Исследование параметров работы газоперекачивающих агрегатов при выработке газа из отключенного смежного участка магистрального газопровода Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.691

ИССЛЕДОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ ПРИ ВЫРАБОТКЕ ГАЗА ИЗ ОТКЛЮЧЕННОГО СМЕЖНОГО УЧАСТКА МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

А.Р. ГАДЕЛЬШИНА, аспирант кафедры транспорта и хранения нефти и газа С.В. КИТАЕВ, д.т.н., проф. кафедры транспорта и хранения нефти и газа ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: [email protected]

А.Р. ГАЛИКЕЕВ, к.т.н., начальник

Башкирское управление ООО «Газпром Газнадзор» (Россия, 450098, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Российская, д. 92/1).

В процессе длительной эксплуатации магистральных газотранспортных систем периодически производятся выборочные ремонты участков магистральных газопроводов. При этом актуальным является сохранение природного газа при отключении участков в ремонт. В статье рассмотрены возможные схемы включения агрегатов при выработке газа из отключаемого в ремонт участка магистрального газопровода на КС, оснащенной разнотипными ГПА, с целью реализации энергосберегающих мероприятий при выводе участков магистральных газопроводов в ремонт. Предложены рекомендации по энергоэффективным способам выработки природного газа из участков газопроводов большого диаметра перед выводом их в ремонт.

Ключевые слова: компрессорная станция, газоперекачивающий агрегат, магистральный газопровод, выработка газа, отключаемый в ремонт участок газопровода.

Одним из способов сохранения природного газа при проведении ремонтных работ на магистральных газопроводах (МГ) является выработка газа из отключаемых участков газоперекачивающими агрегатами (ГПА) на компрессорных станциях (КС).

В настоящее время на КС устанавливаются разнотипные ГПА обычно с центробежными компрессорами (ЦБК) полнонапорного типа. В период реконструкции на КС могут эксплуатироваться ГПА с неполнонапорными ЦБК совместно с ГПА, имеющими полнонапорные ЦБК. При этом, выработка газа из прилегающего участка магистрального газопровода может быть произведена ГПА, включенными по различным схемам.

Целью работы являлось проведение сравнительного анализа выработки газа из отключаемого участка МГ агрегатами с различными схемами включения.

Исследования производились на основании данных по КС-19 «Ша-ран» МГ Уренгой-Петровск. На КС установлены разнотипные агрегаты следующих типов:

• ГПА-10 «Волна» с двигателем ДР59Л и ЦБК 370-18-1 (370-76-1,24) - агрегаты № 21-27;

• ГПА-16р «Уфа» с двигателем АЛ-31СТ и ЦБК 398-21-1 (СУ-АЛ-31 398-76-1,44) -агрегат № 28.

На рис. 1 приведены возможные варианты схем включения ГПА при выработке газа из смежного участка, выводимого в ремонт.

На рис. 2 приведена схема выработки газа из отключаемого в ремонт участка МГ 2020,2-2043,3 км протяженностью 23,1 км.

Произведем анализ режимов работы компрессорного цеха при раз-личных схемах включения ГПА.

Для расчета режимов работы ГПА используем методику, рекомендованную в [1]. Для расчета режима работы КС с разнотипными ГПА по схеме (рис. 1, г) произведем с учетом рекомендаций [2, 3]. Оптимальные подачи центробежных компрессоров (О,) разнотипных ГПА, работающих по схеме в «параллель» определялись по формуле:

Qi =

ln(a,b( ;

1

1

(=1 "-(

n 1

-Y — ln(a (b ( )),

( =1 a(

(1)

где Оф - производительность КС, м3/мин.

Эмпирические коэффициенты модели (1), определенные по приведенным характеристикам (рис. 3) методом наименьших квадратов приведены в табл. 1.

Расчеты производились при следующих исходных данных: на начало выработки Рвх = 5,73 МПа, Рвых = 7,14 МПа, 1вх = 22 °С, плотность газа р = 0,68 кг/м3; газ вырабатывался до давления Рвх = 4,76 МПа.

На рис. 4, 5 приведено распределение времени выработки газа и расхода топливного газа в зависимости от

Рис. 1. Варианты схем включения ГПА при выработке газа из смежного участка, выводимого в ремонт

а) последовательное включение двух агрегатов ГПА-10 «Волна» (1x2);

б) последовательное включение двух групп агрегатов ГПА-10 «Волна» (2x2);

в) выработка одним агрегатом ГПА-16р «Уфа» (1x1);

в) ГПА-16р «Уфа» включенный в «параллель» с группой (двух) последовательно вклю-ченных агрегатов ГПА-10 «Волна» (1 2, 1 1)

а]

ГПА-10 «Волна» ГПА-10 «Волна»

б]

ГПА-10 «Волна»

ГПА-10 «Волна»

ГПА-10 «Волна»

<— ГПА-10 «Волна» <

в] ГПА-16р «Уфа»

г]

ГПА-16р «Уфа»

ГПА-10 «Волна»

<— ГПА-10 «Волна» <

Рис. 2. Схема выработки газа из отключаемого в ремонт

участка МГ о - открыто; 3 - закрыто

<—С ГИС-3

<-С ГИС-2

<—с гис-1

КС-19А

КС-19

КС-6

о

'3 °

' Ремонтный участок

йЫ 1400 1_ = 23,1 км

>°-

2043,3 км 2020,2 км

!з °

°

-X-

°

Рис. 3. Совмещенные характеристики ГПА 1 - ГПА-16р «Уфа»; 2 - ГПА-10 «Волна»

-„40

^ 35 8 30

I

га

Й 25

>

* 20

о

¡15

.о

£ 10 I-

т 5

0

Пе = 43,2 - 112'е-0-0064' а°в

2

1 ---""С ^

пе = 36,0 - 36.е-0-0052'°

ОЬ

275 325 375 425 475

Объемная подача нагнетателя Ооб, м3/мин

Таблица 1

Эмпирические коэффициенты для характеристик ГПА

Коэффициенты Тип агрегата

ГПА-10 «Волна» ГПА-16р «Уфа»

a 36,0 43,2

Ь 86 112

a 0,0052 0,0064

I

Рис. 5. Распределение расхода топливного газа при выработке газа в зависимости от схем включения ГПА

I

Рис. 4. Распределение времени выработки газа при различных схемах включения ГПА

ю со сх

ш сх ш

20 16 12 8 4 0

18 17,4

9 8,2

-

Схема 1 (1х2)

Схема 2 (2х2)

Схема 3 (1х1)

Схема 4 (1х2, 1х1)

Схема работы ГПА

схемы включения ГПА. Типы агрегатов, соответствующие схемам включения, приведены на рис. 1.

На рис. 6 приведены данные о фактическом удельном расходе топливного газа на ГПА в зависимости от схем включения и типов агрегатов.

Как следует из рис. 3 минимальный удельный расход топливного газа при выработке газа соответствует схеме 3 (1x1 ГПА-16р «Уфа») и составляет 0,0152 м3/кВт-ч, однако время выработки будет длительным и составит 17,4 мин.

°

°

Рис. 6. Распределение фактического удельного расхода топливного газа на ГПА в зависимости от схем включения и типов агрегатов

I

Рис. 7. Варианты схем включения ГПА при выработке газа из смежного участка, выводимого в ремонт обеспечивающие трехступенчатое компримирование

а) последовательное включение трех агрегатов ГПА-10 «Волна» (1x3);

б) последовательное включение двух групп по три агрегата ГПА-10 «Волна» (2x3)

повышения давления газа 1,5. Включение в работу третьей ступени компримирования позволит обеспечить большую степень повышения давления и соответственно удастся выработать из участка большее количество технологического газа.

Рассмотрим две схемы выработки газа, обеспечивающими трехступенчатое компримирование и соответственно большую степень выработки газа из технологического участка МГ (рис. 7).

Выработка газа из отключаемого участка ГПА, включенными в три ступени, позволяют выработать газ из участка до меньшего остаточного давления (4,34 МПа). Объем выработанного газа получился на 28% больше по сравнению с выработкой в две ступени. Исследования показали, что выработка газа четырьмя последовательно включенными агрегатами не позволит произвести выработку больших объемов газа, т.к. режимы работы ЦБК будут находиться в недопустимой (помпажной) области характеристик.

а]

ГПА-10 «Волна» ГПА-10 «Волна» ГПА-10 «Волна» <-

б]

ГПА-10 «Волна» ГПА-10 «Волна» ГПА-10 «Волна»

ГПА-10 «Волна» ГПА-10 «Волна» ГПА-10 «Волна»

Таким образом, на основе проведенных исследований схем включения ГПА на КС оснащенной разнотипными ГПА установлено, что при наличии времени на выработку газа целесообразным является вариант выработки одним агрегатом ГПА-16р «Уфа» (1x1), при необходимости проведения ускоренной выработки целесообразной является выработка группой агрегатов ГПА-10 «Волна» (1x1) и ГПА-16р «Уфа» (1x1).

Выше рассмотрены схемы выработки из условия поддержания давления на выходе КС равном 7,14 МПа. Давление на входе определялось максимально возможной степенью

Выводы

1) Рассмотрены возможные схемы включения агрегатов при выработке газа из отключаемого в ремонт участка магистрального газопровода на КС, оснащенной разнотипными ГПА. Показано, что выработка газа меньшим количеством ГПА экономичнее, однако продолжительнее по времени. При потребности укоренной выработки газа целесообразно вырабатывать газ группой ГПА. В работе предложен способ оптимизации ГПА при выработке газа группой разнотипных агрегатов, дополнительная экономия за счет сокращения расхода топливного газа при выработке составит до 2,0%.

2) Получено, что при выработке газа из отключаемого в ремонт участка МГ, если требуется поддерживать на выходе КС заданное давление, могут применяться трехступенчатые схемы включения агрегатов, дополнительный объем выработанного газа за счет достижения меньшего остаточного давления в отключаемом участке МГ составит до 28%.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности.- 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1989. 286 с.

2. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. Методы повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта природного газа. - СПб.: Недра, 2008. 440 с.

3. Гадельшина А.Р., Китаев С.В., Галикеев А.Р. Практическое решение задачи экономии природного газа путем выработки его «в параллель» ГПА-16р «Урал» и ГПА-12р «Урал» на КС-6 «Шаран»// Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2016. №1. C. 5-8.

STUDY OF SETTINGS GAS PUMPING UNITS IN THE FORMULATION OF GAS FROM THE

DISCONNECTED ADJACENT PORTIONS OF THE MAIN GAS PIPELINE

GADELSHINA A.R., post graduate student of Department of Transport and Storage of Oil and Gas

KITAEV S.V., Dr. Sci. (Tech.), Prof., of Department of Transport and Storage of Oil and Gas

Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Russia).

E-mail: [email protected]

GALIKEEV A.R., Chief

Bashkir management of LLC «Gazprom Gaznadzor» (92/1, Russian St., 450098, Ufa, Russia)

ABSTRACT

During natural gas trunk line transmission system long-term operation, it is-periodically necessary to make selective repairsof pipeline sections. In this case, the goal is toreduce natural gas emissions by venting gas to atmosphere before maintenance. The article discussespossiblegas compressor circuits for trunk line section pump-down before repair activities using different type in-line compressors of the compressor station to implement energy saving. Authors offer energy efficient recommendations when using large-diameter gas trunk line pump-down before repairs. Keywords: compressor station, gas compressor, gas trunk line, natural gas pipeline pump-down, shutdown gas pipeline section.

REFERENCES

1. Volkov M.M., MiheevA.L., Konev K.A. Spravochnikrabotnikagazovoypromyishlennosti [Manual worker Gas Industry]. Moscow, Nedra Publ., 1989. 286 p.

2. Baykov I.R., Kitaev S.V., Shammazov I.A. Metodyi povyisheniya energetich-eskoy effektivnosti truboprovodnogo transportaprirodnogogaza [Methods to improve the energy efficiency of pipeline transportation of natural gas]. Saint Petersburg, Nedra Publ., 2008. 440 p.

3. Gadelshina A.R., Kitaev S.V., Galikeev A.R. Natural gas savings problems practical solution by making it «in parallel» GPA-16r «Ural» and GPA-12r «Ural» at CS-6 «Sharan». Transport ihranenie nefteproduktoviuglevodorodnogo syirya, 2016, no. 1, pp. 5-8 (In Russian)