CC BY
7
© Тимофеева С.С., Мингалеева Г.Р., Казбакова И.Р., Наумова А.А. УДК 661.9
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ АЛЬТЕРНАТИВНОГО ТОПЛИВА В ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТАХ
Тимофеева С.С., Мингалеева Г.Р., Казбакова И.Р., Наумова А.А.
Казанский государственный энергетический университет, г. Казань, Россия
zvezdochka198512@mail. ru
Резюме: АКТУАЛЬНОСТЬ заключается в необходимости утилизации горючих отходов нефтепереработки, а также других технологических газов, получение которых сопровождает процессы добычи и переработки различного органического сырья, металлургического, коксохимического производства.
ЦЕЛЬ. Целью работы является оценка эффективности газоперекачивающего агрегата, предназначенного для транспортировки альтернативного топлива. ЗАДА ЧИ. Рассмотреть основные способы применения альтернативных газов. Провести оценку эффективности газоперекачивающего агрегата с газотурбинным приводом (ГПА с ГТУ), предназначенного для транспортировки альтернативного топлива. Разработать технологическую схему использования альтернативного топлива на компрессорной станции. МЕТОДЫ. При решении поставленных задач использовались зависимости для определения основных свойств и параметров газа по нагнетателю, а также показателей эффективности работы ГПА с ГТУ. РЕЗУЛЬТАТЫ. В статье рассмотрена возможность применения альтернативного топлива путем использования его в ГПА с ГТУ. В результате оценки эффективности ГПА получено значение КПД, которое достигает 31%. Разработана технологическая схема использования альтернативного топлива на компрессорной станции, которая включает в себя 3 газоперекачивающих агрегата типа ГПА-16 "Волга" с газотурбинным приводом мощностью 18 МВт, один из которых является резервным. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. В статье исследована возможность применения альтернативного топлива на компрессорных станциях путем использования его в газоперекачивающих агрегатах с газотурбинным приводом. Результаты исследований показали, что полученные значения показателей эффективности сопоставимы с данными для природного газа, и рассмотренное альтернативное топливо может применяться как основное или резервное топливо при транспортировке по газопроводам.
Ключевые слова: альтернативное топливо; газоперекачивающий агрегат; газотурбинный привод; транспортировка; эффективность.
Для цитирования: Тимофеева С.С., Мингалеева Г.Р., Казбакова И.Р., Наумова А.А. Оценка эффективности применения альтернативного топлива в газоперекачивающих агрегатах // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2024. Т. 16. № 1 (61). С. 89-101.
EVALUATION OF THE EFFICIENCY OF THE USE OF ALTERNATIVE FUEL IN GAS
PUMPING UNITS
Timofeeva S.S., Mingaleeva G.R., Kazbakova I.R., Naumova A.A.
Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia
zvezdochka198512@mail. ru
Abstract: RELEVANCE lies in the need to dispose of flammable waste from oil refining, as well as other process gases, the production of which is accompanied by the processes of extraction and processing of sequential organic, metallurgical, and coke production. THE PURPOSE. The aim of the work is to evaluate the efficiency of a gas compressor unit designed to transport alternative fuels. TASKS. Consider the main uses of alternative gases. Evaluate the efficiency of a gas compressor unit with a gas turbine drive or a gas turbine unit (GPU with GTP) designed to transport alternative fuels. Develop technological use of alternative fuel at the compressor station.
METHODS. When solving the tasks set, we used the determination of the main properties and parameters of the gas by the supercharger, as well as the performance indicators of the gas compressor unit with the gas turbine. RESULTS. The article considers the possibility of using alternative fuel by using it in units with gas turbines. As a result of evaluating the efficiency of GPU with GTP, the efficiency value was obtained, which reaches 31%. A technological scheme has been developed for the use of alternative fuels at a compressor station, which includes 3 gas compressor units of the GPU-16 "Volga" type with a gas turbine drive of 18 MW, 1 is a standby one. CONCLUSION. The article explores the possibility of using alternative fuel at compressor stations by using it in gas pumping units with a gas turbine drive. The research results showed that the obtained values of efficiency indicators are comparable with data for natural gas, and this alternative fuel can be used as the main or backup fuel when transported through gas pipelines.
Keywords: alternative fuel; gas pumping unit; gas turbine plant; transportation; efficiency.
For citation: Timofeeva S.S., Mingaleeva G.R., Kazbakova I.R., Naumova A.A. Evaluation of the efficiency of the use of alternative fuel in gas pumping units. KAZAN STATE POWER ENGINEERING UNIVERSITY BULLETIN. 2024. T. 16. No. 1 (61). P. 89-101.
Введение (Introduction)
Природный и попутный нефтяной газы являются основными источниками обеспечения внутренних нужд страны. В то же время в последние годы наметилась положительная тенденция в сторону использования альтернативных газовых и жидких энергоресурсов. Они включают в себя водород, в том числе полученный из биологической массы, метано-водородные смеси, биодизель, биогаз, топливо на основе спирта, спиртовые смеси с метанолом, бензином и другими компонентами, горючие отходы нефте- и газопереработки. В связи с этим, проводятся исследования в области применения альтернативных топлив в энергетической и химической отраслях. Особую актуальность представляет утилизация отходов нефтеперерабатывающих комплексов.
Цель данного исследования заключается в разработке и оценке эффективности схемы с газоперекачивающими агрегатами, работающими на альтернативном топливе. В рамках данного исследования были рассмотрены следующие задачи:
1) Исследование состава и свойства альтернативного топлива относительно природного газа;
2) Определение показателей эффективности ГПА и сравнение полученных данных с природного газа;
3) Построение графиков приведенных характеристик ГПА;
4) Разработка технологической схемы использования альтернативного топлива на компрессорной станции.
Научная значимость исследования состоит в использовании непроектного топлива, а именно горючих отходов нефтепереработки, в газоперекачивающих агрегатах с газотурбинным приводом в качестве топливного газа. Практическая значимость исследования заключается в том, что альтернативное топливо может применяться как основное или резервное топливо при транспортировке по магистральным газопроводам.
Литературный обзор (Literary review)
Россия является одним из крупнейших лидеров по наличию производственных комплексов нефтедобычи, нефтехимии и нефтепереработки [1-3]. В качестве нового объекта можно выделить Амурский газоперерабатывающий завод на Дальнем Востоке. В Ленинградской области находятся комплекс по переработке этансодержащего газа и в Усть-Луге завод по производству сжиженного природного газа. Лидером по производству гелия является Амурский газоперерабатывающий завод, а комплекс в Усть-Луге - крупнейший по объему производства сжиженного природного газа в регионе Северо-Западной Европы.
Современной технологией применения попутного нефтяного газа является применение конечного газообразного продукта утилизации в качестве топлива для получения электроэнергии и тепла в энергетических установках. В рамках этого направления снижается негативное влияние на окружающую среду в месте добычи попутного нефтяного газа, происходит снабжение качественной электроэнергией и теплом. Помимо этого, применяя современные технологии утилизации, можно получать углеводородные газомоторные топлива [4-5].
Использование анализируемых в статье [6] методов утилизации попутного нефтяного газа позволит более быстрыми темпами наращивать объемы добычи нефти, решается
вопрос эффективного использования CO2 на месторождениях, что является актуальным в современных условиях добычи и использования нефти и попутного нефтяного газа.
Разработаны и представлены новые конструкторские решения утилизации попутного нефтяного газа с помощью современного газотурбинного энергетического и газоперекачивающего оборудования [7]. Отмечается, что использование попутного нефтяного газа в пермских газовых турбинах для выработки электроэнергии и тепла, транспорта нефти и нефтепродуктов позволяет эффективно решить задачи энергоэффективности и энергобезопасности, снизить рост тарифов на электроэнергию и тепло.
В ряде стран, в том числе и в России, проводятся интенсивные исследования по поиску эффективных путей использования альтернативных газов в энергетических целях. К таким газам относятся побочные продукты нефтедобычи, горючие отходы нефтеперерабатывающих комплексов, коксохимического производства, сланцевый газ [5, 811]. Например, на комплексе глубокой переработки нефти (КГПТО ОАО «ТАИФ-НК») для утилизации можно использовать отходящие горючие газы в количестве 265 млн. нм3 [12, 13]. Газы проходят систему пылегазоочистки, где происходит улавливание пылевых частиц, очистка от жидких фракций, влаги. Затем газы с необходимыми свойствами направляются на дальнейшее использование. Сбросные газы нефтехимического производства используется в энергетических установках для получения тепловой энергии, в частности на предприятии ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез».
В работе [14] проводился анализ эффективности использования технологического газа нефтепереработки на ТЭЦ промышленного предприятия. Технологический газ представлял собой отходы нефтепереработки, представленные смесью горючих и негорючих газов. Показатели эффективности и предложенная схема утилизации отходов нефтепереработки показали, что при использовании технологического газа снижается потребление природного газа, уменьшаются выбросы вредных веществ, так как на паровых котлах достигается более глубокое сжигание топлива, чем на факельной установке.
Также рассмотрена возможность сжигания альтернативного топлива в двигателях внутреннего сгорания [15]. Параметры работы ДВС на бедных гомогенных смесях характеризовались увеличением КПД. В исследовании [5] рассмотрена возможность использования технологических газов на компрессорных станциях. КПД ГПА с ГТУ при работе на технологическом газе составил 34%. Также была рассчитана пропускная способность газопровода.
При реализации способов применения альтернативных видов топлива необходимо учитывать влияние изменения удельной теплоты сгорания топлива и способа его подачи на параметры рабочих процессов и внешние характеристики энергетических установок [16]. Отмечается [методы снижения вредного воздействия сжигания попутного нефтяного газа путем его утилизации], что состав, содержание и объём мероприятий по очистки и подготовке газа напрямую зависит от качества альтернативного топлива, условий его транспортировки, расстояния от месторождения до потребителя, условий местности и требований потребителя к качеству газа, зависящих от специфики переработки газа.
Основные проблемы при использовании альтернативных газов связаны с переменным составом газов и наличием в них углеводородов, различных примесей и влаги, что влечет за собой проведение режимно-наладочных испытаний и изменения конструкций топливосжигающих устройств или подборе соответствующего оборудования [17].
При сжигании технологических газов важными аспектами являются экологический и логистический. Использование в качестве основного или добавок к нему в качестве смесевого топлива для ГТУ или ГПА и других энергетических установок для производства электроэнергии и/или тепла является основным направлением утилизации различных альтернативных газов [17-20]. Блок-схема использования альтернативных топлив представлена на рис. 1. Актуальной задачей использования таких газов является поиск возможностей его транспортировки на небольшие расстояния в пределах небольшого региона или промышленного объекта.
Рис. 1. Схема использования альтернативных Fig. 1. Scheme for using alternative fuels топлив
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
Материалы и методы (Materials and methods)
В качестве объекта исследования рассматривался газоперекачивающий агрегат ГПА серии "Волга" мощностью 18 МВт, который предназначен не только для транспортировки природного газа по магистральным газопроводам, но и попутного нефтяного газа, что обуславливает возможность его применения и для технологического газа с переменным составом [21]. Основным топливом для рассматриваемого типа ГПА является природный газ. Это высокоэффективный и надежный агрегат, который может поставляться в блочно-модульном и ангарном исполнении. В табл. 1 представлены основные характеристики газоперекачивающего агрегата ГПА - 16«Волга».
Таблица 1 Table 1
Характеристика газоперекачивающего агрегата ГПА - 16«Волга»
Наименование параметра, размерность Величина
Производительность нагнетателя, млн. м3/сут 33-37
Номинальная мощность, (кВт) 18000
Начальное давление газа, (МПа) 5,32
Конечное давление газа, (МПа) 7,45
Температура газа на входе в нагнетатель, (К) 282
Температура газа на выходе из нагнетателя, (К) 312
Номинальная частота вращения силового вала ГПА, (об/мин) 5300
Температура воздуха на входе в осевой компрессор, (МПа) 277
Низшая теплота сгорания топливного газа, (кДж/м3) 33500
Газовая постоянная, (Дж/кг-К) 649,6
Механические потери в редукторе в подшипниках нагнетателя при номинальной нагрузке, (кВт) 250
Давление воздуха на входе в осевой компрессор, (МПа) 0,1
Расход топливного газа, (нм3/ч) 6500
КПД не менее, (%) 31
Содержание в выхлопных газах:
- окись азота (мг/нм3) 140(<100)*
- окись углерода (мг/нм3) 100
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
В качестве альтернативного топлива рассматривались отходящие горючие газы комплекса глубокой переработки нефти или так называемые технологические газы [13]. Состав рассматриваемого газа представлен в табл. 2. Низшая теплота сгорания составляет
16,3 МДж/м3.
Таблица 2 Table 2
Состав технологического газа
Компоненты Н2 СН4 С2Н2 С2Н6 С3Н8 С4Н8 С5Н10 Н2О СО СО2 H2S
Содержание, об.% 50,97 30,51 0,06 14,58 0,01 2,63 0,58 0,49 0,06 0,1 0,00135
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
Для оценки технического состояния использовалась методика, представленная в литературе [5, 22]. Ниже представлены некоторые зависимости, которые используются для оценки эффективности ГПА.
Число групп работающих агрегатов m определяется по формуле:
„_ йкс
ен
(1)
гдеQкс- производительность компрессорной станции, млн. м3/сут; <2ном - номинальная производительность, млн. м3/сут.
Номинальная производительность с учетом числа групп работающих нагнетателей, млн. м3/сут:
&ом = , (2)
т
Производительность нагнетателя при условиях всасывания определяется по следующей формуле, м3/мин:
Q _ Qкс Рст вс 24 • 60 • т рвс '
где Qвс - производительность нагнетателя при условиях всасывания, м3/мин; Рст -
плотность при стандартных условиях, кг/м3; рвс - плотность при условиях всасывания,
кг/м3;
Задаваясь значениями оборотов ротора центробежного нагнетателя (ЦБН) в зависимости от возможной частоты вращения п в диапазоне значений от 4000 до 5500
об/мин, определяем значения приведенной производительности Qпр — .
ч по Лр
На приведенной характеристике нагнетателя строится кривая зависимости значений Qпр от частоты вращения силового вала ГПА при соответствующих значениях по
результатам расчета с использованием следующих выражений:
Qпр =[) Qвс , (4)
п | _ п I 2пр
Т
• ^ , (5)
п0 Упр п0 * 2 •Т •Я
где 2 - коэффициент сжимаемости газовой среды; Т - температура, К; Я - универсальная газовая постоянная, Дж/(мольК); индекс «пр» - приведенные значения.
Степень повышения давления компрессорной станции и групп центробежного нагнетателя определяется по следующей формуле:
Р
8 = Рн , (6) Рк ( )
где 8 - степень сжатия; Рн - начальное давление на входе в ГПА, МПа; Рк - конечное давление на выходе в ГПА, МПа;
Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем, Nн вычисляется по формуле:
А л3
П 1 , (7)
N =
" N {'
•Р
_Рн _ пр
Птз ,
V н у пр
где Рвс - плотность газа при условиях всасывания, кг/м3; N - мощность на муфте
нагнетателя, кВт; пн - номинальная частота вращения, об/мин.
Мощность на муфте определяется с использованием следующего выражения:
N = N + ^ех (8)
где ^ех - потери мощности нагнетателя, МВт.
Располагаемая мощность ГТУ, кВт, определяется по формуле:
= N0 • % • К • Ку • Кп • Кра, (9)
где N° - номинальная мощность ГТУ, кВт; К^ - коэффициент технического состояния ГТУ; К'-(■ - коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха; Ку -
коэффициент, учитывающий наличие утилизатора тепла; Кп - коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины (учитывается в составе коэффициента Кп, т.е. принимается равным = 1,0); Кра - коэффициент, учитывающий
влияние высоты над уровнем моря.
Относительная приведенная температура газа перед турбиной высокого давления
Т2пр :
= Т Т
т - Тао ПГЛ
Т 2пр ---> (10)
где Т2 - температура на входе в турбину высокого давления, К; Тг - номинальная
температура на входе в турбину высокого давления, К; Та0 - номинальная температура на входе в осевой компрессор, К; Та - температура на входе в осевой компрессор, К.
Приведенная относительная мощность N епр определяется по уравнению:
N епр = N епр • I
Т P
TP
Т Pa , (11)
где Жепр - приведенная относительная мощность, кВт; Pao - номинальное давление на
входе в осевой компрессор, МПа; Pa - давление на входе в осевой компрессор, МПа.
Теплота сгорания топлива с учетом ухудшения технического состояния ГПА с ГТУ ВтгQ^ определяется по формуле:
0,25-[l + (1 - Ки )• Ср 1 ра [Та
Е^ = --^-^^ • Же -Р- • + 2ЖС (12)
«еном Рао V Т ао
где - Ки коэффициент использования тепла топлива; «еном - номинальное значение КПД;
Ср - изобарная теплоемкость, Дж/кгК; Же - мощность ГПА с ГТУ, кВт; Же - эффективная
мощность ГПА с ГТУ, кВт.
Следовательно, расход топливного газа по ГТУ Втг вычисляется по следующей формуле:
R R Рао Тао Qh
втгпр = втг ---— (13)
• Ра « Та 0р
^н0
где Он - номинальная низшая теплота сгорания топливного газа, кДж/м3; <2^ - фактическая низшая теплота сгорания топливного газа, кДж/м3.
Коэффициент полезного действия КПД ГПА с ГТУ определяется по выражению:
«с =-^С7 (14)
где «с - коэффициент полезного действия. Результаты
В таблице 3 приведены зависимости значений 0прот частоты вращения силового вала ГПА при соответствующих значениях.
В результате расчетов приведенных характристик была построена приведенная характеристика НК-16-18СТ, которая представлена на рисунке 2 Полученные данные позволяют получить наиболее важные показатели рассматриваемого типа газоперекачивающего агрегата.
Таблица 3 Table 3
Зависимость значений приведенных характеристик от частоты вращения силового вала ГПА
Dependence of reduced characteristics values on the GPA power shaft speed
№ Об/мин ( n Ï ( n0 J^ a*-( П0
1 4000 0,658 474,2
2 4250 0,699 446,3
3 4500 0,740 421,5
4 4750 0,781 399,4
5 5000 0,822 379,4
6 5100 0,839 371,9
7 5200 0,855 364,8
8 5400 0,889 351,3
9 5500 0,905 344,9
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
Рис. 2. Приведенная характеристика НК-16-18СТ Fig. 2. The given characteristic NK-16-18-ST *Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
При использовании альтернативного топлива в энергетических установках важным этапом исследования является сравнение с традиционным топливом. Помимо этого, необходимо учитывать насколько имеющее оборудование является подходящим для нового топлива, или необходима реконструкция основных элементов. При транспортировке новых видов топлива важна имеющая инфраструктура: трубопроводы и их материал, резервуары для хранения газа, наличие имеющихся мощностей и резервных агрегатов и прочее. В связи с этим, был проведен сравнительный анализ результатов оценки эффективности газоперекачивающего агрегата на технологическом и природном газе для агрегата аналогичной мощности (табл. 4). В качестве ГПА для сравнения был выбран ГПА с мощностью 16 МВт. Результаты расчета выбранного типа ГПА показали, что использование альтернативного топлива на компрессорной станции не уступает по эффективности природному газу, параметры которых приведены в различной литературе [23-26]. Важным показателем эффективности работы на альтернативном топливе является КПД. В результате проведенных расчетов выявлено, что работа ГПА характеризуется высоким показателем КПД, равным 31% , по значению сопоставимым с природным газом. КПД рассматриваемого типа ГПА не отличается от номинального значения для рассмотренного ГПА «Волга» и составляет 31%. Расход топливного газа для ГТУ составляет 4668 м3/ч, что связано с более низкой по сравнению с природным газом теплотой сгорания.
Таблица 4 Table 4
Сравнительный анализ результатов оценки эффективности
Наименование параметра, размерность Значение
Технологический газ Природный газ
Плотность газа, кг/м3 0,48 0,73
Низшая теплота сгорания для газообразного топлива, МДж/ м3 16,3 20,8
Молекулярная масса газовой смеси, кг/кмоль 12,6 16,34
Плотность газовой смеси, кг/м3 0,57 0,73
Среднее давление газа, МПа 6,5 6,8
Критическое давление газа, МПа 4,58 4,64
Средняя температура газа, К 277 275,2
Критическая температура газа, К 161,74 168,63
Коэффициент сжимаемости газовой смеси 0,92 1,04
Расход газа через трубопровод, млн. нм3/сут 95,1 52
Затраты мощности КС, МВт 54,3 17,6
Степень повышения давления компрессорной станции и групп центробежного нагнетателя 1,4 1,4
Частота вращения силового вала, об/мин 4627 5215
Средняя изобарная теплоемкость газ, кДжК/кг 1,4 2,56
Разность энтальпии газа по нагнетателю, кДж/кг 43,44 31,05
Политропный КПД нагнетателя 0,79 0,8
Теплоперепад по нагнетателю, кДж/кг 39,02 31,43
Расход газа через нагнетатель, кг/с 344,9 319,67
Мощность, потребляемая нагнетателем, кВт 13457 10074
Эффективная мощность ГТУ, кВт 13557 10174
Теплота сгорания топлива, принятая с учетом ухудшения технического состояния 43442 30079,6
Расход топливного газа, м3/ч. 4668 3232
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
В результате проведенных расчетов была разработана технологическая схема использования альтернативного топлива на компрессорной станции (рис. 3). Очищенные от пылевых частиц и жидких фракций технологические газы в количестве 95,1 млн нм3/сут поступают в газопровод. Далее газ под давлением Р2 по газопроводам через открытый кран поступает в пылеуловитель. В пылеуловителях осуществляется очистка газа от пылевых частиц и жидких фракций. Очищенный газ направляется во всасывающий коллектор агрегатов. В маслоуловителе происходит улавливание жидкости и масла, которые находятся
в газе после пылеуловителей и поступившие в него через уплотнители подшипников. Избыточное масло в маслоуловителях удаляется через маслосборники. Далее жатый газ по трубопроводам поступает в оросительные холодильники градирни и направляется в установку осушки. На стадии осушки происходит улавливание остаточной влаги. Сред методов можно выделить абсорбционные способы с использованием жидких поглотителей (диэтиленгликоля и триэтиленгликоля) и адсорбционные - с применением твердых сорбентов (силикагеля, алюмогеля, активированного боксита, природных цеолитов). Осушенный газ и очищенный газ с заданными параметрами и свойствами поступает в магистральный газопровод.
В состав технологической схемы входят 3 газоперекачивающих агрегата типа ГПА-16 "Волга" с газотурбинным приводом 18 МВт и 1 резервный. Значение КПД на альтернативном топливе достигает 31%. Давление на входе в нагнетатель составляет 5,32 МПа, на выходе - 7,45 МПа. Пропускная способность каждого нагнетателя составляет 31,7 млн нм3/сут при средней температуре наружного воздуха. Степень повышения давления компрессорной станции и групп центробежного нагнетателя равна 1,4. Производительность нагнетателя при условиях всасывания составляет 357,9 м3/сут.
Рис. 3. Технологическая схема использования Fig. 3. Technological diagram of using alternative
альтернативного топлива на компрессорной fuel at a compressor station
станции
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
Результаты и обсуждение (Results and Discution)
В связи с появлением новых технологий, позволяющих получать различные товары с добавленной стоимостью, возникла необходимость утилизации побочных продуктов, их хранения и транспортировки. В данном исследовании рассматривалась возможность транспортировки горючих отходов нефтепереработки по магистральным газопроводам. Транспортировка альтернативных газообразных топлив с необходимыми параметрами на большие расстояния представляет собой непростую техническую задачу. Особенностью выбора, числа и расположения резервных агрегатов на компрессорной станции является то, что необходимо учитывать минимальное количество ГПА, способных осуществить перекачку с необходимыми параметрами газа по газопроводу. Выбор основного и резервного количества ГПА связан с пропускной способностью и диаметром газопровода на
заданном участке транспортировки, что, в свою очередь, оказывает влияние на величину расхода топливного газа.
В результате проведенных исследований получена приведенная характеристика ГПА нового поколения, в то время как литературе такие данные отсутствуют для выбранного типа агрегата, в том числе для природного газа. Особенностью расчетов показателей эффективности являлось рассмотрение характеристик альтернативного топлива и параметров ГПА относительного традиционного топлива. Свойства альтернативного газа оказали незначительное влияние на режимные параметры и приведенные характеристики ГПА, что является весомым аргументом в пользу возможности транспортировки газа исследованного состава по существующим газопроводам. По результатам видно, что расход альтернативного газа повышается в связи с более низкой теплотой сгорания, при этом в результате эффективный КПД всей установки остается уменьшается незначительно.
Проблема минимизации затрат на топливо при транспортировке природного газа важна из-за огромного количества энергии, потребляемой компрессорами для удовлетворения растущего спроса на природный газ. 3-5% всего перевозимого природного газа потребляется компрессорами, используемыми для его питания. В связи с этим, применение альтернативного топлива для покрытия затрат топливного газа является одним из вариантов решения указанной проблемы.
К неизученным проблемам транспортировки альтернативных газов по системе существующих газопроводов относятся проблемы безопасности и надежности, обусловленные как составом и физическими свойствами самой транспортируемой среды, так и параметрами транспортировки, такими как расстояние, температура окружающего воздуха, давление, диаметр газопровода и др.
Выводы (Conclusions)
В данной статье рассмотрена возможность применения альтернативных топлив на компрессорных станциях в рамках утилизации горючих отходов нефтепереработки, а также других газов, получение которых сопровождает процессы добычи и переработки различного органического сырья. Результаты исследований показали, что использование альтернативных газов, в частности горючих отходов нефтепереработки на магистральных газопроводах не уступает данным по эффективности и режимным параметрам ГПА на природном газе. Значение КПД рассмотренного типа ГПА на альтернативном топливе составило 31%.
На основании полученных данных была предложена технологическая схема использования технологического газа, включающая в себе 4 газоперекачивающих агрегата типа ГПА-16 "Волга" с газотурбинным приводом 18 МВт, один из которых является резервным. Также приведены рекомендации по соблюдению норм пожарной безопасности при использовании технологического газа на компрессорных станциях.
Литература
1. Моргунов Е.В., Николаишвили Д.Г. Современное состояние и прогноз развития газовой отрасли России // В сб. «Проблемы развития рыночной экономики» /Под ред. чл.-корр. РАН Перламутрова В.Л. - М.: ИПР РАН, 2004. - С.23-36.
2. Забелин Н.А., Лыков А.В., Рассохин В.А. Эмиссия загрязняющих веществ от газотранспортной системы ОАО «ГАЗПРОМ» // Глобальная энергия. 2013. №3(178) С. 294-305.
3. Халикова Э.Р. Управление затратами топливного газа в дочерних газотранспортных обществах ПАО «ГАЗПРОМ» // Технико-технологические проблемы сервиса. 2021. №2(56). С.55-61.
4. Иванов Э.С., Китаев С.В. Ресурсосберегающая технология отключения участка магистрального газопровода в ремонт с выработкой газа компрессорной станцией на ГПА и потребителя через газораспределительную станцию // Территория Нефтегаз. 2015. №6. С.40-46.
5. Тимофеева С.С., Хизбуллин А.Р., Мингалеева Г.Р., Оценка возможности применения газоперекачивающего агрегата для транспортировки технологического газа // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2021. Т. 13. №4(52). С. 76-87.
6. Игитханян И.А., Богак Т.В. Эффективность методов переработки попутного нефтяного газа в России // Вестник ТГПУ. 2014. №8 (149). C. 108-112.
7. Иноземцев А.А. Пермские газотурбинные технологии и решение проблемы утилизации попутного нефтяного газа // Вестник Пермского научного центра. 2013. №1. С. 10-16.
8. Bormotov A., Kolobova E. Waste management system for petrochemical industries. E3S Web Conf. 2021. 244. 01005. https:// https://doi.org/10.1051/e3sconf/202124401005.
9. Sharaf Eldean M.A., Soliman A.M. A novel study of using oil refinery plants waste gases for thermal desalination and electric power generation: Energy, exergy & cost evaluations // Applied Energy. 2017. N.195. pp. 453-477. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2017.03.052.
10. Zhao Ch., Li Yu., Gan Z., et al. Method of smoldering combustion for refinery oil sludge treatment // Journal of Hazardous Materials. 2021. N.409, 124995. https://doi.org/10.1016/j.jhazmat.2020.124995.
11. Manushin E.A., Melnikov A.I. The Selection of Parameters and Design of an Air Turbine Unit for Flue Gas Heat Recovery of a 16 MW Gas Turbine Unit for Gas Pumping Units // Proceedings of Higher Educational Institutions Machine Building. 2020. N.2(719). https://doi.org/10.18698/0536-1044-2020-2-45-58.
12. Портал об энергетики в России и мире. - [Электронный ресурс]. URL: https://peretok.ru/ (дата обращения 03.08.2023).
13. Олюнин С.Ю., Садиков А.С., Лотфуллин Д.Д. Перспективы использования промышленных газов в филиале ОАО «ТГК-16» Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1) // Энергетика Татарстана. 2016. №2(42). С. 30-34.
14. Лебедева Е.А., Зимняков П.С. Проблемы сжигания смеси топливного и отдувочного газов // Современные наукоемкие технологии. 2013. №8. C. 307-309.
15. Сорокин А.И., Мирзоев Г.К. Эффективность использования альтернативных топлив // Химия в интересах устойчивого развития. 2005. №13. С. 805-808.
16. Глушков С.П., Кочергин В.И., Красников В.В. Влияние использования альтернативных топлив на характеристики работы ДВС // Вестник АГТУ. 2018. №1. С. 24-32.
17. Marin G.E., Osipov B.M., Titov A.V., et al. Simulation of the operation of a gas turbine installation of a thermal power plant with a hydrogen fuel production system // International Journal of Hydrogen Energy. 2023. V.48, Is.12. pp. 4543-4550, https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.10.075.
18. Hussany F.L., Jasim D.J. Study of a feeding system for electric power plants using alternative fuels (energy emulsions) // Journal of Engineering Research. 2023. 100069. https://doi.org/10.1016/jjer.2023.100069.
19. Chribik A, Polôni M, Majkùt A, et al. High-Energy Synthesis Gases from Waste as Energy Source for Internal Combustion Engine // Sustainability. 2023. N.15(10): 7806. https://doi.org/10.3390/su15107806.
20. Zhang L, Zhang S, Zhou H, et al. Efficient Combustion of Low Calorific Industrial Gases: Opportunities and Challenges // Energies. 2022. N.15(23): 9224. https://doi.org/10.3390/en15239224.
21. ГПА серии Волга. - [Электронный ресурс]. URL: http ://www.kmpo. ru/products/ group/gpa/19 (дата обращения 03.08.2023).
22. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: Нефть и газ, 1999. 463 с.
23. Несенчук А.П. Влияние теплоутилизационного «хвоста» компрессорной станции на эффективность работы газотурбинного привода с изобарным подводом теплоты и регенеративным теплоиспользованием // Энергетика. Известия высших учебных заведений. 2013. №4. С. 37-46.
24. Gorbiychuk M., Zamikhovska O., Zamikhovskyi L., et al. Evaluation of dynamic properties of gas pumping units according to the results of experimental researches // Eastern-European Journal of Enterprise Technologies. 2019. N.2 (98). pp. 73-81.
25. Zheng L., Cronly J., Ubogu E., et al. Experimental investigation on alternative fuel combustion performance using a gas turbine combustor // Applied Energy. 2019. V. 238:1530-1542. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.01.175.
26. Molière. M. The Fuel Flexibility of Gas Turbines: A Review and Retrospective Outlook. Energies.2023. 16, 3962. https://doi.org/10.3390/en16093962.
Авторы публикации
Тимофеева Светлана Сергеевна - канд. техн. наук, доцент кафедры «Энергетическое машиностроение», ФГБОУ ВО «Казанский государственный энергетический университет».
ORCID:http://orcid.org/0000-0003-4168-2442E-mail: [email protected].
Мингалеева Гузель Рашидовна - докт. техн. наук, заведующая кафедрой «Энергетическое машиностроение», ФГБОУ ВО «Казанский государственный энергетический университет».
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-7230-6776. E-mail: [email protected].
Казбакова Илюза Раисовна - магистрант кафедры «Энергетическое машиностроение», ФГБОУ ВО «Казанский государственный энергетический университет».
E-mail: [email protected]
Наумова Ангелина Анатольевна - магистрант кафедры «Энергетическое машиностроение», ФГБОУ ВО «Казанский государственный энергетический университет».
Вестник КГЭУ, 2024, том 16, № 1 E-mail: [email protected]
References
1. Morgunov E.V., Nikolaishvili D.G. Current state and development forecast of the Russian gas industry. On Sat. "Problems of the development of a market economy" / Ed. corresponding member RAS Perlamutrova V.L. - M.: IPR RAS, 2004. (In Russ).
2. Zabelin N.A., Lykov A.V., Rassokhin V.A. Emission of pollutants from the gas transmission system of OAO GAZPROM. Global energy. 2013; 3 (178): 294-305. (In Russ).
3. Khalikova E.R. Fuel gas cost management in subsidiaries of PJSC GAZPROM. Technical and technological problems of the service. 2021; 2(56): 55-61. (In Russ).
4. Ivanov E.S., Kitaev S.V. Resource-saving technology for shutting down a section of the main gas pipeline for repairs with gas production by the compressor station at the gas compressor unit and the consumer through the gas distribution station. Territory Neftegaz. 2015; 6: 40-46. (In Russ).
5. Timofeeva S.S., Khizbullin A.R., Mingaleeva G.R. Evaluation of the possibility of using a gas compressor unit for transporting process gas. Bulletin of the Kazan State Power Engineering University. 2021; 13. 4(52): 76-87. (In Russ).
6. Igitkhanyan I.A., Bogak T.V. Efficiency of methods for processing associated petroleum gas in Russia // Vestnik TSPU. 2014; 8 (149): 108-112. (In Russ).
7. Inozemtsev A.A. Perm gas turbine technologies and solving the problem of associated petroleum gas utilization // Bulletin of the Perm Scientific Center. 2013; 1: 10-16. (In Russ).
8. Bormotov A., Kolobova E. Waste management system for petrochemical industries. E3S Web Conf 2021. 244.. 01005. https://https://doi.org/10.1051/e3sconf/202124401005.
9. Sharaf Eldean M.A., Soliman A.M. A novel study of using oil refinery plants waste gases for thermal desalination and electric power generation: Energy, exergy & cost evaluations. Applied Energy. 2017; 195: 453-477. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2017.03.052.
10. Zhao Ch., Li Yu., Gan Z., et al. Method of smoldering combustion for refinery oil sludge treatment. Journal of Hazardous Materials. 2021; 409, 124995. https://doi.org/10.1016/j.jhazmat.2020.124995.
11. Manushin E.A., Melnikov A.I. The Selection of Parameters and Design of an Air Turbine Unit for Flue Gas Heat Recovery of a 16 MW Gas Turbine Unit for Gas Pumping Units. Proceedings of Higher Educational Institutions Machine Building. 2020; 2(719). https://doi.org/10.18698/0536-1044-2020-2-45-58.
12. Portal about energy in Russia and the world. - [Electronic resource]. URL: https://peretok.ru/ (accessed 08/03/2023).
13. Olyunin S.Yu., Sadikov A.S., Lotfullin D.D. Prospects for the use of industrial gases in the branch of JSC "TGC-16" Nizhnekamsk CHPP (PTK-1). Energy of Tatarstan. 2016; 2 (42): 30-34. (In Russ).
14. Lebedeva E.A., Zimnyakov P.S. Problems of burning a mixture of fuel and stripping gases. Modern science-intensive technologies. 2013; 8: 307-309. (In Russ).
15. Sorokin A.I., Mirzoev G.K. Efficiency of using alternative fuels // Chemistry for sustainable development. 2005; 13: 805-808. (In Russ).
16. Glushkov S.P., Kochergin V.I., Krasnikov V.V. The influence of the use of alternative fuels on the performance of internal combustion engines // VestnikAGTU. 2018; 1: 24-32. (In Russ).
17. Marin G.E., Osipov B.M., Titov A.V., et al. Simulation of the operation of a gas turbine installation of a thermal power plant with a hydrogen fuel production system, International. Journal of Hydrogen Energy. 2023; 48, 12: 4543-4550, https://doi.org/10.1016/jijhydene.2022.10.075.
18. Hussany F.L., Jasim D.J. Study of a feeding system for electric power plants using alternative fuels (energy emulsions). Journal of Engineering Research. 2023; 100069. https://doi.org/10.1016/jjer.2023.100069.
19. Chríbik A, Polóni M, Majkút A, et al. High-Energy Synthesis Gases from Waste as Energy Source for Internal Combustion Engine. Sustainability. 2023; 15(10):7806. https://doi.org/10.3390/su15107806.
20. Zhang L., Zhang S., Zhou H., et al. Efficient Combustion of Low Calorific Industrial Gases: Opportunities and Challenges. Energies. 2022; 15(23): 9224. https://doi.org/10.3390/en15239224.
21. GPU series Volga. - [Electronic resource]. URL: http://www.kmpo.ru/products/group/gpa/19 (accessed 08/03/2023).
22. Kozachenko A.N. Operation of compressor stations of main gas pipelines. M.: Oil and gas, 1999. (In Russ).
23. Nesenchuk A.P. Influence of the heat recovery "tail" of the compressor station on the efficiency of the gas turbine drive with isobaric heat supply and regenerative heat use. Energy. News of higher educational institutions. 2013; 4: 37-46. (In Russ).
24. Gorbiychuk M., Zamikhovska O., Zamikhovskyi L., Zikratyi S., Shtaier L. Evaluation of dynamic properties of gas pumping units according to the results of experimental researches. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies. 2019; 2 (98): 73-81. (In Russ).
25. Zheng L., Cronly J., Ubogu E., et al. Experimental investigation on alternative fuel combustion performance using a gas turbine combustor. Applied Energy. 2019; 238: 1530-1542. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.01.175.
26. Molière. M. The Fuel Flexibility of Gas Turbines: A Review and Retrospective Outlook. Energies. 2023;. 16, 3962. https://doi.org/10.3390/en16093962.
Authors of the publication
Svetlana S. Timofeeva - Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia. ORCID: http://orcid.org/0000-0003-4168-2442. E-mail: [email protected]
Guzel R. Mingaleeva - Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia. ORCID: http://orcid.org/0000-0002-7230-6776. E-mail: [email protected]
Iluza R. Kazbakova - Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia. E-mail: [email protected]
Angelina A. Naumova - Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia. E-mail: [email protected]
Шифр научной специальности: 2.4.5. Энергетические системы и комплексы Получено 10.01.2024 г.
Отредактировано 11.03.2024 г.
Принято 14.03.2024 г.
