авторефераты диссертаций www.z-pdf.ru
БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
 

1

На правах рукописи

ИВАНОВ ЭРНЕСТ СЕРГЕЕВИЧ

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ

КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ В УСЛОВИЯХ СНИЖЕННОЙ

ЗАГРУЗКИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 – «Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа 2016

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Китаев Сергей Владимирович

доктор технических наук, доцент

Калинин Александр Федорович,

доктор технических наук, профессор

ФГБОУ ВПО РГУ нефти и газа имени

И.М. Губкина / кафедра «Термодинамики

и тепловых двигателей», профессор

Ларин Евгений Александрович,

кандидат технических наук, доцент,

ФГБОУ ВПО «Саратовский государственный

технический университет имени Гагарина Ю.А.» /

кафедра «Теплоэнергетика», профессор

2

Работа выполнена на кафедре «Транспорт и хранение нефти и газа»

ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Ведущая организация

ФГБОУ ВПО Национальный минерально-

сырьевой университет «Горный»,

г. Санкт-Петербург

Защита состоится 28 января 2016 года в 1230 на заседании диссертационного

совета Д 212.289.04 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной тех-

нический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул.

Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский

государственный нефтяной технический университет» и на сайте www.rusoil.net.

Автореферат диссертации разослан «____» __________ 2015 года.

3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Энергоэффективное управление магистральным

транспортом газа является одним из приоритетных направлений оптимизации

затрат в газовой промышленности Российской Федерации.

В настоящее время на предприятиях ПАО «Газпром» обращают серьез-

ное внимание на проблемы рационального использования природного газа для

собственных технологических нужд при соблюдении условий обеспечения

промышленной безопасности и оптимального управления газотранспортной

системой, а также на вопросы достоверной оценки и прогноза режима транс-

порта газа в процессе оперативного регулирования с учетом фактического тех-

нического состояния оборудования.

Основой алгоритма диагностирования является математическая модель

обследуемого объекта. Вид и точность модели определяет глубину и качество

процесса контроля по техническому состоянию.

В условиях применения разнотипного оборудования на компрессорных

станциях, имеющих индивидуальные характеристики, актуальной является за-

дача разработки способов моделирования аналитических зависимостей обору-

дования с учетом фактического технического состояния.

Для эффективного решения задач по управлению, контролю, расчету и

оптимизации режимов работы газоперекачивающих агрегатов (ГПА) компрес-

сорных станций (КС) необходимо применять адаптированные математические

модели, которые описывают взаимосвязь между технологическими параметра-

ми центробежных компрессоров (ЦБК) и газотурбинных установок (ГТУ) в со-

ставе ГПА с учетом технического состояния.

Исходя из изложенного можно отметить, что вопрос энергосбережения

должен решаться с использованием комплексного подхода и рассматриваться с

позиции работы всей газотранспортной системы (ГТС) в целом. При расчете

режимов работы ГТС должны использоваться фактические газодинамические

4

характеристики оборудования КС, полученные на основе паспортных характе-

ристик оборудования.

Цель работы повышение энергетической эффективности работы ком-

прессорных станций совершенствованием способов расчета характеристик и

режимов работы оборудования в магистральном транспорте газа.

В соответствии с поставленной целью были сформулированы и решены

следующие задачи исследований:

1 Моделирование формулярных газодинамических характеристик ос-

новного оборудования (газоперекачивающих агрегатов, аппаратов воздушного

охлаждения, пылеуловителей) компрессорных станций.

2 Разработка способа идентификации характеристик газоперекачиваю-

щих агрегатов с использованием диспетчерской технологической информации.

3 Разработка способов идентификации характеристик с применением

методов параметрической диагностики, на основе экспериментальных данных,

полученных в условиях промышленной эксплуатации оборудования.

4 Совершенствование теоретических основ расчета рациональных ре-

жимов работы системы «газотурбинная установка – центробежный компрес-

сор» в составе газоперекачивающего агрегата и компрессорных станций маги-

стральных газопроводов.

5 Имитационное моделирование режимов работы

газотранспортной

системы с учетом фактического технического состояния газоперекачивающих

агрегатов и переменных режимов транспорта газа с использованием адаптив-

ных к фактическим условиям математических моделей.

Научная новизна:

1. Предложены адаптивные аналитические зависимости для расчета

режимов работы газотурбинной установки, циклонного пылеуловителя и аппа-

ратов воздушного охлаждения газа, позволяющие учесть их фактическое тех-

ническое состояние.

2. Получен алгоритм для оценки технического состояния проточной

части газотурбинных установок, основанный на периодическом сравнении эта-

5

лонного значения давления воздуха, рассчитанный по впервые предложенной

зависимости с фактически измеренным значением давления воздуха за осевым

компрессором.

3. Получена аналитическая зависимость и эмпирические коэффициенты

для количественной оценки механических потерь в центробежном компрессоре

ГПА по данным прямого измерения мощности на силовом валу газотурбинных

установок.

Практическая ценность работы. Разработанный в диссертации способ

идентификации газодинамических характеристик газоперекачивающих агрега-

тов с использованием диспетчерской технологической информации и рекомен-

дации по выбору рациональных режимов работы компрессорных станций и

сбережению природного газа при технологических переключениях использу-

ются при диспетчерском управлении магистральным транспортом газа в

ООО «Газпром трансгаз Уфа», что позволяет снизить расход топливного газа

ГПА и собственные технологические нужды предприятия на 5%.

Результаты изложенных в диссертационной работе исследований ис-

пользуются в учебном процессе ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный

нефтяной технический университет» по дисциплине «Газотурбинные установ-

ки» по направлению подготовки студентов «Нефтегазовое дело» специализация

«Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и

продуктов переработки».

Методы исследований. При выполнении работы применялись методы

линейной алгебры, теоретические и методологические основы гидравлики и га-

зовой динамики, методы теории термогазодинамики турбомашин, методы рег-

рессионного анализа, методы статистических исследований.

Достоверность полученных результатов исследований определяется

корректным использованием соответствующего математического аппарата, вы-

числительных программных комплексов, апробированных методик и средств

измерений, системного анализа, обоснованностью принятых допущений и под-

6

тверждается удовлетворительным совпадением результатов расчета и экспери-

ментальных (фактических) данных.

Основные защищаемые положения. Статистические модели расчета

механических потерь в центробежном компрессоре и осевых компрессоров га-

зотурбинных установок; модели для расчета режимов работы пылеуловителей и

аппаратов воздушного охлаждения газа; способ выбора рациональных режимов

работы системы «газотурбинная установка – центробежный компрессор» в со-

ставе газоперекачивающего агрегата; алгоритм оперативной диагностики осе-

вого компрессора, включающий вновь полученные статистические аналитиче-

ские модели.

Апробация результатов работы. Основные положения работы докла-

дывались и обсуждались на IV научно-практической конференции молодых

ученых и специалистов «Эффективность транспортировки природного газа и

перспективы развития газотранспортного предприятия, г.Уфа, декабрь 2008 г.;

на VII научно-технической конференции молодых специалистов, г. Самара,

2009 г.; на VIII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и

студентов «Новые технологии в газовой промышленности», г. Москва, 2009 г.;

на V Международной конференции «Компьютерные технологии поддержки

принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортными и газодо-

бывающими системами» DISCOM-2012, г. Москва, 24 октября 2012 г.; на VII

Международной научно-практической конференции «Теоретические и практи-

ческие аспекты развития современной науки», г. Москва, 3-4 апреля 2013 г.; на

Международной научной конференции «Европейская наука и технологии»,

г. Мюнхен, (Германия), 2013 г.

Публикации. По материалам диссертационной работы опубликовано 13

печатных работ, в том числе 9 статей в журналах, входящих в перечень веду-

щих рецензируемых журналов и изданий в соответствии требованиями ВАК

Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введе-

ния, четырех глав, основных выводов и рекомендаций; содержит 189 страниц

7

машинописного текста, в том числе 39 таблиц, 100 рисунков, библиографиче-

ский список использованной литературы из 128 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена общая характеристика работы, раскрыта акту-

альность темы исследования. Сформулированы цель и задачи исследования,

отражена научная новизна и практическая ценность полученных результатов,

дано краткое содержание работы.

В первой главе диссертации выполнен обзор работ по энергосбереже-

нию на компрессорных станциях магистральных газопроводов, произведен ана-

лиз влияния деформации эксплуатационных характеристик газоперекачиваю-

щих агрегатов на эффективность производственно-диспетчерского управления

магистральным транспортом газа и энергосбережение, исследованы методы

моделирования, применяемые при эксплуатации основного оборудования ком-

прессорных станций.

Актуальность энергосбережения определена требованиями Федерально-

го закона от 23 ноября 2009 г. №261-ФЗ. Одной из приоритетных научно-

технических проблем ПАО «Газпром» на 2011-2020 годы является совершенст-

вование технологий реализации и использования газа.

Потребление газа для собственных нужд в отрасли составляет 7,5% от

объема добываемого природного газа (по официальным данным ПАО «Газ-

пром» за 2014 год). Основным потребителем природного газа на собственные

нужды являются газоперекачивающие агрегаты (ГПА), на топливные нужды

расходуется более 80% газа (рисунок 1).

Газотурбинные установки отрасли включают более 20 типов мощностью

от 2,5 до 50 МВт с КПД от 23 до 36%. В условиях недогрузки магистральных

газопроводов (МГ) происходит снижение энергетической эффективности рабо-

ты ГПА на компрессорных станциях.

8

Решению задач повышения энергетической эффективности работы ГПА,

эксплуатируемых на МГ, посвящены работы Бикчентая Р.Н., Поршакова Б.П.,

Матвеева А.В., Лопатина А.С., Калинина А.Ф., Рябченко А.С. (РГУ им. И.М.

Губкина), Гриценко А.И., Одишария Г.Э., Ремизова В.В., Тер-Саркисова Р.М.,

Леонтьева Е.В., Цегельникова Л.С., Харионовского В.В., Захарова Е.В.,

(ВНИИГАЗ), Байкова И.Р., Шаммазова А.М., Галлямова А.К., Гаррис Н.А.,

Гольянова А.И., Китаева С.В. (УГНТУ) и других авторов.

Рисунок 1 – Структура потребления природного газа на собственные

технологические нужды газотранспортного предприятия

на примере ООО «Газпром трансгаз Уфа»

В настоящее время большую практическую значимость и популярность

приобретают статистические математические модели, описывающие режимы

работы ГТУ и ЦБК в составе ГПА, аппаратов воздушного охлаждения газа

(АВО) газа установок охлаждения, циклонных пылеуловителей (ПУ) установок

очистки газа в составе КС.

Следует отметить работы коллективов таких образовательных и научно-

исследовательских организаций, как РГУНиГ им. И.М. Губкина, ВНИИГАЗ,

ПО

«Союзэнергогаз»,

ВНИИЭгазпром,

ТюменНИИгипрогаз,

ТюмГНГУ,

9

УГНТУ, ИПТЭР, ОАО «Оргэнергогаз», НТЦ им. А.Люльки, Казанского

национального исследовательского университета им. А.Н. Туполева.

Аналитические зависимости режимов работы ГТУ в составе ГПА более

подробно изложены в работах В.Г. Дубинского, В.А. Микаэляна, Б.П. Порша-

кова, С.П. Зарицкого, А.Г. Седых, А.Д. Седых, Ф.Г. Темпеля, В.М. Маслова и

других авторов.

На основе проведенных исследований в первой главе сформулированы

выводы:

- большое значение имеет задача совершенствования методов расчета

эксплуатационных характеристик ГПА с целью получения энергосберегающего

эффекта, который может быть получен за счет повышения точности выбора ре-

жимов работы оборудования газотранспортной системы при диспетчерском

управлении магистральным транспортом газа;

- существует потребность в методиках и программных средствах, кото-

рые дали бы возможность оперативно, в режиме реального времени, провести

оценку технического состояния основного оборудования газопроводов, исполь-

зуя при этом лишь штатные измерения режимных параметров;

- значительную экономию топливно-энергетических ресурсов можно

получить совершенствованием технологического процесса транспорта газа с

учетом реального технического состояния основного оборудования магист-

ральных газопроводов.

Во второй главе диссертации предложен способ моделирования инди-

видуальных эксплуатационных характеристик основного оборудования ком-

прессорных станций (газоперекачивающих агрегатов, пылеуловителей, аппара-

тов воздушного охлаждения газа), предложен и обоснован метод идентифика-

ции эксплуатационных характеристик газоперекачивающих агрегатов с исполь-

зованием диспетчерской технологической информации.

В настоящее время для регулирования режимов работы ГПА с трех-

вальными ГТУ эксплуатирующим персоналом используются графические зави-

симости мощности на валу силовой турбины (турбины нагнетателя) от темпе-

nРВД,

об/мин

температура продуктов

сгорания за ТНД (перед СТ)

790 0С

775 0С

750 0С

725 0С

700 0С

675 0С

650 0С

625 0С

600 0С

575 0С

550 0С

525 0С

0 0С

- 10 0С

- 20 0С

+40 0С

+30 0С

+20 0С

+10 0С

температура воздуха на

входе в ГТУ

10

ратуры воздуха на входе в ГТУ, оборотов компрессора (турбины) высокого

давления (КВД, ТВД) – ротора высокого давления (РВД) и оборотов компрес-

сора (турбины) низкого давления (КНД, ТНД) – ротора низкого давления

(РНД).

Графические зависимости строятся для новых двигателей или двигате-

лей, прошедших капитальный ремонт, на основе данных стендовых испытаний.

Степенные функции позволяют эффективно описывать сложные харак-

теристики ГТУ, представленные несколькими технологическими параметрами.

Рассматривая графическую характеристику (рисунок 2), можно убедить-

ся, что температура за ТНД, обороты РВД и РНД зависят от одинаковых пара-

метров – загрузки ГТУ от номинального значения мощности (Nз = 0,7…1,1N) и

температуры воздуха на входе в ГТУ ( tВХ , 0С).

загрузка ГТУ от

номинальной мощ-

ност на валу СТ

1,1 N

1,0 N

0,9 N

- 30 0С

- 40 0С

0,8 N

0,7 N

- 55 0С

nРНД, об/мин

Рисунок 2 – Характеристика ГТУ АЛ-31СТ ГПА-16Р «Уфа»

в рабочем диапазоне режимов при стандартном

атмосферном давлении

(1)

Функция Кобба-Дугласа является нелинейной по параметрам регресси-

онной моделью и в частном случае имеет вид:

f (x, y)  z  A  x  y ,

где А,, – коэффициенты аппроксимации;

(2)

z, х, y – зависимая и независимые переменные в трехмерной системе коор-

динат.

Проведенные исследования позволили получить функцию, которая яв-

ляется искомой математической моделью для расчета режимов работы ГТУ:

.

(3)

Относительная погрешность отклонений оборотов РВД, РНД и темпера-

туры t4, определенных на основании функции (3), не превышает   2,0% в лю-

бой точке характеристики ГТУ. Построение аналитической модели двухкаскад-

ного компрессора ГТУ рассмотрим на примере трехвальных газотурбинных ус-

тановок ГПУ-10 «Волна» (рисунок 3).

Рисунок 3 – Характеристика двухкаскадного осевого компрессора

двигателя ДР59Л в составе ГТУ ГПУ-10 «Волна»

11

Следовательно, сложную плоскость можно представить на основе базо-

вых функций Кобба-Дугласа. В общем виде функции Кобба-Дугласа являются

моделями сложных степенных регрессий:

1

2

i

yi  f (x1...xi )  0  х1  х2 ... хi  i .

nРВД  82,037 103 (tВХ  273,15)2,436  NЗ0,663 nРНД1  t41

(4)

индивидуальны

для

каждого типа ГТУ (в том числе для ГТУ одного типа в зависимости от

технического состояния проточной части осевых компрессоров).

В работе предложен алгоритм для оперативной оценки технического

состояния проточной части ГТУ:

1. С использованием формулярных характеристик для каждого ГПА

индивидуально определяются базовые (эталонные) значения коэффициентов

,к ,к , к

функции,

соответствующие

«начальным»

аппроксимации

заводским условиям;

2.

При

отсутствии

формулярных

характеристик

коэффициенты

,к ,к , к

определяются по фактическим измерениям технологических

12

C учетом (2) сложную характеристику осевого компрессора ГТУ можно

представить в виде регрессионной статистической модели:

параметров с использованием САУиР ГПА в начальный период эксплуатации

(первые 200 часов наработки);

3. Непрерывно или с заданной периодичностью в процессе эксплуатации

ГПА производится сравнение эталонного значения давления воздуха за осевым

компрессором ГТУ Р02, вычисленного с использованием функции (4) по

измеренным параметрам tвозд, Pa, nРВД с применением базовых значений

коэффициентов ,к ,к , к с фактическим измеренным значением давления

воздуха за осевым компрессором ГТУ Р02ф;

4. Для каждого измерения определяется значение диагностического ко-

эффициента:

P02ф

 

P02

K02ф

 

.

K02

(5)

(6)

или

5. Проверяется выполнение условия:

  0,95.

к

к

к

КВД

,к ,к , к

Р02  Aк (tвозд

 273,15) n

Pa.

ГТУ

Коэффициенты

аппроксимации

q  49,731 РВХ0,518 Р0,516,

- для пылеуловителей типа ГП 144.00.000:

q  43,288 РВХ0,540  Р0,508.

(7)

(8)

13

6. В случае невыполнения условия (6) принимается решение о необхо-

димости очистки проточной части ГТУ или дальнейшей его эксплуатации до

ближайшего времени технического обслуживания согласно регламенту (инст-

рукции) по эксплуатации.

Предложенный алгоритм может быть использован в штатной системе

автоматики ГПА в режиме трендового анализа с одновременным контролем

времени наработки и коэффициента технического состояния ГТУ по мощности.

С использованием функции Кобба-Дугласа получены математические

модели, описывающие область режимов работы пылеуловителей в следующем

виде:

- для пылеуловителей типа ГП 628.00.000-02 и ГП 628.00.000-03:

Cложную характеристику АВО газа можно аппроксимировать в виде

регрессионной статистической модели:

(9)

(10)

(11)

Коэффициенты аппроксимации индивидуальны для каждого типа АВО

газа (в том числе коэффициенты различны для АВО одного типа в зависимости

от количества включенных вентиляторов).

Полученные математические модели с достаточной точностью описы-

вают область режимов работы пылеуловителей и АВО газа.

Использование измерителя крутящего момента (БИКМ) на силовом валу

ГТУ и метода энтальпий в режиме эксперимента позволило получить эмпири-

ческую зависимость для расчета механических потерь в ЦБК:

АВО

АВО

АВО

АВО

t2  AАВО G

 t1

 tА

,

QАВО  GАВО cp t2  t1,

АВО

АВО

АВО

АВО

QАВО  GАВО cp AАВО G

 t1

 tА

 t1.

Проведенные исследования показали, что относительная погрешность

предлагаемых зависимостей не превышает 2,0%.

В третьей главе диссертации рассмотрены вопросы моделирования

эксплуатационных характеристик газоперекачивающих агрегатов в целях ре-

сурсосбережения с применением методов параметрической диагностики.

При длительной эксплуатации ГПА происходит изменение газодинами-

ческих характеристик. Применение таких характеристик в диспетчерских рас-

четах приводит к снижению достоверности результатов. В этих условиях акту-

альным является задача получения фактических характеристик на основе мето-

дов параметрической диагностики.

На основе проведенных исследований в третьей главе получены анали-

тические модели для расчета основных показателей работы ГТУ по параметрам

работы ГПА (таблица 1), позволяющие учесть фактическое техническое со-

стояние агрегатов. Относительная погрешность расчета эффективного КПД

ГТУ по модели не превышает 3,5%.

Как показал анализ фактических режимов на примере ООО «Газпром

трансгаз Уфа», фактические степени повышения давления осевых компрессо-

ров ГТУ находятся в диапазоне К 3…8 для ГТУ 2-го и 3-го поколения мощ-

ностью 10 МВт, например ГПУ-10 «Волна» и К12…16 для ГТУ 4-го поколе-

ния, ГПА-16Р «Уфа», ГПА-16Р «Урал».

Однако, рассматривая конструкцию осевого компрессора трехвальной

ГТУ на примере двигателя ДР59Л в составе ГПУ-10 Волна, можно отметить,

что последний имеет два каскада давления – низкого (КНД) и высокого (КВД).

Степень повышения давления для двухкаскадного осевого компрессора

имеет вид:

14

где В, s и – эмпирические коэффициенты.

К  КНД КВД.

(13)

S

 

,

NНОМ

ГТУ БИКМ

(12)

nСТ

NM  f

ГТУ БИКМ, nСТ 

Модель для расчета потребляемой мощ-

ности (кВт)

АK1

(загрузка ГТУ определялась по БИКМ)

K1

47023,07

2,477

-0,5160

3,588

Коэффициенты аппроксимации

(загрузка ГТУ определялась по БИКМ)

Модель для расчета расхода топливного

газа (кг/с)

АK

K

K

15

Таблица 1 – Результаты построения моделей на основе измерений с по-

мощью измерителя крутящего момента БИКМ

Коэффициенты аппроксимации

2,473·10-15

0,3252

-0,1168

3,3447

Модель для расчета эффективного КПД ГТУ

eГТУ 

Степени повышения давлений в осевом компрессоре ГТУ отдельно по

каскадам имеют значения КНД 1,8…3,5, КВД  1,5…2,2.

Таким образом, разложив модель осевого компрессора как произведение

уравнений для каждого каскада, можно применить принцип автомодельности и

построить математические модели отдельно для каждого каскада осевого ком-

прессора ГТУ.

Для построения математической модели использовались данные стендо-

вых испытаний двигателя ДР59Л в составе ГПУ-10 «Волна» КС-19 «Шаран».

Произведена процедура приведения расчетных точек по данным стендовых ис-

пытаний осевых компрессоров к единичным приведенным оборотам по форму-

K1

K1

nРНД

NГТУ ПРAк1

ПР

nРВД

ПР

к1

к1

nСТ

PКВД 

nСТ

НОМ

к1

ПР

к

к

к

GТГ ПРAкnРВД ПРPКВД nРНД ПР

nРНД

Aк1 

ПР

ПР

НОМ

nРВД

к1

к1

nСТ

PКВД 

nСТ

к1

ПР

к

к

к

AкnРВД ПР PКВД nРНД ПР QM  2,3TТГ  273,15

лам подобия, получены коэффициенты аппроксимации и функция вида:

2kηКНД

k1

k1

 n

2

КНД

КНД

КНД0

КНД1

КНД2

n

ПР

2

(14)

2kηКНД

π2

a

 a

QПР КНД a

QПР КНД

1 1



КНДО 

.

K

КНД

1,00

3

2

Qпр, м3 / с

1

0,95

0,90

0,85

0,80

0,75

0,70

16

На рисунке 4 приведена газодинамическая характеристика КНД по ре-

зультатам обработки материалов стендовых испытаний двигателя ДР59Л в со-

ставе ГПУ-10 «Волна».

1 – модель № 1; 2 – модель № 2; 3 – модель № 3

Рисунок 4 – Газодинамическая характеристика КНД по результатам обработки

материалов стендовых испытаний двигателя ДР59Л

в составе ГПУ-10 «Волна»

Относительная погрешность расчетов, определенных на основании

функции (14), не превышает   3,5% в любой точке характеристики.

В четвертой главе диссертации рассмотрены вопросы оптимизации

режимов работы ГПА с использованием совмещенных характеристик ГТУ и

центробежного компрессора, получен комбинированный способ отключения

участка магистрального газопровода в ремонт с выработкой газа компрессор-

ной станцией и на потребителя через газораспределительную станцию.

nКНДОПР

nКНД

*

(15)

На рисунке 5 приведен пример наложения мощностной линии характе-

ристики ЦБК типа Н-370-76-1,4/5300, соответствующей максимальному полит-

ропному КПД (линия А) и описываемой уравнением (15) на приведенную мощ-

ностную дроссельную характеристику ГТУ АЛ-31СТ в составе ГПА-16Р «Уфа»

на всем диапазоне оборотов силовой турбины (СТ) при давлении во входном

патрубке ЦБК 55 кгс/см2 (5,4 МПа) и температуре 150С (плотность газа при

этом составит 42,5 кг/м3).

NГТУ

ПР

кВт

nРВД 12100

ПР

eГТУ  34,0

nРВД 12030

ПР

nРВД 11950

ПР

nРВД  11840

ПР

nРВД  11700

ПР

nРВД  11570

ПР

nРВД  11450

ПР

nРВД 11300

ПР

17

Оптимизация технологических режимов транспорта природного газа по-

зволяет повысить энергетическую эффективность работы компрессорных стан-

ций МГ.

Уравнение для расчета приведенной мощности, потребляемой ЦБК при

условии оптимального политропного КПД, имеет вид:

линия А

ЦБК MAX  ЦБК ОПТ

а

а

nСТ, об/мин

ПР

Рисунок 5 – Совмещенная характеристика ЦБК (при оптимальном политропном

КПД) и ГТУ в составе ГПА

Положение линии «А» зависит от плотности транспортируемого газа во

входном патрубке ЦБК при рабочих условиях, а также параметров атмосферно-

го воздуха на входе ГТУ (давление Р0 и температура Т0).

eГТУ  36,0

eГТУ  35,5

 ΔNмех.

3



P0

T0 

Pa Tа

ρ

ВС ПР

Ni

nСТ

NЦБК  ρВС 

ПР

ОПТ

eГТУ  35,0

eГТУ  34,5

18

Таким образом, при изменении свойств газа на входе ЦБК положение

линии «А» также изменяется согласно уравнению (15). Точка «а» является пе-

ресечением линии максимального эффективного КПД ГТУ (eГТУ =36%) с ли-

нией,

соответствующей

максимальному

политропному

КПД

ЦБК

(ЦБКОПТ=0,83) и характеризует оптимальный режим работы ГПА при задан-

ной плотности транспортируемого газа при рабочих условиях на входе в про-

точную часть ЦБК, а также при давлении и температуре атмосферного воздуха

на входе ГТУ КС.

В качестве примера для анализа фактического режима эксплуатации

рассмотрен современный ГПА, при этом соответствующие ему фактические

режимные точки

нанесены на дроссельную характеристику ГТУ АЛ-31СТ

ГПА-16Р «Уфа» (рисунок 6).

NГТУ

ПР

кВт

nРВД 12100

ПР

eГТУ  34,5

nРВД 12030

ПР

nРВД 11950

ПР

nРВД  11840

ПР

nРВД  11700

ПР

nРВД  11570

ПР

nРВД  11450

ПР

nРВД 11300

ПР

Рисунок 6 – Фактические режимы ГТУ по результатам измерений БИКМ на

формулярной дроссельной характеристике

Как видно из указанных рисунков, для данного примера большинство

режимных точек соответствует значению эффективного КПД ГТУ в диапазоне

31,0-34%. При этом максимальное значение эффективного КПД по техниче-

eГТУ  36,0

eГТУ  35,5

nСТ, об/мин

ПР

eГТУ  35,0

Рисунок 7 – График оптимальных режимов ГТС ООО «Газпром трансгаз Уфа»

= -0,0000 03x4 + 0,0002955x3 - 0,0847279x2 + 10,4278214x - 456,6504957

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

Суммарная производительность ГТС

по трем ниткам QГТС, млн.м3/сут.

19

ским условиям для данного типа ГПА соответствует 36 %, что свидетельствует

о наличии потенциала повышения энергоэффективности.

При фактических условиях транспорта газа, в силу режимно-

технологических причин или ограниченного технического состояния оборудо-

вания, не всегда возможно добиться оптимальных показателей транспорта газа,

тогда задача оптимизации сводится к определению условий рационального ре-

жима работы. Наиболее значимым технологическим критерием является мини-

мум суммарной потребляемой мощности, при котором обеспечивается мини-

мальное значение потребления топливного газа газотурбинным приводом ГПА.

На рисунке 7 приведен график оптимальных режимов работы ГТС ООО «Газ-

пром трансгаз Уфа».

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

y = -0,0000003x4 + 0,0003221x - 0,0923535x2 + 11, 663253x 497,7490 04

паспортные характеристики ГПА

фа тически характ ристики ГПА

По иномиальный (п

характерис ики ГПА

По иномиа ьный (

характерис ики ГПА

аспортные

актичес ие

3

3

-

4

к

е

е

л

т

)

л

л

ф

к

т

)

y

0

Суммарная

мощность потреб-

ляемая

ГПА, NГТС, МВт

Рисунок 8 – Схема выработки природного газа из ремонтного участка

на потребителя через ГРС

В первую очередь отключался первый по ходу газа линейный крановый

узел на 1900 км и моделировалось «оттягивание газа» следующей по ходу КС

КС-3

КС-2

КС-5

КС-6

Челябинск - Петровск

Схема работы

2х1

(ГПА-16Р Уфа)

КС-4

Схема работы

2х1

(ГПА-16Р

Уфа)

Схема работы

1х1

(ГПА-16Р Урал)

1х1

(ГПА-12Р Урал)

КС-18

КС-17

Уренгой - Петровск

КС-19

Схема работы

2х2

(ГПУ-10 Волна)

Схема работы

2х2

(ГТК-10М)

КС-18А

КС-17А

Схема работы

2х1

(ГПУ-10 Волна)

КС-19А

ГИС-3

ГИС-2

ГИС-1

Уренгой - Новопсков

1913

1900

км

км

Ремонтный

участок

газопровода

Ду 1400

L = 13 км

Схема работы

1х1

(ГПА-16Р Уфа)

Схема работы

3х1

(ГПУ-10-01

Волна)

Направление перекачиваемого газа

Газопровод-

отвод к ГРС

Схема работы

2х1

(ГПУ-10 Волна)

20

В настоящее время в газовой промышленности разработан целый ком-

плекс мероприятий, направленных на рациональное использование природного

газа на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа.

Предложен способ сбережения природного газа, основанный на имита-

ционном моделировании в программе «Астра-газ» с применением предложен-

ных в работе моделей, учитывающих фактическое техническое состояние обо-

рудования, заключающийся в предварительной выработке природного газа на

ГПА КС и потребителя через ГРС из отключаемого в ремонт участка газопро-

вода большого диаметра.

Реализацию технологии рассмотрим на примере отключения участка ма-

гистрального газопровода Ду1400 длиной 13 км перед проведением ремонтных

работ для выработки природного газа на крупную ГРС с большим объемом га-

зопотребления Q = 241 тыс.м3/час (рисунок 8).

ГРС

21

«Москово» (1 этап), при этом первоначально удалось снизить остаточное дав-

ление газа с 62 кгс/см2 до 59 кгс/см2, далее отключался второй по ходу газа

крановый узел на 1913 км и моделировалась дальнейшая выработка участка на

потребителя ГРС (2 этап), при этом расчетное остаточное давление составило

15-17 кгс/см2. Предложенный способ при выводе участков МГ в ремонт позво-

ляет снизить расход газа на собственные технологические нужды предприятия

на величину до 5%.

Аналогичный подход может применяться при рассмотрении процессов

выработки участка с применением МКУ. При этом важными для оценки целе-

сообразности энергосберегающего мероприятия будут являться следующие

критерии: время выработки, стоимость подготовительных работ, объем потен-

циальной экономии стравливаемого газа, величина увеличения объема топлив-

ного газа при загрузке или увеличении оборотов ГПА.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Предложен способ моделирования газодинамических характеристик

основного оборудования компрессорных станций. Получены адаптивные ана-

литические зависимости для расчета режима работы ГПА, АВО газа и пыле-

уловителя. Проведенные исследования показали, что относительная погреш-

ность предлагаемых зависимостей не превышает 2,0%.

2 Получен способ идентификации характеристик ГПА с использовани-

ем производственно-диспетчерской технологической информации в условиях

компрессорной станции магистрального газопровода, позволяющий повысить

достоверность выбора схем включения ГПА и режимов работы КС. Получена

эмпирическая зависимость для расчета механических потерь в центробежном

компрессоре газоперекачивающего агрегата по данным прямого измерения эф-

фективной мощности на силовом валу ГТУ.

3 Получен алгоритм для оценки технического состояния проточной час-

ти ГТУ, основанный на периодическом сравнении эталонного значения давле-

22

ния воздуха за осевым компрессором, вычисленного с применением вновь вве-

денных базовых значений эмпирических коэффициентов с фактически изме-

ренным значением давления воздуха. Алгоритм может быть использован в

штатной системе автоматики ГПА в режиме трендового анализа с одновремен-

ным контролем наработки и коэффициента технического состояния ГТУ по

мощности.

4 Предложен способ, позволяющий моделировать газодинамические

характеристики осевых компрессоров ГТУ с учетом фактического технического

состояния компрессоров. Получены аналитические зависимости для расчета

основных характеристик компрессоров ГТУ. Относительная погрешность рас-

чета степени повышения давления для КНД и КВД, вычисленных на основании

предложенных функций, не превышает 3,5% в любой точке характеристики

осевого компрессора ГТУ.

5 Разработан способ выбора рациональных режимов работы КС на экс-

плуатационном участке ГТС с использованием адаптивных к фактическим ус-

ловиям новых статистических математических моделей ГТУ, АВО газа и пыле-

уловителей. Предложен способ сбережения природного газа, основанный на

имитационном моделировании в программе «Астра-газ» с применением пред-

ложенных в работе моделей, учитывающих фактическое техническое состояние

оборудования и заключающийся в предварительной выработке природного газа

на ГПА КС и потребителя через ГРС из отключаемого в ремонт участка газо-

провода большого диаметра. Применение предлагаемых рекомендаций позво-

ляет снизить расход топливного газа на собственные нужды предприятия на ве-

личину до 5%.

23

Основные положения диссертационной работы отражены в 13 рабо-

тах, в том числе:

В рецензируемых журналах из списка ВАК

1. Иванов, Э.С. Математическая модель для определения режимов рабо-

ты газоперекачивающих агрегатов с трехвальной газотурбинной установкой

/ Э.С. Иванов, А.И. Гольянов // Нефтегазовое дело.–Том 9. – № 3, 2011. – С.50 –

55.

2. Иванов, Э.С. Совершенствование процессов эксплуатации газопере-

качивающих агрегатов / Э.С. Иванов, А.И. Гольянов // Электронный научный

журнал «Нефтегазовое дело». – №1, 2012. – С.30 – 46.

3. Иванов, Э.С. Совершенствование процессов эксплуатации пылеулови-

телей на компрессорных станциях / Э.С. Иванов, А.И. Гольянов // Территория

нефтегаз. – №4. –2012. – С. 32 – 37.

4. Иванов, Э.С. Моделирование режимов работы циклонных пылеулови-

телей на компрессорных станциях магистрального транспорта газа с использо-

ванием функций Кобба-Дугласа / Э.С. Иванов // Нефтегазовое дело. – Том 10. –

№1, 2012. – С.47 – 49.

5. Иванов, Э.С. Энергоэффективная эксплуатация газоперекачивающих

агрегатов компрессорных станций магистрального транспорта газа / Э.С. Ива-

нов // Территория нефтегаз. – №10, 2012. – С. 54 – 57.

6. Иванов, Э.С. Энергосбережение, энергетическая и экологическая эф-

фективность магистрального транспорта газа / Э.С. Иванов // Нефтегазовое де-

ло. – том 10. – №3, 2012. – С. 87 – 91.

7. Иванов, Э.С. Особенности моделирования режимов работы газопере-

качивающих агрегатов компрессорных станций магистрального транспорта газа

в современных условиях эксплуатации / Э.С. Иванов // Электронный научный

журнал «Нефтегазовое дело». – №5, 2012. – С.99 – 123.

8. Иванов, Э.С. Ресурсосберегающая технология отключения участка

магистрального газопровода в ремонт с выработкой газа компрессорной стан-

24

цией на ГПА и потребителя через газораспределительную станцию / Э.С. Ива-

нов, С.В. Китаев // Территория нефтегаз. – № 6, 2015. – С. 32 – 37.

9. Иванов, Э.С. Экспериментальное определение и моделирование рас-

четных характеристик аппаратов воздушного охлаждения газа на магистраль-

ных газопроводах / Э.С. Иванов, С.В. Китаев, А.Р. Гадельшина // Электронный

научный журнал «Нефтегазовое дело», №4. – 2015. – С.118 – 131.

В других изданиях

10. Иванов, Э.С. Анализ режимов работы участка магистрального газо-

провода «КС Долгодеревенская – КС Полянская» / Э.С. Иванов // Материалы

56-й научно-технической конференции. УГНТУ. Уфа, 2005. С.5 6.

11. Иванов, Э.С. Математическое моделирование режимов работы газо-

перекачивающего агрегата с двухкомпрессорной газотурбинной установкой на

примере ГПУ-10 «Волна» / Э.С. Иванов // Материалы 8-й Всероссийской кон-

ференции «Новые технологии в газовой промышленности». РГУ нефти и газа

имени И.М. Губкина. Москва, 2009. С.13.

12. Иванов, Э.С. Идентификация и использование математических моде-

лей режимов работы газотурбинных установок и центробежных компрессоров в

составе газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций в условиях

трубопроводного транспорта газа / Э.С. Иванов // European Applied Sciences

(г. Штутгарт, Германия). – № 4, 2013. – С. 144 – 149.

13. Иванов, Э.С. Моделирование и диагностика режимов работы осевых

компрессоров в составе газотурбинных установок газоперекачивающих агрега-

тов компрессорных станций трубопроводного транспорта газа на основе стати-

стической взаимосвязи измеряемых параметров / Э.С. Иванов // Материалы

Международной научной конференции «Европейская наука и технологии». –

г. Мюнхен, Германия, 2013. – С. 212 – 219.







 
© 2015 www.z-pdf.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.