CC BY
91
УДК 62.68
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2020-10206
КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ НА КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ
AN INTEGRATED APPROACH TO THE USE OF SECONDARY ENERGY RESOURCES AT A COMPRESSOR STATION
В.М. Исламова, Т.Р. Мустафин, И.Ф. Кантемиров
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия ORCID: https://orcid.org/0000-0002-4122-7311, E-mail: [email protected]
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-0143-6087, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0002-2205-7433, E-mail: [email protected]
Резюме: Предложена возможность решения проблемы сокращения расхода топливного газа с помощью применения комплекса технологий использования энергии вторичных энергоресурсов, а именно путем внедрения трех технологий ресурсосбережения: установка регенератора на газоперекачивающих агрегатах для утилизации тепла дымовых газов; внедрение в систему теплоснабжения компрессорной станции теплона-сосной установки, позволяющей использовать низкопотенциальные источники тепла, к примеру воду из систем охлаждения газоперекачивающих агрегатов; установка детандер-генераторного агрегата в блок топливного пускового импульсного газа с целью преобразования энергии давления газа и выработки электроэнергии для собственных нужд компрессорной станции. Внедрение комплекса технологий позволит значительно сократить расходы на собственные нужды компрессорной станции, что в перспективе позволит применить данный подход к другим объектам нефтегазовой промышленности.
Ключевые слова: компрессорная станция, вторичные энергетические ресурсы, детандер-генераторный агрегат, газоперекачивающий агрегат.
Для цитирования: Исламова В.М., Мустафин Т.Р., Кантемиров И.Ф. Комплексный подход к использованию вторичных энергоресурсов на компрессорной станции // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 2. С. 27-31.
D0I:10.24411/0131-4270-2020-10206
Violetta M. Islamova, Timur R. Mustafin, Igor F. Kantemirov
Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-4122-7311, E-mail: [email protected]
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-0143-6087, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0002-2205-7433, E-mail: [email protected]
Abstract: The possibility of solving the reduction of fuel gas consumption by applying a set of technologies for using energy from secondary energy resources has been proved. Namely, the introduction of three resource-saving technologies: installing a regenerator on gas pumping units for utilizing flue gas heat; introducing a heat pump unit using the heat supply system of the compressor station that allows the use of low-grade heat sources such as water from cooling systems; installing an expander-generator unit in the block of fuel starting gas in order to convert the energy of gas pressure to generate electricity for their own needs. The introduction of a range of technologies will significantly reduce the costs of their own needs of the compressor station, which in the future will allow this approach to be applied to other oil and gas industry facilities.
Keywords: compressor station, secondary energy resources, expander-generator unit, gas pumping unit.
For citation: Islamova V.M., Mustafin T.R., Kantemirov I.F. AN INTEGRATED APPROACH TO THE USE OF SECONDARY ENERGY RESOURCES AT A COMPRESSOR STATION. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2020, no. 2, pp. 27-31.
DOI:10.24411/0131-4270-2020-10206
Утилизация отходов при магистральном трубопроводном транспорте газа является большой проблемой. Для решения проблемы утилизации рассматривается использование на компрессорных станциях вторичных энергетических ресурсов (ВЭР). Основным потребителем топливных ресурсов на них являются компрессорные станции (КС) магистрального газопровода.
Расход топливного газа в ряде случаев может достигать величины 90% общих расходов топлива на КС, что показывает крайне нерентабельный выбор типа привода газоперекачивающего агрегата (ГПА), а так как установка электродвигателей на КС приводит к еще большим расходам на транспорт газа, то модернизация работающих ГПА в области сокращения расхода газа без потери мощности ГПА является единственным способом сокращения расходов на транспорт.
С учетом роста потребления природного газа и сложных условий транспорта требуется комплексная модернизация
компрессорных станций с целью сокращения расходов топливного газа.
Повышение КПД газотурбинных установок (ГТУ) всегда рассматривалось как приоритетное направление в развитии энергосберегающих технологий транспорта природных газов.
Максимально выгодным способом является использование в процессе транспорта природного газа вторичных энергоресурсов. На сегодняшний день активно проводятся работы по внедрению системы подогрева воздуха, подаваемого в камеру сгорания. В качестве теплоносителя идеально подходит тепло дымовых газов газотурбинного двигателя (ГТД) при применении пластинчатых теплообмен-ных аппаратов.
Фактически возможное количество вырабатываемой тепловой энергии в теплообменниках зависит от продолжительности работы ГПА, на которых они установлены, и количества включенных котлов утилизаторов [1].
I
Природный газ высокого давления
На рис. 1 показана схема ГПА с применением теплообменного аппарата, использующего тепло дымовых газов для подогрева воздуха, подаваемого в камеру сгорания ГТД.
Отличным источником энергии служит использование энергии давления газа при дросселировании газа на КС и на ГРС. Работа по преобразованию осуществляется за счет работы детандер-генераторного агрегата (ДГА) (рис. 2). Турбина ДГА вращается за счет давления газа, тем самым снижая давление потока. Генератор, работающий от такой турбины, способен сократить расходы на электроэнергию для собственных нужд КС и ГРС. К примеру, на аппаратах воздушного охлаждения (АВО) газа применены электродвигатели, и при определенных условиях эксплуатации [2] ДГА способен частично обеспечить их электроэнергией.
Сократить расходы на собственные нужды также позволяет использование тепла воды из системы охлаждения ГПА и другого оборудования КС. Данный вид ВЭР используется в технологии теплового насоса, в котором при помощи циркуляции вещества с низкой температурой кипения (фреон, изобутан и т.д.) происходит нагрев сетей теплоснабжения КС и теплообменных аппаратов подогрева систем топливного газа (рис. 3) [3].
Рассмотрев основные технологии использования ВЭР на КС, сделаем вывод, что необходим комплексный подход к модернизации КС с целью сокращения расходов газа на собственные нужды КС.
Для доказательства эффективности методов сокращения расходов на транспорт газа первоначально был выполнен расчет режима работы КС с учетом методических указаний СТО Газпром 2-3.5-051-2006 [4], исходные данные для расчета представлены в табл. 1, полученные значения отражены в табл. 2.
На основании полученных данных мы смогли выполнить расчет эффективности применения теплообменного аппарата [4], в котором температура поступающего в камеру сгорания воздуха увеличивается за счет теплоносителя -дымовых газов, выходящих из ГПА.
Эффективный КПД ГТУ с регенерацией:
Рис. 1. Принципиальная схема ГПА с регенерацией тепла
Рис. 2. Схема установки ДГА [21: 1 - детандер; 2 - генератор; 3, 4 - трубопроводы
высокого и низкого давления; 5 - теплообменник; 6 - узел редуцирования газа; 7 - теплообменник; 8 - потребитель холода
Природный газ низкого давления
зрег
ГТУ
- зрег . З
- 3i зм
ГТУ
: 0,310.0,934 - 0,29,
ГТУ -V
- механическим
где ЗРег - индикаторный КПД ГТУ; Зм КПД ГТУ.
Относительный прирост КПД с учетом регенерации [4]:
оотнлр. _
Зе -
Забс.пр.
зрег
ГТУ
100% - 002100% - 7%. 0,29
Расход топливного газа при заданном режиме работы КС 0,435 млн м3/сут, а после внедрения регенеративных подогревателей воздуха для камеры сгорания ГПА расход топливного сократится на 7% и составит 0,404 млн м3/сут, что доказывает эффективность внедрения технологии. Сравнение характеристик регенеративного теплообменного аппарата (ТОА) позволяет делать выбор в пользу трубчатых ТОА. Проведенный сравнительный анализ расходов топливного газа доказывает эффективность использования тепла дымовых газов на разных режимах работы ГПА (рис. 4).
Рассмотрев характеристику КС, сделаем вывод, что станция нуждается в комплексной модернизации оборудования, которое позволит улучшить показатели энергоэффективности КС и сократить расходы на транспорт газа.
Было рассмотрено применение теплового насоса и ДГА на КС.
3
6
4
Рис. 3. Принципиальная схема одноступенчатой теплонасосной установки для системы горячего водоснабжения: И - испаритель; ОЖ - отделитель жидкости; КМ -компрессор; К - конденсатор; ПО - переохладитель; РВ - регулирующий вентиль
Детандер-генераторный агрегат будет установлен в блок топливного, пускового, импульсного газа с целью получения электроэнергии и сокращения расходов электроэнергии на КС. Применение данной технологии в течение первых пяти лет полностью окупит затраты на установку за счет сокращения расходов на электроэнергию для собственных нужд КС.
Проектный расчет эффективности применения теплового насоса выполнен для использования технологии в сетях теплоснабжения помещений КС. Установленные в котельной КС водогрейные котлы ДКВр-2,5-13ГМ имеют расход топливного газа 1,269 млн м3 за весь отопительный период, а после внедрения теплона-сосной установки расход газа сократится до 0,774 млн м3 Применение данной технологии позволяет сократить расход газа в котельной ГПА до 39%. Выполнен сравнительный анализ расходов топливного газа при суммировании показателей экономии расхода за счет применения регенерации тепла дымовых газов и показателей, полученных при расчете эффективности применения тепло-насосной установки. Проведенный сравнительный анализ доказывает еще большее сокращение расходов топливного газа на собственные нужды КС.
Таблица 1
Исходные данные [51
Наименование параметра Величина параметра
Коммерческая производительность станции, млн м3/сут 90
Давление в начале участка, МПа 7,45
Таблица 2
Полученные значения
Наименование параметра Величина параметра
Молярная масса природного газа, кг/кмоль 16,2
Плотность природного газа, кг/м3 0,678
Коэффициент сжимаемости природных газов 0,889
Число нагнетателей в группе, агрегат 3
Температура в конце участка, К 293
Давление в конце участка, МПа 5,5
Температура воздуха, К 285
Номинальная подача нагнетателя, млн м3/сут 36
Номинальные обороты, об/мин 4800
Приведенная температура, К 288
Приведенный коэффициент сжимаемости природных газов 0,892
Приведенная газовая постоянная, Дж/(кгК) 505,8
Номинальная подача нагнетателя, млн м3/ч 30
Пересчет расходов и производительностей газового компрессора, кг/с 23,3
Подача нагнетателя, приведенная к условиям всасывания, м3/мин 348
Внутренняя мощность, кВт 6032
Располагающая мощность ГТУ, кВт 9578
Частота вращения, об/мин 5210
Расход топливного газа, м3/ч 3957
Общий расход газа, млн м3/сут 0,435
Механический КПД ГТУ 0,934
Эффективный КПД ГТУ 0,33
Индикаторный КПД ГТУ с регенерацией 0,310
I
Рис. 4. График расхода топливного газа при внедрении регенеративного ТОА
q, м3/ч 4500
3850
3650
3450
3250
3050
2850
2650
6500 7000 7500 8000 8500 9000 9500 10000
N МВт
-Расход топливного газа ГПА при повышении мощности
без регенерации тепла дымовых газов
--Расход топливного газа ГПА при повышении мощности
с регенерацией тепла дымовых газов
-Расход топливного газа ГПА при постоянной мощности
с регенерацией тепла дымовых газов
Рис. 5. Зависимость мощности ЭТДА-2500 от расхода газа
2500
2000 1500 1000, 500 0
1932
958___- 1525
9,5 12
Расход газа G, кг/с
Рис. 6. Зависимость КПД ЭТДА-2500 от расхода газа
0,758 ¡3 0,756 0,754 0,752' 0,750
0,7570,
0,7559
^0,7525
9,5 12
Расход газа G, кг/с
6
6
Мощность установленной на блоке топливного пускового импульсного газа (БТПГ) ДГА составит 1,525 МВт при заданном режиме работы. Проведенные расчеты режимов работы ДГА за счет изменения расходов газа показывают, что чем больше проходит газа через ДГА, тем выше его эффективность, что позволяет держать в резерве систему клапанов регуляторов потока топливного газа. Полученный от ДГА холод можно использовать в системах охлаждения топливного газа, что в перспективе позволит понизить мощность АВО и в целом значительно сократить расход электроэнергии на собственные нужды КС.
На рис. 5 показана зависимость мощности ЭТДА-2500 от расхода газа, а на рис. 6 - зависимость КПД от расхода газа. Эти характеристики позволяют оценить изменение мощности турбодетандера в достаточно широком диапазоне изменения расхода газа через него.
Выводы
По результатам выполненной работы установлено, что экономия топливного газа за счет регенерации тепла дымовых газов достигает 7%, эта цифра является высоким показателем, так как КПД ГПА менее 30%. После применения данной технологии этот показатель становится выше. За счет сокращения расходов газа произойдет значительное сокращение выбросов парниковых газов
(СО2) в атмосферу. Утилизация тепловых ВЭР нагнетателей природного газа позволит сэкономить большое количество электроэнергии, затрачиваемой на собственные нужды КС.
Исходя из анализа потребления природного газа на собственные нужды, наиболее эффективным способом сокращения расхода является установка подогрева воздуха, подаваемого в камеру сгорания ГПА за счет тепла уходящих газов. И максимальная эффективность может быть достигнута только за счет правильного подбора оборудования, способного работать в широком режимном диапазоне работы КС.
Также наиболее эффективными технологиями снижения затрат на транспорт газа являются технологии использования энергии давления и энергии низкопотенциальных источников тепла.
Комплексное применение вышеперечисленных технологий на КС позволит поднять КПД как отдельно взятого ГПА, так и всей КС в целом. Так, за счет внедрения регенеративных ТОА расход топливного газа на ГПА сократится на 7%, за счет работы теплонасосной установки расход топливного газа на отопление сократится до 39% за весь отопительный период. А установка ДГА на БПТГ позволит вырабатывать до 2300 кВт/ч/год электроэнергии на собственные нужды КС.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Агабабов В.С., Корягин А.В., Титов В.Л., Хаймер Ю.Ю. Использование детандер-генераторных агрегатов в промышленности / тез. докл. науч.-техн. конф. «Инженерная экология - XXI век». М.: МЭИ, 2000. С. 133-134.
2. Агабабов В.С., Корягин А.В., Титов В.Л., Михайлов И.А. О подогреве газа в детандер-генераторных агрегатах // Энергосбережение и водоподготовка. 2001. № 1. С. 38-42.
3. Байков И.Р., Кузнецов С.М., Китаев С.В. Моделирование работы теплофикационной установки на компрессорной станции при повышении степени использования теплоты вторичных энергоресурсов // Нефтегазовое дело. 2016. № 2. С. 80-84.
4. Гаррис Н.А., Колоколова Н.А. Основные направления ресурсо-энергосбережения при транспорте газа // Нефтегазовое дело. 2009. № 1. С. 81-85.
5. Селиверстов В.М., Смоляк А.А., Хвастунов В.И. Тепловой и гидравлический расчет теплообменных аппаратов: учеб. пособие. Л.: ЛИВТ, 1975.
6. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 2006. 205 с.
7. Технологический регламент КС «Долгодеревенская» Челябинского ЛПУ. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. 221 с.
REFERENCES
1. Agababov V.S., Koryagin A.V., Titov V.L., Khaymer YU.YU. Ispol'zovaniye detander-generatornykh agregatov v promyshlennosti [he use of expander-generator units in industry]. Trudynauch.-tekhn. konf. «Inzhenernaya ekologiya -XXI vek» [Proc. of scientific and technical conf. "Engineering ecology - XXI century"]. Moscow, 2000, pp. 133-134.
2. Agababov V.S., Koryagin A.V., Titov V.L., Mikhaylov I.A. On gas heating in expander-generator units. Energosberezheniye i vodopodgotovka, 2001, no. 1, pp. 38-42 (In Russian).
3. Baykov I. R., Kuznetsov S.M., Kitayev S. V. Modeling the operation of a heating plant at a compressor station with an increase in the degree of heat utilization of secondary energy resources. Neftegazovoye delo, 2016, no. 2, pp. 80-84 (In Russian).
Garris N.A., Kolokolova N.A. The main directions of resource and energy saving in gas transportation. Neftegazovoye delo, 2009, no. 1, pp. 81-85 (in Russian).
Seliverstov V.M., Smolyak A.A., Khvastunov V.I. Teplovoy i gidravlicheskiy raschet teploobmennykh apparatov [Thermal and hydraulic calculation of heat exchangers]. Leningrad, LIVT Publ., 1975.
STO Gazprom 2-3.5-051-2006 Normy tekhnologicheskogo proyektirovaniya magistral'nykh gazoprovodov [STO Gazprom 2-3.5-051-2006 Standards for technological design of gas trunklines]. Moscow, IRTS Gazprom Publ., 2006. 205 p.
Tekhnologicheskiy reglament KS «Dolgoderevenskaya» Chelyabinskogo LPU [Technological regulations of the Dolgoderevenskaya compressor station of the Chelyabinsk LPD]. Moscow, Gazprom VNIIGAZ Publ., 2016. 221 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
4.
Исламова Виолетта Марселевна, магистрант кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и газонефтехранилищ, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Мустафин Тимур Раилевич, к.т.н., доцент кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и газонефтехранилищ, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Кантемиров Игорь Финсурович, д.т.н., проф., завкафедрой сооружения и ремонта газонефтепроводов и газонефтехранилищ, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Violetta M. Islamova, Undergraduate of the Department of Construction
and Repair of Gas and Oil Pipelines and Gas and Oil Storage Facilities, Ufa
State Petroleum Technological University.
Timur R. Mustafin, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of
Construction and Repair of Gas and Oil Pipelines and Gas and Oil Storage
Facilities, Ufa State Petroleum Technological University.
Igor F. Kantemirov, Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of the Department of
Construction and Repair of Gas and Oil Pipelines and Gas and Oil Storage
Facilities, Ufa State Petroleum Technological University.
