ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ НА ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ УЧАСТКА ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 620.92: 621.438

ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ НА ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ УЧАСТКА ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ

© 2018 Л.В. Булыгина1, В.И. Ряжских2

1 Дочернее открытое акционерное общество «Газпроектинжиниринг», г. Воронеж, Россия

2 Воронежский государственный технический университет, г. Воронеж, Россия

Аннотация: рассмотрена проблема повышения энергоэффективности компрессорных станций (КС). Исследовано влияние температурного режима на выходе компрессорной станции на энергоэффективность работы участка газотранспортной системы (ГТС). Выполнен анализ изменения теплового режима на участке ГТС, состоящем из последовательно расположенных линейных участков магистрального газопровода (МГ) и компрессорных станций. Проведен эксперимент по оценке влияния температуры на выходе компрессорной станции на локальную и системную энергоэффективность последующих КС. В качестве объекта исследования выбран участок ГТС с тремя линейными КС и установленными на них газотурбинными газоперекачивающими агрегатами ГПА-16 (со схемой работы 3х1+1). Выполнен теплогидравлический расчет, моделирование и анализ режимов работы участка газотранспортной системы с компрессорными станциями по критериям энергоэффективности. В качестве критериев энергоэффективности были приняты показатели годового объема потребления топливного газа (ТГ) на рассматриваемом участке ГТС и значения потребляемой мощности компрессорных станций. Рассмотрены технические аспекты использования и возможности регулирования температуры на выходе компрессорной станции за счет применения аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа. Применение результатов исследования температурного режима на выходе КС позволит повысить энергоэффективность работы участка ГТС, уменьшить потребляемую мощность компрессорных станций и снизить затраты топливного газа

Ключевые слова: компрессорная станция, энергоэффективность, газоперекачивающий агрегат, аппарат воздушного охлаждения газа

Введение

Решение задачи обеспечения

энергоэффективной работы Единой системы газоснабжения (ЕСГ) России невозможно без обеспечения энергоэффективности и оптимизации режимов работы КС, так как компрессорные станции являются основными потребителями топливно-энергетических

ресурсов.

Компрессорная станция (рис. 1) является сложной энергетической системой, на которой осуществляются технологические процессы очистки, осушки, компримирования и охлаждения природного газа. Главное назначение компрессорной станции -обеспечение проектной или плановой производительности газопровода за счет повышения давления транспортируемого газа [1].

Оборудование и обвязка компрессорной станции приспособлены к переменному режиму работы газопровода и самой КС. Количество газа, перекачиваемого через КС, регулируется в основном включением и отключением числа работающих агрегатов, изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным типом привода. При повышении давления газа на ГПА происходит

увеличение температуры газа. Для обеспечения безаварийного режима работы КС газ охлаждают в АВО газа до температуры не выше 45 °С. При этом важно не только обеспечить технологический режим, но и выбрать оптимальные термобарические параметры работы компрессорного цеха.

Регулирование термобарических

параметров [1] происходит в зависимости от изменения:

• количества работающих ГПА на КС;

• фактического числа оборотов ротора каждого центробежного нагнетателя (ЦБН);

• количества включенных вентиляторов в АВО газа.

В работе [2] было исследовано влияние давления на выходе компрессорной станции на локальную и системную энергоэффективность. В результате проведенного анализа и расчетов режимов работы участка ГТС было выявлено, что поддержание давления нагнетания вблизи максимально-допустимых значений позволяет снизить потери по длине трубопровода, увеличить входное давление на следующей КС и снизить необходимую степень сжатия, тем самым уменьшая потребляемую мощность, объемы потребления топливного газа и увеличивая энергоэффективность работы ГТС.

Рис. 1. Компрессорная станция природного газа

Рассмотрим влияние температурного режима КС на энергоэффективность работы ГТС. Газ поступает на компрессорную станцию из магистрального газопровода, проходит очистку и осушку и поступает на компримирование в ГПА. Таким образом, видно, что температура на входе в компрессорный цех (КЦ) равна температуре на выходе предшествующего линейного участка МГ. Возможности регулирования температуры на входе в КЦ нет. После компримирования в ГПА температура газа повышается, и газ идет на охлаждение в АВО. Температурный режим на выходе АВО головной КС не будет влиять на локальную (собственную)

энергоэффективность КС и потребление ТГ. Однако температурный режим на выходе КС будет влиять на энергоэффективность следующих КС и системную

энергоэффективность участка ГТС. Под системной энергоэффективностью понимается энергоэффективность газотранспортной

системы с учетом энергетической взаимозависимости входящих в неё объектов и режима их совместной работы (энергетический вклад каждого объекта в работу системы) [3].

Рассмотрим регулирование температуры на КС в АВО газа, а также влияние температурного режима на выходе КС на энергоэффективность следующих КС и системную энергоэффективность участка ГТС.

Охлаждение газа в АВО

Схемы с использованием аппаратов воздушного охлаждения (АВО) получили наибольшее распространение на КС (рис. 2).

Принцип работы АВО следующий: на опорных металлоконструкциях закреплены трубчатые теплообменные секции. По трубам теплообменной секции пропускают

транспортируемый газ, а через межтрубное пространство теплообменной секции с помощью вентиляторов, приводимых во вращение от электромоторов, прокачивают наружный воздух. За счет теплообмена между нагретым при компримировании газом, движущимся в трубах, и наружным воздухом, движущимся по межтрубному пространству, и происходит охлаждение технологического газа на КС.

Степень охлаждения природного газа ограничивается температурой наружного воздуха, что особенно сказывается в летний период эксплуатации. Температура газа после охлаждения в АВО не может быть ниже температуры наружного воздуха.

Установка воздушного охлаждения газа состоит из однотипных аппаратов воздушного охлаждения, соединенных между собой параллельно трубопроводной обвязкой.

Применяют следующие способы регулирования АВО газа [4]:

• воздействие на производительность вентиляторов;

• жалюзирование поверхности теплообмена;

• включение-отключение вентиляторов;

• рециркуляция охлаждающего воздуха перед теплообменными секциями АВО газа;

• перепуск части технологического потока по байпасным линиям;

• увлажнение охлаждающего воздуха и поверхности теплообменных секций АВО газа.

Рис. 2. Аппарат воздушного охлаждения газа

Регулирование воздействием на производительность вентиляторов возможно путем изменения частоты вращения электродвигателей вентиляторов и изменения угла поворота лопастей вентиляторов.

Анализ изменения температурного режима на участке ГТС

Для исследования влияния выходного температурного режима КС на энергоэффективность ГТС проведем анализ изменения температурного режима на участке магистрального газопровода.

Изменение температуры на участке ГТС:

• в компрессорном цехе при сжатии газа на ГПА происходит повышение температуры газа;

• при поступлении на АВО газ охлаждается, понижается температура газа;

• на линейном участке (ЛУ) газопровода за счет эффекта Джоуля-Томсона происходит снижение температуры газа;

• на ЛУ газопровода за счет теплообмена с окружающей средой.

Теплогидравлический режим течения природного газа можно описать следующей системой дифференциальных уравнений [5]: , др дх

rdG ~dt = \v\ dG дх

др 1 dG

~dt = 9pb

dT ч. dx UP dx

МА ~ п — G — Spg sin а,

(1)

nKD

Г) — — • sin а,

где G - массовый расход, кг/с; х - текущая координата длины газопровода, м; р - давление газа, МПа; Т - температура газа, К; То -расчетная температура окружающей среды, К; д - ускорение свободного падения, м/с2; S -площадь поперечного сечения газопровода, м2; К - коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м2К; X - коэффициент гидравлического сопротивления; D - диаметр газопровода, м; V - скорость газа, м/с; Dp -коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа; Ср -средняя изобарная теплоемкость газа, кДж/кг К; а - угол наклона газопровода к горизонту.

Для установившегося режима течения с постоянным расходом газа по сечению

трубопровода следует, что ^¡7=0, ^ = 0,

дс

— = 0, а также, с учетом отсутствия уклона

газопровода, система принимает вид: (БЭ_Р = - НА

1 дх Ю пл

^ + ). (2)

йх V ^ Г Г V и ;

р dx CpG

Для упрощения теплогидравлических расчетов участка ГТС воспользуемся эмпирическими уравнениями, приведенными в [6]. Температура газа Т в любой точке однониточного газопровода при любом способе прокладки определяется по формуле: Т = Т0 + (Гн - Т0)е~ах -

), (3)

2aLPn

сР

а = 225,5

фД-Ср-Ю6 '

(4)

где То - расчетная температура окружающей среды, К; Тн - температура газа в начале участка газопровода, К; при отсутствии охлаждения газа на КС температуру Тн следует принимать равной температуре газа на выходе из компрессорного цеха, при наличии охлаждения газа величина Тн принимается равной температуре газа на выходе из системы охлаждения; Рн, Рк - соответственно, начальное и конечное абсолютные давления газа на участке, МПа; Рср - среднее давление газа на участке, МПа; х - расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки, км; dн -наружный диаметр газопровода, мм; Кср -средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м2 К; Ср - средняя изобарная теплоемкость газа, кДж/кг К, Di - среднее на участке значение коэффициента Джоуля-Томсона, К/МПа; q -пропускная способность газопровода, млн. м3/сут; А - относительная плотность газа по воздуху; L - длина участка газопровода, км.

Средняя температура газа на участке газопровода Тср:

Тср = +

Гн-Гр aL

(1 — e"aL) — D:^

4 SI

1—

^а^"^). (5)

Средняя изобарная теплоемкость природного газа Ср определяется по формуле:

Ср = Я (Е0 + Е1РПр + Я2Рп2р + £3Рп3р), (6) где Е0 = 4,437 - 1,0157Пр + 0,591ГПр, (7)

1137 10 9

^ = 3,29-^ + ^2, (8)

'пр 'пр

„ _ „_ 16,27 , 25,48 11,81

Е2 = 3,23 - -— + —^----т- , (9)

•"пр *пр ^пр

г- ^ , 0,908 0,967

Е3 = -0,214 +-г---, (10)

'пр 'пр

удельная газовая постоянная:

R =

8,3143 М

(11)

молярная масса газовой смеси:

м = 2Г=1*гмг , (12)

значения приведенного давления и температуры:

Р = —

Т

Т = —

1 пр т ,

'п к

(13)

(14)

псевдокритические значения давления и температуры:

Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона Di для природных газов определяется как:

А = Н0 + Н1Рпр + Я2Рпр + Н3РпР , (17)

где

Н0 = 24,96 - 20,3Гпр + 4,57ГПр , (18)

19 92 16 89

Ях = 5,66-^ + ^ , (19)

•'пр 'пр

Я2 = -4,И+^-^ , (20)

•'пр 'пр

Я3 = 0,568 -^ + ^ ■ (21)

'пр 'пр

Температура газа после сжатия (на выходе из ГПА):

Т2н = Г1н • Ст - • С . (22)

Результаты эксперимента

Для анализа влияния температуры на выходе компрессорного цеха на энергоэффективность участка ГТС проведем моделирование и расчет участка магистрального газопровода DN 1400 с расположенными на нем тремя линейными одноцеховыми компрессорными станциями (рис. 3). Примем для расчета следующие технологические параметры транспорта газа: объем транспорта газа - 90 млн. м3/сут., максимальное рабочее давление

магистрального газопровода - 7,4 МПа. Компримирующие мощности компрессорных цехов КС-1, КС-2, КС-3: 4 газотурбинных агрегата ГПА-16 (при схеме работы 3х1+1 в режиме проектной производительности). Термобарические параметры на входе КС-1: давление Р1н = 5,4 МПа, температура газа на входе компрессорного цеха Т1н = 293 К. Диапазон изменения температуры на выходе АВО КС-1: от 318 К до 273 К. Давление нагнетания на всех трех цехах примем равным

максимальному рабочему давлению в газопроводе.

Давление в конце каждого линейного участка равно входному давлению на следующей КС, выходное давление КС -начальному давление следующего участка МГ. Потерями давления во входной и выходной обвязке компрессорной станции пренебрежем вследствие их небольшой величины по сравнению с потерями по длине L=100 км участка МГ между КС. Нижний предел понижения температуры в АВО газа на КС-1 будет ограничиваться по условию безгидратного режима течения газа, а верхний предел охлаждения газа АВО ограничивается температурой 318 К безаварийного режима работы КС.

В качестве критериев

энергоэффективности примем значения потребляемой мощности компрессорного цеха и годовой расход топливного газа (ТГ).

Значения потребляемой мощности для трех компрессорных цехов во всем диапазоне параметров были рассчитаны с учетом характеристик ЦБН, а также расчетно-оценочным методом согласно алгоритмам, приведенным в [6], [7].

Расход топливного газа ГТУ, тыс. м3/ч определяется согласно [6]:

— „о

Nh

9тг = ЧГ- I 0,75 • + 0,25 • КРа

288

Ктг •

п з,б-10 где 4тг = ——-

'le хтс

(23)

- номинальный расход

топливного газа, тыс. м3/ч; Ктг - коэффициент технического состояния ГТУ (по топливу); N -мощность, потребляемая ЦБН, МВт; це -номинальный КПД ГТУ; Qтс - теплота сгорания топливного газа, кДж/м3.

¡ кс-з КС-2 ______ РШ5!

КС-1

01420x16.5

МГ-1

ГПА-16: 3x1+1 q = 90 мпн.м3/сут Р1н =5,65 МПа Р2, = 7.5 МПа Т,.= 284.51 К Тг,= 308,31 К Тглво=318.5К £ = 1,328 N. = 34,4 МВт

ГПА-16: 3x1+1 q = 90 млн.м3/сут Р1н =5,65 МПа Рг„ = 7.5 МПа Т„= 284,51 К Т2н= 308,31 К Т2АВ0 = 293 К £ = 1,328 N. = 34,4 МВт

ГПА-16: 3x1+1 q = 90 млн.м'/сут Р1н =5,4 МПа Рг. = 7,5 МПа Т,„=293К Тг.= 321,56 К Т^во = 293 К £=1,389 N, = 42,2 МВт

Рис. 3. Расчетная схема участка ГТС с тремя линейными КС

Результаты расчета потребляемой мощности КС-2, КС-3 и годового расхода ТГ в зависимости от выходного температурного

режима КС-1, представленные на рис. 4, 5, показывают повышение энергоэффективности следующих за КС-1 станций КС-2 и КС-3 с понижением температуры газа на выходе АВО КС-1. Потребляемая мощность компрессорных станций и годовое потребление топливного газа на КС-2, КС-3 снижается за счет снижения потерь по участку газопровода и, как следствие, более высокого давления на входе компрессорных цехов КС-2, КС-3, а также снижения необходимой степени сжатия для обеспечения технологического режима МГ. Общее (по трем цехам) потребление топливного газа и суммарная потребляемая мощность, являющиеся показателями системной энергоэффективности участка ГТС, также снижаются при снижении температуры газа на выходе с АВО головной станции.

160

140

40

3 о 2

-Мощность, потребляемая КЦ-1

-Мощность, потребляемая КЦ-2

-Мощность, потребляемая КЦ-3

-Суммарная потребляемая мощность по 3 цехам

273 278 283 288 293 298 303 308 313 318 Температура на выходе КЦ, К

Рис. 4. Зависимость потребляемой мощности компрессорных цехов КЦ-1, КЦ-2, КЦ-3 от выходного давления КЦ-1

-Потребление ТГ КЦ-1 за год

-Потребление ТГ КЦ-2 за год

-Потребление ТГ КЦ-3 за год

-Суммараый объем потребляемого ТГ за год по 3 КЦ

273 278 283 288 293 298 303 308 313 318 Температура на выходе КЦ, К

Рис. 5. Зависимость годового потребления топливного газа компрессорных цехов КЦ-1, КЦ-2, КЦ-3 от выходного давления КЦ-1

Выводы

Результаты исследования влияния температурного режима на выходе АВО КС на энергоэффективность ГТС позволяют сделать следующие выводы.

1. Значение потребляемой мощности и объемов потребляемого газа головной рассматриваемой станции остаются постоянными при изменении температурного режима работы КС (рис. 4, 5), что говорит о том, что температурный режим КС не влияет на ее локальную энергоэффективность.

2. Температурный режим головной станции влияет на энергоэффективность последующих станций и энергоэффективность участка ГТС в целом. Снижение температуры газа на выходе компрессорной станции позволяет снизить энергозатраты последующих станций (рис. 4, 5) за счет уменьшения потерь давления на участке газопровода между КС и снижения энергозатрат на сжатие из-за более низкой температуры газа на входе ГПА. Так, снижение температуры на выходе АВО головной КС до 308 К позволяет снизить общее годовое потребление топливного газа на участке ГТС на 5,4 %, снизить общую потребляемую мощность по цехам на 7,3 %. Снижение температуры на выходе АВО головной КС до 288 ^ 298 К позволяет снизить общее годовое потребление топливного газа на участке ГТС на 10,5 ^ 18,7 %, снизить общую потребляемую мощность по цехам на 14,2 ^ 20,7 %.

Литература

1. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: Нефть и газ, 1999. 463 с.

2. Булыгина Л.В., Ряжских В.И. Анализ функционирования компрессорной станции по критерию энергоэффективности // Вестник Воронежского государственного технического университета. 2017. Т. 13. № 5. С. 25-37.

3. СТО Газпром 2-3.5-113-2007. Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов и систем. М.: ВНИИГАЗ, 2007. 118 с.

4. Система автоматизированного управления аппаратами воздушного охлаждения сырого природного газа / С.В. Щербинин, Г.Ю. Коловертнов, А.Н. Краснов,

А.Ю. Новоженин // Сетевое издание «Нефтегазовое дело», раздел «Автоматизация». 2004. № 2.

5. Идентификация неизмеряемых параметров газопровода для моделирования параметров потока газа / К.А. Казак, А.М. Чионов, С.А. Коршунов, В.С. Кулик, А.С. Казак // Трубопроводный транспорт: теория и практика. М.: Всесоюзный научно-исследовательский

институт по строительству, эксплуатации трубопроводов и объектов ТЭК. 2012. № 2. С. 36-41.

6. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. М.: ВНИИГаз, 2006. 187 с.

7. Р Газпром 2-3.5-281-2008. Рекомендации по выбору основного технологического оборудования для транспорта газа. М.: ВНИИГаз, 2009. 73 с.

Поступила 28.02.2018; принята к публикации 29.03.2018

Информация об авторах

Булыгина Лидия Викторовна - ведущий инженер, Дочернее открытое акционерное общество «Газпроектинжиниринг» (394007, Россия, г. Воронеж, Ленинский проспект, 119), тел. 8(908)130-83-86, e-mail: lidaspitsina@yandex.ru, ORCID: https://orcid.org/0000-0001-8325-7693

Ряжских Виктор Иванович - д-р техн. наук, профессор, Воронежский государственный технический университет (394026, Россия, г. Воронеж, Московский проспект, 14), e-mail: ryazhskih_vi@mail.ru, ORCID: https://orcid.org/0000-0002-2834-3000

INFLUENCE OF THE TEMPERATURE REGIME OF THE COMPRESSOR STATION ON THE ENERGY EFFICIENCY OF WORK OF THE GAS TRANSPORT SYSTEM SITE

L.V. Bulygina1, V.I. Ryazhskikh2

XDOAO «Gazproektengineering», Voronezh, Russian 2Voronezh State Technical University, Voronezh, Russian

Abstract: the problem of increasing the energy efficiency of compressor stations (CS) is considered. The influence of the temperature regime at the outlet of the compressor station on the energy efficiency of the gas transmission system (GTS) section was investigated. The analysis of the change in the thermal regime at the section of the GTS consisting of consecutive linear sections of the main gas pipeline (MG) and compressor stations is performed. An experiment was conducted to assess the effect of temperature on the output of the compressor station on the local and system energy efficiency of the compressor station. The GTS site with three linear compressor stations and gas-turbine gas-pumping units GPU-16 (with the scheme of operation 3x1 + 1) was chosen as an object of research. Thermohydraulic calculation, modeling and analysis of the operation modes of the gas transportation system with three linear compressor stations were carried out according to energy efficiency criteria. As criteria for energy efficiency, the annual consumption of fuel gas (FG) for the section of the GTS and the power consumption of the compressor stations were adopted. The technical aspects of the use and the possibility of controlling the temperature at the outlet of the compressor station due to the use of air coolers (AC) of gas are considered. The application of the results of the study of the temperature regime at the outlet of the compressor station will allow increasing the energy efficiency of the GTS section, reducing the power consumption of compressor stations and reducing the cost of fuel gas

Key words: compressor station, energy efficiency, gas compressor unit, air-cooling apparatus for gas

References

1. Kozachenko A.N. "Operation of compressor stations of main gas pipelines" ("Jekspluatacija kompressornyh stancij magistral'nyh gazoprovodov"), Moscow, Neft' i gaz, 1999, 463 p.

2. Bulygina L.V., Ryazhskikh V.I. "Analysis of the functioning of the compressor station by energy efficiency criteria", The Bulletin of Voronezh State Technical University (Vestnik Voronezhskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta), 2017, vol. 13, no 5, pp. 25-37.

3. STO Gazprom 2-3.5-113-2007. "Methodology for assessing the energy efficiency of gas transmission facilities and systems" ("Metodika ocenki jenergojeffektivnosti gazotransportnyh objektov i system"), Moscow, VNIIGAZ, 2007, 118 p.

4. Shcherbinin S.V., Kolovertnov G.Yu., Krasnov A.N., Novozhenin A.Yu. "Automated control system for air-cooled natural gas cooling units" ("Sistema avtomatizirovannogo upravleniya apparatami vozdushnogo ohlazhdeniya syrogo prirodnogo gaza"), setevoe izdanie "Neftegazovoe delo", section "Automation", 2004, no 2.

5. Kazak K.A., Chionov A.M., Korshunov S.A., Kulik V.S., Kazak A.S. "Identification of non-measurable gas pipeline parameters for modeling gas flow parameters", Truboprovodnyj transport: teoriya i praktika, Moscow, Vsesoyuznyj nauchno-issledovatel'skij institut po stroitel'stvu, ehkspluatacii truboprovodov i objektov TEHK, 2012, no 2, pp. 36-41.

6. STO Gazprom 2-3.5-051-2006. "Norms of technological design of main pipelines" ("Normy tehnologicheskogo proektirovanija magistral'nyh gazoprovodov"), Moscow, VNIIGAZ, 2006, 187 p.

7. R Gazprom 2-3.5-281-2008. "Recommendations regarding the selection of the main technological equipment for the transport of gas" ("Rekomendacii po vyboru osnovnogo tehnologicheskogo oborudovanija dlja transporta gaza"), Moscow, VNIIGAZ, 2009, 73 p.

Submitted 28.02.2018; revised 29.03.2018 Information about authors

Lidiya V. Bulygina, Engineer, DOAO «Gazproektengineering» (119 Leninsky prospect, Voronezh, 394007, Russia), ph. 8(908)1308386, e-mail: lidaspitsina@yandex.ru, ORCID: https://orcid.org/0000-0001-8325-7693

Viktor I. Ryazhskikh, Dr.Sc (Technical), Professor, Voronezh State Technical University, (14 Moskovsky prospect, Voronezh, 394026, Russia), e-mail: ryazhskih_vi@mail.ru, ORCID: https://orcid.org/0000-0002-2834-3000