автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Методология модернизации и реконструкциикомпрессорных станций с учетом требованийзнергосбережения и охраны окружающей среды

РГб од

, _ Государственная академия нефти и газг

' |-<Л.! ¡£03

им. И.М.Губкина

Нг празах рукописи УДК 522.89.1.Д.052.С05

Никишин Валентин Иванович

.Методология модернизации и реконструкции компрессорных станций с учетом тробоппний энергосбережения и охраны окружающей среды.

Сл»1'диалья^сгь 05.15.13 - Строителистсо и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соис~аняэ ученсЛ стегсчи кандидата технических нгух

Мэскза 1533 год

Работа выполнена в Государственной академии неф™ к газа им. И.М.Губкина

Научный рукОВОДИТОЛЬ - доктор технических наук, профессор Г.оршаков Б.П.

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор Козобкос А.А

- кандидат техничесхих наук, ст. научный сотрудник Барцев И.Б.

Еэдущэе предприятие - ГП "Югтргнсгаз* г. Саратов

заседании Специализированного Совета Д 053.27.02 по защите диссертаций на соискание учоной степени доктора технических наук г,о специальности 05.15.13 *&1роител>стве и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ* при Государствэннсй академии нефти и газа им. И.М.Губкина.

А^ес: 117817, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65. С диссертацией мокно ознакомиться в библиотеке ГАНГ им. И.М.Губкина.

Защита диссертации состоится

Автореферат

роаанксго Совета, доктор

Ученый секретарь Спецкализи

Г. Г. Васильев

технических наук, профессор

Общая характеристика работы.

Актуальность темы диссертации: Начавшаяся перестройка экономики, переход страны на рыночный механизм хозяйствования предопределяет пути дальнейшего интенсивного развития и трубопроводного транспорта природных газов, разумного сочетания путей экстенсивного и интенсивного развития.

Сущность интенсификации трубопроводного транспорта газов сводится прежде всего к получению дополнительного товарного газа без увеличения затрат на производство ресурсов, что связано прежде всего со снижением удельных энергозатрат на транспорт газа.

В связи с этими актуальными задачами исследований становятся:" '

- анализ степени загрузки и определение эксплуатационных показателей действующих газопроводных систем;

- разработка способов повышения технического состояния КО в целях увеличения подачи газа и снижения энергозатрат;

- разработка методов оптимизации режимов работы КС по условию максимума производительности и минимума энергозатрат на компримирование;

совершенствование технологий оперативного управления режимами работы газопроводов;

совершенствование нормирования расхода топливно-энергетических ресурсов и сокращение потерь газа при его транспорта по газопроводу и т.д.;

- большую актуальность приобретает проблема экологической безопасности при работе газотурбинных агрегатов на газопроводах,

в частности, из-за выбросов оксидов азота в атмосферу с выхлопными продуктами сгорания ГТУ.

Решению этих задач и посвящено настоящее исследование.

Цель работы: разработать и научно обосновать подходы к методологии модернизации и реконструкции компрессорных станций с газотурбинным приводом в условиях энергосберегающей технологии транспорта газа и охраны окружающей среды.

Основные задачи исследования: Для осуществления цели диссертации оказалось необходимым решить спедующие задачи:

рассмотреть особенности развития трубопроводного транспорта газа и дать оценку его состояния в современных условиях;

проанализировать показатели перспективных

газоперекачивающих агрегатов (ГПА), сравнить их с показателями эксплуатируемых ГПА и предложить критерии для определения целесообразности проведения модернизации и реконструкции компрессорных станций;

- рассмотреть подходы к экономии энергозатрат на КС при транспорте природных газов;

- дать обоснование целесообразности использования на КС агрегатов с различной единичной мощностью в условиях переменного режима работы;

смоделировать темпы обновления парка ГПА на газопроводах;

- рассмотреть условия образования оксидов азота в процессе сжигания топлива и разработать подходы к снижению величины их выбросов при работе ГТУ на газопроводах.

Научная новизна. Предложены критерии для определения продолжительности эксплуатации ГПА с газотурбинным приводом на КС и комплексной оценки целесообразности проведения модернизации и реконструкции компрессорных станций.

научной новизной обладает результат обоснования целесообразности использования на КС агрегатов с различной единичной мощностью в условиях переменного режима работы газопровода. впервые получено уравнение для определения оптимального числа рабочих ГПА с различной единичной мощностью, устанавливаемых на КС при их реконструкции, с учетом относительной амплитуды колебаний подачи газа по газопроводу в разрезе года;

- установлены относительные изменения основных видов энергозатрат на перекачку газа при изменении подачи газа вдоль трассы газопровода;

- впервые предложен и обоснован метод снижения выхода оксидов азота при эксплуатации на КС ГТУ с регенерацией теплоты отходящих газов.

Практическая ценность и реализация результатов работы: Результаты проведенных в диссертации исследований использованы в программах проводимой модернизации газопроводов предприятия "Мострансгаз", на КС "Чаплыгин" и КС "Луганск", что позволило сократить число базовых ГПА на КС с 12 и 17 соответственно до 8 и 13 за счет установки на каждой КС по два ГПА-Ц-16. Относительная экономия топливного газа на этих КС за счет оптимизации режимов работы ГПА составляет примерно 3-10%.

В ЛПУ "Донское", ГП "Мострансгаз" выполнены в рамках проводимой модернизации, работы по объединению цехов с агрегатами ГТН-25 и ЭГПА-12,5 МВт перемычками на входе и

е

выходе, что позволяет, исходя из цены на топливный газ и электроэнергию, обеспечить оптимальный режим работы КС по условию минимума расходов на энергоносители при переменном режиме работы газопровода.

Комплексный подход к решению задачи экономии газа на нужды перекачки при модернизации КС с реализацией предлагаемых решений дает основание утверждать, что вполне можно обеспечить относительную годовую экономию газа на уровне 12-15%.

Апробация работы: Основные результаты работы докладывались и обсуждались на:

- научно-технических совещаниях по реконструкции систем газопроводов при ГГК "Газпром" (г.г. Москва, Саратов, Ухта, 13891992г. г.);

- научно-технических семинарах кафедры "Термодинамики и тепловых двигателей" ГАНГ им.И.М.Губкина (г.Моаква, 1932г.);

- ведущем предприятии ГП "Югтрансгаз" (г.Саратов, 1993г.).

Публикации: По результатам выполненных исследований

опубликовано 9 лечатных работ.

Объем работы: Диссертация состоит из введения, трех глав, общих выводов, списка литературы на 56 наименований и изложена на 130 страница)"., содержит 38 рисункоз и 16 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении дано обоснование актуальности выбранной темы, сформулированы цель и задачи исследований, показана практическая ценность работы.

В первой главе диссертации рассмотрены особенности развития и дано оценка состояния трубопроводного транспорта природных газов в современных условиях.

Решение этой и последующих задач осуществлялось с учетом разработок ряда организаций и отдельных ученых, направленных на непрерывное повышение эффективности эксплуатации

газотранспортных систем. Этими вопросами занимаются во ВНИИГАЗе, ВНИИЭгазпроме, ЦКТИ, НЗЛ, ГАНГ им. И.М.Губкина и др.. Следует отметить исследования таких ученых как: Д.Т.Аксенов, А.В.Александров, Р.Н. Бикчентай, С,А.Бобровский, З.Т.Галиулин, С.П.Зарицкий, А.А.Козобков, А.Ф.Комягин, Б.Л.Кривошеин, Г.Э.Одпшария, Б.П.Иоршаков, Б.С.Ревзин, В.Ф.Рис, С.Н.Синицын, А.Д.Седых, М.Г.Сухзрев, С.И.Яковлев и другие, создавшие основу и заложившие направления "других "исследований по повышению эффективности работы систем трубопроводного транспорта природных газов.

Оценка особенностей развития транспорта газа показывает, что разноплановое оснащение техникой газопроводных систем, ежегодное снижение уровня добычи газа в европейской части страны, неравномерность газопотребления в разрезе года, из-за ¿со возрастающей газификации городов и населенных пунктов, а также из-за дефицита углей и топочного мазута на

электростанциях для их работы в зимних условиях, приводит ко все возрастающей неравномерной загрузке газопроводов, увеличению числа газопроводов, работающих ниже проектных показателей и, как результат, к снижению практически всех технихо-зкономических показателей транспорта газа, особенно в последние годы.

Современный этап развития трубопроводного транспорта, определяющий текущее состояние газовой промышленности,

характеризуется определенным сокращением темпов строительства газотранспортных систем и подачей газа по существующим системам газопроводов.

На первое место выдвинута задача предотвращения неподачи газа в центральные и промышленные районы страны, поддержания в работоспособном состоянии магистральных трубопроводов и газоперекачивающих агрегатов, значительная часть которых физически изношена и морально устарела. Построенная мощная система ЕСГ не всегда по своей структуре и организации потоков газа отвечает современным требованиям распределения газа по потребителям и маневренности по управлению потоками газа. Кроме того поэтапное строительство системы ЕСГ из-за трудностей обеспечения строительства газопроводов трубами нужного диаметра, а также газоперекачивающим оборудованием, пркзелс к многониточной структуре газопроводов разного диаметра (7001400мм) и, как следствие, к многоцвховой структуре КС с большим числом установленных ГПА в целом ряде случаев с малой единичной мощностью (4-6МВт), что вызывает определенные сложности в эксплуатации и приводит к перерасходу топливного газа на нужды перекачки.

Обработка опытных данных эксплуатации ГПА на примера газотранспортных систем ГП "Мострансгаз" показывает, что средняя зягрузка агрегатов в течение всего периода их эксплуатации изменяется в диапазоне 0,70-0,90 от номинальной мощности. Соответственно КПД агрегатов составляет величину 0,70-0,95 от номинального значения. Агрегаты на КС никогда практически но работают на номинальной (паспортной) мощности, что уже приводит к перерасходу топливного газа по КС. Обработка данных

эксплуатации ГПА за последние годы показывает, что постепенно снижается и время работы агрегата за год, что связано прежде acero с опережающим вводом в эксплуатацию линейной части газопровода и уменьшением подачи природного газа по газопроводу и, как следствие, вместе с увеличивающейся сезонной неравномерностью подачи газа, приводит к недоиспользованию мощности установленных ГПА.

Обработка опытных данных с целью определения

коэффициентов технического состояния ГПА в период его

эксплуатации показывает, что снижение его численного значения

(по мощности) от времени наработки можно описать уравнением:

-чзг

¿A/e =0,96 +0,04 -е (1)

Состояние нагнетателей в межремонтный период эксплуатации по КПД и по мощности описывается- соответственно уравнениями:

I¿!<e=0,9S?+0.03f-e0'iT (2)

ф0,993 г0,00?-е'°'ЗТ <3>

Широкое применение газотурбинных установок на газопроводах в настоящее время и планы их использования на перспективу обязывают внимательно подойти к выбору типа и вида ГТУ, оценке основных показателей перспективных ГПА и. прежде всего КПД, при реконструкции компрессорных станций.

Анализ показателей перспективныых ГПА показывает, что

сегодня реально можно расчитывать на использование агрегатов с

КПД на уровне 35-36%. Зависимость между КПД и номинальной

мощностью ГПА можно описать уравнением вида:

ря<Я-ехр(6/Ж) (4)

где СИ и 6 - постоянные: для безрегенеративных ГТУ - #=32,2 , g =-Т,8; для ГТУ с регенерацией - С( =37,1; 6 =-1,2.

Определение целесообразности проведения реконструкции, энергопривода компрессорной станции или системы газопроводов в целом, определяется рядом причин в основа которых ложат экономические расчеты с выбором технико-экономического показателя для сравнения вариантов реконструкции и выборе наиболее рентабельного из них.

При модернизации газотранспортных систем, определенная часть общих затрат может проводиться в течение всего расчетного периода проводимых мероприятий и при этом часть этих затрат оказывается уже возмещенной за счет дополнительно выпускаемой продукции, или удешевления ее стоимости. Это приводит к идее проведения поэтапной модернизации оборудования КС, когда относительно небольшие первоначальные инвестиции могут оказаться достаточными для начального этапа реконструкции оборудования, причем последующие этапы будут осуществляться ухо за счет часта стоимости производимой продукции, посредством ее реинвестирования. Например на КС, оборудованной несколькими ГПА, при модернизации, на первом ее этапе заменяется только часть агрегатов, которые по расчету и должны на ближайшую перспективу нести основную нагрузку при перекачке ггза. Оставшиеся агрегаты в этом случае выполняют роль резервных ГПА и заменяются на новые - поэтапно в оставшийся временной период модернизации.

Экономический эффект за счет проводимой модернизации или реконструкции предлагается определять по соотношениям:

Эт =

Ь (Рг-Зг) -а+ЕнГ Ыт ■ Т

(5)

¿'¿Н . ¿2/тс

(о)

где: Эг - экономический эффект проводимой модернизации

за расчетный период работы оборудования, Р - стоимостная

оценка результатов проводимсй модернизации, Зт - стоимостная

оценка затрат на проведение модернизации за расчетный период,

£н-норматиа приведения разновременных затрат и полученных

результатов, численно равный нормативу эффективности капитальных

вложений - среднегодовой банковский процент по стране (Е =0,1),

п

•Ц,- расчетный год, - год, затраты и полученные результаты которого приводятся к расчетному году, ¿н - начальный год расчетного периода, "^к. - конечный год расчетного периода.

Отнесение приведенных затрат к величине выработанной энергии на валу нагнетателя или к среднегодовой

производительности (©¿ц) обосновано тем, что выбранный вид энергопривода - КС, в зависимости от -климатических условий и технического состояния, может вырабатывать энергию на валу нагнетателя в разной степени.

В условиях когда разрабатывается комплексная модернизация газотранспортной системы в пределах всего газотранспортного предприятия и необходимо выбрать наиболее выгоднь-.й вариант модернизации, целесообразно использовать следующий обобщенный критерий:

£: £ £ = гпах (7) г-/ у-<

где: Эт - экономический эффект от модернизации и замены I -гс агрегата, ^ -го цеха и £ -ой КС. X -число ГПА с -го типа, устанозленного на 2-ой КС в -ом цехе. 4- число различных типов ГПА на данном участке газопровода, Л- - число цехов на

данном участке газопровода, т.- число компрессорных станций на данном участка газопровода.

Бо еюрой главе анализируются энергетические и юхнолснические показатели транспорта газа в условиях изменяющихся режимов газопровода, а также анализируются некоторые подходы к реконструкции и модернизации компрессорных станций.

Увеличение отбора газа по трассе, с частности, с целью реализации программы газификации прилегающих населенных пунктов, круглогодичная работа тепловых электростанций на природном газе из-за дефиците каменного угля и мазута, отсутствие в целом ряде случаев достаточно надежных буферных потребителей газа вдоль трассы в летний период эксплуатации, все это невольно приводит к тому, что по мере удаления КС от газовых месторождений загрузка их снижается, и режим работы в целом ьсе в большей и большей степени отклоняется от оптимального ^расчетного). Одновременно с изменением подачи газа по газопроводу практически изменяются (отклоняются ст расчетных) все параметры работы компрессорных станций и, следовательно, снижаются экономические показатели транспорта газа, что в первую очередь приводит к' перерасходу топливного газа на нужды перекачки.

На основе известного уравнения для определения расхода газа по газопроводу определено влияние изменения относительных значений основных параметров газопровода на его производительность и наоборот:

5 = 1

ё

При фиксируемых начальных давлениях газа на выходэ КС {Г,1 и диаметре газопровода ( 50 ), расходуемая мощность нч К<; определяется соотношением:

Расход топливного газа относительно количества перекачиваемого газа определяется соотношением:

В = с-г1-тг(£& -^УУЧК = = 2, (-о)

где: - коэффициент сжимаемости газа, определяемый по параметрам его на входе; Ту - температура газа на вхопз в нагнетатель; ¡п. - показатель попитропического процесса сжггии (/и"1,3); (? - степень сжатия по нагнетателю; призедеьнуТ к :д

ГПД, учитывающий все относительные виды потерь от вход.» :язп нч станцию до выхода.

Результаты расчетов показывают, что в условиях иних^'-.м подачи газа по газопровод». нецелесообразно ло,'»остью останачяивагь работу промежуточна!': КС исходя прежде всего из-:« увеличения энергозатрат на транспорт газэ по газопроводу в целом. Однако, при снижении подачи га^а по газопровод; умоньшзетсй расходуемая мощность КС, з большей С!еп..~н,: происходит снижэние стяпечи сжатия по станцим, что приводи1-уменьшению рзсхода топливного 1аза.

Все что, зместе вз »?■_■<>, обязывает я каждом конфетном случаи, и зависимости ог причины сниженил подачи газа вдг>лъ трассы изчпровода, нз <задой КС устаназли-ат'. :1.5Й режим работы ГПА, исходя из .«.-лпвии минимального рлс*с?,а -"м,.ивяого газа на нужды перекачки

Одновременно, счижапие транспорт ,)^омого г-ч я-; газопроводу протя?. '¿.с-'.^^ч-тл 'щч^ния, дч^т р. -¡¡п-отьчое

обоснование поэтапной схемы модернизации КС с заменой только части установленных ГПА.

Исследования, выполненные с целью определения расхода топливного газа при эксплуатации различных ткпоз ГПА, а также степени влияния относительной амплитуды колебаний производительности газопровода на расход топливного газа показывают, что при эксплуатации одного и того же количества агрегатов (^/¿Ь н0 ПРИ меньшей неравномерности подачи газа ) за счет постановки ГПА с лучшим КПД и другой единичной мощности, реально можно получить до 20*25% экономии топливного газа на КС.

Результаты исследования переменного режима работы ГПА на КС показывают, что сезонные колебания производительности газопровода, монотонно возрастающие в последнее десятилетие из года в год, в значительной степени влияют на использование установленной мощности компрессорных станций, снижают среднегодовую загрузку агрегатов и, как следствие, увеличивают расход топливного газа на нужды перекачки.

В условиях постоянно проводимой модернизации КС, замены юмошекных и морально устаревших ГПА на новые агрегаты с палнонапорными нагнетателями, организацией централизованной ргмонтной службы при использовании ГПА авиационного типа, а тапке относительно высокой квалификации обслуживающего ссрсснала КС, появляется возможность в целом ряде случаев, при оязтапном замене агрегатов на КС, использовать ГПА большей единичной мощности сравнительно с установленными, в зависимости ее плановой подачи газа по газопроводу.

Рассмотрение численных значений сущзствующего ряда «кцностей ГПА показывает, что он достаточно хорошо подчиняется

известному закону ряда чисел Фиббоначи, одним из соотношений которого является правило, согласно которому мощность каждого последующего агрегата ( +1) равна сумме мощностей двух предыдущих агрегатов ( и N¡-1). Подобная зависимость между единичными мощностями выпускаемых промышленностью ГПА и обеспечивает все возможные варианты потребной мощности КС для перекачки газа по различным газопроводам. Использование при модернизации КС агрегатов с большой единичной мощностью сравнительно с установленными позволяет уменьшить общее число агрегатов на КС и одновременно уменьшить расход топлианого газа на нужды перекачки в силу того, что агрегаты будут работать на режимах близких к номинальным, тзк и е силу того, что агрегаты с большой единичной мощностью имеют, *ак празило, к большие численные значения КПД.

Результаты проведенных исследований позволили не только определить минимальное число однотипных рабочих ГПА на КС при изменяющейся подаче гзза по газопроводу, но и оценить сниженио числа рабочих ГПА при использовании агрегатов большей единичной мощности.

Минимальное сокращение числа базовых рабочих агрегатов при устанозке на КС ГПА большей единичной мощности определяется соотношением:

мл

. Н+АЛ .П. Л- (Щ

<>(ТГ7Г7 '■'

где уЗ - относительная амплитуда колебаний производительности газопровода в течение года, определяемая как отношение абсолютного колебания е подаче гаса по газопроводу к среднегодовой подзчг т- показатель, характеризующий

связь между г.одачей газа и мощностью на его перекачку (/л-3);

П - глубина регулирования мощностью ГПА (П'Л^ых/^,;,, I; Л -соотношение единичных мощностей между вновь устанавливаемыми

) и базовыми (/Л ) из существующего ряда единичных

с

мощностей ГПА { Л ; Л'; ); У - соотнощение общей

мощности вновь устанавливаемых рабочих агрегатов и общей мощности базовых ГПА на КС (У ).

Расчеты показывают, что за счет установки на КС, наряду с существующими ГПА, агрегатов другой, большей единичной мощности, число рабочих агрегатов при ^/3=0,25 по меньшей мере можно сократить на 20-25% и более, что несомненно будет способствовать экономии топливного газа на нужды перекачки.

При этом оптимальный режим работы КС по условию минимального расхода топливного газа ( Ву =/дал) в каждый момент времени будет определяться наименьшим числом работающих ГПА в условиях их номинальной загрузки (П=1,0).

Постоянное обиоал^ние парка газоперекачивающих агрегатов ча КС ■ необходимый и вполне закономерный способ улучшения показателей транспорта газа в .'.слом и уменьшения энергозатрат на зге осуществление.

Одни« из основных условий эффехтизносш технического лгр^вооружения КС является гчедрение и освоение новых типов ГПА, а также принципиально новых элементов технопении транспорта гэзов. Опыт эксплуатации газопроводов ГП "Мострансгаз", а также газопровода страны показывает, чго в каждый конкретный момен; времени не бызгег необходимого и достаточного количисгаа новой -эхники, а в целом ряде случаев и '-родста, на проведение необходимо;! модернизации. Поптому характерной особенное гню ■¡ехничесхого перевооружения является одновременное

исяо 'ьзозание н; КС '.-.тарой", та»: « '«овей" техники, их

и

разумное сочетание в условиях непрерывной подачи газа. В силу этого, техническое перевооружение не может быть осуществлено единовременно. Для его реализации необходим целый ряд условий: организационных, технических, управленческих и т.п. Причем само перевооружение может проводится либо на одной КС, наиболее для этого подготовленной и требующей модернизации в первую очередь, либо на ряде КС сразу.

При физическом износе одного агрегата решение задачи о его замене принимается довольно просто. Сложнее обстоит дело, когда приходится решать задачу обновления всего парка ГПА на КС.

Исходной предпосылкой для определения времени замены одного агрегата на другой в условиях КС может служить зависимость изменения суммарных эксплуатационных затрат (3) от сремени эксплуатации агрегатов ! и ):

Г^5ст(ь) -Зя а)]-АТ>5гПА <12>

где З^т! ^). Зн ) - эксплуатационные затрать:, соответственно "старого" и "нового" ГПА г зависимости от времени; ,4 Т - время, оставшееся д^г. "старого" ГПА до конца эксплуатации по наработке (100 тыс. часов дли стационарных ГТУ и т. д.); стоимость

нового ГПА;'5с/(- остгточная стоимость "старого" и амортизационные отчисления на "нсзый" ГПА за время Т (при Т>О, 0).

Рациональное обновление парха ГПА на КС - непременное условие выживания и развития газотранспортной системы как таковой, в условиях перехода к рыночной экономике. При этом объективно еозникает необходимость в разработке принципов формирования оптимального парка машин на КС, исходя из

технологических режимов перекачки газа и получения необходимой прибыли.

В общем случае здесь могут иметь место три основных случая замещения. Машины "старого" типа выбывают, а вместо них не вводятся (или вводятся частично) машины нового поколения - происходит сокращение парка ГПА. В эксплуатацию вводятся машины нового похоления без соответствующего выбытия устаревших ГПА - происходит количественное увеличение состава ГПА на КС.

Особый интерес в условиях модернизации представляет случай равномерного ввода новых и соответствующего выбытия устаревших машин с сохранением мощности КС на прежнем уровне. В этом случае количественный состав парка машин может и изменяться, -но общая установленная мощность—КС остается неизменной (например, при замене ГПА одной единичной мощности на агрегаты другой мощности).

Для описания процесса внедрения новой техники и выбытия старой в качестве математической модели использована Б-образная кривая.

Применительно к условиям транспорта газа по газопроводу, о качестве исходного принято уравнение вида:

Ц = 1 <13)

где: А/¿ -текущая мощность "старых" ГПА на КС в момент времени Ь,/^- средневзсешенная рабочая мощность КС за период замещения агрегатов, соответствующая значениюй.=37т38% параметр

насыщения парка машин новыми типами ГПА, в пределе

=1; Л- параметр распределения, характеризующий отклонение загрузхи КС от его среднего значения {п=0,й)\м-- параметр.

определяющий форму кривой и характеризующий скорость изменения функции (^.=4-6!; Р- - вероятность того, что на КС с рассматривазмый период времени используются "старые" ГПА общей мощностю А/^ и более.

Построение Б-образной кривой по упавнению (13) можно осуществить, исходя из особенностей технологии транспорта газа и стремления получить прибыль от замены агрегатов в планируемом периоде. Для этого интегральная кривая распределения (уравнение (13)! должна быто построена на базе кривой остатка следующим образом. По оси абсцисс откладывается фактически необходимая мощность КС из совокупности значений, которые должны быть реализозэны для перекачки заданного количества газа в тот или иней период времени. По оси ординат - среднео время работы КС на данной (л^.) и большей мощности в период ¿¡2>/.эшения,

отнесенной к обшей выработанной мощности за весь период

модернизации (£.%). Опререг.зние численных значений параметров А ,!Ь осуществляется после приведения уравнения (13) к

линейной форме.

0«, (1/Я) -/с (Ж 1Ш <14!

С помощью предложенной кс-дели могут быть определены: различные стратегии обноеления парка ГПА на газопроводах, из которых можно выбрать оптимзльую, о наибольшей степени соответствующую требованиям перекачки заданного количества газа.

В третьей глава диссертации проанализированы условия образования оксидов азота в процессе горения органического топлива, рассмотрены пути и способы снижесит: их выбросов с продуктами сгорания в ГТУ и?. КС магистральных газопроводов, предложен новый метод екч.чения выгода о::сидов азота для газотурбинных установок с оегенергцией теплоты стхсряших гггог.

Вопросы экологии при эксплуатации газотурбинных установок на КС в последние годы стали приобретать все большее и большее значение, что вызывает необходимость оценхи степени загрязнения окружающей среды прежде всего от выбросов вредных токсичных вещестз в атмосферу - оксидов углерода и особенно оксидов азота. Токсичность продуктов сгорания природного газа, используемого в качестве топлива в камерах сгорания ГТУ, на 90% определяется прежде всего содержанием в отходящих газах оксидов азота, концентрация которых в целом ряде случаев превышает предельно допустимые значения.

Наибольшие выбросы оксидов азота, превышающие предельные значения на КС ГП "Мострансгаз" имеют место в регенеративных ГТУ типа ГТ-750-6 и ГТК-10, удельный вес которых в системе " ГП "Мострансгаз" относительно велик. Общий выброс оксидов азота от этих установок составляет 50-60% от общего -выбросало в атмосферу для всех ГТУ.

Проведенные исследования показали, что значительное влияние на выход оксидов азота и углерода при сгорании газовоздушных смесей оказывает тепловое напряжение топочного объема камеры сгорания, коэффициент избытка воздуха, температура топливно-воздушных смесей, распределение температуры по длине факела.

Снижение выбросов оксидов азота в окружающую среду можно осуществлять с помощью методов, основанных на снижении максимальных температур в зоне горения, в частности за счет подачи воды или пара в зону горения. Оптимальный расход воды, подаваемый в камеру сгорания при этом составляет 0,3-1,0 от расхода топлива, а оптимальный расход пара - 0,8-1,2. Однако рекомендовать эти методы снижения выхода оксидов азота можно

только для КС, расположенных вблизи крупных водоемов, рек или озер и там где имеется возможность организовать процесс водоподготовки и ее обработки.

Радикальным методом снижения выбросов оксидов азота в атмосферу является создание новых более совершеннных камер сгорания ГТУ или модернизация существующих. Исследов?ния, проведенные фирмой Дженерал Зпектрик показыеают, чго наибольший эффект обеспечивают камеры, в которых осуществляется двухстздийное горение топлива. Б такой камере в первую зону горения подается воздух с =0,7-0,5 , что значительно снижает максимальную температуру факела, концентрацию кислорода в зоне горения, а во вторую зону горения вводят ужо избыточное количэстпо воздуха (£>¿=1,2) для обеспечения полного сгорания топлива. При этом температура во гторой соке горения оказывается ниже уроокя обргзосакия охсидое азота. Двухстадийнсе горение природного газа обеспечивает снижение выхода оксидов азота на 40-50%.

Уменьшение образования оксидсв азота при эксплуатации регенеративных ГТУ в работе предложено осуществлять за счет снижения, температуры б зона горения топачыного газа по следующей схеме. Первичный воздух с коэффициентом избытка (¿1>1,2 додается с камеру сгорания непосредствэнно после осевого компрессора через обводные каналы, минуя регенератор. Через регенератор проходит только вторичный воздух, подаваемый в камеру сгсранип для смешения с продуктами сгорания и охлаждения жаровой трубы.

Расчетные исследования были проведены применительно к агрегату ГТК-10, как няи&ог.се расг.рострэнанному ГПА на

газопроводах и отличающимся большим выбросом оксидов азота в атмосферу = ЗООмг/нм3).

При реализации предлагаемой схемы в зависимости от коэффициента избытка первичного зоздуха, выбросы оксидов азота составляют : при 1,2 , 0,^=23Омг/нм3; при £¿1=1,3 ,

Сд/р^^мг/нм3; при 061=1,4 , С//^=14бмг/нм''; при 0/^=1,5 , С/^=125мг/нм^; я при 1=1,7 , ¿^¡^=102мг/нм3, т.е. соответственно в 2,3 и 2,8 раз меньше чем о существующей схеме ГТУ.

Перерасход топливного газа при модернизации регенеративной схемы ГТУ при с^1=1,2 составит 1,224нм3/с

(5,2%), при £¿1=1,3 , - 1,23нм3/с (5,7%); при «^=1,4 , -

1,238нм3/с (6,4%); при £¿1=1,5 , - 1,249нм3/с (7,3%); при

(¿1=1,7 , - 1,264нм3/с (8,6%).

Следует -отметить, -что интенсивное—снижение концентрации оксидоз азота в предлагаемой схеме наблюдается лишь при увеличении £>¿1 от 1,2 до 1,5. При дальнейшем увеличении о6> 1 имеет место весьма незначительное снижение С/^Оц несмотря на почти пропорциональное понижение максимальной температуры в зоне горения. Кроме того, повышение оС \ сверх 1,5 приводит к повышению концентрации СО в продуктах сгорания.

По условию предельно допустимого значения выбросов оксидов азота ( Од=150мг/нм3, ГОСТ 28775/90! наименьшее значение сб] составляет 1,38; при этом перерасход топливного газа составит 1,238нм3/с (6,4%).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Проведенные исследования показывают, что все возрастающая неравномерность загрузки газопроводов в течение года из-за снижения уровня добычи газа, нестабильного газопотребления в разрезе года при постоянном росте цен.

газификации городов и населенных пунктов вдоль трассы газопроводов, приводит к снижению практически всех технико-экономических показателей транспорта газа.

2. Анализ состояния систем трубопроводного транспорта природных газов свидетельствует о том, что эта важнейшая отраоль газовой промышленности в настоящее время стоит перед проблемой развития и внедрения энергосберегающих технологий, комплексной модернизации систем транспорта газа и газоперекачивающего оборудования, решением задачи охраны окружающей среды.

3. Дано обоснование характеристик перспективных газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом (по КПД), предложены расчетные соотношения связи мощности и КПД для перспективных ГПА.

4. Разработаны критерии для определения целесообразности проведения реконструкции КС и систем газопровода в целом, как средства интенсификации транспорта газа.

5. На основе использования уравнения пропускной способности газопровода, получек® V* дроанализ-Ироагна взэимосейзь всех его параметров при изменении подави газа.

6. Дано обоснований целесообразности использования на КС агрегатов с различной единичкой мощностью. Впарвыэ, с учетом неравномерности подачи газа по газопроводу, получено соотношение для определения необходимого числа ГПА для перекачки заданного количества газа на оптимальном режиме работы з разрезе года.

7. Предложена магсматмческая модель для определения темпов и периодичности обновления парка ГПА на газопроводах при модернизации компрессорных станций.

8. Показано, что при эксплуатации безрегенеративных ГГУ подачу первичного воздуха ■ зону горения камеры сгорания целесообразно осуществлять с коэффициентом избытка воздуха ol/1=1,5 , что обееспечивает снижение концентрации оксидов азота в уходящих газах в 1,3:1,4 раза.

9. Для регенеративных ГТУ предложен и обоснован метод подачи первичного воздуха, отбираемого непосредственно после компрессора, в камеру сгорания с коэффициентом избытка oL j=1,4M,5 , что обеспечивает уменьшение концентрации оксидов азота в уходящих газах примерно в 2,5 раза.

Перерасход топливного газа при увеличении Q^j до величины 1,471,5 не превышает 7гЗ%.

Основные результаты исследований опубликованы в следующих работах:

1. Никишин В.И. Анализ эффективности использования разнотипных ГПА на компрессорных станциях - М:Государственный газовый хонцерн "Газпром", Транспорт и подземное хранение газа 1992 - N5. - с.1-11.

2. Никишин В. И. Использованиз разнотипных газоперекачивающих агрегатов на •КС. М: Газовая промышленность 1993. N2. С. 15-18.

3. Никишин В.П., Тривус H.A., Шахоаа Л.Г. Влияние утечки воздуха из регенератора газотурбинной установки на экономичность ее работы в процессе эксплуатации - М: ВНИИГАЗ, серия газотранспортное оборудование. Эксплуатация, надежность, исследования, 1990. с. 85.

4. Никишин 8.П., Тривус H.A., Шахоза Л.Г. Мероприятия по снижению выбросов оксидов азота из работающих регенеративных газотурбинных установок - М: Государственный газовый концерн

"Газпром", Транспорт и поземное хранение газа. 1992. - N3. - с. 817.

5. Никишин В. И., Панкратов B.C. Диагностика ГПА ПО " Мострансгаз" по эксплуатационным параметрам. - М: ВНИИОЭНГ Транспорт и хранение газа, 1990. N2 - с. 12-17.

6. Никишин В. И., Матвеев A.B., Дубров С.М. Сопоставление технико-экономических и режимных показателей газотурбинного и электроприводного цехов.

Тезисы докладов Всесоюзной конференции "Проблемы развития нефтегазового комплекса страны п. Красный Курган Ставропольского края, 1991г. с.136-137.

7. Никишин В.И., Цигельников Л.С., Рубель В.К. Диагностика ГПА ГП "Мострансгаз? по эксплуатационным параметрам. Государственный газовый концерн "Газпром", Транспорт и подземное хранение газа, 1990. N2. C.1S-23.

8. Никишин В.И., Панкратов B.C. Персональные ЭВМ для автоматизации управленческого труда. - М: Газовая промышленность. 1988Г. N9 с. 17-20.

9. Никишин В.И., Панкратов B.C. Интеграция АРМ диспетчера газотранспортного предприятия. - М: Государственный газовый концерн "Газпром" 1992 г., 50с.