CC BY
13
© Тимофеева С.С., Хизбуллин А.Р., Мингалеева Г.Р. УДК 661.9
ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ГАЗА
Тимофеева С.С., Хизбуллин А.Р., Мингалеева Г.Р.
Казанский государственный энергетический университет,
г. Казань, г. Казань, Россия [email protected], [email protected], [email protected]
Резюме: ЦЕЛЬ. Целью работы является оценка возможности применения газоперекачивающего агрегата с газотурбинным приводом для транспортировки технологического газа. ЗАДАЧИ. Рассмотреть возможности применения технологического газа на объектах энергетической отрасли. Исследовать состав и технологические характеристики газа, образующегося при нефтепереработке, и сравнить его с показателями природного газа. Рассмотреть основные параметры для оценки эффективности газоперекачивающего агрегата с газотурбинным приводом. Выполнить расчет газоперекачивающего агрегата с газотурбинным приводом, предназначенного для транспортировки технологического газа. МЕТОДЫ. При решении поставленной задачи использовались зависимости с использованием термодинамических свойств и параметров газа по нагнетателю, а также показателей эффективности работы газотурбинных установок. РЕЗУЛЬТАТЫ. В статье рассмотрена возможность применения газа, образующегося при нефтепереработке, на компрессорных станциях путем использования его в газоперекачивающих агрегатах с газотурбинным приводом. Проведена оценка ГПА с газотурбинным приводом на примере ГТК-10-4.КПД ГПА с ГТУ составил 34%, что характеризует эффективное использование рассматриваемого газа. Расход газа при транспортировке газопроводом с условным диаметром 125мм на расстояние 100 км составляет 56 млн.нм3/сут. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Технологические параметры исследуемого состава газа близки по значениям к природному газу, что позволяет его использование в ГПА. Результаты расчета ГПА с газотурбинным приводом показали, что использование технологического газа на компрессорной станции практически не уступает природному газу. В дальнейших исследованиях необходимо определение фактических показателей работы ГПА, предназначенного для транспортировки технологического газа, с последующим подбором оборудования и анализом газопроводной сети.
Ключевые слова: технологический газ; компрессорные станции; газоперекачивающий агрегат; газотурбинная установка; транспортировка.
THERMOCHEMICAL PROCESSING OF LOW-GRADE PEAT BASED ON
GASIFICATION
SS. Timofeeva, AR. Khizbullin. GR. Mingaleeva
Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia
[email protected], [email protected], [email protected]
Abstract. THE PURPOSE. The purpose of the work is to evaluate the possibility of using a gas compressor unit with a gas turbine drive for transportation of process gas. RESEARCH OBJECTIVES. To consider the possibility of using process gas at energy industry facilities. Study the composition and technological characteristics of gas formed during oil refining and compare it with indicators for natural gas. To consider the basic parameters to assess the efficiency of a gas compressor unit with a gas turbine drive. To calculate a gas turbine driven gas compressor unit designed for transportation of process gas. METHODS. When solving the problem set, dependences were used with the use of thermodynamic properties and parameters of gas on the supercharger, as well as indicators of efficiency of gas turbine units. RESULTS. The paper considers the possibility of using gas generated during oil refining at compressor stations by using it in gas compressor units with a gas turbine drive. The evaluation of GPAs with gas turbine drive on the example of GTK-10-4 has been carried out. The efficiency of GPU with GTU was 34%, which characterizes the effective use of the considered gas. The gas consumption during
transportation by the gas pipeline with nominal diameter of 125 mm at a distance of 100 km is 56 mln nm3/day. CONCLUSIONS. The technological parameters of the investigated gas composition are close to values of natural gas, which allows its use in GPA. The results of calculation of GPU with a gas turbine drive have shown that the use of process gas at the compressor station is almost as good as natural gas. In further researches it is necessary to determine the actual indicators of GPU operation, intended for transportation of process gas, with subsequent selection of equipment and analysis of gas pipeline network.
Keywords: process gas; compressor stations; gas compressor unit; gas turbine unit; transportation.
Введение и литературный обзор
На сегодняшний день рынок энергоресурсов представлен лидирующим положением природного газа, нефти и нефтепродуктов. Высокая эффективность такого топлива связана с высокой теплотой сгорания, качеством и удобством их использования. Однако, запасы газа и нефти ограничены и характеризуются высокой стоимостью [1]. Актуальными являются исследования в области производства и возможностей применения альтернативных топлив, к которым относятся спирты, водотопливные эмульсии и суспензии, эфиры, а также различных отходов нефтепереработки [2].
К требованиям, предъявляемым к альтернативным топливам, можно отнести: наличие достаточных ресурсов, приемлемую стоимость, технологическую и энергетическую совместимость с транспортными силовыми установками. Помимо этого, важно учитывать экологические и технико-экономические показатели способов применения такого топлива [3].
Ежегодно с увеличением потребления нефти и нефтепродуктов возрастает объем перерабатываемой продукции, что влечет за собой рост количества нефтяных отходов (табл. 1)[4]. К отходам предприятий нефтепереработки относятся различные по своему химическому составу, физико-химическим и теплотехническим свойствам углеводородные смеси, образующиеся в процессах хранения, транспортировки и использования нефтяного топлива, масел и смазочных материалов. Помимо этого к нефтяным отходам также относят нефтепродукты, не соответствующие по своим параметрам требованиям нормативных документов, которые непосредственно связаны с направлениями использования такого сырья[5, 6].
В связи с высокой стоимостью на ценные энергетические ресурсы и ужесточением требований в области экологической безопасности в Российской Федерации существует необходимость в разработке эффективных способов утилизации нефтяных отходов с получением электрической энергии и тепла с учетом минимальных выбросов в окружающую среду. Утилизация отходов и побочных продуктов нефтехимического производства обеспечивает прямую экономию затрат на прирост первичных сырьевых ресурсов, расширение возможности экспорта природного сырья [7-9].
Таблица 1
Продукты основных видов продукции переработки, газо- и нефтехимии[4]_
Наименование 2016 2017 2018 2019 2020
Стабильный газовый 8216,4 8688,7 8234,3 8362,0 9977,6
конденсат и нефть, тыс.т
Сухой газ, млрд. куб.м 24,0 23,6 23,6 23,9 23,9
Сжиженные
углеводородные газы 3525,4 3522,5 3614,3 3663,8 3567,6
(СУГ), тыс.т 115,0 103,0 97,0 77,8 95,9
в том числе за рубежом
Автомобильный бензин,
тыс.т 12270,0 11675,6 12044,9 11703,1 11823,2
в том числе за рубежом 516,0 469,0 515,7 445,2 451,4
Дизельное топливо, тыс.т
в том числе за рубежом 14971,4 14322,1 15662,5 15514,6 16262,6
1363,0 1299,0 1571,2 1432,7 1593,3
Одним из важных направлений в этой области исследований является разработка способов утилизации горючих отходов нефтепереработки, а также других технологических газов, получение которых сопровождает процессы добычи и переработки различного
органического сырья, металлургического производства [10]. Одним из главных способов утилизации газообразных горючих отходов нефтехимических комплексов является использования в качестве замены традиционному топливу[11, 12]. В этом случае горючие технологические газы выступают как самостоятельный источник пополняемых топливно-энергетических ресурсов или добавок к основному топливу. Одним из основных направлений использования технологических газов является сжигание топлива в камерах сгорания энергетических установок [13-15]. Были рассмотрены различные варианты использования вторичных энергоресурсов в газоперекачивающих агрегатах [5, 8, 16]. Также рассмотрены варианты применениях альтернативных горючих смесей в газотурбинных установках [13, 17]. Немаловажным аспектом применения горючих газов является подготовка и транспортировка [18-20].
В газотранспортной системе Российской Федерации в качестве газоперекачивающих агрегатов установлены преимущественно газотурбинные установки различных типов (табл. 2) [21], незначительную долю составляют газопоршневые агрегаты и газоперекачивающие агрегаты (ГПА) с электрическим приводом. Общая протяженность газотранспортной системы на территории России составляет 172,6 тыс. км. В транспортировке газа используются 254 компрессорные станции с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов 47,1 тыс. МВт [22, 23].
Таблица 2
Структура парка ГПА в системе ОАО «Газпром»[23]_
Вид привода Количество Мощность
штук % Млн. кВт %
Газотурбинный привод 2989 74,2 33,7 85,5
Электропривод 746 18,5 5,3 13,5
Поршневой привод 293 7,3 0,4 1,0
Всего 4028 100 39,4 100
Повышение эффективности газотранспортной системы в настоящее время связано в основном с оптимизацией работы газоперекачивающих агрегатов, поскольку от их работы зависят затраты на транспортировку газа. В научно-технической литературе рассматриваются как стационарные газотурбинные установки [24-2722], так и «конверсионные», работающие на основе авиационных двигателей [28]. Разрабатываются математические подели, позволяющие оценить технические характеристики газотурбинных установок, работающих в составе ГПА [29,30]. Однако данные работы посвящены транспортированию природного газа, а доставке возможному потребителю технических газов, имеющих достаточно высокую теплотворную способность, пока не уделялось должного внимания.
Транспортировка газообразных топлив осуществляется с помощью сети трубопроводного транспорта (газопроводов), морским транспортом (газовозами) и с помощью контейнеров. При транспортировке газообразных топлив необходимо учитывать состав и качество газа, а также технологический газ не должен вызывать трудностей при его использовании в качестве топлива. Как правило, основная транспортировка газообразных топлив осуществляется при помощи трубопроводного транспорта при наличии газопроводов различного диаметра в пределах зонах доставки [24]. Целью настоящей работы является оценка возможности применения газоперекачивающего агрегата с газотурбинным приводом для транспортировки технологического газа.
Материалы и методы
Рассматривается агрегат ГТК-10-4 с центробежным нагнетателем 370-18-1, который предназначен для сжатия и транспортировки природного газа по магистральным газопроводам (рис. 1)[31].
Рис. 1. Продольный разрез газоперекачивающего агрегата ГТК-10-4
1 - валоповоротное устройство; 2 - входной направляющий аппарат; 3 - промежуточные направляющие аппараты; 4 - осевой воздушный компрессор; 5 - турбина высокого давления (ТВД); 6 - турбина низкого давления (ТНД);
7 - выхлопной патрубок с отводом газов в бок;
8 - ротор турбины низкого давления
Агрегат состоит из газотурбинной установки и нагнетателя природного газа. Привод нагнетателя осуществляется от газотурбинной установки (ГТУ) мощностью 10 МВт. Топливом для газовой турбины служит перекачиваемый газ. Технические характеристики газотурбинной установки приведены в таблице 3.
Таблица 3.
_Технические характеристики газотурбинной установки ГТК-1 -4_
Параметры Величины измерения Значение
Температура перед турбиной высокого давления °C 780
Номинальная мощность на муфте нагнетателя МВт 10
Коэффициент полезного действия установки % 29
Степень сжатия в компрессоре - 4,6
Скорость вращения: компрессорного вала силовой турбины -1 мин 5200 4800
Масса турбины т 56
Fig. 1. Longitudinal section of the gas pumping unit GTK-10-4
1 - shaft-turning device; 2 - inlet guide device; 3 -intermediate guide devices; 4 - axial air compressor; 5 - high-pressure turbine; 6 - low-pressure turbine; 7 - exhaust pipe with gas discharge to the side; 8 -low-pressure turbine rotor
Режимными параметрами рабочего процесса газоперекачивающего агрегата ГТК-10-
4 являются:
1) давление газа на входе в нагнетатель Рх=5,3 МПа и выходе из него Р2=6,3 МПа;
2) температура на входе в нагнетатель ^=19,9 °С и выходе из него С2=35,7 °С;
3) температура воздуха на входе в осевой компрессор Са=10 °С;
4) давление воздуха на входе в осевой компрессор Ра=0,1 МПа.
5 )частота вращения приводного вала п =4730 об/мин;
6) температура газов на входе в турбину высокого давления^=770 °С.
В качестве объекта для использования в ГПА рассматривается состав отходящих газов глубокой переработки нефтяных остатков, который представляет собой следующую смесь горючих компонентов (% об.): Н20-0,48; С0-0,6; С02-0,1; Н^-0,00265; Н2-49,57; СН4-30,697; С2Н4-14,88; С3Н4-0,01; С3Н8-2,66; 1С4Н[0-0,54; пС4Нш-0,46. Теплота сгорания газа составляет 21,7 МДж/м3 [2]. Методы исследования
Важным параметром компрессорной станции является техническое состояние ГПА. Для оценки технического состояния необходимо знать не только номинальные показатели установленных ГПА, но и фактические значения при работе на том или ином составе газа. Среди факторов, оказывающих влияние на работу ГПА, необходимо отметить
технологические параметры газа, температуру входящих в агрегат потоков, давление на входе в нагнетатель и выходе из него.
Для оценки возможности применения ГПА с газотурбинным приводом при транспортировке технологического газа рассмотрим следующие зависимости, которые непосредственно связаны с параметрами применяемого газа. Фактический КПД нагнетателя в данном исследовании определяется с использованием термодинамических показателей природного газа и параметров газа, характеризующих работу нагнетателя (Р, ЭД21]. Определяются основные термодинамические величины газа по метану:
(Ру)сщ =(0,017 • Р+0,555) • Г-2,73 • Р+139,4, (1)
Р=(^)ен4" (1,49 -0,49 • гсн4) (2)
где (РУ)сЩ , Ру - потенциальные функции, кДж/кг-МПа; температура газа на входе в нагнетатель, °С; Р— давление газа на входе нагнетатель, МПа; ГСН4 - содержание метана в
составе перекачиваемого газа, доли.
Потенциальная работа сжатия определяется по формуле:
®1,2=(РУ)ср • 1п е (3)
где (РУ)ср — среднее значение потенциальной функции Pv, кДж/кг-МПа; е - степень сжатия.
Средняя изобарная теплоемкость газа Срт определяется:
Срт = (0,37+0,63• гсН4 )• [(0,003-0,0009• Р1)• т +0,11-Р1+2,08], (4)
где 1т — средняя температура газа на входе и выходе из нагнетателя, °С; Р1 — давление газа на входе в нагнетатель, МПа.
Среднее значение комплекса определяется по уравнению:
(СрОк) = ^1,37-0,37 • гсН4 )• (0,00012- г\ -0,0135 -г2+0,31)- Рт -0,463-гт +11,19
(5)
где ¿2- температура газа на выходе из нагнетателя, °С; Рт—среднее давление, МПа; ^т -средняя температура, °С.
Разность энтальпии газа по нагнетателю определяется по формуле:
Ак=Срт •А/-(СрБь )т •АР . (6)
В формуле (5) средние параметры газа определяются следующим образом:
, = ?1+г2
2
= Р1+Р2
(7)
Рт--2— ' (8)
А, (9)
АР=Р2-Р1 . (10)
Для расчета ГТУ используются следующие обобщенные характеристики в зависимости от приведенной мощности, предложенные ВНИИГАЗ, и представленные в относительной форме [21].
Относительный эффективный КПД:
Непр (9)
пЬ =--ч ' (9)
1 - 0,75(1 - Непр )
где «¿—относительный эффективный КПД ГТУ, %; Непр — приведенная мощность ГТУ, кВт.
Приведенные характеристики: - относительный массовый расход топливного газа Вгрпр :
В-Г
=1 - 0,75 (1 -Аепр ) ; (10)
5ТГпр"
- относительная мощность ГПА:
Непр =1 -0,75(1 -Г2Пр)-Т2Пр ; (11)
где Т2пр — приведенная температура, °С.
Действительная эффективная мощность ГТУ часто определяется по мощности, потребляемой нагнетателем [21]. Индикаторная мощность нагнетателя определяется следующим образом:
Жг-н -М , (13)
где - индикаторная мощность нагнетателя, кВт; Ог- массовый расход газа через нагнетатель, кг/с; АкН - теплоперепад на нагнетателе, кДж/кг.
Эффективная мощность ГТУ вычисляется по формуле:
N + Жмех , (14)
где Жмех - механические потери в подшипниках нагнетателя, кВт.
Результаты
Рассматриваемый состав газа характеризуется преобладающим значением в своем составе водорода и метана. Также газ содержит смесь углеводородных газов (этан, пропан, бутан, изобутан, пентан), окись углерода, а также инертные примеси. Состав газа соответствует требованиям, предъявляемых к качеству газов, подаваемых в газопроводы (табл. 4) [33]. При добыче и в результате транспортировки в природный газ попадают различного рода примеси: песок, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ [34].
Таблица 4
Требования, предъявляемые качеству газа для транспортировки по магистральным
газопроводам [35, 36]
Наименование показателя Значение
Точка росы газа по влаге, °С,не выше 0(-5) (умеренный район) -10 (-20) (холодный район)
Точка росы газа по углеводородам, °С,не выше 0 (умеренный район) -5(-10) (холодный район)
Масса механических примесей в 1 м3, не более 0,003
Масса сероводорода в 1 м3, не более 0,02
Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации. Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода. Все это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа[21, 36]. В рассматриваемом газе механических примеси отсутствуют, значения сероводорода также укладываются в нормативы.
Для оценки применения рассматриваемого состава технологического газа в ГПА были рассмотрены его характеристики относительно показателей природного газа. Результаты анализа представлены в таблице 5.
Таблица 5
Сравнительный анализ газовых смесей_
Хар актеристики Единицы Технологический Природный газ
измерения газ (без примесей)
Плотность кг/м3 0,53 0,65
Критическая температура °С 161,7 191,5
Критическое давление МПа 4,58 4,48
Динамическая вязкость Па с 8,71 10-7 10,3 10-7
Коэффициент сжимаемости - 0,92 0,83
смеси
Приведенная температура °С 1,71 1,49
Приведенное давление МПа 1,42 1,22
Молекулярная масса смеси кг/кмоль 12,8 16,34
Как видно из результатов сравнения, технологические параметры рассматриваемого газа близки по составу к природному газу, что позволяет его использование в ГПА. Технологический газ может использоваться как самостоятельно, так и в смеси с природным газом. Поскольку в составе рассматриваемого газа содержится большое значение водорода (около 60%), то добавка такого газа к природному газу позволит улучшить его топливные характеристики за счет добавки водорода. Известно, что добавки к газу водорода значительно улучшают его топливные характеристики [13, 17]. При сжигании такого
топлива повышается эффективность рабочего процесса топливосжигающего устройства, а также улучшаются экологические показатели.
Результаты расчета для ГПА с газотурбинным приводом для рассматриваемого газа сведены в таблице 6.
Таблица 6.
_Результаты расчета ГПА с газотурбинным приводом_
Рассчитанные параметры Обозначение, единицы измерения Значение
1 Потенциальные функции Pv, кДж/кг Мпа 193,62
2 Потенциальная работа сжатия по нагнетателю Ш\ 2, кДж/кг 33,5
3 Изобарная теплоемкость с ^ рт ■> кДж/кгК 1,47
4 Термодинамический комплекс (СрОн) , \ И >т кДж/МПа 11,34
5 Теплоперепад по нагнетателю ДА , кДж/кг 34,57
6 Политропный КПД нагнетателя ппол 0,8
7 Степень сжатия е 1,2
8 Расход газа через нагнетатель , кг/с 112
9 Эффективная мощность ГТУ Ис ,МВт 4
10 Относительная приведенная температура газа перед ТВД Т 1zaр 1,008
11 Приведенная относительная мощность АЦ,, МВт 10
12 Теплота сгорания топлива с учетом ухудшения технического состояния ГТУ ^ГГпрбнр, кДж/м3 11418
13 Следовательно, расход топливного газа по ГТУ Вт , м3/ч 1894
Оптимальный режим эксплуатации газопроводов, предназначенных для перекачивания газа, заключается в максимальном использовании их пропускной способности при условии минимальных энергических затрат на компримирование и транспортировку газа [21]. В значительной степени режим эксплуатации газопроводов определяется работой компрессорных станций (КС), устанавливаемых по трассе газопровода, как правило, через каждые 100-150 км. Длина участков газопровода между КС рассчитывается, с одной стороны, исходя из величины падения давления газа на данном участке трассы, а с другой - исходя из привязки станции к населенным пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т.п [37,38]. Была рассчитана пропускная способность газопровода при рассмотрении газоперекачивающего агрегата с газотурбинным приводом. Расход газа при транспортировке по газопроводу с условным диаметром 125мм на расстояние 100 км составляет 56 млн.нм3/сут.
Результаты расчета ГПА с газотурбинным приводом показали, что использование технологического газа на компрессорной станции практически не уступает природному газу, результаты расчетов которых приведены в различной литературе [21, 36]. Работа ГТУ характеризуется высоким показателем КПД. Однако, наблюдаются изменения, связанные с теплотой сгорания, поэтому при использовании такого газа расход топливного газа увеличивается.
Обсуждение
Важным этапом оценки применения в качества топлива и объекта для транспортировки является предварительное исследование свойств такого сырья. Применение технологического газа для энергетических целей, в первую очередь, оценивается его технологическими свойствами как топлива, так и его физико-химическими параметрами для возможности его доставки до объекта. Для компрессорных станций использованием технологического газа связано, прежде всего, для собственных нужд ГПА. Технологический газ необходим для поддержания давления, проведения ремонта, а также наличие такого газа на компрессорной станции становится важным при аварийных сбоях и проблемах с подачей природного газа к крупным энергетическим объектам.
Транспортировка технологических газов, которые получают на комплексах нефтепереработки, осуществляют с помощью технологических трубопроводов. К ним относятся трубопроводы, которые располагаются на промышленных объектах. Как правило, с помощью технологических трубопроводов осуществляется транспортировка различных технологических веществ, сырья для эксплуатация технического оборудования, отходов производства.
Для газоснабжения населенных пунктов, которые располагаются в непосредственной близости от нефперерабатывающих комплексов, актуальным становится использование газов, вырабатываемых на таких заводах. При этом для транспортировки может применяться имеющаяся трубопроводная система, без строительства дорогостоящих газовых магистралей. В то же время это позволяет широко охватить газоснабжением города и поселки, удаленные от газовых месторождений и крупных магистральных газопроводов.
По магистральным газопроводам могут транспортироваться только газы, которые по своим качественным и физико-химическим свойствам соответствуют нормативным документам.
Выводы
В данном исследовании рассмотрена возможность использования технологических газов на компрессорных станциях. В качестве объекта исследования был рассмотрен состав газообразных отходов нефтепереработки. Проведена оценка ГПА с газотурбинным приводом на примере ГТК-10-4. Результаты расчета ГПА с газотурбинным приводом показали, что использование технологического газа на компрессорной станции практически не уступает природному газу. КПД ГТУ составил 34%, что характеризует эффективное использование рассматриваемого газа. Была рассчитана пропускная способность газопровода при рассмотрении газоперекачивающего агрегата с газотурбинным приводом. Расход газа при транспортировке газопроводом с условным диаметром 125мм на расстояние 100 км составляет 56 млн.нм3/сут. В дальнейшем необходимы дополнительные исследования по расчету камеры сгорания ГТУ, работающей на альтернативных топливах, в составе которого горючие газы нефтепереработки. Также важным является определение фактических показателей работы ГПА, предназначенного для транспортировки технологического газа, с последующим подбором оборудования и анализом газопроводной сети.
Литература
1. Синкевич Е.М. Альтернативное топливо для газотурбинных двигателей класса малой мощности // Турбины и дизель. 2013. С. 40-41.
2. 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.
3. Прохоров А. В., Копылов С. И., Копылов В. В., Сычев Е. А. Получение топлива из отходов: состояние и перспективы // Научно-методический электронный журнал «Концепт». 2017. Т. 39. С. 1751-1755.
4. Единая система газоснабжения России. - [Электронный ресурс]. URL: https://www.gazprom.ru/about/production/processing/ (дата обращения 27.12.2021.
5. Gorbiychuk M., Zamikhovska O., Zamikhovskyi L., Zikratyi S., Shtaier L. Evaluation of dynamic properties of gas pumping units according to there suits of experimental researches. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies. 2019. №2 (98). С. 73-81.
6. Ghazizade M.J., Koulivand H., Safari E., Heidari L. Petrochemical waste characterization and management at Pars Special Economic Energy Zone in the south of Iran. Waste Management & Research. 2021. 39(2). pp. 199-208. https://10.1177/0734242X20922585.
7. Abbasi M., Kamalan H.R. Quality and quantity of wastes generated in marun petrochemical complex and evacouting recovery potential. Journal of Hydroscience and Environment. 2017. 1. pp. 1-8.
8. Ачитаев А.А., Русина А.Г., Жидков А.А., Евсеенко П.Н. Реализация проектов генерации на свалочном газе // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2019. Т.11. №3(43). С. 67-77.
9. Bormotov A., Kolobova E. Waste management system for petrochemical industries. E3S Web Conf., 244. 2021. 01005. https:// https://doi.org/10.1051/e3sconf/202124401005.
10. 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. pp. 453-477. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2017.03.052.
11. Ch. Zhao, Yu. Li, Z. Gan, M. Nie, Method of smoldering combustion for refinery oil sludge treatment. Journal of Hazardous Materials 409, 124995. 2021. https://doi.org/10.1016/j .jhazmat.2020.124995.
12. Tsiligiannis A., Tsiliyannis Ch.. Oil refinery sludge and renewable fuel blends as energy sources for the cement industry. Renewable Energy 157, 55-70. 2020. https://doi.org/10.1016/j .renene.2020.03.129.
13. Марьин Г.Е., Осипов Б.М., Ахметшин А.Р., Савина М.В. Исследование применения водорода в качестве топлива для улучшения энергетических и экологических показателей работы газотурбинных установок // Известия высших ученых заведений. 2021. Т. 23. №3(158). С. 84-92.
14. Менделеев Д.И., Марьин Г.Е., Ахметшин А.Р. Показатели режимных характеристик парогазового энергоблока ПГУ-110 МВт на частичных нагрузках // Вестник Казанского государственного энергетического университета, 2019. Т.11. №3(43). С. 47-56.
15. Komarov O.V., Sedunin V.A., Blinov V. L., Skorochodov A.V. Parametrical diagnostics of gas turbine performance on side at gas pumping plants based on standard measurements // ASME Turbo Expo, Dusseldorf, Germany, 16-20 june 2014. pp. 1-8.
16. Абразовский А.А. Влияние технологических параметров магистрального газопровода на показатели работы компрессорной станции. Энергетика. Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ. 2014. С.87-92.
17. Абрамчук Ф.И., Кабанов А.Н., Майстренко Г.В. Влияние добавки водорода к природному газу на свойства смесевого топлива // Автомобильный транспорт. 2009. №24. С.45-49.
18. Филатов А.А., Велиюлин И.И., Хасанов Р.Р., Шафиков Г.А. Повышение эффективности транспорта газа путем моделирования работы мобильной компрессорной станции // Транспорт и хранение нефти и газа. 2018. №9. С. 62-66.
19. Zeng J., Sun C., Zhu Z., Wu JiaJ., Chen, H. Uncertainty Analysis for Natural Gas Transport Pipeline Network Layout: A New Methodology Based on Monte Carlo Method." The Free Library 01 January 2018.
20. Шендрик А.М., Фык М.И. Контейнерная транспортировка газа, как альтернативный способ решения вопросов энергетической безопасности // Транспорт на альтернативном топливе. 2013. №6(36). С. 51-59.
21. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: Нефть и газ, 1999.- 463 с.
22. Матвиишин Д.А. Арктические морские коммуникации в системе развития коммунального хозяйства Ямала: обоснование рациональной арктической системы транспортировки природного газа // Региональная экономика. 2017. Вып. 15. С. 1136—1147.
23. Транспортировка. Единая система газоснабжения России. - [Электронный ресурс]. - URL:https://www.gazprom.ru/about/production/transportation/ (дата обращения 27.12.2021
24. Иванов Э.С. Особенности моделирования режимов работы газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций магистрального транспорта газа в современных условиях эксплуатации // Нефтегазовое дело. 2012. №5. С.99-125;
25. Кичатов В.В. особенности оптимизации режимов работы газоперекачивающих агрегатов в системах компримирования компрессорных станций // Территория нефтегаз // 2012. №5. С.77-81;
26. Калинин А.Ф., Коновалов А.А. Оптимизация работы компрессорного цеха компрессорной станции подземного хранилища газа, оснащенного агрегатами различной единичной мощности // Территория нефтегаз. 2015, №2. С.91-95;
27. Kurz R., Lubomirsky M., Brun K. Gas Compressor Station Economic Optimization // International Journal of Rotating Machinery. 2012. Р.1-9.
28. Агульник А.Б., Гусаров С.А., Омар Х.Х.О. Выбор основных параметров циклов газопаротурбинной установки для газоперекачивающего агрегата // Труды МАИ. 2017. Вып.92. С.1-18.
29. Blinov V., Komarov O., Zaslavskiy E. Estimation of the driven gas turbine unit technical performance using the standard measuring systems // HSTED-2020 E3S Web of Conferences. 2020. V. 178. P. 01044.
30. Burnes D., Kurz R. Performance Degradation Effects in Modern Industrial Gas Turbines // Proceedings of Zurich 2018 Global Power and Propulsion Forum 10th January - 12th January, 2018. P.1-9.
31. Инженерный портал. В масштабе. - [Электронный ресурс]. -URL:https://vmasshtabe.ru/(дата обращения 27.12.2021).
32. Эксплуатация компрессорного цеха кс-18 магистрального газопровода «Уренгой - Петровск»: диплом. работа. - [Электронный ресурс]. - URL https://5555455.ru/products/37215343 (дата обращения 13.01.2022).
33. ОСТ 51.40-83. Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы / дата введения 1983-03-31/ Разработан ВНИИГАЗ. - Москва.
34. Бирюков В. В. Оборудование нефтегазовых производств: учебник. - Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2016. 514 с.
35. Авлиякулов Н.Н., Муслимов Ж.Б.У., Жураев Л.Ж. Функции технологического оборудования для подготовки газа к дальнейшей транспортировке на компрессорной станции // Вопросы науки и образования. 2017. № 3. С. 19-21.
36. Березовский Д.А., Кусов Г.В., Савенок О.В. Методы предупреждения и ликвидации гидратообразования при эксплуатации газовых скважин на примере месторождений Узловое // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). 2017. № 2. С. 82-108.
37. 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.
38. Рузиев Ф.Р., Базаров Г.Р. Влияние газоперекачивающих агрегатов на работу компрессорных станций // Вопросы науки и образования. 2017. № 5 (6). С. 44-45.
Авторы публикации
Тимофеева Светлана Сергеевна - канд. техн. наук, доцент кафедры «Энергетическое машиностроение», Казанский государственный энергетический университет.
Хизбуллин Артем Робертович - магистр, Казанский государственный энергетический университет.
Мингалеева Гузель Рашидовна - д-р. техн. наук, зав. кафедрой «Энергетическое машиностроение», Казанский государственный энергетический университет».
References
1. Sinkevich EM. Alternative fuel for gas turbine engines of low power class.Turbines and Diesel. 2013: 40-41.
2. Olyunin SY, Sadikov AS, Lotfullin DD. Prospects of using industrial gases in JSC TGK-16 Nizhnekamskaya CHPP (PTC-1). Energy of Tatarstan. 2016;2 (42): 30-34.
3. Prokhorov AV, Kopylov SI, Kopylov V V., Sychev EA. Obtaining fuel from waste: state and prospects..Scientific-Methodical Electronic Journal «Concept». 2017(39): 1751-1755.
4. Unified gas supply system of Russia. - [Electronic resource]. Available at URL: https://www.gazprom.ru/about/production/processing/. Accessed 27.12.2021.
5. Gorbiychuk M., Zamikhovska, O., Zamikhovskyi, L., Zikratyi, S., Shtaier, L. Evaluationofdynamicpropertiesofgaspumpingunitsaccordingtotheresultsofexperimentalresearches. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies. 2019;2 (98): 73-81.
6. Ghazizade MJ, Koulivand H, Safari E, Heidari L. Petrochemical waste characterization and management at Pars Special Economic Energy Zone in the south of Iran. Waste Management & Research. 2021. 39(2):199-208. https://doi:10.1177/0734242X20922585.
7. Abbasi M, Kamalan HR. Quality and quantity of wastes generated in marun petrochemical complex and evacouting recovery potential. Journal of Hydroscience and Environment. 2017;1: 1-8.
8. Achitayev AA, Rusina AG, Zhidkov AA, Evseenko PN. Implementation of generation projects on landfill gas. Bulletin of Kazan State Energy University. 2019;1; 3(43): 67-77.
9. Bormotov A. Kolobova E. Waste management system for petrochemical industries. E3S Web Conf, 244. 2021. 01005. https:// https://doi.org/10.1051/e3sconf202124401005.
10. Sharaf Eldean MA, Soliman AM. 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
11. ChZhao, Yu Li, Z Gan, M Nie, Method of smoldering combustion for refinery oil sludge treatment. Journal of Hazardous Materials. 2021;409:124995. https://doi.org/10.! 016/j .jhazmat.2020.124995
12. Tsiligiannis A, Tsiliyannis Ch. Oil refinery sludge and renewable fuel blends as energy sources for the cement industry. Renewable Energy. 2020;157:55-70. https://doi.org/10.1016/j .renene.2020.03.129.
13. Maryin GE, Osipov BM, Akhmetshin AR, Savina MV. Research of Hydrogen Application as Fuel to Improve Power and Environmental Performance of Gas-Turbine Plants. Proceedings of Higher Scientific Institutions. 2021;23:3(158): 84-92.
14. Mendeleev DI, Maryin GE, Akhmetshin AR. Parameters of regime characteristics of combined cycle power unit CCGT-110 MW at partial loads..Bulletin of Kazan State Power University. 2019;11;3(43):47-56.
15. Komarov OV, Sedunin VA, Blinov VL, Skorochodov AV. Parametrical diagnostics of gas turbine performance on side at gas pumping plants based on standard measurements. ASME Turbo Expo. Dusseldorf, Germany, 16-20 june 2014:1-8.
16. Abrazovsky AA. Influence of technological parameters of the main gas pipeline on the performance of a compressor station. Power Engineering. Proceedings of higher educational institutions and energy associations of the CIS. 2014: 87-92.
17. Abramchuk FI, Kabanov AN, Maistrenko GV. Effect of adding hydrogen to natural gas on the properties of blended fuel. Automobile Transport. 2009;24:45-49.
18. Filatov AA, Veliyulin II, Khasanov RR, Shafikov GA. Improvement of gas transport efficiency by modeling the mobile compressor station. Transport and storage of oil and gas. 2018. 9: 62-66.
19. Zeng J, Sun C, Zhu Z, Wu Jia, Chen H. Uncertainty Analysis for Natural Gas Transport Pipeline Network Layout: A New Methodology Based on Monte Carlo Method." The Free Library 01 January 2018.
20. Shendrik AM, Fyk MI. Containerized transshipment of gas as an alternative way of solving energy security issues. Transport on Alternative Fuels. 2013. 6(36):51-59.
21. Kozachenko AN. Operation of compressor stations of main gas pipelines. Moscow: Oil and Gas, 1999. 463 p.
22. Matviyishin DA. Arctic offshore communications in the system of development of the Yamal public utilities: justification of the rational Arctic natural gas transportation system. Regional Economics. 2017(15): 1136-1147.
23. Transportation. Unified system of gas supply of Russia. [Electronic resource]. URL:https://www.gazprom.ru/about/production/transportation/. accessed 27.12.2021.
24. Ivanov ES. Peculiarities of modeling the modes of operation of gas compressor units of compressor stations of main gas transport in modern operating conditions. Oil and GasBusiness. 2012:5: 99-125.
25. Kichatov VV. Peculiarities of optimization of operation modes of gas compressor units in compressor stations' compression systems.Territory of Oil and Gas. 2012:5:77-81.
26. Kalinin AF, Konovalov AA. Optimization of compressor shop operation of compressor station of underground gas storage equipped with units of different unit capacity.Territoria neftegaz. 2015;2:91-95.
27. Kurz R, Lubomirsky M, Brun K. Gas Compressor Station Economic Optimization.International Journal of Rotating Machinery. 2012. pp.1-9.
28. Agulnik AB, Gusarov SA, Omar HHO. Selection of basic parameters of gas turbine cycles for gas compressor unit. Proceedings of MAI. 2017:92:1-18.
29. Blinov V, Komarov O, Zaslavskiy E. Estimation of the driven gas turbine unit technical performance using the standard measuring systems.HSTED-2020 E3S Web of Conferences. 2020. ;178:01044.
30. Burnes D, Kurz R. Performance Degradation Effects in Modern Industrial Gas Turbines.Proceedings of Zurich 2018 Global Power and Propulsion Forum 10th January- 12th January. 2018:1-9.
31. Engineering Portal. At scale. [Electronic resource]. Available at: URL:https://vmasshtabe.ru/ Accessed to: 27.12.2021.
32. Operation of compressor shop ks-18 of the main gas pipeline «Urengoy - Petrovsk»: diploma. work. [Electronic resource]. URL https://5555455.ru/products/37215343. Accessed to: 13.01.2022.
33. OST 51.40-83. Natural Combustible Gases Supplied to Main Gas Pipelines / date of introduction 1983-03-31 / developed by VNIIGAZ - Moscow.
34. Biryukov VV. Equipment of oil and gas production: textbook. Novosibirsk : Publishing house NSTU, 2016. 514 р.
35. Avliyakulov NN, Muslimov JBU., Zhuraev LJ. Functions of technological equipment for gas preparation for further transportation at the compressor station. Voprosy nauki i obrazovanie. 2017:(3):9-21.
36. Berezovsky DA, Kusov GV, Savenok OV. Methods of prevention and elimination of hydrate formation during operation of gas wells on the example of the Uzlovoye fields. Science. Technique. Tekhnologii (Polytechnicheskiy vestnik). 2017:(2.):82-108.
37. Nesenchuk AP. Influence of heat utilization «tail» of a compressor station upon the gas turbine drive efficiency with isobaric heat supply and regenerative heat utilization. Power Engineering. Proceedings of higher educational institutions. 2013:4:37-46.
38. Ruziev FR, Bazarov GR. Influence of gas compressor units on the work of compressor stations. Voprosy nauki i obrazovanie. 2017:5 (6):44-45.
Authors of the publication
Svetlana S. Timofeeva - Kazan State Power Engineering University. E-mail: [email protected].
Artem R. Khizbullin - Kazan State Power Engineering University. E-mail: [email protected].
Guzel R. Mingaleeva - Kazan State Power Engineering University. E-mail: [email protected].
Получено 17.12.2021 г.
Отредактировано 30.01.2021 г.
Принято 10.01.2022 г.
