CC BY
13ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА ИЗ КАМЕРЫ ДЕГАЗАЦИИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ КОМПРЕССОРОВ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ
УДК 622.691
М.В. Чучкалов, д.т.н., ООО «Газпром трансгаз Уфа» (Уфа, РФ),
Э.С. Иванов, к.т.н., ООО «Газпром трансгаз Уфа»
И.Р. Байков, д.т.н., проф., ФГБОУ ВО «Уфимский государственный
нефтяной технический университет» (Уфа, РФ)
С.В. Китаев, д.т.н., проф., ФГБОУ ВО «Уфимский государственный
нефтяной технический университет»
Р.Р. Фарухшина, ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»
Направления развития деятельности в области повышения энергоэффективности ПАО «Газпром» определены в Концепции энергосбережения и повышения энергетической эффективности ПАО «Газпром» на 2011-2020 гг.
В числе главных направлений энергосбережения в магистральном транспорте газа заявлены системная организация технологических режимов работы магистральных газопроводов для снижения расхода и сокращения потерь природного газа. Для решения проблем, связанных с требованием повышения энергоэффективности транспортировки природного газа, прежде всего актуально сокращение потерь в газотранспортной системе.
На объектах транспорта газа значительным источником загрязнения атмосферы являются компрессорные станции, ежегодно выбрасывающие в больших количествах метан в атмосферу. Основной и самый активный источник выбросов - газоперекачивающий агрегат. Газоперекачивающие агрегаты на компрессорных станциях обеспечивают компримирование газа и транспортировку его по магистральным газопроводам. При эксплуатации газоперекачивающих агрегатов предусматривается расход природного газа на топливные и технологические нужды. При компримировании газа в центробежном компрессоре давление повышается с 5,4 до 7,4 МПа. Для предотвращения выхода газа из внутренней полости центробежных компрессоров в машинный зал в конструкции должно быть гидравлическое уплотнение «масло - газ», особенностью которого является сброс газа из камеры дегазации через свечу в атмосферу. В статье приводятся результаты экспериментального определения нерациональных потерь природного газа из камеры дегазации центробежных компрессоров газоперекачивающих агрегатов типа ГТК-10М «Рекон». Представлена математическая модель для расчета потерь газа через свечи камеры дегазации, учитывающая наработку центробежного компрессора после капитального ремонта, коэффициент технического состояния и объемную концентрацию метана в свече.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИЙ АГРЕГАТ, ЦЕНТРОБЕЖНЫЙ КОМПРЕССОР, ПРИРОДНЫЙ ГАЗ, КАМЕРА ДЕГАЗАЦИИ, ЭЖЕКТОР
В основу автоматического регулирования системы уплотнения большинства центробежных компрессоров (ЦБК) положен принцип гидравлического затвора, поддерживающего постоянное давление масла, превышающее
давление перекачиваемого газа на 0,05-0,3 МПа.
Постоянная разность давлений масла и газа автоматически поддерживается регулятором перепада давления за счет сброса (слива) части масла, нагнетаемого
винтовым насосом в линию перед маслоохладителем. Чистое масло, скапливающееся в нижней части газоотделителя, через гидрозатвор направляется в маслобак, а выделяющийся из масла газ отводится в атмосферу через свечу.
Chuchkalov M.V., Doctor of Sciences (Engineering), Gazprom transgaz Ufa (Ufa, Russian Federation),
Ivanov E.S., Candidate of Sciences (Engineering), Gazprom transgaz Ufa
Baykov I.R., Doctor of Sciences (Engineering), Professor, Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Ufa State Petroleum Technological University" (Ufa, Russian Federation) Kitaev S.V., Doctor of Sciences (Engineering), Professor, Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Ufa State Petroleum Technological University"
Farukhshina R.R., Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Ufa State Petroleum Technological University"
Experimental determination of natural gas loss from the degassing chamber of centrifugal compressors of gas pumping units
The directions of activity development in the field of energy efficiency improvement of Gazprom PJSC are determined in the Concept of Energy Saving and Enhancing the Energy Efficiency of Gazprom PJSC for 2011-2020.
The system organization of technological operation modes of main gas pipelines to reduce consumption and losses of natural gas is among the main directions of energy saving in the main gas transportation. The reduction in losses in the gas transportation system is important first of all in solving the problems associated with the requirement to increase the energy efficiency of natural gas transportation.
The compressor stations annually emitting large volumes of methane into the atmosphere are a significant source of atmospheric pollution at gas transport facilities. The gas pumping unit is the main and most active source of emissions. Gas pumping units at compressor stations provide compression of gas and its transportation through main gas pipelines. Operation of gas pumping units requires the natural gas consumption for fuel and technological needs. The pressure rises from 5.4 to 7.4 MPa during gas compression in a centrifugal compressor. The construction of centrifugal compressor must have a hydraulic oil-gas seal in order to prevent gas escaping from the internal chamber into the engine room. The special feature of this seal is the discharge of gas from the degassing chamber through a candle into the atmosphere.
The article presents the results of experimental determination of irrational losses of natural gas from the degassing chamber of centrifugal compressors of gas pumping aggregates of GTK-10M type Rekon. A mathematical model for calculation of gas losses through candles of the degassing chamber is presented, taking into account the centrifugal compressor working time after the overhaul, the maitenance factor and the volume concentration of methane in the candle.
KEYWORDS: GAS PUMPING UNIT, CENTRIFUGAL COMPRESSOR, NATURAL GAS, DEGASSING CHAMBER, EJECTOR.
При отсутствии данных величину дмпгп принимают в соответствии с СТО Газпром 2-1.19-332-2009 [2].
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ И ВЫЧИСЛЕНИЯ
Цель работы заключалась в экспериментальном определении величины потерь газа, направляемого из газоотделителя на свечу, и анализе зависимости потерь от наработки ЦБК.
Исследования проводились на примере газоперекачивающего агрегата (ГПА) ГТК-10М «Рекон» с ЦБК Н370-18-1. На момент измерений в работе находилось четыре агрегата с различной наработкой ЦБК после капитального ремонта. Нормативные потери газа из уплотнения «масло - газ» для агрегата данного типа, рассчитанные по формуле (2), состав -ляют 15,43 м3/ч.
Технологические потери газа из уплотнения «масло - газ» определяются согласно СТО Газпром 3.3-2-044-2016 [1] по формуле:
«масло - газ», м3/ч, который рассчитывается по формуле:
3,6
М
(2)
Г) ЦБК .
10"5-омг -т
iyJ 'упп ГПА,
(1)
где тГПА - время работы ГПА за расчетный период, ч; <^пгл - объемный расход выбросов из-за негерметичности уплотнения
где 3,6 - коэффициент для связи размерностей; М - мощность выброса газа для типа ГПА, г/с, в соответствии с СТО Газпром 2-1.19332-2009 [2]; рс - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3.
Используемый метод экспериментального определения объемов потерь основан на измерении с помощью анемометра скорости потока газа, вытекающего в атмосферу через свечу. Расход газа через свечу определяется согласно [3] по формуле:
Q = VS,
(3)
где V - скорость потока вытекающего газа, м/с; Я - площадь сечения свечи, м2.
Для измерения скорости потока вытекающего газа чувствительный элемент анемометра в соответствии с руководством по эксплуатации вводится внутрь свечи и располагается перпендикулярно направлению потока газа в трубопроводе. Производится три измерения скорости потока газа: два - вблизи внутренних стенок свечи и одно -в центре. После этого вычисляется среднее показание анемометра V по формуле:
V =
ср
ср
V + V+V,
(4)
где V1, V,, Vъ - снятые показания.
Для измерений скорости потока использовался анемометр ТАММ-20, внесенный в Государственный реестр средств измерений России. Диапазон измерений скорости потока прибором ТАММ-20 составляет 0,05-20 м/с.
Величина потерь газа рассчитывается по формуле:
Q-.
^ 2826V D2, м3/ч,
ср
(5)
>50
Отверстие для ввода датчика анемометра (направление луча детектора метана) Hole for anemometer sensor input (direction of the methane detector beam)
>5D
Рис. 1. Схема проведения измерений Fig. 1. Scheme of measurements
0,6
0 0,5
X
ni _
S E 0,4
л Я
S s
1 i 0,3
c= о
Il 0,2
О
ас u
0,1
5
10
15
20
25
Наработка ЦБК, тыс. ч Operating time of centrifugal compressor, thousand hours
Рис. 2. Зависимость скорости потока газа от наработки ЦБК после капитального ремонта
Fig. 2. Dependence of the gas flow rate from the operating time of centrifugal compressor after overhaul
где D - внутренний диаметр свечи, принимается из технической документации на газопровод, м.
Одновременно производилось измерение линейной концентрации метана детектором метана с лазерным наведением марки LaserMеthan mini. Лазерный детектор предназначен для дистанционного детектирования метана, позволяет быстро определять потери газа путем наведения лазерного луча на интересующую
область. Принцип измерения основан на свойстве метана поглощать инфракрасное излучение лазера на определенной длине волны. Устройство принимает этот отраженный поток излучения и измеряет степень его поглощения, которая затем автоматически пересчитывается в плотность метана в зондируемом слое газа в 10-6м.
Пересчет концентрации метана в проценты по объему осуществляется по следующей формуле:
C = 10-4C ( „ %,
ср а(ср)
(6)
гдеC, . - числовое значениекон-
" а(ср)
центрации, 10-6м.
На рис. 1 приведена схема про -ведения измерений, иллюстрирующая ориентацию приборов при проведении работ. Свечи диаметром 114 мм оборудованы штуцером - устройством, обеспечивающим измерение с помощью анемометра скорости потока газа (концентрации метана), вытекающего через свечу.
Для каждого из четырех ГПА производилось по четыре измерения. По результатам построены графические зависимости, на которых маркерами показаны экспериментальные точки. Сплошная линия построена методом наименьших квадратов в электронной таблице Excel.
45
Е 40
Е
£ ё 35
та" X оз с. га 30
£ а» Е 25
к S =г *о щ 20
1 га 15
ш =г £ с ш сэ с 10
С-Э 5
0
5
10
15
20
25
Наработка ЦБК, тыс. ч Operating time of centrifugal compressor, thousand hours
Рис. 3. Зависимость линейной концентрации метана в свече от наработки ЦБК после капитального ремонта
Fig. 3. Dependence of linear concentration of methane in the candle from the operating time of centrifugal compressor after overhaul
16
14
12
з-Z *Е 10
га то Е и го □) В
X о to i
ё 3 4
2
0
5
10
15
20
25
Наработка ЦБК, тыс. ч Operating time of centrifugal compressor, thousand hours
Рис. 4. Зависимость потерь газа через свечу от наработки ЦБК
Fig. 4. Dependence of gas losses in a candle from the operating time of centrifugal
compressor
На графиках представлены зависимости: скорости потока газа от наработки ЦБК после капитального ремонта (рис. 2); линейной концентрации метана от наработки после капитального ремонта ЦБК (рис. 3); потерь газа через свечу, рассчитанная по формуле (5) (рис. 4).
Метод измерения скорости ис-текаемого из свечи газа с помощью анемометра учитывает также потери паров масла с газом. Проведенный анализ показывает,
что доля паров масла в выбросе метана для ГПА ГТК-10М «Рекон» составляет всего 0,0008 %. Доля паров масла находится в пределах погрешности средств измерений, поэтому величиной содержания паров масла в газе на оценку величины потерь природного газа можно пренебречь.
Представленная на рис. 4 зави -симость аппроксимируется полиномом второй степени вида:
где а1, а2, а3 - коэффициенты аппроксимации (а5 = 5,8273; а2 = 0,553; а3 = -0,0083); г - наработка, тыс. ч.
Рассмотрим альтернативный способ определения величины потерь газа через свечи газоотделителей ЦБК с помощью лазерного детектора метана. В этом случае необходимо получить математическую модель для пересчета ве -личины линейной концентрации в расход газа. Произведем оценку корреляционной взаимосвязи величины потерь газа с параметрами работы ЦБК.
Поскольку объем выборки ограничен 16 измерениями, воспользуемся коэффициентом корреляции Спирмена, который применяется для выборок с ограниченным количеством данных.
Как следует из таблицы, в которой приведена корреляционная матрица для данных основных параметров работы ЦБК, имеется значимая корреляционная взаимосвязь между исследуемыми параметрами. Знак «-» указывает, что с увеличением наработки снижается коэффициент технического состояния (КТС) ЦБК и увеличиваются потери газа из камеры дегазации.
Таким образом, требуется решить задачу разработки математической модели зависимости потерь газа @час от наработки ЦБК г, КТС ЦБК кн и объемной концентрации метана Сср в поперечном сечении свечи.
С помощью стандартных алгоритмов решения задач линейного программирования [4, 5] определим коэффициенты Кк в линейном уравнении множественной регрессии:
из условия:
Jtif^mln, (8)
Q = а, + a2t
хчас 1 2
a t2,
(7)
где п - объем выборки; @час(р) -расчетный расход газа через свечу, м3/ч; @час(ф) - фактический (измеренный) расход газа через свечу, м3/ч.
Корреляционная матрица The correlation matrix
Параметр Parameter Потери газа, м3/ч Loss of gas, m3/h Наработка ЦБК после капитального ремонта, ч Operating time of centrifugal compressor after overhaul, h КТС ЦБК Maintenance factor of centrifugal compressor Объемная концентрация метана, % Volume concentration of methane, %
Потери газа, м3/ч Loss of gas, m3/h 1,00 0,90 -0,87 0,81
Наработка ЦБК после капитального ремонта, тыс. ч Operating time of centrifugal compressor, thousand hours 0,90 1,00 -0,88 0,88
КТС ЦБК Maintenance factor of centrifugal compressor -0,87 -0,88 1,00 -0,91
Объемная концентрация метана, % Volume concentration of methane, % 0,81 0,88 -0,91 1,00
CU> = Ko + 2LKxk=
= K0+ K1t + K2-kH + K3'CCp>
(9>
где К0, К1, К2, К3 - коэффициенты уравнения регрессии, вычисленные по ранее приведенному алгоритму: К0 = 2,9689; К1 = 0,4323; К2 = 2,9512; К3 = 1,0233.
Сравнение расчетных и экспериментальных данных, приведенных на рис. 4, показывает хорошую сходимость результатов. Относительная погрешность функции (9) не превышает 3,0 %.
С применением предлагаемой методики получена оценка потерь газа через свечи для четырех ГПА типа ГТК-10М «Рекон». Объем по -терь газа составил 162,1 тыс. м3/год (с учетом суммарной наработки
агрегатов на КС за 2016 г., состав -ляющей 15,4 тыс. ч.
ВЫВОДЫ
На основе проведенных экспериментальных исследований установлено, что потери газа через свечи камеры дегазации ГПА описываются полиномом второй степени в зависимости от наработки ЦБК после капитального ремонта. Для ГПА ГТК-10М «Рекон» с наработкой ЦБК, равной 0,18-22,94 ч, потери газа через свечи составили 5,93-14,13 м3/ч при нормативном значении, равном 15,43 м3/ч.
Разработана математическая модель для расчета потерь газа через свечи камеры дегазации,
учитывающая наработку ЦБК после капитального ремонта, КТС ЦБК и объемную концентрацию метана в свече. Относительная погрешность функциональной зависимости составляет 3,0 %. Получена оценка потерь газа через свечи для четырех ГПА типа ГТК-10М «Рекон». Объем потерь составил 162,1 тыс. м3/год (с учетом суммарной наработки агрегатов на КС за 2016 г., равной 15,4 тыс. ч).
Полученные рекомендации могут быть использованы при оценке фактических потерь природного газа через свечи из камер дегазации ЦБК. Аналогичные зависимости могут быть построены для других типов ГПА с примене -нием предлагаемого алгоритма. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. СТО Газпром 3.3-2-044-2016. Система норм и нормативов расхода ресурсов, использования оборудования и формирования производственных запасов ПАО «Газпром». Методика нормирования расхода природного газа на собственные технологические нужды и технологические потери магистрального транспорта газа. М.: ООО «Газпром экспо», 2016. 91 с.
2. СТО Газпром 2-1.19-332-2009. Технические нормативы выбросов. Газоперекачивающие агрегаты ОАО «Газпром». М.: ООО «Газпром экспо», 2009. 87 с.
3. Методика проведения замеров утечек через продувочные трубопроводы. Екатеринбург: ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург», 2006. 7 с.
4. Акулич И.Л. Математическое программирование в примерах и задачах. СПб.: Лань, 2011. 352 с.
5. Вентцель Е.С. Исследование операций: задачи, принципы, методология. М.: КНОРУС, 2010. 192 с.
REFERENCES
1. Company Standard STO Gazprom 3.3-2-044-2016. The System of Norms and Standards for the Resources Consumption, Equipment Use and Production Reserves Formation of Gazprom PJSC. The Methodology of Normalizing the Consumption of Natural Gas for Own Technological Needs and Technological Losses of the Main Gas Transport. Moscow, Gazprom expo LLC, 2016, 91 p. (In Russian)
2. Company Standard STO Gazprom 2-1.19-332-2009. Technical Standards of Emissions. Gas Pumping Units of Gazprom OJSC. Moscow, Gazprom expo LLC, 2009, 87 p. (In Russian)
3. Procedure for Measuring Leakage through Blow-Off Pipelines. Ekaterinburg: Gazprom transgaz Ekaterinburg, 2006, 7 p. (In Russian)
4. Akulich I.L. Mathematical Programming in Examples and Problems. Saint Petersburg, Lan', 2011, 352 p. (In Russian)
5. Venttsel' E.S. Research of Operations: Tasks, Principles, Methodology. Moscow, KNORUS, 2010, 192 p. (In Russian)
