CC BY
12ТРАНСПОРТ, ХРАНЕНИЕ И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.691.48.053(07)
Р.А. Кантюков, к.т.н., генеральный директор, ООО «Газпром трансгаз Казань» (Казань, Республика Татарстан, Россия), e-mail: info@tattg.gazprom.ru; Р.Р. Кантюков, к.т.н., заместитель главного инженера, ООО «Газпром трансгаз Казань» (Казань, Республика Татарстан, Россия), e-mail: giavgeo@maii.ru; М.Б. Хадиев, д.т.н., профессор, ФГБОУ ВПО «Казанский национальный исследовательский технологический университет» (Казань, Республика Татарстан, Россия), e-maii: muiiagaii@gmaii.com; И.М. Тамеев, начальник отдела, ООО «Газпром трансгаз Казань» (Казань, Республика Татарстан, Россия), e-maii: i-tameev@tattg.gazprom.ru; И.В. Хамидуллин, к.т.н., ведущий научный сотрудник, ФГБОУ ВПО «Казанский национальный исследовательский технологический университет» (Казань, Республика Татарстан, Россия)
Оценка взаимосвязи удельного расхода топливного газа и температуры газа на входе в технологический компрессор в условиях эксплуатации
В статье представлены результаты обследования работы газоперекачивающих агрегатов в условиях сезонных колебаний потребления газа и температурных режимов. На основании обработки данных, полученных из суточных ведомостей работы агрегатов, и газодинамических характеристик технологических компрессоров показано, что сезонные колебания температуры окружающей среды сопровождаются аналогичными изменениями температуры газа на входе в технологический компрессор, а удельный расход топливного газа пропорционально уменьшается со снижением температуры газа на входе в технологический компрессор.
Результаты обследования подтвердили выводы теоретических исследований, что, снижая температуру газа на входе в технологический компрессор, можно добиться снижения удельного расхода топливного газа на единицу перекачиваемого газа, т.е. повысить эффективность работы газоперекачивающего агрегата.
Ключевые слова: газоперекачивающий агрегат, удельный расход топливного газа, сезонные колебания температуры перекачиваемого газа.
R.A. Kantyukov, Gazprom Transgaz Kazan LLC (Kazan, the Republic of Tatarstan, Russia), Candidate of Science (Engineering), General Director, e-mail: info@tattg.gazprom.ru; R.R. Kantyukov, Gazprom Transgaz Kazan LLC (Kazan, the Republic of Tatarstan, Russia), Candidate of Science (Engineering), Deputy Chief Engineer, e-mail: glavgeo@mail.ru; M.B. Khadiyev, Kazan National Research Technological University Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Professional Education (Kazan, the Republic of Tatarstan, Russia), Doctor of Science (Engineering), Professor, e-mail: mullagali@gmail.com; I.M. Tameyev, Gazprom Transgaz Kazan LLC (Kazan, the Republic of Tatarstan, Russia), Head of Department, e-mail: i-tameev@tattg.gazprom.ru; I.V. Khamidullin, Kazan National Research Technological University Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Professional Education (Kazan, the Republic of Tatarstan, Russia), Candidate of Science (Engineering), Lead Research Associate
Assessment of interrelation between specific consumption of fuel gas and gas temperature at the process compressor inlet in operational conditions
The article describes the results obtained from examination of gas pumping units operation under the conditions of seasonal fluctuations in gas consumption and temperature modes. On the basis of the data processed and obtained from daily operational sheets of the units and gas dynamic characteristics of process compressors it is shown that seasonal fluctuations in ambient temperature are accompanied by similar changes in gas temperature at the process compressor inlet, and specific consumption of fuel gas decreases in proportion to reduction of gas temperature at the process compressor inlet.
The examination results confirmed the conclusions of theoretical researches stating that by reducing gas temperature at the process compressor inlet, decrease in specific fuel gas consumption per unit of pumped gas can be achieved, i.e. the efficiency of the gas pumping unit operation can be enhanced.
Keywords: gas pumping unit, specific fuel gas consumption, seasonal fluctuations in the temperature of pumped gas.
114
№ 3 март 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION, STORAGE AND PROCESSING
Проведенные расчетные исследования [1] показали, что использование холода, вырабатываемого на основе утилизации тепла выхлопных газов газотурбинной установки (ГТУ), для охлаждения перекачиваемого газа до его сжатия в технологическом компрессоре [2] позволяет заметно повысить эффективность работы газоперекачивающего агрегата (ГПА), снизить удельные затраты топливного газа на единицу подачи коммерческого газа.
Учитывая, что эксплуатация магистральных газопроводов характеризуется сезонными колебаниями потребления газа, сопровождающимися изменениями температурных режимов, представляется целесообразным проследить взаимосвязь удельного расхода топливного газа на единицу подачи коммерческого газа и температуры газа на входе в технологический компрессор в условиях эксплуатации.
С этой целью было проведено обследование работы двух ГПА с нагнетателями ГТНР-25И фирмы Nuovo-Piqnone, эксплуатирующихся на ГКС-21-2 КЦ Елец-1 ООО «Газпром трансгаз Казань», за период с 15.01.2011 г. по 07.10.2012 г.
В КАЧЕСТВЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ РАССМАТРИВАЛИСЬ СЛЕДУЮЩИЕ ПАРАМЕТРЫ:
V, тыс. нм3/час - подача коммерческого газа;
Gтr, нм3/час - расход топливного газа;
р1, МПа - давление газа на входе в технологический компрессор; р2, МПа - давление газа на выходе из технологического компрессора;
°С - температура газа на входе в технологический компрессор; Т1пол, б.р. - политропный КПД технологического компрессора.
Мощность, потребляемая технологическим компрессором, вычислялась по выражению
где рг = 0,682 кг/м3 - плотность газа при стандартных условиях; R = 506,9 Дж/ (кг.К) - удельная газовая постоянная [з]; к = 1,304ч-1,310 - показатель изоэн-тропы; z = 0,88...0,903 - коэффициент сжимаемости; Т1, К - температура газа на входе в компрессор; я = Р2/Р1 - отношение давлений; Vг, нм3/с - производительность компрессора. Показатель изоэнтропы к и коэффициент сжимаемости z вычислялись в соответствии с рекомендациями [4] для средних значений температуры и давления газа. Эффективный КПД газотурбинной установки определялся по формуле
_ мк
Лгту-г^б ,
ТГ тс 'мех
Параметры Значения
Parameters Values
1 1 1 1 1 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1
Дата .20 02. .20 02. .20 02. .20 .20 .20 c^
Date 0. r-l 1. 1. r-l 0. 0. o-i 0. un 0. CO 0. 0. о 1.
.5 0 .7 0 .7 0 .8 0 .7 0 6. 0 .1 1 .6 0 .6 0 .7 0
Vr, тыс.нм3/час Vq, ths nm3/hour 1793 1749 1916 2534 1671 1625 2619 2880 2666 3190
N , МВт к' Nk, MW 17,68 16,9 19,34 23,45 17,75 17,2 22,9 22,76 23,08 26,4
G, нм3/час G , nm3/hour t.g. ' 6980 6300 6350 6700 6300 6030 6541 6110 6400 6700
tj, °С 18 11 8 8 7 7 13 19 18 19
Pt, МПа (абс.) Pt, MPa (abs.) 5,06 5,19 5,42 5,39 5,33 5,18 5,72 5,99 5,74 6,1
Р2, МПа (абс.) Р2, MPa (abs.) 6,80 7,03 7,30 6,94 7,29 7,07 7,22 20 7,13 7,28
" = рг/р, 1,35 1,35 1,35 1,28 1,37 1,36 1,26 20 1,24 1,19
1пол, б.р. Лиг b.P. 0,83 0,84 0,78 0,71 0,77 0,77 70 0,62 0,67 0,57
K , нм3/нм3 уд.тг' ' K ... ,, nm3/nm3 specific tq' ' 0,0445 0,0405 0,035 0,0305 0,0377 0,0375 0,0309 0,0299 0,0308 0,0283
Пгту, б.р. TiGas turbine, b.p. 0,27 0,29 0,33 0,38 0,30 0,31 0,38 0,40 0,39 0,42
t2, °С 43,4 36,2 34,6 32,4 35,0 34,7 36,1 39,7 40,7 40,8
Ссылка для цитирования (for references):
Кантюков Р.А., Кантюков Р.Р., Хадиев М.Б., Тамеев И.М., Хамидуллин И.В. Оценка взаимосвязи удельного расхода топливного газа и температуры газа на входе в технологический компрессор в условиях эксплуатации // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 3. - С. 114-117.
Kantyukov R.A., Kantyukov R.R., Khadiyev M.B., Tameyev I.M., Khamidullin I.V. Ocenka vzaimosvjazi udel'nogo rashoda toplivnogo gaza i temperatury gaza na vhode v tehnologicheskij kompressor v uslovijah jekspluatacii [Assessment of interrelation between specific consumption of fuel gas and gas temperature at the process compressor inlet in operational conditions]. Territoriya «NEFTEGAZ» - Oil and gas Territory, 2015, No 3, P. 114-117.
Таблица 1. Режимные параметры ГТНР-25И, агрегат № 1 Table 1. Mode parameters of ГТНР-25И, unit No. 1
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 3 март 2015
115
ТРАНСПОРТ, ХРАНЕНИЕ И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА
Таблица 2. Режимные параметры ГТНР-25И, агрегат № 2 Table 2. Mode parameters of ГТНР-25И, unit No. 2
Параметры Parameters Значения Values
Дата Date 15.01.2011 05.02.2011 16.03.2011 18.05.2011 17.06.2011 15.09.2011 06.10.2011 07.11.2011 07.12.2011
V^ тыс.нм3/ час V, ths nm3/ g u hour 2196 2338 2438 2094 2075 2276 2286 2255 2278
N , МВт к' N, MW k 20,62 24,06 23,58 20,49 19,62 20,4 21,04 20,44 21,51
G, нм3/час G , nm3/hour t.g.' / 7185 7736 7717 7619 7435 7591 8111 7574 7324
tj, °c 7 7 7 14 16 19 17 14 9
Pt, МПа (абс.) Pt, MPa (abs.) 5,52 5,11 5,39 5,29 5,2 5,56 5,49 5,37 5,48
Р2, МПа (абс.) Р2, MPa (abs.) 7,43 7,31 7,24 7,12 6,9 7,22 7,2 7,03 7,34
я = Р2/Р, 1,35 1,37 1,34 1,35 1,32 30 1,31 1,31 1,34
Л , б.р. Иол г Лмг b.p. 0,82 0,81 0,79 0,82 0,81 0,79 0,80 0,79 0,81
Куд.тг, нм3/ нм3 K rt, nm3/ specific tg' ' nm3 0,0372 0,0344 0,035 0,0407 0,0419 0,0416 0,0426 0,0406 0,0367
Пгту, б.р. "^Gas turbi n e7, .p. 0,31 0,33 0,33 0,29 0,28 0,29 0,28 0,29 0,32
t2, °c 31,8 34,1 32,5 39,5 40,5 42,3 40,9 37,6 33,9
где Qо6тс « 35.106 Дж/м3 - объемная низшая теплота сгорания топливного газа [3]; г|мех = 0,97 - механический КПД. Температура газа на выходе из технологического компрессора вычислялась по формуле
тг=т1.яи;!^2 = т2-27з.
Удельный расход топливного газа определялся с учетом различия работы сжа-
тия на различных режимах работы технологического компрессора по формуле
УД-тг I ¿Ы- V
Все выполненные расчеты проводились на основании данных, полученных из суточных ведомостей работы агрегатов, и газодинамических характеристик технологических компрессоров.
Исходные данные и результаты расчета приведены в таблицах 1 и 2. Сезонные колебания температуры окружающей среды сопровождаются аналогичными изменениями температуры газа на входе в технологический компрессор (рис. 1), значения которой меняются от 7 до 19 °С (табл. 1). Наблюдается и изменение подачи коммерческого газа. Например, для агрегата № 2 (табл. 2) это изменение составляет более 14%. Взаимосвязь удельного расхода топливного газа, вычисленного с учетом различия работы сжатия на различных режимах работы технологического компрессора, с температурой газа на входе в технологический компрессор представлена на рисунке 2. Следует отметить, что при построении этого графика учитывались данные только по тем режимам работы, при которых политропический КПД был не ниже значения т| = 0,75, что позволило значительно
■пол
уменьшить влияние несовершенства процесса сжатия в компрессоре на точность определения удельного расхода топливного газа.
Полученная взаимосвязь между удельным расходом топливного газа и температурой газа на входе в технологический компрессор показывает (рис. 2), что удельный расход топливного газа пропорционально уменьшается со снижением температуры газа на входе в технологический компрессор. Так, при снижении температуры газа ^ с 19 до 7 °С удельный расход топливного газа уменьшается ~ на 9,5%, т.е. снижение температуры газа на 1 градус позволяет добиться экономии топливного газа для
Рис. 1. Сезонные колебания температуры окружающей среды и температуры газа на входе в технологический компрессор Fig. 1. Seasonal fluctuations in ambient temperature and gas temperature at the process compressor inlet
0.04 0.03 пд> 0,01
_2 _
—
Arpc Arpe r As гат Aii
- 1
Рис. 2. Взаимосвязь удельного расхода топливного газа и температуры газа на входе в технологический компрессор
Fig. 2. Interrelation between specific consumption of fuel gas and gas temperature at the process compressor inlet
116
№ 3 март 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION, STORAGE AND PROCESSING
заданной степени повышения давления и ~ на 0,8%, что более чем в два раза превышает данные, полученные расчетным путем [1].
Вероятно, это связано с сезонным понижением температуры воздуха, всасываемого в осевой компрессор газотурбинной установки, что приводит к снижению затрат энергии на сжатие
воздуха в осевом компрессоре ГТУ. Кроме этого, агрегаты ГТНР-25И, на которых проводилось обследование, выполнены с регенеративными теплообменниками, позволяющими повышать общий КПД установки. В данных же, приведенных в работе [1], учитываются лишь затраты энергии в технологическом компрессоре.
Таким образом, результаты обследования подтвердили, что, снижая температуру газа на входе в технологический компрессор, можно добиться снижения удельного расхода топливного газа на единицу перекачиваемого газа, т.е. повысить эффективность работы газоперекачивающего агрегата.
Литература:
1. Кантюков Р.А., Кантюков Р.Р., Хадиев М.Б., Тамеев И.М., Хамидуллин И.В. Теоретические предпосылки новой технологии перекачки газа на основе утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2014. - № 12. - С. 46-52.
2. Патент на изобретение № 2 418 991 RU, МПК F04D 27/00 «Способ перекачки газа (варианты) и компрессорная станция для его осуществления (варианты)» / Р.А. Кантюков, Р.Ш. Закиров, И.М. Тамеев, М.Б. Хадиев, В.А. Максимов, Ф.Г. Шайхиев. Опубл. 20.05.2011, Бюл. № 14.
3. СТО Газпром 2-3.5-138-2007 «Типовые технические требования к газотурбинным ГПА и их системам». - М.: ОАО «Газпром», 2007. - 35 с.
4. СТО Газпром 2-3.5-253-2008 «Контроль качества оборудования при поставке и эксплуатации. Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Аппараты воздушного охлаждения газа». - М.: ОАО «Газпром», 2009. - 80 с.
References:
1. Kantyukov R.A., Kantyukov R.R., Khadiyev M.B., Tameyev I.M., Khamidullin I.V. Teoreticheskie predposylki novoj tehnologii perekachki gaza na osnove utilizacii teploty vyhlopnyh gazov GTU [Theoretical backgrounds for the new gas pumping technology based on recovering the heat of gas turbine exhaust gases]. Territorija «NEFTEGAZ» = OH and Gas Territory, 2014, No. 12. P. 46-52.
2. Kantyukov R.A., Zakirov R.Sh., Tameyev I.M., Khadiyev M.B., Maksimov V.A., Shaykhiyev F.G. Patent for invention No. 2 418 991 RU, International Patent Classification F04D 27/00 «Sposob perekachki gaza (varianty) i kompressornaja stancija dlja ego osushhestvlenija (varianty)» [«Gas pumping method (options) and the compressor plant for its implementation (options)»]. Published on 20.05.2011, Bui. No. 14.
3. STO Gazprom 2-3.5-138-2007 «Standard technical requirements for gas turbine gas pumping units and their systems» [«Tipovye tehnicheskie trebovanija k gazoturbinnym GPA i ih sistemam»]. - Moscow: Gazprom JSC, 2007. - 35 pp.
4. STO Gazprom 2-3.5-253-2008 «Kontrol kachestva oborudovanija pri postavke ijekspiuatacii. Agregaty gazoperekachivajushhie s gazoturbinnym privodom. Apparaty vozdushnogo ohiazhdenija gaza» [«Equipment quality control in supply and operation. Gas pumping units driven with gas turbine. Gas air cooling units»]. - Moscow: Gazprom JSC, 2009. - 80 pp.
A
\
РАЗРАБ0ТКА и ПРОИЗВОДСТВО ¿к ИГ-ПИЛ! I ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ ДОБАВОК
для добычи и переработки нефти и газа
Enriching lives through innovation
МОЛЕКУЛЯРНАЯ НАУКА ДЛЯ ПОИСКА ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ БУДУЩЕГО
\\У — Нефтепромысловая химия:/
I Деэмульгаторы ; Ингибиторы корроэ™ I Ингибиторы АСПО, дисперсанты
Реагенты, понижающие температуру застывания нефти I Поглотители сероводорода
Ингибиторы гилратообразеванир I Бактерициды
Химия для бурения:
Л Ингибиторы набуханий глин : Поверхностно-активные вещества I Эмульгаторы, модификаторы реологии и смачивающий агенты для буровых растворов на нефтяной основ
ПАВ для повышения нефтеотдачи : Химикаты для очистки газа ' Создание молекул для решения ваших проблем
Россия, г. Москва, Ленинградский пр-т, д.ЗТа, стр.1 8 (495) 937 55 43
www.huntsman.com
на правах рекламы
