автореферат диссертации по энергетике, 05.14.04, диссертация на тему:Оптимизация термодинамических параметров в теплотехническом процессе компримирования газа

На правах рукописи

ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ В ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОМ ПРОЦЕССЕ КОМПРИМИРОВАНИЯ ГАЗА

Специальность 05.14.04 - Промышленная теплоэнергетика

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

□03469403

Иваново 2009

003469403

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина».

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

Субботин Владимир Иванович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Султангузин Ильдар Айдарович

кандидат технических наук, доцент Крупное Евгений Иванович

Ведущая организация:

ООО «Газпромэнерго», г. Москва

Защита состоится « 2 » июня 2009 года в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 212.064.01 при ГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина» по адресу: 153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская, 34, корпус Б, ауд. Б-237.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГОУ ВПО Ивановского государственного энергетического университета имени В.И. Ленина.

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью организации) просим высылать по адресу: 153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская, 34, ИГЭУ, Ученый совет.

Тел.: (4932) 38-57-12, факс: (4932) 38-57-01. E-mail: uch_sovet@ispu.ru.

Автореферат разослан « Z1 » апреля 2009г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.064.01, ^^Г^

доктор технических наук, Мошкарин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Задачи рационального использования энергетических и сырьевых ресурсов приобретают все большее значение из-за сокращения сырьевых и топливно-энергетических запасов планеты. Особенно остро эти проблемы стоят в промышленной теплоэнергетике, так как именно здесь сосредоточены наиболее энергоемкие процессы и технологии, применяемые в современной промышленности. Именно к таким наиболее энергоемким теплоэнергетическим технологиям относится процесс компримирования газа.

Процессы компримирования газа получили широкое распространение в системах энергоснабжения промышленных предприятий практически всех отраслей. Если взять крупное предприятие и проанализировать его топливно-энергетический баланс, то можно увидеть, что значительная часть энергоресурсов (до 30 % от общего энергопотребления) идет именно на процессы компримирования различных газов в компрессорах и нагнетателях. Производство сжатого воздуха, кислорода, азота, аргона, переработка и транспорт природного газа - вот далеко не полный перечень теплоэнергетических систем, где компримирование газа является основной и наиболее энергоемкой технологией.

Технология компримирования природного газа состоит из термодинамических процессов сжатия, расширения и охлаждения газа. Из теории известно, что термодинамическая эффективность этих процессов всецело зависит от правильности выбора промежуточных параметров, то есть от выбора оптимального давления и температуры сжимаемого газа на выходе из каждой ступени сжатия компрессора или из каждой последовательно расположенной компрессорной станции, если речь идет о копримировании природного газа в газовой промышленности.

Очевидно, что для каждого нагнетателя или компрессора выбор оптимальных термодинамических параметров компримирования имеет свою специфику и свои особенности. В настоящее время опубликован целый ряд научных работ, направленных на выбор оптимальных промежуточных параметров сжатия азота, воздуха, кислорода в многоступенчатых компрессорах, но вопросам оптимизации термодинамических параметров сжатия и охлаждения природного газа при его передаче по трубопроводам уделялось недостаточно внимания.

Вместе с тем, газовая промышленность является той отраслью хозяйства России, где наиболее востребованы знания инженеров и ученых по специальности «Промышленная теплоэнергетика», так как именно здесь при транспортировке, подземном хранении и переработке природного газа сосредоточено огромное количество теплоэнергетического оборудования: центробежных компрессоров и нагнетателей, теплоутилизаторов, оребренных теплообменных аппаратов и т.д.

Целью работы является экономия энергетических ресурсов в технологических процессах компримирования и охлаждения газа на основе разработанной методики, позволяющей определять оптимальные термодинамические параметры природного газа на выходе с компрессорных станций при его передаче по трубопроводам.

Для достижения поставленной цели решены следующие задачи:

- проведена обработка статистических данных газокомпрессорных станций по параметрам и объемам перекачиваемого газа, по энергетическим показателям оборудования;

- проведены инструментальные измерения и испытания нагнетателей природного газа (газовых компрессоров) с целью получения их фактических рабочих и энергетических характеристик;

- проведены инструментальные измерения и испытания теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа с целью получения их фактических технических и энергетических характеристик;

- проведено обследование линейных участков трубопроводов с целью получения их эксплуатационных характеристик;

- разработаны и адаптированы дискретные математические модели основных элементов системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам (участка газопровода, группы нагнетателей, установки воздушного охлаждения газа);

- произведен синтез дискретных моделей в единую оптимизационную математическую модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам;

- создан программный продукт, позволяющий проводить исследование и оптимизацию режимов работы газокомпрессорных станций, определять оптимальные параметры компримируемого природного газа, а также проводить оценку энергетической эффективности перспективных технологий, направленных на регулирование режимов работы компрессорных станций.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработана методика выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа на выходе с компрессорных станций при его передаче по трубопроводам. В основе методики лежит синтез трех научно-методологических подходов: системного анализа, математического моделирования и оптимизации.

2. С помощью разработанной методики сформулирован и доказан принципиально новый подход к выбору термодинамических параметров комприми-рования и охлаждения природного газа в процессе его транспортировки по трубопроводу:

■ температура газа на выходе из системы воздушного охлаждения (на входе в газопровод) должна быть не максимально-допустимая по условию предотвращения плавления изоляции, а оптимальная по критерию минимума затрат энергоресурсов на транспорт газа с учетом технологических ограничений; • давление природного газа на выходе с компрессорной станции должно быть не максимально-возможным, а минимально-достаточным по

условиям надежного обеспечения потребителей газом и устойчивой работы газопровода.

3. Доказана энергетическая эффективность применения вентиляторов в аппаратах воздушного охлаждения в зимний период для более глубокого охлаждения газа с одновременным применением на последующей станции частотного регулирования электроприводных газоперекачивающих агрегатов.

4. Предложен новый подход к оценке энергетической эффективности технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения компримируемого газа. Алгоритм оценки базируется на определении экономической эффективности за счет поддержания оптимальных параметров газа на выходе компрессорной станции.

Практическая ценность работы заключается в том, что разработанная методика реализована в виде расчетного программного модуля, который включен в состав программно-информационного комплекса «ОптиКомпрессор».

«ОптиКомпрессор», предназначенный для расчета и оптимизации режима работы системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам, имеющий в своем составе созданный расчетный модуль, позволяет:

1) определить оптимальные параметры газа на выходе с газокомпрессорной станции (давление и температуру);

2) выбрать оптимальное количество работающих нагнетателей на каждой газокомпрессорной станции в каждом цехе;

3) определить загрузку каждого нагнетателя (компрессора) с учётом возможного способа регулирования (изменение частоты вращения, байпасирование, дросселирование, применение входных направляющих аппаратов и т. д.);

4) выбрать оптимальное количество включенных вентиляторов в установке охлаждения газа;

5) выбрать оптимальную схему подключения нагнетателей (параллельно или последовательно).

Проведенные исследования позволили сформулировать практические рекомендации по выбору давления и температуры газа на выходе с газокомпрессорной станции.

Использование разработанной методики определения оптимальных параметров компримируемого газа и созданного на ее основе программного продукта, помимо решения оптимизационных задач, позволило провести комплексный энергетический анализ следующих перспективных технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения газа на компрессорных станциях:

- устройства регулирования частоты вращения нагнетателей с электроприводом (ЧРП);

- систем автоматического регулирования температуры газа в выходном коллекторе системы воздушного охлаждения газа.

Применение данной методики в практических расчетах при эксплуатации и проектировании систем, основанных на копримировании и охлаждении природного газа, позволяет снизить потребление энергоресурсов.

Реализация результатов работы.

Представленная работа выполнялась на кафедре Промышленной теплоэнергетики Ивановского государственного энергетического университета.

Ведущая организация - ООО «Газпромэнерго» (г. Москва).

Разработанная методика и программный продукт применялись при выполнении работ по оптимизации режимов электроприводных газокомпрессорных станций ООО «Газпром трансгаз Саратов», что позволило выработать предложения по снижению затрат на компримирование газа.

В настоящее время результаты диссертации используются в работах научно-технического центра «Промышленная энергетика» (г. Иваново) и ООО «Про-мэнергоконсаптинг» (г.Москва) при проведении энергетических аудитов газокомпрессорных станций.

Личный вклад автора состоит в следующем:

1. В разработке и адаптации для проведения оптимизационных расчетов следующих математических моделей:

• Теплообменного аппарата воздушного охлаждения газа;

• Группы центробежных нагнетателей (газовых компрессоров);

• Участка газопровода между двумя компрессорными станциями;

2. В разработке комплексной оптимизационной математической модели теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам, позволяющей находить оптимальные параметры комприми-руемого газа по алгоритму оптимизации ОБРЭ.

3. В обработке результатов инструментального обследования центробежных нагнетателей (компрессоров) с электроприводом, теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа, участка газопровода между соседними компрессорными станциями.

4. В проведении вычислительных экспериментов по исследованию влияния параметров природного газа (давления и температуры) на энергетическую эффективность процессов компримирования.

5. В разработке методики, основанной на синтезе системного анализа, математического моделирования и оптимизационного поиска, и позволяющей определять оптимальные термодинамические параметры природного газа на выходе компрессорных станций при его передаче по трубопроводам.

6. В создании принципиально нового подхода к выбору термодинамических параметров природного газа в процессе его компримирования, охлаждения и транспортировки по трубопроводу.

Автор защищает:

1. Методику выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа на выходе с компрессорных станций при его передаче по трубопроводу, основанную на синтезе трех методологических подходов: системного анализа, математического моделирования и оптимизации.

2. Разработанный на основе методики алгоритм оценки энергетической эффективности перспективных технологий, направленных на снижение энергетических затрат при компримировании природного газа.

3. Результаты численных экспериментов по исследованию влияния термодинамических параметров компримируемого природного газа (давления и температуры) на энергетическую эффективность системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам.

4. Практические рекомендации по выбору температуры и давления компримируемого газа.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на IV научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (Уфа, 2004г.), IV научно-практической конференции «Повышение эффективности теплоэнергетического оборудования» (Иваново, 2005г.), на III Всероссийской школе-семинаре молодых ученых и специалистов «Энергосбережение - теория и практика» (Москва, 2006г.) и международной научной конференции «Теоретические основы создания, оптимизации и управления энерго- и ресурсосберегающими процессами и оборудованием» (Иваново, 2007г.).

Публикации. Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 9 печатных работах.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы из 129 наименований. Работа изложена на 142 станицах основного текста, содержит 42 рисунка и 18 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследования, указана научная новизна, практическая значимость результатов работы и основные положения, выносимые на защиту, приводятся некоторые дополнительные сведения по работе.

В первой главе диссертации представлен анализ фактических режимов работы газокомпрессорных станций, который позволил выявить и описать неэкономичные режимы работы оборудования. Главная причина такого положения заключается в том, что на практике, в процессе эксплуатации газопроводов, температура и давление природного газа на выходе компрессорной станции выбираются диспетчерами без достаточного технико-экономического обоснования, на основе имеющегося опыта и интуиции. Кроме того, в большинстве случаев диспетчер не может выставить требуемые параметры газа из-за отсутствия технической возможности их регулирования. Например, из-за нехватки мощности установки охлаждения газа, отсутствия возможности рейдировать частоту вращения нагне-

тателя с электроприводом, нерациональной схемы подключения нагнетателей и т.д.

Аналитический обзор научных работ по выбору температуры и давления компримируемого природного газа показал, что в этой области был проведён ряд научных исследований, которые обогатили теорию промышленной теплоэнергетики, нашли практическое применение. Вместе с тем, авторам этих работ не удалось создать универсальную методику и объединить воедино три методологических направления: системный анализ, математическое моделирование и оптимизацию.

С другой стороны, в настоящее время началось внедрение новых технологий, направленных на регулирование режимов работы газокомпрессорных станций с целью обеспечения оптимальных параметров сжатия природного газа. Вместе с тем, отсутствие надежной методики, позволяющей оценить экономию эиер-горесурсов от использования этих технологий, затрудняет процесс их внедрения.

Таким образом, проведенный анализ фактических режимов работы газокомпрессорных станций и аналитический обзор научных работ показали, что имеется потребность в разработке методики, позволяющей осуществлять выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа на выходе компрессорных станций при его передаче по трубопроводам.

Проведенный анализ показал, что до настоящего времени надежные и достоверные методики, позволяющие решать вышеперечисленные задачи, отсутствуют, и их создание необходимо проводить на основе комплексного использования методов системного анализа, математического моделирования и оптимизационного поиска.

Вторая глава диссертационной работы посвящена вопросам математического моделирования дискретных элементов теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам. Разработаны математические модели: группы центробежных нагнетателей (компрессоров), теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа и участка трубопровода между соседними газокомпрессорными станциями.

В диссертации приводится краткая характеристика моделируемых объектов, анализируются их особенности.

Разработка математической модели начинается с составления функциональной схемы, определяющей связь модели с другими элементами системы (см. рис. 1). Затем подбирается методика расчета, наиболее подходящая для решения оптимизационных задач. Выбор расчетных формул производится на основе аналитического обзора научно-исследовательских работ ряда авторов.

Для адаптации моделей к реальным условиям введены корректирующие коэффициенты, отражающие отличие паспортных показателей работы теплоэнергетического оборудования от фактических. Экспериментальным путем определен диапазон изменения корректирующих коэффициентов.

Во все разработанные дискретные математические модели заложен алгоритм, направленный на определение термодинамических параметров газа на выходе при известных термодинамических параметрах газа на входе (см. рис. 1). Кроме того, математические модели группы нагнетателей и ABO газа позволяют

определять электрическую мощность, что необходимо для вычисления критерия при проведении оптимизации.

i 1 t>m'-t1E!' f f (ip _ ¡ABO V.. \ \ вен , .ABO _.ЛУГ еых (тх А/С

PÍT'^pT" Мат. модель группы нагнетателей РГ=РГг Мат. модель ABO газа „ABO _ „ЛУГ * Р.ыг - Р.х Мат. модель участка газопровода

VK К

ZAL

Рис. 1 Контактная схема функционирования математических моделей: VK - коммерческий расход природного газа, млн.м3/сут; п - частота вращения вала нагнетателя, об/мин; Kf:, Кп - коэффициенты приведения паспортных характеристик степени сжатия и политропного КПД соответственно к реальным характеристикам; N^ - мощность на привод нагнетателя, МВт; - температура наружного воздуха, °С; ц, - скорость ветра, м/с; - количестве включенных вентиляторов, шт.; Ks а Кг - коэффициенты, учитывающие степень загрязнения ABO с оребренной и внутренней поверхности соответственно; Кр - коэффициент, учитывающий техническое состояние ABO (наличие щелей и неплотностей между секциями); N„„- мощность на привод вентилятора, кВт; /,р- температура грунта, °С; Кис - коэффициент местного сопротивления трубопровода

Математическая модель группы центробежных нагнетателей (компрессоров) построена по принципу аппроксимации их фактических характеристик! Имеется возможность моделировать параллельную и последовательную схемы включения центробежных машин. В модели учтены различные способы регулирования производительности: изменение частоты вращения, дросселирование и бай-пасирование.

Для определения степени сжатия и политропного КПД нагнетателей были аппроксимированы приведенные паспортные характеристики степени сжатия Еп = /{V ) и политропного КПД т]п = /(К ) квадратичными уравнениями:

E„=A0+ArVnj,+A2-^

Tjn = B0 + BrVnp + B2-V',%, (1)

где V —приведённая объемная производительность нагнетателя, м /мин.

Зависимость степени сжатия при фиксированной приведенной производительности от частоты вращения определяется по следующему уравнению:

F" -

пр —

1 + "пр2(Е,

"'1.1-к 1я

-О

(2)

где ппр- приведенное отношение числа оборотов ротора нагнетателя, к!(к - ])-показатель изоэнтропы.

Эквидистантное смещение паспортной характеристики вниз в модели определяется коэффициентами приведения (КЕ, Кл), которые отражают техническое состояние нагнетателя и определяются экспериментально. Таким образом, фактическая рабочая точка нагнетателя определяется параметрами:

и ч^Пп-О-К,)-^,, О)

где Efa и — базовые значение степени сжатия и КПД соответственно для каждого типа нагнетателя, берутся из справочных данных; КЕнКп~ коэффициенты приведения паспортных характеристик Е„ = f{Vrip) и rjn = /(Vnp) соответственно к реальным.

Давление газа на выходе из группы нагнетателей, МПа, определяется как:

цбн=еФ ЦБН (4)

Увых ^пр Увх • vv

Фактическая температура газа на выходе из нагнетателя, К:

(5)

Внутренняя мощность нагнетателя, кВт:

N, = 4—ZnVK (TZ" ~ 'С:и ), (6)

к-!

где Z„- коэффициент сжимаемости газа по параметрам на входе.

Электрическая мощность, затрачиваемая на привод нагнетателя, МВт:

(7)

Чэд

где Nm- мощность на валу возбудителя, МВт, N^,- механические потери при передаче от электродвигателя к нагнетателю, МВт; - КПД электродвигателя.

В основе математической модели теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа лежат теоретические зависимости по расчету естественной и вынужденной конвекции в трубчатых теплообменных аппаратах. При этом в традиционные методики расчета процессов теплообмена внесены значительные корректировки, позволившие адаптировать эти методики для реальных процессов охлаждения газа.

Поскольку в каждом аппарате воздушного охлаждения (ABO установлено по два вентилятора, то площадь ABO условно делим пополам и рассматриваем секцию с одним вентилятором.

Модель позволяет найти температуру газа на выходе ABO (°С) при любом сочетании секций с включенными и выключенными вентиляторами:

„2ven Elvert . .Aven Aven , Oven .Oven tAB0 = + Пех '<2 + "ex ' l2 /o-,

еых 2ven , ¡ven , n0ven ' W

£\r "er ' "ex

где t¡"", , - температура газа на выходе из секции, где работает соответственно 2 вентилятора, 1 вентилятор и вентилятор не работает, °С; п]"п, n't"\ количество секций ABO, где работает соответственно 2 вентилятора, 1 вентилятор и вентилятор выключен.

Давление газа на выходе из ABO, МПа:

ABO _ „ABO a ÍQ\

Рейх =Рех ~АР< (9)

где Ар- гидравлическое сопротивление аппарата, состоящее из сопротивления трения, местных сопротивлений и сопротивления на ускорение потока, связанное с изменением плотности среды от входа к выходу.

Мощность, потребляемая электродвигателем вентилятора, кВт:

Уф • Ар

Neei,= в03 Рст , (10)

ПвенУэ д7! р

где К- количество воздуха, перемещаемое вентилятором, м3/с; Арст- перепад статического давления воздуха, Па; r¡m - КПД вентилятора при заданном угле установки лопастей вентилятора, - КПД электродвигателя, г;р - КПД редуктора.

Для расчета теплоотдачи со стороны воздуха при вынужденной конвекции (вентилятор ABO включён) было выбрано уравнение Карасиной, т.к. оно наиболее полно учитывает особенности теплоотдачи от оребрённой поверхности к воздуху:

(

Nue = 0,223Re°e65

d„

KUP J

í 1 \ ha.

KUPJ

-0,14

(П)

где dmp- диаметр трубок у основания ребра, м; ир- шаг между ребрами, м; h - высота ребер, м.

Для расчета теплоотдачи от газа к стенкам трубок применено традиционное критериальное уравнение для турбулентного течения газа в трубе.

В традиционные методики расчета процессов теплообмена внесены корректировки, позволившие адаптировать эти методики для реальных процессов охлаждения газа.

Так при расчете количества воздуха, перемещаемого вентилятором, м3/с, введён поправочный коэффициент KR, учитывающий утечки воздуха через щели между секциями:

KÍ^k-dl)-vecp-KR, (12)

где d0- диаметр обечайки вентилятора, м; dcm - диаметр ступицы вентилятора, м; ов!р- средняя скорость воздуха в сечении входного конфузора, м/с.

В уравнение теплопередачи был введён коэффициент Ks, учитывающий загрязнение межреберного пространства секций ABO газа

Q2=K-0-F/2-KS, (13)

где Q2 - количество теплоты, отведенное от газа, Вт; 0 - среднелагорифмический температурный напор, °С, F - общая наружная площадь теплообменника (в котором находится оба вентилятора), м2; к - коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-°С).

В формулу расчёта коэффициента теплопередачи, Вт/(м2оС) введён поправочный коэффициент Кг, учитывающий внутреннее загрязнение трубок:

l_+dm-dtH <p-dmp i <pd,

тр

Kz, (14)

Va» 2Кт dm «г de„

где dmp - диаметр трубок у основания ребра, м; d€K - внутренний диаметр трубок, м; ае,аг- коэффициенты теплоотдачи по воздуху и по газу соответственно, Вт/(м2°С); Хст - теплопроводность стенки, Вт/(м2оС); <р - коэффициент оребрения.

Экспериментальным путем установлено, что вышеперечисленные коэффициенты могут принимать следующие значения:

KR= 1,0...0,6; Ks= 1,0...0,55; Kz= 1,0...0,85.

На практике, наибольшую сложность вызывает определение коэффициента загрязнения межрёберного пространства теплообменных секций (Ks). В данной диссертационной работе предложен новый подход к его определению, заключающийся в следующем: оценка степени внешнего загрязнения секций ABO основана на измерении разности температур между газом и стенкой трубок ABO. Очевидно, что чем меньше разница температуры газа и стенки, тем больше загрязнение трубок ABO с воздушной стороны.

Коэффициент загрязнения межреберного пространства равен отношению фактической плотности теплового потока к его расчетному значению:

фант (t _.фот\ ¡ _ ¡фаю» _ Ч_ __ *v Уу- 1ст ' <■"< (15)

s <Г" a.fc-o ',-С'

. .факт ,расч

где * и ™ - измерения термопарами, °С; ст - расчет по модели без учета загрязнений межреберного пространства

Математическая модель участка газопровода между двумя компрессорными станциями основана на методиках аэродинамического и теплового расчета. Главная задача модели - определить падение давления и температуры газа по длине газопровода.

В результате сопоставления результатов расчета, проведенных по формулам В.Г. Шухова, ВНИИГаза, Н. И. Белоконя и др. с эксплуатационными характеристиками рассматриваемых газопроводов, пришли к выводу, что наилучшую корреляцию с опытными данными дают результаты расчета конечной температуры на выходе из линейного участка по упрощенному уравнению Н.И.Белоконя:

Ar"A«r 9,81-AZ

tJZ = *гр + <Ах -О- М- aL)-

А

аСР

[i -exp(-aL)], (16)

где а — ЗИ4/СВ _ парамеТр или критерий Шухова, в котором к - коэффициент К РгСр

теплопередачи, Вт/(м2К); Д Ь - наружный диаметр и длина трубопровода соответственно, м; Уг- объем перекачиваемого газа, м3/с; СР - изобарная теплоемкость газа, Дж/(кг-К), рг - плотность газа, кг/м3; Д2- разность конечной и на-

чапьной отметок участка газопровода, м; (гр - температура грунта, °С; /вх- температура газа в начале трубопровода, °С; £>, = С~'(0,98 • Ю6Т~р -1,5)- коэффициент Джоуля-Томсона, °С/МПа; рвх, рвых - давление соответственно в начале и в конце газопровода, Па.

Давление газа на выходе из линейной части магистрального газопровода вычисляется по формуле:

ЛУГ ¡2 Л-А-гср-Тср-1-(Ук)2 Рвых Ч (105,087^2'5)2 ' и '

где с1- внутренний диаметр газопровода, м; рех- абсолютное давление в начале участка газопровода, МПа; Л- коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода, безразмерный; Д- относительная плотность газа по воздуху; Тср- средняя по длине участка газопровода температура транспортируемого газа, К; 2ср— средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа, безразмерный; Ь- длина участка газопровода, км, Ук - диспетчерский объем перекачиваемого газа, млн.м3/сут.

Для расчета коэффициента гидравлического сопротивления для участка газопровода ввели найденный экспериментальным путем коэффициент , учитывающий местное сопротивление трубопровода:

Л = Кмс-Лтр, (18)

где Лтр- коэффициент сопротивления трения.

В общепринятой методике расчета газопровода рекомендуется принимать не более Кмс= 1,25. Но проведённые исследования показали, что для реальных газопроводов этот коэффициент может принимать значения Кис= 1,25... 1,47, что говорит о более существенном влиянии местных сопротивлений на гидравлический режим.

Коэффициент сопротивления трения для всех режимов течения газа в газопроводе определялся по формуле:

где кэ- эквивалентная шероховатость труб, мм, диапазон изменения которого найден в ходе получения эксплуатационных характеристик каждого из рассматриваемых трубопроводов.

В третьей главе диссертационной работы изложены основные положения, на которых базируется разработанная автором методика выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа на выходе с компрессорных станций при его передаче по трубопроводам (см. рис. 2).

Ключевым звеном для нахождения оптимальных параметров является работа с математической моделью теплоэнергетической системы, состоящей из взаимосвязанных дискретных моделей её составных частей.

Лт„=0,067 ^- + —4 - (19)

Для выбора оптимальных термодинамических параметров комлримируемого природного газа рекомендуется выполнять следующую последовательность действий:

системный подход

Рассмотреть систему, состоящую, как минимум, из трех компрессорных станций

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

Разработать дискретные математические модели

Модель группы нагнетателей Модель участка газопровода

Модель

ABO газа j

ИЗМЕРЕНИЯ

Провести инструментальные измерения с целью получения фактических коэффициентов технического состояния оборудования

адаптация моделей

Адаптировать модели к фактическим условиям с помощью коэффициентов технического состояния

СИНТЕЗ

Дискретные модели необходимо синтезировать в единук математическую модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам

ПРОВЕРКА АДЕКВАТНОСТИ Проверка адекватности единой математической модели теплоэнергетической системы с помощью измерений на реальных объектах

Корректировка математической модели системы

ОПТИМИЗАЦИЯ

Провести оптимизацию теплоэнергетической . системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам кс-з КС-2 КС-1 '

АНАЛИЗ

Провести анализ результатов оптимизации, который позволит: выбрать оптимальные термодинамические параметры газа на выходе КС (давление и температуру газа)

Подобрать алгоритм оптимизации (рекомендуется Р$РР)

Выбрать оптимизируемые переменные (р и I газа на выходе КС)

В качестве критерия оптимизации выбрать минимум затрат энергоресурсов в системе_

Задать исходные данные и граничные условия

Выбрать оптимальный режим загрузки оборудования КС (сколько держать в работе нагнетателей и вентиляторов ABO газа)

X

Разработать рекомендации по применению устройств плавного регулирования режимов сжатия и охлаждения газа (на какой КС целесообразно установить ЧРП или САУ ABO газа)

Оценить энергетический и экономический эффекты

Рис. 2. Методика выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа на выходе с компрессорных станций при его передаче по трубопроводам (структурная блок-схема).

Математическое моделирование теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам относится к задачам нелинейного программирования. Для решения таких задач наиболее подходит усовершенствованный алгоритм прямого поиска возможных направлений CADOP2. В основе этого алгоритма лежит метод оптимизации DSFD, предназначенный для решения нелинейных задач без ограничений или с ограничениями типа неравенств. Начальная точка расчета может находиться как в допустимой (в которой удовлетворяются все ограничения), так и в недопустимой области исследуемой задачи.

Оптимизируемыми параметрами являются:

/, - температура газа на выходе с i-ой компрессорной станции после установки охлаждения газа;

р, - давление газа на выходе с i-ой компрессорной станции.

В процессе оптимизации изменение оптимизируемых параметров происходит в зависимости от изменения оптимизационных переменных:

- количества работающих нагнетателей на КС;

- фактического числа оборотов ротора каждого нагнетателя;

- количества включенных вентиляторов в ABO газа.

Диапазон изменения оптимизируемых параметров может быть ограничен. Наложение ограничений связанных, например, с пропускной способностью трубопровода и т.д. осуществляется путем сужения диапазона варьирования, то есть изменением верхней или нижней границы данного оптимизируемого параметра. Ограничения на оптимизируемые параметры формулируются в виде двухсторонних неравенств, определяющих верхнюю и нижнюю границы их изменения.

Так, например, в реальных условиях эксплуатации, температура газа на входе в трубопровод ограничена, и на переменную í¡ накладываются дополнительные ограничения. При этом диапазон ее варьирования будет равен:

tmin — t¡ — tmax ,

где tra¡„ - минимально-допустимая температура газа по условию недопущения выпадения на стенках труб гидратов; tmax - максимально-допустимая температура газа по условию недопущения повреждения противокоррозионной изоляции трубопровода.

В качестве критерия оптимизации был использован натуральный показатель - минимум расхода электроэнергии во всей теплоэнергетической системе сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам.

Четвертая глава посвящена проведению научных исследований и оптимизационных расчетов. Глава состоит из четырех основных разделов.

В разделе 4.1 представлены результаты исследования влияния процесса охлаждения газа в теплообменных аппаратах на энергетическую эффективность системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам.

С одной стороны, снижение температуры газа на выходе с компрессорной станции носит позитивный характер, который выражается:

. в снижении аэродинамических потерь давления газа на участке трубопровода между соседними компрессорными станциями;

15

• в снижении удельных затрат энергии на сжатие газа на следующей компрессорной станции из-за более низкой его температуры на входе в нагнетатели.

С другой стороны, более глубокое охлаждение газа в аппаратах воздушного охлаждения (ABO) достигается за счет включения дополнительных вентиляторов, что приводит к дополнительным затратам электроэнергии.

Следовательно, появляется необходимость в оценке влияния процесса охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения на энергетическую эффективность процесса компримирования газа. В данной диссертации эта задача решена на основе разработанной новой методики выбора оптимальной температуры охлаждения компримируемого газа.

В настоящее время после нагнетателей на каждой компрессорной станции (КС) установлены аппараты воздушного охлаждения газа (ABO), которые применяются только в летний период с целью выполнения технологических условий (температура газа на выходе со станции должна быть ниже 40°С). В зимний период года вентиляторы ABO газа отключены с целью экономии электроэнергии. Вместе с тем, вопрос применения ABO газа в зимний период вызывает особый интерес, так как именно при низких температурах наружного воздуха можно добиться наиболее интенсивного охлаждения газа в теплообменных аппаратах.

Снижать температуру газа в зимний период по технологическим соображениям нет необходимости, так как температура газа на выходе с компрессоров не превышает технологического предела 40°С. Главная и единственная задача ABO газа в зимний период - это сокращение удельных затрат энергоресурсов на транспорт газа.

Исследования влияния процесса охлаждения газа в ABO на энергетическую эффективность системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам проведены на математической модели трех компрессорных станций (см. рис. 3).

Условные обозначения:

G

- пылеуловители

установка воздушного охлаждения газа

- центробежный нагнетатель

^ р" . термобарические параметры ** ** потока газа на входе в станцию

1*е рЦ^ - термобарические параметры

потока газа на выходе со станции

□ исследование взаимовлияния термобарических " параметров транспортируемого газа

Рис. 3. Схема теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам, состоящей из трех компрессорных станций

Моделировалась ситуация, когда постепенно увеличивалось количество включенных вентиляторов ABO газа на КС-1 (от 0 до 32 шт.). В результате сни-

жалась температура газа на выходе из КС-1 (t¡^), что в свою очередь привело к повышению давления газа на входе в КС-3 (р*с). В результате проведенных расчетов получены зависимости, представленные ниже (см. рис. 4).

Анализ этих зависимостей показывает высокую эффективность охлаждения газа в ABO в зимний период. Так при температуре наружного воздуха 0°С включение 32-х вентиляторов ABO газа на КС-1 приводит к увеличению давления газа на входе КС-3 на 0,25МПа, а при температуре наружного воздуха -20°С для достижения аналогичного эффекта потребуется всего лишь 16 вентиляторов.

Рис. 4. Зависимость давления транспортируемого газа на входе КС-3 при включении вентиляторов ABO ча КС-1 (через станцию)

Вместе с тем, энергетический и экономический эффект от охлаждения газа в ABO зимой можно получить только в том случае, когда поддерживается постоянным давление на выходе из системы (P^r'3 = const).

108

О 4 8 12 16 20 24 28 32

Количество включенных вентиляторов на КС-1 |

Рис. 5. Снижение затрат энергии на сжатие газа за счет охлаждения газа на КС-1 при одновременной разгрузке нагнетателей на КС-3: ЧРП - частотный регулируемый привод нагнетателей на КС-3; ГМ - регулирование с помощью гидромуфты на КС-3

Давление на выходе КС-3 (т.е. на выходе из Увеличиваем количество

системы) поддерживаем постоянным за счет включенных вентиляторов

снижения частоты вращения нагнетателя от 0 до 32

Рис. 6. Энергетический эффект от синхронного применения ABO газа в начале системы и частотного регулирования через станцию

Поддержание постоянного давления на выходе КС-3 при увеличении давления на входе этой станции возможно за счет регулирования режима работы нагнетателей и одновременного уменьшения потребляемой мощности компрессора. Регулирование можно производить частотно-регулируемым приводом (ЧРП) или гидромуфтой (ГМ). Результаты представлены на рис. 5. Вместе с тем, рис. 6 поясняет, как был получен эффект от совместного применения охлаждения газа на КС-1 и регулирования работы нагнетателей на КС-3.

В разделе 4.2 представлены результаты оптимизации системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам, состоящей из трех компрессорных станций в зимний период. Оптимизационные расчеты проведены с помощью математической модели теплоэнергетической системы, реализованной в виде программно-информационного комплекса «ОптиКомпрессор» (см. рис. 7).

Результаты оптимизационных расчетов показали, что применение ABO газа в зимний период на КС-I (в работе 24 вентилятора) приведет к повышению давления газа на входе КС-3 на 0,25МПа, что позволит отключить на КС-3 один нагнетатель из четырех работающих в параллель, при сохранении заданного давления газа на выходе из системы. Снижение мощности в системе из трех КС составит 3,71 МВт (3%), что приведет к экономии электроэнергии на 2670 МВт ч/мес и даст экономический эффект порядка четырёх миллионов рублей ежемесячно.

Рис. 7. Внешний вид окна «ОптиКомпрессор» по моделированию режима работы теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам после ввода исходных данных

Раздел 4.3 посвящён описанию нового подхода к оценке энергетической эффективности технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения газа.

Разработанная методика и математическая модель позволяют определять оптимальные термодинамические параметры компримируемого газа для любых КС, но встает вопрос о том, как в реальной эксплуатации поддерживать оптимальные температуру и давление газа и не допустить их колебания. Как показывает практика, ручное регулирование малоэффективно, поэтому возникает необходимость в применении автоматизированных систем, направленных на поддержание оптимальных термодинамических параметров компримируемого природного газа. В настоящее время, внедрение этих систем затруднено из-за отсутствия методики определения их энергетической эффективности.

В разделе 4.3 представлен алгоритм оценки энергетической эффективности технологий, направленных на регулирование режимов работы КС и поддержания оптимальных термодинамических параметров. Были рассмотрены системы автоматизированного управления вентиляторами ABO газа (САУ ABO) для поддержания оптимальной температуры на выходе КС и применение частотно-

регулируемого электропривода (ЧРП) для поддержания оптимального давления на выходе КС.

Расчеты показали, что в ряде случаев использование САУ ABO и ЧРП для поддержания оптимальных термодинамических параметров в автоматическом режиме энергетически и экономически целесообразно. Срок окупаемости этих технологий может составлять от года до трех лет, в зависимости от диапазона колебания расхода транспортируемого газа.

Раздел 4.4 диссертации посвящен проверке адекватности комплексной математической модели теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам, которая осуществлялась путем сравнения результатов расчета на модели с экспериментальными данными.

Фиксируем температуру и давление на входе КС

Включаем по 4вентилятора

/

КС-2

Снижение гидравлических потерь

Увеличение; степени сжатия ЦБН

Снижение гидравлических потерь

КС-1

ABO

Рис. 8. Схема проведения эксперимента

Эксперимент проводился зимой на действующих компрессорных станциях в течение двух дней при средней температуре наружного воздуха -10°С. В ходе эксперимента сначала включали по 4 вентилятора, а затем выключали по 5 вентиляторов на КС-1. Показания приборов записывались через четыре часа, когда колебания температуры на входе в КС-3 не превышали ±0,3°С в течение часа (см. рис. 8). Показания приборов усреднялись за последний час и заносились в журнал результатов испытаний.

1 5.50 |

«

5.45 | «'

5.40 О в

5.35 V

5

5,30 8 <в X

5.25 Я 5.20 |

I

5,15 § 5,10

32 30 28 26 24 22 20

Температура газа на выход* из КС-1, *С

Рис. 9. Зависимость давления газа на входе в КС-3 от температуры газа на выходе КС-1.

Проведенный промышленный эксперимент показал, что разработанная математическая модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам является адекватной и значимой.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ.

1. Разработана методика выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа на выходе компрессорных станций при его передаче по трубопроводам. В основе методики лежит синтез трех научно-методологических подходов: системного анализа, математического моделирования и оптимизации.

2. С помощью разработанной методики сформулирован и доказан принципиально новый подход к выбору термодинамических параметров комприми-рования и охлаждения природного газа в процессе его транспортировки по трубопроводу:

- температура газа на выходе из системы воздушного охлаждения (на входе в газопровод) должна быть не максимально- допустимая по условию предотвращения плавления изоляции, а оптимальная по критерию минимума затрат энергоресурсов на транспорт газа с учетом технологических ограничений;

- давление природного газа на выходе с компрессорной станции должно быть не максимально-возможным, а минимально-достаточным по условиям надежного обеспечения потребителей газом и устойчивой работы газопровода.

3. Доказана энергетическая эффективность применения вентиляторов в аппаратах воздушного охлаждения в зимний период для более глубокого охлаждения газа с одновременным применением на последующей станции частотного регулирования электроприводных газоперекачивающих агрегатов.

4. Предложен подход к оценке энергетической эффективности технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения транспортируемого газа. На базе разработанной методики создан алгоритм оценки энергетической эффективности этих технологий. Расчеты показали, что использование САУ ABO и ЧРП для поддержания оптимальных термодинамических параметров в автоматическом режиме энергетически и экономически целесообразно. Срок окупаемости этих технологий может составлять от года до трех лет, в зависимости от диапазона колебания расхода транспортируемого газа.

5. Разработаны и адаптированы для проведения оптимизационных расчетов дискретные математические модели отдельных элементов теплоэнергетической системы транспорта газа: группы центробежных нагнетателей (компрессоров), теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа, участ-

ка газопровода между двумя компрессорными станциями. В основе моделей положены теоретические зависимости, которые были адаптированы к реальным условиям работы существующего оборудования с помощью поправочных коэффициентов приведения.

6. Дискретные математические модели отдельных элементов синтезированы в единую математическую модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам. При объединении были учтены технологические и энергетические связи между объектами.

7. На основе единой математической модели создан программный продукт, позволяющий находить оптимальные термодинамические параметры транспортируемого газа с помощью алгоритма оптимизации ЭБРО. В качестве критерия оптимизации выбран минимум затрат условного топлива в исследуемой теплоэнергетической системе сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам.

8. Проведена проверка достоверности разработанной методики и математической модели путем измерений на действующих газокомпрессорных станциях. Проведенный эксперимент показал, что разработанная математическая модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам является адекватной и значимой.

9. Разработанная методика и программный продукт применялись при выполнении работ по оптимизации режимов электроприводных газокомпрессорных станций ООО «Газпром трансгаз Саратов», что позволило выработать предложения по снижению затрат на компримирование газа. По результатам оптимизационных расчетов сформулированы конкретные рекомендации по выбору температуры и давления газа на выходе КС. Практическая реализация этих рекомендаций позволит снизить энергопотребление в системе на 3 %, т.е. сэкономить около четырёх миллионов рублей в месяц.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ в изданиях, рекомендованных ВАК РФ:

1. Созинов, В.П. Энергосбережение при работе газотранспортной системы на основе математического моделирования /В. П. Созинов, В. И Субботин, Н. Н. Ярунина // Промышленная энергетика. - 2005. - №7. - С. 38 - 40.

2. Махов, О.Н. Основные направления энергосбережения в газоперекачивающей отрасли / О. Н. Махов, В. И. Субботин, С. Н. Ярунин, Н. Н. Ярунина // Вестник ИГЭУ. - 2005. - №1. - С. 48 - 50.

в прочих изданиях:

3. Гудзюк, В.Л. Экспресс оценка степени загрязнения аппаратов воздушного охлаждения в эксплуатационных условиях / В. Л. Гудзюк, Е В. Шомов, Н. Н. Ярунина // Газотурбинные технологии. - 2009. - №3. - С. 36 - 38.

4. Ярунина, H.H. Методика определения оптимальных параметров транспортируемого природного газа на выходе с газокомпрессорной станции / Н. Н. Ярунина // Теоретические основы создания, оптимизации и управления энерго- и ресурсосберегающими процессами и оборудованием: Сб. тр. междунар. науч. конф. - Иваново, 2007. - С. 107 - 109.

5. Ярунина, H.H. Оптимизация режимов работы газотранспортной системы на основе математического моделирования /Н. Н. Ярунина, В. И. Субботин // Энергосбережение - теория и практика: тр. 111 Всерос. школы-семинара молодых ученых и специалистов. - Москва: МЭИ, 2006. - С. 257 - 261.

6. Субботин, В.И. Экономия электроэнергии при выборе оптимальной температуры газа за аппаратами воздушного охлаждения / В. И. Субботин, Н. Н. Ярунина // Повышение эффективности теплоэнергетического оборудования: мат-лы IV науч.-практич. конф. - Иваново, 2005. - С. 103 - 105.

7. Кулагин, С.М. Оптимизация работы газокомпрессорных станций за счет выбора рациональной температуры охлаждения газа / С. М. Кулагин, Д. С. Зойникаев, Н. Н. Ярунина // Юбилейный сборник научных трудов к 100-летию со дня рождения профессора В.М. Черкасского / Иван. гос. энерг. ун-т. - Иваново, 2005. - С. 145 - 147.

8. Кулагин, С.М. Оценка эффективности использования утилизации ВЭР на газоперекачивающих станциях / С. М. Кулагин, Н. Н. Ярунина // Юбилейный сборник научных трудов к 100-летию со дня рождения профессора

B.М. Черкасского / Иван. гос. энерг. ун-т. - Иваново, 2005. - С. 142 - 144.

9. Шомов, П.А. Влияние температуры транспортируемого газа на топливно-энергетические затраты газокомпрессорных станций / П. А. Шомов,

C.М.Кулагин, H.H.Ярунина, И.В.Проскурин //Энергоэффективность. Проблемы и решения: тез. докл. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2004. - С. 68 - 70.

Ю.Кулагин, С.М. Влияние температуры транспортируемого газа на эффективность использования энергетических ресурсов газокомпрессорных станций / С. М. Кулагин, Д. С. Зойникаев, Н. Н. Ярунина // Информационная среда ВУЗа: мат-лы XI междунар. науч.-техн. конф. - Иваново, 2004. -С. 600 - 602.

ЯРУНИНА Наталья Николаевна

ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ В ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОМ ПРОЦЕССЕ КОМГ1РИМИРОВАНИЯ ГАЗА

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 23.04.2009. Формат 60x84 1/16. Печать плоская. Усл. печ. J1. 1,39 Тираж 100 экз. Заказ № 9. ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина» 153003, Иваново, ул. Рабфаковская, 34.

Отпечатано в УИУНЛ ИГЭУ.

ГЛАВА 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

1.1. Анализ фактических режимов сжатия и охлаждения газа при его передаче по трубопроводам

1.2. Аналитический обзор научных работ по выбору термодинамических параметров компримируемого газа

1.2.1. Выбор температуры транспортируемого газа

1.2.2. Выбор давления компримируемого газа при его передаче по трубопроводам

1.3. Постановка задачи

ГЛАВА 2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ СЖАТИЯ, ОХЛАЖДЕНИЯ И ПЕРЕДАЧИ ГАЗА ПО ТРУБОПРОВОДАМ

2.1. Математическое моделирование группы центробежных нагнетателей (компрессоров)

2.2. Математическое моделирование теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа

2.3. Математическое моделирование участка газопровода между двумя компрессорными станциями

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНЫХ

ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИ ЕГО ПЕРЕДАЧЕ ПО ТРУБОПРОВОДАМ

3.1. Основные теоретические положения методики

3.2. Синтез математических моделей отдельных элементов в единую оптимизационную модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам

3.3. Выбор оптимизируемых параметров

3.4. Выбор критериев оптимизации

3.5. Выбор алгоритма и метода оптимизации

3.6. Оценка погрешности оптимизационной модели

ГЛАВА 4. ПРОВЕДЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ И ОПТИМИЗАЦИОННЫХ РАСЧЕТОВ

4.1. Исследование влияния охлаждения газа в АВО на энергетическую эффективность системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводу

4.2. Оптимизация теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводу в зимний период

4.3. Оценка энергетической эффективности технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения компримируемого газа

4.3.1. Регулирование температуры газа аппаратами воздушного охлаждения

4.3.2. Регулирование степени сжатия (давления) газа за счет частотно-регулируемого привода

4.4. Проверка адекватности разработанной методики и математических моделей^

Актуальность работы. Задачи рационального использования энергетических и сырьевых ресурсов приобретают все большее значение из-за сокращения сырьевых и топливно-энергетических запасов планеты. Особенно остро эти проблемы стоят в промышленной теплоэнергетике, так как именно здесь сосредоточены наиболее энергоемкие процессы и технологии, применяемые в современной промышленности. Именно к таким наиболее энергоемким теплоэнергетическим технологиям относится процесс компримирова-ния газа.

Процессы компримирования газа получили широкое распространение в системах энергоснабжения промышленных предприятий практически всех отраслей. Если взять крупное предприятие и проанализировать его топливно-энергетический баланс, то можно увидеть, что значительная часть энергоресурсов (до 30 % от общего энергопотребления) идет именно на процессы компримирования различных газов в компрессорах и нагнетателях. Производство сжатого воздуха, кислорода, азота, аргона, переработка и транспорт природного газа - вот далеко не полный перечень теплоэнергетических систем, где компримирование газа является основной и наиболее энергоемкой технологией.

Технология компримирования природного газа состоит из термодинамических процессов сжатия, расширения и охлаждения газа. Из теории известно, что термодинамическая эффективность этих процессов всецело зависит от правильности выбора промежуточных параметров, то есть от выбора оптимального давления и температуры сжимаемого газа на выходе из каждой ступени сжатия компрессора или из каждой последовательно расположенной компрессорной станции, если речь идет о копримировании природного газа в газовой промышленности.

Очевидно, что для каждого нагнетателя или компрессора выбор оптимальных термодинамических параметров компримирования имеет свою специфику и свои особенности. В настоящее время опубликован целый ряд научных работ, направленных на выбор оптимальных промежуточных параметров сжатия азота, воздуха, кислорода в многоступенчатых компрессорах, но вопросам оптимизации термодинамических параметров сжатия и охлаждения природного газа при его передаче по трубопроводам уделялось недостаточно внимания.

Вместе с тем, газовая промышленность является той отраслью хозяйства России, где наиболее востребованы знания инженеров и ученых по специальности «Промышленная теплоэнергетика», так как именно здесь при транспортировке, подземном хранении и переработке природного газа сосредоточено огромное количество теплоэнергетического оборудования: центробежных компрессоров и нагнетателей, теплоутилизаторов, оребренных теп-лообменных аппаратов и т.д.

Целью работы является экономия энергетических ресурсов в технологических процессах компримирования и охлаждения газа на основе разработанной методики, позволяющей определять оптимальные термодинамические параметры природного газа на выходе с компрессорных станций при его передаче по трубопроводам.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработана новая методика выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа на выходе с компрессорных станций при его передаче по трубопроводам. Для оптимизации процессов сжатия и охлаждения газа при его транспортировке применён системный анализ и математическое моделирование.

2. С помощью разработанной методики сформулирован и доказан принципиально новый подход к выбору термодинамических параметров компримирования и охлаждения природного газа в процессе его транспортировки по трубопроводу: температура газа на выходе из системы воздушного охлаждения (на входе в газопровод) должна быть не максимально-допустимая по условию предотвращения плавления изоляции, а оптимальная по критерию минимума затрат энергоресурсов на транспорт газа с учетом технологических ограничений; давление природного газа на выходе с компрессорной станции должно быть не максимально-возможным, а минимально-достаточным по условиям надежного обеспечения потребителей газом и устойчивой работы газопровода.

3. Доказана энергетическая эффективность применения вентиляторов в аппаратах воздушного охлаждения в зимний период для более глубокого охлаждения газа с одновременным применением на последующей станции частотного регулирования электроприводных газоперекачивающих агрегатов.

4. Предложен новый подход к оценке энергетической эффективности технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения компримируемого газа. Алгоритм оценки базируется на определении экономической эффективности за счет поддержания оптимальных параметров газа на выходе компрессорной станции.

Практическая ценность работы заключается в том, что разработанная методика реализована в виде расчетного программного модуля, который включен в состав программно-информационного комплекса «ОптиКомпрес-сор», предназначенного для расчета и оптимизации режима работы системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам.

Программно-информационный комплекс, моделирующий различные режимы работы основного технологического оборудования позволяет:

1) определить оптимальные параметры газа на выходе с газокомпрессорной станции (давление и температуру);

2) выбрать оптимальное количество работающих нагнетателей на каждой газокомпрессорной станции в каждом цехе;

3) определить загрузку каждого нагнетателя (компрессора) с учётом возможного способа регулирования (изменение частоты вращения, байпа-сирование, дросселирование, применение входных направляющих аппаратов и т. д.);

4) выбрать оптимальное количество включенных вентиляторов в установке охлаждения газа;

5) выбрать оптимальную схему подключения нагнетателей (параллельно или последовательно).

Проведенные исследования позволили сформулировать практические рекомендации по выбору давления и температуры газа на выходе с газокомпрессорной станции.

Использование разработанной методики определения оптимальных параметров компримируемого газа и созданного на ее основе программного продукта, помимо решения оптимизационных задач, позволило провести комплексный энергетический анализ следующих перспективных технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения газа на компрессорных станциях:

- устройства регулирования частоты вращения нагнетателей с электроприводом (ЧРП);

- систем автоматического регулирования температуры газа в выходном коллекторе системы воздушного охлаждения газа.

Применение данной методики в практических расчетах при эксплуатации и проектировании систем, основанных на копримировании и охлаждении природного газа, позволяет снизить потребление энергоресурсов.

Проведенные исследования позволили сформулировать практические рекомендации по выбору давления и температуры газа на выходе с газокомпрессорной станции.

Реализация результатов работы.

Представленная работа выполнялась на кафедре Промышленной теплоэнергетики Ивановского государственного энергетического университета. Ведущая организация - ООО «Газпромэнерго» (г. Москва). Разработанная методика и программный продукт применялись при выполнении работ по оптимизации режимов электроприводных газокомпрессорных станций ООО «Газпром трансгаз Саратов», что позволило выработать предложения по снижению затрат на компримирование газа.

В настоящее время результаты диссертации используются в работах научно-технического центра «Промышленная энергетика» (г. Иваново) и ООО «Промэнергоконсалтинг» (г.Москва) при проведении энергетических аудитов газокомпрессорных станций.

Личный вклад автора состоит в следующем:

1. В разработке и адаптации для проведения оптимизационных расчетов следующих математических моделей: Теплообменного аппарата воздушного охлаждения газа;

• Группы центробежных нагнетателей (газовых компрессоров); Участка газопровода между двумя компрессорными станциями;

2. В разработке комплексной оптимизационной математической модели теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам, позволяющей находить оптимальные параметры ком-примируемого газа по алгоритму оптимизации DSFD.

3. В обработке результатов инструментального обследования центробежных нагнетателей (компрессоров) с электроприводом, теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа, участка газопровода между соседними компрессорными станциями.

4. В проведении вычислительных экспериментов по исследованию влияния параметров природного газа (давления и температуры) на энергетическую эффективность процессов компримирования.

5. В разработке методики, основанной на синтезе системного анализа, математического моделирования и оптимизационного поиска, позволяющей определять оптимальные термодинамические параметры природного газа на выходе компрессорных станций при его передаче по трубопроводам.

6. В создании принципиально нового подхода к выбору термодинамических параметров природного газа в процессе его компримирования, охлаждения и транспортировки по трубопроводу.

Автор защищает:

1. Методику выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа на выходе с компрессорных станций при его передаче по трубопроводам, основанную на синтезе трех методологических подходов: системного анализа, математического моделирования и оптимизационного поиска.

2. Разработанный на основе методики алгоритм оценки энергетической эффективности перспективных технологий, направленных на снижение энергетических затрат при компримировании природного газа.

3. Результаты численных экспериментов по исследованию влияния термодинамических параметров компримируемого природного газа (давления и температуры) на энергетическую эффективность системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам.

4. Практические рекомендации по выбору температуры и давления компримируемого газа.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 4-ой научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (Уфа, 2004г.), на 4-ой научно-практической конференции «Повышение эффективности теплоэнергетического оборудования» (Иваново, 2005г.), на 3-ей Всероссийской школе-семинаре молодых ученых и специалистов «Энергосбережение - теория и практика» (Москва, 2006г.) и международной научной конференции «Теоретические основы создания, оптимизации и управления энерго- и ресурсосберегающими процессами и оборудованием» (Иваново, 2007г.).

Публикации. Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 9 печатных работах.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит введения, 4-х глав, заключения, списка использованной литературы. Работа изложена на 142 станицах основного текста, содержит 42 рисунков и 18 таблиц. Список использованной литературы включает 129 наименований.

Вывод:

Проведенный промышленный эксперимент показал, что разработанная мною математическая модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводу является адекватной и значимой.

Проведенные по модели расчеты имеют максимальную относительную погрешность по давлению не более 0,8 %, а максимальная относительная погрешность по температуре 3,9 %. Максимальная абсолютная погрешность по температуре не более 0,7°С. Максимальная абсолютная погрешность по давлению не более 0,04 МПа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработана методика выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа на выходе компрессорных станций при его передаче по трубопроводам. В основе методики лежит синтез трех научно-методологических подходов: системного анализа, математического моделирования и оптимизации.

2. С помощью разработанной методики сформулирован и доказан принципиально новый подход к выбору термодинамических параметров ком-примирования и охлаждения природного газа в процессе его транспортировки по трубопроводу:

- температура газа на выходе из системы воздушного охлаждения (на входе в газопровод) должна быть не максимально-допустимая по условию предотвращения разрушения изоляции, а оптимальная по критерию минимума затрат энергоресурсов на транспорт газа с учетом технологических ограничений;

- давление природного газа на выходе с компрессорной станции должно быть не максимально-возможным, а минимально-достаточным по условиям надежного обеспечения потребителей газом и устойчивой работы газопровода.

3. Доказана энергетическая эффективность применения вентиляторов в аппаратах воздушного охлаждения в зимний период для более глубокого охлаждения газа с одновременным применением на последующей станции частотного регулирования электроприводных газоперекачивающих агрегатов.

4. Предложен новый подход к оценке энергетической эффективности технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения транспортируемого газа. На базе разработанной методики создан алгоритм оценки энергетической эффективности этих технологий, который базируется на определении экономической эффективности за счет поддержания оптимальных параметров газа на выходе компрессорной станции. Расчеты показали, что использование САУ АВО и ЧРП для поддержания оптимальных термодинамических параметров в автоматическом режиме энергетически и экономически целесообразно. Срок окупаемости этих технологий может составлять от года до трех лет, в зависимости от диапазона колебания расхода транспортируемого газа.

5. Разработаны и адаптированы для проведения оптимизационных расчетов дискретные математические модели отдельных элементов теплоэнергетической системы транспорта газа: группы центробежных нагнетателей (компрессоров), теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа, участка газопровода между двумя компрессорными станциями. В основе моделей положены теоретические зависимости, которые были адаптированы к реальным условиям работы существующего оборудования с помощью поправочных коэффициентов приведения.

6. Дискретные математические модели отдельных элементов синтезированы в единую математическую модель теплоэнергетической системы сжатия,' охлаждения и передачи газа по трубопроводам. При объединении были учтены технологические и энергетические связи между объектами.

7. На основе единой математической модели создан программный продукт, позволяющий находить оптимальные термодинамические параметры транспортируемого газа с помощью алгоритма оптимизации DSFD. В качестве критерия оптимизации выбран минимум затрат условного топлива в исследуемой теплоэнергетической системе сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам.

8. Проведена проверка достоверности разработанной методики и математической модели путем измерений на действующих газокомпрессорных станциях. Проведенный эксперимент показал, что разработанная математическая модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам является адекватной и значимой.

9. Разработанная методика и программный продукт применялись при выполнении работ по оптимизации режимов электроприводных газокомпрессорных станций ООО «Газпром трансгаз Саратов», что позволило выработать предложения по снижению затрат на компримирование газа. По результатам оптимизационных расчетов сформулированы конкретные рекомендации по выбору температуры и давления газа на выходе КС. Практическая реализация этих рекомендаций позволит снизить энергопотребление в системе на 3 %, т.е. сэкономить около четырёх миллионов рублей в месяц.

1. Алиев Р.А., Немудров А.Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учебник для вузов. М.: Недра, 1988. — 285с.

2. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа. М.: ВНИИГаз. 1977. - 98с.

3. Анализ воздействия частотно регулируемых приводов нового поколения на питающую сеть /Иванов А.В., Фоменко В.В. //Газовая промышленность 2007. - №3. с. 74 - 77.

4. Антонова Е.О., Г.В. Бахмат, И.А. Иванов, О.А. Степанов Теплообмен при трубопроводном транспорте нефти и газа: Санкт-Петербург: Издательство Недра, 1999. — 228с., ил.

5. Апостолов А.А., Бикчентай Р.Н., Бойко A.M., Дашунин Н.В., Козаченко А.Н., Лопатин А.С., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергосбережение в трубопроводном транспорте газа. — М.:ГУП Изд-во «Нефть и газ», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. 176с., илл.

6. Артемова Т.Г., Федорченко М.Ю. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов: Учебное пособие Ч. 1, 2. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1995. 41. 60с.; 4.2 55с.

7. Басниев К.С. Добыча и транспорт газа. М.: Недра, 1984. - 246с.

8. Бахмат Г.В., Еремин Н.В., Степанов О.А. Аппараты воздушного охлаждения на компрессорных станциях. СПб., Недра, 1994. 101с.

9. Белоконь Н.И. Термодинамика. М.:ГЭИ, 1954. - 416с.

10. Ю.Березин В.П., Бобрицкий Н.В. Сооружение насосных и компрессорных станций. М.: Недра, 1985. - 301с.

11. Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М., Козаченко А.Н. Оптимизация тепловых режимов газопроводов и установок охлаждения газа. Юбилейный сборник научных трудов «50 лет газопроводу Саратов - Москва», т.З. - М.: ИРЦ Газпром, 1996. - с. 113 - 118.

12. Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М., Панкратов B.C. Оптимизационные расчеты установок воздушного охлаждения газа в АРМ диспетчера КС.

13. Обз. инф. Серия: Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности. -М.: ИРЦ Газпром, 1993, с.35, ил.

14. Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М., Третьяков В.В. Оптимизация работы установок воздушного охлаждения природного газа //Газовая промышленность — 2002 №5 с. 80 — 82.

15. Бойко A.M., Будзуляк Б.В., Поршаков Б.П. Состояние и перспективы развития газотранспортной системы страны //Известия вузов. Нефть и газ. №1.-1997.-с.64-74.

16. Борисов С.Н., Даточный В.В. Гидравлический расчет газопроводов. — М.: Недра, 1972. 109с.

17. Бородавкин П.П., Березин В.П. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1987. - 253с.

18. Васильев Ю.Н., Смерека Б.М. Повышение эффективности эксплуатации компрессорных станций. М.: Недра, 1998. — 342с.

19. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1989. - 286с.

20. Вольский Э.Л., Константинова И.М. Режим работы магистрального газопровода. Л., Недра, 1970. 168с.

21. Вольский Э.Л., Сухарев М.Г. Определение коэффициентов гидравлического сопротивления при неустановившемся движении газа по магистральному газопроводу. «Изв. Высшей школы, Нефть и газ», 1972, №6, с. 79-84.

22. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В. Интенсификация магистрального транспорта газа. М.: Недра, 1991. 185с.

23. Громов В.В., Козловский В.И. Оператор магистральных газопроводов. М.: Недра, 1981.-300с.

24. Гусейнзаде М.А., Юфин В.А. Неустановившееся движение нефти и газа в магистральных трубопроводах. — М.: Недра, 1981. 232с.

25. Деточенко А.В., Михеев А.Л., Волков М.М. Спутник газовика. Справочник. М.: Недра, 1978.-311с.

26. Еремин Н.В., Степанов О.А., Яковлев Е.И. Компрессорные станции магистральных газопроводов. СПб., Недра, 1995. 335с.

27. Завальный П.Н. Оптимизация работы сложной газотранспортной системы //Газовая промышленность, 2002 №9. - с. 56 - 59.

28. Завальный П.Н. Оптимизация совместной работы системы «газопровод — нагнетатель ГТУ» // Газотурбинные технологии, 2001, №2. — с. 34 — 35.

29. Завальный П.Н., Ревзин Б.С. Повышение эффективности использования центробежных нагнетателей ГПА в газотранспортных системах. Екатеринбург: УГТУ, 1999. 105с.

30. Изон, Фентон. Сравнение численных методов оптимизации для инженерного проектирования // Конструирование и технология машиностроения, №1, 1974, стр. 99, изд-во «Мир».

31. Калинин А.Ф. «Оптимизация и регулирование режима работы систем охлаждения природного газа на компрессорных станциях». //Научно-технический сборник «Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения» М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004г - №2, с 33 - 41.

32. Камалетдинов И.М. Энергосбережение при эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения на магистральных газопроводах. // Авторефератдиссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Уфа-2002г.

33. Карасина Э.С. Теплообмен в пучках труб с поперечными ребрами. Известия ВТИ, №12, 1952. 137с.

34. Карпова Н.А., Галиуллин З.Т., Ходанович И.Е. К выбору технологического режима работы магистральных газопроводов с учетом неравномерности газопотребления. «Транспорт и хранение газа», 1968, №7, с.З — 9 с ил.

35. Карпов С.В., Тунгель Г.В., Максимов И.И. АВО газа: эффективность использования. М., Газовая промышленность, №4, 1989

36. Кашников О.Ю., Круглов Ю.В., Гришко С.В., Мостовой А.В., Хаса-нов Р.Н. Информационно — экспертная система эксплуатации участка магистрального газопровода. // Газовая промышленность, №9, 2002. — с.76-78.

37. Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов. М.: ГУП Издат-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. - 400с.

38. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: Нефть и газ. — 1993. — 463 с.

39. Комплекс моделирования и оптимизации режимов работы ГТС: обзорная информация газовой промышленности; сер. Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. 507с.

40. Коршак А.А., Нечваль A.M. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа: Учебное пособие для системы дополнительного профессионального образования. Уфа: ДизайнПолиграфСервиз, 2005 — 516с.

41. Кривошеин Б.Л., Новаковский В.Н. Метод термогазодинамического расчета магистральных газопроводов с учетом теплового взаимодействия ихс окружающей средой. Изд. АН СССР. Сер. «Энергетика и транспорт», 1971, №5, с.114-123.

42. Крылов Г.В., Полетыкина Т.П., Степанов О.А. Тепловые режимы газопроводов, проложенных в условиях Западной Сибири. М., ВНИИЭГаз-пром. Оьбзорн. информ. Сер. Транспорт и хранение газа, 1990. 36с.

43. Крюков Н.П. Аппараты воздушного охлаждения. М.: Химия, 1983 -168 е., ил.

44. Кудрина JI.B., Бидулина JI.M. Определение оптимальных технических решений системы линейных магистральных газопроводов при стационарном режиме течения газа. Экономика, организация и управление в газовой промышленности, 1968, №4, с.З — 12 с ил.

45. Кудряшов Б.Б, Литвиненко B.C., Сердюков С.Г. Вопросы достоверности тепловых расчётов магистрального газопровода // Журнал технической физики, том 72, выпуск 4, 2002. 27с.

46. Кунтыш В.Б., Кузнецов Н.М. Тепловой и аэродинамический расчеты оребренных теплообменников воздушного охлаждения, СПб.: Энерго-атомиздат, Санкт-Петерб. Отдел, 1992. — 280с., илл.

47. Лопатин А.С. Термогазодинамические модели газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. М.: РГУ нефти и газа, 1999. — 72с.

48. Максимов Ю.И. Новая конечно-разностная схема для расчета нестационарного движения газа по длинному газопроводу. Труды Всесоюз. науч.-исслед. ин-та природного газа, 1964, вып.21/29, cl 18-135 с ил.

49. Маланичев В.А., Миатов О.Л., Типайлов A.M. Разработка и модернизация вентиляторных блоков апрпаратов воздушного охлаждения. //Химическая техника, №2, 2004г., с. 10-12.

50. Методика по определению производительности нагнетателей для элек-. троприводных КС по параметрам нагнетателей и привода. М.: ВНИИГАЗ, 1990.-37с.

51. Методика теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения. М.: ВНИИНЕФТЕМАШ, 1971. 32с.

52. Методические рекомендации для расчета систем охлаждения газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 1976.-149с.

53. Микаэлян Э.А. Эксплуатация газотурбинных газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций газопроводов. М.: Недра, 1994. 303с.

54. Моделирование эффективности управления газотранспортной системой /Юкин А.Ф. // Газовая промышленность 2007. - №4. с. 60 - 62.

55. Нагнетатели и тепловые двигатели. /В.М.Черкасский, Н.В. Калинин, Ю.В. Кузнецов, В.И. Субботин. М.: Энергоатомиздат, 1997. - 384с.

56. Немудров А.Г., Черникин В.И. Уравнения характеристик центробежных компрессорных станций для расчета режимов работы газопровода. — «Газовая промышленность», 1966, №3, с.31 34 с ил.

57. Никишин В.И. Методология модернизации и реконструкции компрессорных станций с учетом требований энергосбережения и охраны окружающей среды. — М.: ИРЦ Газпром, 1994. — 99с.

58. Никишин В.И. Энергосберегающие технологии в трубопроводном транспорте природных газов. М.: Нефть и газ, 1998. — 350с.

59. Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. М.: Недра, 1982. 169с.

60. Ногин Е.М. Анализ показателей надежности работы электроприводных ГПА ОАО «Газпром». // Научно-технический сборник «Транспорт и подземное хранение газа» М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002г - №4, с.3-7.

61. Обеспечение надежности магистральных трубопроводов //А.А. Коршак, Г.Е. Коробков, В.А. Душин и др. Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2000.- 170с.

62. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1 Газопроводы (ОНТП 51-1-85).

63. Основы энергоресурсосберегающих технологий трубопроводного транспорта природного газа. / Б.П. Поршаков, А.А. Апостолов, А.Ф. Калинин,

64. Паппас М, Моради Дж. Усовершенствованный алгоритм прямого поиска для задач математического программирования // Труды американского общества инженеров и механиков, сер.В, Конструирование и технология машиностроения, №4, 1975г, Вашингтон, с. 158 — 165.

65. Перевощиков С.И. Оценка эффективности охлаждения газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов. // Известия высших учеб. заведений «Нефть и газ». Тюмень, 1997, №1. - с. 81 - 85.

66. Пиотровский А.С., Старцев В.В. Повышение надежности и эффективности работы компрессорных станций с газотурбинными ГПА. Обз. инф. Серия: Транспорт и подземное хранение газа. М.: ИРЦ Газпром, 1993, с.83, ил.

67. Повышение эффективности режимов работы компрессорных станций /Б.В. Будзуляк, С.Т. Пашин, С.В. Китаев, A.M. Шаммазов, И.Р. Байков //Газовая промышленность 2005. - №1. с. 23 - 25.

68. Подкопаев А.П. Аналитический метод расчета коэффициентов сжимаемости природных газов. М., Транспорт и хранение газа, ВНИИЭГазпром, №10,1980.-с. 25-31.

69. Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. -М.: Энергия, 1978. 416с.

70. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки. М.: Недра, 1992. 238с.

71. Поршаков Б.П., Лопатин А.С., Назарьина A.M., Рябченко А.С. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций. М.: Недра, 1992. 207с.

72. Посягин Б.С. Информационно-аналитический комплекс диспетчерского управления потоками газа ЕСГ России // Газовая промышленность, №9, 2002.-С.27-32.

73. Потери газа на магистральных газопроводах и в обвязке компрессорных станций. /В.И. Никишин, А.А. Апостолов, А.С. Лопатин, Б.П. Поршаков. — В кн.: сб. докл. 9 межд. деловой встречи «Диагностика-99», томЗ, М.: ИРЦ Газпром, 1999. с.67 - 78.

74. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. ВДР 39-1,10-006-2000. М., 2000.

75. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. /Под общей редакцией Коротаева Ю.П. и Пономарева Г.В. М.: Недра, 1965. -677с.

76. Седых А. Д., Галиуллин З.Т., Одишария Г.Э. Прогноз научно-технического прогресса в магистральном транспорте газа до 2015 года. — В кн.: Юбилейный сб. науч. трудов «50 лет газопроводу Саратов-Москва», Т.1.-М.: ИРЦ Газпром, 1996.-с. 121 141.

77. Седых А.Д. Потери газа на объектах магистрального транспорта. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1993.-107с.

78. Седых З.С. Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом: Справочное пособие. М.: Недра, 1990. — 203с.

79. Селезнев В.Е, Алешин В.В., Клишин Г.С. Методы и технологии численного моделирования газопроводных систем. М.: Едиториал УРСС, 2002. - 448с.

80. Селезнев В.Е., Алешин В.В., Прялов С.Н. Численное моделирование газопроводов. М.: Едиториал УРСС, 2005.-108с.

81. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. Справочник. -М.: Недра, 1985. 213с.

82. Синицын С.Н., Барцев И.В., Леонтьев Е.В. Влияние параметров природного газа на характеристики центробежных нагнетателей. — «Труды Всесоюзного науч.-исслед. института природного газа», 1967, вып.29/37, с 253 261 с ил.

83. Синицын С.Н., Сухарев М.Г., Леонтьев Е.В. Расчет режимов работы компрессорных станций магистральных газопроводов на ЭВМ. «Газовая промышленность», 1966, №12, с. 17 - 19 с ил.

84. Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. Пер. с англ. — М.: Недра, 1980. Часть I. - 375с. Часть II. - 264с.

85. СНиП Ш-42-80 «Магистральные газопроводы». М.: Стройиздат, 1981. -79с.

86. Ставровский Е.Р., Сухарев М.Г. Статические методы расчета коэффициентов гидравлического сопротивления. М., ВНИИЭГазпром, 1970, 40с., с ил. (научно-техн. обзор из серии AT).

87. Степанов О.А., Иванов В.А. Охлаждение газа и масла на компрессорных станциях. Л., Недра, 1982. — 143с.

88. Сухарев М.Г., Панкратов B.C., Самойлов Р.В. Оптимизация нестационарных режимов действующих магистральных газопроводов. //«Газовая промышленность», 2002, №9. с. 72-75.

89. Технические условия на КС с газотурбинным и электрическим приводом. М.: ВНИИГАЗ, 1980. 52с.

90. Транспорт больших потоков газа с учетом тепловых режимов газопроводов и охлаждения газа на КС. /Карпов С.В., Галиуллин З.Т., Бордовский Г.П., Бикчентай Р.Н. // Газовая промышленность, 1972, №5, с. 14—17.

91. Трубопроводный транспорт газа /Бобровский С.А., Щербаков С.Г., Яковлев Е.И. и др. М.: Наука, 1976. 210с.

92. Трубопроводный транспорт нефти и газа (под общей редакцией Юфи-на В.А.). М.: Недра, 1978. 370с.

93. Тугунов П.И., Яблонский B.C. Прогрев грунта линейным источником при граничных условиях третьего рода. — Известия вузов. М., сер. Нефть и газ, 1963, №4, с. 31-34.

94. Ходанович И.Е., Кривошеин Б.Л., Бикчентай Р.Н. Тепловые режимы магистральных газопроводов. М., Недра, 1971. — 216с.

95. Численный анализ и оптимизация газодинамических режимов транспорта природного газа. /Селезнев В.Е., Прялов С.Н., Киселев В.В. и др. — М.: Едиториал УРСС, 2003.

96. Шаммазов И.А. Стабилизация режимов транспорта газа и напряженно-деформированного состояния газопроводов в сложных гидрогеологических условиях. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Уфа 2006г.

97. Шеберстов Е.В. О точности расчета магистрального газопровода. «Газовая промышленность», 1973, №11, с. 14—16с ил.

98. Шпотаковский М.М. Охлаждение транспортируемого природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов: Методические указания. — М.: ГАНГ им. И.М.Губкина, 1991. 60с.

99. Шпотаковский М.М. Энергосбережение при эксплуатации КС // Газовая промышленность, 2002, №5, с. 80 — 82.

100. Щербаков С.Г. Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа. М.: Наука, 1982.- 197с.

101. Щуровский А. Выбор энергопривода для компрессорных станций магистральных газопроводов 2005 - №11 с. 23 - 27//, с.96

102. Эксплуатация газопроводов Западной Сибири / Крылов Г.В., Матвеев А.В., Степанов О.А. и др. // Л.: Недра, 1985. 228с.

103. Эксплуатационнику магистральных газопроводов: Справочное пособие /Громов А.В., Гузанов Н.Е., Хачикян Л.А. и др. М.: Недра, 1987. \1вс.

104. Эксплуатация магистральных газопроводов: Учебное пособие. / Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. — Тюмень: Изд. «Вектор Бук», 2002 -528 с.

105. ПЗ.Янгулов Е.Ю, Пиотровский А.С. и Соколов В.Р. Выбор оптимального количества работающих вентиляторов АВО газа на КС. М., ВНИИ-ЭГазпром: ЭИ: Транспорт и подземное хранение газа, вып.4, 1990.

106. API Specifications for Line Pipe, in API Standards, 14th ed, American Petroleum Institute, New York, 1985.

107. A Report of the European Gas Pipeline Incident Data Group //17th World Gas Conf. Milan, Italia, 1994.

108. Dahlgren E.G. Underground Storage of Natural Gas, API Drill. Practice, 1974.- 189p.

109. Daugherty R.A. Modern Developments in Prime Movers and Gas Compressors for the Gas Industry? Paper presented at AGA Conf. of Transmission and Storage, Operating Sec., Gas Supply, Pittsburgh, Pa., May 9 10, 1985.

110. Donald L. Katz, David Cornell, John A. Vary, Fred H. Poettmann, Charles E. Weinaug Handbook of Natural Gas Engineering. Mc Graw-Hill Book Company, Inc., 1965. — 357p.

111. Edmister W.C., Mc Garry RJ. Gas Compressor Design, Chem. Eng. Progr. 1989.- 121p.

112. Energy Balances of OECD countries 1990 1991. - OECD. - Paris, 1993.

113. Johnson T.W. and W.B. Berwald Flow of Gas through High Pressure Lines. U.S. Bur, Mines Monograph 6.

114. Kaufmann Klaus-Dieter, Feizlmayr Adolf H. Analysis pegs pipeline ahead of LNG for Caspian Area gas to China //Oil & Gas J. 2004. - Mar.8.

115. Kirby S. Chapman, Prakash Krishniswami, Virg Wallentine Virtual Pipeline System Testbed to Optimize the U.S. Natural Gas Transmission Pipeline System. Kansas State University. 2005. 135p.

116. Nisle R. G., Poettmann F.H. Calculation of the Flow and Storage of Natural Gas in Pipe, Petrol. Engr., 1955.

117. Petersen Clifford W., Corbett Kevin Т., Fairchild Doug P., Parka Scott, Macia Mario L. Improving long-distance gas transmission economics: X120 development overview //Proc. of Pipeline technology conf., 2004.

118. Rawlins E.L., Wosk L.D. Leakage from High Pressure Natural Gas Transmission Lines, U.S. Bur. Mines Dull. 1968. 265p.

119. Stephes M.M., Spencer O.F. Natural Gas Engineering, Pennsylvania State University. 1954. 145p.

120. Tranter J. Developing an Integrated Condition Monitoring System. //Proceedings of a Joint. Conf. Technology Show-case: Integrated Monitoring, Diagnostics and Failure Prevention, Mobile, Alabama, April 22 26, 1996, p. 587-598.

121. Weymouth T.R. Problems in Natural Gas Engineering, Pennsylvania State University. 1952. 185p.