автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Повышение эффективности и надежности транспорта газа по магистральным газопроводам

ПБ и*

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА

На правах рукописи

БУДЗУЛЯК Богдан Владимирович

УДК 622.692.407

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ ТРАНСПОРТА ГАЗА ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ ГАЗОПРОВОДАМ

Специальность: 05.15.13 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1995

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА

На правах рукописи

БУДЗУЛЯК Богдан Владимирович

УДК 622.692.407

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ ТРАНСПОРТА ГАЗА ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ ГАЗОПРОВОДАМ

Специальность: 05.15.13 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1995

Работа выполнена во Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий (ВНИИГаз)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор Васильев Ю.Н.

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор Козобков A.A.

доктор технических наук, профессор Сударев A.B.

Ведущая организация - ДГГСевергазпром", г.Ухта

Защита состоится " ££■■ ММ. _1995 года в час. на заседании Специализированного совета Д 053.27.02 по защите диссертаций на соискание, ученой степени доктора- технических наук по специальности 05.15.13 "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ" при Государственной академии нефти и газа им. И.М. Губкина".

Адрес: 117917, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан года

Ученый секретарь .

Специализированного Совета, / /7

доктор технических наук, профессор Васильев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации. В последние годы в мире сильно возрос интерес к природному газу как эффективному энергетическому ресурсу и ценному химическому сырью. Уже в настоящее время в СНГ роль природного газа достигла 40%. Данное положение полностью отвечает мировой концепции развития топливно-энергетических ресурсов, где по оценке мировой энергетической конференции предусматривается увеличение доли природного газа с 20% в 1985-1990 гг. до 30-35% и более в 2030 году.

Высокие темпы развития газовой промышленности России и создание крупнейшей в мире Единой системы газоснабжения поставили перед наукой новые задачи обеспечения ее высокой эффективности и эксплуатационной надежности.

В связи с этим на первый план выдвигаются задачи реконструкции и технического перевооружения компрессорных станций, магистральных газопроводов, а также ресурсосбережения, снижения технологических потерь и максимальной утилизации вторичных энергоресурсов при работе газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

Цель работы. Повышение эффективности и эксплуатационной надежности линейной части магистральных газопроводов и компрессорных станций путем модернизации и реконструкции ГПА, совершенствования оборудования компрессорных станций, широкого внедрения утилизации вторичных энергоресурсов, а также снижения потерь газа на магистральных газопроводах при эксплуатации и ремонтах.

Основными задачами диссертационной работы являются:

1.Исследования и разработка методов и средств по реконструкции и техническому перевооружению компрессорных станций и магистральных газопроводов.

2.Исследование и оптимизация систем по рациональному использованию материальных ресурсов и интенсификации производства за счет снижения потерь газа при его транспорте, а также комплексного использования вторичных топливно-энергетических ресурсов.

Научная новизна.

^Проанализированы пути развития топливно-энергетического комплекса в СНГ и состояния сырьевой базы природного газа.

2.Выполнены технико-экономические исследования по реконструкции и техническому перевооружению компрессорных станций (КС) с газотурбинными ГПА и магистральных газопроводов (МГ)- В качестве основного критерия при рассмотрении сравниваемых вариантов по выбору и обоснованию газоперекачивающего агрегата приняты дисконтированные затраты на приобретение и эксплуатацию ГПА, отнесенные к первому году проведения реконструкции КС.

3.Предложены методические рекомендации и обобщенный критерий по определению эффективности техперевооружения и реконструкции КС и МГ.

4.Установлена новая расчетная закономерность теплообмена в регенераторах газотурбинных агрегатов, основанная на равенстве скоростей теплоносителей. Разработана методика инженерного расчета регенераторов в основу которой положена выше приведенная закономерность. Предложена принципиальная новая конструкция регенератора со стерженьковым оребрением поверхностей теплообмена. По условию минимальной потери мощности на трение и местные сопротивления в регенераторах ГПА установлено оптимальное соотношение скоростей движения теплоносителей.

5.Проанализированы потери газа на магистральных газопроводах, связанные с его утечками через неплотности, при авариях на КС и газопроводах, с разбалансом газа между поставщиками и потребителями, а также с потерями газа при пусках и остановках ГПА и продувках пылеуловителей. Разработаны новые методы и схемы для устранения отмеченных потерь газа.

6.Предложены методы по сокращению потерь газа при ремонтах газопроводов, включая разработку систем для утилизации газа, теряемого при ремонтных работах многониточного газопровода.

7.Разработаны комплексные методы утилизации вторичных энергоресурсов на магистральном транспорте и определены перспективные пути повышения эффективности использования этих ресурсов.

8.Проведен технико-экономический анализ использования опытно-промышленных парогазовых установок для транспорта газа применительно к конкретным КС в Грязовце и Приводине.

Реализация работы в промышленности.

Разработанные мероприятия по реконструкции и техперевооружению КС и магистральных газопроводов использованы в ДП "Севергазпром", где обеспечили экономию газа более 172 млн. м3 в год.

По результатам исследований разработаны: "Методики инженерного расчета теплообменников (регенераторов) повышенной эффективности", обеспечивающие увеличение коэффициентов теплоотдачи и теплопередачи в 1,5 раза и снижение массогабаритных показателей регенераторов на 30-40%. Апробация работы.

Основные положения работы доложены на 3-х Международных конгрессах по природному газу: в сентябре 1992 года в г.Гетеборг (Швеция), октябре 1993 года в г.Куала-Лумпур (Малайзия) и декабре 1993 года в г.Амстердам (Голландия), а также на Международной топливно-энергетической ассоциации в октябре 1992 года в г.Москве (Россия).

Публикация работы.

По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, включая 2 доклада на Международных конгрессах. Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, 5 глав, основных выводов и списка литературы из 37 наименований. Объем диссертации составляет 114 страниц машинописного текста, включает в себя 23 рис. и 18 табл. Содержание работы.

Во введении обоснована актуальность работы и сформулированы основные предпосылки для проведения исследований.

В первой главе. Проанализированы перспективы развития газовой промышленности и поставлены основные задачи исследований, направленные на повышение надежности работы и эффективности газотранспортных систем.

Показано, что в СНГ имеются надежные геологические предпосылки для развития сырьевой базы природного газа в течение длительной перспективы и после 2000 года. Согласно прогнозной оценке, выполненной на основе геологической изученности территорий и шельфа СНГ общие запасы газа в недрах составили 260 трлн.м3. Исходя из этих предпосылок, проанализированы различные варианты уровней добычи газа, которые в целом по СНГ, а также отдельно по России и по основному газодобывающему региону приведены в таблице 1. Проведенный анализ показывает, что даже минимальный уровень добычи газа полностью обеспечивает потребности народного хозяйства в газе и позволяет осуществлять его экспорт в необходимых объемах.

Выявлена экономическая целесообразность приоритетного развития газоносных районов Прикаспийской впадины, Восточной Сибири, Дальнего Востока.

Таблица 1.

Различные варианты уровней добычи газа по СНГ и России

1995 г. 2000 г.

Варианты Варианты

максимальный минимальный максимальный минимальный

СНГ 880 840 1050,0 925,0

а) Россия 668 650 833 806

в том числе: Западная Сибирь 586 568 739 712

Надым-Пур-Тазовский район 586 568 681 661

п-ов Ямал - 100 50

б) другие регионы 192,47 165,12 190 183

Дана оценка состояния газопроводов и ГПА по фактическим материалам (дефектоскопия линейной части, данные службы электрохимзащиты, статистика аварийных случаев, результаты шурфования и диагностирования агрегатов). Рассмотрены проблемы, связанные со строительством новых газопроводов и компреасорных станций для транспортировки дополнительных объёмов газа, а также с реконструкцией и техническим перевооружением этих объектов.

Учитывая, что на ближайшее десятилетие основные тенденции развития дальнего транспорта газа сохраняться (увеличение средней дальности транспорта, ускорение освоения больших объёмов капвложений, строительство газопроводов в районах с экстремальными природно-климатическими условиями) главной задачей данной главы диссертации являлась разработка основных положений по дальнейшему развитию и совершенствованию газотранспортных систем.

Показано, что при наличии нескольких вариантов возможной реконструкции экономический эффект необходимо определять по

критерию дисконтированных затрат, отнесенных к первому году начала реконструкции:

Эобщ= Е (Р-З) (1 + Е)"*, (1)

где Р - стоимостная оценка (прибыль) результатов

реконструкции или модернизации в (-ом году расчетного периода;

3 - стоимостная оценка затрат в 1-ом году расчетного периода;

Е - норматив приведения разновременных затрат и полученных результатов, численно равный нормативу эффективности капитальных вложений -среднегодовому банковскому проценту по стране.

Множитель (1 + Е)"' - характеризует денежную сумму, эквивалентную одному рублю (дисконтированная стоимость), ожидаемую в конце последнего года расчетного периода 1

Вторая глава посвящена реконструкции и техническому перевооружению магистральных газопроводов. На базе проведённого технико-экономического анализа разработана и реализуется 8 РАО "Газпром" концепция реконструкции и технического перевооружения газотранспортных систем, включающая следующие положения:

Реконструкция газопроводов рассматривается как главный резерв достижения планируемых технико-экономических показателей отрасли, а также устранение так называемых "узких мест" в транспорте газа, лимитирующих пропускную способность газопроводов, энергосбережение в транспорте газа, обеспечение технической и экологической безопасности газопроводов.

Реконструкция газопроводов выполняется на основе системного и комплексного подхода. Системность подразумевает рассмотрение реконструируемых газопроводов в их технологической взаимосвязи. Под комплексностью понимается составление единой общеотрзслевой программы реконструкции, охватывающей все цели реконструкции.

В связи с этим реконструкция газотранспортных систем может проводиться поэтапно, либо комплексно с одновременной заменой установленных ГПА, реконструкцией компрессорных цехов и участков газопроводов. Для выбора наиболее выгодного варианта реконструкции целесообразно использовать следующий обобщенный критерий:

Е Е £ Эт-Х|= = тах, руб/кВтч , (2)

где Эт - экономический эффект от реконструкции и замены i-ro агрегата, j-ro цеха и z-ой КС; X - число ГПА ¡-го типа на z-ой КС в ¡-ом цехе.

При использовании на КС разнотипных ГПА (газотурбинные, электроприводные и т.д.), когда при их сопоставлении возникает необходимость учитывать особенности их работы на газопроводах в различных климатических районах, вышеприведенный критерий целесообразно представить в виде:

(SEE (К+Ээкс) • (1+Ен)"1) / a-N0-T = min, руб/кВтч (3)

где К+Ээкс - капвложения и эксплуатационные затраты при использовании данного вида привода; CT-Nq-T - количество энергии, выработанное

энергоприводом при эксплуатации;

СГ - среднегодовая загрузка ГПА; No - установленная мощность ГПА; Т - время использования ГПА в году.

Планирование и реализация этой концепции рассмотрена на примере газотранспортной системы ДП"Севергазпром", непосредственно примыкающей к Западно-Сибирскому топливно-энергетическому региону.

Разработана методика построения целевой функции как системы ремонтных операций. Воспользовавшись указанной функцией определены допустимые значения энергетических потерь, а, следовательно момента проведения ремонта.

Выполненный на базе разработанных методических рекомендаций анализ показывает, что эффективность технического перевооружения и реконструкции газопроводов и компрессорных станций будет складываться:

1. Из экономии топливного газа за счет более высокого к.п.д. новых ГПА и их лучшего технического состояния. Анализ показывает, что годовая экономия по указанной статье превышает 35,4 млн.м3.

2. Из экономии топливного газа в результате замены узлов, деталей, проточной части и уплотнений ГПА, которая составит около 18 млн.м3 в год.

3. Из экономии топливного газа за счет ремонта и замены дефектных секций регенераторов газотурбинных ГПА. При замене регенераторов на всех агрегатах ГТК-10 эта экономия превысит 115 млн.м3 в год.

4. Из экономии газа посредством оборудования линейной части газопроводов камерами запуска и приёма поршней. По этой статье

экономия газа в результате очистки внутренней полости газопроводов будет состовлять 4,4 млн.м3 в год.

Кроме того внедрение указанных выше мероприятий даёт эффект не только в снижении расхода топливного газа, но и увеличивает производительность газопровода, повышает надёжность работы оборудования, сокращает простой ГПА и т.д. Как показывает обобщение и анализ многолетнего опыта эксплуатации газотурбинных ГПА с регенерацией теплоты отходящих газов эффективность их работы в немалой степени зависит от совершенства конструкции и надежной работы регенераторов. Использование газотурбинного ГПА с регенерацией теплоты отходящих газов позволяет увеличить к.п.д. установки в среднем на 4-5%.

Проблема повышения тепловой эффективности и снижения энергоёмкости регенераторов газотурбинных ГПА приобретает важное значение и требует новых методов в разработке их конструкции и способов интенсификации теплообмена.

На базе комплекса теоретических и экспериментальных исследований была выявлена объективная закономерность, при которой в воздухоподогревателях при любых схемах движения теплоносителей, при равенстве эквивалентных диаметров для теплоносителей, максимальная интенсивность теплоотдачи достигается при отношении скоростей теплоносителей равном единице - WTen/WX0J] = WXOJ)/WTetl = 1,0 = const. На рис. 1 представлена принципиальная схема экспериментальной установки, которая обеспечивала исследования в широком диапазоне расходов, скоростей и температур теплоносителей.

При Wxo/1 = WTen определена критериальная зависимость, описывающая закономерность теплоотдачи в исследованном регенераторе (рис.2) выразится зависимостью:

Nu возд. = 0,87 Яевозд0.67 (4)

Анализ значений фактора Колборна - St-Pr2/3= f(Re) показывает, что для регенератора наиболее эффективной поверхностью теплообмена является стерженьковооребренная с шахматным расположением стержней. Относительно высокая тепловая эффективность стерженькового оребрения (рис.3) объясняется срывом пограничного слоя со стержней при их поперечном обдуве.

В табл.2 приведены результаты сравнительной эффективности трех типов регенераторов ГТУ, выполненной при Wxo/1 = WTen и при прочих равных условиях, которые свидетельствуют о явном преимуществе стерженькового оребрения.

рекуперативном статическом теплообменнике со стерженьковым оребрением, <1ст - Змм:

1 - центробежная воздуходувка (Уед д = 5000 м3/ч, Р = 4000 Па); 2 - дифманометры водяные; 3 - исследуемый теплообменник; 4 - «свеча» для сброса избыточного воздуха; 5 - лабораторные ртутные термометры с ценой деления 0Д°С; 6 - вспомогательный теплообменник.

^ивозд.

/0' Я

г

■>

е

ю

41

ю'

3 4 5 6 7 а 9 Н>}

3 4 5 6

Яе

возд.

Рис.2. Зависимость Мцтзд = / (&евозд) в экспериментальном регенераторе (воздухоподогревателе) со стерженьковым оребрением (с! =30

выхлопные газы

б) выхлопные газы

Рис.3. Принципиальные схемы регенераторов (примеры), обеспечивающие равенство =

(\У1 = = и получение максимальных значений коэффициентов теплоотдачи

теплоносителей (IV м,

ХЭ2> * /с -

скорость теплоносителя; ¿э М - эквивалентный диаметр):

а) поверхность со стерженьковым оребрением;

б) поверхность с гладкими ребрами;

в) поверхность с гладкими волнистыми ребрами

Таблица 2.

Эффективность различных типов регенераторов ПТУ

Наименование Обозначение Размерность Тип регенератора ГТУ

гладкотру-бчатый (перекрест -ный ток) пластинчатый (противоток) *)со стержень- коеым оребрением (противоток при поперечном омывании стержней)

Количество тепла, отводимого от продуктов сгорания (газов) воздухом. Qr„=Q ¡юз кДж/час 4,19- юб 4,19-Юб 4,19-юб

Скорость воздуха W.о* м/сек 14,6 14,6 14,6

Скорость газов Wnn м/сек 14,6 14,6 14,6

Средняя температура воздуха teow •с 326 326 326

Средняя температура газов tras •с 380 380 380

Температурный перепад Atraj » A teosA •с 255 255 255

Средний температурный напор At •с 54 54 54

Диаметр стержня CU мм - 3,0

Диаметр трубки cL/d„ мм 8/6 8/8

Коэффициент теплоотдачи со стороны газов ССгаз кДж /м2час'С 783 173,8 427,1

Коэффициент теплоотдачи со стороны воздуха ССооэд кДж /м2час'С 192,6 188,4 443,8

Коэффициент теплопередачи к кДж /мгчас'С 153,2 90,0 217,7

Теплопередающая поверхность F М2 500 860 356

Удельная поверхность нагрева f м2/м3 40-90 200-300 100

Средняя удельная поверхность нагрева fcP=f/2 м2/м3 65 250 100

Средний удельный объем трубного пучка РДср м3 7,7 3,45 3,56

Степень регенерации a - 0,825 0,825 0,825

Как следует из таблицы, новый регенератор обеспечивает максимальную интенсификацию теплообмена (коэффициент теплоотдачи увеличивается в 1,5 раза по сравнению с трубчатыми и пластинчатыми конструкциями), что приводит к снижению массогабаритных показателей на 30-40%.

Одновременно с этим рассмотрена связь массовых скоростей по газовой и воздушной стороне регенератора исходя их условия, что потеренная в результате гидравлических сопротивлений эффективная мощность должна иметь наименьшую величину:

С С

+ N2 = —11 АР, +—;1&Р2 = ггиптит , (5)

где (1 и £2 - плотность горячего и холодного

Решение поставленной задачи позволило установить, что оптимальное соотношение массовых скоростей потоков определяется соотношением :

где и-) и и2 - массовые скорости потоков, кг/м2с;

IV} и И/2 - линейные скорости потоков, м/сек.

Третья глава посвящена определению потерь газа на магистральных газопроводах при его транспорте.

Обобщение и анализ опыта эксплуатации газотурбинных ГПА говорит о наличии больших потерь газа при пусках и остановках агрегатов. Для одного агрегата ГТК-10-4 эти потери превышают 6,6 млн.м3 в год. Для утилизации газа при пусках и остановках ГПА разработаны три модификации специальных систем, а также единая система утилизации пускового и продувочного газа.

Большие потери .газа на КС происходят при продувках пылеуловителей, которые, например, по ДП "Севергазпром" составляют 27,8 млн.м3 в год. Для снижения этих потерь разработана специальная схема утилизации.

Четвертая глава посвящена проблеме сокращения потерь газа при ремонтах газопровода. Выполненный анализ показывает, что годовое количество ремонтов достигает 20 на 1000 км газопроводов, при этом

теплоносителей;

ДР; - гидравлическое сопротивление со стороны г го потока (¡=1,2).

и Ж = и Ж

I >

(6)

среднее количество газа, стравливаемого за один ремонт, достигает величины 0,5 млн.м3.

Проведенное обобщение зарубежного и отечественного опыта, а также конструктивные проработки показали, что при опорожнении ремонтируемых участков газопроводов от газа, последний можно эффективно утилизировать, а не сбрасывать в атмосферу.

Для этих целей предложено использовать мобильные поршневые ГПА, при помощи которых газ из ремонтируемого участка перекачивается в следующий по ходу газа участок того же газопровода, или в параллельную нитку.

Испытание опытного образца мобильного ГПА (МГПА) с газотурбинным приводом выявило ряд их преимуществ перед ГПА с поршневым приводом: низкий удельный вес на единицу мощности, высокую производительность, минимальные вибрации при работе. На такие агрегаты разработаны исходные требования и даны рекомендации по оптимальным вариантам их подключения и работы с целью получения максимальной производительности (см. рис.4 ). Главной отличительной особенностью предлагаемой схемы подключения МГПА является разделение потока газа, отбираемого из опорожняемого участка газопровода, на две части, одну из которых сжимают в нагнетателе, а другую - эжектируют с помощью первой. Установка содержит газоперекачивающий агрегат, включающий в себя приводной двигатель 1 и нагнетатель 2, на входе которого установлен регулятор давления 3. На выходе из нагнетателя установлен холодильник газа 12 и эжектор 11, всасывающая камера которого через обратный клапан 4 соединена с входным трубопроводом нагнетателя. На топливопроводе приводного двигателя установлен детандер 5, имеющий на своём валу электрогенератор 6 для выработки электроэнергии собственных нужд. Установку подключают к свечевой обвязке ремонтируемого участка 8, отключённого линейными кранами 7 и 9 от газопровода 10. После проведения необходимых предпусковых операций осуществляется запуск МГПА. Часть газа, сжимаемую нагнетателем, охлаждают в холодильнике газа 12 и направляют к высоконапорной камере эжектора 11. Вторую часть газа, отбираемую до регулирующего органа, подают через обратный клапан 4 к низкой камере эжектора, где его эжектируют высоконапорным потоком газа после нагнетателя. Суммарный поток газа после эжектора направляется в газопровод 10. Работа эжектора прекращается автоматически после того как давление газа в ремонтируемом участке упадёт ниже минимально-допустимой коэффициентом эжекции величины.

Регулирующий орган 3 обеспечивает постоянство параметров газа на входе в нагнетатель, возможность их изменения и поддержания на новом заданном уровне. В предложенной установке допустимо применение многоступенчатого эжектирования параллельного или последовательного. Предварительная компоновка подтвердила возможность установки всех узлов и модулей МГПА на одном подвижном трайлере.

Область применения МГПА не ограничивается только перекачиванием газа при ремонтах газопроводов. Они могут быть использованы также в качестве резервных при аварийных или планово-предупредительных ремонтах стационарных ГПА на КС.

Помимо указанных агрегатов для сокращения потерь газа при ремонтах газопроводов совместно с ВНИПИТрансгазом и ВНИИГАЗом разработаны две системы для многониточных газопроводов, а именно: система с эжекторами и система с поршневым устройством.

Как показывает расчетный анализ внедрение этих систем в практику газотранспортных предприятий значительно сократит потери газа, позволит дополнительно направить потребителям около 1 млрд.м3 газа ежегодно, а также существенно снизит загрязнённость атмосферы в районах прохождения магистральных газопроводов.

Пятая глава посвящена исследованию и разработке комплексных методов использования вторичных энергоресурсов (ВЭР) на магистральных газопроводах.

Как показывает анализ, использование тепла отходящих газов газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях ограничивается в настоящее время применением регенеративных воздухоподогревателей и унифицированных газоводяных теплообменников. Такое использование вторичных энергоресурсов не может быть признано оптимальным, т.к. полное обеспечение всей возможной потребности КС и прилегающих жилых посёлков в тепле позволяет использовать имеющиеся ВЭР всего лишь на 8-15%, и то, главным образом, в холодное время года. Использование вторичного тепла в тепличных хозяйствах, прилегающих к КС сельскохозяйственных комплексов, также не решает проблему, т.к. потребление в них периодично. Данное обстоятельство подтверждается систематизированными данными по фактическому количеству тепла по ДП "Севергазпром", вырабатываемого и потребляемого для собственных нужд, отопления посёлков и теплиц (табл.3).

Таким образом, отсутствие постоянных и энергоёмких потребителей тепла отходящих газов газотурбинных установок вне КС

Таблица 3. БАЛАНС

утилизированного тепла по ДГГСевергазгшом" (106 кДж).

Компрессорные станции Выработка тепла, (факт.) Направления расхода тепла (факт.) Резерв

год отопительный сезон собственные нужды жилпоселок теплицы и др. с/х объекты сторонние потребители

КС-3 Вуктыл 1765,2 1272,0 360,1 - - - 911,9

КС-10 Ухта 1314,7 925,7 318,6 - 516,3 46,1 44,4

КС-11 Синдор 986,0 705,1 173,8 168,7 284,7 26,0 51,9

КС-12 Микунь 821,5 551,4 161,2 - 443,0 49,0 101,7

КС-13 Урдома 1204,6 808,5 160,8 196,8 73,7 41,9 335,4

КС-14 Приводино 711,4 477,3 167,9 209,4 75,8 61,6 37,3

КС-15 Нюксеница 1204,6 778,8 159,5 154,1 70,8 47,7 346,7

КС-16 Юбилейная 711,4 452,2 159,1 132,7 47,7 59,5 53,2

ИТОГО 8719,4 5971,1 1661,0 861,7 1511,9 331,6 1604,5

магистральных газопроводов требует отыскания таких потребителей непосредственно на самих компрессорных станциях. Показано, что в ряде случаев на КС целесообразно использовать комбинированные установки на базе парогазового цикла, что позволяет поднять к.п.д. на 10-15% сравнительно с лучшими паросиловыми и газотурбинными установками.

Анализ термодинамических и теплотехнических показателей рассматриваемых комбинированных установок позволяет сделать выбор оптимальных параметров и конструктивных схем парогазовых установок на КС Грязовец и Приводино ДП "Севергазпром". Годовой экономический эффект от внедрения парогазовых установок на указанных выше КС будет составлять по топливному газу 18-21%.

Аналогичные парогазовые установки предусматриваются в проекте строительства шестиниточной газотранспортной системы Ямал - Центр.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Выполнен технико-экономический анализ по определению показателей реконструкции и модернизации компрессорных станций с определением оптимального срока использования установленного оборудования. Предложен обобщенный критерий оценки эффективности реконструкции газотранспортных систем.

2. Выполнен комплекс теоретических и экспериментальных исследований по интенсификации теплопередачи в регенераторах газотурбинных установок. Предложен и экспериментально исследован по условию равенства скоростей теплоносителей новый тип рабочей поверхности регенератора со стержневым оребрением с установлением критериальных уравнений теплоотдачи. По условиям минимальной потери мощности на прокачку теплоносителей в регенераторе ГТУ установлено оптимальное соотношение скоростей между холодным и горячим теплоносителями.

3. Проанализированы условия потерь газа при пусках и остановках ГПА," продувках пылеуловителей, вследствие разгерметизации газопроводов. На основании анализа предложены технические решения по сокращению указанных потерь на 30 - 50%.

4. Предложены методы определения времени замены изношенных узлов ГПА по результатам технической диагностики.

5. Предложены новые технологические схемы по сокращению потерь газа при ремонтах линейной части газопроводов. Внедрение разработанных с участием автора мероприятий позволяет сэкономить 2 - 3% газа при его транспортировке по газопроводам.

6. Исследования, проведенные в развитие методов использования вторичных энергоресурсов КС показывают, что весьма эффективным методом утилизации вторичных энергоресурсов является использование парогазовых установок для выработки электроэнергии собственных нужд. С учетом зарубежного и отечественного опыта использования подобных установок на КС (Грязовец и Приводино) проанализированы перспективы их дальнейшего применения на газопроводах.

7. На основании сделанных предложений по реконструкции и модернизации КС годовая экономия топливного газа только по предприятию "Севергазпром" составляет около 40 млн.куб.м. Внедрение предложенных технологических схем по рациональному

проведению ремонта линейной части газопровода позволяет получить экономию товарного газа на уровне 0,4 - 0,5 млрд.куб.м по газопроводу.

Основные положения диссертации опубликованы в

следующих работах:

1. Боксерман Ю.И., Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н. Развитие топливно-энергетического комплекса в СНГ. Журнал "Газовая промышленность", №10, 1992 г.

2. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Ефанов В.И., Леонтьев Е.В. Реконструкция и техническое перевооружение магистральных газопроводов. Сб.научных трудов "Повышение эффективности и надежности газотранспортных систем" ВНИИГАЗ, 1993 г.

3. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Лось В.Н., Коклин И.М. Олреледение потерь газа на магистральных газопроводах и разработка путей их снижения. "Повышение эффективности и надежности газотранспортных систем", Москва, ВНИИГАЗ, 1993 г.

4. Будзуляк Б.В., Леонтьев Е.В., Бойко A.M. Концепциии и программа реконструкции российских газопроводов. Журнал "Газовая промышленность", № 6, 1993 год.

5. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Чириков К.Ю., Коклин И.М. Экологическая безопасность использования газомоторного топлива. Журнал "Газовая промышленность", № 9, 1993 год.

6. Bogdan Budsuljak. Status and procpects of gas motor fuel application in Russia and CIS states. The 3 rd Biennual ^International Conference. Exhibition on natural gas vehicies. Goteborg, Sweden, September 2225 1992, Proceedings, 49-54.

7. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Чириков К.Ю. Новые газозаправочные станции для сжатого природного газа в России. Журнал "Газовая промышленность", № 2, 1994 год.

8. Васильев Ю.Н., Нестеров В.Д., Будзуляк Б.В. Исследование и разработка новых регенераторов для техперевооружения компрессорных цехов. Сб.трудов ВНИИГАЗа "Повышение эффективности и надежности газотранспортного оборудования", 1993 г., с. 54-69.'

9. Bogdan Budzuljak. The current state and the prospect for the use of gas motor fuel in Russia and the C.I.S. countries. International Conference and Exhibition on natural gas vehicles. Canada, Toronto, October 3-6, 1994, Volume 3 MD 16 p. 757-767.

CoMCKaTenb ( /M&ZTZ&z-. 6.B.6yA3yi№