CC BY
20ТРАНСПОРТ, ХРАНЕНИЕ И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.691.48.053(07)
Р.А. Кантюков, к.т.н., генеральный директор, ООО «Газпром трансгаз Казань», e-mail: info@tattg.gazprom.ru; Р.Р. Кантюков, к.т.н., заместитель главного инженера, ООО «Газпром трансгаз Казань», e-mail: gtavgeo@mait.ru; М.Б. Хадиев, д.т.н., профессор, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Казанский национальный исследовательский технологический университет» (ФГБОУ ВПО «КНИТУ»), e-mait: muttagati@gmait.com; И.М. Тамеев, начальник отдела, ООО «Газпром трансгаз Казань», e-mait: i-tameev@tattg.gazprom.ru; И.В. Хамидуллин, к.т.н., ведущий научный сотрудник, Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Казанский национальный исследовательский технологический университет» (ФГБОУ ВПО «КНИТУ»)
Теоретические предпосылки новой технологии перекачки газа на основе утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ
В статье рассматривается патентованная новая технология перекачки газа на основе утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ, позволяющая снизить температуру газа на входе в технологический компрессор и затраты энергии на сжатие газа. Представлены технологическая схема, термодинамический цикл, график изменения температуры газа по характерным точкам при известной и новой технологиях перекачки газа. Предложено эффективность технологии перекачки газа оценивать через удельный расход топливного газа на единицу подачи коммерческого газа. Показано, что при новой технологии перекачки газа уменьшение удельного расхода топливного газа в зависимости от мощности газоперекачивающего агрегата может составлять от 1,7 до 7,3%.
Ключевые слова: газоперекачивающий агрегат, утилизация теплоты выхлопных газов, удельный расход топливного газа, затраты энергии на сжатие перекачиваемого газа.
Известно, что наиболее энергоемкой подотраслью газовой промышленности является транспорт газа, а доля газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с приводом от газотурбинных установок (ГТУ) от общего числа ГПА, установленных на компрессорных станциях (КС) магистральных газопроводов России, составляет более 74% [1]. Средневзвешенный КПД существующего парка ГПА ОАО «Газпром» составляет всего 25-29% [2, 3]. Это означает, что с выхлопными газами ГТУ теряется более 70% вырабатываемого тепла. Поэтому повышение эффективности ГПА на основе более глубокой утилизации тепловой энергии высокотемпературных (400^500 0С)выхлопных газов ГТУ является одной из приоритетных
задач в рамках программы энергосбережения в ОАО «Газпром». Различные схемы утилизации теплоты выхлопных газов, позволяющие получить тепловую, механическую и электрическую энергию, вырабатывать холод, и основные объекты их использования на КС магистральных газопроводов рассмотрены в работах [1, 4, 5, 6, 7, 8].
Во всех этих предложенных схемах утилизации тепла выхлопных газов технология перекачки газа остается прежней, т.е. газ, поступающий на КС, вначале очищается от конденсата и грязи, далее сжимается в центробежных компрессорах, охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) и направляется в магистральный
газопровод. Затраты энергии на сжатие транспортируемого газа при этом остаются неизменными. В то же время известно, что удельные затраты энергии на сжатие газа в компрессорах прямо пропорциональны начальной температуре газа. Поэтому была предложена инновационная технология перекачки газа на основе утилизации тепла выхлопных газов, позволяющая снизить температуру газа на входе в технологический компрессор и, следовательно, затраты энергии на сжатие газа [9]. В предложенной технологической схеме перекачки (рис. 1) для утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ применяется теплоиспользующая холодильная машина, работающая по модернизиро-
116
№ 12 декабрь 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION, STORAGE AND PROCECCING
ванному специальному циклу Чистякова - Плотникова [10].
Перекачка газа компрессорной станцией осуществляется следующим образом (рис. 1). Газ из входного коллектора магистрального газопровода 1 поступает в блок очистки 2, где очищается от конденсата и механических примесей, далее охлаждается в охладителе газа 4 до заданной величины Тохл = Т1. Охлажденный газ поступает в технологический компрессор 5, где сжимается до заданного давления, и поступает в выходной коллектор 8 магистрального газопровода для дальнейшей транспортировки.
Привод технологического компрессора 5 осуществляется от газотурбинной установки 6. Воздух из атмосферы через приемник воздуха 13, воздухоочистительное устройство 14 поступает в осевой компрессор 9, который сжимает его до необходимого давления и подает в камеру сгорания 12. В камере сгорания 12 воздуху подводится теплота за счет сгорания топливного газа, и температура продуктов сгорания резко возрастает. Далее продукты сгорания расширяются в турбине высокого давления 10, силовой турбине 11, отдавая механическую энергию. Турбина 10 отдает свою энергию осевому компрессору 9, а силовая турбина 11 - технологическому компрессору 5, приводя его ротор во вращение. Расширившиеся продукты сгорания (выхлопные газы с достаточно высокой температурой)проходят через утилизатор тепла 15, установленный в выходном тракте газотурбинной установки, и отдают теплоту холодильному агенту теплоиспользующей турбохо-лодильной машины 16. Холодильный агент под давлением РТ (рис. 2) кипит в утилизаторе тепла 15. Пары холодильного агента на выходе из утилизатора тепла 15 перегреваются до температуры 131 и поступают в турбину 17, где, расширяясь, совершают работу и после нее попадают в конденсатор 19 (рис. 1). Пары холодильного агента из охладителя газа 4, который является одновременно испарителем турбохо-лодильной машины,всасываются турбокомпрессором 18 и после сжатия в нем также поступают в конденсатор 19. Необходимую для сжатия паров холо-
Рис. 1. Схема перекачки газа с утилизацией теплоты выхлопных газов ГТУ по инновационной технологии
h
Рис. 2. Термодинамический цикл турбохолодильной машины:
РТ, 1 - давление и температура холодильного агента на входе в котел-утилизатор;
Рк, 11к - давление и температура конденсации холодильного агента;
Ро, 1 - давление и температура кипения холодильного агента
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 12 декабрь 2014
117
ТРАНСПОРТ, ХРАНЕНИЕ И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА
Рис. 3. Изменение температуры газа по характерным точкам
быть близка к температуре газа после АВО при известной технологии перекачки ТАВО, значение которой обеспечивает выполнение упомянутого выше условия
(ТАВО < 45 0С).
При выполнении условия Т2нов « 45 0С необходимость охлаждения газа в АВО после его сжатия в технологическом компрессоре при новой технологии перекачки отпадает. Если принять температуру газа на выходе из технологического компрессора при новой технологии перекачки Т2нов равной температуре газа после аВо при известной технологии ТАВО, то необходимая температура газа на входе в технологический компрессор при новой технологии перекачки будет определяться из выражения
дильного агента механическую энергию турбокомпрессор 18 получает от турбины 17. Жидкий холодильный агент после выхода из конденсатора 19 в регуляторе потока 20 разветвляется на два потока: первый направляется через дроссель-регулятор 22 для питания охладителя газа (испарителя) 4, а второй подается с помощью насоса 21 в утилизатор тепла 15. Таким образом, в данной турбохолодильной машине используются как прямой (силовой), так и обратный (холодильный) циклы (рис. 2). Контур 26-27-28-29-26 относится к холодильному циклу, а контур 26-30-31-32-26 - к силовому. Дополнительно установленный регулятор потока 20 позволяет регулировать отношение количества хладагента, циркулирующего по силовому контуру, к количеству хладагента, циркулирующего по холодильному контуру, и, следовательно, оптимизировать работутурбохолодиль-ной машины.
На рисунке 3 показаны графики изменения температуры газа по характерным точкам КС при известной и новой технологиям перекачки газа. При известной технологии перекачки температура газа в процессе сжатия в технологическом компрессоре 5 (между точками 24 и 25) повышается от температуры на входе в компрессор Т1изв, равной температуре газа во входном коллекторе ТГ, до температуры на выходе из компрессора Т2изв. Далее газ
до его подачи в выходной коллектор магистрального газопровода охлаждается в АВО от температуры Т2изв до температуры ТАВО.
При новой технологии перекачки уровень температуры при сжатии газа ниже и зависит от глубины его предварительного охлаждения в охладителе газа 4 (между точками 23 и 24), т.е. от температуры газа на входе в технологический компрессор Т1нов, равной температуре газа после охладителя Тохл. Эту температуру задают из условия
Т =Т„ =Т_ "Я "-Чти,
охл 1нов 2нов '
к-1
=Т 'Я К'Лпол.
1нов 'АВО
где Т2
принимаемая температура
газа на выходе из технологического компрессора;
я = р2/р1 - отношение давлений в компрессоре в процессе сжатия; р1 - давление газа на входе в технологический компрессор; р2 - давление газа на выходе из технологического компрессора; к - показатель изоэнтропы газа; Т1пол - политропный КПД технологического компрессора. Следует заметить, что температура газа, подаваемого в выходной коллектор магистрального газопровода, не должна превышать 45 0С из-за возможного оплавления изоляции газопровода [11]. Поэтому температура газа на выходе из технологического компрессора при новой технологии перекачки Т2нов должна
Удельная затрата энергии на сжатие 1 кг газа определяется известной формулой
К-1
КТ]пол _
(1)
где z - коэффициент учета реальности газа;
R - газовая постоянная; Т1 - начальная температура газа. Из уравнения (1) видно, что при изменении начальной температуры пропорционально ей меняются и затраты энергии на сжатие газа.
Сопоставим соотношение энергий на сжатие газа при различных начальных температурах, предположив при этом постоянство параметров к, z, R, т|пол, я. Пользуясь (1), получим
I т, .
изв 1иэв
(2)
При оценке соотношений энергий на сжатие газа будем исходить из требований [12], согласно которым принимаем показатель изоэнтропы природного газа к=1,308, политропный КПД технологического компрессора т|пол=0,85. Значения температуры газа в характерных точках КС Т , Т , Т.„„ выбраны на
1изв 2изв АВО "
основании опыта эксплуатации ГПА в компрессорном цехе № 4 Торбеевского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» [13] и на одной из КС ООО «Тюментрансгаз» [11].
118
№ 12 декабрь 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION, STORAGE AND PROCECCING
Таблица 1. Определение необходимой температуры газа на входе в технологический компрессор при новой технологии перекачки газа
ж Т = т 1изв г Т2изв Т2нов ТАВО Т1нов Т2изв ТАВО At ^НОВ L
- К К К К °С °С -
[13]
1,416 273,85 301,65 282,65 256,60 19 17,25 0,9370
1,364 293,15 319,75 305,35 279,95 14,4 13,2 0,9550
[11]
- 275,15 303,15 285,15 258,81 18 16,34 0,9406
- 293,15 328,15 313,15 279,75 15 13,4 0,9543
Температуру Т1нов, необходимую для оценки соотношений энергии I / ,
^ г нов изв
будем определять в следующей последовательности:
• принимаем температуру газа на выходе из технологического компрессора при новой технологии перекачки Т2нов равной температуре газа после АВО при известной технологии перекачки ТАВО;
• исходя из принятых значений показателя изоэнтропы к, политропного КПД г|пол и давлений газа на входе р1 и выходе р2 из технологического компрессора, вычисляем значение параметра
к-1
я К'Лпол.
В случае отсутствия полных данных по давлениям газа [11] значение упомянутого параметра находим из выражения
=Т 71«-Лпол-2изв 1изв '
• вычисляем необходимую температуру газа на входе в технологический компрессор при новой технологии перекачки газа
к-1
=Т -Л К-Чпол 1нов 'ABO л •
После определения Т1нов находим глубину предварительного охлаждения М = Т1изв - Т1нов и по формуле (2) вычисляем соотношение энергий на сжатие газа. Результаты расчета приведены в таблице 1.
Из результатов расчета следует, что применение новой технологии перекачки газа позволяет снижать удельные затраты энергии на сжатие газа от 4,5 до 6,3%. При этом требуемая глубина предварительного охлаждения газа находится в пределах -13^17 0С в зависимости от режима работы ГПА.
ВЫСТАВКА
10-13 февраля 2015
Щ ^ / 21-я Международная специализированная выставка Ш? щ) Форум «Устойчивое развитие энергетики»
Форум «Устойчивое развитие энергетики»
Ь ЭНЕРГЕТИКА
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ, ПРИБОРЫ И АППАРАТЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЕ, ГАЗООБОРУДОВАНИЕ, ПРИБОРЫ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ И ТЕПЛОСНАБЖАЮЩИХ СИСТЕМ
ГП г\П
nil-
М/ »'>-
шт
ЭКСПО-ВОЛГА
организатор выставок с 1986 г.
г. Самара, ул. Мичурина, 23а тел.: (846) 207-11-50,207-11-40
www.expo-volga.ru
ТРАНСПОРТ, ХРАНЕНИЕ И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА
Таблица 2. Расчеты циклов применительно к ГПА, установленным на КС «Арская» ООО «Газпром трансгаз Казань»
Наименование Расчетные характеристики цикла
Марка машины (марка двигателя) ГПА 25 (НК-36СТ ОАО «Моторостроитель») ГПА 16 (НК-16СТ ОАО «КМПО») ГПА 8 (НК-14СТ ОАО «Моторостроитель») ГПА 6,3 (НК-12СТ ОАО «Моторостроитель»)
Хладагент 1*290 1*600 1*290 1*600 1*290 1*600 1*290 1*600
Расход компримируемой среды Уг, млн н. м3/сут. 60 32,44 13,68 11,28
Расход выхлопных газов т , кг/с 105,1 102,4 37 56
Температура выхлопных газов на входе в котел-утилизатор^ ,°С 425 378 460 570
Температура выхлопных газов на выходе из котла-утилизатора t „ °С вых.2 145 145 145 145
Теплота, отводимая в котле-утилизаторе Qг, кВт 29987,13 22747,34 11310,9 23396,24
Массовый расход хладагента в прямом цикле тп, кг/с 81,789 70,249 65,554 56,305 32,596 27,997 67,424 57,911
Массовый расход хладагента в обратном цикле т0, кг/с 23,923 22,128 19,175 17,736 9,5344 8,8191 19,722 18,242
Объемная производительность компрессора по условиям всасывания Ун, м3/с 2,4162 8,1875 1,9366 6,5624 0,9630 3,2631 1,9919 6,77496
Объемная производительность по условиям входа в турбину Унд, м3/с 1,1450 2,9505 0,9178 2,3648 0,4563 1,1759 0,9439 2,4323
Теплота, отводимая в конденсаторе Qк, кВт 34356 34180 27537 27395 13692 13622 28322 28177
Холодопроизводительность Q0, кВт 6340 6240 5081 5002 2527 2487 5226 5144
Глубина охлаждения газа в газоохладителе М, °С 4,810 4,746 7,148 7,036 8,429 8,297 21,14 20,81
Отношение удельных расходов топливного газа к , б.р. тг г 0,983 0,984 0,975 0,976 0,970 0,971 0,927 0,928
Уменьшение удельного расхода топливного газа, % 1,7 1,6 2,5 2,4 3,0 3,0 7,3 7,2
Коэффициент увеличения производительности технологического компрессора ккг , б.р. 1,017 1,016 1,026 1,025 1,03 1,03 1,079 1,078
Однако для обеспечения указанной глубины предварительного охлаждения газа необходимо располагать соответствующим уровнем тепловой энергии выхлопных газов ГТУ, достаточным для выработки требуемого количества холода. Снижение затрат энергии на сжатие газа в технологическом компрессоре означает уменьшение расхода топливного газа и повышение эффективности работы ГПА, оценку которой в большинстве случаев проводят через удельный расход топливного газа на единицу получаемой мощности [7]. Следует заметить, что этот параметр позволяет оценивать только совершенство ГТУ, а не ГПА в целом, т.к. при этом
не учитываются КПД технологического компрессора, согласование характеристик ГТУ и компрессора, а также компрессора и сети.
Поэтому представляется целесообразным эффективность работы ГПА оценивать через удельный расход топливного газа на единицу подачи коммерческого газа, определяемого по формуле:
й I "-1 \
где ^(РГ.Д^ИОТЛТУО -
параметр, зависящий от свойств газа
и КПД ГТУ;
рг - плотность газа;
- объемная низшая теплота сгорания топливного газа; т|ГТУ - эффективный КПД ГТУ; Л - механический КПД;
'мех т
Gтr - расход топливного газа; Vг - подача коммерческого газа (расход компримируемой среды). Этот коэффициент позволяет сравнивать разные ГПА (даже с различными значениями КПД ГТУ и компрессора) при одинаковых значениях отношения давлений и температуры газа на входе в компрессор.
При равных значениях т, я, Т1пол получим следующее соотношение удельных расходов топливного газа по новой и известной технологиям перекачки.
120
№ 12 декабрь 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION, STORAGE AND PROCECCING
Таблица 3. Температура газа на входе Т1нов и выходе Т2нов технологического компрессора и соотношение энергий
% Т1изв At Т1нов Т2нов l /1 нов изв Т2нов ТАВО
1,416 273,85 8 265,85 292,84 0,9708 10,19
1,364 293,15 8 285,15 311,02 0,9727 5,67
_ к гтг Т, I -М
Ь _ уд.иТГ.нов_ 1нов_ 1изв
^""к Т Т '
уд.СТГ.изв 1изв 1изв
где Дt - глубина предварительного охлаждения газа до входа в технологический компрессор при новой технологии перекачки.
Параметр ¡^ позволяет определять уменьшение удельного расхода топливного газа на единицу подачи коммерческого газа и оценивать энергетическую эффективность новой технологии перекачки газа.
Обратной величиной к параметру ¡^ является коэффициент увеличения производительности технологического компрессора ккг = показывающий увеличение подачи коммерческого газа при неизменном потреблении топливного газа.
Для оценки энергетической эффективности предложенной технологии перекачки газа по разработанному алгоритму расчета теплоиспользующей холодильной машины были проведены расчеты циклов применительно к ГПА различной мощности, установленным на КС «Арская» ООО «Газпром трансгаз Казань» (табл. 2).
Как видно из таблицы 2, при использовании новой технологии перекачки
газа уменьшение удельного расхода топливного газа на единицу коммерческого расхода газа зависит от единичной мощности ГПА и составляет в среднем «1,7% для ГПА 25, «2,5% - для ГПА 16, «2,9% - для ГПА 8 и «7,3% - для ГПА 6,3.
Это согласуется с полученными значениями глубины предварительного охлаждения газа Д^ которые составляют в среднем ~ 4,8 0С для ГПА 25, ~ 7 0С для ГПА 16, ~ 8,4 0С - для ГПА 8 и ~ 21 0С -для ГПА 6,3.
Методом интерполяции находим,что для ГПА типа ГПУ 10 мощностью 10 МВт глубина предварительного охлаждения может составить ~ 8 0С. Ранее было показано (табл. 1), что для агрегатов ГПУ 10, установленных в компрессорном цехе № 4 Торбеевского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» [13], глубина предварительного охлаждения, необходимая для выполнения условия Т2нов « ТАВО, составляет 13ч-17 0С. Отсюда следует, что располагаемая теплота выхлопных газов недостаточна для выполнения упомянутого условия. Исходя из располагаемой глубины охлаждения Дt = 8 0С, вычислим температуру газа на входе Т1нов и выходе Т2нов технологического компрессора и
соотношение энергий для случая [13]
по формулам: Т.
= Т
■ At; т„
Т
я(к-1)/(к^по,). Результаты расчета приведены в таблице 3. Они показывают, что даже при глубине охлаждения Дt = 8 0С затраты энергии на сжатие газа снижаются ~ на 3%. Температура газа на выходе из технологического компрессора при новой технологии перекачки Т2нов выше температуры газа после АВО при известной технологии перекачки, но тепловая нагрузка на АВО значительно снижается, т.к. перепад температур (Т2нов - ТАВО) почти в два раза меньше перепада температур (Т2изв - ТАВО) (табл. 1). Это позволяет получить значительную экономию, т.к. АВО являются основными потребителями электрической энергии на КС [14].
Проведенные расчеты показывают, что использование холода, вырабатываемого на основе утилизации тепла выхлопных газов ГТУ, для охлаждения перекачиваемого газа до его сжатия в технологическом компрессоре позволяет заметно повысить эффективность работы ГПА, снизить удельные затраты топливного газа на единицу подачи коммерческого газа или увеличить подачу коммерческого газа при неизменном потреблении топливного газа.
I
Литература:
1. Гаррис Н.А. Ресурсосберегающие технологии при магистральном транспорте газа. - СПб.: ООО «Недра», 2009. - 368 с.
2. Синицын Ю.Н., Хороших А.В. Современные технические требования к газотурбинным газоперекачивающим агрегатам // Основные направления развития и технико-технологические решения в газоперекачивающей технике для компрессорных станций: Материалы заседания секции «Транспортировка и подземное хранение газа» Научно-технического совета ОАО «Газпром» (Москва, июнь 2007 г.). - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - С. 32-40.
3. Поршаков Б.П. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций / Б.П. Поршаков, А.С. Лопатин, А.М. Назарьина,
A.С. Рябченко. - М.: Недра, 1992. - 207 с.
4. Ревзин Б.С., Ларионов Н.Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа: Справочное пособие. - М.: Недра, 1991. - 303 с.
5. Билека Б. Утилизация сбросной теплоты ГПА в энергоустановках с низкокипящими рабочими телами / Б. Билека, Е. Васильев, В. Кабков, Д. Костенко,
B. Избаш, В. Коломеев // Газотурбинные технологии. - 2002. - № 5 (20). - С. 6-10.
6. Буррато А. Повышение общей эффективности термодинамического цикла газотурбинной установки // Газотурбинные технологии. - 2010. - Сент.
- С. 16-17.
7. Евгеньев С.С. Повышение экономичности эксплуатации ГТУ с двигателями типа НК / С.С. Евгеньев, А.С. Лиманский, Л.В. Горюнов, Л.В. Бобылев, А.С. Шинкарев // Компрессорная техника и пневматика. - 2011. - № 3. - С. 29-33.
8. Билека Б.И. Комбинированная энергосберегающая технология перекачки газа для компрессорных станций магистральных газопроводов / Б.И. Билека, Е.П. Васильев, В.И. Избаш, В.Н. Коломеев // Компрессорная техника и пневматика в XXI веке: Труды XIII МНТК по компрессоростроению.
- Сумы: Изд-во СумГУ, 2004. - С. 156-162.
9. 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 (RU), Р.Ш. Закиров (RU), И.М. Тамеев (RU), М.Б. Хадиев (RU), В.А. Максимов (RU), Ф.Г. Шайхиев (RU). - Опубл. 20.05.2011. - Бюл. № 14.
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 12 декабрь 2014
121
ТРАНСПОРТ, ХРАНЕНИЕ И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА
10. Чистяков Ф.М., Плотников А.Е. Холодильный турбоагрегат с приводом от турбины, работающей на холодильном агенте // Холодильная техника. -1952. - № 3. - С. 16-30.
11. Экономический подход к охлаждению природного газа на КС МГ [Электронный ресурс]: http://www.turbinist.ru/43-jeconomicheskijj-podkhod-k-okhlazhdeniju.html.
12. ВРД 39-1.8-055-2002. Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС и КС ПХГ ДОАО «Гипроспецгаз». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. - 98 с.
13. Технико-экономические показатели компрессорного цеха № 4 Торбеевского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» [Электронный ресурс]: http://www.economicwind.ru/ecowin-473.htm1.
14. Калинин А.Ф., Фомин А.В. Оценка эффективности режимов работы АВО // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2011. - № 4 (265). - C. 131-139.
UDC 622.691.48.053(07)
R.A. Kantyukov, Candidate of Science (Engineering), General Director, Gazprom Transgaz Kazan LLC, e-mail: info@tattg.gazprom.ru; R.R. Kantyukov, Candidate of Science (Engineering), Deputy Chief Engineer, Gazprom Transgaz Kazan LLC, e-mail: glavgeo@mail.ru; M.B. Khadiyev, Doctor of Science (Engineering), Professor, Federal State-Funded Educational Institution of Higher Professional Education Kazan National Research Technological University, e-mail: mullagali@gmail.com; I.M. Tameyev, Head of Department, Gazprom Transgaz Kazan LLC, e-mail: i-tameev@tattg.gazprom.ru; I.V. Khamidullin, Candidate of Science (Engineering), leading research worker, Federal State-Funded Educational Institution of Higher Professional Education Kazan National Research Technological University
Theoretical background of the new gas pumping technology on the basis of the GTU exhaust gas heat recovery
The article reviews the patented new technology of gas pumping on the basis of the GTU exhaust gas heat recovery, which makes it possible to decrease the gas temperature at the process compressor inlet and energy input for gas compression. The article includes flow-chart, thermodynamic cycle, schedule of gas temperature variations at representative points in case of known and new gas pumping technologies. It proposes to evaluate the gas pumping technology efficiency through the specific fuel gas flow rate per gas supply unit. It is shown that the new gas pumping technology decreases specific fuel gas flow rate by 1.7 - 7.3%, depending on the gas compressor unit capacity.
Keywords: gas compressor unit, exhaust gas heat recovery, specific fuel gas flow rate, energy input for pumped gas compression. References:
1. Garris N.A. Resursosberegayutshie tekhnologii pri magistral'nom transporte gaza (Resource saving technologies for long distance gas transportation). - SPb.: Nedra LLC, 2009. - 368 p.
2. Sinitsyn Yu.N., Khoroshikh A.V. Sovremennye tekhnicheskie trebovaniya k gazoturbinnym gazoperekechivayutshim agregatam (Modern technical specifications to the gas turbine gas compressor units) // Main directions of development and technical solutions in the gas compressor equipment for compressor plants: Materials of the workshop «Gas transportation and underground storage», Science and Technical Council of Gazprom JSC (Moscow, June 2007). - Moscow: Information and Advertising Center of Gazprom LLC, 2007. - P. 32-40.
3. Porshakov B.P. Povyshenie effektivnosti ekspluatatsii energoprivoda kompressornykh stantsiy (Improving efficiency of the compressor plant power drive operation) / B.P. Porshakov, A.S. Lopatin, A.M. Nazaryina, A.S. Ryabchenko. - Moscow: Nedra, 1992. - 207 p.
4. Revzin B.S., Larionov N.D. Gazoturbinnye ustanovki s nagnetatelyami dlya transporta gaza (Gas turbine units with injectors for gas transportation): Reference Book. - Moscow: Nedra, 1991. - 303 p.
5. Bileka B. Utilizatsiya sbrosnoi teploty GPA v energoustanovkakh s nizkokipyatshimi rabochimi telami (Recovery of the gas compressor unit waste heat in electric power installations with low-boiling fluids) / B. Bileka, Ye. Vasilyev, V. Kabkov, D. Kostenko, V. Izbash, V. Kolomeyev // Gas turbine technologies. - 2002. - No. 5 (20). - P. 6-10.
6. Burrato A. Povyshenie obtshei effektivnosti termodinamicheskogo tsikla gazoturbinnoi ustanovki (Improvement of the gas turbine unit thermodynamic cycle general efficiency) // Gas turbine technologies. - 2010. - Sep. - P. 16-17.
7. Yevgenyev S.S. Povyshenie ekonomichnosti ekspluatatsii GTU s dvigatelyami tipa NK (Gain in gas turbine units with drives of NK type operation) / S.S. Yevgenyev, A.S. Limanskiy, L.V. Goryunov, L.V. Bobylev, A.S. Shinkarev // Compressor equipment and pneumatics. - 2011. - No. 3. - P. 29-33.
8. Bileka B.I. Kombinirovannaya energosberegayutshaya tekhnologiya perekachki gaza dlya kompressornykh stantsiy magistral'nykh gazoprovodov (Combined energy saving technology of gas pumping for compressor plants of main gas pipelines) / B.I. Bileka, Ye.P. Vasilyev, V.I. Izbash, V.N. Kolomeyev // Compressor equipment and pneumatics in XXI century: Works of XIII International scientific and technical conference, compressor industry. - Sumy: Sumy State University Publishing House, 2004. - P. 156-162.
9. Patent for invention No. 2 418 991 RU, International Patent Classification F04D 27/00. Sposob perekachki gaza (varianty) i kompressornaya stantsiya dlya ego osutshestvleniya (varianty) (Method of gas pumping (options) and compressor plant for its pumping (options)) / R.A. Kantyukov (RU), R.Sh. Zakirov (RU), I.M. Tameyev (RU), M.B. Khadiyev (Ru), V.A. Maksimov (RU), F.G. Shaykhiyev (RU). - Published on 20.05.2011. - Bul. No. 14.
10. Chistyakov F.M., Plotnikov A.Ye. Kholodil'nyi turboagregat s privodov ot turbiny, rabotayutshei na kholodil'nom agente (Cooling turbo generator with a drive from turbine operated on the cooling agent) // Cooling equipment. - 1952. - No. 3. - P. 16-30.
11. Ekonomicheskiy podkhod k okhlazhdeniyu prirodnogo gaza na KS MG (Cost-efficient approach to natural gas cooling at compressor plant of the main gas pipeline) [Electronic resource]: http://www.turbinist.ru/43-jeconomicheskijj-podkhod-k-okhlazhdeniju.html
12. Departmental Guidelines 39-1.8-055-2002. Tipovye tekhnicheskie trebovaniya na proektirovanie KS, DKS i KS PKhG DOAO «Giprospetsgaz» (Standard technical specifications for designing compressor plant, booster compressor station and compressor plant of the underground gas storage facility of Giprospetsgaz SOJSC). - Moscow: Information and Advertising Center of Gazprom LLC, 2002. 98 p.
13. Tekhniko-ekonomicheskie pokazateli kompressornogo tsekha № 4 Torbeevskogo LPUMG OOO «Gazprom transgaz Nizhniy Novgorod» (Technical and economic indicators of compressor shop No. 4, Torbey Local Operations & Maintenance Department for Main Pipelines of Gazprom Transgaz Nizhniy Novgorod LLC) [Electronic resource]: http://www.economicwind.ru/ecowin-473.html
14. Kalinin A.F., Fomin A.V. Otsenka effektivnosti rezhimov raboty AVO (Evaluation of air cooling units operation modes efficiency) // Works of I.M. Gubkin Russian State University of Oil and Gas. - 2011. - No. 4 (265). - P. 131-139.
122
№ 12 декабрь 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
