WWW.LIB.KNIGI-X.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Электронные матриалы
 


Pages:   || 2 |

«ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕМЕНТОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ НА БАЗЕ ЭКСЕРГЕТИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ...»

-- [ Страница 1 ] --

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

«МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ»

На правах рукописи

САГИТОВ Руслан Ринатович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕМЕНТОВ

КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ НА БАЗЕ ЭКСЕРГЕТИЧЕСКОГО

АНАЛИЗА

Специальность 05.14.04 - Промышленная теплоэнергетика

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель:

кандидат технических наук профессор Н.В. Калинин Москва - 2014 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ

1. Обзор литературы и постановка задачи исследования

Состояние газотранспортных систем

1.1 Обзор существующих методик оценки эффективности элементов 1.2 газотранспортных систем

Аналитический обзор работ

1.3 Постановка задачи работы

1.4

2. Показатели эффективности работы ГТС и их элементов

Критерии и показатели эффективности

2.1 Методика эксергетического анализа и диаграмма эксергия-энтальпия....... 33 2.2 Диаграммы потоков эксергии с определением потерь

2.3

3. Вопросы теплотехнической эффективности и повышения уровня эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения газа

Применение аппаратов воздушного охлаждения газа на КС

3.1 Влияние различных факторов на термодинамическую эффективность 3.2 эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения газа

3.2.1 Деградация коэффициента теплопередачи АВОГ

3.2.1.1 Сравнение различных типов АВОГ при условии работы всех вентиляторов

3.2.1.2 Сравнение различных типов АВОГ при условии естественной конвекции (все вентиляторы выключены)

3.2.1.3 Зависимость коэффициента теплопередачи от температуры наружного воздуха для УОГ

3.2.1.4 Зависимость коэффициента теплопередачи от степени охлаждения установки 2АВГ-75

3.2.1.5 Анализ работы установок воздушного охлаждения газа при снижении эффективности теплообмена

3.2.1.6 Нижняя граница коэффициентов снижения эффективности теплопередачи

3.2.2 Исследование неравномерности поля скоростей воздушного потока при изменении угла атаки лопастей

3.2.2.1 Исследование значений поля скоростей воздушного потока при изменении угла атаки в вентиляторах ГАЦ-25-4М2

3.2.2.2 Исследование значений поля скоростей воздушного потока АВОГ типа АВГ100, 2АВГ-75, АВГ-85МГ

3.2.2.3 Неравномерность распределения скоростей воздушного потока через АВОГ

Основные способы регулирования работы вентиляторов АВОГ.................. 58 3.3 Выбор критерия оценки эффективности охлаждения газа в аппаратах 3.4 воздушного охлаждения газа при их мониторинге

Эксплуатационный критерий оценки эффективности работы установок 3.5 охлаждения газа на компрессорных станциях

Методика расчета эксергетического КПД станции на нерасчетных режимах 3.6 АВОГ

4. Апробация эксергетических показателей для оценки эффективности ГТС и элементов

Апробация формул эксергетического анализа на примере компрессорных 4.1 станций

Расчет показателей суммарного расхода газа на его транспортировку и 4.2 удельных эксергетических затрат на ГТС

Зависимость эксергетического КПД от температуры окружающего воздуха 4.3 и степени загрязнения АВОГ при постоянном режиме работы КС

Применение детандер-генераторных агрегатов и утилизаторов тепла на 4.4 компрессорных станциях

Анализ выработки электроэнергии на ДГА, установленном в линии подачи 4.5 топливного газа на ГПА, и возможность её использования

Эксергетическая эффективность эксплуатации компрессорных 4.6 цехов на КС

Эксергетическая диаграмма потоков с определением потерь в результате 4.7 применения ДГА, подогревателя топливного газа и котла-утилизатора.............. 103

5. Методика оценки экономической эффективности использования частотно-регулируемого привода в АВОГ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж

ПРИЛОЖЕНИЕ З

ВВЕДЕНИЕ Актуальность темы диссертации Вопросы энергосбережения при транспортировке, хранении и переработке природного газа с каждым годом возникают все чаще и становятся все острее.

Помимо истощения запасов газа на существующих месторождениях, что влечет необходимость применения дополнительных и энергозатратных мероприятий для поддержания давления и расхода на прежнем уровне, необходимо все дальше удаляться от центров потребления газа для бурения новых скважин и удовлетворения спроса внутреннего и внешнего рынка. Зачастую, эксплуатацию нового месторождения начинают на труднодоступных для человека территориях, что значительно увеличивает стоимость добычи и транспортировки газа. Другим фактором увеличения стоимости является необходимость применения и разработки новых технологий для прокладки газопроводов по дну океана, моря или просто речного перехода, для прокладки газопровода в районах вечной мерзлоты, использование более мощных газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и т.д.

Необходимость проведения анализа эффективности транспортировки и энергосбережения объясняется также моральным и физическим старением оборудования. Около 30 – 40 % от общего количества установленных в РФ ГПА уже выработали свой ресурс, но продолжают эксплуатироваться. В первую очередь увеличивается расход топлива и снижается КПД агрегата. С каждым годом количество отработавших свой ресурс агрегатов увеличивается на 2-3 %.

Проведение анализа эффективности газотранспортных систем (ГТС) способствует выявлению потерь природного газа при добыче, транспортировке, хранении и распределении. По некоторым подсчетам ежегодно из-за разного рода утечек и перерасхода газа теряется до 9 млр.м3 (до 440 млн.м3 в результате утечек по ГТС) природного газа.

Изложенные обстоятельства объясняют актуальность исследований в области энергосбережения и повышения эффективности работы компрессорных станций. На законодательном уровне актуальность отображена в федеральных законах, указах президента и других нормативных документах.

Целью диссертации является разработка методики эксергетического анализа эффективности эксплуатации компрессорных станций (КС) и её элементов для оценки однозначного эффекта и эффективности работы КС, возможности сравнения объектов между собой и выявления «неэффективных узлов».

Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:

Проведение корректировки существующих методов и разработка 1.

метода определения эффекта и эффективности работы ГТС и основных элементов компрессорных станций и компрессорных цехов (КЦ) на базе эксергетических показателей.

Апробация предлагаемых методов и показателей на основе анализа 2.

исходных данных для конкретных месторождений и ГТС, сравнение их с показателями, применяемыми в различных методиках.

Проведение исследований показателей аппаратов воздушного 3.

охлаждения газа и его влияния на показатели КС и системы в целом с использованием разработанного метода.

Выполнение ранжирования и анализа потерь в элементах КС (КЦ), их 4.

влияние на эффективность КС (КЦ) и ГТС.

Формулировка и оценка предложений по повышению эффективности 5.

ГТС и её элементов, оценка возможности реализации этих предложений.

Разработка методики оценки эффективности эксплуатации аппаратов 6.

воздушного охлаждения газа связывающей эффективность их (АВОГ), эксплуатации с эксергетическим анализом КЦ.

Научная новизна работы

В результате выполнения диссертации:

Разработана и апробирована оригинальная методика и формулы 1.

расчета оценки эффекта и эффективности эксплуатации компрессорных станций и её элементов на базе эксергетического анализа с учетом и без учета применения энергосберегающих решений;

Впервые в аналитической форме показано влияние показателей АВОГ 2.

на эксергетический КПД КС;

Построены диаграмма эксергия-энтальпия для метана и диаграммы 3.

потоков эксергии с учетом и без учета применения энергосберегающих решений для различных компрессорных станций, позволяющих оценивать возможные способы повышения эффективности;

Выведена аналитическая зависимость эксплуатационного 4.

коэффициента АВОГ от термодинамического показателя степени охлаждения газа в АВОГ, которая позволяет связать между собой различные методики оценки эффективности работы АВОГ.

Автор защищает:

Оригинальную методику оценки эффекта и эффективности 1.

газотранспортных систем и её элементов на основе эксергетических показателей.

Результаты анализа эксплуатации АВОГ и их влияние на показатели 2.

КС или КЦ.

Эффективность энергосберегающих мероприятий, в частности, 3.

использование энергии уходящих газов с использованием эксергетического КПД и диаграмм потоков эксергии Практическая ценность работы На основе эксергетических показателей исследовано влияние режимов 1.

эксплуатации АВОГ на показатели ряда крупных КС и ГТС.

Выполнена оценка влияния затрат различных потоков энергии на 2.

показатели целого ряда КС и ГТС.

Даны практические рекомендации по выставлению оптимального угла 3.

атаки различных типов лопастей для АВОГ и частоты тока для ЧРП для снижения неравномерности поля скоростей воздуха в сечении теплообменной секции и снижения потребления электроэнергии.

Результаты анализа значений показателей энергоэффективности 4.

установок охлаждения газа позволяют связать два стандарта ОАО «Газпром» и более точно оценивать эффективность эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения газа. Выполненная работа является базой для разработки стандарта ОАО «Газпром» по совершенствованию методик оценки эффективности эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения газа, объединяющим и обеспечивающим преимущество двух стандартов.

Достоверность и обоснованность результатов работы обусловлены применением классических методов термодинамического и эксергетического анализа, положительно зарекомендовавших себя методик расчетов теплоэнергетических агрегатов, статистическими данными эксплуатации газоперекачивающих агрегатов и аппаратов воздушного охлаждения газа, а также сравнением результатов с данными исследований, приведенных в работах других авторов.

Личное участие Основные результаты получены лично автором под руководством к.т.н., профессора Калинина Н.В.

–  –  –

Публикации По теме диссертации опубликовано 13 работ, из них четыре статьи в ведущих рецензируемых научных журналах по списку ВАК.

Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованной литературы, включающего 105 наименования, 8 приложений.

Работа изложена на 167 страницах, включая 54 рисунка и 32 таблицы.

–  –  –

Состояние газотранспортных систем 1.1 Россия – одна из лидирующих стран производителей и поставщиков природного газа. Природный газ транспортируется и продается как на внутренний, так и на внешний рынки. Вследствие того, что многие производители разного рода продукции используют природный газ, как энергоресурс и сырье для своей продукции, можно предположить рост спроса на голубое топливо.

Основным потребителем газа как в Европе, так и в России является энергетический сектор. Прежде всего – это энергогенерирующие предприятия, промышленность, жилой сектор и т.д.

Для доставки природного газа от месторождения до потребителя необходимо преодолеть большие расстояния в несколько тысяч километров с различными географическими условиями. Для транспортировки газа необходима широкая сеть газопроводов и газоперекачивающих станций (ГПС), объединяемых в единую газотранспортную систему (ГТС). При движении любой жидкости, в данном случае природного газа, возникают гидравлические потери, вследствие чего давление газа по длине трубопровода снижается. Для того, чтобы природный газ был доставлен потребителю при заранее определенном расчетном давлении, необходимо через определенные расстояния, как правило 100 – 150 км, периодически повышать его давление. Для этой цели используют газоперекачивающие агрегаты (ГПА), которые располагаются на ГПС. ГПА состоит из газотурбинной установки (ГТУ), используемой в качестве привода нагнетателя природного газа, и нагнетателя. Наряду с ГТУ в некоторых системах используют в качестве привода электродвигатели. Такие станции именуются электрическими газоперекачивающими агрегатами (ЭГПА). На компрессорных станциях (КС) устанавливается несколько ГПА с учетом количества ниток газопровода, его пропускной способности и резерва. Как правило, через КС прокладывается несколько ниток газопровода и для работы с каждой ниткой существует отдельный компрессорный цех (КЦ).

На рис. 1.1 приведена принципиальная схема компрессорной станции с блочно-модульной схемой компоновки ГПА на КС.

В силу необходимости расположения компрессорных станций на определенных расстояниях вдоль газопровода некоторые станции могут располагаться в непосредственной близости от населенных пунктов. Остальные КС находятся в отдалении от жилых зон. По такому признаку можно разделить компрессорные станции на полевые и поселковые. На поселковых КС, которые находятся в непосредственной близости от населенного пункта, часто расходуется или может расходоваться дополнительный магистральный газ на выработку теплоты, электроэнергии и прочие технологические нужды (продувка пылеуловителей и фильтров-сепараторов, стравливание и продувка контуров нагнетателей при пусках и остановах ГПА и др.). На полевых КС, находящихся вдали от жилых зон, возможно использование дополнительного топливного газа в тех же целях, что и в городе, но в меньших объемах, либо вообще отказ от его потребления в виду отсутствия потребителей. При расчете показателей режимов работы КС и ГПА необходимо учитывать эти дополнительные потоки энергии.

Газотранспортная система является сложной разветвленной системой, предназначенной для связи удаленных источников природного газа и различных по своим характеристикам потребителей. ГТС включает в себя магистральные газопроводы (МГ), газораспределительные сети (ГРС), компрессорные станции (КС), газоизмерительные станции (ГИС), подземные хранилища газа (ПХГ). Для доставки природного газа надлежащего давления и качества от мест добычи до заказчика необходима прокладка трубопроводов, строительство ПХГ и других технических сооружений, но при этом важное значение приобретает расчет и управление потоками газа между ПХГ, газопроводами и потребителем. ОАО «Газпром» владеет одной из крупнейших в мире ГТС, уступая по своей протяженности лишь США. В то же время отечественная газотранспортная система по своей мощности и энерговооруженности превосходит остальные страны мира и продолжает развиваться с каждым годом.

Вход газа Выход газа Рисунок 1.1 – Принципиальная схема компрессорной станции Газ входит в КС через систему очистки и подготовки магистрального газа (1), часть газа направляется на технологические нужды КС, а именно, в качестве топливного газа для ГПА и поступает в систему подготовки топливного и импульсного газа (2), где проиcходит дросселирование и подогрев газа для дальнейшего его сжигания в ГТУ, входящем в состав ГПА (3). Природный газ после системы очистки и топливный газ поступают в газоперекачивающие агрегаты (3), в которых повышается давление магистрального газа до необходимого для данного магистрального газопровода (МГ). Топливный газ поступает в ГТУ привода нагнетателя природного газа, который перекачивает магистральный газ. В процессе сжатия в нагнетателе газ нагревается и далее поступает в установки охлаждения природного газа (УОГ) (4), которые состоят из аппаратов воздушного охлаждения газа (АВОГ) с вентиляторами. Далее охлажденный газ поступает обратно в магистральный газопровод.

В мире объем заказов газотурбинных газоперекачивающих аппаратов (ГПА) с 2009 по 2010 гг. увеличился на 10% и составил 3596 МВт закупленных мощностей [1]. Регион Восточная Европа – Россия – СНГ с 2009 г. занимает лидирующее положение по закупаемому оборудованию во всем мире. Так в 2010 г. было закуплено 56 агрегатов, ближайший регион (Средняя Азия) закупил лишь 31 агрегат. Распределение мощностей по регионам и количеству закупленной техники в 2010 году представлено в таблице 1.1.

Таблица 1.1.

Объем заказов газовых турбин с механическим приводом (приводом компрессоров) за 2010 г.

Тип топлива Восточная Европа, Россия

–  –  –

Одной из основных стратегических задач транспортировки газа потребителю является повышение её надежности и безопасности. Как для отечественных, так и для европейских потребителей природного газа ОАО «Газпром» повышает надежность транспорта и производит диверсификацию маршрутов транспорта газа путем реализации новых проектов «Северный поток»

(2011), «Южный поток» (2018), «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» (2011), «Бованенково-Ухта» (2012), «Сила Сибири» (2017) и др.

Основной предпосылкой развития мировых ГТС является её преимущество перед транспортировкой электроэнергии. Затраты газа на каждые 100 км транспортировки составляют около 0,3 %, затраты электроэнергии – около 1%.

При распределении электроэнергии конечным потребителям потери электроэнергии составляют 7% при понижающей трансформации высоковольтной транспортировки электроэнергии.

Иностранные ГТС продолжают интенсивно развиваться. Крупнейшей ГТС в мире является газотранспортная система США, имеющая в своем составе 1050 КС общей мощностью 10 млн. кВт, включающая около 6400 компрессорных агрегатов преимущественно поршневого типа На КС (около 70%).

устанавливается от 2 до 30 агрегатов общей мощностью 20 – 30 МВт [4].

Ниже приведены некоторые технические характеристики газопроводов стран Канады, США и Китая [5, 6, 7, 8, 10].

Газопровод «Альянс» (Канада – США):

• протяженность 2990 км; контрактная пропускная способность 37,5 млн м3/сутки (максимальная 42,5 млн м3/сутки); диаметр – 914 мм; рабочее давление газа 12,0 МПа; расстояние между КС 190 км; степень сжатия линейных КС 1,62, головной КС (ГКС) 2,9;

• количество КС 14, включая ГКС. На ГКС установлено три ГПА «PGTДженерал Электрик» (США) номинальной мощностью 28,0 МВт с КПД, равным 41,0 %. Эксплуатация производится по технологической схеме 2+1 при последовательной работе 2-х ГПА. На второй КС установлен один агрегат «PGTна остальных 12-ти станциях эксплуатируется по одному агрегату PGT-25.

Газопровод «Северная граница» (США):

• протяженность 1322 км; производительность 68,0 млн м3/сутки;

диаметр 1067 мм; рабочее давление газа 9,9 МПа; степень сжатия 1,4;

• количество КС 15. На второй и четвертой КС установлено по одному ГПА Coberra 2648S «Роллс-Ройс» (США) номинальной мощностью 15,2 МВт с КПД 27%, на остальных - установлено по одному агрегату Coberra 6562 DLE номинальной мощностью 28,3 МВт с КПД 36%.

Газопровод «Запад-Восток» (Китай):

• протяженность 1322 км; производительность 68,0 млн м3/сутки;

диаметр 1067 мм; рабочее давление газа 9,9 МПа; степень сжатия 1,4;

• количество КС 10; восемь КС оснщены ГПА RB211 6562 мощностью 28,0 МВт, две КС оснащены электроприводными ГПА.

Газопроводы Европы, Канады и России формировались примерно в одно время, поэтому прослеживается некоторое сходство, в частности, в применении газотурбинного привода (свыше половины всех используемых в США приводов – поршневые). Более подробно с отечественными существующими, реконструируемыми и проектируемыми газопроводами можно ознакомиться на официальном сайте организации ОАО «Газпром» [2] Для поддержания давления транспортировки газа через каждые 100 – 150 км отечественных газопроводов устанавливаются компрессорные станции [9].

Одна КС может включать в себя несколько компрессорных цехов (КЦ), а один КЦ обычно обслуживает одну нитку газопровода. В состав компрессорного парка ГТС входит 283 КС, включающих в себя 755 КЦ. Из них 644 цеха имеют газотурбинный привод, 91 цех – электрический и 20 – поршневой привод.

Основное оборудование компрессорной станции - газоперекачивающий агрегат (ГПА), состоящий из нагнетателя природного газа (компрессора) и привода. Остальное оборудование КС является вспомогательным, из которого особое внимание заслуживает аппарат воздушного охлаждения газа. Основные характеристики указанных видов оборудования изложены ниже.

Общее количество ГПА в ГТС РФ составляет 4268 шт.

[10] с установленной мощностью 47,8 млн кВт:

• 3417 шт. (87,4 %) – 41,8 млн кВт – с газотурбинным приводом;

• 699 шт. (12,1 %) – 5,8 млн кВт – с электроприводом;

• 152 шт. (0,5 %) – 0,22 млн кВт – с поршневым приводом.

Использование того или иного привода определяется техникоэкономическим обоснованием. В регионах с мощными энергосистемами существует такое понятие как «эффективный радиус» - это протяженность линии электропередачи до КС, при которой электрический и газотурбинный привод имеют равную эффективность (в зависимости от ценовых показателей он равен 50

– 100 км) [11]. ГПА с поршневым приводом применяется лишь на станциях ПХГ.

Одной из причин необходимости исследования вопросов модернизации и повышения энергоэффективности ГТС является проблема возрастной структуры компрессорного парка, свидетельствующая о моральном и физическом старении:

в составе парка ГПА машин, разработанных в 1965 – 1973 гг. – 36 %, в 1979 – 1983 гг. – 30 %, в 1995 – 1997 гг. – 17 %. Около 38 % от общего количества установленных ГПА превысили установленный для них ресурс и имеют наработку в 100 – 180 тыс. часов [12].

Для оснащения новых газопроводов до 2030 г. потребуется сооружение КС со средним темпом около 0,7 млн кВт/год преимущественно (более 90 %) единичной мощностью 16-25 МВт (для газопроводов большей мощности и с высоким давлением могут быть применены агрегаты мощностью более 30 МВт) [10].

Одним из способов повышения эффективности и надежности эксплуатации [52] компрессорных станций может стать применение детандер – генераторных агрегатов.

Турбодетандеры изготовляются как в России, так и за рубежом и имеют производительность по газу от 400 до 200000 м3/ч [52]; мощность от 100 до 1000 кВт для применения на объектах транспорта газа и от 1000 до 8000 кВт для применения на ТЭЦ; частоту вращения вала от 25 до 25000 об/мин. Внутренний относительный КПД турбодетандеров равен У крупных 0,68-0,85.

турбодетандеров (при диаметре рабочих колес 200-250 мм) эти значения достигают 0,85-0,9.

Применение ДГА в промышленности тесно связано с использованием подогревателя газа перед детандером для увеличения срабатывания теплоперепада. При повышении параметров газа перед детандером (давление и температура) увеличивается разница энтальпий, и соответственно - получаемая работа [53]. При увеличении температуры газа перед детандером наблюдается два эффекта: увеличивается температура газа за детандером, что исключает кристаллизацию влаги и составляющих газа с ростом полезной работы и мощности детандера.

Появление альтернативных источников генерации электроэнергии (ветровая, волновая, солнечная энергии и др.) не значительно повлияло на внедрение новых технологий энергосбережения, как так называемая «сланцевая революция». Способы добычи сланцевого газа были известны достаточно давно (впервые в 1821 г. пробурена первая скважина), в начале 2000 годов началось масштабное промышленное производство сланцевого газа [22], что стало возможным благодаря усовершенствованию и удешевлению технологий.

Благодаря промышленной добыче сланцевого газа США прекратили импортировать природный газ и планируют рост его экспорта. Вслед за США и другие страны (в частности страны Европы) всерьез задумываются о его добыче.

Такая ситуация должна напрямую повлиять на внедрение энергосберегающих технологий при добыче и транспортировке природного газа для снижения его стоимости.

Одной из причин необходимости внедрения принципов энергоэффективности транспортировки являются потери природного газа при добыче, транспортировке, хранении и распределении. По некоторым данным ежегодно из-за разного рода утечек и перерасхода газа теряется до 9 млрд м3 (до 440 млн.м3 в результате утечек по ГТС) природного газа [23]. В 2012 г. ОАО «Газпром» добыл 487 млрд куб. м природного газа, то есть потери с учетом перерасхода газа оцениваются в 1 % (0,1 % - утечки газа). Потери газа происходят вследствие наличия неплотностей в линейной части газопроводов и обвязке КС, утечек через арматуру на линейных участках и КС, при пусках и остановах двигателей ГПА, ремонте линейных участков и компрессорных станций, авариях на газопроводах. Косвенными причинами потерь считается зачастую отсутствие необходимого учетного оборудования или невозможности измерить расход природного газа, что может приводить к дисбалансу расходов газа.

Изложенные выше причины объясняют актуальность исследований в области энергосбережения и повышения эффективности эксплуатации компрессорных станций. На законодательном уровне актуальность отражена в федеральных законах, указе президента и других документах [24, 25, 26, 27, 28].

Одной из основных причин роста спроса на энергосберегающие технологии являются утечки и потери природного газа при его добыче, хранении, транспортировке, потреблении. На рис. 1.2 представлено распределение различных видов потерь природного газа на КС и линейных участках в технологическом процессе газового предприятия.

–  –  –

Рисунок 1.2 - Распределение потерь природного газа в млн куб.

м и % при добыче, транспортировке, хранении и распределении природного газа в РФ Из рисунка видно, что самой частой причиной потерь природного газа является его утечка через неплотности в трубопроводной системе КС, что в натуральной величине составляет до 350 млн куб. метров в год или 39% относительно всех остальных утечек. Для своевременного определения утечек необходимо наличие узлов учета газа, расходомеров или иных устройств, в разных местах КС. К сожалению, не везде имеются приборы учета и зачастую невозможно определить утечки газа через сальники клапанов, неплотно затянутые соединения и т.д.

На втором месте по потерям газа стоят потери газа через пылеуловители.

Они составляют до 250 млн куб. метров в год или 28%. Данный тип утечек связан с продувкой и очисткой фильтров и самими утечками. Более 50% всех потерь природного газа происходит непосредственно на компрессорных станциях, остальные связаны с утечками в линейной части и авариями на газопроводах и КС.

Помимо материальных потерь существуют энергетические затраты природного газа на ГТУ для привода центробежного нагнетателя – это необратимая потеря газа в качестве топливного газа и его перерасхода. Так, из-за старения оборудования или отклонения рабочих режимов от нормативных происходит снижение КПД и увеличение расхода природного газа, сжигаемого в камерах сгорания ГТУ.

Расход топливного газа, рассматриваемый как необратимая потеря товарного газа, составляет 20 - 30 млрд куб. метров в год. Таким образом энергетические затраты природного газа могут составлять до 6 %, а утечки газа составляют до 0,1 %.

Для снижения утечек и потерь существуют различные способы:

оптимизация режимов эксплуатации КС и линейных участков, оборудование отдельных участков приборами измерения расхода и давления, замена устаревшего оборудования и своевременный ремонт, прокладка труб с гладкостенным покрытием, реконструкция КС с установкой более мощного оборудования и др.

Применение различных методов увеличения эффективности работы КС и линейных участков МГ внедряется на практике. Но использование новых методов подразумевает проведение анализа экономической эффективности, а большинство энергосберегающих решений становится выгодным лишь в долгосрочной перспективе. Поэтому реализация энергоэффективных решений достаточно низкая.

Но относительно низких темпов внедрения новых решений, многие нужные решения были проведены и нашли свое применение, в частности следующие меры и решения [3, 12, 29, 30]:

Применение труб с гладкостенными покрытиями для снижения 1) гидравлических потерь.

Применение ГПА большей единичной мощности – 32 МВТ, 50 Мвт с 2) более высокими КПД.

Повышение давления транспортируемого газа до 9,8 и 11,8 МПа.

3) Упрощение технологической обвязки КС за счет безшлейфовой и 4) модульной компоновки.

Применение частотно-регулируемых приводов как в электрических 5) ГПА, так и в АВОГ.

Применение технологий ремонта газопроводов под давлением и 6) мобильные КС.

Снижение и ограничение эмиссии вредных выбросов и др.

7) В целом, газовая отрасль нуждается в проведении большего количества комплексных и системных исследований для повышения эффективности и снижения различных видов потерь. Таким этапом должно стать применение единого комплексного подхода к отдельным КС и системе в целом. Назовем это «пакет мер», который будет включать в себя комплекс мероприятий по повышению эффективности и снижению потерь для объекта.

Целью данной диссертации является разработка методики эксергетического анализа эффективности эксплуатации компрессорных станций для оценки однозначного эффекта и эффективности работы КС, возможности сравнения объектов между собой и выявления «неэффективных узлов» работы компрессорных станций (КС).

Обзор существующих методик оценки эффективности 1.2 элементов газотранспортных систем Существует большое количество различных методик расчета существующих схем, систем или оборудования ГТС как по отдельным элементам, так и в целом. Для проведения анализа того или иного элемента системы необходимо произвести выбор метода оценки этого элемента, оценить достаточность односторонней оценки, определить взаимосвязь этого элемента с другими и их влияния друг на друга. Перечисленные действия далеко не единственные при решении любой задачи, совокупность всех действий носит название системного подхода.

При оценке любого объекта придерживаются принятых стандартных методик и правил, обычно используется один способ анализа. Когда возможен выбор нескольких методик, инженер в своем стремлении к облегчению трудозатрат выбирает более простую, но гарантирующую результат. Существуют технические и экономические методы. Часто возможен такой вариант, когда увеличение количества рассматриваемых объектов (включение в систему новых условий) требует использования новых методов анализа.

Газотранспортных систем во всем мире существует большое количество, их проектирование производилось по различным методикам. Можно однозначно сказать, в чем различные методики похожи – любое проектирование начинается с разбиения системы, в данном случае ГТС, на малые элементы – КС и линейные участки.

Объектом нашего исследования является компрессорная станция (КС). Из норм технологического проектирования магистральных газопроводов (МГ) [18] известно, что в состав КС могут быть включены следующие объекты: узел подключения КС к магистральному газопроводу; площадка газоперекачивающих агрегатов с оборудованием, трубопроводами и системами, (ГПА обеспечивающими работу); установка очистки газа с системой сбора продуктов очистки; установка охлаждения газа; установка подготовки топливного, пускового и импульсного газа и др.

КС обычно состоят из нескольких компрессорных цехов (КЦ), ГПА которых работают на одну нитку. Состав КЦ незначительно отличается от КС, а ключевыми объектами являются: ГПА, установка очистки газа, установка охлаждения газа, технологические трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой, система подготовки газа, электрическое оборудование цеха, цеховая АСУ ТП, вспомогательные системы и устройства.

Основными объектами исследования в работе нами выбран ГПА и АВОГ, имеющих наибольшие затраты топливного газа и энергии.

В настоящее время, как и в любой другой сфере деятельности используются термодинамические способы расчета элементов ГТС. Частными случаями являются гидравлические и тепловые расчеты магистральных газопроводов необходимые при проектировании систем. Помимо [18], термодинамических расчетов существуют математические модели, описываемые теорией вероятности явлений и риска возникновения аварий [64], прочностной [65], химический анализ и соответствующий расчетный аппарат [66, 67, 68, 69, 70] и экономический анализ [71]. Относительно избранных объектов исследования ГПА в сочетании с установками охлаждения газа (УОГ) основными в работе методиками анализа и расчета являются: расчетные соотношения термодинамики, термодинамический анализ, расчетные соотношения теории теплообмена и экономический анализ.

В настоящее время применяются стандарты и методики по определению теплотехнических и газодинамических показателей для газотурбинных ГПА и АВОГ, разработанные коллективом ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - Огневым В.В., Щуровским В.А., Синицыным Ю.Н. и др. [19]. В них используются энергетические показатели для оценки эффекта и эффективности (h, P).

Недостаток этих методов, в частности, состоит в том, что многие виды энергии неаддитивны в тех случаях, когда речь идет о трансформации одних видов энергии в другие (работа и тепло, тепло различных потенциалов, холод).

В то же время в теплотехнических процессах, включающих процессы преобразования энергии применяются методы эксергетического анализа, в которых все виды энергии классифицируются по их качеству – степени преобразования отдельных видов энергии в работу [62].

Существующие методики оценки эффективности КС имеют свои преимущества и недостатки. Рассмотрим их подробнее.

–  –  –

где в числителе приведена политропная работа процесса сжатия, а в знаменателе

– внутренняя удельная работа;

Z1н – коэффициент сжимаемости по параметрам на входе;

R – газовая постоянная, кДж/кг*К;

T1н – температура газа на входе в нагнетатель, К;

mv – объемный коэффициент политропы;

н – степень повышения давления (степень сжатия) нагнетателя.

Определение КПД по разности энтальпий природного газа за и до ЦБН (h2h1) приводит к парадоксу. С увеличением разности энтальпий h2-h1 КПД растет;

вместе с тем, с ростом h2 связано и увеличение температуры газа за нагнетателем на входе в магистральный трубопровод T2, а увеличение температуры негативно сказывается на работе трубопровода в связи с ростом потерь давления.

Кроме этого, формула 1.1 имеет еще один важный недостаток: в числителе присутствует расход газа Gг. На самом деле расходы газа на входе (G1) и выходе (G2) из КС различны в связи с отбором газа на технологические нужды, поэтому числитель должен по крайней мере вычисляться как (1 + пот ) (h% &% h & ).

Также недостатком методики оценки эффективности КЦ помимо роста гидравлического сопротивления, является отсутствие показателей вспомогательного оборудования, влияющих на работу компрессора, в частности, АВОГ.

В методике оценки энергоэффективности и в работах Калинина А.Ф., Коновалова А.А.

[39, 40] определение эффективности сводится к расчету КПД КЦ кц из соотношения:

кц = k + k рец пол, (1.3) где kc – коэффициент гидравлических сопротивлений трубопроводов КЦ;

kрец – коэффициент рециркуляции газа в технологической обвязке КЦ;

пол – действительный политропный КПД ЦБК.

В статье Калинин А.Ф., Коновалов А.А. [40] предлагают оценивать КПД

КЦ как:

кц = k + k рец пол., (1.4) где e - приведенный эффективный КПД цеховых ГТУ.

Этот показатель имеет тот же недостаток, что и величина разности энтальпий (h2-h1), кроме того, он также не учитывает в явном виде работу АВОГ.

Основные применяемые показатели эффективности ГТС, КС перечислены в [39], они базируются на определении удельных расходов топливного газа и электроэнергии. Вычисление таких показателей требует проведения энергоаудита по методике, разработанной Хворовым Г.А., Калужских А.Н., Ешич Л.К. и др.

[42].

Общие недостатки рассмотренных работ следующие: приведенные выше критерии вычисляются отдельно и не объединяются в общей оценке эффективности КС, не рассматривается влияние температуры охлаждения газа в АВОГ на эффективность работы КС.

На наш взгляд, наиболее всестороннюю оценку эффективности дает эксергетический подход [62], позволяющий более корректно определить эффект и эффективность, сопоставить различные по качеству либо происхождению энергии разного характера между собой – электрическая, механическая и тепловая энергии. Эксергетическому анализу посвящены работы Андрющенко А.И., Бродянского В.М., Калинина Н.В., Чечеткина А.В., Джураевой Е.В., Сидельковского Л.Н., Степанова В.С., Янтовского Е.И. и др. [72, 62, 85, 73, 53, 77, 78, 79]. За рубежом наибольший вклад внесли Баер Г., Грассман П., Эльснер Н., Рант З., Грюнн Г., Шаргут Я., Чеджие Ф. и др. [84, 81,82, 85, 80, 83, 76, 74].

С этой точки зрения из рассмотренных нами публикаций заслуживает внимания работа Парафейника В.П., Довженко В.Н., Фролова С.Д. [43], в которой в общей постановке задачи используется понятие эксергии и эксергетические балансы, но также не учитывается влияние таких важных элементов как АВОГ.

В вопросах экономической оценки эффективности эксплуатации оборудования, обычно требующейся помимо технической оценки, используется метод стоимости жизненного цикла [20, 21]. Данный метод хорошо зарекомендовал себя простотой и возможностью сравнить несколько единиц оборудования между собой, приводя их к единым условиям.

Как уже было сказано, проблемы определения оценки эффективности эксплуатации КС решались за счет показателей, не учитывающих влияние одного из основных элементов КС – АВОГ, а при оценке эффективности эксплуатации АВОГ не рассматривалась система.

При отдельной оценке эффективности работы АВОГ в методике авторского коллектива ВНИИГАЗа: Огневым В.В., Щуровским В.А., Синицыным Ю.Н., Карповым Е.В., Сальниковым С.Ю., Череминым А.В., Степановой Г.С., Шинтяпиным Р.В.

[41] рекомендуется использовать комплекс показателей, один из которых - степень охлаждения газа в аппаратах [40]:

3гвх 3гвых АВО =, (1.5) 3гвх 3а где Тгвх – температура газа на входе АВОГ;

Тгвых – температура газа на выходе из АВОГ;

Та – температура окружающего воздуха.

В работе уделяется внимание вопросам теплообмена, решению которых посвящены работы Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомела А.С., Михеева М.А., Михеевой И.М., Кунтыша В.Б. и Кузнецова Н.М., Давлетова К.М., Камалетдинова И.М. и др [88, 89, 90, 91, 92].

Различные вопросы повышения эффективности АВОГ с точки зрения конструкции лопастей, расположения вентиляторов рассматривались в работах Алимова С.В., Прокопец А.О., Кубарова С.В., Маланичева В.А., Устинова Е.В. и др. [15].

Вопросы оптимизации работы АВОГ изложены в работах Бикчентая Р.Н, Шпотаковского М.М., Третьякова В.В., Янгулова Е.Ю., Пиотровского А.С. и др.

[23, 93, 94, 95].

Практические вопросы оценки и повышения эффективности, реализация их на практике и создание методики расчета и анализа АВОГ изложены в работах Карпова Е.В., Огнева В.В., Щуровского В.А. и др. [3, 10, 11, 17, 19, 29, 30, 35, 38, 41].

Важнейшие вопросы взаимосвязи работы АВОГ в системе КС и ГТС затрагиваются в работах Яруниной Н.Н., Калинина А.Ф., Галиуллина З.Т. и др.

[9, 34, 37, 40, 60].

В работе Яруниной Н.Н. приводятся доказательства энергетической эффективности применения вентиляторов АВОГ и выбора его режима работы с точки зрения ГПА и газопровода, а также показано, что максимальный эффект от более глубокого охлаждения газа за АВОГ наблюдается на третьей по ходу газопровода компрессорной станции [60]. В ней показан такой прием, как выключение из работы одного ЭГПА на третьей по ходу КС, а достигнутый эффект состоит в экономии электроэнергии одним ГПА (в случае применения ГПА вместо ЭГПА).

Следует отметить, что интересная и важная в данном направлении работа Яруниной Н.Н., посвященная оптимизации системы из трех элементов (КС, АВОГ и участок трубопровода) построена на примере ГПА с электроприводом, в котором естественно отсутствуют важные с точки зрения анализа такие элементы как топливный газ, его затраты на привод, потери при дросселировании, уходящие дымовые газы от ГТУ и возможности их использования, присущие газотурбинному приводу. Также стоит отметить, что использование газотурбинного привода более распространено в отечественной ГТС.

Публикации Куличихина В.В., Агабабова В.С., Корягина А.В. и диссертационные работы Гаряева А.А., Жигулиной Е.В., и Джураевой Е.В. [96посвящены вопросам применения детандер генераторных агрегатов на ТЭЦ, КЭС, ГРС и ГРП.

В работе Гаряева А.А. [52] уделено внимание не только разработке схемы установки с возможностями применения ДГА в ГПА и получаемому эффекту от неё, но и вопросам повышения надежности эксплуатации оборудования КС за счет использования ДГА в качестве дополнительного источника электроснабжения КС для различных типов ГПА. Так в работе было показано, что установка ДГА увеличивает вероятность безотказной работы на КС, оснащенной двумя независимыми линиями электроснабжения на 1-4 %. В ней также показано, что применение ДГА в системе топливного газа ГПА ГТК-10-4 позволяет повысить эксергетический КПД ГПА на 0,6 %, и снизить потребление первичного условного топлива (п.у.т.) на 1,96 т п.у.т. в сутки при подогреве его на входе в детандер до 150 оС.

Постановка задачи работы 1.4 При изучении вопросов повышения эффективности работы и снижения потерь газа или затрат энергии был сформулирован вывод о необходимости использования системного подхода к данной тематике.

На наш взгляд, использование классического энергетического анализа не может полностью описать работу системы, поэтому нами использован эксергетический подход к определению эффективности систем транспорта газа, не только для отдельных элементов, но и для связки элементов или системы в целом. В данной работе внимание уделяется компрессорным цехам (или компрессорным станциям), в особенности – главным элементам системы – ГПА и АВОГ.

Постановка задачи исследования:

• Корректировка существующих методов и разработка метода определения эффекта и эффективности работы ГТС и основных элементов КС, КЦ на базе эксергетических показателей.

• Апробация предлагаемых методов и показателей на основе анализа исходных данных для конкретных месторождений и ГТС, сравнение их с показателями, применяемыми различными авторами.

• Проведение исследований показателей аппаратов воздушного охлаждения газа и его влияния на показатели КС и системы в целом с использованием разработанного метода.

• Выполнение ранжирования и анализа потерь в элементах КС (КЦ), их влияние на эффективность КС (КЦ) и ГТС.

• Сформулировать и оценить предложения по повышению эффективности ГТС и её элементов, оценить возможность реализации этих предложений.

• Разработка методики оценки эффективности эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения газа, связывающей эффективность эксплуатации АВОГ с эксергетическим анализом КЦ.

Показатели эффективности работы ГТС и их элементов 2.

Критерии и показатели эффективности 2.1 В данной главе рассматриваются преимущества и предпосылки эксергетического анализа, а также сравнение с существующими методами [31, 32, 33].

Системная оптимизация работы элементов КС является одним из направлений повышения эффективности её работы.

Несмотря на то, что все КС эксплуатируются в режиме работы, задаваемым управлением магистрального транспорта газа, в настоящее время существуют различные подходы к оптимизации работы газоперекачивающих агрегатов (ГПА) [34] и аппаратов воздушного охлаждения газа (АВОГ) [35, 36]. Оптимизация режимов работы позволяет снизить затраты на топливный газ и электроэнергию, повысить эффективность каждой отдельной КС, а при применении ко всем станциям – повысить эффективность всей газотранспортной системы (ГТС).

Для проведения анализа энергетической эффективности КС необходим однозначный выбор критериев оценки.

Для оценки эффективности работы газотранспортной системы (ГТС) были выбраны три показателя:

• Суммарные относительные затраты газа в элементах ГТС для обеспечения транспорта газа в магистрали, [%];

• Удельный расход суммы потоков энергии, отнесенной к расходу газа МВтч в магистральном трубопроводе, [ ];

::: м

• Эксергетический КПД компрессорной станции и ГПА, [%].

Для определения второго и третьего показателей выбран эксергетический метод, так как в процессах трансформации потоков энергии участвуют потоки энергии различных качеств [46]:

• химическая энергия топлива;

• энергия потока газа;

• количества теплоты разных потенциалов.

Использование для этих потоков энергии величин эксергии, учитывающих качество каждого потока, даст возможность наиболее корректно составлять балансы потоков и определять относительные показатели.

Согласно многочисленным литературным данным, в том числе и работам авторов [31, 32, 33, 86, 87], для этих потоков используются:

химическая энергия топлива =р, МВт, с небольшой погрешностью н • принимается равной эксергии топлива =р = Етоп [46, 76];

н

–  –  –

где Vг – суммарный расход магистрального топливного газа на привод, технические и технологические нужды, м3;

VгТР – объем перекачиваемого газа, м3.

2) Удельные эксергетические затраты на ГТС

–  –  –

где R Eтехн – суммарные затраты эксергии на технологические нужды по ST магистральному газопроводу (МГ), МВт; (в основном – эксергия топливного газа);

n – количество компрессорных станций на МГ.

3) Эксергетический КПД компрессорного цеха.

Использование предложенных показателей дает возможность в достаточной мере оценить эффективность эксплуатации с точки зрения эксергетического анализа, что обеспечивает возможность сравнения объектов между собой, и оценить эффективность использования топлива и выявлять потери.

Методика эксергетического анализа и диаграмма 2.2 эксергия-энтальпия В развитие положений, изложенных в [43, 44, 62, 85], в работе предложено разделить разность эксергии до и после нагнетателя (e2-e1) на две составляющие:

(e2-e1)=ep+ et (см. рис. 2.1), где ep= e2t -e1 – приращение эксергии вследствие повышения только давления – главный полезный, исходя из основной задачи, эффект работы нагнетателя, и et= e2’ – e2t – приращение эксергии вследствие повышения температуры –названный нами, как негативный эффект при повышении давления, приводящий к росту скорости газа и гидравлического сопротивления в трубопроводе. В работе [45] производилось аналогичное разложение, но для иных целей, где приращение эксергии вследствие повышения температуры отходящего воздуха рассматривалось как положительный эффект.

Одним из основных инструментов эксергетического анализа является диаграмма эксергия энтальпия построенная для большинства

– (e-h), используемых в технике веществ [46, 47, 48].

В частности, на рис. 2.1 показан фрагмент диаграммы e-h, построенной автором для метана при давлениях и температурах, соответствующих условиям работы КС (Приложение А). В данном случае, при расчетах в работе использовались газы, близкие к метану. Природный газ обычно имеет различный состав газа и доля метана в нем может существенно снижаться. При выполнении расчетов элементов КС и ГПА в области повышенных давлений и существенно отличных от метана составов газа погрешности расчетов могут достигать 20-30 % в сравнении с расчетами по метану [48, 59, 75], а при использовании в расчетах уравнения для идеального газа погрешность может достигать 25% в зависимости от давления газа. При использовании коэффициента сжимаемости в уравнениях идеального газа погрешность расчетов снижается до 9 % в зависимости от давления природного газа [48]. При определении характеристик газов используют коэффициент сжимаемости реальных газов, определяемый через уравнение состояния Бенедикта-Вебба-Рубина (БВР) [49, 38].

На рис. 2.1 изобары Р1, Р2 соответствуют давлениям на входе и выходе из компрессорной станции. Изобары пересекают изотермы с соответствующими температурами (Т1, Т2). Точка 2т соответствует идеальному изотермическому сжатию, а точка 2s - изоэнтропному процессу. Точка 2 определяется состоянием сжатого газа в КС на выходе из нагнетателя, точка 2' – на выходе из АВОГ и входе в магистраль в зависимости от температуры газа за АВОГ. Точка ТГ соответствует параметрам топливного газа. Аналогичные точки нанесены на рис.

2.2.

Таким образом, эффективность КС можно оценить по следующей формуле

КПД, определенного эксергетическим методом с учётом АВОГ (рис. 2.3):

([ H т [ H ) [ (H \ H т )!

Yкс = H, (2.6) н Втг Fр [тг е ]в где V1, V2 – расход природного газа на входе и выходе из КС, кг/с;

e1, e2Т, e2’ – соответственно эксергия природного газа на входе и выходе из КС при изотермическом сжатии, на выходе из КС при фактическом сжатии после охлаждения в АВОГ, кДж/кг;

разность (J% ?%т J ? ) определяет положительный эффект работы КС, а разность J% (?%\ ?%т ) негативную составляющую эффекта, связанную с

– недоохлаждением газа в связи с потерями в теплообменнике (АВОГ).

–  –  –

Комплекс J% (?%\ ?%т ) имеет знак минус, т.к. увеличение температуры T2’ приводит к росту потерь давления из-за увеличения объема и скорости потока газа, что является отрицательным фактором;

BТГ – расход топливного газа, кг/с;

=^ – низшая рабочая теплота сгорания топлива, кДж/кг;

_ `в – мощность вентиляторов на прокачку воздуха, охлаждающего газ, АВОГ, кВт.

–  –  –

АВОГ К СТ ГТ Н 2'

–  –  –

Рисунок 2.2 – Упрощенная схема работы ГПА:

1 – вход перекачиваемого газа в нагнетатель, 2 – природный газ после нагнетателя, 2' – природный газ после АВОГ перед входом в МГ, ТГ – топливный газ, К – компрессор, СТ – cиловая газовая турбина, ГТ – газовая турбина, Н – нагнетатель природного газа

–  –  –

использования энергии топливного газа путем выработки электрической мощности ДГА. В величину эффекта (в числитель) необходимо добавить эксергию утилизированной теплоты ЕFут = Gе =ут, если тепло уходящих газов из турбины полезно используется.

Необходимо уточнить, что приведенные формулы 2.6 и 2.7 справедливы при положительных температурах природного газа после АВОГ, а именно, если температура природного газа после охлаждения его в АВОГ выше, чем его температура при изотермическом сжатии, то есть точка 2 (см. рис. 2.1) лежит правее точки 2т. Таким образом, для охлаждения нагретого в результате компрессии газа приходится затрачивать дополнительную работу на охлаждение его. В зимний период года (особенно для КС, расположенных в северных широтах) природный газ способен охладится ниже температуры изотермического сжатия, даже не включая АВОГ. Происходит переохлаждение газа – естественное охлаждение газа без затрат дополнительной энергии. В данном случае охлаждение газа осуществляется естественным путем, а значит формула 2.6 трансформируется в формулу ([ H т [ H ) [ (H \ H т )!

Yкс = H, (2.8) н Втг Fр [тг е ]в а формула 2.7 примет вид:

–  –  –

На практике в северных районах России эксплуатируют АВОГ с рециркуляцией воздуха для недопущения избыточного охлаждения.

Диаграммы потоков эксергии с определением потерь 2.3 При использовании эксергетического метода для анализа системы наглядным способом отражения различного рода потерь в системе является применение эксергетических диаграмм потоков [62, 76]. В результате их использования можно представлять, какое количество эксергии преобразуется в потери, в каком элементе системы необходимо произвести изменения для сокращения таких потерь.

Для типовой КС были построены диаграммы потоков эксергии, на которых показано распределение потребляемой эксергии до и после энергосберегающих мероприятий. На рис. 2.4 представлено распределение потоков эксергии на КС с определением наиболее значимых потерь.

–  –  –

Рисунок 2.4 – Распределение потоков эксергии на КС Слева отмечена эксергия, входящая в систему КС+АВОГ: BQрн – эксергия, получаемая при сжигании топливного газа (химическая эксергия топлива), Eфиз – физическая эксергия топлива.

Nэл – электрическая мощность, потребляемая вентиляторами. Справа на диаграмме показан эффект и различные потери эксергии в системе: Eпол – полезный эффект, получаемый в результате работы нагнетателя магистрального газа, полезная эксергия, являющаяся показателем эффективности работы, Екомпр эксергия, затрачиваемая воздушным

– гту компрессором ГТУ, Еух.газ – эксергия уходящих газов, рассеивающаяся в атмосферу с продуктами сгорания топлива, Eавог – потери эксергии при работе АВОГ, Eдрос – потери в системе, связанные с дросселированием топливного газа перед поступлением его в камеру сгорания, Eпроч – прочие потери эксергии, состоящие из потерь в газовой турбине, потерь в нагнетателе, внутренней и внешней диссипации энергии. Прочие потери зависят от конструктивных и технологических особенностей работы цеха. В таких элементах, как воздушный компрессор на валу ГТУ и газовая турбина, существуют наибольшие потери эксергии. Они закладываются на этапе проектирования оборудования.

Оставшиеся виды потерь эксергии занимают меньшую долю в общей сумме баланса, но именно они поддаются контролю путем проведения мероприятий и модернизаций.

Потери эксергии с уходящими газами при дросселировании топливного газа и потери эксергии в аппаратах воздушного охлаждения газа могут быть снижены за счет следующих решений: установка теплообменника-утилизатора на выходе дымовых газов, применение детандер-генераторного агрегата совместно с теплообменником, применение мероприятий, способствующих снижению потерь в АВОГ.

Аналогичная диаграмма потоков для конкретной КС с использованием некоторых энергосберегающий мероприятий рассмотрена в 4 главе (рис. 4.9).

Вопросы теплотехнической эффективности и 3.

повышения уровня эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения газа Применение аппаратов воздушного охлаждения газа на 3.1 КС При транспорте газа по магистральным газопроводам тратится около 10-12 % перекачиваемого газа [13], используемого в основном в качестве топлива для привода газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с газотурбинным приводом.

Основные составляющие расхода газа:

А) Расход газа в качестве топлива ГПА на привод нагнетателя газа.

Б) Расход газа для проведения прочих технологических операций по поддержанию требуемого режима эксплуатации газопроводов, например, на пуски, остановки и изменение режимов работы ГПА; на продувку систем ГПА и т.д.

Одним из путей решения проблемы снижения потребления топлива является использование аппаратов воздушного охлаждения газа (АВОГ) для охлаждения окружающим воздухом природного газа, сжимаемого в газоперекачивающих агрегатах, устанавливаемых на компрессорных станциях транспорта газа. Охлаждение природного газа проводится с целью повышения устойчивости изоляции трубы магистрального газопровода, снижения потерь давления на транспортировку природного газа по МГ вследствие роста плотности газа при охлаждении, и, соответственно, снижения скорости его течения по МГ. В работе Яруниной Н.Н. [60] показано, что при более глубоком охлаждении природного газа за АВОГ на первой КС газопровода, после нее возможно отключение одного из компрессорных агрегатов на третьей (ЭГПА) компрессорной станции, а значит и снижение потребления электроэнергии одним ЭГПА.

Излишне высокая температура газа на выходе станции (более 45 оС), с одной стороны, может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода, а, с другой стороны - к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компремирование (из-за увеличения его объемного расхода). Нижний предел охлаждения газа обусловлен составом и свойством природного газа при определенном давлении образовывать гидраты на стенках газопровода [61]. Следует отметить, что глубина охлаждения технологического газа здесь ограничена температурой наружного воздуха, что особенно сказывается в летний период эксплуатации. Естественно, что температура газа после охлаждения в АВОГ не может быть ниже температуры наружного воздуха.

Развитие газотранспортной системы в СССР, США и Европе в 70 – 80-ые годы привело к появлению разнообразного оборудования для транспортировки природного газа, в том числе и АВОГ. В парке АВОГ ОАО «Газпром»

эксплуатируется более аппаратов различных производителей.

Количественное распределение по маркам аппаратов представлено на рис. 3.1.

Наибольшее распространение получили отечественные аппараты типа 2АВГ-75, АВГ-85МГ, импортные аппараты типа Крезо-Луар, Хадсон, Ничимен и др.

АВГ-64 АВГБС-83 АВГ-125 АВГБС-100 АВГБ-83 АВГ-75 2 АВГБ-83 АВГ-160 2АВГ-75С 2АВГ-75 АВГ-85МГ Ничимен(Япония) Нуово Пиньоне(Италия) 84-24С(США) Эир-Экс-Чейн-жер(США) Крезо-Луар(Франция)

–  –  –

Рисунок 3.1 – Парк аппаратов воздушного охлаждения газа ОАО “Газпром” Установки охлаждения газа (УОГ) – комплекс из нескольких АВОГ эксплуатируются на КС одновременно с ГПА и имеют соответствующий ГПА срок службы, что говорит о нынешнем моральном и физическом устаревании около 50 % оборудования.

При реконструкции и капитальном строительстве цехов КС чаще всего применяется блочно - модульная компоновка ГПА (каждому ГПА соответствует своя УОГ), вместо цеховой компоновки (общий УОГ на все ГПА).

Для изменения режима работы АВОГ на КС используется способ дискретного регулирования с устройством плавного пуска, то есть последовательного включения вентиляторов. Он реализуется с помощью системы автоматического управления (САУ). Для достижения необходимой температуры газа за АВОГ производится включение или отключение дополнительных вентиляторов. Автоматика вводит в действие тот или иной вентилятор по критерию равномерности распределения времени наработки каждого вентилятора и величины температуры газа за АВОГ. При использовании такой системы регулирования не учитываются индивидуальные характеристики АВОГ [14].

Другим способом регулирования работы АВОГ на КС является частотнорегулируемый привод (ЧРП) вентиляторов. При его использовании производится изменение частоты вращения вентилятора и изменение расхода воздуха, прокачиваемого через теплообменник, для регулирования температуры газа на выходе из КС [15].

На электроснабжение аппаратов воздушного охлаждения газа (АВОГ) на компрессорных станциях (КС) тратится 60 % затрат электроэнергии [16], поэтому проблема снижения затрат потребляемой электроэнергии является актуальной.

Основные потери в АВОГ связаны со снижением коэффициента теплопередачи теплообменных секций аппарата из-за загрязнении внешних и внутренних поверхностей нагрева. В результате загрязнения необходимо затрачивать дополнительную электроэнергию на работу дополнительных вентиляторов для выравнивания тепловой нагрузки. Данные потери относятся к «тепловым потерям» АВО, но также существуют гидравлические, механические и электрические потери вентилятора [17].

Влияние различных факторов на термодинамическую 3.2 эффективность эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения газа

Рассмотрим следующие причины снижения эффективности работы АВОГ:

загрязнение поверхностей нагрева, неравномерность распределения поля скоростей по сечению прохода газа в вентиляторе, физический износ или старение аппаратов, использование неоптимальных элементов конструкции, неиспользование методов оптимизации и регулирования.

Деградация коэффициента теплопередачи АВОГ 3.2.1

В разное время нами были получены и обработаны реальные тепловые характеристики и изучены акты испытаний установок воздушного охлаждения газа (УВОГ), повседневно используемых на компрессорных станциях. Это установки воздушного охлаждения газа типа 2АВГ-75, «Ничимен», «Хадсон», «Крезо-Луар».

При загрязнении поверхностей теплообмена АВОГ происходит снижение коэффициента теплопередачи, определяющего эффективность работы теплообменной секции.

С помощью данного коэффициента производится оценка работы установки: чем больше величина коэффициента, тем эффективнее происходит теплообмен, тем экономичнее режим работы установки. Это позволяет сравнить различные установки между собой по их теплотехнической эффективности.

Значения коэффициентов теплопередачи АВОГ были рассчитаны по заводским и эксплуатационным данным.

–  –  –

где tфгвых – фактическая температура газа после АВОГ, оС, замеряемая на выходе из АВОГ в ходе испытаний (Приложение В).

При отсутствии заводской номограммы для отключенных вентиляторов для определения теплоемкости можно воспользоваться эмпирической формулой удельной теплоемкости газа при постоянном давлении, Ср, кДж/кг*К [18]:

С р = 1, 695 + 1, 838 10 3 T + 1, 96 106 ( P 0,1) / T 3, (3.3) где Т – средняя температура газа, К; P – абсолютное давление, МПа.

Испытания АВОГ производились на нескольких компрессорных станциях.

Данные для установок 2АВГ-75 приведены в таблице В. 1 (Приложение В, Таблица 1). Принципиальная схема расположения вентиляторов 2АВГ-75 УОГ приведена на рис. В. 1. 1. Автором выполнен расчет коэффициентов теплопередачи в зависимости от количества работающих вентиляторов и температуры наружного воздуха, результат представлен в таблице В. 1 и на рис.

В. 1. 2.

Аналогично в приложении В приведены данные и расчеты для установок типа «Хадсон», «Ничимен», «Крезо-Луар».

Из полученных зависимостей можно сделать следующие выводы:

Фактические коэффициенты теплопередачи не соответствуют заявленным паспортным данным. В некоторых случаях их различие существенно, что объясняется загрязненностью поверхностей теплообмена и физическим старением аппаратов.

3.2.1.1 Сравнение различных типов АВОГ при условии работы всехвентиляторов

Сравнение различных типов АВОГ производилось с помощью паспортного и фактического коэффициентов теплопередачи.

Полученные автором коэффициенты теплопередачи различного типа установок представлены в таблице Г. 1. Сравнение коэффициентов теплопередачи (Ктп) различного типа установок приведено на рис. Г. 1 приложения Г.

Из рис. Г.1. видно, что наибольшим коэффициентом теплопередачи обладает АВОГ типа «Крезо-Луар».

3.2.1.2 Сравнение различных типов АВОГ при условии естественной конвекции (все вентиляторы выключены) Как известно, основной регион добычи природного газа располагается на северных территориях страны, соответственно транспортировка газа также происходит по северным широтам. В зимнее время года охлаждение газа в АВОГ не требуется и вентиляторы отключаются. Но естественная конвекция все равно присутствует и иногда требуется даже вводить рециркуляцию воздуха для недопущения переохлаждения газа.

Сравнение установок охлаждения газа при всех выключенных вентиляторах производится по величине коэффициента теплопередачи для естественной конвекции.

Коэффициенты теплопередачи различных АВОГ представлены в таблице Г. 2. Сравнение Ктп различного типа установок приведено на рис. Г. 2 приложения Г.

Далее рассмотрим зависимость коэффициента теплопередачи от температуры наружного воздуха и степени охлаждения АВОГ.

3.2.1.3 Зависимость коэффициента теплопередачи от температуры наружного воздуха для УОГ На примере регионов с различными температурами окружающей среды определяется зависимость Ктп от температуры воздуха. Для возможности экстраполяции данных для области, не рассмотренной в работе, проанализируем данные по линейному осреднению, так как в известном диапазоне температур зависимость описывалась линейным способом.

На рис. Г. 3 представлена зависимость Ктп от температуры наружного воздуха АВОГ типа 2АВГ-75. Из неё видно, что с ростом температуры наружного воздуха Ктп возрастает. Поэтому УОГ эффективнее работает при положительных температурах наружного воздуха. Но темп роста коэффициента теплопередачи медленнее темпа изменения температуры. Температурный напор тем выше, чем выше температура охлаждаемого газа.

Линейные зависимости для эксплуатационного и расчетного режимов представляют собой эквидистантные прямые, что объясняется одинаковым загрязнением вентиляторов независимо места их расположения загрязняются одинаково.

3.2.1.4 Зависимость коэффициента теплопередачи от степени охлаждения установки 2АВГ-75

–  –  –

где tгвх – температура газа на входе в АВОГ, оС; tгвых – температура газа на выходе АВОГ, оС; tа – температура наружного воздуха на входе в АВОГ, оС.

3.2.1.5 Анализ работы установок воздушного охлаждения газа при снижении эффективности теплообмена В разделе произведен анализ работы установок воздушного охлаждения газа при снижении эффективности теплообмена при включенных и выключенных вентиляторах АВОГ и снижения коэффициента теплопередачи при расчетном и фактическом значении, Ктп, Анализ УОГ на основе снижения эффективности теплообмена при включенных и выключенных вентиляторах АВОГ производится по коэффициенту снижения эффективности теплообмена:

Ктпвкл k' эфф =, (3.5) Ктпвыкл

–  –  –

Из полученных данных следует, что АВОГ типа «Хадсон», имеющий высокий коэффициент, имеет загрязненные поверхности теплообмена, так как отношение коэффициентов очень велико. Лучшим показателем обладает АВОГ типа 2АВГ-75.

Снижение эффективности теплопередачи при расчетном и фактическом значении коэффициента теплопередачи можно выполнить по коэффициенту снижения теплообмена:

Ктпэкспл К ст =, (3.6) Ктппасп где Ктпэкспл – коэффициент теплопередачи, получаемый в результате вычисления при эксплуатации АВОГ, Вт/м2*К; Ктппасп – коэффициент теплопередачи, получаемый из заводских характеристик аппарата, Вт/м2*К.

Значения коэффициента сведены в таблицу Д. 2 приложения Д.

Самым высоким коэффициентом Кст обладает установка АВОГ типа «Ничимен». Это означает, что данный аппарат работает в режиме, максимально приближенном к заводскому. Данный коэффициент сигнализирует о засорении поверхностей нагрева и физическом старении аппарата; при снижении коэффициента Кст необходимо производить диагностику и промывку внутренних и внешних поверхностей теплообмена АВОГ.

Вследствие загрязненности поверхностей аппарата воздушного охлаждения газа и уменьшения коэффициента снижения теплообмена тепловой поток, передаваемый воздуху от более нагретого газа, снижается. Для достижения нужной температуры на выходе газа необходимо увеличивать расход прокачиваемого воздуха, что приводит к увеличению потребляемой мощности вентиляторов. При увеличении мощности, затраты электроэнергии растут, что невыгодно, поэтому своевременная очистка аппаратов на сегодняшний день не теряет своей актуальности.

–  –  –

По результатам исследований Камалетдинова И.М. получены данные коэффициентов снижения эффективности теплопередачи для нескольких типов аппаратов парка АВОГ ООО «Газпром трансгаз Уфа» [92]. Они представлены в таблице 3.1.

–  –  –

По полученным данным сделан вывод о состоянии теплообменного оборудования – аппаратов воздушного охлаждения газа. Как известно, на снижение коэффициента теплопередачи, соответственно и на коэффициент снижения теплообмена, влияет не только загрязнение внутренних и внешних поверхностей АВОГ, но и физический износ аппаратов. Из рис. Д.1 видно, что удовлетворительную нижнюю границу (снижение на 10%) имеет лишь аппарат «Ничимен» (измерения проводились в начале эксплуатации после очистки поверхности теплообмена). Чем меньше коэффициент теплопередачи, тем больше аппаратов должно быть включено в работу, т.е. возрастает потребление электроэнергии вентиляторами для поддержания заданного температурного уровня АВОГ.

Так, например, для аппарата 2АВГ-75 при работе на номинальном режиме (p = 75 кгс/см2; tвх = 75оС; tвых = 45оС; tос = 30оС) и снижении коэффициента теплопередачи на 25% (табл. 3.2), рост температуры газа на выходе составит 4,5оС. В процессе эксплуатации любых УОГ для компенсации ухудшения теплообмена и обеспечения номинального режима работы необходимо увеличить число работающих аппаратов в среднем на 42% (величина получена усреднением данных по парку).

Установленная мощность вентиляторов АВОГ парка ОАО «Газпром»

составляет 410,2 МВт, из которых 276,5 МВт – установленная мощность отечественных аппаратов. Максимально возможные потери по парку за счет снижения теплообмена (увеличения числа работающих вентиляторов на 42%, как было показано ранее, для компенсации повышения температуры газа на выходе) при цене электроэнергии 3 руб. за кВт*ч составляет 4,5 млрд. руб. в год без учета затрат на мощностную составляющую тарифа.

Для прогнозирования изменения коэффициента теплопередачи в процессе эксплуатации необходимо знать изменение коэффициента теплопередачи АВОГ за счет физического старения аппарата, время загрязнения внешней и внутренней поверхности аппарата, зависимость коэффициента теплопередачи от вида внутренних и внешних отложений. Анализ полученных данных позволяет спрогнозировать оптимальные сроки очистки и промывки внутренних и внешних поверхностей аппаратов, указать оптимальное время замены секций аппарата или самого аппарата.

Исследование неравномерности поля скоростей воздушного 3.2.2 потока при изменении угла атаки лопастей Для исследования скорости течения воздуха через теплообменную секцию АВОГ используются анемометры, устанавливаемые по всей верхней теплообменной поверхности с определенным шагом по длине и ширине (рис. 3.2).

С каждого вентилятора снимается 90 измерений скорости в разных точках по сечению теплообменной секции. Расстояние между точками измерений по ширине АВОГ для одного вентилятора распределяется равномерно на 15 рядов, по длине АВОГ для одного вентилятора – на 6 рядов с расстояниями между измерениями от 0,6 до 1,1 метра.

Производится запись результатов измерений при включении АВОГ при разных углах наклона лопастей и анализируются полученные скорости.

–  –  –

С использованием опытных данных измерений скорости течения воздуха в аппарате 2АВГ-75 при различных углах установки лопастей и различных типах лопастей построены поля скоростей воздушного потока с лопастями типа ГАЦМ2 и Венто-Ц и выполнено их сравнение с лопастями типа УК-2М.

3.2.2.1 Исследование значений поля скоростей воздушного потока при изменении угла атаки в вентиляторах ГАЦ-25-4М2 При анализе структуры распределения поля скоростей воздуха отмечено, что существуют четко обозначенные точки экстремума скоростей. Минимумы

–  –  –

2 3,5 3,7 4,0 3,9 3,8 4,0 3,8 3,8 3,81 3 3,5 3,8 3,9 3,9 3,9 3,9 3,8 3,8 3,81 4 2,4 2,6 2,9 2,9 3,0 2,9 3,0 3,2 2,86 5 3,5 3,4 3,8 3,5 3,7 3,5 3,8 4,0 3,65 6 3,7 3,7 3,5 3,4 3,9 3,7 3,5 3,7 3,63 7 3,9 3,8 3,5 3,7 3,9 3,5 3,7 3,7 3,71 8 4,1 4,2 4,1 4,2 4,0 3,8 3,9 3,8 4,01 9 3,8 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,8 3,88 10 3,5 3,9 3,9 3,8 3,8 3,8 3,9 3,7 3,79 11 2,5 2,9 3,0 2,9 2,7 2,9 2,9 2,7 2,81 4-4.5 3.5-4

–  –  –

Аналогичные измерения и графические изображения были построены для углов установки лопастей 18, 20, 22, 25 градусов.

В результате исследования были построены поля и рассчитаны неравномерности распределения скоростей воздушного потока в зависимости от углов установки лопастей c целью установки их влияния на эффективность теплопередачи. При минимальной неравномерности, то есть при равномерном поле скоростей по площади вентилятора, можно судить о хороших гидравлических характеристиках аппарата и его коэффициенте теплопередачи, близком к заявленному производителем. Кроме того, при меньшей неравномерности поля скоростей возрастает расход воздуха, прокачиваемый вентилятором при одинаковой мощности двигателя.

Неравномерность поля скоростей рассчитывается как отношение разности между максимальным и минимальным значением скорости к усредненной скорости истечения через вентилятор.

Автором установлено, что минимальная неравномерность поля скоростей для вентилятора типа ГАЦ-25-4М2 достигается при значении угла в 25 градусов.

На рисунках 3.3 и 3.4 показана относительно большая неравномерность распределения скорости воздуха, в частности, можно наблюдать «провалы» в точках 4 и 11. В зоне точки 4 и в пристенной зоне точки 11 существуют повышенные гидравлические сопротивления, и коэффициент теплопередачи трубы на данных участках отличается от среднего.

Аналогичный расчет был произведен для вентиляторов Венто Ц с углом установки 15, 5, 18, 20, 22, 25 градусов.

Минимальная неравномерность скоростей для данного типа вентилятора определена при угле 20 градусов.

В результате исследования обоих типов колес в зависимости от скорости воздушного потока и неравномерности обнаружено, что минимальная неравномерность поля скоростей имеется у вентилятора ГАЦ-27-3.

В результате анализа неравномерности распределения полей скоростей установлено, что правильный выбор вентилятора и углов установки лопастей с учетом минимальной неравномерности приведет к снижению температуры газа на выходе в среднем на половину градуса.

3.2.2.2 Исследование значений поля скоростей воздушного потока АВОГ типа АВГ100, 2АВГ-75, АВГ-85МГ Общая характеристика поля скорости воздушного потока, проходящего через весь аппарат, представлена на рис. 3.5.

Рисунок 3.5 – Поле скоростей воздушного потока через АВГ100 Аналогичное распределение скоростей воздушного потока были получены для аппаратов типа 2АВГ-75 (с колесами типа УК 2М) и АВГ-85МГ (с колесами типа ГАЦ-27-3).

3.2.2.3 Неравномерность распределения скоростей воздушного потока через АВОГ Полученные результаты неравномерности распределения скорости по различным аппаратам представлены в таблице 3.5

–  –  –

Минимальная неравномерность скоростей воздушного потока имеется у аппарата АВГ-100 производства ООО «НПК «ОйлГазМаш» с колесами типа ГАЦМаксимальная неравномерность – у 2АВГ-75 с колесами типа УК-2М.

Неравномерность распределения скорости движения воздуха через аппарат зависит от диаметра колеса вентилятора и разреженности трубного пучка. Чем плотнее трубный пучок – тем неравномерность скорости движения воздуха меньше.

Повышенная неравномерность поля скоростей приводит к снижению расхода воздуха и снижению локального коэффициента теплопередачи, а значит к ухудшению эффективности и дополнительным затратам электроэнергии.

Эффективное решение снижения неравномерности заключается в замене рабочих колес и изменении угла установки лопастей.

Другими факторами, влияющими на эффективность эксплуатации АВОГ, являются последовательность включения вентиляторов АВОГ, оптимизация порядка включения аппаратов, использование частотно-регулируемого привода.

Основные способы регулирования работы 3.3 вентиляторов АВОГ Один из основных способов регулирования работы вентиляторов АВОГ на КС является способ дискретного регулирования с устройством плавного пуска, то есть последовательного включения вентиляторов по ходу течения газа с помощью системы автоматического управления (САУ). Необходимая температура газа за АВОГ достигается включением или отключением дополнительных вентиляторов..

Автоматика вводит в действие тот или иной вентилятор по критерию равномерности распределения времени наработки, то есть равномерная загрузка каждого вентилятора по времени эксплуатации, на каждый вентилятор и величины температуры газа за АВОГ. При использовании такой системы регулирования не учитываются индивидуальные характеристики вентиляторов и теплообменных секций АВОГ.

При заданной системе управления не учитывается критерий экономии электроэнергии, важным является режим работы КС, а именно – температура газа на выходе из КС. Таким образом, на существующих САУ предлагается вводить дополнительный критерий снижения электропотребления за счет оптимизации последовательности работы вентиляторов.

В работе были рассчитаны количества передаваемой теплоты для конкретных установок охлаждения газа и получены схемы приоритета эксплуатации АВОГ для максимальной эффективности работы в зависимости от выходных параметров газа. При снятии показаний на КС были включены различные комбинации вентиляторов АВОГ и исследованы различные режимы работы ГПА, благодаря чему удалось разработать рекомендации по порядку включения вентиляторов АВОГ с учетом минимизации затрат электроэнергии и максимизации эффективности работы. Пример такой схемы представлен на рис.

3.6. На нем изображена теплообменная секция с различным количеством включенных вентиляторов. Все комбинации выстроены в определенном порядке.

В первом ряду сверху включено 6 вентиляторов, во втором ряду - 5 вентиляторов и по горизонтали показаны различные комбинации включения 5 вентиляторов, причем только в одной комбинации включенных вентиляторов была получена максимальная эффективность. Такая комбинация расположена в левом столбце.

При смещении от нее вправо по ряду эффективность комбинации снижается. В следующем ряду представлена комбинация из 4х включенных вентилятора и так далее.

–  –  –

Цифра до скобки показывает приоритет эксплуатации (от 1 до 9: 1 – максимальная эффективность, 9 – минимальная эффективность), цифра в скобках

– количество включенных вентиляторов. Закрашенные вентиляторы включены в работу.

Данная схема показывает, что при необходимости включения определенного количества вентиляторов наиболее эффективным по теплопередаче будет режим работы, отображенный на схеме левее, то есть с номером 1. При включении данного анализа для конкретных станций в алгоритм системы автоматического управления АВОГ можно добиться снижения электропотребления АВОГ.

Вторым способом регулирования работы АВОГ на КС является частотно-регулируемый привод (ЧРП) вентиляторов. При данном способе изменяется расход воздуха, прокачиваемого через теплообменник, путем изменения частоты вращения вентилятора для регулирования температуры газа на выходе из КС [15].

Максимальная эффективность работы АВОГ заключается в максимальной пропускной способности воздуха, зависящей от угла установки лопаток вентилятора, и в минимальном электропотреблении при заданной температуре газа на выходе из АВОГ. Для некоторых типов вентиляторов АВОГ были проведены измерения угла и частоты тока при различных углах установки лопастей вентилятора и изменении частоты тока электродвигателя. На основании экспериментальных данных был определен угол оптимальной установки лопастей и частоты тока для максимальной эффективности работы АВОГ. Для работы

АВОГ в оптимальном режиме необходимо:

• для колес типа ГАЦ – угол атаки лопастей – 18 град., частота тока – 42 Гц (рисунок 3.7);

• для колес типа Венто-Ц – угол атаки лопастей -18 град., частота тока – 45 Гц (рисунок 3.8).

Таким образом, для достижения максимальной эффективности работы АВОГ необходимо обеспечить определенный угол установки лопаток и применение частотного регулирования. При данной оптимизации происходит снижение электропотребления электродвигателями АВОГ. Экономия электрической мощности АВОГ достигает 60% полной электрической мощности цеха АВОГ [54].

–  –  –

Применение ЧРП позволяет экономично регулировать производительность вентиляторов АВОГ, а также снижает пусковые токи, негативно влияющие на ресурс электродвигателей.

Преимущества и недостатки существующих способов регулирования оцениваются по следующим показателям эффективности технологических решений: эффективность теплообмена; точность поддержания температуры газа на выходе; равномерность температур газа на выходе; регулирование производительности вентилятора; зимний и летний режимы эксплуатации; пуск вентилятора; резонанс; электромагнитная совместимость; эффективность работы электродвигателя; ресурс; надежность; безопасность; потребляемая мощность;

диагностика; экономическая эффективность; перспектива внедрения.

Существуют следующие преимущества применения ЧРП перед дискретным способом регулирования:

повышается эффективность теплообмена за счет повышения коэффициента теплопередачи (рис. 3.9);

- точность поддержания температуры газа на выходе;

- равномерность температур газа на выходе;

- регулирование производительности вентилятора (кроме работы в точке максимального КПД);

- нет необходимости выставлять углы лопастей для зимнего и летнего режима эксплуатации;

- повышается безопасность за счет исключения сезонной перенастройки углов атаки лопастей;

- в УОГ с ЧРП в теплообмене на переменных режимах работы участвует вся поверхность АВОГ, а не ее часть, как при дискретном регулировании, требующая больших расходов воздуха и, как следствие, большей потребляемой мощности для достижения одинаковых результатов (рис. 3.10);

- частотные преобразователи позволяют получить диагностическую информацию о текущем состоянии электродвигателей АВОГ; используя эту информацию совместно с показаниями датчиков температуры АВО можно заранее предупредить развитие аварийной ситуации;

- коэффициент теплопередачи при частотном регулировании на 4 % выше, чем при дискретном;

–  –  –

была разработана методика сравнения эффективности АВОГ с и без ЧРП, основанная на методе стоимости жизненного цикла (СЖЦ) (см. Главу 5).

Выбор критерия оценки эффективности охлаждения 3.4 газа в аппаратах воздушного охлаждения газа при их мониторинге В процессе длительной эксплуатации установок воздушного охлаждения газа (УОГ) на компрессорных станциях (КС) магистральных газопроводов происходит ухудшение эффективности их работы, следствием чего является снижение показателей эффективности работы компрессорного цеха. Для поддержания аппаратов воздушного охлаждения газа (АВОГ) в хорошем состоянии необходима своевременная оценка их рабочих характеристик. Одним из способов оценки состояния оборудования являются его испытания при приемке в работу и в процессе эксплуатации.

В целях обеспечения качества поставляемого и модернизируемого технологического оборудования для компрессорных станций разработан стандарт СТО Газпром 2-3.5-253-2008 «Контроль качества оборудования при поставке и эксплуатации» [19], в соответствии с которым в процессе теплотехнических испытаний УОГ определяются следующие показатели: степень охлаждения µ (формула 3.4), потери давления газа в АВОГ, потребляемая мощность вентиляторами. Кроме того, стандарт [19] предусматривает акустические и вибрационные испытания. Результаты испытаний сравниваются с нормативными показателями с использованием номограммы АВОГ. На основе сравнения номограммы с текущими показателями формулируется вывод о соответствии АВОГ требованиям технических условий аппаратов. Результат (ТУ) эксплуатационных испытаний считается положительным, если численное значение показателя отличается от нормативной паспортной величины, приведенной к условиям испытаний, не более чем на 10% [19].

Эффективным способом оценки характеристик и уровня эксплуатации АВОГ является сравнение их между собой, для чего необходимо соблюдение определённых условий. Во-первых, все аппараты должны соответствовать техническим условиям и техническим требованиям. Во-вторых, должен соблюдаться СТО Газпром [19]. В-третьих, аппараты должны быть одинакового типа или иметь одну и ту же модификацию. В-четвертых, должно соблюдаться постоянство климатических и технологических параметров работы.

Существующие расчетные номограммы имеют один существенный недостаток – они позволяют оценивать эффективность работы УОГ (АВОГ) только при всех включенных вентиляторах. Однако на практике при существующих технологических режимах эксплуатации УОГ при различном количестве включенных вентиляторов, разной степени загрязненности АВОГ и при разных углах установки лопастей вентиляторов возникают существенные трудности проведения оценки эффективности их работы в широком диапазоне.

В силу многообразия режимов работы КС определение эффективности и соответствия нормативным требованиям УОГ при фактической работе является достаточно сложным процессом. Для облегчения определения эффективности работы цеховых или модульных УОГ при любых режимах эксплуатации и последующего сравнения между собой при анализе эффективности работы УОГ предлагается использовать степень охлаждения АВОГ, µ (формула 3.4) На расчетной заводской номограмме АВОГ типа 2АВГ-75 (рис. 3.11) были нанесены линии постоянной степени охлаждения АВОГ, а именно, отношение показанных на номограмме разностей температур газа на входе и выходе АВОГ и разностей температур газа на входе и наружного воздуха.

Расход газа через АВОГ оказывает наибольшее влияние на эффективность охлаждения, линии постоянной степени охлаждения имеют малый угол расхождение между собой, определяемый изменением теплоемкости газа при различных температурах.

Поскольку используемые разности температур присутствуют на расчетных номограммах для различных типов АВОГ, то предлагается для удобства оценки эффективности охлаждения АВОГ построить линии степеней охлаждения на их номограммах.

Проведенный анализ показывает, что степень охлаждения достаточно полно характеризует работу АВОГ в широком диапазоне расходов и тепловых нагрузок и является универсальным параметром, позволяющим оценивать работу не только цеховых УОГ, но и дать оценку всему парку конкретного газотранспортного предприятия.

При определении режима работы на номограмме можно наглядно оценить, с какой эффективностью работает АВОГ путем сравнения эксплуатационных и паспортных значений соответствующего показателя. Применительно ко всему парку УОГ номограмма способна охарактеризовать эффективность работы совокупности УОГ одного типа.

Например, на рис. 3.11 при разности температур газа на входе и выходе из АВО (t1-t2), равной 30 оС, и разности температур газа на входе и окружающей среды (t1-ta), равной 40 оС, тепловая нагрузка Qаво составит 4000 кВт, а степень охлаждения µ – 0,75.

Все многообразие режимов работы АВОГ описывается степенью охлаждения µ в диапазоне от 0,5 до 1. Степень охлаждения охватывает диапазон изменения: разностей температур газа на входе и выходе АВОГ от 5 до 70 градусов; разностей температур газа на входе АВОГ и окружающей среды от 5 до 70 градусов; расходов газа через АВОГ от 100 до 15 кг/с; тепловой нагрузки от 2000 до 9000 кВт.

Подход, заключающийся в определении степени охлаждения АВОГ, удобен при анализе эффективности работы АВОГ при любом загрязнении аппарата, при любом угле установки лопасти вентилятора и любом технологическом режиме работы УОГ.

При использовании критерия µ отпадает необходимость построения номограмм для каждого отдельного случая эксплуатации АВОГ и появляется возможность проведения простого анализа эффективности АВОГ и сравнения эффективности эксплуатации как между однотипными аппаратами, так и аппаратами различных типов.

12000 1.2 Тепловая нагрузка АВО, Qаво, кВт

–  –  –

0.9 6000 0.8 0.7 0.6 0.5

–  –  –

Рисунок 3.11– Номограмма АВОГ типа 2АВГ-75 На основе данного критерия был проанализирован парк аппаратов воздушного охлаждения газа ООО «Газпром трансгаз Югорск» [56], где общее количество аппаратов воздушного охлаждения газа (АВОГ) превышает 2400 ед.

общей установленной мощностью более 170 МВт.

АВОГ эксплуатируются на 33 КС ООО «Газпром трансгаз Югорск».

Состав АВОГ включает в себя более 1800 отечественных и 600 иностранных аппаратов, 1975 - 1990 г. выпуска. На рис. 3.12 представлена диаграмма распределения отечественных и иностранных АВОГ по парку газотранспортного предприятия.

2АВГ-75 69.5%

–  –  –

Большинство представленных выше аппаратов и конструкций близки друг другу, однако комбинации конструктивных параметров (количество теплообменных секций; расходов газа; мощности вентиляторов; угол установки лопастей) оказывают существенное влияние на эффективность охлаждения.

Каждый тип АВОГ имеет свои особенности производства, а, следовательно, собственные соотношения основных конструктивных параметров. Аппарат 2АВГимеет явное отличие в лучшую сторону от остальных аппаратов – больший диаметр колеса, за счет чего обеспечивается больший охват теплообменной поверхности потоком охлаждающего воздуха и больший расход [57] охлаждающего воздуха.

Эффективность охлаждения зависит от следующих технологических параметров: расхода прокачиваемого через КС газа, количества включенных вентиляторов КЦ, состояния поверхности (частоты промывки) АВОГ, розы ветров, географического расположение КС, даты производства и ввода в эксплуатацию и др. Совокупность рассмотренных параметров даёт общую эффективность УОГ.

В результате анализа работы АВОГ парка ООО «Газпром трансгаз Югорск» лучшие показатели степени охлаждения имеют отечественные (µ = 0,7 – 0,8) АВОГ типа 2АВГ-75. УОГ, состоящие из данных аппаратов показали самую высокую степень охлаждения на компрессорных станциях Ямбургская, ЦДКС Пангоды, Новокомсомольская КС-20 и др. Показатель µ = 0,6 имеет японский аппарат Ничимен, установленный на КС Пуровская. Результаты анализа эффективности работы УОГ КС по степени охлаждения приведены на рис. 3.13.

На нем указаны степени охлаждения передовых АВОГ, полученные по опытным данным при примерно равных температурах наружного воздуха для аппарата 2АВГ-75 (ta = -32 до -5 оС).

0.9 Степень охлаждения газа в АВОГ

–  –  –

На этой характеристике, в отличие от рис. 3.14, большинство точек не попадает в зону соответствия норм, предназначенных для эксплуатационных испытаний. Данная ситуация связана с тем, что большинство режимов работы не соответствует нормативным испытательным режимам, то есть полностью включенным вентиляторам. Регулирование работы АВОГ производится по температуре газа на выходе КС, в результате чего комплекс АВОГ (УОГ) редко работает в режимах, отображаемых номограммой при всех включенных вентиляторах. Кроме того, на расхождение номинальных и расчетных значений влияет угол установки лопастей, тип используемого вентилятора, качество промывки, тип и марка электродвигателей и т.д.

Зависимость степени охлаждения от температуры наружного воздуха для УОГ типа Крезо-Луар представлена на рис. 3.16.

0.8 Теоретическая зависимость Степень охлаждения УОГ

–  –  –

Рисунок 3.18 – Зависимость степени охлаждения УОГ от расхода прокачиваемого газа через компрессорные станции по парку АВОГ ООО «Газпром трансгаз Югорск»

На рис. 3.18 выявлены верхняя и нижняя границы степеней охлаждения, среднее значение степени охлаждения УОГ по парку и дана расчетная зависимость степени охлаждения УОГ от расхода природного газа, полученная с использованием номограммы АВОГ для определения температуры газа на выходе. Графически подтверждается тенденция снижения степени охлаждения от расхода транспортируемого газа.

Снижение степени охлаждения можно объяснить тем, что частичное отключение вентиляторов производится для поддержания температуры на выходе из КС и поддержания режима эксплуатации технологического оборудования.

В процессе анализа работы УОГ парка «Газпром трансгаз Югорск» было подтверждено, что на степень охлаждения оказывают влияние следующие параметры: режим работы УОГ, конструктивные особенности АВОГ, температура окружающей среды, расход охлаждаемого газа. Для оценки эффективности работы УОГ необходимо учитывать влияние всей совокупности параметров одновременно, что не всегда возможно сделать. Предложенный критерий оценки эффективности µ является основной теплотехнической характеристикой АВОГ и позволяет оперативно оценить состояние УОГ за короткое время. При уменьшении эксплуатационного показателя эффективности более чем на 10% от нормативных паспортных величин при работе АВОГ в режиме, близком к условиям испытаний [19], необходим комплекс мероприятий, предусматриваемый инструкциями по эксплуатации АВОГ. Для поддержания АВОГ в эффективном состоянии необходимо соблюдение стандартов СТО 2-3.5-510 и [19], в том числе при новом строительстве или реконструкции КС.

В результате анализа оценки эффективности эксплуатации парка УОГ

ООО «Газпром трансгаз Югорск» можно сделать следующие выводы:

Сложность получения достоверных расчетных зависимостей для конкретных режимов работы связана с отсутствием номограмм АВОГ для соответствующих эксплуатационных режимов при определенном количестве включенных АВОГ, при разных углах установки лопастей аппаратов, при производившихся заменах лопастей, с недостаточной промывкой аппарата, что оправдывает использование более простого критерия эффективности работы УОГ

– степени охлаждения.

Зависимость степени охлаждения от расхода позволяет определить наиболее эффективные типы АВОГ: 2АВГ-75, Ничимен, Хадсон, Крезо-Луар.

Построение номограмм АВОГ с учетом степени охлаждения газа позволяет оперативно оценивать эффективность работы в результате сравнения эксплуатационных и теоретических значений показателя степени охлаждения.

Полученная зависимость степени охлаждения УОГ по парку АВОГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» позволяет установить приоритеты проведения регламентных работ. К примеру, при снижении степени охлаждения газа в АВОГ ниже определенного значения (условно – 0,4) предлагается производить промывку теплообменной секции АВОГ.

Мониторинг эффективности работы УОГ всего парка ОАО «Газпром»

может осуществляться на базе методики оценки состояния аппаратов на основе использования степени охлаждения АВОГ µ в силу простоты ее определения.

–  –  –

где nАВО - общее число АВОГ, шт., Q АВОр - расчетная тепловая нагрузка на АВОГ, кВт.

Для определения расчетной тепловой нагрузки на АВОГ Q АВОр используются номограммы для конкретного типоразмера АВОГ (взятые из ТУ на АВОГ), построенные при всех работающих вентиляторах для фактических условий испытаний в зависимости от массового расхода газа и разности температур на входе газа и окружающего воздуха.

При мониторинге эффективности работы УОГ непосредственно на КС по текущим измеряемым параметрам и сравнения различных типов УОГ между собой, целесообразно использовать расчетный показатель энергоэффективности УОГ EУОГ (формула 3.10) в качестве критерия эффективности работы УОГ. Но большинство АВОГ эксплуатируются в отличных от номинальных или максимальных режимов, для которых существуют номограммы. Давление и расход транспортируемого природного газа также могут изменяться в зависимости от режима работы КС. На АВОГ могут быть изменены углы установки вентиляторов по сравнению с заводской установкой. Также могут применяться различные технические усовершенствования АВОГ [15]. Построение номограммы для отдельно взятого случая отклонения каких-либо условий от заводских достаточно трудно и нецелесообразно, т.к. возможных комбинаций работы бесконечное множество. При отсутствии нужных номограмм исключается возможность проведения оценки эксплуатационной эффективности УОГ КС.

Существующая программа и методика эксплуатационных испытаний УОГ, включенная в СТО Газпром 2-3.5-253-2008 [19] ориентирована на оценку эффективности работы УОГ на конкретной КС и включает определение следующих параметров: гидравлического сопротивления АВОГ по газу, потребляемой мощности, эквивалентного уровня звука, разброса значений виброперемещения и степени охлаждения µ, которая является безразмерным критерием и определяется по формуле 3.4.

Степень охлаждения достаточно полно характеризует работу АВОГ в широком диапазоне расходов и тепловых нагрузок и является универсальным параметром, позволяющим оценивать работу парка УОГ в теплотехническом процессе.

Обе методики содержат удобные для расчета на компрессорных станциях безразмерные критерии: в первом стандарте присутствует критерий – показатель энергоэффективности и отсутствует безразмерный критерий степень охлаждения, а во втором присутствует степень охлаждения и отсутствует показатель (критерий) энергоэффективности.

Использованный критерий степени охлаждения важен с позиции теплового расчета, где важно определить или оценить эффективность работы теплообменной секции. Критерий энергоэффективности важен при мониторинге работы КС, определение эффективности всего УОГ с точки зрения энергосбережения.

Объединение в одной методике степени охлаждения и критерия энергоэффективности позволяет проводить оценку энергоэффективности работы УОГ КС на любом временном интервале.

В связи с этим предложено трансформировать критерий E АВОГ (формула

3.9 с учетом, что УОГ состоит из одного АВОГ) в следующий вид путем умножения на отношение разностей температур газа и воздуха на входе в АВОГ (t1 t a )

–  –  –

охлаждения газа, кВт, µ - степень охлаждения газа в АВОГ, tгвх – температура газа на входе в АВОГ, отражающая температурный режим нагнетателя; tа – температура окружающей среды.

Данный безразмерный критерий эффективности работы АВОГ достаточно полно характеризует работу не только отдельного АВОГ, но и всей УОГ КС и применяется для оценки эффективности эксплуатации цехов и КС газотранспортного предприятия.

На основе анализа экспериментальных данных ООО «Газпром трансгаз Югорск» по эксплуатации АВОГ (менее года) были оценены распределения степени охлаждения и критерия энергоэффективности. Характеристика приведена на рис. 3.19.

Рисунок 3.19 – Распределение величины степени охлаждения и критерия энергоэффективности по лучшим аппаратам компрессорных станций Из рис.

3.19 следует, что при больших значениях степени охлаждения затрачивается большее количество электроэнергии Nв для охлаждения газа, что приводит к снижению критерия энергоэффективности.

На рис. 3.20 приведено изменение критерия энергоэффективности в диапазоне изменения критерия в границах между максимальным и минимальным отклонением коэффициента.

По опытным данным для максимального и минимального коэффициента энергоэффективности получены формулы аппроксимации в зависимости от степени охлаждения, представленные на рис. 3.20.

Рисунок 3.20 – Изменение минимальных и максимальных величин критерия энергоэффективности УОГ от степени охлаждения В результате анализа значений показателей энергоэффективности УОГ было получено аналитическое выражение для средней величины критерия (рис.

3.21).

Рисунок 3.21 – Изменение средних величин критерия энергоэффективности УОГ от степени охлаждения Проведенный анализ позволяет предложить методику оценки эффективности работы УОГ КС в процессе эксплуатации, которая включает определение:

- степени охлаждения;

- фактического показателя энергетической эффективности;

- расчетного показателя энергетической эффективности по полученным зависимостям (рис. 3.20) для максимального соотношения;

- расчетного показателя энергетической эффективности по полученным зависимостям (рис. 3.21) для среднего соотношения;

- расчетного показателя энергетической эффективности по полученным зависимостям (рис. 3.20) для минимального соотношения;

По результатам расчета проводится сравнение полученных расчетных показателей энергетической эффективности с его фактическим значением.

При выполнении соотношения E ср E УОГ E max работа может быть УОГ УОГ р

–  –  –

Методика позволяет уточнить найденное соотношение безразмерных критериев и использовать их для объективной оценки эксплуатации УОГ КС.

Кроме того, в результате проведенного анализа существующих методик оценки энергоэффективности УОГ была установлена взаимосвязь между температурным режимом и эксплуатационными характеристиками и показано, что нормативные документы [58] и [19] дополняют друг друга.

Методика расчета эксергетического КПД станции на 3.6 нерасчетных режимах АВОГ При эксплуатации КС температура газа после охлаждения в АВОГ обычно задается диспетчером по указанию линейного управления. Насколько эффективна эксплуатация КС в данном режиме работы, определить затруднительно при отсутствии инструмента сравнения. В данном случае можно применить эксергетический анализ для решения вопросов оценки эффективности эксплуатации систем.

В предыдущих главах было изложено применение эксергетического метода анализа к системам ГПА - АВОГ для оценки эффективности, а также показаны универсальные способы оценки эффективности эксплуатации АВОГ.

Рассмотрим систему ГПА –АВОГ с изменяемой температурой газа после АВОГ в зависимости от эксплуатационных факторов и загрязнения поверхностей нагрева АВОГ.

Исходные данные для расчета: тип КС; тип ГПА; свойства природного газа; количество агрегатов в работе; Vтг – расход топливного газа, тыс.м3 (в месяц); V’ – расход газа на входе в КС, млн. м3 (в месяц); V’’ – расход газа на выходе из КС, млн. м3 (в месяц); Рос – давление окружающего воздуха, МПа; Тос – температура окружающего воздуха, К; Т1 – температура газа на входе в КС, К; Р1

– давление газа на входе в КС, МПа; Р2 – давление газа на выходе из КС, Мпа; тип нагнетателя природного газа; ад – адиабатный КПД нагнетателя; Ртг – давление топливного газа, МПа; тип АВОГ; количество АВОГ.

Расчет происходит в три этапа. На первом этапе определяется температура газа на выходе из нагнетателя, если нет измеренных данных. На втором этапе для известного типа АВОГ определяется температура газа на выходе из него. На третьем этапе производится расчет на основе эксергетического анализа.

1) При изменении параметров газа (температуры и давления) на входе в КС производится расчет температуры газа на выходе из нагнетателя природного газа по следующему алгоритму. По известным исходным данным определяется работа адиабатного сжатия:

}~ y ^ wx = z { C |m p 1•, } (3.15) y ^

–  –  –

где Ср – теплоемкость газа, кДж/кг*К.

2) С температурой Т2 газ поступает в АВОГ, где происходит его охлаждение. Расчет производится по методике расчета и проектирования теплообменников [105]. Для используемого АВОГ выписываются технические характеристики: количество теплообменных секций, материальное исполнение, поперечное сечение ребер, тип труб, коэффициент оребрения, площадь теплообменной поверхности и др. На основе этих данных расчитываются характеристики теплообменных секций, трубных пучков и параметров теплообменной поверхности.

Следующим шагом проводят тепловой расчет, в котором задается температура газа на выходе из АВОГ и вычисляется средняя температура.

Расчитываются теплофизические свойства газа для средней температуры: 1 – плотность газа, кг/м3; с1 – теплоёмкость газа, кДж/(кг*К); 1 – кинематическая вязкость, м2/с; 1 - коэффициент теплопроводности, Вт/м*К; а1 – коэффициент температуропроводности, м2/с; Pr = 1/ а1 – число Прандтля.

Скорость природного газа в трубах аппарата:

g ‚=, (3.16) „ …†

–  –  –

где Nu – число Нуссельта; 1 – коэффициент теплоотдачи, Вт/м2*К.

Расчитываются параметры поперечных сечений, в них задаются скорости воздуха, вычисляются объемные расходы воздуха. Далее определяются геометрические характеристики оребренных труб.

Производится расчет параметров воздуха для определения потерь его давления. И для известного вентилятора находится номинальный расход воздуха.

Вычисляется тепловая мощность аппарата:

= = & ’ (v \ v \\ ) (3.19) где v \ - температура газа на входе в АВОГ, оС; v \\ - температура газа на выходе из АВОГ, оС.

Далее расчитывается подогрев охлаждающего воздуха в аппарате и определяется температура воздуха на выходе из аппарата. По средней температуре охлаждающего воздуха находятся теплофизические свойства охлаждающего воздуха. Аналогично расчету по природному газу вычисляются скорость воздуха, число Рейнольдса и коэффициент теплоотдачи со стороны воздуха.

С учетом термического сопротивления труб, различной величины загрязнений определяется коэффициент теплопередачи трубы. Решается система уравнений и уточняется температура газа на выходе из АВОГ. При отличии полученной температуры от заданной первоначально, расчет производится заново для уточненной температуры. Расчеты выполняются пока разница между заданной и полученной температурой составит менее 1 оС.

Дальнейший расчет производится с использованием формул 3) эксергетического анализа 2.6, 2.7.

Эксергетический КПД КС или компрессорного цеха получим по формуле ([ H т [ H ) [ (H \ H т)!

Yкс = H, н Втг Fр [тг е ]в

–  –  –

Величины эксергии в зависимости от параметров транспортируемого газа представлены в эксергетической диаграмме (приложение А).

Данная методика применялась при расчетах эксергетического КПД КС для расчета температуры газа на выходе из АВОГ.

Апробация эксергетических показателей для оценки 4.

эффективности ГТС и элементов Апробация формул эксергетического анализа на 4.1 примере компрессорных станций На рис. 4.1 представлено сравнение результатов расчета эксергетического КПД (без учета АВОГ) и энергетического КПД (без учета АВОГ) для КС Донская за 2010 г (за апрель месяц данные отсутствовали).

Рисунок 4.1 – Эксергетический и энергетический КПД КС Донская Из него видно, что в период январь – март 2010 г.

эксергетический КПД достигает максимальных значений, что отражает наиболее эффективную работу КЦ в первом квартале.

На рис. 4.2 представлена зависимость эксергетического и энергетического КПД КС от температуры наружного воздуха.

Рисунок 4.2 – Зависимость эксергетического и энергетического КПД КС Донская от температуры наружного воздуха Температура газа на выходе из нагнетателя характеризуется постоянством режима работы КС, так как обычно КС работает в одном режиме большую часть времени.

Но с увеличением температуры наружного воздуха происходит незначительное снижение энергетического КПД и более быстрое снижение эксергетического КПД, что объясняется учетом отрицательного влияния повышения температуры окружающей среды, изменением расхода топливного газа и потребляемой электроэнергии на вентиляторы (в соответствии с формулой 2 главы 2).

На рис. 4.3 приведена зависимость эксергетического и энергетического КПД КС от расхода перекачиваемого газа на КС Донская за 2010 г. в соответствии с режимом работы станции при поддержании температуры газа на выходе из АВОГ на уровне 300 К.

При анализе зависимостей (рис. 4.3) видно, что наибольшее влияние на эксергетический КПД оказывает расход перекачиваемого через КС газа, т.е.

непосредственная загруженность ГПА, а такие параметры, как температура наружного воздуха и расход топливного газа влияют на него слабее. При этом, чем выше расход газа, тем выше полезная эксергия при увеличении затрат физической и химической эксергии.

Рисунок 4.3 – Зависимость эксергетического и энергетического КПД КС Донская от расхода перекачиваемого газа Полученная зависимость эксергетического КПД от расхода прокачиваемого через КС газа по конкретным данным эксплуатации в явном виде не учитывает индивидуальный КПД компрессоров, зависимость которого от расхода как правило имеет экстремальный характер.

На данной станции в работе четыре компрессора и один - в резерве. В режиме, для которого приводятся данные испытаний, каждый нагнетатель эксплуатируется в «своем режиме» и со своим КПД, а в интегральной оценке данных фактический КПД усредняется.

Таким образом, методика оценки эффективности работы ГПА с использованием понятия эксергии позволяет оценить эффективность работы всего КЦ, включая различные единицы оборудования и различные потоки энергии, а также ее затраты, которые не учитываются другими методиками. В результате применения изложенной методики на практике могут быть оценены потери энергии в отдельных элементах КЦ, а также более полно оценен по критерию эффективности работы отдельный КЦ, КС и системы магистрального газопровода в целом.

–  –  –

На рис. 4.4 указано местоположение месторождения Ямбургского и отходящий от него газопровод. Рисунок взят с официального сайта ОАО «Газпром» c примерными местами расположений станций.

КС-1 КС-2 КС-3 КС-4 КС-5 КС-6 КС-7 КС-8

–  –  –

Видно, что на головной компрессорной станции Ямбургской показатель достаточно высокий, что связано с повышенным расходом энергетических ресурсов на подготовку и транспортировку газа. На последующих станциях данный показатель должен быть примерно одинаковым с тенденцией к постепенному снижению, так как количество газа на каждой последующей станции уменьшается из-за использования газа на технологические нужды и его потерь.

–  –  –

расчетным путем, используя известные соотношения для нагнетателей и АВОГ и эксергетической методики определения КПД.

Ухудшение коэффициента теплопередачи АВОГ может происходить в силу следующих факторов: загрязнение поверхностей теплообмена АВОГ с внешней грязь) и внутренней масло, окалина) сторон;

(пыль, (пыль, неоптимальная установка углов атаки лопастей вентиляторов; неравномерность распределения скорости потока воздуха через АВОГ; и др. При изменении температуры окружающего воздуха, температура на выходе из АВОГ изменялась прямо пропорционально (при условии постоянного количества работающих вентиляторов, постоянстве режима работы и пр.) и была получена расчетным путем через уравнения безразмерной тепловой производительности и степень охлаждения АВОГ [19].

Для компрессорного цеха были получены следующие данные по эффективности работы с учетом количественного ухудшения коэффициента теплопередачи в АВОГ (рис. 4.6). Можно отметить, что наибольшее влияние на ухудшение коэффициента теплопередачи оказывает загрязнение теплообменных секций. При этом предполагается, что промывка внешних поверхностей нагрева производится чаще, чем внутренних.

При постоянстве всех условий, за исключением температуры окружающей среды (tос) и температуры на выходе из АВОГ (t2’), температура t2’ возрастает линейно вслед за ростом tос. Эксергетический КПД снижается с ростом температур tос и t2’. Данная зависимость учитывает не только температуру газа на выходе из АВОГ, но и степень загрязнения поверхностей АВОГ со временем. Как видно из рисунка, при прочих равных условиях эффективность работы КЦ с чистыми теплообменными секциями АВОГ превышает эффективность работы с загрязненными теплообменными секциями примерно на причем 3 %, максимальный эффект наблюдается при отрицательных температурах окружающей среды.

Рисунок 4.6 – Зависимость эксергетического КПД и температуры природного газа на выходе из КЦ от температуры окружающей среды при различных степенях загрязнения поверхностей При снижении температуры tос на 6 оС и соответствующем снижении температуры газа на выходе из АВОГ t2’ на 5 оС происходит увеличение эксергетического КПД КЦ, в среднем, на 0,9 %.

Эксергетический метод позволяет в практическом плане проводить анализ эффективности эксплуатации не только отдельных объектов, но и их комплексов (систем). В то же время данный метод может являться элементом построения оценки эффективности ГТС в целом.

Применение детандер-генераторных агрегатов и 4.4 утилизаторов тепла на компрессорных станциях Для последующего анализа работ компрессорных цехов КС выберем две компрессорные станции – Ямбургскую и Ныдинскую. Воспользуемся одним из предлагаемых способов повышения эффективности эксплуатации КС- установкой ДГА вместо дросселя в линию топливного газа с предварительным подогревом газа перед ДГА отходящими газами ГТУ.

В ходе разработки и апробации эксергетической методики на основе данных по компрессорным станциям было целесообразно рассмотреть её использование с учетом применения некоторых энергосберегающих решений на КС. Достаточно полный список энергосберегающих решений на компрессорных станциях и линейных магистральных участках отражен в методике расчета эффекта энергосбережения [51].

Автором проанализирована возможность применения следующих решений

- использование детандер – генераторных агрегатов (ДГА) на линии подачи топливного газа в камеру сгорания ГТД с установкой теплообменника – утилизатора, нагревающего топливный газ перед ДГА уходящими газами.

Идея применения турбодетандерных машин не нова: на газовых промыслах они используются в основном для охлаждения газа. Также свое применение детандеры нашли на газораспределительных станциях ТЭЦ.

Возможность применения детандера обусловлена наличием перепада давления природного газа в линии топлива ГПА, которое обычно срабатывается в дросселе.

Перепад давления от номинального давления в трубопроводе до давления топливного газа в камере сгорания достаточно велик, а при применении более мощных агрегатов и укрупнении мощностей с соответственным повышением давления в МГ создаются предпосылки к применению ДГА на линии топливного газа. С другой стороны, давление в камере сгорания также повышается вслед за ростом мощности.

Детандер–генераторный агрегат устанавливается на линии подачи топливного газа параллельно дросселирующему устройству в установке подготовки топливного, пускового и импульсного газа. Теплообменник – утилизатор располагается параллельно существующей линии отходящих дымовых газов. Отходящие газы после газовой турбины, проходя через теплообменник, передают часть теплоты топливному газу, который, нагреваясь, поступает в детандер-генераторный агрегат. Далее подогретый газ расширяется в ДГА, превращая внутреннюю в механическую энергию вращения детандера. На валу ДГА устанавливается электрогенератор, вырабатывающий электроэнергию для обеспечения электрических нужд КС. В рассмотренном варианте выработанную электроэнергию предлагается использовать не только на прочие электрические нужды электрификация), но и на питание (освещение, электродвигателей вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения газа. В среднем выработанной мощности детандера, Nдет = G· (hг.тд1 – hг.тд2)·дет, на небольшой КС (2-4 ГПА) достаточно для привода 2-6 вентиляторов с двигателями 37 кВт и 5-16 вентиляторов с двигателями по 13 кВт. В каждом конкретном случае необходимо оценить целесообразность установки, так как количество работающих ГПА различается как на различных станциях, так и в различное время работы.

Анализ выработки электроэнергии на ДГА, 4.5 установленном в линии подачи топливного газа на ГПА, и возможность её использования На примере описанной системы рассчитаем энергию, выработанную электрогенератором на валу ДГА на 2х типовых компрессорных станциях, расположенных на одной нитке газопровода. ДГА устанавливается параллельно в схему газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-16. Результаты расчета представлены в таблице 4.3 и 4.4. Схема включения ДГА показана на рис. 4.7

–  –  –

Н ГТУ Рисунок 4.7 – Упрощенная схема включения ДГА в схему КС В таблицах 4.3 и 4.4 расчет проводился для ДГА при условии постоянства температуры перед камерой сгорания ГТУ.

При расчете выработки электроэнергии использовалась формула [63]:

NДГА = Gг (hг.тд1 – hг.тд2 )м ДГАг (4.1) где Gг — расход газа через детандер, кг/с; hг.тд1, hг.тд2 — энтальпии газа на входе в детандер и на выходе из него соответственно, кДж/кг; М, ДГАг — механический КПД и КПД генератора ДГА. В приведенном расчете м=0,82 и м=0,85.

Как видно из таблицы, вырабатываемой электроэнергии достаточно для вращения различного количества вентиляторов АВОГ двигатель (один вентилятора потребляет 37 кВт). С другой стороны, увеличить количество получаемой энергии возможно, используя теплообменник – утилизатор.

Ниже рассмотрим вариант, при котором температура топливного газа перед ДГА будет на 50 оС выше, чем в исходном варианте. Результаты расчета ДГА с увеличенной температурой газа представлены в таблице 4.4.

–  –  –

Как видно из таблицы 4.4, выработка электроэнергии может существенно увеличиться при использовании более высокой температуры подогрева топливного газа на входе ДГА. Количественные изменения в выработанной энергии приведены в таблице 4.5.

–  –  –

При использовании подогрева топливного газа перед ДГА возможно утилизировать энергию, вырабатываемую турбодетандерами, на АВОГ. При эксплуатации существующего оборудования АВОГ (мощность двигателя 37 кВт) можно подключить к питанию от ДГА до 7 вентиляторов на первой КС и до 20 на КС-2. При эксплуатации нового оборудования АВОГ (мощность двигателя 13 кВт) к питанию от ДГА приводится до 20 вентиляторов на первой КС и до 58 на КС-2, что свидетельствует о том, что можно полностью исключить или сократить затраты внешней электроэнергии на АВОГ.

Увеличение температуры подогрева топливного газа в среднем на 60 оС ведет к увеличению выработки электроэнергии ДГА на 58 %.

Для оценки эффективности эксплуатации ДГА с использованием теплообменника – утилизатора воспользуемся предлагаемой в данной работе эксергетической методикой анализа эффективности эксплуатации оборудования.

–  –  –

Эксергетическая эффективность эксплуатации 4.6 компрессорных цехов на КС Для компрессорных станций Ямбургская и Ныдинская была рассчитана эксергетическая эффективность работы по данным для различных температур наружного воздуха. Данные приведены в таблице Б.1 и Б.2 (Приложение Б).

Использование детандер-генераторного агрегата приводит к небольшому приросту эксергетического КПД. Энергии, получаемой от применения ДГА, достаточно для вращения определенного количества вентиляторов АВОГ в зависимости от КС (в примере при использовании двигателей АВОГ 13 кВт можно покрыть нужды всех АВОГ) и для потребления на собственные нужды, но расход топливного газа не сопоставим с расходом перекачиваемого газа, что напрямую влияет на величину изменения эксергетической эффективности.

Помимо полученной величины эффективности эксплуатации компрессорного цеха с использованием ДГА, можно сравнить эффективности работы двух компрессорных станций. На рис. 4.8 представлена зависимость эксергетического КПД компрессорных цехов КС Ямбургской и Ныдинской. Из него следует, что эффективнсость эксплуатации КЦ КС Ныдинской выше, чем КЦ КС Ямбургской, в первую очередь за счет более высокой производительности КС.

–  –  –

Представленные таблицы и графики отражают эффективность работы компрессорного цеха с использованием ДГА, построенные на основании опытных данных и расчетов ДГА без подогревателя. Далее покажем на аналогичных примерах изменение эффективности работы компрессорного цеха при использовании ДГА в комбинации с подогревателем топливного газа перед ДГА уходящими дымовыми газами на основе использования эксергетического КПД.

В таблице Б.3, Б.4, Б.5 представлены опытные данные и расчеты эффективности эксплуатации компрессорного цеха компрессорной станции Ямбургская при увеличении температуры топливного газа на входе в камеру сгорания на 50 градусов и 100 градусов за счет использования теплообменника – утилизатора тепла дымовых газов, установленного перед ДГА по линии топливного газа (рис. 4.7). Аналогичные данные представлены в таблицах Б.6, Б.7, Б.8 для КС Ныдинская.

Из представленных таблиц видно, что использование ДГА вместе с утилизатором теплоты дымовых газов повышает эффективность эксплуатации компрессорного цеха на 0,3 - 0,7%. При использовании только ДГА эффективность повышается на 0,1%.

Было получено, что увеличение эксергетического КПД станции на 1, 2 или 3 % снижает показатель удельных эксергетических затрат на ГТС eуд на 5, 9 и 13 % соответственно.

Эксергетическая диаграмма потоков с определением 4.7 потерь в результате применения ДГА, подогревателя топливного газа и котла-утилизатора В разделе 2.3 была представлена эксергетическая диаграмма потоков КС с классификацией потерь. В результате анализа возможностей применения энергосберегающих мероприятий, перечисленных в главе (установка ДГА на топливной линии ГПА, установка теплообменного аппарата на линии выхлопа ГТУ и за счет этого подогрев топливного газа) была построена результирующая эксергетическая диаграмма потоков, представленная на рис. 4.9.

–  –  –

Помимо применения ДГА и подогрева топливного газа в теплообменнике утилизаторе в данном примере рассматривается возможность утилизации теплоты дымовых газов в котле-утилизаторе на нужды горячего водоснабжения (ГВС) и отопление близлежащего поселка населением 1000 человек с температурным графиком регулирования сети 120/70. В результате расчетов суммарная тепловая нагрузка на отопление и ГВС для минимальной температуры наружного воздуха о С составила 3,7 МВт. С учетом вышеперечисленного, эксергетическая диаграмма, представленная на рис. 2.4, трансформируется в диаграмму на рис.

4.9.

ДГА вырабатывает электроэнергию и почти полностью покрывает электрическую мощность вентиляторов АВОГ, что приводит к снижению доли Nэл в левой части баланса.

В правой части баланса за счет применения ДГА отсутствует составляющая потерь эксергии при дросселировании топливного газа, а полезное использование перепада Eдга увеличило полезный эффект на 0,2%.

пол Аналогичное увеличение эффекта на 4,1% достигается в результате утилизации уходящих газов в теплообменнике - утилизаторе и котле-утилизаторе Eут. За счет этого также снизилась потеря эксергии с уходящими продуктами сгорания.

Данный расчет производился для одного работающего ГПА.

В результате реализации изложенных энергосберегающих мероприятий на КС с ГПА мощностью МВт может быть достигнуто увеличение эксергетического КПД на 4,5 %.

При использовании следующей схемы: уходящие газы от ГТУ последовательно проходят котел-утилизатор (выработка пара, его подача в паровую турбину, выработка электроэнергии и нагрев воды на нужды ГВС) и затем в подогреватель топливного газа, возможно увеличение эксергетического КПД на 8,6 % (Eку+ Eут+ Eдга пол+0,3) (рис. 4.10). В таком случае температура уходящих газов после прохождения утилизационного оборудования составит 172 о С, а электрическая мощность, снимаемая с паровой турбины составит 3,7 МВт, при использовании простого цикла паротурбинной установки с параметрами перегретого пара: 5 МПа, 480 оС. Утилизационная схема и пример расчета представлен в приложении З.

Рисунок 4.10 - Эксергетическая диаграмма потоков в результате использования энергосберегающих мероприятий (выработка пара в котле-утилизаторе, его подача в паровую турбину, выработка электроэнергии, нагрев воды на нужды ГВС и подогрев топливного газа), где Eку – эффект в результате выработки электроэнергии паровой турбиной.

Методика оценки экономической эффективности 5.

использования частотно-регулируемого привода в АВОГ Представленную в этой главе методику будем рассматривать на примере реконструкции КС, так как вопрос перевода АВОГ с дискретного регулирования на ЧРП особенно актуален при реконструкции.

В настоящее время существует методика оценки ГПА при реконструкции КС. Однако в модульном исполнении с ГПА работает АВОГ, а методики по расчету эффективности использования АВОГ с ЧРП отсутствуют.

К рассмотренной эксергетической оценке эффективности работы АВОГ с ЧРП была разработана экономическая оценка, представленная в качестве анализа эффективности работы аппаратов воздушного cравнительного охлаждения газа с дискретным и частотным регулированием в составе цеховых и агрегатных установок охлаждения газа.

В основу разработки методики оценки экономической эффективности положен метод стоимости жизненного цикла (СЖЦ), зарекомендовавший себя при оценке проектов реконструкции или модернизации КС ГПА новых типов [20, 21].

Оценке подлежит технологическая единица, а именно УОГ с или без ЧРП, осуществляющая охлаждение газа при различных способах регулирования температуры газа (дискретном и частотном).

Метод СЖЦ заключается в расчете общей стоимости модернизации УОГ КЦ на протяжении его жизненного цикла [20].

СЖЦ представляет собой сумму цены предложения и последующих затрат заказчика при эксплуатации УОГ КЦ после проведения модернизации.

Затраты СЖЦ, Зсжц, тыс.р., на основании источников [21, 25], вычисляют по формуле

–  –  –

Оценка проводится для конкретного года с учетом текущих затрат по учетной цене равной сумме годовых эксплуатационных затрат и капитальных вложений отнесенных к расчетному сроку службы.

Учетные цены для УОГ и ЧРП рассчитываются раздельно и далее суммируются, что обусловлено различными расчетными сроками службы оборудования.

Сравнение вариантов регулирования по учетной (относительной учетной) цене дает простой, но эффективный инструмент по принятию решения о целесообразности использованию ЧРП в УОГ на любом газотранспортном предприятии.

Если учетная цена меньше, то модернизация обоснована и экономически целесообразна В расчете используются две расчетные величины, определяемые для каждого газотранспортного предприятия: коэффициент загрузки УОГ и коэффициент сокращения потребления электроэнергии в УОГ от использования ЧРП. Последняя величина может быть принята постоянной на стадии принятия решения об использовании ЧРП, поскольку получена для ООО «Газпром трансгаз Югорск» - организации, эксплуатирующей треть компрессорного оборудования Общества.

Коэффициент загрузки является отношением суммарной потребляемой электроэнергии к установленной мощности за год. Коэффициент загрузки рассчитывается по формуле 5.9.

Wгод kз = (5.9), N уст где Wгод – годовое потребление электроэнергии, кВт*ч;

Nуст – суммарная установленная мощность, кВт;

– время работы за год, ч.

Одним из важнейших показателей оценки работы АВОГ с ЧРП является коэффициент сокращения потребления энергии при использовании ЧРП.

Представленные ниже зависимости отражают работу АВОГ 2х цехов (цех 9, цех

10) за 2006 и 2007 г. Для перевода АВОГ других цехов на частотное регулирование было произведено сравнение работы АВОГ с ЧРП по 20 цехам за 5 лет и получен коэффициент сокращения потребления электроэнергии.

Для вывода коэффициента сокращения потребления производился расчет относительной экономии электроэнергии и относительного снижения расхода газа в УОГ с ЧРП для возможности приведения работы АВОГ с и без ЧРП в равные условия. Данная характеристика отражена на рис. 5.1.

Относительная экономия электроэнергии в УОГ, %

–  –  –

-60 -40 -20 0 20 40 60

-20

–  –  –

При относительном снижении расхода газа в УОГ, равном нулю, то есть совпадении режимов работы двух цехов (с и без ЧРП), зависимость на рис. 5.1 пересекает ось относительной экономии электроэнергии в УОГ в значении, равном коэффициенту сокращения потребления энергии при использовании ЧРП.

При апроксимации множества значений на графике квадратичной и линейной зависимостями, в пересечении ими оси ординат, получим верхнюю и нижнюю границу величины коэффициента. Они составили – 0,242 и 0,264. Их среднее значение – 0,25 является наиболее достоверной величиной относительного сокращения потребления энергии при использовании ЧРП.

Логично допустить, что экономический эффект от использования ЧРП в части экономии электроэнергии при проведении сравнительного анализа компрессорных цехов с близкими технологическими параметрами работы зависит от типа используемого нагнетателя, т.е. его степени сжатия, приводящей к различной величине температуры газа на выходе (входе в УОГ).

Проведенный анализ результатов исследования (рис. 5.2) показал полное отсутствие каких либо закономерностей влияния типа нагнетателя ГПА, а именно, его степени сжатия на величину выходной температуры газа на конкретном газотранспортном предприятии для фактических условий эксплуатации цехов в течение года. Достоверность аппроксимации при этом для различных кривых крайне низка и не превышает 10%.

Температура газа на выходе

–  –  –

Рисунок 5.2 – Зависимость температуры газа на выходе ГПА от степени сжатия ГПА Проведенные исследования позволяют рекомендовать полученную среднестатистическую величину экономии электроэнергии от использования ЧРП к применению при проведении экономической оценки целесообразности использования ЧРП.

Таким образом, коэффициент сокращения потребления энергии при использовании частотно-регулируемого привода составил 0,25.

Дополнительно может быть проведена оценка замены существующих УОГ на более новые. Однако в этом случае стоимости базовых комплектаций УОГ должны быть новыми, поскольку речь идет об оценке целесообразности ЧРП, а не об обосновании замены старого оборудования с истекшим сроком службы на новое.

Пример расчета теплоэнергетических показателей установки охлаждения газа с различными типами регулирования приведен в приложении Е.

В результате расчета эффективности применения ЧРП на АВОГ учетная цена УОГ с дискретным регулированием на 10 % выше, чем с частотным регулированием, что говорит о целесообразности применения ЧРП.

Расчет срока окупаемости производился на основе экономии энергии при использовании ЧРП. Срок окупаемости УОГ с частотно-регулируемым приводом при модернизации существующих АВОГ, выполненных на рабочее давление 75 кг/см2, составляет 4,5 года.

При новом строительстве срок окупаемости УОГ АВГ-85МГ с частотнорегулируемым приводом составит 7,5 лет.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В результате выполнения данной работы можно сформулировать следующие выводы:

Разработана методика эксергетического анализа компрессорных 1.

станций, позволяющая оценивать термодинамическую эффективность КС с учетом взаимосвязи ГПА и АВОГ.

2. Полученная методика, основанная на определении разности эксергий газа на входе и выходе КС, однозначно учитывает эффект, создаваемый компрессорной станцией, в отличие от используемых в работах различных авторов разности энтальпий.

3. Разработана и построена диаграмма эксергия – энтальпия для метана в области давлений и температур, характерных для большинства основных элементов газотранспортных систем, позволяющая выполнять необходимые расчеты эксергетических показателей.

4. Предложена и апробирована на конкретных данных КС, ГПА, и АВОГ методика оценки технологических мероприятий по улучшению эффективности

КС и их элементов. В частности:

• Использование эксергии уходящих газов в целях теплоснабжения прилегающих к ГТС поселков повышает эксергетический КПД на 4 %. Применяя котел-утилизатор для выработки пара на паровую турбину и последующей утилизации уходящих газов на нужды ГВС, эксергетический КПД повышается на 5,8 %.

• Замена дросселирующего устройства на линии топливного газа на газовый детандер дает несущественный прирост в эксергетическом КПД, но увеличивает надежность электроснабжения оборудования.

• Использование детандера при отсутствии дополнительного подогрева топливного газа на входе увеличивает выработку электроэнергии на 150 - 400 кВт.

При подогреве топливного газа перед ДГА на 60 - 80 оС выработка • электроэнергии составляет от 250 до 600 кВт, что позволяет значительно снизить или вообще отказаться от внешней электроэнергии на привод вентиляторов АВОГ, при этом прирост эксергетического КПД составит около 1%.

• В среднем выработанной мощности детандера на небольшой КС (2-4 ГПА) достаточно для привода 2-6 вентиляторов с двигателями мощностью 37 кВт и 5-16 вентиляторов с двигателями мощностью по 13 кВт.

5. Построены диаграммы потоков эксергии, наглядно демонстрирующие составляющие полезного эффекта и потерь эксергии в отдельных элементах КС.

За счет использования энергосберегающих мероприятий на КС с одним ГПА (16 МВт) получены следующие результаты: при применении ДГА с подогревом газа и котла-утилизатора с выработкой электроэнергии и нагревом воды на отопление и горячее водоснабжение, возможное повышение эксергетического КПД составляет 8,6 %.

6. Проведенный анализ эффективности эксплуатации АВОГ позволил получить следующие результаты:

• Рассмотрены причины ухудшения эффективности работы АВОГ, зависящие от загрязнения теплообменных поверхностей нагрева, углов атаки вентиляторов, неравномерности распределения скоростей потока в сечении секции. Предложен оптимальный угол установки лопастей в 18о для колес типа ГАЦ при котором наблюдается минимальная неравномерность поля скоростей воздуха в сечении вентилятора, позволяющая увеличить расход воздуха до 17 % при постоянстве потребляемой мощности. Оценена эффективность с помощью различных предложенных критериев коэффициента теплопередачи

– теплообменной секции, коэффициента снижения эффективности теплопередачи.

При снижении коэффициента теплопередачи на 25% температура газа на выходе АВОГ 2АВГ-75 увеличивается на 4,5 оС.

• В качестве критериев для мониторинга системы охлаждения газа предложены степень охлаждения газа и эксплуатационный критерий оценки эффективности АВОГ. Выполнено обоснование целесообразности применения именно данных показателей. Рассмотрена взаимосвязь степени охлаждения газа и

–  –  –

Гаряев А.А., Применение детандер-генераторных агрегатов для 13.

повышения экономичности и надежности работы компрессорных станций в системе транспорта газа: автореф. дис. … канд. тех. наук: 05.14.04/ Гаряев Александр Андреевич – М., 2008 – 20 с.

Сагитов Р.Р., Калинин Н.В. Снижение затрат электроэнергии на 14.

привод вентиляторов в газо-воздушном теплообменнике. Электрооборудование:

эксплуатация и ремонт №11, 2012.

Модернизация вентиляторов АВО газа при реконструкции КС МГ.

15.

С.В. Алимов, А.О. Прокопец, С.В. Кубаров, В.А. Маланичев, Е.В. Устинов.

Газовая промышленность. 2009. №4.

Аршакян И.И., Тримбач А.А.. Повышение эффективности работы 16.

установок охлаждения газа. Газовая промышленность. 2006. №12 – С. 52-55.

Сагитов Р.Р., Калинин Н.В., Карпов Е.В. Совершенствование 17.

выбора и эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения. Сборник тезисов докладов, Семнадцатая международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика».

Москва, 2011.

СТО Газпром Нормы технологического 18. 2-3.5-051-2006 проектирования магистральных газопроводов, ОАО «Газпром»,- М., 2006. – 194 с.

СТО Газпром 2-3.5-253-2008 Контроль качества оборудования при 19.

поставке и эксплуатации. Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Аппараты воздушного охлаждения газа. ОАО «Газпром»,- М., 2008. – 89 с.

Методические рекомендации по оценке эффективности 20.

инвестиционных проектов (утверждены приказом Минэкономики России, Минфина России, Госстроя России от 21 июня 1999 г. № ВК 477).

21. Norsok standard O-CR-001* Life cycle cost for systems and equipment.

Common requirements. (Rev 1, April 1996).

22. The Father of shale gas. Forbes, 2009-07-16 Энергосбережение в трубопроводном транспорте газа. А.А.

23.

Апостолов, Р.Н. Бикчентай, А.М. Бойко и др., М.: ГУП Издательство «Нефть и газ», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 2000, - 176 с.

ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической 24.

эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» №261-ФЗ от 23.11.2009 г.

Указ президента Российской Федерации «О некоторых мерах по 25.

повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики» №889 от 04.06.2008 г.

«Энергетическая стратегия России на период до 2030 г.»

26.

(Распоряжение Правительства России №1715-р от 13.11.2009 г.) Постановление Правления ОАО «Газпром» «О перспективах 27.

разработки и внедрения газо- и энергосберегающих технологий и их влиянии на оптимизацию топливно-энергетического баланса РФ» №3 от 22.01.2009 г.

Приказ ОАО организации работ по 28. «Газпром» «Об энергосбережению в ОАО «Газпром»» № 77 от 09.10.2000 г.

Будзуляк Б.В., Шайхутдинов А.З., Щуровский В.А. К вопросу о 29.

повышении эффективности транспортировки газа в России. Газотурбинные технологии. 2003. №6. С. 2-6.

Козлов С.И., Огнев В.В., Щуровский В.А., Газотранспортное 30.

оборудование: состояние и перспективы. Газотранспортные технологии сегодня и завтра. Сб. науч. тр. – М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2008. – 214 с.

Эксергетический анализ работы компрессорных станций и 31.

газоперекачивающих агрегатов. Р.Р. Сагитов, Н.В. Калинин, А.Е. Марчева и др., Энергосбережение – теория и практика: труды шестой международной школысеминара молодых ученых и специалистов. Москва. 2012 – 424 с.

Сагитов Р.Р., Калинин Н.В.. Методика оценки эффективности 32.

работы компрессорных станций и газоперекачивающих агрегатов с использованием эксергетических показателей. Сборник работ молодых ученых и специалистов. Москва, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2013 – 90 с.

Сагитов Р.Р., Калинин Н.В. Применение эксергетического анализа 33.

для оценки эффективности работы компрессорных станций и газоперекачивающих агрегатов. Надежность и безопасность энергетики №2(21)

2013. С 53-56.

Калинин А.Ф. Расчет, регулирование и оптимизация режимов 34.

работы газоперекачивающих агрегатов. – М.: МПА-Пресс, 2011.- 264 c.

Сагитов Р.Р., Калинин Н.В., Карпов Е.В. Повышение 35.

эффективности работы аппаратов воздушного охлаждения газа. Тезисы докладов IX Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». Москва, 2012.

Ярунина Н.Н. Оптимизация термодинамических параметров в 36.

теплотехническом процессе компримирования газа: автореф. дис. … канд. тех.

наук: 05.14.04/ Ярунина Наталья Николаевна – Иваново, 2009 – 24 с.

Инструкция по определению эффективности работы и технического 37.

состояния газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций (ГПА) магистральных газопроводов. З.Т. Галиуллин, И.Е. Ходанович, С.Н. Синицын и др. Москва, 1975.

ПР 51-31323949-43-99. Методические указания по проведению 38.

теплотехнических и газодинамических расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. В.А. Щуровский, Ю.Н. Синицын, В.И. Корнеев и др. ВНИИГАЗ. Москва, 1999.

Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов 39.

и систем. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007.

Калинин А.Ф., Коновалов А.А. Оценка эффективности работы 40.

компрессорного цеха. Территория Нефтегаз № 12, 2011.

СТО Газпром 2-3.5-253-2008. Контроль качества оборудования при 41.

поставке и эксплуатации. Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным

–  –  –

собственные технологические нужды магистрального транспорта газа. Москва.



Pages:   || 2 |
Похожие работы:

«МЕСЯЦ Екатерина Александровна МЕТОДЫ ОЦЕНКИ И ПОВЫШЕНИЯ ТОЧНОСТИ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ ФИЗИКИ ПЛАЗМЫ МЕТОДОМ ЧАСТИЦ В ЯЧЕЙКАХ 05.13.18 математическое моделирование, численные методы и комплексы программ Диссертация на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук Научный руководитель профе...»

«Министерство образования Иркутской области государственное бюджетное образовательное учреждение среднего профессионального образования Иркутской области Ангарский политехнический техникум УТВЕРЖДАЮ Зам. директора по УР В.П. Пузы...»

«Научный журнал КубГАУ, №98(04), 2014 года 1 УДК 303.732.4 UDC 303.732.4 СОЛИДАРНАЯ ИНФОРМАЦИОННАЯ SOLIDARY INFORMATION ECONOMY AS ЭКОНОМИКА КАК ЭКОНОМИЧЕСКАЯ THE ECONOMIC COMPONENT OF THE СОСТАВЛЯЮЩАЯ ГОСУДАРСТВЕННОЙ STATE IDEOLOGY OF RUSSIA ИДЕОЛОГИИ РОССИИ Орлов Александр Иванович O...»

«ПРЕСС-РЕЛИЗ 27.02.2015 ГК "Мортон" и РОСНАНО открыли ДСК "Град" – домостроительный комбинат нового поколения В г. Наро-Фоминске Московской области состоялось официальное открытие домостроительного комбината "Град". Это совместный проект Группы Компаний "Мортон" и РОСНАНО, направленный на внедрение в массовое жилищ...»

«Кривеженко Дина Сергеевна СТРУКТУРА И СВОЙСТВА ПОВЕРХНОСТНЫХ СЛОЕВ, СФОРМИРОВАННЫХ МЕТОДОМ ВНЕВАКУУМНОЙ ЭЛЕКТРОННО-ЛУЧЕВОЙ НАПЛАВКИ ПОРОШКОВОЙ СМЕСИ, СОДЕРЖАЩЕЙ КАРБИД БОРА Специальность: 05.16.09 – материаловедение (в машиностроении) Автореферат дисс...»

«Райдер. Версия 3.1 от 04.02.2017 Директор: Екатерина ilikebooking@gmail.com +7(916) 118-80-25 Звукорежиссер: Илья ilya.dontsov@gmail.com +7(985) 767-22-42 iLikeband.ru ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЙДЕР После заполнения всех пунктов отослать райдер звукорежиссёру Р...»

«EPG-111 Универсальный эпоксидный грунт Описание продукта. Двухкомпонентный универсальный эпоксидный грунт без растворителей, для исполнения полимерныхпокрытий по бетону. Компонент А – низковязкая модифицированная эпоксидная смола на основе бисфенолов A/F. Компонент В – модифицированный полиамин.Свой...»

«European researcher. 2011. № 10 (13) UDC 530.1 Principle extremum of full action Solomon I. Khmelnik Ha-Ela street 7/1, Beney-Ayish, 60860, Israel PhD (Engineering Sciences) E-mail: solik@netvision.net.il ABSTRACT: A new variational principle extremum of full action is proposed, which extends the...»

«В.И. Данилов-Данильян, В.Г. Пряжинская СЦЕНАРИИ УСТОЙЧИВОГО РЕГИОНАЛЬНОГО ВОДОПОЛЬЗОВАНИЯ В УСЛОВИЯХ ИЗМЕНЕНИЯ КЛИМАТА* В статье обсуждается проблема построения сценариев регионального водопользования с учетом климатических изменений и антропогенных воздействий на водные объекты. Рассмат...»

«ПРОЕКТ Договор № _ долевого участия в строительстве многоквартирного жилого дома г. Набережные Челны "_" _ 2017 года. Общество с ограниченной ответственностью "Реал Эстейт Сити", именуемое в дальнейшем "Застройщи...»

«РЕСПУБЛИКАНСКОЕ НАУЧНОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ "ИНСТИТУТ СИСТЕМНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ В АПК НАЦИОНАЛЬНОЙ АКАДЕМИИ НАУК БЕЛАРУСИ" УДК 339.138(043.3):637.1(043.3) ШИШКО Валерий Иосифович МЕХАНИЗМ...»

«Свод правил по проектированию и строительству СП 32-106-2004 "Метрополитены. Дополнительные сооружения и устройства" (одобрен письмом Госстроя РФ №ЛБ-1907/9 от 23.04.2004 г.) Underground. Additional structures and devices Введен впервые Введение Свод правил разработан в соответстви...»

«www.deacis.ru Operatore elettromeccanico per porte sezionali Istruzioni d’uso ed avvertenze Устройство управления электромеханическими секционными воротами Moto-reducteur pour portes sectionnelles Instructions pour l’utilisation et avertissements O...»

«Краска АД-МАК-121 ТУ 2313-41064153-11 Краска АД-МАК-121 предназначена для создания декоративных защитных покрытий на минеральных, металлических и деревянных покрытиях во всех климатических зонах в интервале температур от -50°С до +60°С. Применяется как самостоятельное покрытие, та...»

«СТРАНИЦЫ ИСТОРИИ Ю. И. БЛОХ, И. Э. РИКУН Небесная и земная механика одессита Венчеслава Жардецкого © Ю. И. Блох1, И. Э. Рикун2, 2013 Москва, Россия Одесса, Украина Поступила 27 сентября 2013 г. Представлено членом редколлегии В. И. Старостенко Октябрьская революция, которую раньше обл.)...»

«Инженерный вестник Дона, №2 (2015) ivdon.ru/ru/magazine/archive/n2y2015/2935 Методики применения CAD-технологий в стоматологической диагностике Е.А. Иванова, А.А. Трифонов Санкт-Петербургский национальный исследовательский университет информационных технологий, механики и оптики. Аннотация: Ав...»

«XXII МЕЖВУЗОВСКАЯ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ МОЛОДЫХ УЧЕНЫХ И СТУДЕНТОВ Г.ВОЛЖСКОГО (II ЧАСТЬ) ВОЛЖСКИЙ 19-21 МАЯ 2016 Г. МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИИ ВОЛЖСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (филиал) ФЕДЕРАЛЬНОГО БЮДЖЕТНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНЯИЯ "ВОЛГ...»

«ДИНАМИКА РОТОРНЫХ СИСТЕМ, ОПИРАЮЩИХСЯ НА МАГНИТНЫЕ ПОДШИПНИКИ ЛЕОНТЬЕВ М.К. Генеральный директор инженерно-технического центра по роторной динамике турбомашин ООО ”Альфа-Транзит”, профессор МАИ ДАВЫДОВ А.Л. Инженер ОО...»

«Переиздание Декабрь 1956 г Издание официа хшбб ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ ГОСТ СССР 7740—55 Государственный ПЛИТЫ КРУПНОПАНЕЛЬНЫЕ комитет Совета Министров ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫЕ С АРМИРОВАННЫМИ Союза ССР ПОЛЯМИ ДЛЯ ПОКРЫТИЙ...»

«Псевдоаллергические реакции Псевдоаллергические реакции (ПАР), или ложная аллергия, получили свое название в связи с тем, что по четкой связи развития реакции с воздействием причинного фактора и клиническим симптомам они очень похожи на истинную аллергию (ИАР), но отличаются от последней механи...»

«Федеральное государственное бюджетное образоватедьное учреждениевысшего образования "Самарский государственный технический университет" КАФЕДРА:"Бурение нефтяных и газовых скважин" МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ к п...»

«Постановление Госстроя РФ от 27 сентября 2003 г. № 170 Зарегистрировано в Минюсте РФ 15 октября 2003 г. Регистрационный № 5176 Об утверждении Правил и норм технической эксплуатации жилищного фонда Государственный комитет Российской Федерации по строительству и жилищнокоммунальному комплексу постановляет...»








 
2017 www.lib.knigi-x.ru - «Бесплатная электронная библиотека - электронные матриалы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.