автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Методы повышения энергоэффективности компрессорных станций при реконструкции магистральных газопроводов

писи

J

005002400

ЗЮЗЬКОВ ВИКТОР ВИКТОРОВИЧ

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Специальность: 05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы в нефтяной и газовой

промышленности.

17 НОЯ 2011

АВТОРЕФЕРАТ

диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

005002400

На правах рукописи

ЗЮЗЬКОВ ВИКТОР ВИКТОРОВИЧ

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Специальность: 05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы в нефтяной и газовой

промышленности.

АВТОРЕФЕРАТ

диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ».

Научный руководитель

доктор технических наук Козлов Сергей Иванович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Мкртычан Яков Сергеевич

кандидат технических наук Арабей Андрей Борисович

Ведущая организация:

«Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина»

Защита состоится « /н » декабря 2011 г. в 13— на заседании диссертационного совета Д 511.001.02, созданного при ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по адресу: 147717, Московская обл., пос. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

С содержанием диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Автореферат разослан « ноября 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, канд. техн. наук

И.Н. Курганова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Энерговооруженность газовой промышленности определяется потребностями технологических процессов добычи, транспортировки, хранения, переработки и распределения природного газа. При этом основная часть расхода энергоресурсов (топлива и электроэнергии) приходится на магистральный транспорт газа.

Для повышения энергоэффективности компрессорных станций (КС) в проектах новых отечественных магистральных газопроводов (МГ) применены следующие технико-технологические решения: повышение рабочего давления газа, снижение гидравлического сопротивления линейной части (за счет применения труб с внутренним покрытием), применение газоперекачивающих агрегатов (ГПА) повышенной эффективности (эффективный КПД 32-39 %) и др.

Одновременно с проектами нового строительства для поддержания надежности и повышения энергоэффективности эксплуатируемых МГ реализуются программы реконструкции, использующие технические решения, которые в настоящее время не полностью реализуют технико-технологический потенциал по повышению энергоэффективности КС.

Как показывает практика, в условиях увеличения объемов добычи и транспорта газа при нарастающих темпах морального и физического старения эксплуатируемого компрессорного парка, программы реконструкции необходимо дополнить новыми методами повышения энергоэффективности КС, обоснование которых должно проводиться с учетом переменных режимов работы МГ.

Поэтому разработка и обоснование новых методов повышения энергоэффективности КС при реконструкции эксплуатируемых МГ с учетом режимно-технологических показателей транспорта газа является актуальной задачей исследования.

Целью диссертационной работы является разработка и обоснование новых методов повышения энергоэффективности КС при реконструкции МГ на основе совершенствования схем компрессорных цехов (КЦ) при выборе типов газотурбинных ГПА и мероприятий по реконструкции линейной части, обеспечивающих снижение потребности в газоперекачивающем оборудовании и затрат топливного газа.

Задачи исследования

1. Провести анализ влияния производительности газопровода на потребляемую мощность КС с учетом переменных режимов работы МГ.

2. Определить снижение потребляемой мощности и расхода топлива КС при реконструкции линейной части МГ с применением труб с внутренним покрытием.

3. Провести анализ режимов работы ГТС ООО «Газпром трансгаз Югорск» для обоснования возможности использования метода реконструкции КС многониточных систем МГ, работающих в едином гидравлическом режиме, с применением ГПА увеличенной единичной мощности (32 МВт).

4. Выполнить расчетно-экспериментальную оценку изменения показателя удельной энергоэффективности и технико-экономическую оценку стоимости жизненного цикла (СЖЦ) для обоснования наиболее целесообразного метода реконструкции КС многониточных систем МГ.

5. Выполнить теоретическое обоснование применения методов повышения энергоэффективности газотурбинного привода на КС: определить эксплуатационные характеристики ГТУ сложных термодинамических циклов; проанализировать особенности использования парогазового теплоутилизационного контура (ТУК), работающего совместно с ГПА на переменных режимах и генератора собственных нужд (ГСН) для индивидуального электроснабжения модульного ГПА.

Научная новизна работы

Уточнена взаимосвязь между производительностью газопровода и потребляемой мощностью КС, позволяющая определить изменение энергоемкости станции при переменных режимах работы МГ.

Обоснован энергосберегающий эффект от применения труб с внутренним покрытием при реконструкции линейной части эксплуатируемых МГ.

Впервые обосновано применение метода реконструкции КС многониточных систем МГ, работающих в едином гидравлическом режиме, с применением ГПА мощностью 32 МВт; создана математическая модель, позволяющая рассматривать варианты реконструкции КС с применением ГПА различных технологических схем.

Для определения изменения выходных параметров в процессе работы проведен анализ эксплуатационных свойств ГТУ сложных термодинамических циклов, подтверждающий преимущества их применения по сравнению с ГТУ простого цикла.

Разработана методика определения выходных параметров парогазового теплового утилизационного контура для расчета располагаемой мощности паротурбинной установки (ПТУ), располагаемой мощности и эффективного КПД парогазовой установки (ПГУ) при переменных режимах работы с ГПА.

Защищаемые положения:

1. Обоснование уточненной взаимосвязи между производительностью газопровода и потребляемой мощностью КС.

2. Обоснование энергосберегающего эффекта при ремонте линейной части участка газопровода с использованием труб с внутренним покрытием.

4

3. Метод реконструкции КС многониточных систем МГ, работающих в едином гидравлическом режиме, с применением ГПА увеличенной единичной мощности. Результаты расчетно-экспериментальной оценки показателя удельной энергоэффективности и технико-экономической оценки методов реконструкции КС с применением ГПА различных технологических схем.

4. Результаты анализа эксплуатационных свойств ГТУ сложных термодинамических циклов, позволяющие определить изменение располагаемой мощности и эффективного КПД при изменении эксплуатационных условий. Методика определения выходных параметров парогазового ТУК для расчета располагаемой мощности ПТУ, располагаемой мощности и эффективного КПД ПГУ при переменных режимах работы ГПА.

5. Обоснование номинальной мощности ГСН и энергосберегающего эффекта при его применении.

Практическая ценность работы. Результаты работы могут быть использованы при разработке программ реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа, энергосбережения и повышения энергоэффективности ГТС ОАО «Газпром». Разработанные методики и результаты анализа работы ГТС и эксплуатационных характеристик ГТУ сложных термодинамических циклов могут быть использованы производственными и проектными организациями.

На основе полученных результатов разработаны рекомендации по повышению энергоэффективности КС МГ, вошедшие в отчет о НИР «Анализ применения современных технологий и технических решений при реконструкции и новом строительстве компрессорных станций», в отчет о НИР «Разработка концепции и основных технико-технологических решений применения агрегатов мощностью 32-35 МВт для реконструкции КС эксплуатируемых систем газопроводов» и в «Концепцию применения ГПА мощностью 32-35 МВт для реконструкции КС», утвержденные ОАО «Газпром». Результаты работы использованы при разработке Р Газпром 2-3.5-438-2010 «Расчет теплотехнических, газодинамических и экологических параметров газоперекачивающих агрегатов на переменных режимах», а также ОАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» при разработке «Концепции реконструкции компрессорных станций ООО «Газпром трансгаз Югорск» с применением ГПА «Ладога - 32 РП».

Апробация работы. Основные результаты исследований были представлены на III Международной конференции «Газотранспортные системы: Настоящее и будущее», II Научно-практической молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2009-2011 гг.), на Международном симпозиуме «Потребители-производители компрессоров и компрессорного оборудования» (2010-2011 гг.), на ЬУ и ЬУИ

5

Научно-технической сессии по проблемам газовых турбин (при Комиссии Российской Академии Наук по газовым турбинам, 2010-2011 гг.), на всероссийской научно-технической конференции молодых ученых и специалистов «Новые решения и технологии в газотурбостроении» (ЦИАМ, 2010 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 работ, из них 3 в журналах, входящих в «Перечень...» ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы, включающего 78 наименований. Работа изложена на 133 страницах, включая 49 рисунков и 27 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснован выбор направлений исследования и его цель, определен круг основных задач исследования, показана их актуальность, научная и практическая значимость.

В первой главе выполнен анализ состояния компрессорного парка и целевых показателей работы ГТС ОАО «Газпром».

Возрастная структура парка ГПА свидетельствует о моральном и физическом старении: 35,3 % мощностей газотурбинных ГПА достигли или превысили нормативную наработку; интенсивное развитие ГТС в 1980-90 гг. в настоящее время обусловливает возрастающую потребность в обновлении эксплуатируемого парка.

Определены показатели удельной энергоемкости (отношение потребляемой мощности КС к товаро-транспортной работе - ТТР) и удельной энергоэффективности (отношений расхода топлива КС к ТТР) отечественных и зарубежных МГ.

В табл. 1 приведены значения удельной энергоемкости и энергоэффективности отечественных и зарубежных МГ.

Таблица 1

Удельная энергоемкость и энергоэффективность КС МГ_

Название газопровода Удельная энергоемкость, кВт-ч/(млн м3км) Удельная энергоэффективность, м3/(млн м3-км)

ГТС ОАО «Газпром» (ГТС Газпром Югорск) 69 (72,5) 28 (31)

Ухта - Грязовец 67,8 23,5

СЕГ: сухопутный участок (морской участок) 64,3 (33,1) 21 (10)

Бованенково-Ухта: I фаза (И фаза) 55,2 (69,8) 18 (23,5)

Альянс (США) 62 19,5

Северная граница (США) 67 21

Современные технико-технологические решения в транспорте газа (повышение рабочего давления газа, снижение гидравлического сопротивления линейной части, увеличение КПД и единичной мощности ГПА) позволяют повысить энергоэффективность КС проектов новых отечественных МГ. Однако применяемые

инновационные технологии в большей степени являются металлосберегающими, чем энергосберегающими, т.е. принципиально не сокращают потребности в ГПА для КС.

Для повышения надежности и энергоэффективности эксплуатируемых МГ разрабатываются программы реконструкции, анализ которых выявил следующие общие недостатки:

- в результате реализации программ реконструкции энергоэффективность ГТС увеличивается не более чем на 1,8-2,0 % в год;

- применяемые технические решения направлены, в первую очередь, на поддержание технически возможной производительности МГ, а не технически возможной энергоэффективности, т.е. принципиально не сокращают энергоемкость эксплуатируемых КС; повышение энергоэффективности КС обеспечивается, главным образом, за счет замены и модернизации морально и физически устаревших ГПА (ГТК-6-750, ГПА-Ц-6,3, ГТК-10, ГПУ-10 и др.);

- не учитываются технологический потенциал многониточных систем МГ по увеличению единичной мощности эксплуатируемых ГПА; не рассматривается возможность применения энергосберегающих технических решений (ремонт линейной части с применением труб с внутренним покрытием, ГТУ сложных термодинамических циклов, в том числе парогазовые технологии и др.).

Во второй главе уточняется зависимость потребляемой мощностью КС (М^) от производительности газопровода (я), обосновывается энергосберегающий эффект при ремонте участка газопровода (любой протяженности) с применением труб с внутренним покрытием.

Энерготехнологические особенности транспорта газа изучались Б.П. Поршаковым, Е.В. Леонтьевым, З.Т. Галиуллиным, В.А. Щуровским и др., но требуют уточнения с учетом переменных режимов работы эксплуатируемых МГ.

В процессе эксплуатации газопровода проявляется изменение показателей энергоемкости КС, которое связано с изменением загрузки газопровода, т.е. отношением фактической и проектной производительности.

Теоретическая взаимосвязь потребляемой мощности и производительности газопровода (с одинаковыми расстояниями между КС, без попутных отборов газа, постоянными параметрами технологического газа и газокомпрессорного оборудования) характеризуется тем, что изменение производительности на 1 % приводит к изменению потребляемой мощности (расхода топлива) на 3,0-3,5 %.

Для обоснования фактической зависимости потребляемой мощностью КС от производительности газопровода проведен анализ режимов работы ГТС ООО «Газпром трансгаз Югорск» в 2000-2008 гг. по следующим направлениям:

- оценка изменения параметров транспортируемого газа (давление,

7

температура, коэффициент сжимаемости) и КПД ЦБК в течение года;

- определение коэффициентов неравномерности транспорта газа по производительности (Кч) и потребляемой мощности КЦ;

- определение показателей удельной энергоемкости и удельной энергоэффективности КС.

Проведенный анализ позволил уточнить взаимосвязь N = f(q).

На рис. 1 показано изменение относительной потребляемой мощности КС (Nkc1) при изменении относительной производительности газопровода (q), для постоянных параметров транспортируемого газа (теоретическая зависимость) и по данным анализа текущих режимов работы КС ООО «Газпром трансгаз Югорск» и газопровода «Теннеси» (США).

Nkc

1.6 1.4 1.2 1.0 0,8 0,6 0.4 0,2

0.70 0.75 0,80 0,85 0,90 0.95 1.00 1.05 1.10 1.15 1.20_

- q

Рис. 1 - Зависимость относительной потребляемой мощности КС от относительной производительности газопровода.

С учетом изменения параметров транспортируемого газа взаимосвязь N'kcP = f(q) становится более пологой: изменение производительности на 1 % Приводит к изменению потребляемой мощности (расхода топлива) на 2,0-2,4 %.

Вследствие отклонения от проектных значений технологических параметров МГ (производительность, давление и температура газа, гидравлическое сопротивление) фактическая зависимость потребляемой мощности и удельной энергоемкости КС от производительности газопровода проявляется слабее.

Уточненная зависимость NK°c'=f(q) позволяет прогнозировать изменение потребляемой мощности КС при изменении объема транспортируемого газа, учитывая фактические режимы работы МГ.

Применение труб с внутренним («гладкостным») покрытием для повышения гидравлической эффективности МГ обосновано в трудах А.Д. Седых, Е.В. Леонтьева, З.Т. Галиуллина и др.

1 1 1 1 1 -Теоретическая зависимость ---МГ "Теннеси" (США) —— КС ООО "Газпром трансгаз Югорск"

у

»

"""

В проектах новых МГ трубы с внутренним покрытием используются, в первую очередь, для повышения производительности. Применение данного технического решения при реконструкции линейной части эксплуатируемых МГ является одним из методов повышения энергоэффективности, позволяющим сократить потребляемую мощность и расход топлива на КС.

Для определения энергосберегающего эффекта при ремонте линейной части эксплуатируемых газопроводов с применением труб с внутренним покрытием разработана методика, включающая следующие варианты расчета: нормативный (расчет для участка газопровода между двумя смежными КС); удельных статистических показателей (по фактическим показателям энергоэффективности эксплуатируемого газопровода).

В разработанной методике принято: параметры газа на входе в газопровод остаются постоянными, сопротивление технологических коммуникаций КС не учитывается; энергосберегающий эффект от применения внутреннего покрытия заключается в снижении потребляемой мощности (и расхода топлива) на последующей КС.

Расчет производился для участка газопровода с внутренним диаметром (Оу) 1000, 1200, 1400 мм. За исходные данные принимались: q=38-90 млн м3/сут (в зависимости от Оу); протяженность участка газопровода (Ь) 110 км; давление (Р1г) и температура (Т]Г) газа на входе в участок газопровода 7,1 МПа и 288 К.

На рис. 2 показаны результаты расчета по нормативному варианту: изменение

Нкср и удельной (при замене 1 км участка газопровода) потребляемой мощности КС

Ь

Рис. 2 - Изменение относительной потребляемой мощности и удельной потребляемой мощности КС при ремонте линейной части участка газопровода с применением труб с внутренним покрытием.

Замена 1 км участка газопровода с применением труб с внутренним покрытием

9

снижает потребляемую мощность КС на 30,5-70,6 кВт; при применении труб с внутренним покрытием вдоль всего участка газопровода между КС (110 км) потребляемая мощность эксплуатируемой станции снижается на 22-23 %. Локальный энергосберегающий эффект зависит от места применения внутреннего покрытия: с увеличением Ь увеличивается значение . Как показало изучение

данного вопроса, замена 1 км в начале и в конце участка газопровода даёт одинаковый результат. Поскольку МГ преимущественно работают в квадратичной зоне сопротивления, то увеличение степени расширения транспортируемого газа на участке газопровода между КС описывается параболической зависимостью. При замене 1 км с применением внутреннего покрытия в начале участка газопровода снижение степени расширения газа меньше, однако данный эффект распространяется вдоль всего участка между КС, обусловливая в конце участка одинаковое снижение скорости газа, как и при замене 1 км трубы с применением внутреннего покрытия в конце участка газопровода.

Величина энергосберегающего эффекта при применении внутреннего покрытия определяется геометрической конфигурацией участка газопровода (внутренний диаметр, протяженность), газодинамическими параметрами транспорта газа и в условиях режимно-технологической неравномерности работы МГ имеет переменное значение.

На рис. 3 показано изменение энергосберегающего эффекта для среднестатистического режима работы участка газопровода ООО «Газпром трансгаз Югорск».

Месяц

Рис. 3 - Изменение энергосберегающего эффекта от применения труб с внутренним покрытием в течение года.

В разрабатываемых программах реконструкции эксплуатируемых МГ необходимо учитывать следующие мероприятия по энергосбережению:

- при разгрузке МГ по производительности на 1 % потребляемая мощность КС

10

и расход топлива сокращается на 2,0-2,4 %;

- применение труб с внутренним покрытием при реконструкции и капитальном ремонте линейной части МГ: при существующих объемах ремонта линейной части ГТС ОАО «Газпром» энергосберегающий эффект от применения труб с внутренним покрытием к завершению комплексной программы (2015 г.) может составить: потребляемая мощность КС ниже до 170 МВт, расход топлива - до 520 млн м3/год.

В третьей главе обосновывается метод реконструкции КС многониточных систем МГ, работающих в едином гидравлическом режиме, с применением ГПА увеличенной единичной мощности (32 МВт). Для этого проведен анализ режимов работы КС ООО «Газпром трансгаз Югорск», выполнена расчетно-экспериментальная оценка изменения показателя удельной энергоэффективности и технико-экономическая оценка методов реконструкции двухцеховой КС с применением агрегатов различных технологических схем.

Средняя единичная мощность ГПА по парку ОАО «Газпром» составляет 12,2 МВт. В проектах новых отчественных МГ применение агрегатов единичной мощности 25-32-50 МВт позволяет обеспечить наиболее эффективное соотношение между производительностью газопровода и установленной мощностью КС.

Увеличение единичной мощности ГПА на эксплуатируемых КС перспективно с учетом следующих факторов:

- большинство ГТС являются многониточными и эксплуатируются в едином гидравлическом режиме, что обеспечивает возможность взаимного резервирования КС за счет межцеховых перемычек;

-имеются КС со степенью сжатия около 1,35; переход на низконапорную технологию транспорта газа позволяет применять ЦБК с осевым входом газа с КПД политропного сжатия 88-90 %, что дополнительно снижает

- ГТУ и ЦБК обладают благоприятными масштабными качествами: в классе 25-40 МВт обеспечивается наибольший КПД при одинаковом уровне начальных параметров; с увеличением единичной мощности удельная стоимость газоперекачивающего оборудования снижается.

На основе результатов анализа режимов работы КС многониточных МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» (0У=1420 мм, Рг=7,45 МПа) получено статистическое распределение среднемесячных показателей работы КЦ в 2008 г. по степени сжатия (екц) и потребляемой мощности.

На рис. 4 показано распределение КЦ (пкц) по степени сжатия, из которого следует, что около 50 % цехов эксплуатируются в диапазоне екц = 1,30-1,35.

На рис. 5 показаны результаты анализа изменения производительности и потребляемой мощности для 170 КЦ ООО «Газпром трансгаз Югорск»,

на рис. 6 - распределение потребляемой мощности КЦ в 2008 г. и прогноз в соответствии с уточненной зависимостью NKcP=f(q) на 2030 г. (при снижении производительности ГТС на 18 %).

пщ,% 50

45 40

35 30 25 20 15 10 5 0

<1.2 1.20-1.25 1.25-1.30 1,30-1.35 1.35-1.40 1.40-1.45 1.45-1.50 1.50-1.55 >1.55

£КЦ

Рис. 4 - Распределение КЦ по степени сжатия.

[|Оф 45 -J ' 1

млн м3

Месяц

- Изменение производительности и потребляемой мощности КЦ.

<20 20-25 25-30 30-35 35-40 40-45 >45

"^КЦ

Рис. 6 - Распределение КЦ по потребляемой мощности. 12

Рис. 5

пкц, % 45

40 35 30 25 20 15 10 5 О

Из результатов проведенного анализа следует, что эксплуатация двухцеховой КС может быть обеспечена четырьмя ГПА мощностью 32 МВт в конфигурации 3+1 (или сезонно 2+2) рабочих+резервных агрегатов (в настоящее время для двух цехов наиболее характерно наличие 16 ГПА мощностью 10 МВт или 10 ГПА мощностью 16 МВт в конфигурации 3+2 на один КЦ).

Основные положения метода реконструкции с ГПА-32:

- базовый технологический объект - как минимум, двух- или трехцеховая КС, работающая в едином гидравлическом режиме;

- метод реконструкции - сооружение нового цеха на примыкающей площадке; -максимальное сокращение общестанционных объектов с переносом их

технологических функций на агрегатный уровень;

- максимальная энергоэффективность в каждом элементе ГПА-32. Расчетно-экспериментальная оценка изменения показателя удельной

энергоэффективности КС при реконструкции с применением ГПА различных технологических схем выполнянась по данным 2008 г. с учетом неравномерности производительности и потребляемой мощности.

В табл. 2 сведены среднеквартальные и среднегодовые значения удельной энергоемкости и удельной энергоэффективности по результатам расчетного эксперимента реконструкции двухцеховой КС «Сорум».

Из приведенных результатов следует, что применение метода поцеховой реконструкции с ГПА мощностью 16-25 МВт повышает энергоэффективность станции на 40-42 %, применение ГПА-32 при объединении КЦ - на 47 %.

Таблица 2

Показатели удельной энергоэффективности КС__

Тип ГПА Удельная энергоэффективность КС, м3/(млн м км)

1 кв. 2 кв. 3 кв. 4 кв. Ср. год.

Исходный вариант оснащения КС (ГТК-10) 35,2 36,8 37,0 36,2 36,3

Поцеховая реконструкция КС с применением: -ГПА-16 - ГПА-25 21,7 21,7 22,3 21,8 20,2 19,6 21,7 20,5 21,5 20,9

Реконструкция с ГПА-32 при объединении КЦ 20,0 20,1 18,6 18,9 19,4

К основным недостаткам метода реконструкции КС с ГПА-32 относятся:

- усложнение мероприятий по обеспечению надежности КС;

- снижаются возможности для эффективного регулирования работы КЦ за счет дискретного включения/отключения ГПА; увеличивается время работы на частичном режиме и степень недогруженное™ ГПА при изменении производительности газопровода.

Технологическая надежность КС при применении ГПА-32 обеспечивается на базе следующий принципов:

- ГПА-32(35) применяются только для реконструкции КС многониточных

13

систем МГ (как минимум двухцеховая КС);

- объединение технологических структур КС позволяет создать необходимый уровень резервирования ГПА-32;

-применение межцеховых перемычек; комбинация ГПА-32 с агрегатами меньшей мощности.

Режимно-технологическая неравномерность производительности газопровода является одним из основных показателей определяющим энергоэффективность методов реконструкции КС. Установлено, что применение ГПА-32 наиболее целесообразно для газопроводов с Кч = 0,10-0,20.

Проведенная в работе технико-экономическая оценка выполнена для сравнения методов реконструкции КС по текущим и перспективным показателям капитальных и эксплуатационных затрат на базе следующих положений:

- объектом сравнения является СЖЦ двухцеховой КС, работающей в едином гидравлическом режиме на две нитки газопровода;

- СЖЦ КС определяется по текущим показателям капитальных и эксплуатационных затрат для нормативного срока работы 20 лет;

- перспективные показатели СЖЦ КС определяются по прогнозным данным стоимости строительства и эксплуатации нефтегазового оборудования (индекс Нельсона-Фаррера).

В табл. 3 приведена относительная СЖЦ двухцеховой КС для текущих показателей капитальных и эксплуатационных затрат с применением ГПА различной единичной мощности.

Таблица 3

Тип ГПА ГПА-16 ГПА-25 ГПА-32

Относительные капитальные затраты 1,33 1,15 1,0

Относительные эксплуатационные затраты 1,14 1,12 1,0

Относительная СЖЦ КС 1,22 1,14 1,0

По сравнению с применяемыми в настоящий момент методами поцеховой реконструкции с ГПА мощностью 16 и 25 МВт метод реконструкции КС многониточных систем МГ с применением ГПА-32 при объединении КЦ позволяет снизить капитальные затраты на реконструкцию на 15-33 %, годовые эксплуатационные затраты - на 12-14 %, СЖЦ КС - на 14-22 %.

На рис. 7 с учетом прогнозных показателей стоимости строительства и эксплуатации показано изменения СЖЦ КС при реконструкции с ГПА 16-25-32 МВт по отношению к текущему значению СЖЦ с применением ГПА-32. При поцеховой реконструкции с агрегатами мощностью 16-25 МВт увеличение капитальных и эксплуатационных затрат приводит к более интенсивному росту СЖЦ КС: в 2015 г.

применение ГПА-32 позволяет сократить СЖЦ КС на 15-25 %, в 2020 г. - на 17-29 %.

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Год

Рис. 7 - Изменение относительной СЖЦ двухцеховой КС при реконструкции с применением ГПА различных технологических схем.

Расчет энерготехнологических показателей ГТС ООО «Газпром трансгаз Югорск» показал, что для эксплуатируемых КС применение метода реконструкции с ГПА-32 обеспечивает: повышение удельной энергоэффективности ГТС на 23-25 % (на уровне 2030 г.); потребление топливного газа на собственные нужды уменьшается на 4 млрд м3/год, а с учётом разгрузки ГТС на 7 млрд м3/год.

В четвертой главе выполнено теоретическое обоснование применения методов повышения энергоэффективности газотурбинного привода на КС:

- проведен сравнительный анализ эксплуатационных свойств ГТУ простого и сложных термодинамических циклов для определения изменения выходных параметров газотурбинного привода в процессе работы;

- рассмотрено применение комбинированных (парогазовых) технологий на КС и использование ГСН для индивидуального электроснабжения модульного ГПА, включающего аппараты воздушного охлаждения газа (АВОГ).

Данные методы не являются принципиально новыми. В ОАО «Газпром» имеется опыт эксплуатации агрегатов сложных термодинамических циклов (ГПА с регенеративной схемой), с парогазовой надстройкой (КС Чаплыгин, КС Грязовец), с ГСН (ГТК-10И, ГТК-25И).

Применение ГТУ сложных термодинамических циклов в транспорте газа изучалось Б.П. Поршаковым, Б.С. Ревзиным и др. Однако существуют расчетно-теоретические задачи, решение которых позволит более корректно оценивать преимущества применения таких технических решений в условиях КС.

ГТУ сложных термодинамических циклов (с промежуточным охлаждением и подогревом воздуха, регенерацией теплоты выхлопных газов и др.) получили

широкое распространение в энергетике и судостроении. На КС их применение ограничено и определяется спецификой эксплуатации газотурбинного привода: требования к надежности и КПД, сокращение трудозатрат при обслуживании и ремонте, климатические условия и др.

Отечественными разработчиками были предложены новые проекты ГТУ для привода ЦБК с воздушным утилизационным контуром (ВУК), с промежуточным охлаждением и регенерацией и др., которые по сравнению с простым циклом обладают более высоким номинальным КПД (43-44 %). Однако значения номинальных показателей не отражают эксплуатационные свойства газотурбинного привода, т.е. величину изменения выходных параметров (располагаемой мощности и эффективного КПД) при изменении показателей отдельных элементов и окружающих условий (температуры воздуха).

Для решения поставленной задачи проведен сравнительный анализ влияния эксплуатационных факторов - КПД турбин, сопротивление входного и выходного тракта, температура воздуха на входе в осевой компрессор (ОК) - на располагаемую мощность и эффективный КПД ГТУ простого и сложных термодинамических циклов:

-с ВУК, где часть воздуха после ОК подогревается в регенераторе и далее расширяется в дополнительной воздушной турбине, установленной на силовом валу;

- с промежуточным охлаждением воздуха в ОК газогенератора;

- с регенерацией теплоты выхлопных газов.

Для определения влияния эксплуатационных факторов на выходные параметры ГТУ использовался метод малых отклонений, который показал удовлетворительную сходимость расчетных и экспериментальных данных при анализе рабочих характеристик ГТУ простого цикла в работах В. А. Щуровского и Ю.Н. Синицына.

В результате проведенного анализа выявлены значения коэффициентов влияния эксплуатационных факторов на располагаемую мощность и эффективный КПД ГТУ простого и сложных термодинамических циклов. Установлена закономерность изменения величины коэффициентов влияния от начальных параметров: температуры газов перед турбиной высокого давления (Т,) и степени сжатия воздуха в ОК (л:к).

На рис. 8 и 9 показаны результаты расчетно-экспериментальной оценки изменения относительной располагаемой мощности ГТУ простого цикла (ЫеПц) и

цикла с промежуточным охлаждением (ЫоГЮ) в зависимости от начальных параметров при изменении КПД ОК (из-за загрязнения проточной части) и турбин (из-за увеличения радиального зазора) в процессе эксплуатации.

1200 т„ к

Рис. 8 - Изменение относительной располагаемой мощности ГТУ простого цикла.

N6110 „ „„

Т,,К

Рис. 9 - Изменение относительной располагаемой мощности ГТУ с промежуточным охлаждением.

Вопрос применения ТУК на отечественных КС прорабатывался в 1985-1995 гг. научно-исследовательскими институтами и производственными объединениями Мингазпрома при международной кооперации с зарубежными компаниями, однако проекты с утилизацией теплоты выхлопных газов на КС не получили распространения.

В настоящее время в мире имеются девять КС с ТУК комбинированного цикла для привода дополнительного ЦБК или попутной выработки электроэнергии.

Основными факторами, ограничивающими применение комбинированных

(парогазовых) технологий на КС, являются:

- режимно-технологические: переменный режим работы газопровода и, соответственно, ГПА на КС;

- капитальные вложения в КС с парогазовым ТУК увеличиваются в 1,2-1,4 раза;

- наличие ГПА с КПД газотурбинного привода до 40 %.

- отсутствие опыта эксплуатации ТУК на КС (особенно в зимний период);

В отличие от теплоэлектростанций КС является элементом технологического процесса по транспортировке газа и не производит товарной продукции; загрузка ГПА зависит от режима работы газопровода и внешних условий (температура атмосферного воздуха), поэтому более обоснованной является оценка эффективности ТУК исходя не из номинальных, а из среднестатистических показателей загрузки ГПА в течение года.

Для определения выходных параметров ТУК при совместной работе с ГПА на переменных режимах разработана методика определения располагаемой мощности пту(ЧПту)> располагаемой мощности и эффективного КПДПГУ (3^ешу,г|епгу), при следующих исходных данных:

- наличие ТУК увеличивает сопротивление выпускного тракта ГТУ на 3 %; котел-утилизатор (КУ) одноконтурный; давление пара в КУ - 1,5-2,5 МПа, температурный напор на горячем конце пароперегревателя - 50 °С; давление в конденсационной установке - 5 кПа;

- располагаемая мощность ПТУ определяется с учетом механических потерь и потребности в собственном электроснабжении ТУК (соответственно, 1 % и 5 %);

- диапазон параметров выпускных газов ГТУ: температура на выпуске 400-550 °С, расход выпускных газов 60-120 кг/с.

Получены уравнения зависимости ^пту, и Т1с1|г>1 от относительной

приведенной мощности ГТУ (Мспр) и температуры воздуха на входе в ОК 03, °С), позволяющие определять выходные параметры парогазового ТУК при переменных режимах работы ГПА:

Ыспту=[1,003-Кс°Р8'5-(а13+с)Кипту (1)

Кепгу = [(0,026 + 0,974НСГФ)- (Ь213 + ¿2 )К;гу (2)

ЛсПГУ =[0,997 -^Г '(Мз+^з +а)]л"ппу (3)

В табл. 4 приведены значения расчетных коэффициентов «а» и «с» уравнений (1-3) для некоторых типов ГТД.

На рис. 10 показаны результаты расчета относительных выходных параметров парогазового ТУК по разработанной методике с учетом

режимно-технологической неравномерности работы газопровода.

Таблица 4

Значения расчетных коэффициентов

Коэффициенты Тип ГТД

ПС-90ГП-2, GT-10B, MS5002E АЛ-31СТ, ДН-80, ПС-90ГП-25

b 7,12-КГ 7,33-10"

ь, -1,67-10'3 -1,99-10J

Ь, 2,74-10° 2,54-10°

с 0,942 0,926

С| 9,2510" 6,48-10""

С2 9,76-10"' 9,75-10"'

d 0,996 0,995

Месяи

Рис. 10 - Показатели совместной работы ГПА И ТУК в течение года.

Установлено, что режимно-технологические особенности эксплуатации ГПА обусловливают снижение выходных параметров ТУК относительно номинальных значений: располагаемая мощность ПТУ ниже на 15 %, располагаемая мощность и эффективный КПД ПГУ ниже, соответственно, на 9 % и 3 %.

Применение парогазовой надстройки приводит к снижению располагаемой мощности и эффективного КПД газотурбинного привода ГПА (из-за увеличения сопротивления на выпуске). Однако, как показано в работе, удельная энергоэффективность КС с ПГУ дополнительно увеличивается на 8-14 %.

Удельный эффект экономии топлива от применения парогазовой надстройки с ГПА 16-25-32 составляет 0,03-0,05 м3/кВт-ч. Простой срок окупаемости парогазового ТУК (6 лет) обеспечивается при стоимости топливного газа 10-12 руб/м3, а с учетом затрат на СМР, эксплуатацию и РТО, дополнительное электроснабжение и оборудование ПГУ при - 32 руб/м3 (при цене на топливный газ для газотранспортных предприятий 1,8-2,3 руб/м3).

Согласно приводимой статистике вынужденные остановы агрегатов из-за прекращения электроснабжения КС находится на уровне 8-10 % от общего количества остановов ГПА (для ГТК-10И и ГТК-25И этот показатель составляет

5-9 %). Внезапный останов увеличивает вероятность отказов на пусковых режимах, отрицательно сказывается на ресурсе ГПА, как следствие, на надежности транспорта газа.

Полностью автономное электроснабжение модульного ГПА от ГСН на рабочих режимах имеет следующие преимущества: повышение технологической надежности ГПА и КС; сокращение капитальных затрат за счет сокращения установленной мощности электростанции собственных нужд (ЭСН); сокращение расхода газа на собственные нужды, т.к. ГТУ современных ГПА обладают более высоким КПД по сравнению с агрегатами ЭСН.

Для обоснования номинальной мощности ГСН модульного ГПА в работе проведен оценочный расчет потребляемой мощности АВОГ с учетом режимно-технологической неравномерности загрузки на примере КС ООО «Газпром трансгаз Югорск».

Выявлено, что номинальная мощность ГСН для покрытия нужд в собственном электроснабжении модульного агрегата на рабочем режиме составляет: для ГПА-16 - 270 кВт, для ГПА-25 - 450 кВт, для ГПА-32 - 550-580 кВт.

Обоснование энергосберегающего эффекта от применения ГСН проводилось путем сравнения вариантов электроснабжения модульного ГПА (от ГСН или ЭСН).

При применении ГСН изменение расхода топливного газа на собственное электроснабжение ГПА определяется следующим выражением:

аэсп Чн

1ТУ эсн

где г]н ,г|н и а рту, аэсн - эффективный КПД на номинальном режиме и тангенс угла наклона зависимости приведенного относительного расхода топлива от приведенной мощности ГТУ ГПА и агрегатов ЭСН.

Согласно проведенной оценке применение ГСН позволяет сократить расход топливного газа на собственное электроснабжение модульного ГПА на 11-28 % в зависимости от единичной мощности ГПА и типа агрегатов ЭСН.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1.На основании проведенного анализа современного состояния ГТС ОАО «Газпром» и зарубежных систем МГ определены показатели удельной энергоемкости и энергоэффективности КС.

Установлено, что показатели удельной энергоэффективности эксплуатируемых отечественных КС уступают зарубежным на 7-12 м3/(млн м3-км). В то же время в проектах новых МГ применение современных технико-технологических решений обеспечивает повышение удельной энергоэффективности КС в 1,3-1,5 раза по

20

сравнению с эксплуатируемыми газопроводами.

Разрабатываемые в рамках комплексных программ мероприятия по реконструкции эксплуатируемых МГ не полностью реализуют технико-технологические возможности повышения энергоэффективности КС.

2. Уточнена взаимосвязь производительности газопровода и потребляемой мощности КС, которая характеризуется коэффициентом влияния 2,0-2,4 (теоретический коэффициент влияния - 3,0-3,5).

3. Обоснован энергосберегающий эффект при ремонте участка газопровода с применением труб с внутренним покрытием; разработана методика позволяющая определить снижение потребляемой мощности и расхода топлива КС при ремонте участка газопровода с применением труб с внутренним покрытием. Установлено, что при замене 1 км газопровода с применением внутреннего покрытия снижение потребляемой мощности КС составляет 30,5-70,6 кВт (в зависимости от технологических параметров МГ).

4. По результатам анализа режимов работы ГТС ООО «Газпром трансгаз Югорск» обоснована возможность применения метода реконструкции КС многониточных систем МГ, работающих в едином гидравлическом режиме, с применением ГПА увеличенной единичной мощности при объединении КЦ.

Расчетно-экспериментальным путем установлено, что применение ГПА-32 является предпочтительным методом реконструкции КС многониточных систем МГ и обеспечивает: повышение удельной энергоэффективности КС по сравнению с текущим показателем до 47 %, по сравнению с вариантами поцеховой реконструкции с ГПА-16 и ГПА-25 - на 6-10 %; СЖЦ КС снижается на 14-22 %.

Применение ГПА-32 при реконструкции ГТС ООО «Газпром трансгаз Югорск» позволит повысить удельную энергоэффективность ГТС на 23-25 %, сократить потребление топливного газа на собственные нужды на 4-7 млрд м /год (в зависимости от загрузки системы).

5. Выполнено теоретическое обоснование применения методов повышения энергоэффективности газотурбинного привода на КС.

Выявлено, что по сравнению с ГТУ простого цикла для ГТУ сложных термодинамических циклов влияние эксплуатационных факторов в процессе работы приводит к меньшему снижению располагаемой мощности и эффективного КПД (соответственно, до 7 % и 11 %), что подтверждает преимущества применения таких установок.

Разработана методика определения выходных параметров парогазового ТУК, работающего совместно с газотурбинным ГПА на частичных режимах.

Расчетно-экспериментальная оценка, проведенная с учетом режимно-технологической неравномерности транспорта газа, показала, что

21

применение парогазового ТУК дополнительно повышает удельную энергоэффективность КС на 8-14 % при увеличении капитальных вложений в 1,2-1,4 раза.

При реализуемом уровне энергоэффективности КС с ПГУ, существующих ценах на машиностроительную продукцию и энергоносители применение парогазовых технологий в транспорте газа имеет место только в отдельных (локальных) проектах.

Обоснована номинальная мощность ГСН для автономного электроснабжения модульного ГПА, которая составляет 270-580 кВт (в зависимости от мощности агрегата). Установлено, что применение ГСН сокращает потребление топлива на электроснабжение собственных нужд ГПА с АВОГ на 11-28 %.

6. Результаты работы показали целесообразность корректировки и дополнения существующих программ по энергосбережению и реконструкции эксплуатируемых МГ, для чего предлагается:

а) применять при реконструкции и капитальном ремонте линейной части эксплуатируемых МГ трубы с внутренним покрытием;

б) при реконструкции КС многониточных систем МГ, работающих в едином гидравлическом режиме, применять метод реконструкции с ГПА-32 при объединении КЦ (в дополнение к существующему методу поцеховой реконструкции с ГПА-16 и ГПА-25);

в) применять в составе модульного ГПА генератор собственных нужд для индивидуального электроснабжения агрегата и АВОГ.

Использование предлагаемых методов позволяет понизить удельную энергоемкость КС эксплуатируемых МГ до 55-60 кВт-ч/(млн м3-км) и увеличить энергоэффективность до 12-14 м3/(млн м3-км).

СПИСОК ОСНОВНЫХ ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ:

1.Щуровский В.А., Зюзьков В.В. Энергоэффективность магистрального транспорта газа и потребности в газоперекачивающей технике // Компрессорная техника и пневматика. 2011. №1. С. 38-41.

2. Зюзьков В.В., Щуровский В.А. Реконструкция компрессорных станций многониточных систем газопроводов с укрупнением единичных мощностей газоперекачивающих агрегатов // Компрессорная техника и пневматика. 2011. №5. С. 2-6.

3. Сальников С.Ю., Щуровский В.А, Галиуллин З.Т., Зюзьков В.В. Энергоэффективные технико-технологические решения в транспорте газа // Наука и техника в газовой промышленности. 2011. №1. С. 19-33.

4. Щуровский В.А., Зюзьков B.B. Укрупнение единичных мощностей газоперекачивающих агрегатов при реконструкции компрессорных станций магистральных газопроводов. Труды шестнадцатого международного симпозиума «Потребители-производители компрессоров и компрессорного оборудования -2011» // С-Пб.: СПбГПУ. 2011. С. 110-114.

5. Ревзин Б.С., Комаров О.В., Зюзьков В.В. Двухконтурная газотурбинная установка с регенерацией теплоты половинного расхода рабочего тела. Тезисы докладов LV Научно-технической сессии по проблемам газовых турбин «Научные, теоретические и технические проблемы переноса передовых авиационных разработок в конструкции наземных и морских ГТУ» // Рыбинск: ОАО «ВТИ». 2008. С. 61-62.

6. Зюзьков В.В. О перспективах применения ГТУ сложного термодинамического цикла на компрессорных станциях. Тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции молодых ученых и специалистов «Новые решения и технологии в газотурбостроении» // М.: ЦИАМ. 2010 г.

7. Зюзьков В.В., Щуровский В.А. Автономное электроснабжение модульных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. Сборник докладов III Международной научно-технической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» // М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2009. С. 268-275.

8. Зюзьков В.В. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты с автономным электроснабжением. Тезисы докладов LVII Научно-технической сессии по проблемам газовых турбин «Научно-технические проблемы производства и эксплуатации наземных газотурбинных установок» // Уфа: ОАО «ВТИ». 2010. С. 138-141.

Подписано к печати «27» октября 2011 г. Заказ № 3637 Тираж 100 экз. 1уч.-изд. Лист, формат 60 х 84/16 Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по адресу 142717, Московская обл., Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

23

Введение.

Глава I. Состояние газотранспортной системы ОАО «Газпром» и показатели энергоэффективности магистрального транспорта газа.

1.1 Состояния газотранспортной системы ОАО «Газпром».

1.2 Повышение энергоэффективности компрессорных станций эксплуатируемых магистральных газопроводов.

Глава II. Влияние изменения технологических параметров газопровода на показатели работы компрессорной станции.

2.1 Анализ режимно-технологических показателей транспорта газа.

2.2. Влияние технологических параметров газопроводов , на

Vi- ' ■ энергоемкость компрессорных станций.

Глава III. Реконструкция компрессорных станций многониточных^систем магистральных газопроводов с применением газоперекачивающих агрегатов увеличенной единичной мощности.;.

3.1 Анализ режимно-технологических показателей работы газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Югорск».

3.2 Расчетно-экспериментальная оценка показателей энергоэффективности двухцеховой компрессорной станции по результатам реконструкции с применением ГПА различных технологических схем.

3.3 Технико-экономическая оценка методов реконструкции двухцеховой компрессорной станции.

Глава IV. Обоснование методов повышения энергоэффективности газотурбинного привода на компрессорных станций.

4.1 Сравнительный анализ эксплуатационных характеристик газотурбинных установок простого и сложных термодинамических циклов.

4.2 Использование энергопривода комбинированного цикла на компрессорных станциях. Определение выходных параметров парогазового теплоутилизационного контура на переменных режимах работы.

4.3 Обоснование номинальной мощности генератора собственных нужд и энергосберегающего эффекта при его применении.

Выводы.

Газовая промышленность является одной из наиболее интенсивно развивающейся отраслей топливно-энергетического комплекса страны.

По состоянию на 2008 г. (принят как базовый год с наибольшей загрузкой ГТС за последние годы), добыча природного газа составила около 550 млрд м3/год. К 2020 г. в ОАО «Газпром» планируется увеличить объемы о добываемого газа до 640-660 млрд м /год.

Основным регионом добычи газа в России до 2030 г. остается Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР) Западной Сибири, где сосредоточены основные разрабатываемые и вводимые в ближайшей перспективе месторождения. Добыча газа по ним (без Обской и Тазовской губ) будет составлять значительную часть общей добычи в период до 2020 г. - 54-57 % и 31-33%-до 2030 г.

Перспективными стратегическими газодобывающими регионами с учетом наличия потенциальных ресурсов и запасов газа являются месторождения полуострова Ямал, Обской и Тазовской губ, Штокмановское и другие месторождения шельфа Баренцева и Карского морей, а также регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Основными приоритетными проектами в области транспорта газа, где применяются новые технологии и технические решения являются:

- система газопроводов для транспортировки газа с месторождений полуострова Ямал (Бованенково-Ухта и Ухта - Торжок);

- Северо-Европейский газопровод (СЕГ);

- Газопровод Мурманск — Волхов;

- Газопровод Южный поток;

- Система Сахалин - Комсомольск-на-Амуре - Хабаровск — Владивосток. 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 большой мощности и с высоким давлением применены агрегаты мощностью более 30 МВт).

Основные характеристики новых отечественных ГТС приведены в (табл. 1).

Таблица 1

Основные характеристики проектируемых ГТС

Наименование МГ, годы Рабочее давление газа, МПа; производительность, млрд м3/год Количество КС (ГПА) Длина МГ; Количество ниток; диаметр Суммарная мощность КС, МВт

Бованенково-Ухта 2011-201бгг 2016-2030гг 11,8 127,5 280 9(103) 1074 км 2н. 1420 мм Зн. 1420 мм 2100 2000

Северо-Европейский газопровод (СЕГ) 2011-2016 9,8-22 55 7(51) 917 км 1-2н 1420мм 1075

Ухта-Торжок до 2030 г. 9,8 150 7(66) 947 км 3 н.1420 мм 1664

Ухта-Починки до 2030 г. 80 - - 1275

Алтай 2011-2016 9,8 30 9(64) 2666 км 1 н. 1420 мм 1120

Видяево-Волхов 2011-2020 гг. 7,4 (9,8) 30 6(25) 1365 км 1 н. 1420 мм 800

Сахалин-Хабаровск-Владивосток 9,85 30 14 (70) 1600 км

ЧНГКМ-Хабаровск (проект) 10 30 11-13 2750-3000 км

Южный поток 10-28 30 6(60) - 1412

Восточная Сибирь, Дальний Восток (до 2030 г.) - 22 6723 км 1540

При проектировании новых ГТС вопрос повышения энергоэффективности решается постпредством оптимизации технологических параметров (рабочего давления газа, снижения гидравлического сопротивления), применятся современные высокоэффективные газотурбинных ГПА, безшлейфовое подключение КС, модульная компоновка ГПА, системные программно-оптимизационные комплексы и др.

Современные принципы проектирования и оборудование позволили повысить удельную энергоэффективность новых отечественных ГТС (по сравнению с эксплуатируемыми системами) в 1,3-1,5 раза.

Для поддержания надежной работы и повышения энергоэффективности эксплуатируемых систем МГ разрабатываются программы реконструкции, использующие достаточно большое количество технических решений проверенных в предшествующие периоды: модернизация и замена ГПА и вспомогательного оборудования на современные аналоги, укрупнение единичных мощностей ГПА по технологическим соображениям, перевод цехов с неполнонапорным сжатием на полнонапорную схему, формирование современных САУ КС, устранение «энергетических узких мест» линейной части газопровода и др.

Однако реализация программ реконструкции обеспечивает рост энергоэффективности ГТС лишь на 1,8-2,0 % в год, а применяемые технические решения принципиально не сокращают энергоемкость эксплуатируемых КС и не полностью учитывают прогресс газотурбо- и компрессоростроения.

Целью диссертационной работы является разработка и обоснование новых методов повышения энергоэффективности КС при реконструкции МГ на основе совершенствования схемных решений при выборе типов газотурбинных ГПА и мероприятий по реконструкции линейной части, обеспечивающих снижение потребности в газоперекачивающем оборудовании и эксплуатационных затрат (топлива) при транспортировке газа.

Разработка и обоснование новых методов повышения энергоэффективности КС при реконструкции эксплуатируемых МГ должны проводиться с учетом режимно-технологических показателей транспорта газа. Для этого в диссертационной работе уточняется взаимосвязь между производительностью газопровода и потребляемой мощностью КС с учетом переменных режимов работы МГ.

Одним из методов повышения энергоэффективности эксплуатируемых КС является применение внутреннего покрытия при реконструкции линейной части газопроводов. Такое техническое решение применяется при реализации проектов новых МГ (Бованенково-Ухта, СЕГ) для увеличения их производительности.

В работе обосновывается энергосберегающий эффект от реконструкции (ремонта) линейной части эксплуатируемого участка газопровода (любой протяженности) с применением труб с внутренним покрытием. Разрабатывается методика расчета снижения потребляемой мощности и расхода топлива КС при ремонте участка газопровода с применением труб с внутренним покрытием.

Увеличение энергоэффективности новых отечественных ГТС на 70 % обеспечивается за счет увеличения единичной мощности и КПД газотранспортного оборудования: используются агрегаты единичной мощности 25-32-50 МВт с эффективностью 36,0-41,0 %.

В работе обосновывается возможность применения ГПА мощностью 32 МВт для реконструкции КС многониточных систем МГ (с рабочим давлением газа 7,45 МПа), работающих в едином гидравлическом режиме при объединении технологических структур (КЦ) станции. На основе созданной математической модели проведена расчетно-экспериментальным оценка показателя удельной энергоэффективности и технико-экономическая оценка методов реконструкции КС с применением ГПА различных технологических схем; определен наиболее целесообразный метод реконструкции КС многониточных систем МГ.

Разработаны теоретические положения методов повышения энергоэффективности газотурбинного привода КС: обосновываются преимущества применения ГТУ сложных термодинамических циклов посредством анализа их эксплуатационных характеристик; рассмотрены особенности использования парогазового ТУК, работающего совместно с ГПА на переменных режимах; обосновывается номинальная мощность и энергосберегающий эффект от применения ГСН для индивидуального электроснабжения модульного ГПА.

В результате разработки и обоснования новых методов повышения энергоэффективности КС при реконструкции МГ на защиту выносятся следующие положения:

1. Обоснование уточненной взаимосвязи между производительностью газопровода и потребляемой мощностью КС.

2. Обоснование энергосберегающего эффекта при ремонте линейной части участка газопровода с использованием труб с внутренним покрытием.

3. Метод реконструкции КС многониточных систем МГ, работающих в едином гидравлическом режиме, с применением ГПА увеличенной единичной мощности. Результаты расчетно-экспериментальной оценки показателя удельной энергоэффективности и технико-экономической оценки методов реконструкции КС с применением ГПА различных технологических схем.

4. Результаты анализа эксплуатационных свойств ГТУ сложных термодинамических циклов, подтверждающие преимущества их использования по сравнению с ГТУ простого цикла.

5. Методика определения выходных параметров парогазового ТУК, позволяющая определить располагаемую мощность ПТУ, располагаемую мощность и эффективный КПД ПГУ при переменных режимах работы ГПА.

6. Обоснование номинальной мощности ГСН и энергосберегающего эффекта при его применении.

По результатам работы разработаны рекомендации по повышению энергоэффективности КС МГ вошедшие в Отчет «Анализ применения современных технологий и технических решений при реконструкции и новом строительстве компрессорных станций», выполненной в рамках научно-технического сотрудничества между ОАО «Газпром» и «Винтарсхалл Холдинг АГ» (ФРГ), в отчет о научно-исследовательской работе «Разработка концепции и основных технико-технологических решений применения агрегатов мощностью 32-35 МВт для реконструкции КС эксплуатируемых систем газопроводов» и в «Концепцию применения ГПА мощностью 32-35 МВт для реконструкции КС», утвержденные ОАО «Газпром».

Результаты работы использованы при разработке Р Газпром 2-3.5-438-2010 «Расчет теплотехнических, газодинамических и экологических параметров газоперекачивающих агрегатов на переменных режимах», а также ОАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» при разработке «Концепции реконструкции компрессорных станций ООО «Газпром трансгаз Югорск» с применением ГПА «Ладога -32 РП».

6. Результаты работы показали целесообразность корректировки и дополнения существующих программ по энергосбережению и реконструкции эксплуатируемых МГ, для чего предлагается: а) применять при реконструкции и капитальном ремонте линейной части эксплуатируемых МГ трубы с внутренним покрытием; б) для эксплуатируемых КС многониточных систем МГ, работающих в едином гидравлическом режиме, применять метод реконструкции с применением ГПА-32 и объединением технологических структур КС (в дополнение к существующему методу поцеховой реконструкции с ГПА-16 и ГПА-25); в) применять в составе модульного ГПА ГСН для индивидуального электроснабжения агрегата и АВОГ.

Использование предлагаемых методов позволит снизить удельную энергоемкость КС эксплуатируемых МГ до 55-60 кВт-ч/(млн м -км) и увеличить л л энергоэффективность до 12-14 м /(млн м -км).

1.Щуровский В. А., Зюзьков В.В. Энергоэффективность магистрального транспорта газа и потребности в газоперекачивающей технике. // Компрессорная техника и пневматика. 2011. №1. С. 38-41.

2. Будзуляк Б.В., Шайхутдинов А.З., В.А. Щуровский. К вопросу о повышении эффективности транспортировки газа в России. // Газотурбинные технологии. 2003. № 6. С. 2-6.

3. Козлов С.И., Огнев В.В., Щуровский В.А. Газотранспортное оборудование: состояние и перспективы. Газотранспортные технологии сегодня и завтра. // Сб. науч. тр. М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2008. - 214 с.

4. Roberto Chelini. First Compressors Delivered For Alliance Pipline. // Compressor Tech Two. 1999. September-October, p. 28.

5. Phil Burnside. Alliance Pipeline Readies Windfall Compressor Station for Mainline Duty. // Compressor Tech Two. 1999. November-December, p. 64.

6. Russ Burget. Cooper Rolls Coberra 6562 DLE Packages Power Northern Border's Chicago Project. // Compressor Tech Two. 1999. March-April, p. 88.

7. Ian Cameron. West-East China Gas Pipeline Project Nears Completion. // Compressor Tech Two. July. 2005. p. 42.

8. Научно-техническая политика ОАО «Газпром» в области газоперекачивающей техники. // М.: ООО «Газпром Экспо». 2009. 16 с.

9. Р Газпром 2-3.5-245-2008 Рекомендации по выбору технических решений для реконструкции типоразмерных парков ГПА. // М.: ООО «Газпром Экспо». 2008.-39 с.

10. Комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа, дожимных компрессорных станций и компрессорных станций подземных хранилищ газа на 2010-2015 гг. // ОАО «Газпром». 2010 г.

11. СТО Газпром 2-3.5-138-2007 Типовые технические требования к газотурбинным ГПА и их системам. // М.: ООО «Газпром Экспо». 2007. 64 с.

12. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В., Нейтур С.Х. Влияние проектных параметров газопроводов на энергоемкость транспорта газа. // Газовая промышленность. 2004. № 2. С. 27-29.

13. Белоконь Н.И. и др. Энергетические показатели трубопроводного транспорта природных газов. // Тезисы докладов научной конференции МИНХ и ГП по проблемам нефти и газа. М.: МИНХ и ГП. 1967.

14. Синицын С.Н., Барцев И.В. Оценка эффективности режима работы компрессорных станций магистральных газопроводов. // Газовая промышленность. 1966. №2.

15. Синицын С.Н., Леонтьев Е.В. Оптимальные режимы работы магистрального газопровода с центробежными нагнетателями. // Газовая промышленность. 1966. № 1.

16. Доброхотов В.Д. Центробежные нагнетатели природного газа. // М.: Недра. 1972.- 128 с.

17. Седых А.Д., Галлиулин З.Т., Леонтьев Е.В. и др. Трубы с гладкостным покрытием. // Газовая промышленность. 2000. № 10. С. 48-50.

18. Сальников С.Ю., Щуровский В.А, Галлиулин З.Т., Зюзьков В.В. Энергоэффективные технико-технологические решения в транспорте газа. // Наука и техника в газовой промышленности. №1. 2011. 19-33.

19. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. // М.: ООО «Газпром Экспо». 2006. 194 с.

20. Interstate Natural Gas Pipeline Efficiency. // INGAA. October 2010.

21. Галиуллин З.Т. Развитие научных исследований, техники и технологий в области трубопроводного транспорта газа. // Монография М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2009. - 208 с.

22. Oil and Gas Journal. 1988. April, p. 50.

23. Галиуллин 3.T., Леонтьев Е.В. Интенсификация магистрального транспорта газа. //М.: Недра. 1991.

24. Седых А.Д., Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В. и др. Трубы с внутренним гладкостным покрытием. // Газовая промышленность. 2000. № 10. С. 48-50.

25. Седых А.Д., Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В. и др. Трубы с внутренним покрытием для газопроводов. // Газовая промышленность. 2001. № 12. С. 10-12.

26. Седых А.Д., Белозеров Л.Г., Галиуллин З.Т. и др. Внутренние покрытия труб на магистральных газопроводах. // М.: 2006.

27. Синицын Ю.Н., Щуровский В.А. О совместной работе компрессорных станций и газопровода. // Газовая промышленность. 1981. №2. С. 12-16.

28. Axial Inlet Centrifugal Compressor. Dresser-Rand Company, 2003.

29. Jon Bygrave. Axial gas compressors. // Rolls-Royce pic. 2007.

30. Зюзьков B.B., Щуровский В.А. Реконструкция компрессорных станций многониточных систем газопроводов с укрупнением единичных мощностей газоперекачивающих агрегатов. // Компрессорная техника и пневматика. 2011. №5. С. 2-6.

31. Gas Turbine World. // GTW Handbook. 2009.

32. P Газпром 2-3.5-281-2008 Рекомендации по выбору основного технологического оборудования для транспорта газа. // М.: ООО «Газпром Экспо». 2008. 75 с.

33. Карпов Е.В., Синицын Ю.Н., Маланичев В.А. Эксплуатационные испытания аппаратов воздушного охлаждения газа. III Международная конференция «Газотранспортные системы: настоящее и будущее». // Сборник докладов. М: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2009. - 412 с.

34. Васильев Г.Г., Ерошкина И.И., Ковалева С.О. и др. Точность оценки инвестиционной составляющей проектов по строительству магистральныхтрубопроводов. //Газовая промышленность. № 1. 2009. С. 13-17.

35. Refinery construction (1946 basis). // Oil and Gas Journal. 1985. Dec 30. p. 145

36. Ревзин B.C., Лариннов И.Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа.// Справочное пособие. М.: Недра 1991. - 303 с.

37. Поршаков Б.П., Халатин В.И. Газотурбинные установки на магистральных газопроводах. // М.: Недра. 1974. 160 с.

38. Белоконь Н.И., Поршаков Б.П. Газотурбинные установки на компрессорных станциях магистральных газопроводов. // М.: Недра. 1969. 112 с.

39. Зюзьков В.В., Щуровский В.А. Автономное электроснабжение модульных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. III Международная конференция «Газотранспортные системы: настоящее и будущее». // Сборник докладов. М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2009. - 412 с.

40. Леонтьев Р.А., Прыгаев И.Ю., Спирин В.В. и др. Новая разработка ЗАО «РЭП Холдинг» модернизированная установка ГТ-32РП «Ладога». // Турбины и дизели. 2010. № 6. С. 34-38.

41. Wang W.H., Chen L.G. Performance optimization of open cycle intercooled gas turbine power plant with pressure drop irreversibilities. // Journal of Energy Institute. 2008. № 1.

42. Farzaneh-Gord M., Deymi-Dashtebayaz M. Improving the efficiency of an industrial gas turbine by a novel inlet air cooling method. // Journal of Energy Institute. 2009. № 3.

43. Jake Elliott. Inlet air cooling optimizes plant flexibility. // Diesel & Gas Turbine Worldwide. January-February. 2004.

44. Mark McNeely. GE's LMS100, a "Game Changer". // Diesel & Gas Turbine Worldwide. January-February. 2004.

45. Colin R. The WR-21 Intercooled Recuperated Gas Turbine Engine Integration Into Future Warships. // IGTC2003.

46. Манушин Э.А. Газовые турбины проблемы и перспективы. // М.: Энергоатомиздат, 1986. 168 с.

47. Корнилов Э.В., Бойко П.В. Паровые и газовые турбины. Установки морских судов. // Одесса.: Ассоциация морских инженеров-механиков. 2007. 180 с.

48. Щуровский В.А., Синицын Ю.Н., Левыкин А.П. и др. Опыт и проблемы использования регенераторов на газотурбинных компрессорных станциях. // Газовая промышленность. № 1. 1985.

49. Синицын Ю.Н., Карпов Е.В., Щуровский В.А. Выбор оптимальной степени регенирации воздухоподогревателей для модернизации агрегатов ГТК-10.

50. Газотурбинный агрегат «Надежда». // АООТ «Невский завод». С.-Пб. 2002.

51. Иноземцев A.A., Сулимов Д.Д., Пожаринский A.A. и др. ГТУ-27ПС -перспективный газотурбинный привод сложного цикла. // Газотурбинные технологии. № 4. 2005. С. 3-7.

52. Разработка, монтаж и испытание системы впрыска пара (STIG) в газогенератор LM 5000. // Труды американского общества инженеров-механиков. Энергетические машины и установки. 1988.

53. A Test rig for the realization of water recovery in a steam-injected gas turbine. // The American society of mechanical engineers. 1996.

54. Дудкина И.Н., Кучеренко О.С., Филоненко А.А. Контактная газотурбинная установка изменяемого термодинамического цикла. // Газотурбинные технологии. 2005. № 1.

55. Концепция применения на КС газотурбинных установок, включая прогноз развития мирового газотурбостроения и сравнительный анализ других типов приводов. // М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2006. 61 с.

56. Голод J1.A., Кореневский Л.Г., Юдовин Б.И. Особенности газопарового цикла применительно к газоперекачивающим агрегатам. // Турбины и компрессоры. 1997. № 1.

57. Черкез А.Я. Инженерные расчеты газотурбинных двигателей методом малых отклонений. // М.: Машиностроение. 1965. 355 с.

58. Щуровский В. А. Исследование эксплуатационных характеристик газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом на компрессорных станциях магистральных газопроводов. // М.: Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. 1972.

59. Синицын Ю.Н. Методы и средства повышения эффективности топливно-энергетических характеристик газотурбинных ГПА при проектировании и эксплуатации компрессорных станций. // М.: Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. 1982.

60. Ревзин Б.С. Переменный режим осевых лопаточных машин ГТУ и ГТД. // Методическое пособие. Екатеринбург.: УГТУ-УПИ. 2006. - 37 с.

61. Cocchi V., Mezzedimi V. The Combined-Cycle Gas Compression Station at Messina. // Nuovo-Pignone. Quaderni Pignone 43. p. 14.

62. Martin Urban. Combined Cycle for Energy Conservation at a Compressor Station. // Pipeline Engineering GmbH. PLE 006/7.84.

63. E Jeffs. Combined cycle boosts output of Megal Compressor Station. // Gas Turbine World. January-February. 1985.

64. Joe Kane. Recovering energy from gas turbine-powered compressor stations. // Compressor Tech Two. 2008. January-February, p. 64.

65. Nasir P., Jones S. Turning recovered heat to power. // Pipelines and Gas Technology. June. 2004.

66. Бухолдин Ю.С., Олефиренко B.M., Парафейник В.П. Энергоутилизационная установка с пентановым рабочим циклом. // Газотурбинные технологии. Январь-Февраль. 2005. С. 12-16.

67. М. Гард. Газовые турбины с использованием тепла отработавших газов. // АЭГ-КАНИС турбиненфабрик. 18 с.

68. Технико-экономический анализ технических решений по созданию и использованию утилизационных парогазовых установок на КС и парогазовых электростанций для производства электроэнергии. // М.: ООО «ВНИИГАЗ» 1995.-87 с.

69. Цанев C.B., Буров В.Д., Ремизов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. // М.: МЭИ. 2002. 574 с.

70. Трухни А.Д., C.B. Петрунин. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа. // Методическое пособие. М.: МЭИ. 2001.

71. Манушин Э.А. Комбинированные энергетические установки с паровыми и газовыми турбинами. // М.: ВИНИТИ. Турбостроение. 1990. 184 с.

72. Альбом показателей газотурбинных ГПА. // М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2006.-81 с.

73. Р Газпром 2-3.5-438-2010 Расчет теплотехнических, газодинамических и экологических параметров газоперекачивающих агрегатов на переменных режимах. // М.: ООО «Газпром Экспо». 2010. 70 с.

74. СТО Газпром 2-3.5-510-2010 Установки и аппараты водушного охлаждения газа. Технические требования. // М.: ООО «Газпром Экспо». 2011. 36 с.