Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Аналитический обзор и постановка задачи 11
1.1. Анализ фактических режимов сжатия и охлаждения газа при его передаче по трубопроводам 11
1.2. Аналитический обзор научных работ по выбору термодинамических параметров компримируемого газа 14
1.2.1. Выбор температуры транспортируемого газа 14
1.2.2. Выбор давления компримируемого газа при его передаче по трубопроводам 19
1.3. Постановка задачи 23
Глава 2. Математическое моделирование основных элементов системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам 26
2.1. Математическое моделирование группы центробежных нагнетателей (компрессоров) 26
2.2. Математическое моделирование теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа 36
2.3. Математическое моделирование участка газопровода между двумя компрессорными станциями 45
Глава 3. Разработка методики выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа при его передаче по трубопроводам 51
3.1. Основные теоретические положения методики 51
3.2. Синтез математических моделей отдельных элементов в единую оптимизационную модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам 55
3.3. Выбор оптимизируемых параметров 59
3.4. Выбор критериев оптимизации 61
3.5. Выбор алгоритма и метода оптимизации 62
3.6. Оценка погрешности оптимизационной модели 65
Глава 4. Проведение исследований и оптимизационных расчетов 66
4.1. Исследование влияния охлаждения газа в АВО на энергетическую эффективность системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводу 66
4.2. Оптимизация теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводу в зимний период 75
4.3. Оценка энергетической эффективности технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения компримируемого газа 85
4.3.1. Регулирование температуры газа аппаратами воздушного охлаждения 85
4.3.2. Регулирование степени сжатия (давления) газа за счет частотно-регулируемого привода 103
4.4. Проверка адекватности разработанной методики и математических моделей 113
Заключение 128
Список литературы 131
- Аналитический обзор научных работ по выбору термодинамических параметров компримируемого газа
- Математическое моделирование теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа
- Синтез математических моделей отдельных элементов в единую оптимизационную модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам
- Оптимизация теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводу в зимний период
Введение к работе
Актуальность работы. Задачи рационального использования энергетических и сырьевых ресурсов приобретают все большее значение из-за сокращения сырьевых и топливно-энергетических запасов планеты. Особенно остро эти проблемы стоят в промышленной теплоэнергетике, так как именно здесь сосредоточены наиболее энергоемкие процессы и технологии, применяемые в современной промышленности. Именно к таким наиболее энергоемким теплоэнергетическим технологиям относится процесс компримирова-ния газа.
Процессы компримирования газа получили широкое распространение в системах энергоснабжения промышленных предприятий практически всех отраслей. Если взять крупное предприятие и проанализировать его топливно-энергетический баланс, то можно увидеть, что значительная часть энергоресурсов (до 30 % от общего энергопотребления) идет именно на процессы компримирования различных газов в компрессорах и нагнетателях. Производство сжатого воздуха, кислорода, азота, аргона, переработка и транспорт природного газа - вот далеко не полный перечень теплоэнергетических систем, где компримирование газа является основной и наиболее энергоемкой технологией.
Технология компримирования природного газа состоит из термодинамических процессов сжатия, расширения и охлаждения газа. Из теории известно, что термодинамическая эффективность этих процессов всецело зависит от правильности выбора промежуточных параметров, то есть от выбора оптимального давления и температуры сжимаемого газа на выходе из каждой ступени сжатия компрессора или из каждой последовательно расположенной компрессорной станции, если речь идет о копримировании природного газа в газовой промышленности.
Очевидно, что для каждого нагнетателя или компрессора выбор оптимальных термодинамических параметров компримирования имеет свою специфику и свои особенности. В настоящее время опубликован целый ряд научных работ, направленных на выбор оптимальных промежуточных параметров сжатия азота, воздуха, кислорода в многоступенчатых компрессорах, но вопросам оптимизации термодинамических параметров сжатия и охлаждения природного газа при его передаче по трубопроводам уделялось недостаточно внимания.
Вместе с тем, газовая промышленность является той отраслью хозяйства России, где наиболее востребованы знания инженеров и ученых по специальности «Промышленная теплоэнергетика», так как именно здесь при транспортировке, подземном хранении и переработке природного газа сосредоточено огромное количество теплоэнергетического оборудования: центробежных компрессоров и нагнетателей, теплоутилизаторов, оребренных теп-лообменных аппаратов и т.д.
Целью работы является экономия энергетических ресурсов в технологических процессах компримирования и охлаждения газа на основе разработанной методики, позволяющей определять оптимальные термодинамические параметры природного газа на выходе с компрессорных станций при его передаче по трубопроводам.
Научная новизна работы заключается в следующем:
1. Разработана новая методика выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа на выходе с компрессорных станций при его передаче по трубопроводам. Для оптимизации процессов сжатия и охлаждения газа при его транспортировке применён системный анализ и математическое моделирование.
2. С помощью разработанной методики сформулирован и доказан принципиально новый подход к выбору термодинамических параметров компримирования и охлаждения природного газа в процессе его транспортировки по трубопроводу:
? температура газа на выходе из системы воздушного охлаждения (на входе в газопровод) должна быть не максимально-допустимая по условию предотвращения плавления изоляции, а оптимальная по критерию минимума затрат энергоресурсов на транспорт газа с учетом технологических ограничений;
? давление природного газа на выходе с компрессорной станции должно быть не максимально-возможным, а минимально-достаточным по условиям надежного обеспечения потребителей газом и устойчивой работы газопровода.
3. Доказана энергетическая эффективность применения вентиляторов в аппаратах воздушного охлаждения в зимний период для более глубокого охлаждения газа с одновременным применением на последующей станции частотного регулирования электроприводных газоперекачивающих агрегатов.
4. Предложен новый подход к оценке энергетической эффективности технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения компримируемого газа. Алгоритм оценки базируется на определении экономической эффективности за счет поддержания оптимальных параметров газа на выходе компрессорной станции.
Практическая ценность работы заключается в том, что разработанная методика реализована в виде расчетного программного модуля, который включен в состав программно-информационного комплекса «ОптиКомпрес-сор», предназначенного для расчета и оптимизации режима работы системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам.
Программно-информационный комплекс, моделирующий различные режимы работы основного технологического оборудования позволяет: 1) определить оптимальные параметры газа на выходе с газокомпрессорной станции (давление и температуру);
2) выбрать оптимальное количество работающих нагнетателей на каждой газокомпрессорной станции в каждом цехе;
3) определить загрузку каждого нагнетателя (компрессора) с учётом возможного способа регулирования (изменение частоты вращения, байпа-сирование, дросселирование, применение входных направляющих аппаратов и т. д.);
4) выбрать оптимальное количество включенных вентиляторов в установке охлаждения газа;
5) выбрать оптимальную схему подключения нагнетателей (параллельно или последовательно).
Проведенные исследования позволили сформулировать практические рекомендации по выбору давления и температуры газа на выходе с газокомпрессорной станции.
Использование разработанной методики определения оптимальных параметров компримируемого газа и созданного на ее основе программного продукта, помимо решения оптимизационных задач, позволило провести комплексный энергетический анализ следующих перспективных технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения газа на компрессорных станциях:
- устройства регулирования частоты вращения нагнетателей с электроприводом (ЧРП);
- систем автоматического регулирования температуры газа в выходном коллекторе системы воздушного охлаждения газа.
Применение данной методики в практических расчетах при эксплуатации и проектировании систем, основанных на копримировании и охлаждении природного газа, позволяет снизить потребление энергоресурсов. Проведенные исследования позволили сформулировать практические рекомендации по выбору давления и температуры газа на выходе с газокомпрессорной станции.
Реализация результатов работы.
Представленная работа выполнялась на кафедре Промышленной теплоэнергетики Ивановского государственного энергетического университета.
Ведущая организация - ООО «Газпромэнерго» (г. Москва).
Разработанная методика и программный продукт применялись при выполнении работ по оптимизации режимов электроприводных газокомпрессорных станций ООО «Газпром трансгаз Саратов», что позволило выработать предложения по снижению затрат на компримирование газа.
В настоящее время результаты диссертации используются в работах научно-технического центра «Промышленная энергетика» (г. Иваново) и ООО «Промэнергоконсалтинг» (г.Москва) при проведении энергетических аудитов газокомпрессорных станций.
Личный вклад автора состоит в следующем:
1. В разработке и адаптации для проведения оптимизационных расчетов следующих математических моделей:
. Теплообменного аппарата воздушного охлаждения газа;
. Группы центробежных нагнетателей (газовых компрессоров);
. Участка газопровода между двумя компрессорными станциями;
2. В разработке комплексной оптимизационной математической модели теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам, позволяющей находить оптимальные параметры ком-примируемого газа по алгоритму оптимизации DSFD.
3. В обработке результатов инструментального обследования центробежных нагнетателей (компрессоров) с электроприводом, теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа, участка газопровода между соседними компрессорными станциями.
4. В проведении вычислительных экспериментов по исследованию влияния параметров природного газа (давления и температуры) на энергетическую эффективность процессов компримирования.
5. В разработке методики, основанной на синтезе системного анализа, математического моделирования и оптимизационного поиска, позволяющей определять оптимальные термодинамические параметры природного газа на выходе компрессорных станций при его передаче по трубопроводам.
6. В создании принципиально нового подхода к выбору термодинамических параметров природного газа в процессе его компримирования, охлаждения и транспортировки по трубопроводу.
Автор защищает:
1. Методику выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа на выходе с компрессорных станций при его передаче по трубопроводам, основанную на синтезе трех методологических подходов: системного анализа, математического моделирования и оптимизационного поиска.
2. Разработанный на основе методики алгоритм оценки энергетической эффективности перспективных технологий, направленных на снижение энергетических затрат при компримировании природного газа.
3. Результаты численных экспериментов по исследованию влияния термодинамических параметров компримируемого природного газа (давления и температуры) на энергетическую эффективность системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам.
4. Практические рекомендации по выбору температуры и давления компримируемого газа. Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 4-ой научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (Уфа, 2004г.), на 4-ой научно-практической конференции «Повышение эффективности теплоэнергетического оборудования» (Иваново, 2005г.), на 3-ей Всероссийской школе-семинаре молодых ученых и специалистов «Энергосбережение - теория и практика» (Москва, 2006г.) и международной научной конференции «Теоретические основы создания, оптимизации и управления энерго- и ресурсосберегающими процессами и оборудованием» (Иваново, 2007г.).
Публикации. Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 9 печатных работах.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит введения, 4-х глав, заключения, списка использованной литературы. Работа изложена на 142 станицах основного текста, содержит 42 рисунков и 18 таблиц. Список использованной литературы включает 129 наименований.
Аналитический обзор научных работ по выбору термодинамических параметров компримируемого газа
Охлаждение компримируемого газа на компрессорных станциях газопроводов диаметром более 1020 мм является обязательным технологическим процессом, реализуемом при трубопроводном транспорте газа, а установки охлаждения газа — неотъемлемой составной частью технологического оборудования компрессорной станции.
К режимам работы систем охлаждения природного газа предъявляется ряд необходимых требований. В частности, температура компримируемого газа после системы охлаждения на входе в трубопровод должна быть выше температуры гидратообразования и ниже максимально допустимых значений температуры устойчивой работы газопровода и его изоляционного покрытия.
Проблемой охлаждения газа занимались инженеры теплоэнергетики ведущих научно-исследовательских и проектных организаций России: ВНИИГАЗ, ВНИИТРАНСГАЗ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ВНИИНЕФТЕМАШ и др.
Теоретическим исследованиям и основам проектирования газопроводов большого диаметра с центробежными нагнетателями и охлаждение газа после них на компрессорных станциях посвящены работы Р.Н. Бикчентая, И.Р. Байкова, О.А. Степанова, Г.В. Бахмата, Б.П. Поршакова, Б.Б. Кудряшо-ва, B.C. Литвиненко, С.Г. Сердюкова и других авторов.
Вопросам теплообмена в АБО и пучках труб посвящены работы В.Б. Кунтыша и Н.М. Кузнецова, К.М. Давлетова, Е.О. Антоновой, B.C. Литвиненко и многих других авторов. А.Ф. Калинин (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) в ходе своих исследований [31, 32, 33] пришел к выводу, что при современном уровне цен на топливный газа и электрическую энергию целесообразно производить охлаждение природного газа только до температуры устойчивой работы изоляционного покрытия газопровода. Определение оптимальной энергетически обоснованной температуры на входе в газопровод Александр Федорович вел последовательно, рассчитывая характеристики природного газа для каждого шага, характеризующего включением одного вентилятора. Оптимальной принимал такое значение температуры на выходе из системы охлаждения, при котором последующее включение дополнительного вентилятора в АВО на п-ой КС не приведет к снижению мощности сжатия на (п+1)-ой КС, равного по величине мощности электропривода одного вентилятора [31].
На мой взгляд, при определении оптимальной температуры нельзя сравнивать только затраты электроэнергии. Необходимо еще следить и за давлением в системе, поскольку снижение температуры приводит к росту давления в системе. О чем более подробно описывается в четвертой главе моей диссертации.
Камалетдинов И.М. в своей диссертационной работе предложил расчетную зависимость для нахождения расхода воздуха через АВО при отключен-ных вентиляторах [34], м /с: где g = 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения; Az - высота от середины трубного пучка до верха конфузора, м; рх рХ2 — плотность воздуха на входе в аппарат и выходе из него, кг/м ; veeem — вертикальная составляющая скорости ветра на входе в АВО, м/с; рх.ср средняя плотность воздуха в трубном пучке, кг/м3; Sx SK - площадь узкого сечения трубного пучка и конфузора на выходе из аппарата, м". Сопоставление расчетов по данной зависимости с экспериментальными данными, проведенными Ильдаром Масгутовичем, показало среднее отклонение в 12%. Тем не менее, эту формула интересна, поскольку в ней учитывается влияние ветра.
Кроме того, на основе обработки экспериментальных данных Ильдар Камалетдинов предложил критериальные зависимости для расчета внешней теплоотдачи промышленных теплообменников с поперечными ребрами прямоугольного профиля с коэффициентом оребрения 20...23 в режиме работы с отключенными вентиляторами в интервале Rex от 100 до 1000 [34]: где Ст - коэффициент, учитывающий вид тяги. С„, = 1 — при вытяжной тяге; Ст = 0,66 — при нагнетательной тяге.
Методика расчета [34] с полученными зависимостями для внешней теплоотдачи и расхода воздуха при отключенных вентиляторах позволяет определить теплосъем в аппаратах воздушного охлаждения газа (АВО) при любых условиях работы.
Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М. и Третьяков В.В. (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина) разработали программу по оптимизации работы системы воздушного охлаждения природного газа [13], которая заключается в оптимизации схемы включения вентиляторов в АВО установке.
Оптимизационная задача формулируется следующим образом. В системе охлаждения газа, состоящей из шр рабочих АВО, требуется охладить поток газа до заданной температуры tox.3 при известных параметрах (давлении и температуре) газа и воздуха на входе в АВО. Требуется найти такую схему, при которой число рабочих вентиляторов, необходимое для обеспечения заданной температуры tox.3, будет минимально. Температура tox.3 должна удовлетворять технологическим ограничениям. Бикчентай Р.Н. и Шпотаковский М.М [11, 12, 13] считают, что сначала надо включать вентиляторы, расположенные первыми по ходу газа, т.к. эф фективность охлаждения газа прямо пропорциональна температурному напору, который на входе в АВО больше, чем на выходе. С этим утверждением согласны Степанов О.А. и Иванов В.А. [94]. Температурный режим рассчитывается исходя из минимума энергозатрат на охлаждение газа, при котором поддерживается температура газа в трубе на входе следующей КС не ниже температуры грунта [12]. Янгулов Е.Ю, Пиотровский А.С. и Соколов В.Р. (ВНИИГаз) оптимальное число работающих АВО на цех определяют из отношения полного требуемого теплоперепада к заданной возможности одного АВО [113], при этом в условиях изменяющейся производительности значение коэффициента теплопередачи считается постоянным (К«23 Вт/м С). Авторы считают, что для выбора оптимальной схемы включения вентиляторов необходимо располагать включенные вентиляторы по одному на каждую секцию АВО вторыми по ходу газа и, только если рассчитанное число вентиляторов превысит число секций, включать вентиляторы первыми по ходу газа. При этом эффективность АВО с одним включенным вентилятором составляет 2/3 от эффективности АВО, работающего с двумя включенными вентиляторами, при одинаковом расходе газа и температурах газа и воздуха, а в режиме естественной конвекции - 2/9 [113].
Математическое моделирование теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа
Аппараты воздушного охлаждения газа (АВО газа) предназначены для охлаждения природного газа после сжатия в нагнетателях перед его подачей в трубопровод. Охлаждение происходит в трубчатых поверхностных теплообменниках, где по трубам под рабочим давлением проходит газ, а в межтрубное пространство поступает атмосферный воздух. За счет теплообмена с перемещаемым потоком воздуха и происходит охлаждение. Воздух подается при помощи вентиляторов с электроприводом, которые расположены над или под теплообменными секциями.
АВО выполняется с развитой наружной поверхностью за счет оребре-ния. Оребренные трубы собираются в пучки и могут иметь от 2 до 8 рядов труб. Пучки труб, образующие секции, выпускаются с различным числом ходов по трубному пространству. Расход воздуха зависит от числа труб в секциях, коэффициента оребрения, технологических факторов, расположения труб в секциях и др. В связи с этим аэродинамические характеристики вентилятора могут быть получены только опытным путем, после продувки секций.
Скорость воздуха в узком сечении пучка основных типов АВО изменяется в интервале 5... 13 м/с, который охватывается рабочим диапазоном числа Re =(6... 18)-10 , характерным для развитого смешанного режима обтекания трубных пучков. Коэффициент теплоотдачи по воздушной стороне при поперечном обтекании пучков АВО изменяется в интервале а =30...90 Вт/(м2-К), зависящем от режима работы вентилятора аппарата [8, 35, 48]. Ниже (рис. 2.7) представлена принципиальная схема АВО газа, состоящая из трех теплообменных секций и двух вентиляторов. Вид сверху представлен на рисунке 2.8.
На газокомпрессорных станциях аппараты воздушного охлаждения газа объединяются в группы параллельно соединенных АВО, которые называются системами охлаждения газа. Обычно в ней насчитывается до 32 вентиляторов АВО газа.
В модели заложены паспортные данные нескольких типов АВО газа и заложены коэффициенты приведения технического состояния секции АВО к реальным условиям (KR, KS9 Kz), найденные экспериментальным путем.
Математическая модель установки воздушного охлаждения газа предназначена для выполнения следующей задачи: в зависимости от температуры газа на входе и от расхода газа определяется температура газа на выходе, при этом учитываются техническое состояние АВО, его загрязненность и количество включенных вентиляторов.
Определяется электрическая мощность привода вентилятора (NeeH), по которой легко определить затраты электроэнергии на охлаждение газа. диспетчерский объем перекачиваемого газа; рвх, рвь1Х - давление газа на входе и выходе АВО газа соответственно; tex, tebvc - температура газа на входе и выходе АВО газа соответственно; пвен - количество работающих вентиляторов; Neeii — мощность работающих вентиляторов в УОГ; tH в - температура наружного воздуха; Ve - скорость ветра; KR - коэффициент утечек воздуха через щели между секциями; Ks- коэффициент загрязнения АВО из-за забивания грязью межреберного пространства; Kz - коэффициент загрязнения трубок.
Теплообмен в АВО газа происходит либо за счет принудительной конвекции (при работающем вентиляторе), либо путем естественной конвекции (вентилятор выключен). При этом рассматривается четыре случая: 1) в АВО включен первый по ходу газа вентилятор; 2) в АВО включен только второй по ходу газа вентилятор; 3) в АВО включены оба вентилятора; 4) в АВО оба вентилятора выключены (естественная конвекция).
Модель позволяет найти температуру газа на выходе АВО (С) при любом сочетании секций с включенными и выключенными вентиляторами: где t\vm, txn, ґven - температура газа на выходе из секции, где работает соответственно 2 вентилятора, 1 вентилятор и вентилятор не работает, С; КГ" п\хеп пе хЄП количество секций АВО, где работает соответственно 2 вентилятора, 1 вентилятор и вентилятор выключен.
Расчет АВО выполнен в соответствии с теорией расчета рекуперативных теплообменников методом итерации.
На первом шаге итерации задаются температура газа на выходе из АВО, равной температуре газа на входе и температура воздуха после прохождения через секции АВО, равной температуре окружающего воздуха. В ходе расчета температура газа на выходе уменьшается с шагом 0,1 С, а температура воздуха на выходе увеличивается с шагом 0,1 С, до тех пор пока не сойдется тепловой баланс, и заданные значения выходных температур не станут быть равными расчетным.
Для расчета теплоотдачи со стороны воздуха при вынужденной конвекции (вентилятор АВО включён) было выбрано уравнение Э. С. Карасиной [42, 54], т.к. оно наиболее полно учитывает особенности теплоотдачи от оребрённой поверхности к воздуху где 0,85 - усредненный поправочный коэффициент, учитывающий неравномерность распределения коэффициента теплоотдачи по поверхности ребра, F - полная площадь поверхности рёбер, приходящееся на 1 м трубы, м ; F площадь 1 м оребрённой поверхности, м ; Е — коэффициент эффективности круглых поперечных ребер прямоугольного профиля; у/ - поправка на трапециевидное сечение ребер.
Синтез математических моделей отдельных элементов в единую оптимизационную модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам
Во второй главе рассмотрены и подробно описаны математические модели дискретных элементов системы (группы нагнетателей (компрессоров), аппаратов воздушного охлаждения газа, участка газопровода). Для решения поставленных в диссертационной работе задач, основываясь на методологии системного анализа, необходимо синтезировать дискретные математические модели в комплексную математическую модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам. VK - коммерчесішй расход природного газа, млн.м /сут; п - частота вращения вала нагнетателя; КЕ, Кп - коэффициенты приведения паспортных характеристик степени сжатия и политропного КПД соответственно к реальным характеристикам; Nod - мощность на привод нагнетателя, МВт; tue - температура наружного воздуха, С; ve - скорость ветра, м/с; neai- количество включенных вентиляторов, шт.; Ks и Kz - коэффициенты, учитывающие степень загрязнения АВО с оребренной и внутренней поверхности соответственно; KR- коэффициент, учитывающий техническое состояние АВО (наличие щелей и неплотностей между секциями); Nem -мощность на привод вентилятора, кВт; t - температура грунта, С; Кмс- коэффициент местного сопротивления трубопровода
Во все разработанные дискретные математические модели заложен алгоритм, направленный на определение термодинамических параметров газа на выходе при известных термодинамических параметрах газа на входе (см. рис. 3.2). Кроме того, математические модели группы нагнетателей и АВО газа позволяют определять электрическую мощность, что необходимо для вычисления критерия при проведении оптимизации.
Комплексная модель определяет связи между отдельными элементами и за счет этого дает возможность проводить оптимизационные расчеты с учетом взаимовлияния режимов работы нагнетателей и установки воздушного охлаждения газа, нагнетателей и трубопровода, трубопровода и системы охлаждения газа.
Для решения данной задачи разработана оптимизационная схема энерготехнологической системы транспорта газа, состоящей из трех компрессорных станций (см. рис.3.3). Данный вариант схемы позволяет просчитать различные варианты режимов работы энерготехнологического оборудования, а, следовательно, и различные режимы сжатия и охлаждения газа для его передачи по трубопроводу.
На основе предлагаемой схемы построена комплексная математическая стационарная неизотермическая модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам.
Оптимизация теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводу в зимний период
В этом разделе представлены результаты оптимизационных расчетов теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводу, состоящей из трех компрессорных станций, расположенных на од-нониточном газопроводе. На рисунке 4.6 представлен характерный зимний режим работы этой системы. В ходе предварительного обследования было выявлено, что большую часть зимнего периода (90 дней) система работает в следующем режиме: - на КС-1 и на КС-2 работает по три нагнетателя, включенных параллельно; - на КС-3 работает четыре нагнетателя, включенных параллельно; - давление на выходе из системы (после КС-3) поддерживается на уровне 7,5 МПа. Кроме того, в ходе обследования выявлено техническое состояние каждого нагнетателя на каждой станции, определена эффективность работы АВО газа на каждой КС. Воспользовавшись выводами предыдущей главы, с помощью оптимизационной модели докажем возможность отключения одного нагнетателя на КС-3 при сохранении давления газа на выходе системы 7,5 МПа за счет более глубокого охлаждения газа в начале системы (на КС-1). Результаты представлены на рис. 4.7 и для удобства восприятия - в виде таблицы 4.3. Сравним базовый (см. рис. 4.6) и оптимальный (см. рис. 4.7) зимние режимы работы теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводу, состоящей из трех электроприводных КС, отдельно по каждому участку. Оптимальный режим получен при отключении одного ГПА и 8 вентиляторов АВО на КС-3 и включении 9 вентиляторов АВО газа на КС-1 и 2 вентиляторов на КС-2. При этом ставилась задача - не изменять параметры транспортируемого газа на входе и выходе из рассматриваемой системы. Участок № 1 (газопровод между КС-1 и КС-2). Включение 9 вентиляторов АВО газа на КС-1 при температуре наружного воздуха -10С привело к снижению температуры газа на выходе с этой станции с 31,3С до 25,5С (на 5,8С). При этом снизилась объемная произ водительность на входе в газопровод и, следовательно, уменьшились потери давления по его длине. Давление на входе в КС-2 по сравнению с базовым вариантом возросло на 0,26 ата (с 56,65 ата до 56,91 ата).
Участок № 2 (КС-2). За счет увеличения давления на 0,26 ата и снижения температуры на входе в КС-2 на 4,17С (23,87 — 19,70 = 4,17), объемная производительность на этой станции снизилась на 8,96 м /мин (352,98 — 344,02), что привело к увеличению степени сжатия с 1,30 до 1,314. Давление на выходе КС-2 выросло с 72,3 до 73,5 ата (на 1,2 ата). Для достижения первоначального давления на выходе из системы, на КС-2 были включены 2 вентилятора АВО газа. Поскольку при включении только 9 вентиляторов на КС-1 давление на выходе из системы составляет 74,70 ата, а при включении 10 вентиляторов — 75,06 ата. Участок № 3 (газопровод между КС-2 и КС-3). Значительное снижение объемной производительности на КС-2 привело к уменьшению сопротивления газопровода и росту давления на входе в КС-3 на 1,75 ата (с 54,94 до 56,69 ата). Температура на входе в КС-3 стала ниже базовой на 2,73С (24,40С по сравнения с 27,13С). При таких входных параметрах, температура газа после компримирования составила 51,3С. При температуре воздуха -10С, газ охладиться до температуры 45С может и при естественной конвекции, поэтому на КС-3 вентиляторы были выключены. Дополнительное охлаждение газа в зимний период, в предлагаемом режиме, не привело к гидратообразованию, так как температуры газа на входе в станции (КС-2 и КС-3) при этих давления выше точки росы. Таким образом, при неизменных начальных условиях, охлаждение газа на КС-1 привело к росту давления на входе в КС-3, что позволило отключить один ГПА и уйти от байпаса. При этом были получены схожие параметры газа на выходе из системы по сравнению с базовым ре жимом и, соответственно, неизменные параметры работы последующих станций. В настоящее время считается, что включение п дополнительных вентиляторов энергетически целесообразно, если суммарная электрическая мощность вновь включенных вентиляторов меньше снижения мощности, идущей на компримирование природного газа на следующей КС где Nel, Ne2 - действительная мощность, затрачиваемая в системе комприми рования на следующей за линейным участком КС до и после включения дополнительных вентиляторов. Вышеописанные исследования доказывают, что такие рассуждения не всегда верны.
Так после включения 9 вентиляторов на КС-1, мощность, затрачиваемая на компримирование на КС-2, не уменьшилась, а даже увеличилась. Вместе с тем, в системе, после включения вентиляторов, расход электроэнергии уменьшился, так как на КС-3 появилась возможность отключения одного нагнетателя, и мощность, затрачиваемая на компримирование газа на КС-3 уменьшилась. Эффект оказался не на следующей КС, а через станцию, что лишний раз доказывает необходимость комплексного и системного подхода к решению энерготехнологических задач. Анализ факторов, позволивших поддержать заданное давление на выходе КС-3 при отключении одного газоперекачивающего агрегата, представлен на рис. 4.8. Еще раз отмечу, что энергетический и экономический эффект от охлаждения газа в АВО зимой можно получить только в том случае, когда поддерживается постоянным давление на выходе из системы (Р 3 = const).
