Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние и перспективы развития газотранспортных систем страны 8
1.1. Режимы работы магистральных газопроводов 8
1.2 Взаимосвязь технологических и энергетических показателей трубопроводного транспорта природных газов 17
1.3 Типы газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций и их характеристики 23
1.4 Основные направления развития энергосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов в газотранспортных системах страны 30
Выводы по первой главе 38
ГЛАВА 2. Методы повышения эффективности работы гту в эксплуатационных условиях 40
2.1. Работа газотурбинных установок на частичных нагрузках 40
2.2. Способы теплотехнического совершенствования цикла ГТУ 43
2.3. Влияние периодической очистки проточной части осевого компрессора на повышение мощности и КПД ГТУ 48
2.4. Эталонный газотурбинный агрегат 57
2.5. Технико-экономическое сопоставление показателей электроприводных и газотурбинных газоперекачивающих установок 65
Выводы по второй главе 71
ГЛАВА 3. Энергосберегающие технологии транспорта газа в условиях переменной подачи за счет использования газоперекачивающих агрегатов различной единичной мощности 73
3.1. Выбор минимального числа рабочих агрегатов в условиях переменной подачи газа по газопроводу 73
3.2. Фактические режимы работы компрессорных станций в условиях переменной подачи газа по газопроводу в течение года 78
3.3 Обоснование целесообразности использования на КС агрегатов с различной единичной мощностью (на примере условной КС) 87
3.4 Технико-экономическое обоснование сроков замены газотурбинных агрегатов на компрессорных станциях 104
Выводы по третьей главе 112
Общие выводы 114
Использованная литература 115
- Типы газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций и их характеристики
- Основные направления развития энергосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов в газотранспортных системах страны
- Влияние периодической очистки проточной части осевого компрессора на повышение мощности и КПД ГТУ
- Фактические режимы работы компрессорных станций в условиях переменной подачи газа по газопроводу в течение года
Введение к работе
Из множества проблем стоящих перед газовой промышленностью и, в значительной степени, определяющих ее рентабельность, без преувеличения в число главных (не принижая внимание вопросу обеспечения безотказной работы газотранспортного оборудования и бесперебойной поставки газа на нужды отечественной промышленности ив зарубежные страны) необходимо выделить проблему снижения; расхода газа на собственные нужды газовой промышленности и усилить внимание к вопросамэкономии природного газа по стране в целом.
Дело в том, что в настоящее время основные действующие газовые месторождения - Медвежье, Уренгойское, и Ямбургское, являющиеся одними из основных источников газоснабжения страны и экспортных поставок газа, перешли в стадию падающей; добычи и без, введения в; эксплуатацию дожимных компрессорных станций все труднее становится обеспечить плановый режим поставки газа потребителям.
В условиях острого дефицита топливно-энергетических ресурсов-первоочередное значение приобретают задачи, связанные с, повышением эффективности их использования: Экономия энергетических ресурсов на современном этапе развития экономики страны является наиболее эффективным направлением при решении любых задач, стоящих перед промышленностью.
В настоящее время отрасль, добывая немногим более 560-570 млрд. м3 газа в год ежегодно, на собственные нужды расходует около 45-50 млрд. м3 газа, причем значительная часть расходов этого газа в отрасли связана с эксплуатацией газотурбинных газоперекачивающих агрегатов, на компрессорных станций магистральных газопроводов.
Учитывая, что основным потребителем природного газа при его транспорте по магистральным газопроводам являются: компрессорные станции (277 KG)' с установленными на них свыше 4000 газоперекачивающими агрегатами (ЕПА), эксплуатируемых по разным причинам на относительно
5 низких КПД (в среднем на уровне 24-27 %), проблема снижения энергозатрат в отрасли должна быть в первую очередь направлена на повышение эффективности работы компрессорных станций за счет введения энергосберегающих технологий транспорта газа с оптимизацией режимов работы как самих ГПА, так и сопутствующего их газотранспортного оборудования, сокращение потерь и утечек газа и т.д.
Проблемой снижения энергозатрат при транспорте газа занимались и занимаются многие ученые и организации. Среди них в первую очередь следует отметить такие организации как: ООО «ВНИИГАЗ», ДОАО «ОРГ-ЭНЕРГОГАЗ», ООО «НИИгазэкономика» и другие. Среди ученых, занимавшихся проблемой энергосбережения на КС, следует отметить: Будзуляка Б.В., Буховцева Б.М., Галиуллина З.Т., Зарицкого СП., Засецкого В.Г., Калинина А.Ф., Козаченко А.Н., Леонтьева Е.В., Лопатина А.С., Никишина В.И., Новоселова Е.В., Поршакова Б.П., Щуровского В.А. и многих других, результаты трудов которых используются с целью снижения энергозатрат в трубопроводном транспорте.
В целях экономии энергозатрат на компримирование газа возникает необходимость в исследовании режимов работы магистральных газопроводов с установленными на них компрессорными станциями.
Режимы работы магистральных газопроводов, как известно, характеризуются неравномерностью подачи газа в течение года и из года в год, что приводит к неравномерному использованию установленного газотранспортного оборудования, снижению среднегодовой загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, перерасходу топливного газа из-за отклонения реальных режимов работы ГПА от оптимальных.
Анализ состояния и режимов работы газотранспортной системы страны показывает, что разработка и внедрение энергосберегающих технологий с целью экономии энергозатрат на нужды перекачки здесь может быть связана прежде всего с реконструкцией и заменой морально устаревшего и изношенного газотранспортного оборудования, оптимизации технологических режи-
мов работы газопроводов с повышением качества технического обслуживания и ремонта газоперекачивающего оборудования с развитой системой их диагностического состояния.
Увеличение объемов транспортируемого газа может быть достигнуто за счет снижения затрат топливного газа на транспорт. Газовая промышленность, обеспечивая добычу, транспортировку и переработку природного газа является и крупнейшим его потребителем. Технологические процессы требуют больших энергетических затрат, расходы топливного газа в газоперекачивающих агрегатах составляют 80-90% от суммы эксплуатационных затрат на обслуживание ГПА. Зная, что 20% магистральных газопроводов уже отработали нормативный срок службы - 33 года и 40% находятся в эксплуатации 20-33 лет, что в свою очередь приводит к перерасходу топливного газа, проблема экономии природного газа весьма актуальна.
В связи с этим разработка и реализация мероприятий, направленных на повышение эффективности транспорта газов с сокращением энергетических затрат на перекачку, являются важнейшими и наиболее актуальными в данной отрасли. Это положение в значительной степени усиливается, если принимать во внимание непрерывный рост стоимости энергоресурсов, увеличение себестоимости транспорта газа и невозобновляемость его природных ресурсов.
На основание выше сказанного в настоящей работе значительное внимание уделено оценке режимов работы газоперекачивающих агрегатов на КС в условиях переменной подачи газа по газопроводу, ее влияния на число рабочих агрегатов, а также оценке состояния ГПА на КС. Эффективности использования на газопроводах оптимальных типов привода с рассмотрением основных направлений повышения эффективности их работы, разработки новой технологии транспорта газа с использованием ГПА различной единичной мощности в условиях значительных колебаний в подаче газа по газопроводу с целью повышения загрузки и эффективности работы КС с учетом изменения температуры наружного воздуха в разрезе года. Помимо этого в на-
7 стоящей работе оценено влияние чистки осевого компрессора от загрязнений на повышение мощности и КПД агрегата и рассмотрена стратегия замены физически изношенного и морально устаревшего ГПА на КС.
Степень важности разработки и внедрение энергосберегающих технологий определяется положениями известного федерального закона «Об энергосбережении» (№ 28-фЗ от 3.04.96), а также положениями Концепции энергосбережения отрасли, разработанной и принятой ОАО «Газпром» в 2001г [34].
Типы газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций и их характеристики
В процессе становления газовой промышленности на развитие энергопривода для перекачки газа на компрессорных станциях большое влияние оказали такие факторы: технико-экономические показатели газотранспортного оборудования, технический уровень отечественной и зарубежной техники, технологии транспорта газа. Примерно до начала 50-ых годов на компрессорных станциях использовались только поршневые газоперекачивающие агрегаты зарубежного производства.
При формировании во второй половине XX века мощной газотранспортной системы Северный Кавказ-Центр с диаметрами газопроводов 720 и 820 мм технико-экономические показатели поршневого типа привода уже не соответствовали предъявляемым требованиям (малая единичная мощность, высокие капитальные затраты и т.п.).
Возможной альтернативой поршневым двигателям могли стать газотурбинные и электроприводные агрегаты с использованием для перекачки большого количества газа высокооборотного центробежного нагнетателя.
Сравнение преимуществ электрического и газотурбинного типов привода практически приводило к выводу, что при расстоянии КС от электростанции на уровне примерно 50-100 км (в зависимости от цен на энергоносители) эти два типа привода оказывались равноэффективными. В результате первая мощная газотранспортная система Северный Кавказ-Центр была (примерно в равных долях по мощности) оснащена газотурбинными и электроприводными агрегатами мощность 4 МВт с нагнетателем типа 280-2-1. Следует отметить, что первая газотурбинная установка типа ГТ-700-4, разрабатываемая изначально для передвижных электростанций, в одновальном исполнении с регенерацией тепла отходящих газов и с КПД на уровне 20 % была установлена на некоторых станциях этого газопровода и ряде КС газопровода Серпухов-Ленинград.
Вслед за этим Невский машиностроительный завод выпускает значительно улучшенные типы агрегатов ГТ-700-5 и ГТК-5 мощностью 4,2 - 4,4 МВт с КПД на уровне 25 - 26% в двухвальном исполнении и с регенерацией тепла отходящих газов. Спрос газовой промышленности на газоперекачивающие агрегаты большей мощности привел к выпуску агрегатов типа ГТ-750-6 мощностью 6-6,5 МВт с регенерацией тепла отходящих газов и с КПД на уровне 27%, а затем установку типа ГТК-10 в разных модификациях мощностью 10 МВт с регенерацией тепла отходящих газов и с КПД на уровне 29%о. Одновременно с этим Свердловским завом ТМЗ выпускается установка типа ГТ-6-750 мощностью 6 МВт без регенерации тепла отходящих газов с КПД на уровне 24%.
В 1975-г на газопроводы-была поставлена первая в стране авиационного газотурбинная установка типа ГПА-Ц-6,3 мощностью 6,3 МВт с двигателями типа НК-12СТ с последующими модификациями и с КПД на уровне 24%, которая практически и открыла эру использования конвертированных ГТУ авиационного типа на магистральных газопроводах с последующим выпуском различными заводами и объединениями агрегатов ГПА типа 12, 16 и 25 МВТ различных модификаций.
На магистральных газопроводах эксплуатируются и авиационные установки импортного производства типа «Коберра-182» фирмы «Ролл-Ройс» (Великобритания), мощностью 12-13 МВт и с КПД 28%; «Центавр» фирмы «Солар» (США) мощностью 2,6-4,0 МВт и КПД 25% и др.
В начале 90-ых годов прошлого столетия предприятие «Пермтранс-газ» выступило с инициативой о создании кооперации с участием ОАО НПО «Искра», ОАО «Авиадвигатель, ООО «Пермтрасгаз» по разработке, изготовлении, поставки, монтажа и эксплуатации, головных образцов агрегатов типа ГПУ-12П «Урал», ГПУ-16П «Урал» и ГТУ-25П различных модификаций на базе авиационного двигателя IV поколения ПС-90А - одного из лучших российских двигателей в своем классе.
Наряду с этими типами двигателей на газопроводах используются и газотурбинные установки судового типа: ГПУ-10 «Волна» мощностью 10 МВТ с КПД 26% и установка типа ДГ-90 мощностью 16МВт и КПД на уровне 35% Николаевского судостроительного завода (Украина).
На конец 2005 г. парк газоперекачивающих агрегатов ОАО «Газпром» распределялся следующим образом: на долю газотурбинного привода приходилось примерно 86,9% от общей установленной мощности; на долю электроприводных агрегатов приходилось примерно 12,6% и на долю поршневых ГПА менее 0,5%. На 254 компрессорных станциях промыслов, магистральных газопроводов и подземных хранилищ эксплуатировалось свыше 4000 газоперекачивающих агрегатов с общей установленной мощностью более 40 ГВт. На долю ГПА с газотурбинным приводом приходилось свыше 3 тыс. агрегатов стационарного, авиационного и судового типов; из них с регенерацией тепла отходящих газов - 959 ГПА; на долю электроприводных -746 агрегатов и на долю поршневых ГПА - 293 агрегата.
Основные направления развития энергосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов в газотранспортных системах страны
Опыт эксплуатации газотурбинных установок на магистральных га зопроводах показывает, что значительная доля экономии энергозатрат на транспорт газа, развитие и реализация энергосберегающих технологий приходится на эксплуатацию самих агрегатов на компрессорных станциях, начиная от выбора типа ГПА, его эксплуатации и обслуживания, нормирования расходов газа на нужды КС, оптимизации режимов работы для перекачки газа, проведения своевременной реконструкции и модернизации газотранспортного оборудования и т.д.
В последние годы на компрессорных станциях определенное развитие повышения эффективности работы ГТУ получила эксплуатация, связанная с периодической очисткой осевого компрессора (ОК) в процессе его использования с целью устранения различного рода отложений на лопатках и проточной части ОК.
Дело в том, что наличие в составе наружного воздуха разного рода взвешенных частиц, несмотря на существующую систему очистки циклового воздуха, при поступлении его на вход осевого компрессора, всегда приводит в той или иной степени к загрязнению проточной части компрессора, снижению численного значения его относительного КПД и, как следствие, к снижению мощности и КПД агрегата в целом.
Качество атмосферного воздуха, поступающего на вход осевого компрессора характеризуется содержанием в нем разного рода аэрозолей, представляющих собой некие взвешенные частицы размером от 0,001 до 8000 мкм. Одни из них приводят к абразивному и коррозионному воздействию на проточную часть установки, другие - к образованию разного рода отложений, в основном на первых ступенях осевого компрессора [32, 31, 75].
Образование отложений в проточной части компрессора не только снижает численное значение относительного КПД компрессора, но и приводит к «сдвигу» рабочей линии ГТУ в сторону линии помпажа [75], что может привести к вынужденной остановке агрегата и даже поломки его отдельных элементов.
В качестве средств очистки используются твердые очистители (для стационарных агрегатов) и жидкие очистители (ГТУ авиационного типа).
В качестве твердых очистителей используется косточковая крошка, молотая скорлупа грецких орехов (размером от 0,5 до 2 мм), рис, пшеница и т.п. В качестве жидких очистителей используются растворы типа «Синвал», «М-1», «М-2», «Т-950» и т.п.
Очистка проточной части осевого компрессора твердыми очистителями обычно осуществляется на работающих агрегатах, когда через специальный бункер на вход компрессора в течение 50-60 сек подается примерно 30-40 кг крошки.
Очистку проточной части осевого компрессора на ГПА авиационного типа осуществляют подогретой до 60-70 С моющей жидкостью под давлением примерно 0,5-0,7 МПа в количестве 50-100 л/мин при холодной прокрутке компрессора, либо на работающем агрегате.
Следует заметить, что, несмотря на использование этого метода, с целью повышения эффективности работы ГПА в эксплуатационных условиях, эти методы борьбы с отложениями в проточной части компрессора проводятся практически интуитивно, без оценки численного изменения КПД как самого осевого компрессора, так и изменения КПД и мощности установки в целом. Не обосновывается периодичность проводимой очистки, а интервалы промывки проточной части осевого компрессора как на ходу, так и при холодной прокрутке, чаще всего определяются сложившемся опытом эксплуатации агрегата.
Численное значение относительного адиабатического КПД осевого компрессора (г[к) в эксплуатационных условиях относительно легко можно определить с помощью следующего соотношения (рис. 2.2):
Влияние периодической очистки проточной части осевого компрессора на повышение мощности и КПД ГТУ
Газопроводы страны, как показывает опыт их эксплуатации, в течение года практически никогда не работают на проектном режиме. Переменный режим работы газопроводов, вызванный изменением потребления газа промышленными и коммунальными службами приводит к изменению подачи технологического газа по компрессорным станциям и, как следствие, отклонение режима работы КС (а также и ГПА) от их оптимальных значений по располагаемой мощности, что в свою очередь неразрывно связано с перерасходом топливного газа для газоперекачивающих агрегатов. В связи с этим определение коэффициента загрузки агрегатов, являющегося одним из основных показателей работы компрессорной станции представляет, несомненно, определенный практический интерес в эксплуатационных условиях.
Определение среднегодовой загрузки агрегатов на КС можно осуществить либо аналитически, на основе анализа изменения подачи газа в течение года и рассчитывая необходимую мощность для его перекачки, либо по фактическим (эксплуатационным) данным о режимах работы агрегатов, определяя по ним среднюю загрузку КС (ГПА), а также изменение ее в течение года.
В первом случае, расчеты целесообразно проводить при следующих исходных данных: режим работы газопровода из года в год считается установившимся; колебания эффективной мощности (Ne) энергопривода совпадают по фазе с колебаниями гидравлической мощности (Np) газопровода; КПД нагнетателей в данном случае целесообразно принимать постоянными. При этих условиях, годовой график подачи газа по газопроводу будет обеспечиваться условием:
Коэффициент загрузки газоперекачивающего агрегата в зависимости от изменения относительной амплитуды колебаний в подаче газа (р), влияния изменения фактической температуры наружного воздуха (сравнительно с принятой, паспортной) на изменение мощности газотурбинного привода (из условия обеспечения летней минимальной гидравлической ощности газопровода) с учетом соотношений (1.4-1.5) будет определяться соотношением: где ta 0 - расчетная (по госту) температура наружного воздуха на номинальном режиме работы; ta)irax - среднемесячная максимальная летняя температура наружного воздуха (обычно, июль месяц), соответствующая равенству колебаний гидравлической мощности энергопривода. Индекс «т» в уравнениях означает среднее значение данной величины.
Относительное изменение мощности газотурбинного ГПА при изменении температуры наружного воздуха, в первом приближении, можно оценить по уравнению проф. Н.И. Белоконь [12,35]. (3.10) N. „. . ч (. A/„Y, A, At-А 1 о а 1We,o \ lo J где At - изменение температуры наружного воздуха сравнительно с ее паспортным значением (t0 = +15 С); Т0 - начальное (паспортное) значение температуры наружного воздуха на входе в компрессор, (То =273,2+15 = 288,2 К); Я0 - соотношение мощностей компрессора и газовой турбины на номинальном режиме работы (/ =0,65-0,70). Ata=tx0 (3.11)
Изменение мощности ГТУ при изменении температуры наружного воздуха по уравнению Н.И. Белоконь, например, для района условной КС представлено на рис.3.2.
Сопоставление между собой соотношений (3.7-3.11) показывает, что средняя загрузка агрегата зависит как от, колебания в подаче газа по газопроводу, так и от изменения температуры наружного воздуха на входе в осевой компрессор ГТУ.
Данные климатологических справочников свидетельствуют о том, что изменение температуры наружного воздуха в течение года практически зеркально отражает изменение подачи газа в течение этого же времени, что естественно положительно сказывается на среднегодовую загрузку агрегатов в течение года при изменении подачи природного газа по газопроводам с учетом того, что в зимний период года, как правило, подается большее количество газа, чем в летний период.
Фактические режимы работы компрессорных станций в условиях переменной подачи газа по газопроводу в течение года
В системе ОАО «Газпром» находится большое количество агрегатов, которые находятся в эксплуатации уже более 25-30 лет и имеют наработку свыше 100 тыс. часов. Естественно, что значительная часть из них (сравнительно с агрегатами нового поколения) имеют неудовлетворительные технико-экономические показатели по КПД, мощности, вибрационным характеристикам, надежности и т.д. Одновременно следует заметить, что для некоторых типов ГПА уже практически прекращен выпуск основных запасных узлов и деталей.
Периодическое обновление парка эксплуатируемых агрегатов на КС -необходимый и вполне закономерный способ уменьшения расхода топливно го газа на ГПА и улучшения всех показателей транспорта природных газов в целом.
Решение задачи о замене «старых» газоперекачивающих агрегатов на «новые» требует проведения их паспортизации и комплексной оценки технического состояния различными методами технической диагностики с определением и анализом численных значений коэффициентов технического состояния прежде всего по мощности и расходу топливного газа.
В первом приближении срок службы агрегатов, на КС определяют по их наработке. Заводы-изготовители стационарных ГПА устанавливают срок их службы на уровне 100 тыс. ч., заводы-изготовители авиационных ГПА -на уровне 35-40 тыс. ч. Однако такой подход к определению срока службы, ГПА на КС не может быть в полной мере-применим к определению сроков реконструкции КС. Опыт эксплуатации ГПА разных типов на газопроводах показывает, что многие агрегаты уже отработали свыше 100 тыс. ч. и находятся в целом в работоспособном состоянии,-требуя только частичной модернизации по замене отдельных элементов,ГТУ, а.в.ряде случаев и замены, газогенераторов на более мощные и экономичные.
В связи с чем, в рамках реконструкции действующих компрессорных станций, осуществляется переустройство существующих цехов, с целью, совершенствования газоперекачивающего оборудования и повышения, его технико-экономического уровня с учетом научно-технического прогресса.
Замену одного агрегата на другой исходя только из-за его физического износа - снижения мощности и КПД,без проведения его комплексной диагностики, в условиях относительно низких ценах на топливный газ сравнительно с ценами на природный газ на мировом рынке и с учетом низких количественных расходов топливного газа по агрегату сравнительно с подачей технологического газа через нагнетатель на рынок, экономически оправдать нельзя, что практически оправдывает эксплуатацию- любого работающего ГПА даже при снижении его технико-экономических показателей,- если? не принимать во внимание перерасход топливного газа по станции.
В эксплуатационных условиях в целях сохранения технико-экономических показателей ГПА на должном уровне организованы, как известно, службы технического обслуживания, средний и капитальный ремонты, проводимые в условиях падения номинальной мощности агрегатов, соответственно на уровне примерно 15% и 25%, хотя проведение этих видов ремонта зачастую не дает ожидаемого эффекта по восстановлению основных технико-экономических показателей агрегата.
В условиях эксплуатации агрегатов авиационного типа, замена-одного ГПА на другой фактически осуществляется, после определенного срока эксплуатации; установленного заводом-изготовителем. И хотя на КС, после проведения на заводе капитального ремонта, возвращается якобы «старый агрегат» по существу это уже качественно другой ГПА, хотя и с той же номинальной мощностью.
Исходным знаковым критерием для определения оптимального срока замены «старого» агрегата на «новый» может служить зависимость эксплуатационных расходов Эрас. от времени эксплуатации (t). Подобную- зависимость можно выразить следующим.образом: 3pac=a + e + c2. (3.27)
Численные значения коэффициентов а, в, с приведенного уравнения определяются для каждого агрегата в отдельности путем обработки данных об изменении эксплуатационных затрат за прошедший период эксплуатации (рис. 3.14).
В представленной зависимости естественно отражается снижение КПД агрегата в процессе эксплуатации, рост цен на топливный, газ, увеличение ремонтных работ по мере увеличения «срока, службы ГПА, рост зарплаты обслуживающего персонала и т.п.
В. целом, суммарные затраты завесь период эксплуатации-агрегата должны складываться из стоимости самого агрегата (КЩА), дополнительных затрат, связанных с заменой- «старого» агрегата - монтажа, пуско-наладочных работ по «новому» агрегату (Км.п„) ит.п.
Похожие диссертации на Эффективность использования газоперекачивающих агрегатов различной единичной мощности на магистральных газопроводах
