Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ работы газотранспортной системы страны в современных условиях 10
1.1. Развитие газотранспортной системы и ее основные объекты 10
1.2. Режимы работы технологических участков магистральных газопроводов 19
1.3. Основные направления энергосбережения при магистральном транспорте природного газа 23
1.4. Определения эффективности инвестиций, направленных на внедрение энергосберегающих мероприятий 33
1.5. Анализ эксплуатационных характеристик технологического участка магистрального газопровода 40
1.6. Основные задачи исследования 46
Выводы по первой главе 48
2. Математическое описание основных технологических процессов транспорта природных газов 50
2.1. Определение термодинамических характеристик природного газа для решения энерготехнологических задач 50
2.2. Определение температуры и давления природного газа на границах линейных участков МГ 59
2.3. Определение гидравлической эффективности внутренней поверхности труб линейных участков магистральных газопроводов 83
2.4. Алгоритм прогнозирования температуры и давления природного газа на границах линейных участков газопровода 90
2.5. Аналитическое определение действительной работы сжатия природного газа на КС и температуры газа после сжатия 94
2.6. Алгоритм определения удельной работы и действительной мощности сжатия природного газа на КС ПО
2.7. Системы охлаждения природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов 115
Выводы по второй главе 120
3. Регулирование и оптимизация режимов работы объектов газотранспортной системы 122
3.1. Методика определения пропускной способности и запирающих участков магистральных газопроводов 122
3.2. Анализ и выбор способа устранения запирающих участков МГ 126
3.3. Апробация методики определения пропускной способности и запирающих участков МГ 130
3.4. Определение оптимального давления природного газа на выходе из компрессорных станций магистральных газопроводов 139
3.5. Регулирование режима работы КС при совместной работе газотурбинных и электроприводных газоперекачивающих агрегатов 143
3.6. Регулирование режима работы систем охлаждения природного газа на компрессорных станциях 148
3.7. Оптимизация режима работы систем охлаждения природного газа на компрессорных станциях 164
3.8. Регулирование режима работы газопровода за счет отключения компрессорных цехов и компрессорных станций 174
Выводы по третьей главе 208
4. Оценка эффективности эксплуатации основных систем компрессорных станций магистральных газопроводов 210
4.1. Выбор оптимальной схемы компримирования природного газа на КС 210
4.2. Пути повышения эффективности работы газотурбинного энергопривода на компрессорных станциях 218
4.3. Методика определения эффективности замены пластинчатых регенераторов на трубчатые 223
4.4. Оценка эффективности отключения регенератора из схемы ГТУ 242
4.5. Энергетическая и экономическая эффективность перевода безрегенеративных ГТУ на работу по регенеративному циклу 246
4.6. Оценка эффективности использования перемычек между цеховыми группами АВО в системах охлаждения КС 264
4.7. Выбор оптимальной схемы электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов 271
4.8. Эффективность работы компрессорных станций и технологических участков магистральных газопроводов 299
Выводы по четвертой главе 304
Основные выводы 306
Литература
- Развитие газотранспортной системы и ее основные объекты
- Определение термодинамических характеристик природного газа для решения энерготехнологических задач
- Методика определения пропускной способности и запирающих участков магистральных газопроводов
- Выбор оптимальной схемы компримирования природного газа на КС
Введение к работе
Россия располагает значительными запасами энергетических ресурсов и мощным топливно-энергетическим комплексом, который является базой развития экономики, инструментом проведения внутренней и внешней политики. Роль страны на мировых энергетических рынках во многом определяет ее геополитическое влияние [119, 165].
Энергетический сектор обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей народного хозяйства, консолидацию субъектов Российской Федерации, во многом определяет формирование основных финансово-экономических показателей страны. Природные топливно-энергетические ресурсы, производственный, научно-технический и кадровый потенциал энергетического сектора экономики является национальным достоянием России. Целью энергетической политики страны является максимально эффективное использование природных топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для роста экономики и повышения качества жизни населения страны.
Приоритетными задачами энергетической стратегии страны являются:
полное и надежное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами по доступным, и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам;
снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении страны;
снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счет рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, транспортировке и реализации продукции топливно-энергетического комплекса (ТЭК) и т.д.
К основным механизмам решения задач энергетической стратегии страны относятся:
введение системы перспективных технологических регламентов, национальных стандартов и норм, повышающих управляемость процесса развития энергетики и стимулирующих энергосбережение;
стимулирование и поддержка стратегических инициатив в энергосберегающей активности хозяйственных субъектов и т.д. [119, 165].
Основные факторы, сдерживающие развитие ТЭК являются:
сохраняющийся дефицит инвестиционных ресурсов и их нерациональное использование;
высокая степень износа основных фондов;
деформация соотношения цен на взаимозаменяющие энергоресурсы, приводящая к чрезмерной ориентации на потребление газа.
Анализ развития экономики страны наглядно показывает, что газовая
промышленность является в настоящее время важнейшей составной частью
'± топливно-энергетического комплекса России, а природный газ в обозримой
с*
перспективе останется одним из важнейших видов уникального топлива и ценного химического сырья. Этому в значительной степени способствует то, что на территории России сосредоточена треть мировых запасов природного газа и созданный за многие годы уникальный производственный потенциал.
Газовая промышленность не только обеспечивает добычу, транспорти
ровку и переработку природного газа - одного из важнейших видов топлива и
ценного химического сырья, но и является крупнейшим его потребителем.
Технологические процессы добычи, транспорта и переработки газа требуют
больших энергетических затрат: в отрасли расходуются до 10 % добываемого
природного газа и более 15 млрд. кВт-час электрической энергии в год. При
этом до 80 % от всех энергозатрат приходится на магистральный транспорт
i^ природного газа (табл. 1.1, рис. 1.1) [132].
Таблица 1.1 Средний годовой расход энергоресурсов по подотраслям ОАО «Газпром»
ахзиэг
О, аш і" тії, м- /
sow V і
зхпсн
1ЙК0
f g -U
: 35
О.
1Х-Х
і?, 10сж Y иш. кВт.час вел
Рис. 1.1. Средний годовой расход природного газа (а) и электрической энергии (б) по подотраслям ОАО «Газпром»
- добыча газа, конденсата и нефти;
- магистральный транспорт газа, включая ПХГ;
- переработка газа, конденсата и нефти;
- бурение и капитальный ремонт скважин;
- распределение газа.
В связи с этим экономия энергоресурсов (энергосбережение) при магистральном транспорте природного газа является в настоящее время, наряду с надежностью, актуальнейшей задачей, решаемой при эксплуатации, реконструкции и модернизации газотранспортной системы страны.
Решению различных аспектов проблемы энергосбережения при магистральном транспорте природного газа посвящены работы Н.И. Белоконя, Р.Н. Бикчентая, Б.В. Будзуляка, З.Т. Галиуллина, СП. Зарицкого, В.А. Иванова, Б.Л. Кривошеина, Е.В. Леонтьева, А.С. Лопатина, В.И. Никишина, Б.П. Поршакова, Б.С. Ревзина, А.Д. Седых, В.А. Щуровского, Е.И. Яковлева и др.
Важность решения задач энергосбережения при магистральном транспорте природного газа повышает также рост и соотношение цен на энергоносители, уровень технического состояния и режимы работы основных объектов ГТС страны. Анализ работы ГТС страны говорит о значительном износе, а, следовательно, о снижении технического состояния и производительности оборудования основных объектов МГ.
Режимы работы магистральных газопроводов (МГ) характеризуются колебаниями подачи природного газа и недозагрузкой части технологических участков (ТУ) магистральных газопроводов, что в значительной степени повышает необходимость и возможности реализации энергосберегающих мероприятий, связанных с рациональным регулированием и оптимизацией режимов работы ТУ МГ, линейных участков (ЛУ) и компрессорных станций (КС), входящих в ТУ, и основных систем, обеспечивающих работу КС.
Оценить эффективность работы магистральных газопроводов можно по результатам энергетических обследований технологических участков и компрессорных станций. Проведение энергетических обследований объектов ГТС, цель которых сформулирована в проекте Энергетической стратегии России до 2020 г., позволяет в свою очередь оценить эффективность реализуемых режимов эксплуатации и проводимых энергосберегающих мероприятий, выявить источники нерационального расхода топливно-энергетических
ресурсов и разработать программу их сбережения [82, 87, 100, 132, 135, 136, 152, 155, 165, 167, 169].
При решении задач энергосбережения при магистральном транспорте природного газа необходимо учитывать взаимодействие и взаимное влияние основных объектов ГТС. Это условие учитывается в том случае, если в качестве объектов исследования принимаются технологические участки магистральных газопроводов. Технологические участки магистральных газопроводов являются основными структурными звеньями газопроводов, включающими в себя несколько линейных компрессорных станций и линейные участки между ними.
Основными потребителями природного газа при его транспорте являются газоперекачивающие агрегаты. Следовательно, решение задачи снижения затрат энергоресурсов в отрасли в первую очередь должно проводится за счет повышения эффективности работы газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Эффективность работы газоперекачивающих агрегатов определяется их техническим состоянием, организацией системы компримирования на компрессорных станциях и условиями, в которых работают ГПА. Эти условия в первую очередь определяются эффективностью работы линейных участков магистральных газопроводов (МГ), систем очистки и охлаждения природного газа на КС и режимами работы технологических участков МГ.
Одним из ключевых моментов реализации энергосберегающей политики отрасли является разработка методики и программы энергетического обследования объектов ГТС. Разработка этой методики требует решения ряда задач выбора и реализации энергосберегающих мероприятий, рационального регулирования и оптимизации режимов работы технологических участков магистральных газопроводов и основных объектов и систем, входящих в них. Решению этих задач и посвящена представленная работа.
Развитие газотранспортной системы и ее основные объекты
За годы своего развития газовая промышленность страны достигла больших успехов. До 1991 года это развитие осуществлялось форсированными темпами. Ежегодно вводилось в действие более 10 тыс. км газопроводов с компрессорными станциями общей мощностью порядка 2 млн. кВт. С 1955 года добыча газа в России выросла более, чем в 10 раз, а максимальный годовой ее прирост превышал 50 млрд. м3.
Высокие темпы развития газовой промышленности страны были обусловлены тем, что в стране был создан необходимый научно-производственный потенциал, мощная строительная индустрия, огромное внимание уделялось разведке запасов природного газа. В отрасли сформировались квалифицированные кадры ученых, проектировщиков и строителей.
В результате реализации программы развития газовой промышленности на основе созданного научно-производственного потенциала был решен ряд стратегических задач [84, 139, 152]: ? разведаны и освоены крупнейшие в мире газовые и газоконденсатные месторождения и создана надежная сырьевая база; ? освоено производство труб, технологического оборудования, технических средств, систем автоматизации и управления; ? построены уникальные промыслы, магистральные газопроводы, газоперерабатывающие комплексы и подземные хранилища газа; ? сформирована Единая система газоснабжения страны.
Вместе с тем, следует отметить, что формирование отрасли происходило при чрезвычайно низких ценах на энергоресурсы и жестком дефиците труб и оборудования. В связи с этим, формирование газотранспортной сие 11 темы осуществлялось в первую очередь с точки зрения минимизации затрат металла и оборудования, а экономия энергоресурсов практически ушла на второй план.
В настоящее время ГТС страны состоит из 154,9 тыс. км газопроводов и 263 компрессорных станций. Компрессорные станции включают в себя 707 компрессорных цехов с более чем 4000 газоперекачивающими агрегатами (ГПА), установленными на них. Общая установленная мощность ГПА составляет величину порядка 44 млн. кВт. Кроме этого, в ГТС страны входит 22 подземное хранилище газа объемом более 100 млрд. м3 и 3645 газораспределительных станций и т.п. Средняя дальность транспорта газа по стране составляет 2615 км [86, 107, 108, 159].
Анализ показателей, характеризующих работу ГТС страны в настоящее время, говорит о значительном износе, а, следовательно, о снижении технического состояния и производительности оборудования основных объектов системы [88, 89]: ? износ основных фондов составляет около 56 %; ? доля газопроводов, выработавших срок амортизации (по протяженности), составляет 14%; ? доля ГПА, выработавшая технический ресурс, составляет 23 %; ? доля ГПА, требующих замены, 15 %; ? доля газопроводов с пониженным разрешенным давлением (по протяженности) 16,2 %; ? снижение производительности ГТС по сравнению с проектным значением 10,3 %.
Надежность транспорта природного газа определяется надежностью эксплуатации линейных участков и КС. Следует отметить, что большая часть газопроводов страны (около 80 %) имеет в настоящее время возраст от 15 до 40 лет, газопроводы со сроком службы более 30 лет составляют свыше 14 %. Одновременно, наработка примерно 26 % мощностей газоперекачивающих агрегатов превысила 100 тыс. часов. При этом, средний паспортный к.п.д. газотурбинного парка составляет 28,7 %, а к.п.д. нагнетателей природного газа от 75 до 85 %.
Приведенные данные свидетельствуют о необходимости предотвращения дальнейшего снижения технического состояния и производительности оборудования основных объектов ГТС, повышения эксплуатационных показателей и снижения энергозатрат при транспорте газа. Эти результаты могут быть достигнуты в первую очередь за счет реконструкции, модернизации и оптимизации режимов эксплуатации основного оборудования и объектов транспорта газа [84, 87, 173].
Вид энергопривода компрессорных станций в значительной степени определяет величину энергозатрат на транспорт газа по газопроводу. В связи с этим, к каждому виду привода, эксплуатируемого на газопроводах, предъявляются повышенные требования по экономичности на всех режимах работы, надежности, моторесурсу, ремонтопригодности, экологической чистоте и т.д.
В настоящее время на КС для транспорта газа используются газотурбинные установки различной мощности и типов (промышленные, судовые и авиационные), включая и агрегаты ряда зарубежных фирм, электроприводные агрегаты и поршневые ГПА.
На начало 2004 г. парк газоперекачивающих агрегатов на КС ОАО «Газпром» распределялся следующим образом: газотурбинный привод (ГГПА) составлял примерно 85,3 % от общей установленной мощности, электропривод (ЭГПА) 14,1 % и поршневой (ГМК) 0,6 % (рис. 1.2, табл. 1.2) [89, 109, 159].
Определение термодинамических характеристик природного газа для решения энерготехнологических задач
Наиболее надежным способом получения значений термодинамических характеристик природного газа является эксперимент. Однако решение задачи экспериментального определения значений термодинамических характеристик природного для всех возможных его составов в диапазоне термобарических характеристик, соответствующих эксплуатационным параметрам газа при его транспорте, не представляется реальной. В связи с этим единственным практически реализуемым путем получения значений термодинамических характеристик природного является расчетный путь, при котором значения термодинамических характеристик природного газа определяются по аналитическим зависимостям, полученным на основе обобщения опытных данных для чистого метана и некоторых составов природного газа.
Следует также отметить, что при этом необходима стандартизация полученных расчетных зависимостей и методик, поскольку использование различных соотношении и методик для определения одних и тех же термодинамических величин может привести к значительному расхождению полученных результатов расчета термогазодинамических процессов, протекающих на объектах газотранспортной системы, и, как следствие, к различным, а порой и к взаимно исключающим, выводам.
В 1997 г. в России и СНГ была введена группа межгосударственных стандартов на методы расчета физических свойств природного газа ГОСТ 30319.0-96, ГОСТ 30319.1-96, ГОСТ 30319.2-96, ГОСТ 30319.3-96 [33]. В этих ГОСТах приводятся расчетные соотношения и методики определения плотности (р), коэффициента сжимаемости (z), показателя адиабаты (к) и других характеристик природного газа.
Однако температурный диапазон, в котором рекомендуется использовать эти зависимости, не полностью соответствует возможному диапазону
у, изменения температур природного газа в процессе его транспорта. Кроме то го, в этой группе стандартов не представлены расчетные соотношения и методики по определению ряда важных термодинамических характеристик.
Все это приводит к выводу о целесообразности проведения исследования с целью получения на основе опытных данных расчетных соотношений по определению термодинамических характеристик, необходимых для термогазодинамических расчетов в энерготехнологических задачах транспорта газа.
Анализ математических моделей процессов, происходящих при транспорте природного газа, показал, что для расчета этих процессов требуются следующие термодинамические характеристики природного газа [37, 38, 90, 97,98,103,105,144]: потенциальная функция, Pv; плотность, р; ? фактор сжимаемости, z\ . удельная энтальпия, И; ? удельная изобарная теплоемкость, срт; ? произведение удельной изобарной теплоемкости на коэффициент Джоуля-Томсона, CP-DH\ ? коэффициент Джоуля-Томсона, )/,; ? показатели адиабатного (к), изотермического (п,) и изоэнтальпийного процессов (щ); ? высшая (Qep) и низшая (QHp) теплота сгорания природного газа.
В ходе исследования, опираясь на опытные данные по термодинамиче ским свойствам метана и природного газа двух составов [rMem = 0,9863; Умет = 0,9433), была получена система расчетных соотношений по определе нию термодинамических характеристик природного газа в диапазоне термо динамических параметров, характерном для транспорта природного газа (р = 3,0 - 8,0 МПа; Т = 270 ч- 340 К) (табл. 2.1) [24, 37, 46, 47, 70, 77, 78, I?» 144, 145]. В полученных зависимостях в качестве независимых переменных используется температура Т (К), абсолютное давление р (Па) и молярная концентрация метана rMem в долях единицы.
Сопоставление точности эмпирических соотношений для расчета характеристик природного газа (табл. 1) с допустимой точностью табулирования данных в таблицах Госстандарта показывает, что полученные соотношения соответствуют требованиям ГОСТа [47].
Коэффициент Джоуля-Томсона для природного газа, значение которого входит в расчетные соотношения по определению температурных режимов линейных участков магистральных газопроводов, следует рассчитывать после определения комплекса (cp-Dh) и удельной изобарной теплоемкости (срт) (табл. 2.1) по соотношению
Следует отметить, что полученные расчетные соотношения по опреде лению термодинамических характеристик природного газа в целом точнее $ ныне используемой системы расчетных соотношений [81, 90]. Средние по грешности определения термодинамических характеристик природного газа снижены в 1,3 т 2 раза, а величина максимальных относительных ошибок уменьшена в 1,5 ч- 3 раза.
Анализ точности полученных расчетных соотношений дает возможность выбрать тот или иной метод определения некоторых термодинамических характеристик природного газа при расчете процессов, происходящих при транспорте природного газа в объектах газотранспортной системы. К примеру, так как точность определения потенциальной функции природного газа (pv) выше точности определения его плотности (р) (табл. 2.1), то плотность природного газа следует находить из соотношения p = p/(pv). (2.2) j В этом случае точность определения плотности (р) природного газа со поставима с точностью ее определения по ГОСТ 30319.1-96 [33].
В ряде случаев для определения разности энтальпий Ah природного газа в рассматриваемых процессах, исходя из сопоставления точности зависимостей по расчету (h), (срт), (cp-Dh), можно, наряду с известной зависимостью [144, 145] Ы = сртЛ -(t2i)-(cpDh)mi2 -(p2-Pi), (2.3) использовать соотношение (4, табл. 2.1). Для определения коэффициентов, характеризующих эффективность работы ГПА с газотурбинным приводом, а также качества природного газа при его реализации требуется знание объемной теплоты сгорания (тепло . творной способности) природного газа Ор (МДж/м ). Различают высшую (Овр) и низшую (Q„p) теплоту сгорания. В ГОСТ 30319.1-96 рекомендуются 56 следующие соотношения для расчета высшей и низшей теплоты сгорания природного газа [33]:
Методика определения пропускной способности и запирающих участков магистральных газопроводов
Переход крупнейших газовых месторождений страны (Медвежье, Уренгойское и Ямбургское), которые являются главным источником газоснабжения страны, в стадию падающей добычи привели к снижению добычи природного газа до уровня до 520-540 млрд. м3 в год [36, 119]. Это привело к тому, что большинство технологических участков МГ работают в режиме недозагрузки. Однако, в соответствии с проектом энергетической стратегии России к 2020 году добыча природного газа в стране может составить более 600 млрд. м , что приведет к увеличению подачи природного газа по газопроводам. Это увеличение произойдет в первую очередь из-за поступления в трубопроводы природного газа от независимых производителей [146, 165].
Таким образом, в перспективе объем транспортируемого природного газа по магистральным газопроводам страны должен увеличиться. В связи с этим все более актуальной становится задача определения пропускной способности действующих технологических участков МГ, зависящей от пропускной способности линейных участков и возможностей КС по перекачке газа в реальных условиях, запирающих участков магистральных газопроводов, а также выбор способов их устранения, что обеспечит прием в МГ новых газовых потоков.
Пропускная способность МГ определяется пропускной способностью технологических участков, составляющих газопровод, а пропускная способностью технологических участков зависит от пропускной способности КС и линейных участков, входящих в них. Если в качестве объекта исследования рассмотреть технологический участок, то запирающим участком является компрессорная станция или линейный участок МГ, способные обеспечить самую низкую подачу природного газа по рассматриваемому технологическому участку.
Действительная пропускная способность линейного участка МГ Q (млн. м3 /сут.) определяется при условии поддержания давления природного газа на входе в ЛУ на уровне максимально допустимого давления Рілу- Ртах.д п0 соотношению (2.41). При этом учитывается действительное значение коэффициента гидравлической эффективности внутренней поверхности труб на линейном участке Е, определяемое с использованием эксплуатационных данных по формуле (2.52).
Фактический режим работы рассматриваемого линейного участка МГ характеризуется коэффициентом загрузки газопровода к3, который находится по соотношению фактического коммерческого расхода природного газа QK и пропускной способности линейного участка МГ
Следует отметить, что режимы работы КС и требования к надежности работы энергетического оборудования КС предусматривают резервирование мощности Nрез. Кроме того, по мере износа проточной части нагнетателей и энергопривода, рабочая мощность ГПА, при которой они могут надежно работать становится ниже паспортной. Снижение номинальной мощности ГПА в процессе эксплуатации характеризуется коэффициентом технического состояния ГПА kfj. С учетом резервирования и изменения технического состояния ГПА фактический коэффициент использования установленной мощности на КС может быть определен из соотношения
Количество энергии, полученной природным газом на КС, должно быть достаточно для прокачки газа через следующий за КС линейный участок газопровода. При этом условии можно считать справедливым соотношение, дающее возможность рассчитывать действительную мощность, затрачиваемую на сжатие природного газа на КС (2.51).
При полной загрузке КС, максимально допустимом давлении природного газа на входе в ЛУ р1лу = ртах.д, проектном значении средней температуры газа на участке Тт и фактическом состоянии внутренней поверхности труб газопровода Е компрессорная станция может обеспечить коммерческий расход природного QpKC. Используя соотношение (2.51), может быть найдена связь между установленной на КС суммарной мощностью энергопривода NKCyd и действительной пропускной способностью компрессорной станции QpKC Совместное решение уравнений (3.3), (2.51), (3.4) дает возможность определить коммерческий расход природного газа, который способна обеспечить компрессорная станция при полном использовании установленной мощности энергопривода ГПА, максимально допустимом значении давления природного газа на входе в ЛУ и фактическом состоянии внутренней поверхности труб газопровода [55, 56, 65]
Для определения запирающего участка газопровода проводится сопоставление действительной пропускной способности линейного участка МГ Qpjl, определяемой из соотношения (2.41), и коммерческого расхода природного газа, который способна обеспечить компрессорная станция в условиях полного использовании установленной мощности энергопривода (соотношение 3.5). Это сопоставление проводится при максимально допустимом значении давления природного газа на входе в ЛУ и фактическом состоянии внутренней поверхности труб газопровода.
В случае, если Qpjl QpKC, запирающим участком является линейный участок газопровода. При этом ликвидация линейного запирающего участка возможна за счет повышения максимально допустимого давления природного газа на входе в ЛУ, укладки новой нитки газопровода или лупингов, что приведет к увеличению пропускной способности линейного участка Q (соотношение 2.41).
В случае, если Q QpKC, то запирающим участком является КС. При условии, когда запирающим участком является компрессорная станция следует рассмотреть и сопоставить ряд способов устранения запирающего участка:
1. Увеличить мощность системы компримирования на КС за счет монтажа ГПА нового поколения;
2. Увеличить мощность системы компримирования на КС за счет восстановления технического состояния ГПА;
3. Повысить эффективность внутренней поверхности линейного участка газопровода за счет увеличения числа чисток или, при постоянном контроле за состоянием внутренней поверхности линейного участка газопровода, без увеличения числа чисток с определением периодичности их проведения по состоянию.
Выбор оптимальной схемы компримирования природного газа на КС
Выбор типа, единичной мощности и числа ГПА, включенных в рабочую систему компримирования, обусловлен числом и типами агрегатов, установленными на КС, их техническим состоянием и расходом природного газа по рассматриваемому технологическому участку МГ. Выбор оптимальной схемы компримирования может быть произведен на основании сопоставления результатов технико-экономического расчета, проводимого для возможных вариантов организации системы компримирования природного газа на компрессорных станциях.
Экономическую обоснованность выбора агрегатов, включаемых в систему компримирования КС, можно оценить по величине эксплуатационных затрат Э, которые, наряду с энергозатратратами на сжатие природного газа в денежном выражении Ээи, включают в себя затраты на обслуживание сопоставляемых схем компримирования Эобсл
На этапе энергетического сопоставления и оптимизации схем компримирования в качестве критерия может быть рекомендована величина энергозатрат на сжатие природного газа в денежном выражении, которые являются одной из основных составляющих эксплуатационных затрат [26, 84, 132, 164].
Энергозатратраты на сжатие природного газа в денежном выражении за время работы КС по рассматриваемой схеме компримирования можно рассчитать по соотношению [40, 63, 65] где смкс - средняя стоимость сжатия 1 кг природного газа на КС, руб./кг; хр - время работы КС по рассматриваемой схеме компримирования, час; G - массовый расход природного газа через систему компримирования КС, кг/с. Из анализа соотношения (4.2) видно, что при равном коммерческом расходе природного газа QK ф и степени сжатия є на КС для сопоставляемых схем компримирования, критерием, определяющим выбор схемы, может служить стоимость сжатия 1 кг природного газа смкс, значение которой может определяться из следующей зависимости: где скс - средняя стоимость единицы энергии, идущей на сжатие природного газа в нагнетателях на КС, руб./кВт-час; w 12 - удельная действительная работа сжатия природного газа на КС, Дж/кг.
Средняя стоимость единицы энергии скс, идущей на сжатие природного газа в нагнетателях на КС с учетом распределения потоков природного газа по нагнетателям и затрат внутренней мощности на сжатие газа в каждом нагнетателе N( при параллельной работе в схеме компримирования на КС п
ГГПА и т ЭГПА, может быть определена по соотношению где Nu - внутренняя мощность, расходуемая на сжатие газа в нагнетателе / - го работающего ГГПА, включенного в систему компримирования; Njj - внутренняя мощность, расходуемая на сжатие газа в нагнетателе j - го работающего ЭГПА; iV/z - суммарная внутренняя мощность, расходуемая на сжатие природного газа в системе компримирования; QHp - низшая теплота сгорания топливного газа, кДж/м ; цтг - стоимость топливного газа, руб./ЮОО м ; и цээ - стоимость электрической энергии, руб./кВт-час; Тїе.гту.і - эффективный к.п.д. ГТУ / - го работающего ГГПА, цмехА - механический к.п.д., учитывающий механические потери при передаче энергии от ГТУ к нагнетателю / - го работающего ГГПА;г)элу - к.п.д. электродвигателя j - го работающего ЭГПА; r\pedj- - к.п.д. редуктора j - го работающего ЭГПА. Средняя действительная удельная работа сжатия на КС w 12 может быть рассчитана по соотношению (2.72).
Средний политропический к.п.д. КС при параллельной работе ГПА с учетом подачи каждого нагнетателя и затрат внутренней мощности на сжатие газа в каждом нагнетателе N{ при их параллельной работе в схеме компри мирования на КС можно найти из следующей зависимости: где їїлол./ їїиол.у политропические к.п.д. / - го центробежного нагнетателя ГГПА и у - го центробежного нагнетателя ЭГПА.
Политропический к.п.д. центробежных нагнетателей и внутренняя мощность, идущая на сжатие природного газа в нагнетателях, определяется с помощью приведенных характеристик нагнетателей с учетом изменения их технического состояния [3,48, 90].
Таким образом, в качестве критерия экономически обоснованного выбора схемы компримирования на КС предлагается величина эксплуатационных затрат Э (4.1).
На этапе энергетического сопоставления и оптимизации схем компримирования в качестве критерия сопоставления может быть использована величина энергозатратрат на сжатие природного газа в денежном выражении Ээн (4.2).
Кроме этого, критерием, определяющим энергетическую эффективность выбора схемы компримирования, может служить и стоимость сжатия 1 кг природного газа см кс на КС (4.3). Более эффективной является та из рассматриваемых схем компримирования, при реализации которой значения приведенных критериев принимают минимальные значения.
