автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Повышение надежности и качества функционирования газотранспортных систем Западной Сибири

из ио

о —И

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА им.И.М.Губкина НПО "Тюменгазтехнология"

На правах тэукописи УДК 622.691.4:618.518.54

ИВАНОВ ВАДИМ АНДРЕЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ И КАЧЕСТЕА ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 05.15.13 - Строитель''?-.) и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Тюмень 1993 г.

Работа выполнена в научно-производственном объединении "Т!)менгазтехнология"

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Еикчентай Р.Н. доктор технических наук Капцов И.И. • доктор технических наук

профессор Шабаров A.B.

Ведущее предприятие: Уралтрансгаз

Защита состоится "" 1У93 г. в ч,

__ j

в аудитории 50И на заседании Специализированного совета

v

Д.053.27.02 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических на,/к по специальности 05.15.13 "Строитель и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ" при Государе венной Академии нефти ч газа им.И.М.Губкина

Адрес: II79I7, Москва ГСП-I, Ленинский проспект, 65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ

имени И.М.Губкина

Автореферат разостн " " _ 1993 г.

Ученый секретарь Специализированного Совета, доктор технических наук, доцент

Г.Г.Васильев

0Б111АЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования. Сравнительно низкая эффективность работы газотранспортных систем страны (РТС) и ГТС Тюменской области определяется прежде всего слабым использованием установленной техники, неэффективностью применяемой технологии транспорта газа, отклонением от заданных режимов эксплуатации, ухудшением технического состояния и снижением эксплуатационной надежности оборудования КС и линейной части ГТС, а также отсутствием эффективных мероприятий по диагностике газотранспортного оборудования. Следствием этого является перерасход природного газа на собственные нужды до 15-20$, завышением стоимости и продолжительности ремонтно-восстановительных работ, в результате чего возрастет и себестоимость транспорта газа.

Рост объемов перекачки газа и усложнение ГТС при прогрессивном увеличении доли "стареющих" газопроводов приведет к обострению отмеченных и появлению новых проблем при транспорте газа, что особенно важно для ГТС Тюменской области, дающей на сегодня более 80% добываемого в России газа.

В связи с этим практический анализ работы ГТС Тюменской области и разработка мероприятий по существенному повышению эффективности их работы являются актуальными и представляют несомненный научный и практический интерес. Для решения задачи повышения эффективности работы газотранспортных систем Западной Сибири предложены математические модели и интегральные критерии оценки эффективности работы как ГТС в целом, так и отдельно ее элементов - "линейный участок -адмпрессошая станция (КС)". Разработана единая система методов, технических рекомендаций и способов их реализации для газотранспорт-юй системы Западной Сибири.

В своих исследованиях автор опирался на работы, выполнен в этой и смежных областях учеными: Д.Т.'Аксеновым, P.A.Алиевы*/ Р.Н.Бикчентаем, В.Л.Березиным, П.П.Бородавкиным, С.А. Боровску З.Т.Галиулиным, С.П.Зарницким, А.А.Козобковым, А.Ф.Комягиным, И.И.Капцовым, Б.Л.Кривошеиным, Г.Э.Одишария, Б.П.Поршаковым,

I

С.Н.Синициным, А.Д.Седых, М.Т.Сухаревым, Е.И.Яковлевым и др.

Целью работы является разработка комплекса мероприятий ) повышения эффективности эксплуатации, выбора оптимальных вар|

реконструкции ГТС Зарадной Сибири, оптимизации режимов работ!

' 'f

очистки полости газопроводов, обеспечения устойчивости систе! "трубопровод-грунт", а также использования вторичных энергор< Научная новизна диссертационной работы состоит в разраб! научно-обоснованной концепции повышения эффективности и каче!

функционирования газотранспортных систем Западной Сибири и м<

i

ческих основ ее реализации. В этом плане впервые:

I. Разработаны системные модели, алгоритмы и технически! ния направленные на повышение эффективности работы и увеличе пропускной способности ГТС в районах добычи газа, а также ме1

кие положения и технические решения по их реконструкции, осн

]

на системном подходе с учетом региональных условий.

Исследована динамика изменения гидравлической эффект работы участков газопровода по периодам календарного года и вании полученных моделей разработаны практические рекомендац оптимизации и периодичности проведения одно- и многократной газопроводов.

3. На основе теоретических и экспериментальных исследов, установлен оптимальный температурный режим газопровода, пред щающий возникновение предельно-допустимых напряженных состоя

<ак в условиях вечной мерзлоты, так и при неравномерной пучинистос-ги грунтов с учетом работы станций охлаждения газа (СОГ).

4. Исследована зависимость интенсивности процессов коррозии металла от состояния гидроизоляции трубопровода и температуры транспортируемого газа. Даны рекомендации по выбору оптимального температурного режима эксплуатации газопровода.

5. Предложены рациональная схема утилизации теплоты отходящих газов ГТУ на КС с учетом подсоединения пиковых котельных и оптима-пьный вариант подключения утилизационных, теплообменников к коллектору.

6. Разработан метод рационального использования теплоты отхо-1ящих газов на КС с учетом работы теплофикационной насосной станции, стоматическим поддержанием гидравлического и теплового режима теп-товых сетей на шсстояние до 15 км применительно к экстремальным условиям эксплуатации.

Практическая ценность работы. Полученные результаты исследо-заний и рекомендации автора использованы, при эксплуатации и реконст-)укции многониточных развивающихся газотранспортных систем Тюменской )бласти. Внедрение разработанного комплекса мероприятий по повышению »ффективности работы ГТС позволяет решить задачу реализации ресурсо-:берегающих технологий. Экономический эффект.от внедрения разработок оставил более 12 млн.руб. в год (в ценах 1990г.).

Разработанный комплекс моделей и программ по выбору оптималь-ых режимов эксплуатации TTC, планированию очистных и ремонтных абот, поиску "запирающих" участков газопровода и КС, прогнозирована их технического состояния, оценке расхода топливного газа испо-ьзуется в ГП "Тюментрансгаз", а также при разработке региональных елевых комплексных программ экономии энергоресуосов, разработке

генеральной схемы реконструкции и технического перевооружения объектов газотранспортных систем Западной Сибири.

Апробация работы. Все основные разделы работы опубликованы пяти монографиях, 119 научных статьях, защищены пятью авторским; свидетельствами и докладывались на научно-технических конференц ях:

1. Всесоюзная научно-техническая конференция "Нефть и газ Западной Сибири". Проблемы добычи и транспортировки. -Тюмень, 1983 г., 1985г., 1988г., 1989г.

2. Всесоюзная научно-техническая конференция "Проблемы тру проводного транспорта нефти и газа". -Ивано-Франковск, 1985г.

3. Всесоюзная научно-техническая конференция "Проблемы нау технического прогресса в трубопроводном транспорте газа Западне Сибири". - Тюмень, 1987г.

4. Научно-технический Совет Мингазпрома ".Рациональные мете использованиа тепла отходящих газов ГПА для теплофикационные н> жилых поселков и промзоны". -М:, 1987г.

5. Расширенное заседание Госплана СССР по проблемам развит топливно-энергетического комплекса Тюменской области. - Тюмень, 1989г.

6. Научно-техническое совещание руководящих работников пре приятий государственного концерна "Газпром" по обеспечению надс газоснабжения народного хозяйства страны в 1991-92 гг. - Саратс 1991 г.

7. Всесоюзное совещание газового концерна "Газпром": Проб; развития газовой промышленности Западной Сибири при разработке газовых месторождений". -М:, 1991 г.

Объем диссертации. Диссертация состоит из введения, семи лав, выводов, библиографии на 125 наименований и приложений на 5 листах. Работа написана на 276 страницах машинописного текста, одержит 47 рисунков и 34 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность темы исследования, опреде-жы цель и сформулированы научная новизна и практическая ценность 1боты.

В первой главе приведены результаты анализа режимов работы 13отранспортной системы Тюменской области, а также технологий технических средств, используемых для функционирования ГТС. готический анализ показателей функционирования ГТЮ Тюменской об-сти позволил выявить основные закономерности изменения эффективен их работы и разработать соответствующий критерий для опреде-ния "запирающих" участков системы газопроводов.

Газотранспортная система Тюменской области осуществляет подачу за с крупных газовых месторождений Сибири в основные промышленные администштивные районы страны. Бесперебойное снабжение газом гребителей зависит от слаженной, надежной и эффективной работы эх составляющих звеньев рассматриваемой технологической цепи. 1 выявления и устранения причин, снижающих пропускную способность зопроводов, проведен комплексный анализ разработанной математичес-1 модели, описывающей работу системы: "линейный участок - компрес-жая станция". Сделана оценка повышения эффективности работы газоходов за счет: очистки загрязненных участков, - прокладки лупин-I на запирающих участках, - замены физически изношенных и морально ' аревших ГПА, использования оптимального режима работы станций ? аждения газа. ;

7 ^

{

!

За основной критерий оценки гидравлического режима работы принят коэффициент эффективности , определяемый как сооть

ние теоретического и фактического коэффициентов ги

влического сопротивления трубопроводов (или системы ниток трубе водов):

В связи с тем, что газопроводы Тюменской области работают районах эксплуатируемых и постоянно вводимых в строй новых мест рождений, в этом разделе сделана оценка изменения эффективное™ работы газопроводов в лусковой и эксплуатационный периоды. Показано, что среднегодовая эффективность работы участков газог водов в первые годы эксплуатации изменяется в диапазоне от 0,7 0,92., затем стабилизируется на уровне 0,87 + 0,98. Относительнс низкая эффективность работы головных участков газопроводов обы няется прежде всего недостаточно высокой степенью очистки и ос^ газа. Например, объемная концентрация влаги на головных участкг достигает величины 3 + 3,5 гр/мэ против 0,05 т 0,3 гр/м3 по 0С1

Проведенный технико-экономический анализ показал высокую эффективность использования и очистных устройств. Так, наприме1 периодическая очистка газопроводов с Ямбургского месторождения позволила сократить режим пускового периода до I года, против 2-3 лет по проекту.

Результаты обработки и апроксимации диспетчерских данных I мов работы газопроводов позволили предложить простую зависимое! сезонного изменения эффективности работы газопровода ( tк температура наружного воздуха):

£= 0,915 +0,0]яп-^л . (2)

Ллп оперативного выявления участков трубопроводов, приводящих к снижению пропускной способности ГТС, предложен алгоритм и разработана программа расчетов на ПЭВМ, что позволяет определять "запирающие" участки газопроводов с целью их устранения и увеличения производительности ГТС.

В связи с тем, что в ближайшие годы будет расти объем поступления в ГТС Западной Сибири тяжелого газа с валанжинских месторождений, в первой главе уделено значительное внимание анализу влияния состава газа на его термодинамические параметры, изменение пропускной способности газопроводов, эффективности работы КС и системы в целом. По разработанной методике проведены расчеты изменения давления, температуры, плотности и объема конденсата по длине участков в процессе эксплуатации с возрастанием доли валанжинского газа. Определены технико-экономические показатели использования станций охлаждения газа и даны практические рекомендации по оптимальным режимам их эксплуатации.

Во второй главе проанализированы основные показатели эффективности работы ГТС на примере совместного функционаирования линейной части газопровода и КС по всем параметрам, определяющих режимы эксплуатации ГГС. В результате обработки статистических данных построены зависимости изменения мощности КС от параметров газа на входе в компрессорную станцию.

Проанализированы затраты газа на собственные нужды ГТС, рас- ■ смотрены методики по определению расхода газа на нужды КС с точки зрения полноты исходной информации, степени автоматизации расчетов, достоверности получаемых результатов сравнительно с фактическими данными по компрессорной станции.

На основании предложенной методики разработаны номограммы, позволяющие оценивать расход топливного газа на нужды КС, в зави мости от эффективности работы газопровода.

Разработана методика и предложен критерий оцонки работы "запирающих" КС с целью оценки эффективности эксплуатации систеь в целом. За интегральные технико-экономические показатели рабо^ КС приняты: эффективная мощность Ме , эффективный Ш1Д - г\е расход топливного газа £гт.г.

Показано, что для списания технического состояния газотурб! ного газоперекачивающего агрегата (ГГГ1А) достаточно проанализирс вать динамику изменения во времени коэффициента технического сос яния ГГПА по мощности Кп и расходу топливного газа лтг.

В качестве определяющего критерия выявления КС, работающих на непроектных режимах, предложена следующая зависимость:

1 при (ЛУг)л,>1 (3)

О при (Ктт)П( 4 1

Показано, что КС с порядковым номером функционируют с

перерасходом топливного газа, если ( /Ст.г. )й- > I, и работают нормальном режиме, если (Ктт\. 4 I» что позволяет выявить КС, техническое состояние которых требует улучшения.

Обработка статистического материала о многочисленных испытс ниях ГПА на КС, позволила оценить техническое состояние агрегате и сделать рекомендации по их модернизации или замене. В качеств( интегрального критерия оценки технического состояния агрегата принят коэффициент технического состояния по мощности (Лдг)тш Обработка экспериментальных данных позволяет предложить следую^ зависимость для определения его в зависимости от времени нарабоч

Лу

1-С(1-е-°"), (4)

где: С - постоянная, определяемая в зависимости от типа агрегата;

^ - время наработки агрегата в часах.

Лля участка газопровода с разнотипными агрегатами на КС предлагаемый критерий принимает вид:

В третьей главе разработаны предложения по установлению оптимальных режимов эксплуатации участков газопроводов.

Прокладка лупингов является одним из основных способов повышения производительности отдельных участков и ГТС в целом. Реализован алгоритм поиска "запирающих" участков ГТС Западной Сибири и длины лупингов ( Ь л ), которые рекомендуются построить для погзышения производительности ГТС:

¿л-4^-7-).

(б)

При помощи комплекса программ "Север ¿,5" и ВЦ НПО "Тюменгаз-технология" проведены оценочные расчеты по увеличению пропускной способности ГГС при прокладке лупингов по отношению к базовому варианту, а также определены затраты и экономический эффект от прокладки лупингов. Показано, например, что эффективным способом повышения производительности ГТС ГП "Тюментрансгаз" является прежде осего очистка головных участков газопроводов, для которых дано оптимальное время проведения очистных работ.

Разработанный алгоритм поиска "запирающих" КС позволяет определять общее количество физически "устаревших" КС, подлежащих

реконструкции. Произведена оценка экономического эффекта от тек струкции КС. На основе определения производительности ГТС до и после реконструкции компрессорной станции, определен срок окупа мости, расход топливного газа. Б качестве примера рассмотрена d та газопроводов ГП "Тюментрамсгаз" и варианты их реконструкции, включая систему очистки головных участков газопроводов, проклад лупингов и реконструкцию компрессорных станций. Результаты шсч показывают, что объем товарного газа за счет реконструкции КС м увеличить на 22,346 млн.м3/сутки; за счет роста пропускной снос ности газопроводов на ¿2,62 млн.мэ/сутки и сократить оасход топ ного газа на U,27 млн.м3/сутки. Срок окупаемости капитальных т ний при данных вариантах реконструкции составит примерно 1,5-2 В комплексе мероприятий по повышению эффективности работы и эксплуатационных условиях разработана методика шсчета тасхо;! топливного газа для газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. Отличительной чертой методики является возможность определения расхода топливного газа q на всех режимах работы ГПА:

Составлена программа на ПЭВМ для диспетчерских оценок затх топливного газа на нужды перекачки. Проведенный анализ показыва что отклонение расчетных значений расхода топливного газа от

где: А - обобщенный параметр, определяется для каждого типа агрегата:

ЛЧЯА

(ь)

фактических находится в пределах погрешности показаний приборов и

составляет в целом не более 10$.

Четвертая глава посвящена экспериментальным и теоретическим исследованиям интенсификации процесса теплообмента вязких жидкостей с использованием различных конструкций турбулизаторов потока при ламинарном режиме течения масла. Дело в том, что устойчивая работа ГГПА в значительной степени определяется стабильностью и надежностью работы вспомогательных систем, в частности системы смазки и охлаждения масла ГПА.

В зимнее время в условиях Севера масло охлаждается ниже допустимого уровня, что ведет, как правило, к неустойчивой работе агрегата. В ряде случаев на КС возможен и перегрев масла, что также недопустимо.

При течении жидкости коэффициент теплоотдачи, как известно, изменяется пропорционально критерию Не а потери давления ~ , т.е. с увеличением турбулизации потока, несмотря на

го, что абсолютное значение количества переданной теплоты растет, ютери давления увеличиваются быстрее, что, в целом, ведет к снижению относительной эффективности передачи теплоты в теплообменни-:е. Решение проблемы повышения эффективности работы масляных 'сплообменников в ГГПА предложено искать в изменении структуры отока. Изменение структуры пограничного слоя обеспечивается приме-ением различного рода турбулизирующих вставок, увеличивающих теп-осъем с единицы'теплопередающей поверхности.

Проведенные экспериментальные исследования теплообмена и гид- -авлических сопротивлений в искусственно турбулизированном потоке зеленных теплообменников, с различными формами лепестков турбули-

затора показали, что турбулизаторы потока обеспечивают период» кие срывы рабочего тела - масла - со стенок трубы и, как следс периодически уменьшают толщину пограничного слоя, в результате чего увеличивается количество теплоты отводимой от масла к сте теплообменника.

Коэффициент теплопередачи в основном определяется значени коэффициента теплоотдачи со стороны нагреваемого потока сЦ который линейно возрастает с увеличением скорости, причем темп личения изменяется от шага закрутки турбулизатора. Б области н чисел Не , гидравлические сопротивления круглых труб с тур лизирующими вставками в 3-4 раза выше, чем без них. С увеличен скорости течения теплоносителя относительное значение коэффици гидравлического сопротивления несколько снижается, пр

темп снижения выше, чем в круглой трубе.

Получено полуэмпирическое уравнение для определения велич теплообмена в зависимости от скорости потока и шага турбулизат

дающей трубы.

Коэффициент гидравлического сопротивления для ламинарного режима в закрученном потоке с высокой степенью точности опреде. ся по уравнению:

077 -ооашРг , '■7,35 К-е -е ' ■ [в/сР

(У)

где: в/с/ - отношение шага турбулизатора к диаметру тепло

(К

В пятой главе изложены методические основы и даны практические рекомендации по повышению гидравлической эффективности работы газотранспортных систем Западной Сибири.

Снижение гидравлической эффективности газопроводов приводит, как известно, к уменьшению подачи газа потребителям и перерасходу топливного газа на нужды КС. Эффективным способом увеличения численного значения критерия Е является очистка полости трубопроводных магистралей. Решение данной задачи основано на критическом анализе существующих методов очистки и очистных устройств, используемых в практике эксплуатации ГТС. Приводится разработанная автором классификация очистных устройств (19 позиций) по их конструктивным особенностям и принципу действия, определены преимущества и недостатки отечественных и зарубежных образцов. Показано, что рациональная конструкция станций запуска и приема очистных устройств (ОУ) в значительной мере определяет эффективность очистки газопроводов, что вызвало необходимость проведения анализа технических устройств пунктов приема и запуска очистных устройств с целью выработки практических рекомендаций по улучшению их эксплуатации.

Проведенный анализ технических устройств для очистки газопроводов позволил сделать следующие основные выводы:

- по качеству очистки, существующие очистные устройства располагаются в следующем порядке: резиновый шар, ДЗК-геМ, ДЗК "Дженерал Дискайлинг";

- для очистки газопроводов, на первом этапе, целесообразно трименять поршни ПО-5, ДЗК, ДЗК-РЭМ с последующим использованием кесткой конструкции ОПРМ;

- наиболее эффективна очистка газопроводов при скорости движе-шя очистного устройства порядка 4-7 м/сек.

Анализ режимов работы головных участков магистральных гаэо водов ¡"ТС Западной Сибири, показывает, что в пусковой период оч ка должна осуществляться при условии Е < Еп\п , в период да нейшей эксплуатации гидравлическая эффективность газопровода, д тигнув значения Ет[п , изменяется пропорционально его проп ной способности, которая в течении года изменяется от 1,1о С?ср зимой, до 0,85#Ср летом. В целях поддержания высокой эффективн работы газопровода - снижения расхода топливного газа по КС, с одной стороны, и уменьшения расходов газа на процесс очистки с другой, необходимо прежде всего определить национальную пешоди сть очистки трубопроводов. Для решения этой задачи разработан а ритм, основанный на минимизации приведенных затрат в рассматрив мой системе:

I ,+пС0Ч — Шп ; (II)

<?2 , т „ А , ,(К)

¿—¿¡КГ'*''7*'2'?'*'1' 'у

А, - 80,85 $-Гц -Лср ■ ?тг ; (13)

Лп' г Т2-Г,

£1~£г (14)

где: (} - пропускная способность газопровода; Гср - среднг температура газа; 2ср - коэффициент сжимаемости; ■ - удельный расход топливного газа; . Р\ - давление' на выходе А - коэффициент гидравлического сопротивления; А - шерох тость трубы; I - длина трубопровода; В - диаметр;

л - количество очисток в год; Свч - стоимость очистки газопровода; E0,Ei,£z - гидравлическая эффективность газопровода, соответственно, в начальный период, в момент времени Tj и

Реализация разработанного алгоритма показывает, что наиболее эффективна первая очистка газопровода; в дальнейшем участки должны очищаться при снижении значения , до величины:

Fj~2£cp-E0. (Ш-

С целью определения изменения расхода топлива на КС в рамках вышеописанной задачи, на основе диспетчерской информации на участке Уренгой-Пангоды газопровода Уренгой-Надым (I очередь) определялась периодичность его очистки, которая составила, примерно, 90 суток (4 очистки в год). Выполнены исследования влияния поршневых очистителей на динамику изменения гидравлической эффективности участка' газопровода в процессе самой очистки. При этом критерий эффективности работы газопровода определился по соотношению

Е =

dp (t) l2'5 [ do '

Ut) '

(16)

где: с1й,с(0 - диаметры загрязненного и чистого участка трубопровода; Кй> А„ - коэффициенты гидравлического сопротивления загрязненного и чистого участков.

В ходе исследования разработана математическая модель, позволяющая оценить значение Е после одно- и многократной очистки газопровода. ,

Обработка статистических данных по многократной очистке газопроводов позволила установить следующую зависимость:

ЬЕ^аЕ^-Ь,

где: ДЕ - приращение эффективности работы газопровода за счет его очистки; а,Ь - константы, определяемые при обработке статистических данных.

Для расчета пропускной способности газопровода предложена следующая полуэмпирическая зависимость:

flj. 0 326 • 1Q~S- Р"~Р*--<17)

Ч> 10 а V 0,03817-l,0SA-TcpZCpL

где: Рк , Рк - давления, соответственно, в начале и в конце участка газопровода; d - диаметр газопровода; L - длина газопровода; Д - относительный удельный вес газа по воздуху;

Тср - средняя температура газа по длине участка газопровода,!-

Погрешность предложенных соотношений по оценке мероприятий очистки газопроводов составляет: <5j < 4,3% для участка

В.Казымская - Бобровская газопровода Ямбург-Елец I и 6г< 1% - д! участка Новопелммская-Новокомсомольская газопровода Ямбург-Тула <

Полученные в этом разделе результаты позволили разработать методику определения экономии расхода топливного газа для отдельных газоперекачивающих агрегатов и цехов КС в целом в зависимости от значения коэффициента гидравлической эффективности прилегающег к компрессорной станции участка магистрального газопровода. Реяли зацию методики предложено осуществлять в следующей последовательности:

I. 'Ьреде.тать фактическую пропускную способность Qф и гидравлическую эффективность Е^ участка газопровода по диспетче; ским данным;

Определить величину приращения коэффициента эффективности работы газопровода - ДЕ{ , где ! - кштность очистки;

Вычислить значение Е( — Еф + Л£7 ;

•I. Определить расход топливного газа-для цеха или КС до очистки Вт {Еф и после - £У(Е{) , а такке изменение расхода газа Л^ту , вызванного очисткой; == Вт (Е^)

о. Определить стоимость сэкономленного топливного газа Д Яг = ' ^ I

где 3 - стоимость 10>)0 м3 газа;

(). Определить оптимальную периодичность очистки участка газопровода:

где .5/ - стоимость г - ой очистки.

Проведенные с помощью составленной программы для МЭВ:л расчеты показывают, что с повышением гидравлической эффективности Е работы данного участка газопровода, изменяется релим эксплуатации и его последующих двух-трех участков.

Б работе сделана экономическая оценка различных методой очист- , ки газопровода на примере ГП "Тюментрансгаз". Проведенный сравнительный анализ различных метод очистки, таких как: очистными устройствами; продувкой газопровода через свечи; сменой режима эксплуатации; вводом ингибиторов гидратообразования показал, что:

- стоимость очистки продувкой засоренных участков в б-о раз выше, чем очистка газопровода очистными устройствами;

- очистка газопровода сменой режимов после 10 суток эксплуатации становится нерентабельной по сравнению с очисткой поршнем;

- ввод метанола в полость газопровода предотвращает образование гидратов, но не очищает трубу от загрязнений.

Глава шестая посвящена исследованию и разработке методических рекомендаций по рациональному использованию тепловых вторичнь энергоресурсов (БЭР), выбору оптимального варианта подключения утилизационных теплообменников к коллектору, повышению надежности теплоснабжения жилых и служебных помещений КС и прилегающих nocei ков в условиях Западной Сибири, регулированию отпуска теплоты от компрессорных станций, увеличению срока службы-тепловых сетей.

В настоящее время теплота отходящих газов КС утилизируется, в основном, для получения горячей воды или пара. В работе разрабс тана и предложена комбинированная воздушно-водяная схема теплосна жения для нужд КС, реализуемая на примере агрегатов ГТК-10 с поме щью разработанной блочно-комплектной установки (БКУУ) с подтопочь устройством.

В рамках предложенной схемы теплоснабжения рекомендуются еле дующие варианты утилизации теплоты выхлопных газов ГПА на КС:

- охлаждение транспортируемого газа путем использования теплоты выхлопных газон в абсорбционных и пароэжекторнмх холодильных машинах, что позволяет примерно на 30% снизить энергетические затраты на транспорт технологического газа и уменьшить потреблени топливного газа;

- получение водяного дистиллята, образующегося при сжигании природного газа в камерах сгорания ГГУ или силовых цилиндрах порш невых П1Д и используемого для различных целей: форсирования мощно ти газотурбинных установок посредством опрыскивания дистиллята в воздушный тракт ГГУ; подпитки систем воздушно-водяного охлаждения и увлажнения воздуха в аппаратх воз,пушного охлаждения газа (ABU), комплектующих системы охлаждения ГПА; подпитки системы отопления, получающей теплоту от утилизационных теплообменников ГТУ.

Наиболее эффективной утилизация теплоты выхлопных газов оказывается при использовании на КС парогазовых установок (Ш'У), с общим КПД порядка Зв-40%. Проведенные расчеты по сопоставлению различных схем парогазовых установок показывают на целесообразность использования прежде всегс простейших схем ИГУ. Кдинственным существенным недостатком ПГУ является зависимость мощности, развиваемой паровой турбиной (ПТ), от характеристик и режима работы газотурбинного двигателя. Для устранения этого недостатка (увеличения мощности ИТ) предложена схема с сжиганием дополнительного количества топлива в котлах-утилизаторах (КУ) или в гюдтопочном устройстве, расположенном перед КУ.

Проведенные исследования по применений на КС парогазовых установок на базе выпускаемых РПА с газотурбинным приводом позволяет сделать вывод, что наиболее перспективными для эксплуатации в составе ПРУ являются агрегаты 1'ПУ-Ш, ГПА-Ц-16, ГГИ-1ь, .ГШ-25.

Утилизация теплоты вышеописанным способом позволяет использовать тепловые БЭР и для внешних потребителей. К числу круглогодичных потребителей теплоты относятся нефтепроводы, проложенные вблизи •КС, подогрев нефти в которых на ¿11-30% увеличивает их пропускную способность (снижает рабочее давление) и значительно сокращает капитальные вложения в нефтеперекачивающие станции.

Энергоемкими внешними потребителями БЭР КС являются и сельскохозяйственные объекты, рыбоводные комплексы, разного рода промышленные производства, использование тепловых ЮР на которых позволяет на 30—40% снизить общие энергозатраты.

Для проведения вышеперечисленных мероприятий разработаны новые технические решения по использованию тепловых БЭР КС:

- система утилизации, практически не влияющая на работу ГГУ;

Л

- использование тепловых трубок в теплообменниках, коэффии ент теплопередачи у которых выше, чем в используем!« струйных рекуператорах;

- сезонное аккумулирование теплоты выхлопных газов КС, поз ляющее повысить надежность обогрева помещений, исключить наличи пиковых котельных и вдвое увеличить объем потребления ЮР КС;

- применение теплофикационных насосных станций (ТИС) в схе подключения теплообменников к утилизационному коллектору для об' лечения необходимого подогрева циркуляционной поды и т.д.

В рамках разработанных технических мероприятий предложен mi тод регулирования отпуска теплоты от КС. С помощью составленноп температурного графика регулирования отпуска теплоты и уравнение теплового баланса рассчитывается количество теплоты с КС для поддержания требуемого температурного режима при заданном расход теплоносителя.

Проведенный сравнительный анализ объемов потребления и иыра ботки теплоты по КС газопровода показывает, что головная КС удое летнорпет нужды на потребление теплоты потребителями лишь до тем пературы наружного воздуха = -15°С. С понижением темпер

туры наружного воз,пуха, недостающее количество теплоты предлагае восполнить изменением схемы теплоснабжения - вводом дополнительн источника теплоты - пиковый догрев. Разработана методика расчета количества тепюты, потребляемого с дополнительного источника Tei лоты, при различной температуре окружающего воздуха.

Разработана принципиально новая схема работы ТИС с автомата ким поддержанием заданного гидравлического режима тепловьгх сстсм автоматическим регулированием отпуска теплоты в зимний период. Предложена методика расчета теплотехнических характеристик утилиз цнонного теплообменника на примере работы агрегата ГТК-10.

В седьмой главе приведены результат!,! исследования состояния "газопровод-мерзлый грунт" и условиях многократно изменяющегося теплового режима системы.

С вводом в эксплуатацию станций охлаждении газа, газ в целом ряде случаев транспортируется при отрицательной температуре. Это оказывает значительное влияние на эксплуатацию линейной части трубопровода: возможен сдвиг трубопровода на основе изоляционного покрытия, агградация вечной мерзлоты и, соответственно, выталкивание газопровода на поверхность, увеличение ползучести газопровода в зоне обводненного оттаявшего грунта, неравномерный изгиб трубы и т.д. "ценка степени влияния этих процессов производилась на основе результатов лабораторных испытаний на образцах, имитируощих основание трубопровода:

- оценивалась вероятность появления сдвигающих изоляцию усилий, приводящих к повышенной коррозионной активности в системе "трубопровод-грунт". С помощью разработанной экспериментальной установки определялось воздействие отрицательных температур грунта на смерзание клеевой основы изоляции с газопроводом. На основе предложенной методики количественно определялись касательные напряжения, вызывающие возможность сдвига изоляции;

- исследовался процесс выпучивания газопровода в условиях неравномерной агградации многолетнемерзлого грунта с помощью модели "газопровод-хладагент", под которым с неравномерным профилем восстанавливается материковая мерзлота. В рамках рервого этапа экспериментально определялась величина относительного выпучивания Лщ испытываемого грунта. На втором-графически оценивались реальные усилия выпучивания и их воздействие на трубопровод;

- при исследовании влияния процессов обмерзания трубопроводов изменение плавучести труб оценивалась критическая величина

намораживания ледяной рубашки на газопровод и на основе этого д рекомендации по проведению контроля за эксплуатируемым газопров дом и мероприятия для предотвращения всплытия.

Вышеперечисленные экспериментальные исследования позволяют оценить параметры, с помощью которых определяется глубина проме ния, величина вспучиваний, напряженное состояние трубы и, как следствие, оптимальный температурный режим модольного газопрово предотвращающий возникновение предельно-допустимга напряженных тояний. Определяющими параметрами здесь являются: влажность V? коэффициент теплопроводности мерзлых грунтов Л.м , среднезимн температура воздуха tcгi и продолжительность холодного пер да Дт • Моделирование процесса выпучивания реализуется с пом' задачи Стефона., следующей функциональной зависимостью:

П =/[ /с.г.5., (10)

где П - показатель пучинистости грунта.

С помощью разработанной методики определяется момент начал? подъема газопровода при морозном пучении грунта, а также обиря величина перемещения трубы.

При моделировании учитывались два основных типа взаимодейст трубы и окружающего грунта:

- температурный режим трубопровода не отличается от темпере ры грунта, промерзание происходит с поперхности почвы. Это хараи терно для труб малого диаметра при значительной мощности слоя се ного проверяяния;

- трубопровод уложен в талом грунте и температура газа отри тельна. В этом случае промерзание грунта происходит от трубы.

Практическое применение проведенных теоретических и экспери тальных исследований реализовано на примере ГТС Уренгой-Ужгород,

на одном из участков которой (КС Пуровская - КС Хасырейская) пущена в эксплуатацию СОГ. Расчеты проводятся в несколько этапов. На первом этапе анализируется изменение производительности ГТС с вводом COI1. При этом отмечается, что понижение температуры в начале участка с tH J7°C до -5°С дает увеличение производительности на 4,2 млн.м3/сут, а экономия топливного газа составляет примерно 0,17 млн.м3/сут. Наибольший эффект от работы СОГ достигается в летний период эксплуатации ITC, когда температурный градиент потока газа достигает максимального значения.

Расчет максимальной производительности ГГС производится по разработанному комплексу программ, алгоритм которых объединяют все элементы: линейную часть, лупинги, КС, С<>Г, аппараты воздушного охлаждения и т.д. На основании полученных данных показано, что эксплуатировать СОГ при температуре ниже -3°С экономически невыгодно, так как увеличение производительности ITC при этом практически не происходит, а расход электроэнергии или топливного газа на охлаждение возрастает. Целесообразна эксплуатация СОГ с температурой около 3°С, при которой наблюдается максимальный прирост производительности ITC со значительной экономией топливного газа.

На втором этапе производится исследование температурного поля □округ газопровода в связи с вводом СОГ, Выявляется значительная неравномерность температурных режимов, что объясняется сложным характером грунтов, различными условиями их промерзания, влиянием различных параметров на всех геоморфологических уровнях и т.д. В результате наблюдается изменение положения трубопровода относительно проектного, вскрытие отдельных участков труб, выпучивание в виде арок, проседание. Наиболее опасными являются выход из траншеи в горизонтальном и вертикальном положении. Нейтрализация вышеприведенных негативных процессов проводится с помощью СОГ, реанимирующей

вечную мерзлоту вокруг трубы и, тем самым, стабилизирующей напряженно-деформированное состояние газопровода.

Третий этап расчетов заключается в оценке величины деформаций выпучивания в зависимости от мощности выпучинной прослойки и влияния процессов глубинного выпучивания на состояние заглубленного трубопровода. При этом выявлено, во-первых, что непучинистые по своему характеру грунты в водонасыщенном состоянии в случае промерзания замкнутых талых массивов могут проявлять ярко выраженные свойства морозного пучения; во-вторых, форма изгиба холодного, заложенного в мерзлый грунт трубопровода, совпадает с формой выпучивания грунта, что может вызвать пластические деформации; в-третьих, на участках пересечения непучинистых грунтов возможное выпучивание трубопровода незначительное.

Помимо исследования сил морозного пучения при оценке напряженно-деформированного состояния газопровода, работающего совместно с СОГ, в рамках третьего этапа учтены также гидравлические параметры, надежностный и экономический аспекты его эксплуатации.

Рекомендуется следующий температурный режим работы участков газопровода Уренгой-Ужгород, проложенных в зоне вечномерзлых грунтов: в зимний период газ необходимо подавать в трубопровод при температуре +2°С; в летний период, соответственно, с температурой -3°С.

Оценка влияния температуры перекачиваемого газа на надежность линейной части производится с помощью известных математических моделей, в которых основным критерием является коэффициент готовности Кг :

=-1 , , (19)

ц~£Ц-Д1-

где: Лт , Я! - параметры потока отказов, соответственно, по причине температурного (фактора и по другим причинам; , - параметры соответствующих потоков восстановлений.

Доля отказов по причине нестабильного температурного режима от общего числа отказов составляет:

а__I_. (20)

[ ЛгЦт +

АгЩ Лг+А-1+-Кт

Расчеты показывают, что газопроводы значительной протяженности при отсутствии охлаждения транспортируемого газа характеризуются низкой степенью надежности. При этом зависимость величины Кт от температуры охлаждения газа имеет вид:

При £ = -2°С практически отсутствует коррозия материала стенки трубы.

Проведенные расчеты служат основой для оценки напряженно-деформированного состояния газопровода при неравномерном морозном выпучивании основани и различных температурах транспортируемого газа. Разработанный численный алгоритм решения этой задачи представляет собой обобщение метода физической дискретизации. Это позволяет свести задачу о напряженно-деформированном состоянии трубопровода к определению конечного числа геометрических параметров (линейные перемещения узлов). Решение этой системы осуществляется с помощью разработанного итеративного процесса.

В ходе решения задачи производился расчет ореолов оттаивания грунта вокруг газопровода 1420x17 мм и прогнозирование осадок оттаивающего основания. Для оценки влияния формы осадки газопровода на его конечное напряженное состояние сопоставлялись эпюры изгибаю-

щих моментов, соответствующие процессам выпучивания и осадок. Установлено, что в середине пролета трубопровод разгружается, а \ участках переходных зон (талый грунт - многолетнемерзлый оттаивал щий грунт) наблюдается увеличение изгибающего момента. На основе проведенных теоретических и экспериментальных исследований напрда нно-деформированного состояния газопровода сделаны следующие вывс

- недопустимо форсировать процессы реанимации мерзлоты при несвоевременном пуске СОГ;

- режимы эксплуатации СПГ должны стабилизировать изначальное состояние вечномерзлых грунтов, а также исключить деформацию мер; лоты в коридоре трассы;

- температурный режим перекачки должен способствовать поддел жанию грунтов околотрубной зоны в пластично-мерзлом состоянии, чч уменьшает жесткость постели грунтов с различными пучинными свойст вами;

- при эксплуатации газопроводов совместно с СОГ требуются пс тоянные режимные наблюдения за криологической ситуацией вдоль тр: сы для выявления момента слияния кровли материковой'мерзлоты с нарастающим сводом сезонного промерзания и своевременного отключе ния СОГ.

ОЩИЕ ЕЫВСда

1. Исследованы основные закономерности влияния гидравлических и надежностных параметров на пропускную способность газопроводов

для системы "линейный участок-компрессорная станция" в условиях

»

головных газотранспортных систем Тюменской области.

2. Разработан комплексный критерий для определения границ "запирающих" линейных участков и КС, а также алгоритм и программа поиска "запирающих" участков и КС на базе эксплуатационных данных ГП "Тюментрансгаз".

3. Разработана методика определения оптимальной периодичности очистки загрязненных участков газопровода и дана оценка влияния гидравлической эффективности на экономию топливного газа КС магистральных газопроводов.

4. Разработаны методологические рекомендации для повышения эффективности работы ГТС Западной Сибири при реконструкции.

5. Исследован процесс теплообмена в системе смазки ГГУ для его интенсификации с помощью турбулизаторов потока.

6. Разработана технология рационального использования тепловых вторичных энергоресурсов как для КС магистральных газопроводов, так и для внешних потребителей.

7. Предложен оптимальный вариант подключения на КС теплообменников к утилизационному коллектору, обеспечивающий необходимый температурный потенциал циркуляционной воды, а также схемы сбора теплоты.

с!. Установлен качественный метод регулирования отпуска теплоты от КС для повышения эффективности теплоснабжения и увеличения срока службы теплообменных модулей и теплсвых сетей за счет использования теплофикационной насосной станции с автоматическим поддержанием

заданного гидравлического режима, в том числе в условиях низких температур окружающего воздуха, а также при аварийных ситуациях ня линейных многоцеховых, головных и дожимных компрессорных станциях.

У. Исследованы температурные поля и процессы для формирована ореола мерзлого грунта вокруг газопровода.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Степанов O.A., иванов Охлаждение газа и масла на компрессорных станциях. - П.: Недра, 1982. - 143с.

2. Яковлев К.И., Крылов Г.В., Макар Г.М. и др. Методика оперативного диспетчерского управления режимами сложных газотранспортных систем в условиях неполноты информации. - М.:, Союзгаз-проект, 1986. -86с.

3. Яковлев К.И., Крылов Г.В., Чзкардовский М.Н., Еремин В.В. и др. Методика оценки технического состояния и идентификации неисправности ГПА с газотурбинным приводом по термогазодинамическим параметрам. - Тюмень, ТюменНИИГипрогаз, 1986. - 182с.

4. Иванов В.А., Крылов Г.В., Рафиков П.Г. Эксплуатация энергетичес кого оборудования газопроводов Западной Сибири, -¡vi.:, Недра, 1987. - 143с.

Крылов Г.В., Аршинов O.A., Колодезный П.А., Иванов В.А. Анализ работы газотранспортных систем Главтюменгазпроиа за 11-ю пятилетку. -Обзорная информация ВНИИЭГазпрома. Г,ер.: "Транспорт и хранение газа". Вып.10. М.:, 1У87. - 2,3 п.л.

6. Иванов В.А., Крылов Г.В., Колодезный I1.A., Телегина И.И., Стояков Б.М., Чзкардовский М.Н. Использование вторичных энергоресурсов на газопроводах Западной Сибири. - Обзор.информ. БНИИЭГазпрома. Сер.: "Использование газа в народном хозяйстве". Вып.9. М.:, 1988. - 1,5 п.л.

7. Яковлев Е.И., Иванов В.А., Крылов Г.В. Системный анализ газотранспортных магистралей Западной Сибири. - Новосибирску Наука, 1989. - 143с.

8. Крылов Г.В., Рафиков Ji.Г., Иванов В.А., Яковлев ii.il., Матросов В.П., Круковский В.Н. Газотранспортные магистрали Западной Сибири. -М.:, Недра, 1УЗО. -239с.

9. Иванов В.А., Смирнов В.А., Воробьев О.Б. Изменение эффективности участков газопроводов при многократной очистке по диспетчерским данным. "Нефтяная и газовая промышленность", Г 3, Киев, "Гзхника", 1990. - с.б.

10. Иванов В.А., Смирнов Ь.А. Определение фактического перерасхода топливного газа по компрессорным станциям газотранспортной системы ПО "Тюментрансгаз". -Экспресс-информация БНИИЭГазпрома. Сер.: "Транспорт л подземное хранение газа". Вып.10. М.:, 1990. - 5с.

11. Иванов В.А., Матросов В.И., Круковский В.Н., Чувакина Л.И. Нормирование энергетических ресурсов при транспорте газа. -Обзор.информ. БНИИЭГазпрома. Сер.: "Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности". М.:, 1990. - 1,5 п.л.

К. Иванов В.А. Увеличение производительности ГТС 110 "Тюментрансгаз" прокладкой лупингов и заменой физически устаревших КС.

- Обзор.информ. ВНИЮГазпрома. Сер.: "Научно-технические досту • жения и передовой опыт, рекомендуемые дЛя внедрение в газовой промышленности". Вып.7. М.:, 1990. - с.6.

13. Иванов В.А. Построение статистической ыо/глл( динамики изменен коэффициента эффективности газопровода Уренгой-Челябинск. Инф.сб.ВНИИЭГазпрома. Сер.: "Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности". Вып.5. М.:, 1991. - с.З.

14. рафиков Л.Г., Иванов В.А. Эксплуатация газокомпрессорного оборудования КС. М.:, Недра, 1992. - 237 с.

Тираж 100. Ротопринт ТюыенНИИГипрогаза