Анализ функционирования компрессорной станции по критерию энергоэффективности Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 620.92: 621.438

Энергетика

АНАЛИЗ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ ПО КРИТЕРИЮ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ

Л.В. Булыгина, В.И. Ряжских

Повышение энергоэффективности компрессорных станций (КС) - актуальная проблема в газовой отрасли. Анализ и расчет технологических режимов работы КС при этом является неотъемлемой частью решения задачи обеспечения энергоэффективности и оптимизации работы КС и всей газотранспортной системы (ГТС) в целом. В статье рассмотрены основные объекты газотранспортной системы: компрессорная станция, линейный участок магистрального газопровода, газовая смесь - природный газ. Также рассмотрен расчет аппарата воздушного охлаждения (АВО) газа (дополнительного объекта ГТС) как пункта редуцирования температуры. Освещены вопросы регулирования работы газоперекачивающих агрегатов и АВО газа.

Исследовано влияние выходных термодинамических параметров (температуры и давления) компрессорной станции на энергоэффективность работы КС. Проведен эксперимент по оценке влияния выходного давления на локальную и системную энергоэффективность КС на примере работы линейной КС с установленными на ней газотурбинными газоперекачивающими агрегатами ГПА-16. Выполнен расчет и анализ режимов работы участка газотранспортной системы с тремя линейными компрессорными станциями по критериям энергоэффективности. В качестве критериев энергоэффективности были приняты показатели годового объема потребления топливного газа на рассматриваемом участке ГТС и значения потребляемой мощности компрессорных станций.

Применение рассмотренных в статье методов расчета режимов работы КС и регулирования выходных термодинамических параметров КС позволит улучшить показатели энергоэффективности КС, уменьшить потребляемую мощность компрессорных станций и снизить затраты топливного газа

Ключевые слова: энергоэффективность, компрессорная станция, газоперекачивающий агрегат, аппарат воздушного охлаждения газа

Введение

Повышение энергоэффективности

компрессорных станций, как основных потребителей топливно-энергетических

ресурсов, является актуальной проблемой сегодня [1]. Неотъемлемым звеном при этом в решении задачи обеспечения

энергоэффективности компрессорных станций и оптимизации их работы становится расчет режимов работы КС.

Для разработки различных алгоритмов расчетов газотранспортной системы необходимо предварительно разработать алгоритмы расчетов объектов ГТС [2], которые будут обеспечивать высокую скорость работы, и соотноситься с предлагаемыми методиками, изложенными в нормах технологического проектирования.

Основные объекты ГТС

К основным объектам ГТС относятся (рис.

1):

■ Объект - газовая смесь (природный газ);

Булыгина Лидия Викторовна - ДОАО «Газпроект-инжиниринг», ведущий инженер, тел. 8(908)130-83-86, e-mail: lidaspitsina@yandex.ru

Ряжских Виктор Иванович - ВГТУ, д-р техн. наук, профессор, e-mail: ryazhskih_vi@mail.ru

■ Объект - линейный участок;

■ Объект - компрессорная станция.

Параметры газовой смеси.

Все производимые расчеты ГТС так или иначе опираются на параметры газовой смеси, транспортируемой по трубе. Сами эти параметры можно определить из компонентного состава газа, поэтому газовая смесь выделяется как самостоятельный объект, результатом расчета которого являются параметры смеси, необходимые для моделирования других объектов.

Исходя из компонентного состава, определяются следующие параметры: молярная масса, плотность природного газа, газовая постоянная, приведенные давление и температура, коэффициент сжимаемости, изобарная теплоемкость газа, динамическая вязкость, коэффициент Джоуля-Томпсона.

Технологические параметры основных объектов ГТС

Объект - Газовая смесь (природный газ) [ Объект-Линейный участок Объект - Компрессорная 1 станция

[ Компонентный состав | 1 природного газа ( Температура в начале ^ участка, ТИ ( Температура на входе 1 КС, Гн

| Молярная масса М I Температура в конце [ участка, Т, , Температура на выходе 1 1 КС, Т.

_( Плотность природного 1 [ газа р ( Абсолютное давление в 1 ( начале участка, Р„ | Абсолютное давление на 1 [ входе КС, Р,

Газовая постоянная, Я [ Абсолютное давление в 1 [ конце участка, Р, I Абсолютное давление на 1 [ выходе КС, Р,

{ Приведенное давление ] [ и температура 1 Расход в начале участка, 1 1 4« Расход на входе КС, д„

Г Коэффициент Расход в конце участка, 1 1 Я. Расход на выходе КС, ц.

( Изобарная [ теплоемкость, с. Степень сжатия, е

\ Коэффициент Джоуля- 1 [ Томпсона, О, Мощность КС, N

Рис. 1. Технологические параметры основных объектов ГТС

Параметры линейного участка магистрального газопровода (МГ).

Для линейного участка используется модель стационарного течения газа. Линейный участок можно описать шестью основными параметрами: температура газа в начале и конце участка газопровода, абсолютное давление на входе и выходе участка, коммерческий расход в начале и конце газопровода.

Расчет компрессорной станции.

Для расчетов оценочного уровня компрессорная станция моделируется по мощности согласно [4], не учитывая характеристики газоперекачивающих агрегатов (ГПА) (рис. 2). Однако при этом необходимо обеспечить возможность набора структуры компрессорной станции из агрегатов разной мощности и разделение агрегатов на рабочие и резервные с учетом возможного перехода агрегата как из рабочего в резервный, так и из резервного рабочий.

Рис. 2. Блок-схема определения параметров работы КЦ расчетно-оценочным методом, где Р1н (Р2н) - давление на входе (давление на выходе) КЦ, МПа; Т1н (Т2н) -температура на входе (температура на выходе) КЦ, К; qкц - производительность, млн.м3/сут.; Z1н ^2н) -коэффициент сжимаемости на входе (коэффициент сжимаемости на выходе) КЦ; Zср - средний коэффициент

сжимаемости; ен - степень повышения давления; R -газовая постоянная, кДж/кг-К; цп - политропный КПД; Пм - механический КПД; G]щ - массовый расход КЦ, кг/с; N - внутренняя мощность сжатия КЦ, кВт; Qкц -объемный расход КЦ, м3/мин; р1н - плотность газа на входе, кг/м3; ^кц - мощность, потребляемая КЦ, МВт; Нп -политропный напор, кДж/кг

Так же, как и линейный участок, работу компрессорной станции описывают давление, температура и расход на входе и выходе КС, но к этим параметрам необходимо добавить еще два: сжатие на КС и мощность КС. Таким образом, работу компрессорной станции можно описать следующими параметрами:

температура в начале и конце участка газопровода, абсолютное давление на входе и выходе участка, коммерческий расход газа в начале и конце участка, мощность (сжатия) КС, степень повышения давления (степень сжатия).

Давления газа на входе (выходе) компрессорного цеха (во входном и выходном патрубках компрессора или первого (последнего) в группе последовательно соединенных компрессоров) вычисляют по формулам:

Р1Н = РК- ЗРВХ, (1)

Р2Н = Рн + 8РВЫХ, (2)

где ¿Рвх (¿Рцых) - потери давления в трубопроводах и оборудовании на входе (выходе) компрессорного цеха (КЦ), МПа; Рк, Рн - давления газа в прилегающих линейных участках (на узле подключения КЦ), МПа.

Температуру газа Т1н на входе компрессорного цеха (КЦ) принимают равной температуре газа Тк в конце предшествующего линейного участка газопровода. Температуру газа на выходе КЦ принимают равной значению температуры газа после установки охлаждения или равной температуре после компрессоров (при отсутствии охлаждения газа).

Объемный расход на входе компрессора, м3/мин:

¿.(Л.П 7. .Т.

(3)

Р1Н

где дн - суточная производительность, млн. м3/сут; р1н - плотность газа при условиях на входе, кг/м3:

Р1н

(4)

R - газовая постоянная, кДж/кгК; Gн -массовый расход, кг/с:

Сн = 4,0^ (5)

Степень повышения давления (степень сжатия) - отношение абсолютных давлений,

измеренных в сечениях выходного и входного патрубков (фланцев) компрессора:

£н = — (6)

н Рщ у '

Степень повышения температуры -отношение абсолютных температур на выходе и входе компрессора:

Тн =

Т2н

(7)

'1н

Удельная политропная работа

(политропный напор), кДж/кг, в соответствии с

[3]:

Н„ = -

,ЯТ1н

ту

или

т„ =

_ ^ср

2ср- й- Т-1 н

ту

(С -1), -1),

(8)

(9)

- объемный процесса;

тТ = ■

где --„ , политропного температурный процесса; 2ср = сжимаемости.

Температура газа после сжатия (на выходе из центробежного нагнетателя (ЦБН)):

показатель

21н+22н

показатель

№ н -

н

политропного - средний коэффициент

^2н =

0,235 Пп

(10)

Внутренняя мощность ЦБН (мощность сжатия), кВт:

и1 = нгСн =

Чп

(11)

Мощность, кВт, на муфте газотурбинной установки (ГТУ)-ЦБН в зависимости от внутренней мощности ЦБН:

= —, (12) ЦБН,

Лм' Кн

где пм - механический КПД включающий в себя потери в подшипниках, насосах и других устройствах, способных привести к потерям (отводу) энергии от ЦБН; Кн - коэффициент технического состояния ЦБН. Значения механического КПД, пм, принимают по данным техдокументации конкретного типоразмера.

Рис. 3. Диаграмма режимов ЦБН

Поле возможных режимов ЦБН определяется его расходно-напорной характеристикой и имеет определенные физические ограничения. На рис. 3 показана диаграмма режимов центробежного

компрессора. Нормальная рабочая точка - это ожидаемый режим обычной эксплуатации, в процессе которого желательна оптимальная эффективность. Номинальная (100 %) частота вращения определяется напором, который требуется получить в спецификационной точке А и расходом, который необходимо обеспечить в других спецификационных точках, таких как точка С. Нормальная частота вращения обычно соответствует приблизительно 98 % от номинальной частоты вращения (если не устанавливается другая величина).

Максимальная (обычно 105 % от номинальной величины) и минимальная (обычно 70 % от номинальной величины) частоты вращения -это величины, которые поставщик разрешает для длительной эксплуатации.

Когда работа нагнетателя описывается только мощностью, для возможности управления агрегатом необходимо ввести дополнительный параметр: коэффициент использования мощности - это отношение потребляемой мощности к располагаемой мощности. Коэффициент характеризует, насколько эффективно расходуется мощность ГПА и насколько эффективно работает вся компрессорная станция:

(13)

К

Аи = л£ ,

где - располагаемая мощность ГТУ, МВт; N н - потребляемая мощность, МВт;

Располагаемую мощность ГТУ

определяют согласно [4] по следующей формуле:

Wep = N° КРа, (14)

где Ne°- номинальная мощность ГТУ; KN -коэффициент технического состояния ГТУ (по мощности), принимают равным 0,95, если не имеется оснований для принятия другой величины; Kt - коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха; Ky - коэффициент, учитывающий наличие утилизатора тепла; КРа - коэффициент, учитывающий влияние высоты над уровнем моря; Kñ - коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины; обычно учитывается в составе коэффициента KN.

Учёт влияния температур атмосферного воздуха рекомендуется [4] рассчитывать по формуле:

tft = 1-fcr^, (15)

где Та - расчетная температура атмосферного воздуха на входе в ГТУ, К; kt - коэффициент, величину которого для оценочных расчетов рекомендуется принимать 3,0.

Расчётная температура атмосферного воздуха на входе в ГТУ определяется по формуле:

Та = Гаср + 5 , (16)

где Tacp - средняя температура атмосферного воздуха расчетного календарного периода, К.

Расчет АВО газа

Дополнительным объектом ГТС является пункт редуцирования температуры (АВО). Это объект, проходя через который все свойства газового потока, кроме температуры, сохраняются, а температура сбрасывается до некоторой заданной величины. Такой пункт является простой моделью аппарата воздушного охлаждения газа (АВО), устанавливающегося после КЦ.

Количество аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа определяется на основе гидравлических и тепловых расчётов газопровода по режиму пропускной способности.

Расчётная температура атмосферного воздуха на входе установки охлаждения газа принимается по средней температуре расчётного периода с поправкой на изменчивость климатических данных:

ГАВ0 = ГФ + 2 (17)

Температура газа на выходе:

Г2агво = ГаАВ0 + (71АГВ0 - ГаАВ0) • exp (-¿о), (18)

где Г{Г , Т£Г - температура газа, соответственно, на входе и выходе из АВО, К; ГаАВ0 - расчётная температура атмосферного

К^АВО

,, ; G - массовый расход (производительность) газа через АВО газа, кг/ч (млн м3/сут.); k - коэффициент, кг/ч (млн м3/сут.), определяемый для номинальных параметров по технической документации конкретного типоразмера АВО газа:

(гАВ0_гАВ0\

^АВО^АВО у (19)

/тАВ0 тАВ0

к = САВ0 • ln' — "Гп

где G,

АВО

номинальный массовый расход

(производительность) газа через АВО газа, кг/ч (млн м3/сут.).

Массовый расход (производительность) одного аппарата для расчётного режима:

(20)

АВ0

ь0 =

1п|

-АВО тАВ0 2Г 'а

Расчёт потерь давления, МПа, газа в АВО для режимов, отличающихся от номинального:

„АВО /,~АВ0\2

ДРаво=ДРоав^£М£аво), (21)

где р - плотность газа, для средней

температуры

С1

т^АВО , ^АВО

-) и абсолютного

давления газа на входе АВО (РАг ).

Регулирование работы ГПА и АВО

КС состоят из одного или нескольких компрессорных цехов, осуществляющих технологические процессы очистки,

компримирования и последующего охлаждения природного газа с использованием газоперекачивающих агрегатов (ГПА), пылеуловителей (ПУ) или фильтр-сепараторов (ФС), аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО) (рис. 4).

Для оптимизации режима работы КС [5] регулирование термодинамических параметров происходит в зависимости от изменения:

• количества работающих нагнетателей на КС;

• фактического числа оборотов ротора каждого нагнетателя;

• количества включенных вентиляторов в АВО газа.

Диапазон изменения оптимизируемых параметров может быть ограничен. Ограничения могут быть связаны с пропускной способностью газопровода, минимально-допустимой температурой газа (по условию недопущения выпадения на стенках труб гидратов), максимально-допустимой

температурой газа (по условию недопущения

повреждения противокоррозионной изоляции трубопровода), максимально-допустимым

выходным давлением в газопроводе, минимальным давлением в газопроводе (по условию обеспечения технологического режима газопровода и обеспечения допустимого давления на входе следующей линейной КС). Учет ограничений осуществляется путем сужения диапазона варьирования, то есть изменением верхней или нижней границы данного оптимизируемого параметра. Ограничения на оптимизируемые параметры формулируются в виде двухсторонних неравенств, определяющих верхнюю и нижнюю границы их изменения.

Рис. 4. Технологическая схема КС с параллельной обвязкой ГПА

Влияние выходных термодинамических параметров на энергоэффективность КС

Рассмотрим влияние выходных термодинамических параметров (температуры на выходе АВО и давления на выходе компрессорного цеха) на энергоэффективность работы КС.

В качестве критериев

энергоэффективности будем использовать значения потребляемой мощности

компрессорного цеха и годовой расход

топливного газа (ТГ) (дтг).

Расход топливного газа ГТУ определяется согласно [3]:

тыс. м3/ч,

где

^ (0,75-^|+ 0,25 ■

3,6

(22)

Ле' Чт

номинальный расход

топливного газа, тыс. м3/ч; Ктг - коэффициент технического состояния ГТУ (по топливу); N5 -мощность, потребляемая ЦБН, МВт; це -номинальный КПД ГТУ; Qтс - теплота сгорания топливного газа, кДж/м3.

В качестве примера выберем линейную компрессорную станцию с установленными на ней 4 газотурбинными агрегатами ГПА-16 (при схеме работы в режиме проектной производительности 3х1+1), давлением на входе в КЦ Р1н = 5,4 МПа, максимальным давлением на выходе КЦ Р2н = 7,5 МПа, температурой газа на входе КЦ Т1н = 293 К, коммерческой производительностью КЦ qн = 90 млн. м3/сут. Ограничения по давлению на выходе кЦ: 6,6 МПа < Р2н < 7,5 МПа.

Минимальное давление на выходе несет ограничение по условиям работы центробежного нагнетателя (ЦБН),

максимальное давление - по условию максимально допустимого рабочего давления в трубопроводе. Температура на выходе АВО газа не должна быть выше 45°С - по условию недопущения плавления изоляции

трубопровода.

Расчет потребляемой мощности выполнен расчетно-оценочным методом, а затем уточнен с учетом характеристик ЦБН согласно [4]. Из результатов расчета потребляемой мощности и годового расхода топливного газа, следует, что минимальные затраты топливного газа (рис.5) и минимальная потребляемая мощность (рис.6) будет в режиме минимально-допустимого давления на выходе (при условии сохранения технологического режима и возможности транспортировки газа до следующей КС).

6,6 6,7 6,8 6,9 7 7,1 7,2 7,3 7,4 7,5 Давление на выходе КЦ Р1Н1 МПа

Рис. 5. Зависимость годового потребления топливного газа КЦ-1 от выходного давления

Давление на выходе КЦ Р2н, МПа

—Значения потребляемой мощности КЦ, по расчетно-

оценочному методу —Значения потребляемой мощности КЦ с учетом характеристик ЦБН

, кс-з

I КС-2

Рис. 6. Зависимость потребляемой мощности КЦ-1 от выходного давления

При этом можно говорить о локальной (собственной) энергоэффективности КС, отражающей техническое состояние без учета ее энергетического вклада в работу ГТС и без взаимосвязи работы КС с другими станциями.

Однако данный режим работы, с минимальным допустимым давлением на выходе КЦ-1, обеспечивающий локальную энергоэффективность КС, не будет говорить об энергоэффективной работе всего участка ГТС, т.е. об энергоэффективности системной. Системная энергоэффективность характеризует энергоэффективность газотранспортной

системы с учетом энергетической взаимозависимости входящих в него объектов, учитывает режим их совместной работы (энергетический вклад каждого объекта в работу системы) [6].

Исходя из формул (8), (11), (22), температура на выходе АВО газа компрессорной станции КС-1 не влияет на потребляемую мощность КС-1 и объемы потребления ТГ, но будет влиять на энергетическую эффективность последующей станции. Уменьшение температуры

технологического газа, поступающего в газопровод после его охлаждения в АВО, приведет к уменьшению средней температуры газа на линейном участке трубопровода и, как следствие, к снижению температуры и увеличению давления газа на входе в последующую КС. Это, в свою очередь, приведет к уменьшению степени сжатия на последующей станции (при сохранении давления на выходе из неё) и энергозатрат на компримирование газа по станции.

КС-1 01420x16.5 ЛЛ МГ-1

ГПА-16: 3x1 + 1 д = 90 млн.м3/сут Р„ =4,74 МПа Р„ = 6,6 МПа Т1н= 290 К Т2н= 318.5К £ = 1,35 Ы,= 41,2 МВт

ГПА-16: 3x1+1 q = 90 млн.м3/сут Р,„ =4,74 МПа Рг. = 6,6 МПа Т,.= 290К Тг.= 318.5К £=1,35 N, = 41,2 МВт

ГПА-16: 3x1+1 д = 90 млн.м3/сут Р,„ =5,4 МПа Рг. = 6,6 МПа Т., = 293 К Т^ЗЮК £ = 1,23 N„=25,2 МВт

Рис. 7. Расчетная схема участка ГТС с тремя одноцеховыми линейными КС

Рассмотрим влияние выходного давления КЦ-1 на энергоэффективность последующих компрессорных станций. Для этого проведем расчет участка ГТС (рис.7) магистрального газопровода 01420х16,5 мм с расположенными на нем тремя линейными одноцеховыми компрессорными станциями КС-1, КС-2, КС-3. Характеристики работы КС-2 и КС-3 примем аналогичными КС-1. Работа агрегатов ГПА-16 по схеме 3х1+1. Давление в конце линейного участка - входное давление на КС. Выходное давление КС - начальное давление следующего участка МГ. Потерями давления во входной и выходной обвязке КС пренебрежем вследствие их небольшой величины по сравнению с потерями по участку МГ между КС.

-Мощность, потребляемая КЦ-1

-Мощность, потребляемая КЦ-2

-Мощность, потребляемая КЦ-3

Суммарная потребляемая мощность по 3 цехам

6,6 6,7 6,8 6,9 7 7,1 7,2 7,3 7,4 7,5 Давление на выходе КЦ-1, МПа

Рис. 8. Зависимость потребляемой мощности компрессорных цехов КЦ-1, КЦ-2, КЦ-3 от выходного давления КЦ-1

250 200

-Потребление ТГ КЦ-1 за год

-Потребление ТГ КЦ-2 за год

-Потребление ТГ КЦ-3 за год

-Суммарный объем потребяемого ТГ за год по 3 КЦ

6,6 6,7 6,8 6,9 7 7,1 7,2 7,3 7,4 7,5 Давление на выходе КЦ-1, МПа

Рис. 9. Зависимость годового потребления топливного газа компрессорных цехов КЦ-1, КЦ-2, КЦ-3 от выходного давления КЦ-1

Результаты расчета, представленные на рис. 8, 9, показывают повышение энергоэффектвности следующих за КС-1 станций КС-2 и КС-3 с увеличением выходного давления КЦ-1. Потребляемая мощность и годовое потребление КС-2, КС-3 топливного газа снижается за счет более высокого давления на входе компрессорных цехов КЦ-2, КЦ-3 и снижения необходимой степени сжатия для обеспечения технологического режима МГ. Общее (по трем цехам) потребление топливного газа и суммарная потребляемая мощность, являющиеся показателями системной энергоэффективности участка ГТС, также снижаются при значениях давления на выходе КЦ-1, близких к максимально разрешенному.

s КЦ-3

'О

КЦ-2

О

КЦ-1

о

кц-з

-о

КЦ-2

О

КЦ-1

о

кц-з..„ #

КЦ-2

О

КЦ-1

о

Рис. 10. Пример расчетной схемы участка ГТС с многоцеховыми КС

Выводы

Расчет режимов работы КС - необходимая составляющая при оценке

энергоэффективности КС и участка ГТС (рис.10). Результаты исследования влияния выходных термодинамических параметров (давления и температуры) КС позволяют сделать следующие выводы:

■ снижение температуры газа на выходе с компрессорной станции (в АВО газа) влияет на энергетическую эффективность последующей станции в результате снижения потерь давления на участке газопровода между КС и снижения энергозатрат на сжатие газа из-за более низкой температуры газа на входе нагнетателя;

■ поддержание давления нагнетания вблизи максимально-допустимых значений позволяет снизить потери по длине трубопровода, увеличить входное давление на следующей КС и снизить необходимую степень сжатия, тем самым уменьшая потребляемую мощность, объемы потребления топливного газа и увеличивая энергоэффективность работы ГТС.

Литература

1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 г. №1715-р. Об Энергетической стратегии России на период до 2030 года // Собрание законодательства РФ. - 2009. - №48. - ст.5836. - 103 с.

2. Казак А.С. Обоснование оптимальных вариантов развития и реконструкции газотранспортных систем в условиях неопределенности: монография / А.С. Казак, В.В. Русакова, И.Б. Кудрявцев. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. - 188 с.

3. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. - М.: ВНИИГаз, 2006. - 187 с.

4. Р Газпром 2-3.5-281-2008. Рекомендации по выбору основного технологического оборудования для транспорта газа. - М.:ВНИИГаз, 2009. - 73 с.

5. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов / А.Н. Козаченко. -М.: Нефть и газ, 1999. - 463 с.

6. СТО Газпром 2-3.5-113-2007. Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов и систем. - М.: ВНИИГАЗ, 2007. - 118 с.

Дочернее открытое акционерное общество «Газпроектинжиниринг», г. Воронеж Воронежский государственный технический университет

ANALYSIS OF THE FUNCTIONING OF THE COMPRESSOR STATION ON THE CRITERION OF ENERGY EFFICIENCY

L.V. Bulygina1, V.I. Ryazhskikh2

'Engineer, DOAO «Gazproektengineering», Voronezh, Russian Federation ph. 8(908)130-83-86, e-mail: lidaspitsina@yandex.ru 2PhD, Professor, Voronezh State Technical University, Voronezh, Russian Federation e-mail: ryazhskih vi@mail.ru

Increasing the energy efficiency of compressor stations (CS) is an outstanding issue within the entire gas industry. Analysis and calculation of technological operating modes of the CPs is an integral part of the overall solution of the problem

of ensuring energy efficiency and optimizing the operation of the CPs and the gas transportation system (GTS) as a whole. The main parts of the gas transportation system are reviewed in the article: compressor station, line section of the main gas pipeline, gas mixture vs. natural gas. Additionally, the calculation of the air cooling device (ACD) of gas (additional GTS particle) as a temperature reduction matter is reviewed. The issues of regulation of the operation of gas pumping units and ACD gas are revised.

The effect of the thermodynamic parameters (temperature and pressure) of the compressor station on the energy efficiency of the compressor station was also thoroughly investigated in the article. The effect of outlet pressure on local and system energy efficiency of the compressor station was assessed experimentally based on a linear compressor station with gas turbine gas compressor units GPA-16 installed on it. Calculation and analysis of the operation modes of the gas transmission system with three linear compressor stations were carried out according to energy efficiency criteria. The annual consumption of fuel gas in the section of the GTS and the power consumption of the compressor stations were adopted as criteria for energy efficiency.

Applying the methodology considered in the article for calculating the operational modes of the compressor station and regulating the output thermodynamic parameters of the compressor station will improve the energy efficiency parameters of the compressing process, reduce the power consumption of compressor stations and, as a result, will reduce the fuel gas costs

Key words: energy efficiency, compressor station, gas pumping unit, gas air-cooling unit

References

1. "On the Energy Strategy of Russia for the period up to 2030 - Decree of the RF Government from 13.11.2009, no 1715-city district. ("Raspoijazhenie Pravitel'stva Rossijskoj Federacii ot 13.11.2009 g. №1715-r. Ob Jenergeticheskoj strategii Rossii na period do 2030 goda" ), Collection of the RF legislation (Sbornik zanodatelnykh aktof RF do 2030 goda) 2009. No, 48, article 5836, p. 103.

2. Kazak, A.S., Rusakova V.V., Kudrjavcev I.B. "Substantiation of optimal options for the development and reconstruction of gas transmission systems in conditions of uncertainty" ("Obosnovanie optimal'nyh variantov razvitija i rekonstrukcii gazotransportnyh sistem v uslovijah neopredelennosti: monografija" ), Moscow, Gazprom VNIIGAZ, 2010, p. 188.

3. Gazprom "The norms of technological design of the main pipelines. ("Normy tehnologicheskogo proektirovanija magistral'nyh gazoprovodov STO Gazprom 2-3.5-051-2006"), Moscow, Gazprom VNIIGAZ, 2006. P. 187.

4. Gazprom "Recommendations regarding the selection of the main technological equipment for the gas transportation", 23.5-281-2008. ("Rekomendacii po vyboru osnovnogo tehnologicheskogo oborudovanija dlja transporta gaza"), Moscow, Gazprom VNIIGAZ, 2009, p. 73.

5. Kozachenko, A.N. "Compressor stations operation of the main gas pipelines" ("Ekspluatacija kompressornyh stancij magistral'nyh gazoprovodov" ), Moscow, 1999, p. 463.

6. Patented Study no. STO Gazprom 2-3.5-113-2007. Methodology for assessing the energy efficiency of gas transmission facilities and systems (Metodika ocenki jenergojeffektivnosti gazotransportnyh ob'ektov i system). - Moscow, Gazprom VNIIGAZ, 2007, 118 p.