CC BY
36НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
УДК 692.182
А.Р. Галикеев1; С.В. Китаев2, e-mail: Svkitaev@mail.ru; А.Р. Гадельшина2
1 Башкирское управление ООО «Газпром газнадзор» (Уфа, Башкортостан, Россия)
2 ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, Башкортостан, Россия)
Определение энергетической эффективности компрессорных станций на магистральных газопроводах
В работе на основе проведенного анализа энергетической эффективности компрессорных станций приводятся беззатратные способы повышения эффективности работы газоперекачивающих агрегатов. Для контроля коэффициента полезного действия осевого компрессора необходимы температура и давление на входе в компрессор и за компрессором. Давление воздуха на входе и выходе компрессора контролируется на всех установленных агрегатах компрессорных станций. Аналогично ведется контроль температуры воздуха на входе в компрессор. Температура воздуха на выходе из компрессора контролируется не на всех типах агрегатов. На тех агрегатах, где контролируется температура воздуха на выходе из компрессора, имеется возможность включить в систему автоматизированного контроля мониторинг коэффициента полезного действия компрессора, что позволит по тренду коэффициента полезного действия определять время проведения профилактических работ по очистке проточной полости компрессора.
Показано, что параметры перекачиваемого газа ниже проектных значений. Это относится и к степени повышения давления на компрессорной станции, и к давлению газа на выходе компрессорной станции. Снижение давления газа в трубопроводе повышает объемный расход газа. Следствием этого является повышение политропной работы сжатия. Поэтому оптимизация параметров транспорта по давлению позволит существенно снизить расход топливного газа в целом по компрессорной станции.
Ключевые слова: компрессорная станция, газоперекачивающий агрегат, газотурбинная установка, энергосбережение, энергетическая эффективность, коэффициент полезного действия, потенциал повышения энергоэффективности.
A.R. Galikeyev1; S.V. Kitaev2, e-mail: Svkitaev@mail.ru; A.R. Gadelshina2
1 Ufa State Petroleum Technological University Federal State Budget Educational Institution of Higher Professional Education (Ufa, Bashkortostan, Russia)
Determination of energy efficiency of compressor plants on gas mains
Gas-compressor unit efficiency improvement zero-cost methods are described in the work based on the compressor unit energy efficiency analysis performed.
Compressor intake temperature and pressure and compressor discharge temperature and pressure are required to control the axial compressor efficiency coefficient. Compressor intake air pressure and compressor discharge air pressure is controlled on all installed sets of compressor units. Compressor intake air temperature is controlled similarly. Compressor discharge air temperature is controlled on all types of sets. There is a possibility to include the compressor efficiency coefficient monitoring in the automated control system for the sets where the compressor discharge air temperature is controlled, which allows for determining preventive maintenance intervals for the compressor flow area cleaning based on the efficiency trend.
It is shown that the pumped gas parameters are lower than the design values. This pertains to the compressor unit pressure increase degree and to the compressor unit gas discharge pressure. The pipeline gas pressure decrease increases the gas volume flow rate. The result is polytropic compression work increase. That is why optimization of the transport pressure parameters allows for decreasing fuel gas consumption for the whole compressor unit significantly.
Keywords: compressor unit, gas-compressor unit, gas turbine plant, energy saving, energetic efficiency, efficiency, energy efficiency increase potential.
72
№ 10 октябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Номер ГПА
Рис. 1. Распределение наработки после капитального ремонта ГТУ:
КС-5 - ГПА № 11 4- ГПА № 17; КС-18 - ГПА № 21 4 ГПА № 28; КС-18А - ГПА № 31 4 ГПА № 35
Fig. 1. Operating time distribution after GTU overhaul:
KS-5 - GCU No. 11 4 GCU No. 17; KS-18 - GCU No. 21 4 GCU No. 28; KS-Ш - GCU No. 31 4 GCU No. 35
Энергосберегающая политика государства направлена на экономию энергетических ресурсов во всех отраслях ТЭК [1, 2].
Одной из наиболее значимых отраслей является газовая промышленность, которая оказывает существенное влияние на экономику и развитие производственных сил в стране в целом. Основой газовой промышленности является Единая система газоснабжения (ЕСГ), представляющая собой комплекс месторождений, газовых объектов, объединенных сетью магистральных газопроводов (МГ) [3].
Энергетические обследования в ОАО «Газпром» проводятся для оценки эффективного использования энергетических ресурсов и снижения затрат потребителей на топливо- и энергообеспечение [4].
Основной целью энергетических обследований и энергетического аудита является получение достоверной оценки эффективности использования топливно-энергетических ресурсов(ТЭР) и определение мероприятий, направленных на снижение расхода ТЭР. Для получения достоверной информации об энергетической эффективности работы технологического оборудования проводятся инструментальные обследования [5, 6, 7].
Для корректного составления плана проведения инструментальных обследований необходим анализ структуры потребления топливно-энергетических ресурсов и анализ возможности использования диспетчерской информации для определения реальной энергетической эффективности работы оборудования КС.
В работе приводятся результаты оценки энергетической эффективности работы компрессорных станции (КС) с газотурбинными газоперекачивающими агрегатами (ГПА) на МГ «Уренгой - Челябинск - Петровск - Новопсков». Проведенный анализ показал, что основной статьей расхода газа на собственные нужды КС (более 80%) явля-
ется расход топливного газа на работу газоперекачивающих агрегатов КС, поэтому при планировании инструментальных обследований особое внимание было уделено работе газоперекачивающих агрегатов на КС. На рисунке 1 приведена гистограмма распределения наработки после капитального ремонта ГТУ. Из рисунка следует, что наработка ГТУ существенно варьируется, в связи с чем агрегаты будут иметь различную энергетическую эффективность.
Проведенный анализ параметров работы ГТУ также показал, что частота вращения силового вала агрегатов ниже номинального значения на 6,3-25,1%, степень сжатия центробежных компрессоров (ЦБК) ниже номинального значения на 6,9-9,7%. Так как параметры работы ГПА отличны от номинальных, мы не имеем возможности использовать диспетчерские данные для определения полезной мощности газотурбинного двигателя. Кроме того, учет расхода перекаченного газа через ЦБК не ведется. В связи с отсутствием возможности применения прямых методов для определения КПД
анализ энергетической эффективности работы ГТУ проводился на основании измерения параметров газа за силовой турбиной по методу баланса полезной работы и потерь.
Инструментальные обследования проводились на рабочих режимах ГПА. Во время проведения измерений режим работы ГПА был стационарным. Контроль стационарности режима работы производился по показаниям штатных приборов. Контролировалось постоянство следующих параметров: частота вращения турбины высокого давления, частота вращения силовой турбины, давление и температура на входе и выходе ЦБК.Требование стационарности режима работы ГПА обусловлено необходимостью одновременного измерения параметров в разных точках агрегата. С учетом инерционности многих приборов обеспечить строгую одновременность измерения всех параметров практически невозможно. В программе проведения инструментальных обследований предусмотрено использование данных системы автоматизированного контроля параметров работы ГПА [8, 9, 10].
Ссылка для цитирования (for references):
Китаев С.В. Определение энергетической эффективности компрессорных станций на магистральных газопроводах // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 10. С. 72-75.
Kitaev S.V. Determination of energy efficiency of compressor plants on gas mains (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ.» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 10. P. 72-75.
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
100-/
I во-
S £ о
в- 75-
S
№11 №13 №15 №16 №21 №23 №25 №26 №27 №28 №32 Номер ГПА
Э6-/Т
ш
№11 №13 №15 №16 №21 №23 №25 №26 №27 №28 №32 Номер ГПА
Рис. 2. Распределение относительной эффективности ГТУ по агрегатам: КС-5 - ГПА № 11, ГПА № 13, ГПА № 15, ГПА № 16; КС-18 - ГПА № 21, ГПА № 23, ГПА № 25, ГПА № 26, ГПА № 27, ГПА № 28; КС-18А - ГПА № 32 Fig. 2. GTU relative efficiency distribution through the sets: KS-5 - GCU No. 11, GCU No. 13, GCU No. 15, GCU No. 16; KS-18 - GCU No. 21, GCU No. 23, GCU No. 25, GCU No. 26, GCU No. 27, GCU No. 28; KS-m - GCU No. 32
Рис. 3. Потенциал повышения эффективности ГПА: КС-5 - ГПА № 11, ГПА № 13, ГПА № 15, ГПА № 16; КС-18 - ГПА № 21, ГПА № 23, ГПА № 25, ГПА № 26, ГПА № 27, ГПА № 28; КС-18А - ГПА № 32
Fig. 3. Efficiency increase potential GCU: KS-5 - GCU No. 11, GCU No. 13, GCU No. 15, GCU No. 16; KS-18 - GCU No. 21, GCU No. 23, GCU No. 25, GCU No. 26, GCU No. 27, GCU No. 28; KS-^А - GCU No. 32
Эффективный КПД газотурбинной установки определяется по формуле:
п =1- 8N - 8N - 8N ,
•гту ух х кс
(1)
где 8^х, 8^ - относительные потери с уходящими газами и потери от неполного сгорания топлива; 8Икс - прочие потери, включающие в себя потери в системе маслоохлаждения подшипников компрессора и турбины и потери в камере сгорания.
Потери энергии в подшипниках двигателя не превышают 1% от тепловой мощности сжигаемого топлива. Потери в камере сгорания для газотурбинных установок составляют около 2% от тепловой мощности сжигаемого топлива и изменяются для различных газотурбинных двигателей незначительно. Потери от неполного сгорания топлива для газоперекачивающих агрегатов, как правило, незначительны. Однако полнота сгорания топлива является показателем эффективности работы камеры сгорания и системы подачи топлива. Поэтому эти потери определялись при каждом инструментальном измерении.
Поскольку потери энергии с уходящими газами составляют примерно 95% всех потерь, погрешность их определения дает основной вклад в погрешность расчета эффективного КПД ГТУ. Величина 8М определяется на основе измерений
содержания кислорода в уходящих газах и измерения температуры рабочего тела в различных точках ГТУ. Измерения компонентного состава уходящих газов производились с помощью газоанализатора марки 1^Е-940. Предельно-допустимая погрешность измерений - 0,2%.
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ИЗМЕРЕНИЙ СЛЕДУЮЩАЯ:
• производится калибровка прибора на свежем воздухе в соответствии с инструкцией по эксплуатации. Калибровка производится перед каждым измерением;
• производится измерение содержания кислорода через штуцер отбора проб. Отбор проб осуществлялся с помощью щупа длиной 1 м;
• во время измерений не допускалось поступление атмосферного воздуха в место отбора проб;
• время измерения (порядка трех минут) обеспечивало стабилизацию показаний прибора;
• одновременно с показаниями содержания кислорода измерялось содержание окиси углерода (СО) и окиси азота (N0), а также температура уходящих газов в месте отбора проб. Температура определялась по показаниям термопары, установленной на конце щупа. Погрешность определения температуры не превышает 1 0С.
Основными параметрами, определяющими энергетическую эффективность работы ГПА, являются: эффективный КПД, режим эксплуатации и техническое состояние агрегата. При хорошем техническом состоянии ГПА и эксплуатации его в номинальном режиме КПД ГПА должен быть близок к номинальному значению.
Для единой характеристики разнотипных агрегатов можно использовать показатель относительной эффективности, который определяется по формуле:
Э=
•100%.
(2)
На рисунке 2 представлено распределение параметров эффективности по агрегатам. Как видно из рисунка, энергетическая эффективность ГТУ различна.
Потенциал повышения энергетической эффективности можно выразить в процентах
П=100-Э,
(3)
где Э - относительная эффективность работы ГПА.
На рисунке 3 представлено распределение потенциала повышения энергетической эффективности работы ГПА. Как видно из рисунка, среднее значение потенциала по КС составляет 17,9%. Следует отметить, что потенциал повы-
74
№ 10 октябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
шения энергетической эффективности является предельной величиной повышения эффективности работы установленного оборудования. Возможность реализации этого показателя зависит от конкретных условий работы газопроводной системы, а также от возможности повышения технического состояния ГТУ.
Тем не менее на КС имеются возможности повышения эффективности работы ГПА без капитальных вложений. 1. Анализ установленного в цехах контрольно-измерительного оборудования показал, что на КС можно организовать постоянный мониторинг основных показателей энергетической эффективности элементов ГПА.
Для контроля политропного КПД нагнетателя необходима информация о температуре и давлении на входе и выходе нагнетателя. Соответствующие приборы контроля установлены. Для контроля КПД компрессора необходимы температура и давление на входе в компрессор и за компрессором. Давление воздуха на входе и выходе компрессора контролируется на всех установленных ГПА. Аналогично ведется контроль температуры воздуха на входе в компрессор. Температура воздуха на выходе из компрессора контролируется не на всех типах ГПА. На тех ГПА, где контролируется температура воздуха на выходе из компрессора, имеется возможность включить в систему автомати-
зированного контроля мониторинг КПД компрессора. Это позволит на основе значения КПД компрессора определять время проведения профилактических работ по очистке проточной полости компрессора.
2. Установлено, что параметры перекачиваемого газа ниже проектных значений. Это относится и к степени повышения давления на КС, и к давлению газа на выходе КС. Снижение давления газа в трубопроводе повышает объемный расход газа. Следствием этого является повышение политропной работы сжатия. Поэтому оптимизация параметров транспорта по давлению позволит существенно снизить расход топливного газа в целом по КС.
References:
1. Bushuev V.V., Dmitrievsky A.N., Makarov A.A., et al. Jenergetika Rossii: vzgljad v budushhee. Obosnovyvajushhie materialy k jenergeticheskojstrategii Rossii na period do 2030 g. [Power engineering of Russia: prospection. Supporting materials for the energy strategy of Russia up to 2030]. Moscow, Energija Publ., 2010. 616 pp.
2. Plakitkin Yu.A. O koncepcii innovacionnogo razvitija TJeKdo 2030 g. i ee vzaimosvjazis osnovnymi trendami innovacionnogo razvitija mirovojjekonomiki [On the concept of innovative development of the fuel and energy complex up to 2030 and its interaction with main trends of the global economics innovative development]. Moscow, Alfa-Montan Publ., 2010. 92 pp.
3. Plakitkin Yu.A. Formirovanie bazovyh orientirovinnovacionnogo razvitija TJeK [Development of basic guidelines for innovative development of the fuel and energy complex]. Moscow, Alfa-Montan Publ., 2010. 92 pp.
4. Baikov I.R., Kitaev S.V., Shammazov I.A. Metody povyshenija jenergeticheskoj jeffektivnosti truboprovodnogo transporta prirodnogo gaza [Methods of natural gas pipeline transport energy efficiency improvement]. SPb., Nedra Publ., 2008. 440 pp.
5. Mazur I.I., Ivantsov O.M., Ansov S.P. et al. Bezopasnost' Rossii. Pravovye, social'no-jekonomicheskie i nauchno-tehnicheskie aspekty. Bezopasnost' truboprovodnogo transporta [Safety of Russia. Legal, social and economic and scientific and technical aspects. Pipeline transport safety]. Moscow, Znanie MGF, 2002. 749 pp.
6. STO Gazprom 2-1.20-114-2007 Metodika jenergoauditagazotransportnojsistemy [Gas pipeline system energy audit methods]. Moscow, Information and Advertising Center of Gazprom, 2007. 50 pp.
7. STO Gazprom 2-3.5-113-2007 Metodika ocenki jenergojeffektivnosti gazotransportnyh ob'ektov i sistem [Energy efficiency evaluation methods for gas transport facilities and systems]. Moscow, Information and Advertising Center of Gazprom, 2007. 36 pp.
8. Baikov I.R., Kuznetsova M.I., Kitaev S.V. Opredelenie pokazatelej jenergojeffektivnosti v magistral'nom transporte gaza [Determination of energy efficiency values in gas mains]. Transport i hranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syrja = Oil products and hydrocarbon crude transportation and storage, 2013, No. 3. P. 46-49.
9. Mikaelyan E.A. Jekspluatacijagazoturbinnyhgazoperekachivajushhih agregatov kompressornyhstancijgazoprovodov [Operation of gas-turbine gas-compressor units of gas pipeline compressor units]. Moscow, Nedra Publ., 1994. 304 pp.
10. Mikaelyan E.A. Tehnicheskoe obsluzhivanie jenergotehnologicheskogo oborudovanija, gazoturbinnyh gazoperekachivajushhih agregatov sistemy sbora i transporta gaza. Metodologija, issledovanija, analiz i praktika [Maintenance of energotechnological equipment, gas-turbine gas-compressor units of the gas collection and transport system. Methodology, researches, analysis and practice]. Moscow, Toplivo i jenergetika, 2000. 304 pp.
Литература:
1. Бушуев В.В., Дмитриевский А.Н., Макаров А.А. и др. Энергетика России: взгляд в будущее. Обосновывающие материалы к энергетической стратегии России на период до 2030 г. М.: Энергия, 2010. 616 с.
2. Плакиткин Ю.А. О концепции инновационного развития ТЭК до 2030 г. и ее взаимосвязи с основными трендами инновационного развития мировой экономики. М.: АльфаМонтан, 2010. 92 с.
3. Плакиткин Ю.А. Формирование базовых ориентиров инновационного развития ТЭК. М.: АльфаМонтан, 2010. 92 с.
4. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. Методы повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта природного газа. СПб.: Недра, 2008. 440 с.
5. Мазур И.И., Иванцов О.М., Ансов С.П. и др. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Безопасность трубопроводного транспорта. М.: МГФ «Знание», 2002. 749 с.
6. СТО Газпром 2-1.20-114-2007 Методика энергоаудита газотранспортной системы. М.: ИРЦ «Газпром», 2007. 50 с.
7. СТО Газпром 2-3.5-113-2007 Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов и систем. М.: ИРЦ «Газпром», 2007. 36 с.
8. Байков И.Р., Кузнецова М.И., Китаев С.В. Определение показателей энергоэффективности в магистральном транспорте газа // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2013. № 3. С. 46-49.
9. Микаэлян Э.А. Эксплуатация газотурбинных газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций газопроводов. М.: Недра, 1994. 304 с.
10. Микаэлян Э.А. Техническое обслуживание энерготехнологического оборудования, газотурбинных газоперекачивающих агрегатов системы сбора и транспорта газа. Методология, исследования, анализ и практика. М.: Топливо и энергетика, 2000. 304 с.
