CC BY
75
УДК 622.691
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ЭФФЕКТИВНОСТИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ
ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО
ОБОРУДОВАНИЯ
В УСЛОВИЯХ РЕАЛИЗАЦИИ
РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИХ
МЕРОПРИЯТИЙ
А.Р. ГАЛИКЕЕВ, к.т.н., начальник
Башкирское управление ООО «Газпром газнадзор» (Россия, 450098, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Российская, д. 92/1)
С.В. КИТАЕВ, д.т.н., проф. кафедры транспорта и хранения нефти и газа А.Р. ГАДЕЛЬШИНА, аспирант кафедры транспорта и хранения нефти и газа ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450098, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: [email protected]
В магистральном транспорте природного газа значительное его количество расходуется на собственные и технологические нужды компрессорных станций. Для снижения расхода топливного газа в работе предложено техническое решение, позволяющее снизить величину рециркуляции газа в центробежных компрессорах из задуммисной полости во входной трубопровод.
Ключевые слова: компрессорная станция, газоперекачивающий агрегат, газотурбинная установка, центробежный компрессор, топливный газ.
В магистральном транспорте природного газа существенная его часть (9 %) расходуется на собственные нужды, при этом актуальной является задача разработки энергосберегающих мероприятий, позволяющих повысить эффективность трубопроводного транспорта газа [1].
Энергосбережению при эксплуатации компрессорных станций (КС) на магистральных газопроводах (МГ) посвящено много публикаций, например в работах [2, 3] рассмотрены вопросы повышения эффективности газоперекачивающих агрегатов за счет выбора рациональных режимов КС, в работах [4-6] приводятся технические решения, позволяющие повысить эффективность центробежных компрессоров путем совершенствования их конструкции.
Центробежный компрессор (ЦБК) с газотурбинным приводом в составе газоперекачивающего агрегата (ГПА) предназначен для компримирования природного газа до давления, обеспечивающего его транспортировку по МГ.
Конструкция ЦБК предусматривает наличие байпаса газа из разгрузочной задуммисной полости в камеру всасывания ЦБК, направленного на обеспечение симметричности смешения основного и перепускаемого потоков газа и достижение равномерности распределения поля скоростей между ними при входе в рабочее колесо.
Общий недостаток устройств заключается в низких значениях коэффициента полезного действия (КПД) и величины политропной работы сжатия из-за неэффективной циркуляции уже компримированного газа в сменной проточной части (СПЧ) ЦБК.
В работе предложено техническое решение [7], которое позволит:
- снизить неэффективную циркуляцию газа в СПЧ ЦБК;
- повысить КПД компрессора за счет уменьшения температуры газа во всасывающей камере ЦБК и тем самым снизить расход топливного газа на компримирование;
- обеспечить подогрев газа, поступающего на собственные технологические нужды (СТН), в требуемом температурном диапазоне перед входом в блок топливного и пускового газа (БТПГ).
Технический результат достигается тем, что в действующий байпас газа между разгрузочной задуммисной полостью и камерой всасывания ЦБК врезают дополнительные контуры, в качестве которых используют газопроводы для отвода газа, соответствующего по своим параметрам (давлению и температуре) компримированному газу, в линии перепуска газа в нагнетательный газопровод, подогрева масла и газа, поступающего на СТН.
Пример реализации предлагаемого технического решения рассмотрим на примере ГПА-10-1 с ЦБК типа Н235-21-1.
На рис. 1а представлена принципиальная схема предложенного ГПА, на рис. 1б приведен продольный разрез ЦБК Н235-21-1.
Газоперекачивающий агрегат содержит ГТУ (1), полнонапорный ЦБК (2), включающий байпас газа (3) между разгрузочной задуммисной полостью (4) и камерой всасывания (5), систему регулирования уплотнения «масло-газ» (6), БТПГ (7), в котором поступающий по газопроводу (8) газ на
| Рис. 1. а - схема ГПА с полнонапорным центробежным компрессором; б - продольный разрез полнонапорного ЦБК
СТН разделен на три потока: топливный (9), пусковой (10) и импульсный газ (11). К ЦБК подведены всасывающий (12) и нагнетательный (13) газопроводы.
В действующий байпас газа (3) (газопровод DN 50x6, РЫ 16) врезаны дополнительные контуры (14) и (15), которые выделены сплошной жирной линией. Дополнительные контуры (14) и (15) представляют собой два участка газопровода РЫ 50x6, РЫ 16, L1 = 20 м, L2 = 150 м), в которые врезана трубопроводная арматура (ТПА) -два шаровых крана (16) и (17) 50, РЫ 16) производства Алексинского завода «Тяжпромарматура» (АЗТПА). Подключение к действующим линиям осуществлено через два сварных равнопроходных тройника 50x6 - 50x6, РЫ 16,0) и два сварных неравнопроходных тройника 50x6 - 150x6, DN 50x6 - DN 1000x6, РЫ 16,0).
Для подогрева масла использован промышленный кожу-хотрубчатый теплообменник 18 150, РЫ 16) производства ОАО «Волгограднефтемаш», ТПА - шаровые краны (19, 20, 21) 100, РЫ 16) производства АЗТПА и трубопровод 22 100, РЫ 16, L3 = 30 м), врезанный в линию действующего маслопровода 23 системы регулирования уплотнения «масло-газ» (6).
Благодаря подключению дополнительных контуров действующий байпас газа сохраняет свою основную функцию, заключающуюся в компенсации воздействия осевых нагрузок на вал ЦБК.
При этом в зависимости от условий эксплуатации имеется возможность снижения неэффективной циркуляции газа в СПЧ ЦБК путем перепуска газа из действующего байпаса газа (3) в нагнетательный газопровод (13), газопровод
подогрева масла (15) для обеспечения устойчивой работы торцевых уплотнений в период суточных и сезонных колебаний температуры окружающего воздуха, а также на вход в БТПГ (7) в газопровод для СТН (8).
Основные технические параметры эксплуатации оборудования БТПГ приведены в табл. 1.
Произведем оценку эффекта от внедрения предлагаемого технического решения. Расчеты произведем по данным эксплуатации ГПА на КС-19А за три года эксплуатации.
На рис. 2, 3 приведены графики изменения давления и температуры на входе и выходе ЦБК за 2012-2015 годы. На рис. 4 приведена зависимость изменения расхода топливного газа на ГПА за 2012-2015 годы.
На рис. 5 приведена зависимость изменения расхода перекачиваемого газа через КС за 2012-2015 годы.
Средневзвешенные значения параметров: давление и температура газа на входе и выходе ЦБК, расход топливного газа, расход перекачиваемого газа определялись по формуле
х = -
wН + w2 +... + wn
(1)
Получены следующие параметры ЦБК: давление газа на входе - 55,0 кгс/см2, давление на выходе - 69,4 кгс/см2, температура на входе - 22,5 , на выходе - 42,1 . Расход перекачиваемого газа - 752,6 тыс. м3/ч. Расход топливного газа на ГПА - 3,6 тыс. м3/ч. В среднем в 2012-2015 годах в работе на КС находилось четыре агрегата.
Таблица 1
Основные технические параметры эксплуатации оборудования БТПГ
Наименование Технические параметры Производитель
Блок топливного и пускового газа БТПГ-6/75, КС-19А «Шаран» 3,5 < Рвх < 7,5 МПа, -10 < tBX <60 °С, DN 150, производительность 60 000 нм3/ч; РТГ = 2,5 МПа, DN 150, производительность 35 000 нм3/ч; РПГ = 1,3 МПа, DN 200, производительность 18 000 нм3/ч. РИГ = 7,5 МПа, DN 50, t№ > 50°С, производительность 1000 нм3/ч Ангренская станция «Подземгаз» ОАО «Еростигаз», Ташкентская область, г. Ангрен, 1981
Рис. 2. Зависимости изменения давления на входе и выходе ЦБК за 2012-2015 гг.
80 2 70
I 60
<ю 50 ® 40 8 30
II 20 10 0
Р
_1__,____У.Л_!__1__I .'■ вх
.Л.,,, —г-г-.'5*. .Д ■•—.•'• Л/А л—ГТЗПТ ---р
"'''."•.: ■."•.■;••.•" '■: '•*,",• у'"/ у.**''>■ !-' '•' '•у'-У'У;'^''* ~
200 400 600 800 1000 1200 Номер измерения
1400
I
Рис. 3. Зависимости изменения температуры на входе и выходе ЦБК за 2012-2015 гг.
0 70 60
р
50
со
| 40
1 30 Н 20
10 0
■У. '•':
-шч-
' V
200 400
600
800
1000 1200 1400
Номер измерения
..Л
г
0
0
Рис. 4. Зависимость изменения расхода топливного газа на ГПА за 2012-2015 гг.
200
400
600 800 Номер измерения
1200
Рис. 5. Зависимость изменения расхода перекачиваемого газа через КС за 2012-2015 гг.
1400
7000г
6000
5000
4000
О 3000
2000
1000
0
0
/••А'---..
200 400 600 800 1000 Номер измерения
1200 1400
0
Определим расход газа через байпас между разгрузочной задуммисной полостью и камерой всасывания ЦБК, получим 30,2 тыс. м3/ч.
После реализации технического решения часть газа из байпасной линии будет направляться в систему топливного газа на ГПА, в этом случае количество газа на входе в ЦБК составит 30,2-3,6 = 26,6 тыс. м3/ч.
Для оценки эффективности предлагаемого технического решения необходимо знать значение температуры газа на входе в ЦБК в условиях рециркуляции газа через байпасную линию, для этого воспользуемся формулой для определения температуры газов при их смешении:
процесса сжатия в нагнетателе (пн) находится из уравнения
Е яРр<Ь
ы_
п
Е я с
/=1
(2)
где я - расход газа, тыс. м3/мин; ср1 - изобарная теплоемкость газа, ^ - температура газа, °С; / - номер потока газа.
Получим температуру газа на входе в ЦБК для стандартной схемы - 22,5 °С, для предлагаемой - 22,41 °С.
Политропный КПД нагнетателя зависит от показателя процесса сжатия в нагнетателе. Показатель реального
Лн
кн -1
пн -1 кн
(3)
где кн - показатель идеального процесса сжатия. Для природного газа кн = 1,31.
Таким образом, произведя расчеты, получим, что при реализации предлагаемого технического решения увеличение КПД центробежного компрессора составит 0,7%.
Экономия топливного газа определяется по формуле
в =
Он-Це Он ' Ле
(4)
где Он - низшая теплота сгорания природного газа, кДж/кг; Ы, Ы* - мощность, потребляемая нагнетателем до и после реализации технического решения, кВт; це - эффективный КПД газотурбинной установки.
Экономия топливного газа на ГПА при реализации технического решения составит 12,5 м3/ч (300 м3/сут). При внедрении данного технического решения на четырех ГПА, работающих на КС, экономия топливного газа составит 50 м3/ч (1200 м3/сут).
вх
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Шайхутдинов А.З. Разработка и модернизация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом // Под ред. В.А. Максимова. Казань: ООО «Слово», 2007. 339 с.
2. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. Перспективы энергоресурсосбережения в условиях длительно эксплуатируемой газотранспортной системы // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2012. №4. С. 9-13.
3. Будзуляк Б.В., Пашин С.Т., Китаев С.В. и др. Повышение эффективности режимов работы компрессорных станций // Газовая промышленность. 2005. № 1. С. 43-46.
4. Рис В.Ф. Центробежные компрессорные машины: Изд. 2-е, перераб. М; Л.: Машиностроение, 1964. 336 с.
5. А.С. СССР № 1455047, МПК F04D17/08. Золотухин Ю.Г., Наконечный С.И. Центробежный компрессор / Всесоюзный научно-исследовательский и конструкторский институт компрессорного машиностроения; заявл. 02.02.1987; опубл. 30.01.1989.
6. А.С. СССР № 324900, МПК F04D17/08, F04D29/42. Солопов Н.Я. Центробежный компрессор, заявл. 29.06.1970; опубл. 05.11.1979.
7. Пат. РФ № 161853, МПК F04D29/051. Китаев С.В., Гадельшина А.Р., Галикеев А.Р., Чучкалов М.В. Газоперекачивающий агрегат / ФГБОУ ВО УГНТУ; заявл. 17.12.2015; опубл. 10.05.2016.
TECHNICAL SUPPORT OPERATIONAL EFFICIENCY GAS PUMPING EQUIPMENT UNDER IMPLEMENTATION RESOURCE EVENTS
GALIKEEV A.R., Cand.Sci (Tech), Chief
Bashkir management of LLC «Gazprom gaznadzor» (92/1, Russian St., 450098, Ufa, Russia)
KITAEV S.V., Dr.Sci (Tech), Prof. of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
GADELSHINA A.R., Postgraduate student of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Russia).
E-mail: [email protected]
ABSTRACT
In the main pipeline transport of natural gas significant proportion of it is spent for own and technological needs of
compressor stations. To reduce the flow rate of fuel gas in work the technical solution is proposed that allows to reduce
the amount of gas in centrifugal compressors recirculation of cavity of the inlet conduit.
Keywords: compressor station, gas pumping unit, gas-turbine unit, a centrifugal compres-sor, fuel gas.
REFERENCES
1. Shajxutdinov A.Z. Razrabotka i modernizaciya gazoperekachivayushhix agregatov s gazoturbinnym privodom [Development and modernization of gas compressor units with gas turbine drive]. Kazan , OOO "Slovo" Publ., 2007. 339 p.
2. Bajkov I.R., Kitaev S.V., Shammazov I.A. Prospects for energy saving in the conditions of long-term gas transportation system operated by. Transport i hranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ja, 2012, no. 4, pp.9-13 (In Russian).
3. Budzulyak B.V., Pashin S.T., Kitaev S.V., Shammazov A.M., Bajkov I.R. Improving the efficiency of compressor stations operating modes. Gazovaja promyshlennost' , 2005, no. 1, pp.43-46 (In Russian).
4. Ris V.F. Centrobezhnye kompressornye mashiny [The centrifugal compressor machines]. Moscow-Leningrad, Mashinostroyeniye Publ., 1964. 336 p.
5. Zolotuxin YU.G., Nakonechnyj S.I. Centrobezhnyj kompressor [Centrifugal compressor]. Patent SSSR, no. 1455047, MPK F04D17/08, 1989.
6. Solopov N.YA. Centrobezhnyj kompressor [Centrifugal compressor]. Patent SSSR, no. 324900, MPK F04D17/08, F04D29/42, 1979.
7. Kitaev S.V., Gadelshina A.R., Galikeev A.R., Chuchkalov M.V. Gazoperekachivayushhij agregat [Gas compressor unit]. Patent RF, no. 161853, 2016.
