Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Обзор литературы о повышении энергетической эффективности магистрального транспорта природного газа 8
1.1 Повышение энергетической эффективности аппаратов воздушного охлаждения газа 8
1.2 Повышение энергетической эффективности путем оптимизации режимов работы компрессорных станций 24
Выводы по главе 1 35
ГЛАВА 2 Экспериментальные исследования работы аппаратов воздушного охлаждения газа 36
2.1 Промышленный эксперимент на аппаратах воздушного охла ждения газа 36
2.2 Влияние угла установки лопастей вентилятора на температуру выхода с компрессорной станции 39
2.3 Влияние загрязнения на тепловую эффективность аппаратов воздушного охлаждения газа 66
Выводы по главе 2 78
ГЛАВА 3 Оптимизация работы участка, состоящего из двух компрессорных станций 80
3.1 Выбор критерия оптимальности 82
3.2 Математическая модель работы аппаратов воздушного охлаждения газа 91
3.3 Математическая модель линейного участка и работы нагнетателя на компрессорной станции 114
3.4 Алгоритм определения оптимальной температуры на выходе с компрессорной станции методом имитации отжига 120
Выводы по главе 3 121
ГЛАВА 4 Технико-экономическая эффективность при оптимизации участка газотранспортной системы 122
4.1 Повышение эффективности транспортировки природного газа 124
4.2 Технико-экономическая эффективность при определении оптимальной температуры природного газа на выходе компрессорной станции 129
4.3 Эффективность нахождения оптимальной температуры методом отжига 136
Выводы по главе 4 139
Основные выводы и рекомендации 140
Список использованной литературы
- Повышение энергетической эффективности путем оптимизации режимов работы компрессорных станций
- Влияние загрязнения на тепловую эффективность аппаратов воздушного охлаждения газа
- Алгоритм определения оптимальной температуры на выходе с компрессорной станции методом имитации отжига
- Технико-экономическая эффективность при определении оптимальной температуры природного газа на выходе компрессорной станции
Повышение энергетической эффективности путем оптимизации режимов работы компрессорных станций
Было установлено, что применение труб с высокими коэффициентами оребрения позволяет получать компактные пучки. Применение в теплооб-менных секциях биметаллических труб с накатными ребрами, для которых характерен наибольший коэффициент оребрения, позволяет уменьшить объем пучка в 3,3 раза, а переход на трубы с KML-ребрами вызывает уменьшение объема до 3,8 раза при одинаковом теплосъеме. По совокупности характеристик оптимальным является пучок из БРТ с навитыми KLM-ребрами.
В [96, 97] Марголин Г.А. и др. рассматривают разработанную в НПК «Кедр-89» модернизированную конструкцию аппаратов воздушного охлаждения газа в блочно-модульном исполнении типа АВГБ. Их преимущество перед применяемыми аппаратами заключается в том, что существующие аппараты поставляются на объекты отдельными узлами и деталями, соединение которых требует большого объема сварочных работ на месте монтажа. К тому же на существующих аппаратах используют электродвигатели массой от 1 до 2 т, при этом требуется обустройство отдельного массивного железобетонного фундамента. В процессе эксплуатации (особенно в районах Севера) от воздействия статических и динамических нагрузок фундаменты проседают, в результате чего смещается ось вращения и, как следствие, приводит к разрушению лопастей и патрубков вентиляторов. У разработанных аппаратов эти недостатки отсутствуют.
В [3, 4, 144] также рассматриваются аппараты воздушного охлаждения газа нового поколения. В аппаратах АВГ-85МГ по сравнению с применяемыми аппаратами 2АВГ-75МГ, «Хадсон», «Крезо-Луар» оптимизирован воздушный тракт, что позволило повысить КПД вентиляторной установки с 0,6 до 0,8, при проектировании был установлен разреженный трубный пучок с поперечным шагом s1 = 69 мм вместо шага s1 = 64мм, что позволило повысить теплообмен с окружающей средой, благодаря установке шести вентиляторных блоков вместо двух снизился вес электродвигателя, что позволило отказаться от установки фундамента. В [142] рассмотрены способы повышения эффективности и надежности аппаратов воздушного охлаждения для нефтехимической промышленности. К.Е. Семенидо в [121] описывает аппараты воздушного охлаждения газа производства ОАО «ВНИИНЕФТЕМАШ» с применением композиционных материалов для повышения эффективности работы и снижения массы вентиляторного блока.
В [93] авторы рассматривают совершенствование аппаратов воздушного охлаждения за счет изменения однократного перекрестного тока на двухкратный перекрестный ток или использования отходящего теплого воздуха на отопление, обогрев теплиц, сушку и др.
А.В. Лун-Фу и В.Н. Королев для снижения температуры газа на выходе сравнивали использование воздуха и смеси воздуха с капельками влаги. Было установлено, что температура охлаждаемой среды при впрыскивании воды становится ниже, чем при охлаждении только воздухом [95].
Исследования С.А. Горбатова, К.М. Давлетова связаны с охлаждением сырого газа [38, 45]. Так в [38] они затронули вопрос гидратоообразования в трубках аппаратов воздушного охлаждения газа. Опытным путем было установлено, что для снижения вероятности образования гидратов необходимо: уменьшить угол наклона лопастей вентиляторов, уменьшать число работающих аппаратов по мере снижения температуры воздуха, выключить вентиляторы. Также было установлено, что гидраты в АВО образуются в выходных участках труб, что приводит к понижению температуры труб, поэтому диагностирование гидратообразования можно осуществлять посредством измерений температуры наружной поверхности труб. При этом работа аппаратов в гидратном режиме допустима, но требуется контроль температуры нижнего ряда труб. В [45] авторы совместно с Р.Г. Асылбаевым рассматривали вопрос рециркуляции воздуха при использовании жалюзийного регулирования. В [40] С.А. Горбатов предложил вариант частичного реверса потока воздуха для системы охлаждения сырого газа в системах промысловой подготовки. Это позволит вывести первый ряд трубного пучка из опасной зоны переох 13
лаждения стенки труб, но при этом переохлаждение происходит в шестом ряду труб, который находится не в такой жесткой зависимости от температуры стенки труб. Реверсивная подача воздуха не влияет на тепловую мощность всего аппарата, но при этом повышается его надежность.В [39] авторы предложили для повышения эффективности и надежности работы АВО газовых промыслов в зимний период перевести вентиляторы на подачу воздуха в обратном направлении, т.е. сверху вниз. При этом с помощью датчиков гид-ратных пробок осуществлять контроль за гидратным режимом верхнего ряда теплообменных труб. В [15] К.М. Давлетов, Е.Н. Астафьев и М.П. Игнатьев проанализировали выбор комплектации систем охлаждения для дожимных компрессорных станций, работающих в условиях Крайнего Севера. Ими было установлено, что наиболее эффективной будет двухступенчатое охлаждение газа в режиме работы ДКС, предусматривающее использование в качестве первой ступени охлаждения отечественные аппараты 2АВГ-75С или АВГ-85МГ с инверторным регулированием числа оборотов, а в качестве второй ступени охлаждения газа целесообразно использование аппарата ГП 1681.02 со смешанной рециркуляцией воздуха.
Влияние загрязнения на тепловую эффективность аппаратов воздушного охлаждения газа
Аппараты воздушного охлаждения газа на компрессорных станциях эксплуатируются более 30 лет. Мероприятия по замене устаревших аппаратов проводятся, но достаточно медленно. Состояние теплообменных ореб-ренных поверхностей изменилось по сравнению с заводскими установками [43].
Одним из стандартных мероприятий повышения эффективности работы АВО газа является поддержание поверхности теплообмена в незагрязненном состоянии.Обычно загрязняется только нижняя часть двух или трех рядов труб ребер. Для восстановления рабочих узлов АВО необходимо выполнять очистку пучков.
Способы очистки наружных поверхностей таковы [126]:
1. Подача воздуха под давлением обычно позволяет сдувать пыль, грязь и высохших насекомых. Необходимо всегда направлять струю воздуха параллельно ребрам для предупреждения их искривления.
2. Подача воды из системы пожарного тушения промышленной площадки обычно позволяет снимать пыль и приставшую грязь. Для этой цели достаточно противопожарного шланга. Во время промывки надо следить, чтобы струя воды была параллельна оребрению, в противном случае произойдет загибание ребер.
3. Очистка струей горячей воды и пара аналогична водоструйной и применяется, если грязь не вымывается струей холодной воды или воздуха. 4. Химическая очистка применяется в том случае, когда перечисленными выше способами не удается очистить оребренные поверхности. Совместно с химической следует использовать и другие виды очистки (при химической очистке используемые жидкости должны подходить к типу металлов оребренных труб).
Аналогичные методы применяются и при внутренней промывке трубок АВО.
Проведение очисток трубных пучков с внутренней стороны (отложения кокса, образующегося от сгорания капель масла, попадающего в газовый поток через неплотности негерметичной маслосистемы) проводится редко, так как связано с выводом АВО из технологического процесса. Опыт проведения таких мероприятий имеется, например, в ООО «Газпром трансгаз Чайковский». Результаты показали, что тепловая эффективность АВО при проведении внутренних очисток повышается не более чем на 7-9 %.
Наиболее широко применяется очистка поверхностей теплообмена АВО газа с наружной стороны. Именно здесь образуется основное количество загрязнений, наиболее существенно снижающих теплосъем аппаратов. Как правило, очистка поверхностей производится один раз в год после завершения периода цветения растений.
Обширная практика эксплуатации АВО газа в системе магистрального трубопроводного транспорта показала, что наиболее часто применяются следующие виды наружной очистки трубных пучков [77]:
Как правило, в одном дочернем Обществе ОАО «Газпром» эксплуатируется ограниченное количество машин ППУ (обычно не более трех), поэтому пропарка с помощью ППУ производится по графику. Иногда пропарка проводится не чаще чем один раз в 5 лет. Между пропарками теплообменных пучков загрязнения с наружных поверхностей удаляют промывкой холодной водой из пожарного гидранта (часто промывка холодной водой только ухудшает состояние наружной поверхности, уплотняя образовавшиеся рыхлые загрязнения).
В качестве примера приведем результаты сравнения очисток наружных поверхностей АВО газа разными способами (таблица 2.7, рисунки 2.14 и 2.15)[79].
В цехе №1 была произведена пропарка трубных пучков аппаратов с помощью ППУ, в цехе №2 – промывка трубных пучков холодной водой из пожарного гидранта. В цехе №3 была проведена реконструкция с заменой АВО газа, поэтому теплообмен на поверхностях АВО газа подчинялся паспортным характеристикам.
С целью оценки эффективности до и после данных мероприятий были выполнены инструментальные измерения на АВО газа. Всего было проведено 35 серий измерения параметров 9 секций АВО газа за период июль-ноябрь 2008 года (приложение 1).
На рисунке 2.16 представлено распределение значения тепловой эффективности для АВО компрессорных цехов до и после очистки. 0,9 0,8 КЦ-1 – пропарка трубных пучков; КЦ-2 – промывка трубных пучков водой из пожарного гидранта Рисунок 2.16 – Распределение тепловой эффективности АВО до и после очистки трубных пучков
Из рисунка 2.16 следует, что пропарка трубных пучков на КЦ-1позволила повысить тепловую эффективность до 0,94 (на величину – 0,15), на КЦ-2 тепловая эффективность АВО после промывки составила 0,84 (повышение эффективности – 0,11).
Сравнение удельного теплосъема на новых аппаратах и очищенных разными методами показано на рисунке 2.17. пропарка трубных пучков; КЦ-2 – промывка трубных пучков водой из пожарного гидранта; КЦ-3 – замена АВО Рисунок 2.17 – Удельный теплосъем по цехам
Как видно из рисунка 2.17 пропарка высокотемпературным паром не восстанавливает полностью состояние поверхностей теплообмена, но при этом она позволяет повысить удельный теплосъем по сравнению с промывкой холодной водой в 2 раза.
Помимо вышеприведенных измерений был произведен анализ работы системы охлаждения в течение года по данным диспетчерской службы. В ходе анализа было изучено изменение температуры до и после аппаратов воздушного охлаждения газа, рассчитана их тепловая эффективность [76]. Результаты расчета представлены на рисунке 2.18.
Алгоритм определения оптимальной температуры на выходе с компрессорной станции методом имитации отжига
Степень сжатия определяется в зависимости от частоты вращения и объема транспортируемого газа по газодинамическим характеристикам центробежного нагнетателя [67]. Однако, следует учесть, что на большинстве компрессорных станций эксплуатируются газоперекачивающие агрегаты выработавшие свой ресурс. Износ основных фондов газотранспортной системы составляет более 52 % [37], что приводит к существенным изменениям характеристик ГПА: - мощность становится ниже номинала на 10-20 %; - расход топлива по сравнению с современными ГПА выше на 25-30 %; - КПД снижается до 21-22 %.
Из вышесказанного следует, что необходимо учитывать технический износ газоперекачивающих агрегатов. Для этого исходные заводские характеристики принимаются эталонными, определяются фактические параметры работы ГПА, после чего находят так называемые относительные отклонения этих параметров от соответствующих величин из заводской стендовой характеристики данного двигателя при той же величине мощности [28]:
При определении температуры природного газа в выходном коллекторе после газоперекачивающих агрегатов необходимо учесть, что газ после центробежных нагнетателей поступает в коллектор с различными температурами и определяется по[119, 120]:
Математическая модельлинейного участка и работы нагнетателя на компрессорной станции pv Исходя из уравнения Менделеева-Клапейрона — = const, чем ниже температура на выходе с предшествующей компрессорной станции, тем выше давление на входе на следующей КС и, соответственно, меньше потребление топливного газа на ГПА.
Температура газа на входе в газоперекачивающие агрегаты зависит от температурного режима на линейном участке, т.е. от физических условий движения жидкости (производительности, гидравлического трения) и от теплообмена с окружающей средой [21, 149]. Если при расчетах не требуется особой точности, то используют формулу Шухова [21]: температура окружающей среды (при подземной прокладке трубо провода принимается равной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода для региона в соответствии со справочными климатологическими данными); tн – температура газа на выходе с предыдущей компрессорной станции; a – критерий Шухова (3.24). Для определения критерия Шухова рассчитывается коэффициент теплопередачи от газа к окружающей среде[127]: где Лгр- коэффициент теплопроводности грунта, при положительных температурах грунта и газа значение принимается по справочной литературе [127] для грунта в талом состоянии, при отрицательных температурах грунта и газа - в мерзлом состоянии;
Формула (3.49) описывает распределение температуры по длине трубопровода вследствие теплопередачи в окружающую среду [21]. Однако формула Шухова не учитывает падение температуры вследствие эффекта Джо-уля-Томсона, поэтому согласно [21, 127] температуру в любой точке газопровода можно определить по зависимости: где Е – коэффициент гидравлической эффективности, принимается равным 0,95 при наличии на газопроводе устройства периодической очистки внутренней полости трубопровода; kэ – эквивалентная шероховатость стенки газопровода;
Для снижения потребления топливного газа газоперекачивающими агрегатами воспользуемся методикой, предложенной Китаевым С.В. в [18]. Метод заключается в распределении потока газа между параллельно работающими агрегатами таким образом, чтобы суммарный КПД всей группы ГПА был максимальным.
Согласно этому методу оптимальная подача газа будет рассчитана по следующей зависимости:
Математические модели работы технологического участка позволят разработать алгоритм для определения оптимальной температуры природного газа на выходе компрессорной станции после системы охлаждения. Алгоритм определения оптимальной температуры на выходе с компрессорной станции методом имитации отжига
Для нахождения оптимальной температуры газа на выходе с компрессорной станции при дискретном регулировании методом имитации отжига необходимо выполнить следующее:
1. При помощи аппроксимации лучевых характеристик была получена зависимость «паспортной» температуры на выходе после секции аппаратов воздушного охлаждения газа от разности температур на входе в АВО и температуры окружающего воздуха и расхода газа.
2. Для определения фактической температуры газа после АВО введен коэффициент загрязнения, определяемый через тепловую эффективность аппаратов. При помощи полученного коэффициента можно контролировать снижение температуры природного газа на выходе после системы охлаждения относительно паспортных характеристик.
3. Методом асимптотических координат получена зависимость температуры газа на выходе с компрессорной станции после системы охлаждения в зависимости от количества включенных вентиляторов, расхода газа, а также температуры газа на входе в АВО и температуры окружающего воздуха.
4. Разработанный в главе алгоритмопределения оптимальной температуры газа на выходе с компрессорной станции позволит создать модель оптимизации участка газотранспортной системы, состоящего из m компрессорных станций.
В главе 3 был получен алгоритм оптимизации участка, состоящего из двух компрессорных станций и газопровода между ними. При этом на балансе одного дочернего общества ОАО «Газпром» находится три и более станций. При проведении оптимизации необходимо учитывать, что уменьшение температуры транспортируемого газа в конце первой компрессорной станции приведет к снижению потребления топливного газа на одной компрессорной станции, но может в то же время привести к увеличению затрат на топливно-энергетические ресурсы на последующих станциях. Рассмотрим расчетную схему исследуемого участка газотранспортной системы (рисунок 4.1).
Технико-экономическая эффективность при определении оптимальной температуры природного газа на выходе компрессорной станции
На основе алгоритма, разработанного в главе 3 был выполнен расчет на n компрессорных станциях с целью определения оптимальной температуры природного газа на выходезаданного технологического участка.
Для расчета были изучены значения давления газа на выходе с компрессорной станции (рисунок 4.6). Было выявлено, что на выходе со станций в течении зимнего периода поддерживают практически постоянную температуру газа. Отклонения от средней величины за период свидетельствует о простое станции.
Таким образом, чтобы сравнить существующий режим и режим работы при выборе оптимальной температуры природного газа после системы охлаждения, будем поддерживать такое же давление на выходе.
В результате расчетов по разработанному алгоритму были получены следующие значения оптимальных температур природного газа на выходе с компрессорной станции в соответствии с расчетной схемой рисунка 4.2 (таблица 4.5). № КС Температура газа на входе КС tвх, С Оптимальнаятемпературагаза на выходеКС tвых, С Средняя температура воздуха, С Количествовключенныхвентиляторовn, шт. Суммарныезатраты, тыс.руб. Как видно из таблицы 4.5 на входе двух станций температура газа понижается ниже 0 С. Такой режим не опасен, т.к. при существующем давлении гидраты выпадают при -12 С. Однако, чтобы обеспечить необходимое давление на выходе КС-3 необходимо, чтобы 4 агрегата из 5 работали на номинальную мощность. С учетом технических характеристик ГПА такой режим создать практически невозможно.
Рассмотрим режим работы технологического участка, состоящего из 5 компрессорных станций, при поддержании максимального давления в газопроводе. Результаты расчетов по программе сведены в таблицу 4.6. № КС Температура газа на входе КС tвх, С Оптимальнаятемпературагаза на выходеКС tвых, С Средняя температура воздуха, С Количествовключенныхвентиляторовn, шт. Суммарныезатраты, тыс.руб.
Рассмотрим режим работы технологического участка, состоящего из 5 компрессорных станций, две из которых КС-2 и КС-4 работают на проход газа при включенных АВО. Суммарные затраты будут рассматриваться аналогично как и при всех работающих станциях. Соответственно линейный участок будет складываться из двух компрессорных станций, давление на выходе неработающей станции будет снижаться на величину потерь в АВО. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.7.
При сравнении существующего режима и при нахождении оптимальной температуре на выходе была построена диаграмма суммарных затрат на компримирование и охлаждение газа по 5 станциям (исключая затраты на компримированный газ на входе в технологический участок, т.к. он зависит от режима работы соседнего Трансгаза, и затрат на охлаждение газа на КС-5, т.к. температура на выходе последней станции не влияет на предыдущие четыре КС). Диаграмма представлена на рисунке 4.7. 2 2800 2700 2600 2500 2400 2300 2200 2100
Эффективность нахождения оптимальной температуры методом отжига Чтобы определить эффективность работы метода отжига для определения оптимальной температуры, определим наименьшие суммарные затраты на топливно-энергетические ресурсы путем перебора количества работающих вентиляторов (от 0 до 24 для КС-4) для января.
При таком методе определения оптимальной температуры необходимо построить зависимость затрат от температуры газа на выходе после АВО и от количества работающих вентиляторов. В точке с наименьшими затратами по графику (рисунок 4.8) определяется температура на выходе после системы охлаждения и количество работающих вентиляторов. Результаты расчета представлены в таблице 4.8 и рисунках 4.8 и 4.9.
Как видно из рисунков 4.8 и 4.9 график имеет два локальных минимума. При решении данной задачи вручную, т.е. при помощи построения графика, определить глобальный минимум достаточно легко, однако при программировании решения подобной задачи очень легко попасть в один из локальных минимумов. Действительно, при переборе количества вентиляторов, и сравнивая затраты между собой, программа бы осталась в локальном минимуме при 12 работающих вентиляторах и 0 С на выходе после компрессорной станции. Упущенная выгода в данном случае составила бы для технологического участка 1,4 тыс. р. в сутки или примерно 520,5 тыс. руб. в год.
Метод имитации отжига позволяет избежать попадания в такие локальные минимумы. При попадании в такую точку сравниваются суммарных затрат между собой и определяется вероятность p перехода системы в новое состояние, что и позволяет избежать так называемой «ловушки».
Результаты расчетов технологического участка КС-4, КС- Количество работающих вентиляторов Температура газана входе КС-1 tвх1,С Оптимальная температурагаза на выходе КС-1 tвых,С Температура газана входе КС-2 tвх2,С Суммарные затраты, тыс. руб. Средняя температура воздуха, С
1. На основе проведенных промышленных экспериментов было выявлено, что проведение пропарки наружных поверхностей теплообмена АВО позволяет повысить их тепловую эффективность не менее чем на 20 % по сравнению с промывкой холодной водой. Для определения оптимальной периодичности между пропарками была получена зависимость с учетом количества установленных секций и затрат на проведение мероприятия.
2. В результате экспериментального определения влияния угла установки лопастей вентиляторовАВО газа на степень его охлаждения была получена эмпирическая зависимость для нахождения температуры газа после системы охлаждения в зависимости от угла установки лопастей, разности температуры газа на входе в АВО и температуры окружающего воздуха, а также расхода газа через секцию. Отклонение расчетных данных от экспериментальных не превышает 5 %.
3. Предложен метод для определения оптимальной температуры газа после системы охлаждения на основе разработанной зависимости температуры от объемов перекачки газа, температуры газа после нагнетателей, температуры окружающего воздуха и количества работающих вентиляторов. Предлагаемая зависимость с точностью до 93 % описывает экспериментальные данные.
4. Разработана математическая модель для определения оптимального объема перекачки газа по магистральным газопроводам при работе многоцеховых компрессорных станций, которая позволяет снизить энергопотребление технологического оборудования.