, Дж; (р Ср)с -теплоемкость единицы объема среды (газ, материал аппарата), Дж /(м3 -К); Ср - удельная теплоемкость газа, Дж /( кг- К); Рс - давление в потоке газа, Па; Dh - коэффициент Джоуля - Томсона, КУП а; N - мощность теплосъема с единицы длины поверхности охлаждения ( N 0), Вт/м.
Проинтегрируем слагаемые в левой и правой частях этого уравнения по характерной длине каналов УОГ, в результате имеем где T0 - температура газа на входе в УОГ, К; Тв -температура газа на входе в трубопровод, К; d Рс - перепад давления в УОГ, Па; /е - характерная длина каналов УОГ, м; о - знак осреднения по длине.
Для рассмотрения процессов теплообмена в линейном участке газопровода используем одномерное уравнение притока тепла для потока газа в трубопроводе дТ дТ 8Qe аР (pCp)rS +CPG = +CpDhG , (2.3) at дх дкді дк где Т - абсолютная температура газа в трубопроводе, К; (р Ср) г - теплоемкость единицы объема газа, Дж /(м -К); 5QC - теплообмен с окружающей средой, Дж; Р - абсолютное давление газа в трубопроводе, Па; S - площадь поперечного сечения трубопровода, м ;
В рассматриваемой задаче оптимизации наибольший интерес представляет темп охлаждения газа на всей длине газопровода и в меньшей степени нужно знать детали охлаждения вдоль трассы. Поэтому введем среднюю по длине трубопровода L температуру газа
Для определения этой температуры с помощью (2.3) получаем следующее уравнение где ДР - падение давления в газопроводе, Па; Тк - абсолютная температура газа в конце газопровода, К. Температуру на входе в газопровод Тв и на выходе из него Тк свяжем со средней температурой по длине газопровода Т следующим равенством Тв + Тк . (2.6) Это равенство строго справедливо для линейного распределения темпера туры газа по длине газопровода и при небольших различиях Т„и Тк может служить хорошим приближением. Отсюда следует, что уравнение (2.9), подставив в него CPG (Тв - Т0) из уравнения (2.2), в результате чего получаем а т а т собой уравнение теплообмена газового потока на пути его движения через УОГ и по участку магистрального газопровода.
Оценка величин отдельных составляющих в уравнении теплового баланса для установки охлаждения газа и участка газопровода
Анализируя уравнение (2.10) можно оценить относительный вклад слагаемых в процессе теплообмена. Характерное время процесса теплообмена в газопроводе оценивается величиной отношения массового расхода за время эксплуатации к массе газа в газопроводе
Уравнение (2.15) описывает процесс изменения температуры газового потока, который вошел в УОГ с температурой Т0 и двигается через УОГ и по линейному участку газопровода длиной L. При движении в УОГ газ охлаждается с заданной мощностью теплосъема N, а в газопроводе его охлаждение обусловлено отводом тепла в окружающую среду и действием эффекта Джо-уля-Томсона.
На участке движения в УОГ можно активно управлять процессом охлаждения газа путем изменения величины N. Поэтому возникает следующая задача оптимизации процессом управления: следует найти такое управление процессом охлаждения газа N (t), чтобы к заданному моменту времени и обеспечить заданную температуру Т =8 при минимуме затрат энергии на охлаждение
Расчет экономии энергии в зависимости от мощности установки охлаждения газа
Подпрограмма расчета величины Nmax позволяет производить определение мощности теплового потока установки охлаждения, состоящей из определенного количества аппаратов воздушного охлаждения Пдво типа 2АВГ -75, в конкретных условиях эксплуатации.
В качестве исходных данных для работы подпрограммы расчета Nmax используются; 1. количество и тип АВО в составе установки охлаждения газа; 2. массовый расход газа через УОГ G, кг/с; 3. абсолютное давление (МПа) и температура (К) газа на входе в УОГ; 4. барометрическое давление (МПа) и температура (К) атмосферного воздуха; 5. термодинамические свойства (Ср, т Д) природного газа и воздуха.
Кроме этого для работы подпрограммы необходимо ввести геометрические характеристики и конструктивные параметры АВО.
Основными зависимостями для расчета Nmax являются : - уравнение теплового баланса N = Cpi -G (То - Тохл) = Ср2 -G (ТОЙ - Тосі) , (3.22) - уравнение теплопередачи N = k-H-0cp , (3.23) где N - мощность теплового потока, отводимая в УОГ, Вт; G и GB - массовые расходы соответственно природного газа и воздуха через УОГ, кг/с; Cpi и СР2 - изобарные теплоемкости соответственно газа и воздуха при средних значениях абсолютных давления и температуры газа и воздуха, Дж/ (кг К); Т0 и Точл - температуры газа на входе и выходе аппарата, К; Тосі и Тос2 - температуры воздуха на входе и выходе аппарата, К; к - коэффициент теплопередачи от газа к воздуху, Вт/ (м2 К); Н - поверхность теплопередачи, м2; 0ср - среднелогарифмическая разность температур, К.
Так как в результате расчета должно получится максимальное значение мощности теплового потока Н , в алгоритме реализован вариант, когда все вентиляторы у работающих АВО находятся во включенном состоянии.
Существующая технология охлаждения газа на КС с помощью АВО позволяет снизить температуру транспортируемого газа до величины, на ( 154-20 ) С превышающую температуру окружающего воздуха Тосі- Поэтому в качестве первого приближения для расчета Nmax используется величина температуры газа после УОГ
Средняя разность температур процесса теплопередачи рассчитывается по уравнению Грасгофа [ 60,67 ] - начальная и конечная разность температур, К; 01 То -Тосі; 02= Тохл " Тосг; Бді - поправка на противоточность, определенная по графику [ 60,67 ].
Процесс теплопередачи складывается из теплоотдачи от газа к внутрешіен поверхности теплообменных трубок, теплопроводности через стенку трубы и теплоотдачи от оребреиной поверхности к окружающему воздуху. Соответствующие коэффициенты теплопередачи рассчитаны по методике, изложенной в работе [ 63 ] и представлены а блок-схеме алгоритма расчета максимальной мощности УОГ.
Из совместного решения уравнений теплового баланса и теплопередачи определяется температура охлаждаемого газа Тохл на выходе из УОГ и окончательно рассчитывается величина Nmax .
