Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Энергосбережение на компрессорных станциях за счет использования методов параметрической диагностики газоперекачивающих агрегатов
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ
Автореферат диссертации по теме "Энергосбережение на компрессорных станциях за счет использования методов параметрической диагностики газоперекачивающих агрегатов"
РО С <Vй, •'• г"'7
На правах рукописи
ВЕРТЕПОВ АНДРЕЙ ГРИГОРЬЕВИЧ
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ ЗА СЧЁТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТОДОВ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ
Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» (технические науки)
Автореферат диссертации на соискание ученой степени
2 6 СЕН 2013
005533469
На правах рукописи
ВЕРТЕПОВ АНДРЕЙ ГРИГОРЬЕВИЧ
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ ЗА СЧЁТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТОДОВ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ
Специальность 25.00.19 — «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» (технические науки)
Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа
имени И.М. Губкина
Научный консультант
Лопатин Алексей Сергеевич
доктор технических наук, профессор
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, зав. кафедрой
Официальные оппоненты:
Митрохин Михаил Юрьевич доктор технических наук
ОАО «Газпром», заместитель начальника управления
Куфтов Александр Фёдорович доктор технических наук, профессор МГТУ им. Н.Э. Баумана, профессор
Галиуллин Загидулла Талипович доктор технических наук, профессор
Общество с ограниченной ответственностью «Газпром ВНИИГАЗ», главный научный сотрудник
Ведущее предприятие: Общество с ограниченной ответственностью «Газпром развитие», Москва
Защита состоится «10» октября 2013 г. в 15 час. 00 мин. в аудитории 502 на заседании диссертационного совета Д 212.200.06 в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Ленинский просп., 65, корп. 1, Москва, ГСП-1, 119991.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.
Автореферат разослан « » СJU-t-Г2013 г.
Объявление о защите диссертации и автореферат размещены на официальном сайте РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина http://www.gubkin.ru и направлены на размещение в сети Интернет Министерства образования и науки Российской Федерации по адресу http://vak2.ed.gov.ru/
Ученый секретарь диссертационного совета,
доктор технических наук, профессор
Ревазов А.М.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
Природный газ по прогнозам до 2030 г. будет играть главную роль в формировании топливно-энергетического баланса не только России и стран СНГ, но и государств Западной Европы и Восточной Азии. По энергоемкости газопроводов ОАО «Газпром» превосходит все газотранспортные компании мира вместе взятые. Затраты ежегодно расходуемого при транспортировке газа составляют около 10 % от объема его добычи. В связи с этим, энергосбережение при транспортировке газа рассматривается в качестве одной из приоритетных задач отрасли.
Эффективность решения задачи сбережения газа при его транспортировке во многом зависит от реализации контроля и обеспечения надлежащего технического состояния (ТС) газотранспортного оборудования в условиях эксплуатации, качества управления режимами работы, уровня технического совершенства вновь поступающего оборудования. Конкретные варианты решения проблемы энергосбережения при транспортировке природного газа неизменно проходят через решение соответствующих вопросов методического и технического характера. Отсутствие до настоящего времени методических проработок, объединяющих вопросы оптимизации режимов работы газотранспортного оборудования, учета его технического состояния, анализа уровня совершенства используемых технологий снижают эффективность проводимых мероприятий по энергосбережению при транспортировке газа. В этой связи выбранная тема исследования представляется актуальной как с теоретической, так и с практической точек зрения.
Проводимые исследования направлены на реализацию «Концепции энергосбережения и повышения энергоэффективности на период 2011— 2020 гг.», «Программы энергосбережения на 2011-2013 гг.» в ОАО «Газпром» и программы диагностического обслуживания оборудования компрессорных станций (КС).
При исследовании автором использовались разработки Бермана Р.Я., Васильева Г.Г., Галиуллина З.Т., Зарицкого С.П., Калинина А.Ф., Королёнка A.M., Леонтьева Е.В., Лопатина A.C., Панкратова B.C., Поршакова Б.П., Тух-батуллина Ф.Г., Щуровского В.А. и других российских ученых, внесших значительный вклад в решение вопросов, связанных с энергосбережением при транспорте газа по магистральным газопроводам (МГ).
Цель диссертационной работы
Сокращение затрат топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) при эксплуатации газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на КС МГ за счет использования методов параметрической диагностики на всех этапах жизненного цикла ГПА.
В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи:
• разработана методология применения методов параметрической диагностики ГПА для энергосбережения при транспортировке природного газа на различных этапах жизненного цикла МГ;
• с использованием корреляционно-статистического анализа параметров цикла газотурбинной установки (ГТУ) показано исчерпание возможностей дальнейшего существенного повышения эффективного коэффициента полезного действия (КПД) ГТУ простого цикла (ГТУ-ПЦ);
• предложена альтернативная компоновка энергопривода центробежных нагнетателей (ЦБН), позволяющая сократить затраты топливного газа;
• разработан построенный на едином математическом принципе унифицированный метод определения выходных показателей ГТУ ("линейный", "экспресс-метод") на основе использования зависимостей из решения систем линеаризованных уравнений протекающих рабочих процессов, обеспечивающий возможность оперативных расчетов по всему парку эксплуатируемых и вновь вводимых газотурбинных ГПА (ГГПА) ОАО «Газпром», а также в
составе создаваемых систем автоматического диагностирования и оптимального управления ГПА КС;
• предложено распределение типов ГТУ парка ОАО «Газпром» по 4-м группам, что обеспечивает возможность расчета выходных показателей по всем типам газотурбинных установок 4-мя унифицированными математическими алгоритмами;
• разработан метод поузлового параметрического диагностирования ГТУ стационарного типа, позволяющий контролировать в процессе эксплуатации ГПА состояние основных узлов газо-воздушного тракта установки;
• разработаны модель и алгоритм определения показателей технического состояния проточной части центробежного нагнетателя и расчета фактических газодинамических характеристик, что позволяет контролировать в процессе эксплуатации техническое состояние ЦБН, а также обеспечить адекватные расчеты режимов компримирования газа;
• разработаны модели и алгоритмы расчетов режимов компримирования на уровне компрессорных цехов (КЦ), оснащаемых ГПА с газотурбинным и электрическим приводом (ЭГПА), с учетом индивидуального технического состояния агрегатов, с выбором оптимального варианта загрузки, позволяющие реализовать расчеты компримирования газа на уровне КЦ и КС;
• проведена оценка влияния технического состояния ГПА на затраты ТЭР в процессе эксплуатации на КС с газотурбинным и электрическим приводом.
Научная новизна
Представленная работа является комплексным теоретическим исследованием, в которой впервые:
• разработана методология энергосбережения при транспортировке природного газа по магистральным газопроводам за счет использования методов параметрической диагностики ГПА, обеспечения работы на оптимальных режимах загрузки;
• теоретически обосновано применение комбинированного энергопривода новой компоновки, использование которого может обеспечить кардинальное сокращение затрат топливного газа в условиях КС;
• разработаны методические принципы определения выходных показателей газотурбинных установок, унифицированные для любых по сложности конструктивных схем ГТУ и принципов регулирования;
• выведена математическая зависимость для расчетной оценки расхода топливного газа газотурбинной установкой без. использования расходомер-ных устройств, пригодная для любых типов ГТУ, учитывающая уровень фактической мощности, техническое состояние проточной части и окружающие условия;
• сформулированы основные принципы и предложена методика по-узлового параметрического диагностирования проточной части ГТУ;
• разработаны методы определения технического состояния проточной части ЦБН и расчета фактических газодинамических характеристик, обеспечивающие реализацию расчетов режимов компримирования газа на уровне КЦ и КС с учетом технического состояния ГТУ и ЦБН;
• разработаны модели и алгоритмы обеспечения расчетов режимов компримирования на уровне компрессорных цехов, оснащаемых газоперекачивающими агрегатами с газотурбинным и электрическим приводом, с учетом индивидуального технического состояния агрегатов, с выбором оптимального варианта загрузки ГГПА.
На защиту выносятся:
1. Методики определения выходных показателей ГТУ на основе решения систем уравнений, описывающих протекающие рабочие процессы в линеаризованном виде.
2. Метод поузлового параметрического диагностирования ГТУ стационарного типа.
3. Математическая модель определения технического состояния проточной части центробежного нагнетателя и расчета фактических газодинамических характеристик.
4. Математические модели и алгоритмы расчета режимов компримиро-вания на уровне КЦ и КС, оснащаемых ГГПА и ЭГПА, обеспечивающие на агрегатном уровне учет влияния технического состояния привода и нагнетателя, а также учет уровня режима по технологическому заданию.
5. Тепловая схема комбинированного энергопривода новой компоновки - электро-газотурбинного агрегата (ЭГТА), применение которого позволит кардинально снизить затраты топливного газа в условиях КС МГ.
Практическая ценность работы
Результаты работы были использованы в методических материалах по определению выходных показателей ГТУ парка ГПА ОАО «Газпром», в том числе, в Регламенте диагностического обслуживания газоперекачивающих агрегатов (Утв. Упртрансгаз ОАО «Газпром» 02.04.2001 г.).
Разработанные на едином математическом принципе методики определения выходных показателей по 27 наиболее распространенным типам ГТУ, в том числе ГТК-10-4 и ее модификациям, а также ГТ-750-6, ГТК-10И, ГПА-Ц-6,3, ГПА-Ц-16 эксплуатируются в ООО «Газпром трансгаз Волгоград», «Газпром трансгаз Самара», «Газпром добыча Уренгой», АО «Интергаз Центральная Азия» (Казахстан). Методики по части типов ГТУ вошли в СТО ГАЗПРОМ 2-2.3-250-2008.
Методы поузлового параметрического диагностирования ГТУ (на примере ГТК-10-4М), по результатам апробирования в ООО «Газпром трансгаз Волгоград», могут использоваться в системе базового и предремонтного диагностического обслуживания ГПА.
Многоуровневый диалоговый программный комплекс (МДПК) «Каскад» использовался при расчетах и оптимизации режимов ГТС ООО «Газпром трансгаз Югорск». Как совместная разработка с Институтом общей
энергетики HAH Украины МДПК «Каскад» передан в Информационно-вычислительный центр ДК «Укртрансгаз» НАК «Нафтогаз Украины».
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались и обсуждались на отраслевых семинарах и конференциях, посвященных проблемам диагностирования, а также развития компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и диспетчерского управления в отрасли, в том числе:
• на XVI Международном тематическом семинаре «Диагностика оборудования компрессорных станций» (Одесса, 1996 г.);
• на Третьей Международной конференции «Энергодиагностика и Condition Monitoring» (Нижний Новгород, 2000 г.);
• на XX, XXI, XXII, XXIII, XXIV, XXV, XXX тематических семинарах «Диагностика оборудования и трубопроводов КС», (Светлогорск, 2001-2004 гг., Геленджик, 2005 г., п. Небуг 2006 г., п. Ольгинка 2011 г.);
• на 1-й Международной научно-технической конференции «Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли» - DISCOM-2002 (Москва, 2002 г.);
• на VII, XII и XIX Международных деловых встречах «Диагностика-97» (Ялта, 1997 г.); «Диагностика-2002» (Турция, 2002 г.), «Диагностика-2011» (Геленджик, 2011 г.);
• на XII Всероссийской межвузовской научно-технической конференции «Газотурбинные и комбинированные установки и двигатели» (Москва, МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2004 г.);
• на III и IV Международных научно-технических конференциях «Компьютерные технологии поддержки принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортными и газодобывающими системами» - DISCOM-2007, DISCOM-2009 (Москва, 2007, 2009 гг.).
Отдельные результаты работы отмечены премией конкурса «Диагности-
ка объектов газотранспортной системы» в 2011 г.
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 40 научных работ, в том числе 1 монография, 14 статей в рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК, 2 изобретения.
Структура и объем и работы
Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, выводов, списка литературы из 194 наименований, приложений; изложена на 378 страницах машинописного текста, содержит 37 рисунков и 48 таблиц.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и основные задачи исследования, показаны научная новизна работы и её практическая ценность.
В первой главе определены направления и задачи, теоретическая проработка и реализация которых в ближайшие годы может обеспечить действенное сбережение природного газа и электроэнергии в наиболее фондоемком звене отрасли - трубопроводном транспорте газа.
Показано, что максимальный эффект энергосбережения от диагностирования оборудования МГ достигается, если оно распространяется на весь жизненный цикл, включая предпроектное прогнозирование показателей, диагностирование при создании оборудования, в процессе его эксплуатации, при ремонте, модернизации и реконструкции, при выводе из эксплуатации. Применительно к ГПА, решаемые задачи и цели диагностирования, а также методы их решения на различных этапах жизненного цикла изображены на рисунке 1.
Рисунок 1 - Задачи и цели диагностирования ГПА, методы их решения на этапах жизненного цикла
Определены роль и место методов параметрической диагностики относительно других методов, применяемых при диагностировании ГПА: вибродиагностики, трибодиагностики, визуально-оптических и др.
В работе рассматривается использование методов параметрической диагностики, как наиболее эффективных при решении задач энергосбережения. Этими методами обеспечиваются также необходимые для диспетчерского управления КС оперативные оценки выходных показателей ГПА - мощность, КПД, коэффициенты технического состояния ГТУ и ЦБН.
Структурная схема методического обеспечения энергосбережения при эксплуатации ГПА по рассматриваемым в диссертации задачам приведена на рисунке 2.
Во второй главе излагаются методология и достигаемые результаты в обеспечении энергосбережения за счет использования методов параметрической диагностики на этапе проектирования ГТУ.
На этапе проектирования рассматривается прогнозирование основных показателей ГТУ: эффективный КПД (/?,), удельная единичная мощность
, массо-габаритные показатели, относительная удельная стоимость и
Прогнозирование осуществляется с использованием корреляционно-статистического анализа параметров цикла ^(степень сжатия осевого компрессора (ОК), Т1 (температура начала цикла, перед турбиной) на основе зависимостей, по данным параметров выполненных ранее конструкций отечественных и зарубежных ГТУ. Представляемые в обобщенном виде зави-
симости отражают взаимосвязи входных (лк, и выходных (г/,, * )
°ВТ 1
V у
показателей, соответствующих среднемировому уровню. Получаемые на их основе значения выходных показателей рассматриваются как нормализованные (эталонные):
др.
N.
Рисунок 2 - Структурная схема методического обеспечения энергосбережения при эксплуатации ГПА на КС
где >7, опт и [ 1 опт - оптимальные значения, соответственно як, Т\ параметрам.
Проведенная с использованием нормализованных зависимостей оценка выходных показателей выпущенных и находящихся в эксплуатации отечественных ГТУ обнаружила заниженный, относительно оптимального (мирового), уровень обеспечиваемого эффективного КПД и удельной единичной мощности для ряда установок при заложенных конструктивных значениях Лк и Ть По п. ■ ГТК-10-4 (29 %) - на 0,4 %; ГТ-750-6 (27 %) - на 0,9 %; ГПУ-10 (26,5 %) - на 1 %; ГПА-Ц-6,3 (23,2 %) - на 2 %; ГТН-16 (29 %) -
на 0,8 %; ГТН-25 НЗЛ (28 %) - на 1,7 %. По (ГТ-750-6 - на 5,9 %;
К0ВТ1)
ГПУ-10 - на 7,4 %; ГПА-Ц-6,3 - на 3,4 %; ГТН-25 НЗЛ - на 1,1 %.
Заниженные относительно оптимального уровня значения г), для ГТУ указанных типов объясняются взаимной несогласованностью между як и 7*1, допущенной на этапе расчетно-конструкторской проработки проектов этих газотурбинных установок в отсутствие данного анализа.
Примером достаточно удачного выбора начальных параметров цикла, обеспечивающего получение соответствовавших мировому уровню (на период начала выпуска) значений основных выходных показателей - удельной единичной мощности и эффективного КПД, является конвертированная из авиадвигателя газотурбинная установка ГТУ-16П "Урал" (ПС-90 ГП-2).
С начала 1990-х гг. улучшение эффективности газотурбинного привода производится за счет разработки ГПА, конвертированных из авиационных и судовых газотурбинных двигателей, с повышенными начальными параметрами в простом цикле (ПЦ).
Обеспечение приемлемого на сегодняшний день уровня эффективного КПД (ЗО+Зб %) конвертированных ГТУ-ПЦ достигается при начальных параметрах: /г('0 = 1050-г-1200 °С и более, лк = 10ч-23. При этом, по материалам отечественных и зарубежных источников, наблюдается исчерпание возможностей повышения КПД ГТУ-ПЦ выше 36-5-40 %.
Повышение экономичности может быть получено также путем перевода рабочего процесса газотурбинного привода простого цикла на более сложный цикл. Примером является перевод агрегатов ГТК-10И и ГТК-25И на регенеративный цикл работы (агрегаты соответственно ГТК-10ИР и ГТК-25ИР), что обеспечивает увеличение эффективного КПД ГТУ и, соответственно, энергосбережение на 5 + 6 % при незначительном (менее 10 %) снижении мощности в эксплуатационных условиях.
С учетом достигнутого за 30 - 40 лет прироста КПД на 5+ 7 % (абс.) современных ГТУ-ПЦ относительно первых проектов, средний эксплуатационный КПД газотурбинного парка ОАО «Газпром» до 2015 г. прогнозируется на уровне не выше 32 %, а реальное снижение удельного расхода топливного газа и, соответственно, газосбережение может составить не более 5 %.
В качестве одного из альтернативных решений, которое может обеспечить кардинальное сокращение затрат топливного газа при эксплуатации ГПА на газопроводах, в диссертации предлагается применение комбинированного в масштабе компрессорного цеха электро-газотурбинного агрегата. Принципиальная схема ЭГТА (безрегенеративный вариант) приведена на рисунке 3.
Выходные показатели предложенного ЭГТА определяются, кроме параметров цикла на силовых турбинах (СТ), заданной мощностью электродвигателя, а также характером и показателями процесса выработки электроэнергии - на тепловых (ТЭС), гидравлических (ГЭС) и атомных (АЭС) электростанциях. 14
Рисунок 3 - Схема электро-газотурбинного агрегата (ЭГТА) КЦ: А - блок генератора воздуха; Б - блок (цех) силовых турбин; 1 - воздушный компрессор; 2 - электродвигатель воздушного компрессора; 3 - запорно — регулирующий вентиль; 4 - камера сгорания силовой турбины; 5 - силовая турбина; 6 - трубопровод сжатого воздуха
Расчетные зависимости показателей ЭГТА КЦ (без регенерации тепла) при использовании для привода воздушного компрессора нерегулируемого по частоте электродвигателя мощностью 25 МВт приведены на рисунке 4.
Особенность компоновки ЭГТА (вынесенная силовая газотурбинная часть) обеспечивает широкие возможности в части его реконструкции из безрегенеративного агрегата в регенеративный. При этом оптимальная по КПД степень сжатия в осевом компрессоре лк (при 1Г= 1100 °С) составляет 6-НО; эффективный (энергетический) КПД ч,3 = 0,390-^0,391. ЭГТА отличают высокие, в сравнении с ГТУ обычной схемы, значения выходных показателей. Так, при начальной температуре цикла 1Г =1100 °С, мощности электродвигателя 25 МВт расчетные выходные показатели ЭГТА (в скобках - в варианте с регенерацией тепла) составляют:
2,4 2.2
1.8 1,6 1,4 1.2 1
кг/с
X \ \ 1200 'С
Ч N ^ ч ч » . 1000 'С
ч 900'С 1200-С— 800 "С
><
1000 Ч
800'С
850 800 750 700 650 600 550 500 450 400 350
10 15 20
д
Рисунок 4 - Расчётные зависимости показателей ЭГТА (Л'эл = 25 МВт) 16
- степень сжатия в ОК — як — 10 (6);
- температура на входе в СТ-/г , °С - 1100 (1100);
- коэффициент полезной работы (КР = Ые ст /Л'к) - 1,96 (2,2);
- суммарная полезная мощность Ие ст, МВт - 48,95 (55,2);
- эффективный (энергетический) КПД системы ЭГТА-ТЭС ц, э - 0,346 (0,39) (при Суд 1Л = 326,8 г у.т./кВт-ч. Если энергоснабжение ЭГТА осуществляется от ГЭС или АЭС, значение энергетического КПД системы ЭГ-ТА-ЭС при указанных параметрах газотурбинного цикла составит: без регенерации - т/, э =0,50, с регенерацией (^ = 0,7) - т},э= 0,56);
- коэффициент использования тепла (КИТ) - 0,67 (0,75);
- удельная мощность силовых турбин ИеЮк, кВт/(кг/с) - 625,4 (506,7);
- удельный расход топливного газа Суд, нм3/кВт-ч - 0,155 (0,13 8) (для сравнения, для установки ГТУ-16П «Урал» Суд = 0,289 нм3/кВт-ч);
- удельные тепловые выбросы, уходящие в окружающую среду, (2ух, МДж/кВт-ч -3,59(2,80).
Основной отличительной особенностью ЭГТА в сравнении с ГТУ применяемых в ГГПА схем являются сниженные = до 2-5-2,5 раз удельные затраты топливного газа в условиях КС.
Для сравнения эффективности эксплуатации энергопривода с тепловым двигателем по длине газопровода, в зависимости от числа последовательно расположенных КС, предложен коэффициент полезного использования (или сохранения) газа (КПИ), представляющий собой отношение количества фактически транспортируемого газа по данному участку газопровода (за вычетом топливного) к его количеству в начале участка:
КПИ = ~<?,ГАГ . 100 %, (2)
Он'«
где бгяо — расход транспортируемого газа в начале участка ГТС;
£}тгкс~ расход топливного газа на всех КС по длине участка ГТС.
Сравнение по КПИ для участка газопровода, оснащаемого газотурбинным приводом обычной схемы с газотурбинной установкой типа ГТУ-16П «Урал» мощностью 16 МВт и ЭГТА, приводится в таблице 1.
Таблица 1- Значения КПИ газа (%) с приводом от ГТУ-16П «Урал» и ЭГТА в зависимости от числа КС
Вариант сравнения
1 2 3
Число КС ГТУ-16П «Урал» - 3 ГПА (№1 =48000 кВт) ЭГТА і (№>1 =48950 кВт) ЭГТАст (ЛГеї =48950 кВт)
1 99,63 99,62 99,80
5 98,17 98,10 99,02
10 96,34 96,20 98,04
15 94,51 94,30 97,05
20 92,68 92,40 96,07
25 90,86 90,49 95,09
Здесь: ЭГТАх — затраты топливного газа, кроме СТ, дополнительно на ТЭС, работающих на природном газе; ЭГТАст - затраты топливного газа только на силовых турбинах (энергоснабжение от ГЭС, АЭС и других нетепловых ЭС).
Удельные затраты на ТЭР в денежном выражении: -для ГТУ:
Цг<2,
уд ГТУ
-для ЭГТА:
ТГ = ЦгУш П1
Чулгту--'
ЦуД.ЭГГА = Ц^-Т +Цэл-Нэ., ) (4).
Здесь:
Цг, Цзл - цена топливного газа ($/1000 м3) и электроэнергии (5/1000 кВт.ч);
бтг. бтгст - расход топливного газа на ГТУ и на СТ ЭГТА, (нм3/ч);
Ые, Л^ст - мощность ГТУ и силовых турбин ЭГТА, (кВт);
Л'эл- мощность электродвигателя воздушного компрессора ЭГТА, (кВт).
Сопоставление прогнозируемых удельных затрат на ТЭР для парка с ГГПА, ЭГПА и ЭГТА при использовании соотношения между прогнозируемыми ценами на природный газ и электроэнергию до 2020 г. приведено на рисунке 5. Получено: затраты на ТЭР по ЭГТА ниже соответствующих затрат по ЭГПА при любом соотношении цен на газ и электроэнергию; при прогнозируемой динамике цен, начиная с соотношения 2,7 (приблизительно с 2014 г.), удельные затраты на ТЭР по безрегенеративному ЭГТА будут ниже затрат по существующему газотурбинному парку; регенеративный ЭГТА уже при соотношении цен 2,3 (с 2010 г.) был бы экономичнее обычного газотурбинного привода.
0,0495 0.04В
ГОД
Ц^'тШхВт ч
-*~ЗГПЛ
.....* ЭГТА рег
ЗПАб/ра
0.М5
гмо
2,3
5 0,0«
0,0427
Рисунок 5 - Сравнение прогнозируемых удельных затрат на ТЭР для ГТ-привода, ЭГПА и ЭГТА
Третья глава посвящена реализации оперативного параметрического диагностирования ГТУ по парку ГГПА ОАО «Газпром». Приведена сравнительная характеристика реализованных на разных принципах методик определения выходных показателей ГТУ (по параметрам компримируемого в ЦБН газа, по мощностному параметру ГТУ, по расходу теплоты и др.; с использованием прямого метода определения мощности ГПА по измерителю крутящего момента).
Предложен метод определения выходных показателей ГТУ на основе использования зависимостей из решения систем линеаризованных уравнений протекающих рабочих процессов - "линейный" ("экспресс-метод"), математическим аппаратом линеаризации уравнений и их решения для которого служит метод малых отклонений. Состав систем линеаризованных уравнений определяется схемой ГТУ, а также степенью детализации описываемых процессов.
В основе разработанных методик определения выходных показателей ГТУ лежит совместное оперирование базовым и управляющим параметрами. Базовым, применительно к рассматриваемому методу, является параметр, идентифицирующий развиваемую газотурбинной установкой мощность, независимо от технического состояния ее проточной части; управляющим является параметр, определяющий степень загруженности (по мощности) газотурбинной установки.
С учетом использования линейного метода предложено распределение эксплуатируемых и вводимых газотурбинных установок по группам, в зависимости от особенностей регулирования, а также реализации вычислительного процесса — таблица 2.
Для расчета выходных показателей и внутренних (по сечениям двигателя) параметров непосредственно на ГТУ требуется измерение всего двух параметров — базового и управляющего.
Таблица 2 - Распределение парка ГТУ по группам
Группа Тип ГТУ Закон регулирования Базовый параметр Управляющий параметр
I ГТ-700-5 (ГТК-5) ГТ-750-6, ГТ-6-750 ГТН-6, ГТК-10-4 ГТК-ЮМ, ГТН-16 7*1ТВд = var или ТіТНД= var р4к ТВ д или Тгшд
II ГПА-Ц-16 ГТН-25 ГПУ-10 ицд= var пи д= var «пд= var «вд «вд "нд "нд Инд Ивд
III ГТК-10И ГТК-ЮИР ГТК-25И ГТК-25ИР Ивд= const, Тгтнд =var Рак Тэтнд
IV ГПА-Ц-6,3 ГПА-Ц-8 ГПА-Ц-І6С ГТУ-12П ГТУ-16П ГПА-25(ДН-80) пв д= var Рак "вд
Здесь: 7*ітвд, Ттгнд - температуры продуктов сгорания соответственно перед турбиной (высокого давления) и за турбиной (низкого давления); р4К - давление воздуха (полное) на выходе из ОК; Инд, «вд- частота вращения ротора (компрессора) низкого и высокого давления.
Зависимости для основных показателей (на примере ГТУ 1-ой группы): • фактическая мощность:
(бЫеЛ. ( 5Ые)^„
[,+ 1^7 пф+ Г + 1фГ Г +№ Г1'(5)
(теЛ (¿мЛ (те')
где I )' Г¿г"]' I > I ~дО"\ ~~ к0ЭФФиЧиенты взаимного влияния на мощность ГТУ: давления воздуха на выходе из ОК, температуры воздуха на входе в ОК, атмосферного давления, низшей теплоты сгорания топлива - для закона регулирования р4к = \аг\ , ЭД, Ф„, #21 — относительные изменения давления воздуха на выходе из ОК, температуры воздуха на входе в ОК, атмосферного давления, низшей теплоты сгорания топлива на фактическом режиме работы установки; Ие0- мощность ГТУ для режима "нулевой" точки (в качестве "нулевого" чаще всего используется номинальный режим).
• эталонная мощность (мощность, которую развивала бы ГТУ при номинальном техническом состоянии проточной части):
-[. ♦ ШУ-+(£Ь <®
где ёр(ч,эг— относительное изменение расчетного, для эталонной мощности, давления воздуха на выходе из ОК:
В соотношении (7) (в скобках) - коэффициенты взаимного влияния ГТУ для закона регулирования Г1ТВД= \аг,
• коэффициент технического состояния ГТУ по мощности:
(В)
• расход топливного газа ГТУ на фактическом режиме:
В соотношении (9), коэффициенты взаимного влияния - для закона регулирования Ие = гаг; бтго — расход топливного газа для режима "нулевой" точки, при низшей теплоте сгорания (?"о, [нм3/ч]. Зависимость (9) справедлива для любого типа ГТУ при оценке расхода топливного газа на фактическом режиме без использования расходомерных устройств. При этом и Кн могут определяться любым способом.
• располагаемая мощность:
- ПжУ-^УШ^ (§)*]•*■*•• <'»>■
(Здесь, в соотношении (10), коэффициенты взаимного влияния - для закона регулирования Т\тшл = = чаг).
Отклонение рассчитанных по экспресс-методу значений мощности от значений по бесконтактному измерителю крутящего момента (БИКМ) типа М-106М составляло при испытаниях ГПА типа ГТК-10-4 (- 0,1 +1,85 %).
Четвертая глава посвящена разработке метода параметрического контроля в процессе эксплуатации ГПА технического состояния проточной части ЦБН и расчета его фактических характеристик при использовании параметров альбомных характеристик, преобразованных к критериальному виду.
Преобразование параметров характеристик в относительные критериальные параметры выражается зависимостями:
Ґ ( - \
0_ Е -> "я
п 5 пг
\ Ч /
(И).
Получение массивов относительных критериальных параметров производится путем операции:
Є
п
V /
я
М ' «і;
и
' Прасч.(і) /
йЧ
60 )
\
т
Рш"
(т_
ІРін
) л
Чтп
"„». V 60 )
Что
'ПП»а»
№
(12).
Здесь под индексом "0" обозначены значения газодинамических параметров в приведенном виде для номинальной точки аргумента: ()пр ит1. Переход к относительным критериальным параметрам обеспечивает возможность описания характеристик в виде одномерных массивов относительных параметров и использования их для любой гаммы сочетаний технического состояния (в зависимости от вида неисправностей) основных узлов ЦБН.
Для интегрального описания технического состояния нагнетателя, опре-
("Л
деляющего протекание газодинамических характеристик е„, т}„, I(пр,
используются коэффициенты: по политропному напору — и по поли-тропному КПД -Кг] „, вычисляемые относительно эталонных значений:
Ки„ = эг ; КЧа = ЧПФМпэг, (13).
Данные коэффициенты описывают состояние лопаточного аппарата ЦБН (рабочего колеса и лопаточного диффузора) под влиянием эрозии - Ки„ и уплотнения по покрывающему диску рабочего колеса и газового тракта ЦБН в целом — Кг/ п.
Расчет скорректированных газодинамических характеристик с использованием коэффициентов технического состояния ЦБН производится по зависимостям:
- по политропному КПД
Опреем = т;Я(0 . цпо . Кг) п Ср, (14)
где Кт] п сР - осредненный по результатам диагностирования на нескольких фактических режимах работы ЦБН коэффициент Кт) „.
- по степени повышения давления
£
н(С?пр, П )скор '
1К "г"1!
" пфи» „ 1(0
-ь—+1
(15)
где Нпфил - политропный напор при параметрах фактического режима ком-
(НЛ
примирования. Определяется из массива ~~г с учетом коэффициента КИп.
V п } зт
Расчет скорректированной характеристики £„ производится в два приближения. В первом приближении - (^и) в зависимости (15) используется ТПр, во втором приближении -(£■%)-значения Т и температурный ко-
т ~ 1
эффициент политропы I ——I используются как средние для процесса сжатия. Расчет производится с использованием итерационной процедуры.
— по приведенной относительной внутренней мощности — рассчитывается с использованием уже полученных Т/п т И £н(0пр.пу
(ан~) = 60 ° ' хар 0> / ',Пг"с"1,) • [ КВ>Пкг " (16)
где Нпф хар о) — фактический политропный напор для /-ой точки характеристики.
Графическое сопоставление паспортных и фактических характеристик по степени сжатия нагнетателя НЦ-16/76-1,44, рассчитанных при коэффициентах К/г„ = 0,960 и К г] „ = 0,926, приведено на рисунке 6.
280 300 320 340 360 3>0 400 420 440 460 4«0 500 520 Расход приведенный, мЗ/мин.
|-Се мейство паспортньи характеристик Семейство фактических ха рактеристик |
Рисунок 6 — Сопоставление паспортных и фактических характеристик ЕН ~Л0пр, П пр) ЦБННЦ-16/76-1,44
В диссертации анализируется совместное влияние коэффициентов КНп и Кт] п на протекание ранее считавшейся стабильной характеристики
ПР
шения коэффициентов Кна и К і; „ фактическая характеристика
= ф (()Пр) может протекать выше, ниже или совпадать с паспортной.
Пятая глава посвящена разработке и сравнительному анализу методов поузлового параметрического диагностирования проточной части ГТУ стационарного типа, ремонт которых производится в условиях КС.
В диссертации: 1) разработан метод "последовательного газодинамического расчета" (ПГДР); 2) проанализирован метод матричного диагностирования (с помощью линейных диагностических матриц).
Применительно к ГТУ типа ГТК-10-4М (с трубчатым регенератором типа РВП-3600-03, РГУ-1800-01 или РГУ-1800-02) при поузловом диагностировании определяются абсолютные (или относительные изменения) значения КПД ОК, КПД турбины высокого (ТВД) и низкого (ТНД) давления, площади сечений сопловых аппаратов, степени регенерации тепла регенераторов, то есть, показателей, в наибольшей степени влияющих на мощность и эффективность агрегата. Вычислительный алгоритм получения выходных показателей по методу ПГДР включает методы: теплового балансного расчета, малых отклонений, расчета газовых течений с помощью газодинамических функций. Основные расчетные зависимости по методу ПГДР: - расход воздуха через компрессор:
Окр=[1 +
(17)
- расход продуктов сгорания через турбину:
11+Ш *+++Ш (18)
дСг
9ЭГ
- степень расширения в ТВД:
—I» +* йт К о»
- степень расширения в ТНД:
-="+Ш+И +ИЧжЬ - ■
(Коэффициенты взаимного влияния в (17)^(20) - для закона регулирования />4К = тг). С использованием полученных зависимостей определяются:
- КПД ТВД адиабатный:
~ а й . (21)
- КПД ТНД адиабатный:
Ч'НДа,) - Г, Н > (22)
- площадь проходного сечения соплового аппарата (СА) ТВД (ТНД):
- - с использованием газодинамической функции (ГДФ):
^СА<гд»,= , [см2], (23)
- - по зависимости для адиабатного истечения:
ГСА (ал)= . , , [СМ2], (24)
•шг
р 1
где Ог - расход продуктов сгорания через турбину; Т] - температура перед турбиной (ТВД); р\ - давление перед турбиной; ч(лсл) —газодинамическая функция; <р - скоростной коэффициент соплового аппарата; т - комплекс, зависящий от показателя адиабаты и газовой постоянной.
Пример расчета показателей ГТУ типа ГТК-10-4М представлен в таблице 3 (режимы 2, 3 - после очистки ОК косточковой крошкой).
Таблица 3 - Показатели 1 "1У ГТК-10-4М по газодинамическому расчету
№ Наименование параметра Разм. Режим
п/п 1 2 3
1 Атмосферное давление кПа 101,6 101,6 101,6
2 Температура воздуха на входе в ОК °С -7,3 -6,4 -6,4
3 Давление воздуха на входе в ОК (абс.) кПа 101,1 100,7 100,7
4 Степень сжатия в ОК - 3,948 4,013 3,896
5 Частота вращения вала ВД мин"1 4705 4670 4605
6 Степень расширения в ТВД (расч.) - 2,058 2,066 2,050
7 Степень расширения в ТНД (расч.) - 1,704 1,721 1,686
8 Температура воздуха на выходе из ОК °С 140,8 140,0 136,0
(действительная)
9 Температура воздуха на выходе из ОК (адиабатная) °С 119,2 122,4 119,1
10 Адиабатный КПД ОК - 0,8542 0,8798 0,8815
11 Температура воздуха на выходе из регенера-
тора °С 357,2 355,6 349,4
12 Степень регенерации тепла в регенераторе - 0,6931 0,7092 0,7078
13 Расход воздуха через ОК (расч.) кг/с 81,15 81,90 80,18
14 Мощность ОК (расч.) кВт 12207,0 12176,8 11591,6
15 Температура на выходе из турбины (ТНД) °С 453,0 444,0 437,5
16 Температура перед ТВД (расч.) °С 680,4 671,2 656,7
17 Эффективная мощность ГТУ (расч.) кВт 7764,4 8050,8 7494,7
18 Коэффициент тех. состояния ГТУ - 0,862 0,936 0,927
19 Расход топливного газа (расч.) нм3/ч 3175,0 3067,6 2930,4
20 Эффективный КПД ГТУ - 0,256 0,275 0,268
21 Адиабатный КПД ТВД - 0,8543 0,8491 0,8470
22 Абс. скорость потока в СА ТВД м/с 579,0 577,4 570,1
23 Критическая скорость потока в СА ТВД м/с 560,9 558,3 554,1
24 Приведенная скорость в СА ТВД - 1,0323 1,0343 1,0289
25 Газодинамическая функция д(Л) для С А ТВД - 0,9988 0,9986 0,9990
26 Площадь СА ТВД (через ГДФ) ^атвд см2 1615,2 1598,9 1597,9
27 то же, по формуле адиабатного истечения см2 1589,1 1572,7 1572,4
28 Адиабатный КПД ТНД - 0,8339 0,8513 0,8512
29 Абс. скорость потока в СА ТНД м/с 433,9 435,3 424,5
30 Критическая скорость потока в СА ТНД м/с 519,6 516,8 513,3
31 Приведенная скорость в СА ТНД - 0,8351 0,8423 0,8270
32 Газодинамическая функция Я ) для СА ТНД - 0,9678 3424,8 0,9706 3390,7 0,9646 3388,2
33- Площадь СА ТНД (через ГДФ) /^слтнд см2
34 то же, по формуле адиабатного истечения см2 3016,4 2994,7 2974,0
Сравнение значений /-ел твд и ^а тнд, рассчитанных с использованием газодинамических функций (23) и по зависимости для адиабатного истечения (24), показало занижение значений площадей сечений сопловых аппаратов по зависимости для адиабатного истечения относительно их размерности по
заводским данным: по ТВД-на 1,7+1,8 %, по ТНД- на 11,7+13 %. Это позволяет рекомендовать в качестве основной расчетной зависимости применительно к реальному процессу выражение с использованием газодинамической функции д(л)- (23).
Площади сечений сопловых аппаратов ТВД и ТНД могут являться диагностическими признаками, подтверждающими оценки состояния турбин ГТУ при условии непрерывного наблюдения в процессе эксплуатации. При этом по соотношению динамики изменения Р*гатвд и ^атнд в сочетании с измеряемым термодинамическим параметром Ггтнд и определяемыми показателями (Ме, Кн) может быть ПО отдельности оценено через Т]твя И 7ГИД изменение технического состояния ТВД и ТНД.
Проанализирован метод поузлового параметрического диагностирования с использованием линейных диагностических матриц (ДМ) применительно к использованию для ГТУ стационарного типа. Для получения реально работоспособных ДМ при формировании решаемой системы уравнений необходимо поочередно исключать измеряемые параметры (ИП) и диагностические параметры (признаки - ДП), образующие избыточность относительно всей системы, например, Зг]тнд и ¿Р„ти;1 • В результате, формируемые диагностические системы не содержат (в форме допущения) соответственно ¿Чтщ и ¿Г-ш : "В" ~ 51тш = 0; "С" - = о.
Сравнение при заданных неисправностях по узлам ГТУ относительных отклонений ёЫе И для системы с допущением = 0 ("С') и "полной"
(без допущений) системы выявило следующую связь: те- = т - &тТНД,
¿¡1,' = ¿1, - (25)
где ЗЫг, ё\!е и 8ц,, <5/7, соответственно фактические и фиктивные ("виртуальные") отклонения мощности и эффективного КПД.
Получаемая диагностическая (матричная) модель может выдавать адекватные диагнозы по узлам лишь при использовании фиктивного отклонения мощности 5Ые , либо допущении дРса1т = 0. При использовании же фактического (по внешнему замеру) значения мощности, получаемые диагнозы по всем параметрам будут несколько отличаться от действительных значений. При этом количественная связь между получаемыми расчётными и действительными значениями диагнозов априорно не очевидна. В итоге, при использовании полученных (при условии <5Р„гда= 0) диагностических
матриц предварительно должна быть локализована величина йРга„,л : определена каким-либо другим способом или приравнена нулю. Это обосновывается единичным влиянием 8Рагт лишь на мощность и эффективный КПД ГТУ.
При сравнении двух методов поузлового параметрического диагностирования проточной части ГТУ стационарного типа предпочтение для дальнейшего применения и развития отдается методу последовательного газодинамического расчета, как более наглядному, информативному, обеспечивающему возможность непрерывного контроля измерительных каналов.
В шестой главе проанализированы вопросы обеспечения энергосбережения за счет оптимизации режимов работы ГПА КС. Оптимизация технологических режимов с учетом реального технического состояния ГПА, определяемого с использованием методов параметрической диагностики, является основным малозатратным мероприятием по обеспечению энергосбережения на эксплуатируемых газопроводах. Для решения задачи оптимизации в диссертации обозначен и реализован комплекс задач, которые обеспечивают: распределение потока газа из многониточной трубопроводной системы по цехам КС; учет фактического расхода газа, проходящего через нагнетатели КЦ и КС; расчеты режимов компримирования по КЦ с ГГПА и ЭГПА, с выбором оптимального варианта загрузки ГГПА. Интегрально, в форме отдель-30
ного продукта реализован многоуровневый диалоговый программный комплекс (МДПК) «Каскад», решающий задачи оперативного параметрического диагностирования ГПА, определения характеристик линейных участков, режимов компримирования с оптимизацией загрузки до уровня агрегата.
Реализация предварительного распределения потока газа, выбора для работы цехов и агрегатов априорно, еще до непосредственного компримирования, обеспечивает оптимальный выбор имеющихся на КС ГПА и, тем самым, на системном уровне минимальные затраты энергоресурсов. Задача распределения заключается в оптимальном наборе из имеющихся на КС агрегатов располагаемой мощности, необходимой для данного технологического задания ("плановой") Ые распкс - Ле план> путем предварительного выбора номеров загружаемых ГПА в списке упорядоченных КЦ. Распределение расхода газа по цехам производится с учетом приоритетности типа ГПА, технического состояния ГТУ {К*,), наличия котлов-утилизаторов и сезона года.
Оперирование величиной фактического расхода газа, как на уровне всей КС, так и отдельно по компрессорным цехам, повышает адекватность расчетов режимов загрузки ГПА и потребления ТЭР. Сравнение рассчитанного на основе мощностей ГПА расхода газа через КС, фактически перекачиваемого нагнетателями и по диспетчерским данным, обнаружило его расхождение от 1 до 8 % (чаще всего в сторону увеличения). Эта разница может обусловливаться как инструментальными и методическими погрешностями, так и наличием внутристанционных перетоков через запорную и регулирующую арматуру, а также внутри самого ЦБН через уплотнение покрывающего диска рабочего колеса. Соотношение между фактическим расходом газа и расходом по диспетчерским данным предложено описывать через "коэффициент рециркуляции" или "связи":
Ксв. = , (26).
Укдисп.
При расчетах режимов компримирования коммерческий расход в задании следует задавать с учетом Ксв, получаемого по результатам предварительного диагностического расчета по рабочим ГПА КЦ или КС.
Расчеты режимов компримирования выполняются по алгоритмам, использующим в основе элементы метода имитационного моделирования. Оптимальный вариант загрузки по критерию "минимум затрат топливного газа агрегатами КЦ" получается в результате экстремального выбора из реализованных вариантов последовательного перебора (рис.7).
Варианты реализации
Рисунок 7 — Графическая зависимость затрат топливного газа КЦ с агрегатами ГПА-Ц-16 (рабочие - №№ 2, 4, 5) по 87 вариантам реализации
(е«=80,0 млн. нм'/сут; р,„ = 5,05 МПа; /?2„ = 7,06 МПа; (,„ = 15 "С; I, = 20 "С; р, =100 кПа; Кт= 0,905; Кн,а= 0,945; Кп „2= 0,936; Км = 0,930; К,ы= 0,925; Кц „<= 0,975; АГм= 0,928; КИпЬ= 0,945; Кц п5= 0,950)
Общий характер зависимости обусловливается алгоритмом расчета, а также принятыми при переборе значениями Д£>Помп., Д&нж, Д Ом» описывающими дискретные изменения объемного расхода через ЦБН соответственно при парировании помпажа, изменении режима, дефиците мощности.
Осредняющая Кц чаще всего представляет собой вогнутую относительно оси ЛГ кривую со слабо выраженным экстремумом.
При последовательно-параллельном соединении ЦБН оптимизация режима загрузки ГПА КЦ обеспечивается как за счет выбора расходов на входах групп (оптимизация по 0, так и за счет назначения соответствующей степени повышения давления в нагнетателе каждой ступени (оптимизация по £„). В реализующей алгоритм программе "Управление-2" производится выбор числа ступеней сжатия, а также предложено априорное назначение начальной степени сжатия £„; на ЦБН 1-х ступеней при ¿-переборе, что обеспечивает возможность быстрого выполнения расчетов режимов комприми-рования по КЦ с ЦБН группами от 1 до 3-х. Оптимизация по £„ обеспечивает дополнительную экономию топливного газа относительно 2-оптимального варианта.
Исследование влияния технического состояния ГГПА на выходные показатели компримирования для оптимального варианта загрузки агрегатов производилось с использованием моделей, отражающих работу КЦ с газотурбинным приводом при параллельном, в 1 ступень, соединении ЦБН ("Управление-1") и последовательно-параллельном, в 2 ступени, соединении ЦБН ("Управление-2"). Реализующие программы обеспечивают работу КЦ при условиях Р2н зад = СОПИ И р2„ зад =
На примере КЦ с агрегатами ГПА-Ц-16 (ЦБН типа НЦ-16/76-1,44) проведен анализ влияния технического состояния ГТУ и ЦБН на эффективность реализации оптимальных режимов ГТПА.
Проведено сравнение по топливным затратам 1-ступенчатого и 2-ступенчатого сжатия в КЦ (на примере газотурбинного привода ГТК-10-4 с ЦБН 235-21-1 и 370-18-1(зауж.)), для режимов с умеренным и относительно малым расходом компримируемого по КЦ газа для газопровода с р = 7,45 МПа. При этом для режимов до умеренного, по уровню коммерческого
расхода, технологического задания (2к = 65 млн. нм3/сут, р - 5,05/6,53 МПа) схема с 2-ступенчатым соединением ЦБН экономичнее схемы с 1-ступенча-тым: разница в расходе топливного газа по КЦ составляет порядка 1 %.
Преимущества 1-ступенчатой схемы перед 2-ступенчатой реализуются с понижением расхода по КЦ и повышением степени сжатия соответственно напорной характеристике ЦБН: ()к = 50+60 нм3/сут, £„= 1,42+1,48.
При изменении структуры КЦ (сокращение числа рабочих агрегатов) экономия топливного газа, согласно расчетам, по оптимальному варианту загрузки ГГПА для 1-ступенчатой схемы соединения ЦБН может составить более 15%.
Предложен алгоритм реализации оптимального варианта загрузки ГГПА в эксплуатационных условиях на уровне КЦ для дополнения действующих систем контроля и управления агрегатного уровня. Алгоритм включает последовательно выполняемые задачи: параметрическое диагностирование ГТУ и ЦБН на фактическом режиме эксплуатации; расчет на ЭВМ режима ком-примирования с выбором оптимального варианта загрузки по критерию минимума расхода топливного газа агрегатами КЦ; априорный расчет значений управляющего и базового параметров ГТУ на уровень загрузки по оптимальному варианту для установки на работающих в КЦ агрегатах; повторное параметрическое диагностирование ГТУ и ЦБН на установленном оптимальном режиме.
Проведен анализ влияния технического состояния ЦБН на энергозатраты при компримировании в КЦ с электроприводными ГПА для параллельного и последовательно-параллельного соединения нагнетателей (на примере ЭГПА СТД-12500-2 с ЦБН 235-21-3 и 370-18-2). Выбор ЭГПА для работы из состава КЦ производится по техническому состоянию ЦБН. Из двух коэффициентов, описывающих техническое состояние ЦБН (К,,п и Кц п), выбор рабочих агрегатов целесообразно осуществлять по коэффициенту по политроп-34
ному КПД (Krj „). Эффективность работы КС или КЦ с ЭГПА оценивается по суммарным затратам мощности на компримирование. В зависимости от задаваемого условия расчета реализуется режим компримирования: Qk зад = const, р2и = = var, либо р2„ зад = const, QK = var.
При реализации расчетов режимов компримирования КЦ с ЭГПА при последовательно-параллельном соединении ЦБН дополнительными осложняющими факторами выступают условия материального баланса между ступенями сжатия и идентичности значений давления газа на выходах групп. Особенностью расчета режима компримирования КЦ с ЭГПА для 2-ступенчатой схемы соединения ЦБН является изначальное выделение группы ЭГПА с минимальным значением КНп сР - Игр min с целью последующего расчета давления р2н для всего КЦ. Поскольку основной компоновочной схемой работы существующих КС с ЭГПА является работа в составе одного или нескольких (замыкающих) цехов с газотурбинными ГПА, наиболее характерным и практически реализуемым режимом работы КЦ с ЭГПА является р2н = COnSt.
При выборе ЭГПА для реализации режимов компримирования достаточно ориентироваться на коэффициент К?; п. При наличии диагностических данных о состоянии проточных частей ЦБН КЦ при формировании рабочих групп агрегаты с худшим состоянием по политропному КПД (Krj „) следует, по возможности, включать для работы во 2-й ступени. Это обеспечит более надежную реализацию детерминированного по выходному давлению режима КЦ с ЭГПА в составе КС со смешанными типами ГПА (ЭГПА + ГГПА).
На основе проведенного анализа результатов расчетов режимов КЦ с газотурбинным и электрическим приводом ЦБН рекомендован порядок реализации расчетов режимов многоцеховой КС со смешанными типами ГПА (ГГПА + ЭГПА), который может отличаться от порядка расположения цехов на КС.
Описаны особенности многоуровневого диалогового программного комплекса (МДПК) «Каскад», включающего в себя разработанные и изложенные решения методических задач, используемые при подготовке и выполнении расчетов режимов компримирования газа. МДПК «Каскад» предназначен для расчетного анализа и оптимизации стационарных фактических и прогнозных режимов на уровне объединений по коридорам газотранспортных систем.
Решаемые комплексом «Каскад» задачи делятся на две группы соответственно режимам работы:
- расчеты в среде фактического режима;
- расчеты в среде прогнозного режима.
Первая группа включает задачи: расчет фактической загрузки и показателей технического состояния ГТУ и ЦБН рабочих ГПА КС заданного участка ГТС; расчет действительного расхода газа через ГПА, КЦ и КС в целом; расчет фактических газодинамических характеристик ЦБН; определение фактических характеристик линейных участков (ЛУ) ГТС: гидравлической эффективности (£) и коэффициента теплопередачи (Кт) от газа к грунту; оптимизация режима работы ГТПА по цехам КС; расчет режимов течения газа по ЛУ; сравнение энергозатрат оптимального режима с энергозатратами на фактическом эксплуатационном режиме.
Вторая группа (расчет прогнозного режима) включает задачи: распределение единого (заданного) потока газа из многониточной трубопроводной системы (при совмещенной работе ниток) по цехам КС; оптимизация режима работы ГГПА по цехам компрессорных станций; расчет режимов течения газа по ЛУ. Выполнение прогнозных расчетов предусматривается для зимнего и летнего периодов эксплуатации.
Примеры расчетов оптимальных режимов компримирования до уровня КЦ и ГПА по КС «Ныдинская» ООО «Газпром трансгаз Югорск» для зимнего периода эксплуатации приведены в таблицах 4, 5.
Таблица 4 - Результаты расчета прогнозного режима (до уровня КЦ)
Прогнозный расчет — оптимизация режима
КС Ныдинская
№ цеха Расход, млн. нм3/сут Давление, кГс/см'1 (изб.) Температура, °С Схема работы ГПА в КЦ
КС через КЦ собств. на на на на
нужды входе выходе входе выходе
I 79,4 0,39 49,36 71,50 -1,99 30,17 3x1
2 70,9 0,35 49,36 71,50 -1,99 28,77 3x1
3 110,6 0,50 49,36 71,50 -1,99 27,83 4x1
4 73,1 0,35 49,36 71,50 -1,99 28,50 3x1
5 116,9 0,52 49,36 71,50 -1,99 27,72 4 х 1
Сумма 450,9 2,11 ср.28,47
Таблица 5 - Результаты расчета прогнозного режима (до уровня ГПА)
Прогнозный расчет — оптимизация режима
Цех 1 КС Ныдинская
№ Ступ. Расход, м7мин Част. вр. ЦБН КПД Мощн., кВт Твых. Расход КПД
ГПА сж. факт. привед. физ. прив. пол. факт. расп. ЦБН, °С ТГ. т.м3/сут эф.
1 2 1 1 299.5 337.6 301,9 332,1 4861 4980 1,0226 1,0476 0,760 0,781 12676 13871 15454 15172 30,3 29,6 128,7 138,2 0,253 0,258
3 4 рез. 1 285,6 289,7 4831 1,0162 0,748 12298 15603 30,7 125,6 0,252
Сумма 922,7 38845 46229 ср.30,2 392,5
Прогнозируемые уровни газо- энергосбережения по статьям проводимых мероприятий, условно относимые к одному объекту газотранспортной системы — компрессорной станции, приведены в таблице 6 (в скобках - принимаемые значения).
Таблица 6 - Прогнозируемые уровни газо- и электросбережения на КС при транспортировке природного газа
Реализуемое мероприятие Экономия топливного газа Условия реализации
Улучшение технического состояния ГТУ ок. 8 %(' (8) Параллельное и последовательно-параллельное соединение ЦБН в КЦ
Улучшение технического состояния ЦБН (Кг! п) ок. 4 %(* (4) Параллельное и последовательно-параллельное соединение ЦБН в КЦ
Оптимизация загрузки ГПА в КЦ без изменения структуры КЦ: - для параллельного соеди- нения ЦБН - для последовательно-параллельного соединения ЦБН с изменением структуры КЦ 1+2% (1) 1 % (1) 15% и более (10) Относительно фактического режима эксплуатации
Применение высокоэкономичных ГГПА 4 + 5% (на ближайшие 10 лет)
Применение ЭГТА 23 +26 % (23) 46 +52% (46) Электроснабжение от ТЭС на природном газе Электроснабжение от ГЭС и АЭС
Всего по принимаемым оценкам (в скобках) экономия газа 47+70 %
Улучшение технического состояния ЦБН (Кц п) в ЭГПА Экономия электроэнергии Параллельное и последовательно-параллельное соединение ЦБН в КЦ
Объем экономии топливного газа (ГГПА) и электроэнергии (ЭГПА) указан соответственно уровню улучшения коэффициента технического состояния ГТУ на 10 % и ЦБН на 5 %.
На основании выполненных оптимизационных расчетов режимов ком-примирования обобщенно, с учетом имеющего место уровня загрузки газопроводов и реального технического состояния парка ГГПА, следует принять величину экономии топливного газа за счет собственно оптимизации загрузки (без изменения структуры КЦ):
- для параллельного соединения ЦБН - 1 + 2 % от фактического уровня;
- для последовательно-параллельного соединения ЦБН — 1 %.
С учетом изменения структуры компрессорных цехов по числу ГГПА экономия топливного газа за счет оптимизации загрузки агрегатов может составить более 15%.
Обобщенно, за счет улучшения технического состояния проточных частей ГТУ и ЦБН экономия топливного газа может составить величину порядка 0,8 % на 1 % улучшения технического состояния каждого из этих блоков ГГПА.
В ЭГПА экономия электроэнергии может составить «1 + 1,1 % на 1 % улучшения технического состояния ЦБН по коэффициенту ТС по политроп-ному КПД.
С учетом поэтапного ввода новых агрегатов (существующей схемы) с относительно высокоэффективным газотурбинным приводом, в сочетании с находящимися в эксплуатации агрегатами более ранних выпусков и ГГПА с продленным сроком эксплуатации, следует оценивать улучшение эффективного КПД привода и, соответственно, снижение расхода топливного газа не более чем на 4+5 % в течение ближайших 10 лет.
Реализация высокоэффективных мероприятий газосбережения агрегатного профиля (применение ЭГТА) вместе с малорасходными мероприятиями эксплуатационного характера (поддержание нормативного технического состояния привода и газового компрессора, оптимальное распределение расходов между цехами КС и оптимизация загрузки ГГПА в КЦ) качественно, при широкомасштабном использовании, может обеспечить экономию до 47+70 % от нынешнего уровня затрат природного газа в форме топливной составляющей, в том числе по ЭГТА -23+46 %; по электроэнергии - на 5 % от нынешнего уровня затрат по ЭГПА.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
1. Основными мероприятиями, которые могут обеспечить действенное энергосбережение на газопроводах, являются основанные на результатах параметрического диагностирования ГПА оптимизация технологических режимов компримирования, обеспечение нормативного технического состояния основного оборудования за счет технического обслуживания и ремонтов, использование новых типов высокоэкономичных ГПА, в том числе, с энергоприводом, построенным по новой компоновке рабочих блоков (ЭГТА).
2. Предложен метод расчета выходных показателей ГТУ ("линейный", "экспресс-метод") на основе результатов решения систем линеаризованных уравнений протекающих рабочих процессов, математически унифицированный для любых по сложности схем и принципам регулирования газотурбинных установок. С учетом использования метода предложено распределение парка действующих и вновь вводимых ГТУ по 4-м группам, что обеспечивает возможность оперативных расчетов выходных показателей установок по 4-м типовым математическим алгоритмам. На основе метода разработан комплекс методик по 27 типам ГТУ парка ГГПА ОАО «Газпром». Выведена расчетная зависимость расхода топливного газа от штатно контролируемых показателей газотурбинной установки с учетом загрузки агрегата, технического состояния и окружающих условий, что позволяет при обследованиях ГГПА отказаться от использования расходомерных устройств.
3. Разработан метод поузлового параметрического диагностирования проточной части ГТУ стационарного типа — "последовательного газодинамического расчёта". Метод обеспечивает определение адиабатного КПД турбин ГТУ, площадей сечений сопловых аппаратов, а также позволяет более объективно оценить влияние очистки осевого компрессора на показатели энергоэффективности установки. Определены дополнительные регламентирующие требования к диагностическим моделям при поузловом матричном
диагностировании ГТУ, учет которых обеспечивает получение адекватных диагнозов по определяемым неисправностям узлов проточной части установки.
4. Предложен метод контроля технического состояния центробежного нагнетателя газа и расчета фактических газодинамических характеристик. Техническое состояние ЦБН описывается 2-мя коэффициентами: по полит-ропному напору и по политропному КПД. Определено совместное влияние коэффициентов технического состояния ЦБН на протекание характеристики приведенной относительной внутренней мощности.
5. Обоснованы методические принципы программной реализации расчетов процесса компримирования газа на уровне компрессорных цехов, оснащаемых агрегатами с газотурбинным и электрическим приводом, при параллельном и последовательно-параллельном соединении ЦБН, с выбором оптимального варианта загрузки ГТПА. Предложено решение дополнительных технологических задач, предваряющих оптимизационные расчеты режимов компримирования: определение фактически компримируемого нагнетателями расхода газа; распределение потока газа из многониточной трубопроводной системы по цехам КС.
6. Определены уровни экономии топливного газа ГГПА за счет оптимизации загрузки для параллельного и последовательно-параллельного соединения ЦБН, без изменения и с изменением структуры КЦ, а также соотношения по затратам топливного газа на уровне КЦ в зависимости от технического состояния ГТУ и ЦБН. Для КС с ЭГПА получены соотношения по затратам электроэнергии в зависимости от технического состояния ЦБН, а также регламентирующие его уровни для условия реализации режимов компримирования.
Определены потенциальные уровни газо- и энергосбережения по ос-
новным рассмотренным мероприятиям при широкомасштабном их использовании: экономия топливного газа может составить до 47+70 % от нынешнего уровня затрат в форме топливной составляющей, в том числе по мероприятию с ЭГТА - 23+46 %; по мероприятиям на ГТУ применяемой схемы - до 24 %; электроэнергии по ЭГПА - до 5 % от нынешнего уровня затрат.
7. Реализован многоуровневый диалоговый программный комплекс «Каскад», обеспечивающий выполнение оптимизационных расчетов в средах фактических и прогнозных режимов по коридорам газотранспортных систем, включающий задачи параметрического диагностирования проточных частей ГТУ и ЦБН, а также определение характеристик линейной части газопроводов.
8. Результаты представленных теоретических и экспериментальных исследований могут являться основой для практической реализации новых решений при разработке вновь создаваемых методических документов и программных комплексов по оценке показателей эффективности эксплуатации ГПА, а также для расчетов оптимальных режимов компримирования газа на уровне КС и ГТС.
СПИСОК ОСНОВНЫХ РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
1. Вертепов А.Г. Практические расчёты режимов компримирования газа на компрессорных станциях газопроводов: Монография. — М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. - С. 224.
2. Вертепов А.Г., Глушков В.И., Шкута А.Ф. Тепловые вторичные энергоресурсы компрессорных станций магистральных газопроводов // Промышленная энергетика, 1977, № 9. — С. 6-8.
3. О возможностях улучшения использования тепловых ВЭР компрессорных станций магистральных газопроводов / В.И. Глушков, А.Г. Вертепов, A.M. Агаркова, Г.В. Глазова // Промышленная энергетика, 1978, № 9. — С. 11-13.
4. Зарицкий С.П., Солнышкин Б.Г., Вертепов А.Г. Многофакторное диагностирование газовоздушного тракта двухкаскадных ГТУ// Газовая промышленность, 1985, № 12. - С. 43. (Деп. во ВНИИЭгазпроме, № 870-гз (408д)).
5. Вертепов А.Г. Имитационная модель для исследования надежности компрессорных станций // Газовая промышленность, 1986, № 12. - С..47. (Деп. во ВНИИЭгазпроме, № 929-гз (416д)).
6. Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Альтернативный экономичный энергопривод для КС // Газовая промышленность, 1992, № 10. - С. 32-33.
7. Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Комбинированный электрогазотурбинный агрегат для привода нагнетателей природного газа // Газовая промышленность, 1993, № 5. — С. 11.
8. Вертепов А.Г. Метод оценки выходных показателей ГТУ в эксплуатационных условиях // Газовая промышленность, 2001, № 3. - С. 31-33.
9. Зарицкий С.П., Вертепов А.Г. Контроль и получение характеристик ЦБН // Газовая промышленность, 2001, № 8. - С. 57-58.
10. Поузловое параметрическое диагностирование агрегатов ГТК-10-4 / И.О. Рудаков, В.В. Мордвинцев, А.Г. Вертепов, Э.Ф. Юламанов // Газовая промышленность, 2006, № 8. - С. 52-53.
11. Алгоритмическое обеспечение оптимальной загрузки ГПА / А.Г. Вертепов, С.П. Зарицкий, Г.В. Зыбин и др. // Газовая промышленность, 2009, № 4. - С. 57-60.
12. Вертепов А.Г. Обеспечение расчетов режимов компримирования на КС с ЭГПА // Газовая промышленность, 2009, № 8. - С. 47- 50.
13. Вертепов А.Г., Вертепов A.A., Чинёнов В.В. Методическая унификация расчетов выходных показателей ГТУ // Газовая промышленность, 2010, №3,-С. 56-59.
14. Вертепов А.Г. Параметрическое диагностирование узлов проточной части ГТУ // Газовая промышленность, 2011, № 2. - С. 40-43.
15. Вертепов А.Г., Лопатин A.C. Диагностическое обеспечение расчетов компримирования газа на КС // Газовая промышленность, 2012, № 3. -С. 59-62.
16. Вертепов А.Г., Глушков В.И. Осевой компрессор. — Авторское свидетельство № 566967 // Бюллетень изобретений, 1977, № 28.
17. Вертепов А.Г., Васильев Ю.Н. Повышение эффективности использования тепла уходящих газов газотурбинных установок компрессорных станций магистральных газопроводов // Обз. инф. Сер: Транспорт и хранение газа. - М.: ВНИИЭгазпром, 1980, вып. 2. - С. 35.
18. К вопросу использования ГТУ с разделенным расходом в качестве привода большой мощности. / А.Г. Вертепов, С.П. Зарицкий, Ю.Н. Васильев, В.И. Глушков // Сб. Газовая промышленность. Сер. Транспорт и хранение газа. - М.: ВНИИЭгазпром, 1981, № 3. - С. 1-8.
19. Вертепов А.Г. Особенности рабочего процесса газотурбинной установки с разделенным расходом // Сб. Газовая промышленность. Сер. Транспорт и хранение газа. - М., ВНИИЭгазпром, 1981, № 4. - С. 9-18.
20. Зарицкий С.П., Вертепов А.Г. Определение удельной мощности и КПД газотурбинных установок по известным параметрам цикла // Сб. Газовая промышленность. Сер. Транспорт и хранение газа. - М.: ВНИИЭгазпром, 1981, №6.-С. 1-6.
21. Щуровский В.А., Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Инструкция по определению показателей и обобщенных характеристик газотурбинных установок для привода нагнетателей. - М.: ВНИИГАЗ, 1982. - С. 24.
22. Зарицкий С.П., Вертепов А.Г., Гречухин Е.М. Газотурбинный агрегат. — Авторское свидетельство № 922304 // Бюллетень изобретений, 1982, № 15.
23. Метод определения мощности и технического состояния газотурбинных установок агрегатов типа ГТН-10И. / А.Г. Вертепов, С.П. Зарицкий,
B.А. Щуровский, Г.К. Суслина // Сб. Повышение надежности и эффективности газотранспортного оборудования. - М., ВНИИГАЗ, 1982. - С. 85-95.
24. Зарицкий С.П., Вертепов А.Г. Определение массо-габаритных показателей ГТУ по параметрам цикла // Энергомашиностроение, 1984, № 7 —
C. 5-8.
25. Зарицкий С.П., Солнышкин Б.Г., Вертепов А.Г. Методические принципы построения системы мнофакторного диагностирования ГТУ // Материалы Межотраслевой научно-технической конференции "Опыт применения и перспективы развития диагностики состояния авиадвигателей в эксплуатации. - Труды ЦИАМ, № 1118, 1984. - С. 30-32.
26. Васильев Ю.Н., Вертепов А.Г. К выбору показателя надежности КС для условий эксплуатации // Экспресс-информация Газовая промышленность. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ВНИИЭгазпром, 1986, вып. З.-С. 11-13.
27. Васильев Ю.Н., Вертепов А.Г., Дубинский В.Г. Сравнение факторов обеспечения надежности КС по результатам моделирования на ЭВМ // Экспресс-информация Газовая промышленность. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа. -М.: ВНИИЭгазпром, 1987, вып. 2. - С. 9-13.
28. Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Параметрическое диагностирование проточной части газотурбинных установок и центробежных нагнетателей // Обз. инф. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа. — М.: ВНИИЭгазпром, 1989, вып. 4.-С. 45.
29. Вертепов А.Г. Экспресс-метод оценки загрузки и технического состояния 1 ТУ // Сб. Совершенствование машин и агрегатов газовой промышленности. -М.: ВНИИГАЗ, 1994. - С. 44-52.
30. Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Комбинированный электрогазотурбинный агрегат для привода нагнетателей природного газа // Энергосберегающие технологии газовой индустрии. Аналитический альбом. - М.: ВНИИГАЗ, 1995. - С. 90-91.
31. Линецкий И.К., Лещенко И.Ч., Вертепов А.Г. Получение и учет характеристик оборудования при расчетах режимов компрессорных станций магистральных газопроводов // Проблемы общей энергетики. Научный сборник. - Киев, 1999, № 1. - С. 40-47.
32. Оперативная диагностика оборудования в системах магистрального транспорта газа / И.К. Линецкий, Е.В. Щербина, И.Ч. Лещенко, А.Г. Вертепов //Проблемы общей энергетики. Научный сборник. -Киев, 2001, № 4-С. 49-53.
33. Регламент диагностического обслуживания газоперекачивающих агрегатов. / С.П. Зарицкий, Ю.С. Чарный, В.Н. Исланов, А.Г. Вертепов и др. - Утв. Упртрансгаз ОАО «Газпром» 02.04.2001 г. - М., 2001. - С. 87.
34. Вертепов А.Г., Лопатин A.C., Юламанов Э.Ф. Методы расчета энерготехнологических характеристик газоперекачивающих агрегатов // Науч.-техн. сб. Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация и ремонт. — М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004, № 3. - С. 90-96.
35. Принципы построения основных методов параметрической диагностики газоперекачивающих агрегатов типа ГТК-10 / А.Г. Вертепов, A.C. Лопатин, Т.В. Филиппова, Э.Ф. Юламанов // Науч. -техн. сб. Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация и ремонт. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005, № 2. - С. 68-72.
36. Вертепов А.Г. Критерии оптимизации режимов работы газоперекачивающих агрегатов // Науч. -техн. сб. Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. — М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005, № 3. - С. 75-81.
37. Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Применение электрогазотурбинного привода при транспорте природного газа // Газотурбинные технологии, 2005, № 7. - С. 26-32.
38. Применение бесконтактных измерителей крутящего момента типаМ-106М для определения выходных характеристик ГТУ в условиях эксплуатации на КС // И.Г. Лачугин, А.П. Шевцов, В.Н. Сушков, А.Г. Верте-пов//Газотурбинные технологии, 2006, № 1. — С. 16-19.
39. Расчет условного экономического эффекта от промывки аппаратов воздушного охлаждения газа / А.Г. Вертепов, Э.Ф. Юламанов, А.И. Мартынов, A.C. Лопатин // Науч.-экономич. сб. Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности, 2006, № 1. — С. 3-5.
40. Эксплуатационный контроль технического состояния ГТУ с использованием измерителей крутящего момента М-106М / А.Г. Вертепов, А.С.Лопатин, А.П. Шевцов и др.//Газотурбинные технологии, 2010, № 8. -С. 24-28.
Подписано в печать: 05.09.2013 Объем: 2,0 п.л. Тираж: 100 экз. Заказ № 128 Отпечатано в типографии «Реглет» 119526, г. Москва, пр-т Вернадского, д. 39 (495) 363-78-90; www.reglet.ru
Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Вертепов, Андрей Григорьевич, Москва
Министерство образования и науки Российской Федерации Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина
На правах рукописи
05201351520
ВЕРТЕПОВ АНДРЕЙ ГРИГОРЬЕВИЧ
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ ЗА СЧЁТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТОДОВ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ
Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»
Диссертация на соискание учёной степени доктора технических наук
Научный консультант Лопатин Алексей Сергеевич доктор технических наук, профессор
Москва-2013
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ...............................................................................7
Глава 1 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ
МЕТОДОВ ДИАГНОСТИКИ ГПА....................................15
1.1 Роль и задачи энергосбережения при трубопроводном транспорте природного газа..................................................................15
1.2 Основные положения и роль параметрической диагностики
в обеспечении эффективной эксплуатации и энергосбережения на различных этапах жизненного цикла ГПА...........................22
1.3 Задачи диагностирования на этапах жизненного цикла ГПА..........28
1.3.1 Задачи параметрического диагностирования...........................30
1.3.2 Общие требования к системе параметрического диагностирования
ГПА..............................................................................33
Основные результаты и выводы по главе 1..............................34
Глава 2 ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ЗА СЧЁТ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТОДОВ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ ГПА................36
2.1 Предпроектное прогнозирование показателей ГТУ с использованием метода корреляционно-статистического анализа.........................36
2.2 Энергосбережение при использовании вновь создаваемых
и реконструируемых газотурбинных ГПА обычной компоновки...42
2.3 Использование ГПА новой компоновки для обеспечения
энергосбережения.............................................................48
Основные результаты и выводы по главе 2..............................60
Глава 3 ПАРАМЕТРИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ГТУ
В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ....................................61
3.1 Краткий анализ существующих расчётных методов
определения выходных показателей газотурбинного привода.......61
3.2 Прямой метод определения мощности газотурбинного привода
с помощью измерителя крутящего момента (ИКМ)....................72
3.3 Метод определения выходных показателей ГТУ на основе решения систем линеаризованных уравнений рабочего процесса...............76
3.3.1 Тепловой расчёт ГТУ.........................................................78
3.3.2 Формирование системы уравнений рабочего процесса ГТУ.........79
3.3.3 Решение системы линеаризованных уравнений - получение коэффициентов взаимного влияния........................................85
3.3.4 Тестирование коэффициентов взаимного влияния на соответствие
параметрам цикла ГТУ.....................................................85
3.3.5 Построение алгоритма определения выходных показателей ГТУ..88
3.3.6 Определение коэффициента технического состояния ГТУ
с использованием измерителя крутящего момента...................97
3.3.7 Априорный расчёт показателей ГТУ....................................101
3.3.8 Контроль адекватности получаемых результатов....................112
3.4 Сравнительная характеристика методов определения выходных показателей газотурбинного привода применительно
к условиям эксплуатации...................................................119
Основные результаты и выводы по главе 3............................127
Глава 4 ПАРАМЕТРИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ
ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ЦБН И РАСЧЁТ ФАКТИЧЕСКИХ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК..................125
4.1 Существующие способы контроля газодинамических характеристик ЦБН..........................................................128
4.2 Получение фактических газодинамических характеристик ЦБН
с использованием метода критериальных параметров...............132
4.3 Расчёт и анализ фактических характеристик ЦБН.....................145
4.4 Калибровка газодинамических характеристик ЦБН..................155
Основные результаты и выводы по главе 4..............................158
Глава 5 ПРЕДРЕМОНТНОЕ ПОУЗЛОВОЕ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЕ
ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ГТУ.........160
5.1 Назначение поузлового диагностирования ГТУ........................160
5.2 Метод последовательного газодинамического расчёта...............163
5.3 Метод линейных диагностических матриц..............................168
5.4 Сравнительная характеристика методов последовательного газодинамического расчёта и линейных диагностических матриц
при определении технического состояния узлов ГТУ...............186
Основные результаты и выводы по главе 5..............................188
Глава 6 ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ЗА СЧЁТ
ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГПА КС.............190
6.1 Обзор работ в области оптимизации режимов работы ГПА.........190
6.2 Этапы обеспечения расчётов компримирования........................196
6.2.1 Распределение потока газа из многониточной трубопроводной системы по цехам КС.....................................................197
6.2.2 Расчёт действительного расхода газа, компримируемого КЦ
и КС...........................................................................205
6.3 Обеспечение расчётов режимов компримирования КЦ с газотурбинным приводом при параллельном соединении ЦБН, с выбором оптимального варианта загрузки..........................................213
6.3.1 Определение количества рабочих ГПА...............................218
6.3.2 Определение граничных значений характеристик ЦБН............219
6.3.3 Назначение начального объёмного расхода через ЦБН............219
6.3.4 Алгоритм расчёта процесса компримирования и выбора оптимального варианта загрузки 11 НА КЦ
при параллельном соединении ЦБН....................................220
6.3.5 Влияние технического состояния ГПА на затраты
топливного газа при параллельном соединении ЦБН...............228
6.4 Обеспечение расчётов режимов компримирования КЦ
с газотурбинным приводом при последовательно-параллельном соединении ЦБН, с выбором оптимального варианта
загрузки........................................................................231
6.4.1 Алгоритм расчёта процесса компримирования и выбора оптимального варианта загрузки ГТОА КЦ
при последовательно-параллельном соединении ЦБН............232
6.4.2. Влияние технического состояния ГГПА на затраты топливного газа при последовательно-параллельном соединении ЦБН..........................................................................239
6.5 Оптимизация режимов работы ГГПА при учёте изменения
структуры КЦ..............................................................245
6.6 Реализация оптимального варианта загрузки ГГПА КЦ
в эксплуатационных условиях...........................................247
6.7 Обеспечение расчётов режимов компримирования КЦ с электро-
приводными ГПА при параллельном соединении ЦБН..........251
6.7.1 Алгоритм расчёта процесса компримирования КС с ЭГПА
при параллельном соединении ЦБН.................................254
6.7.2 Влияние технического состояния ЦБН на энергетические
затраты при параллельном соединении ЦБН......................261
6.8 Обеспечение расчётов режимов компримирования КЦ
с электроприводными ГПА при последовательно-параллельном соединении ЦБН...............................................................263
6.8.1 Алгоритм расчёта процесса компримирования КЦ с ЭГПА
при последовательно-параллельном соединении ЦБН..........265
6.8.2 Влияние технического состояния ЦБН на энергетические затрат при последовательно-параллельном соединении ЦБН..269
6.9 Порядок реализации расчётов режимов компримирования
на многоцеховой КС с разнотипными ГПА.........................272
6.10 Реализация расчётов оптимальных режимов компримирования
уровня ГТС на МДПК «Каскад».......................................21 в
6.10.1 Расчёт геометрии сложных многониточных участков...........279
6.10.2 Расчёты характеристик линейной части газопровода.............281
6.10.3 Расчёты фактических режимов компримирования..............283
6.10.4 Расчёты прогнозных режимов компримирования...............284
6.11 Прогнозируемые уровни энергосбережения за счёт реализации
мероприятий по ГПА при транспортировке природного
газа...........................................................................286
Основные результаты и выводы по главе 6.........................289
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ..............................295
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ...................................................298
ПРИЛОЖЕНИЯ..............................................................321
ВВЕДЕНИЕ
Природный газ является важным энергетическим ресурсом XXI века. Его роль, как главного энергоносителя в теплоэнергетике и коммунальном хозяйстве, а также источника валютных поступлений в экономику страны, непрерывно возрастает. Если дополнительно учесть относительно небольшую себестоимость добычи и транспорта газа в сравнении со "старыми" традиционными видами топливного сырья (уголь, нефть), отнесённую к единице получаемой энергии, а также невозможность или неудобство его замещения другими видами топлива в ряде отраслей (химическая, промышленность стройматериалов и др.), то преимущества газа ещё более очевидны. Эти возможности обусловили быстрый темп роста газовой отрасли на рубеже 1970-1990 гг. Вместе с ростом добычи газа росла протяжённость газопроводов, увеличивалась суммарная мощность компрессорных станций (КС) и единичная мощность газоперекачивающих агрегатов (ГПА), повышалась их энергетическая эффективность.
В настоящее время Центральная и Западная Европа более чем на 25 % свои потребности в энергоресурсах обеспечивает за счёт российского газа свыше 50 % территории России и государств бывшего СССР используют в качестве основного промышленного и бытового топлива природный газ, добываемый преимущественно в северных районах Тюменской области (СРТО), Ямало-Ненецком национальном округе, а также в Туркмении, Узбекистане, Казахстане. Для расширения возможностей экспорта природного газа из России в дополнение к существующим газовым коридорам через Украину в 2002 г. завершено строительство системы газопроводов "Голубой поток" через Чёрное море в Турцию; сооружён газопровод через территорию Белоруссии и Польши в Германию; в 2011 г. начата эксплуатация газопровода "Северный поток" ("Nord stream") из России в Германию через Балтийское море. В настоящее время протяжённость газопроводов Единой системы газоснабжения (ЕСГ) составляет 168,3 тыс. км; количество установленных газоперекачивающих агрегатов всех типов - свыше 3,7 тыс.; суммарная установленная мощность - 43,9 млн. кВт [57].
С учётом развитой к 1960-м гг. технологии трубопроводного транспорта природного газа и развёрнутого предприятиями энергомашиностроения производства газоперекачивающих агрегатов основным типом привода газовых компрессоров (нагнетателей центробежного типа) стал газотурбинный -ГТПА. В значительно меньшей степени, чем газотурбинным, КС оснащались агрегатами с приводом центробежных нагнетателей (ЦБН) от электродвигателей - ЭГПА, и совсем малая доля приходится на ГПА с газовыми двигателями и компрессорами поршневого типа - ПГПА. Начиная с 1970-х гг., прирост мощностей компрессорных станций вновь строящихся и реконструируемых газопроводов осуществлялся, наряду с газотурбинными агрегатами стационарного типа, за счёт агрегатов, выполненных на базе конвертированных из авиационных и судовых газотурбинных двигателей (ГТД), которые выпускались предприятиями авиационной, судовой и химической промышленности. К настоящему времени доля газотурбинного привода в балансе установленных мощностей ГПА ОАО «Газпром» составляет 86,5 %, доля электроприводных ГПА - 13 %, и 0,5 % мощности приходится на поршневые ГПА [57].
В силу главного отличительного фактора российских газотранспортных систем (ГТС) от зарубежных - географического (большая протяжённость газопроводов от мест добычи газа до регионов интенсивного его использования), потребление газа в ОАО «Газпром» ("собственные технологические нужды" -СТН) составляет около 10 % от объёма добычи, из которых на магистральный транспорт российским и зарубежным потребителям расходуется свыше 70 % от общего объёма СТН [2]).
Принимая во внимание, что природный газ является ценным энергетическим и химическим сырьём (цена поставляемого в ЕС газа составляет, по офи-
л
циальным данным [190], $353,7/1000м ), экономические затраты на транспортировку газа, особенно на большие расстояния, весьма велики.
На протяжении последних 30-35 лет теоретические проработки и практические шаги в реализации энергосбережения при транспортировке природного газа осуществлялись в России, главным образом, в направлениях создания про-
граммных комплексов диспетчерского управления потоками газа в ЕСГ, а также повышения общего уровня эффективности газотурбинного привода парка ГПА. И если по первому направлению, благодаря развитию теоретической базы и возможностей вычислительной техники, за прошедшее время достигнуты определённые результаты - разработаны и эксплуатируются программные комплексы математического моделирования и управления газотранспортными системами, способные обеспечить управление в масштабе ЕСГ (хотя и без учёта технического состояния оборудования), то улучшение эффективности газотурбинного привода ГПА, несмотря на колоссальное (за 30 лет) повышение начальных параметров цикла, особенно для газотурбинных установок (ГТУ), конвертированных из авиационных и судовых ГТД, в целом, незначительно: максимально до.34-^42 % (по паспорту, в эксплуатации ниже) против 27-?-29 % уровня 1970-х гг. Учитывая данное превалирующее обстоятельство, а также применяемые решения по сложившейся технологии обеспечения основного процесса транспортировки газа (затраты газа на пуски/остановы ГПА, на управление запорной арматурой, на продувы пылеуловителей и др.), реально получаемая экономия топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) при транспортировке газа относительно невелика (за период 2011-2013 гг. намечаемая экономия природного газа должна составить не менее 5,4 млрд. м3 [141]).
Отсутствие, в целом, до настоящего времени реализованных на вычислительном уровне методических разработок, включающих вопросы оптимизации режимов работы газотранспортного оборудования, учёта и поддержания его технического состояния (ТС) на нормативном уровне за счёт регулярно проводимого параметрического и вибрационного диагностирования, а также обоснованного ремонтно-технического обслуживания и др., снижает эффективность мероприятий по энергосбережению при транспортировке газа, ведёт к перерасходу материальных, энергетических и трудовых ресурсов.
Применение в широких масштабах эффективных, ориентированных на использование вычислительной техники, методов непрерывного объективного контроля технического состояния газотранспортного оборудования и обеспече-
ния его в условиях эксплуатации на нормативном уровне за счёт проведения своевременного диагностического обслуживания, оптимального управления режимами на уровне "компрессорный цех (КЦ) - КС - ГТС", внедрение новых потенциально возможных решений в направлении совершенствования основного оборудования позволит улучшить показатели транспортировки газа и обеспечить действенное выполнение энергосберегающей политики.
В соответствии с Федеральным законом Российской Федерации от 23.11.2009 г. № 261-ФЗ "Энергосбережение - реализация организационных, правовых, технических, экономических и иных мер, направленных на уменьшение объёма используемых энергетических ресурсов при сохранении соответствующего полезного эффекта от их использования".
В целом, энергосбережение ТЭР при транспортировке природного газа — многоплановая задача. В диссертации отражены некоторые разработанные решения, касающиеся реализации параметрического диагностирования (ПД) и оптимального управления ГПА в условиях эксплуатации компрессорных станций. За счёт применения этих решений для эксплуатируемых в настоящее время систем контроля и управления а также проработок по энергоприводу ГПА новой компоновки возможно реально обеспечить качественное улучшение энергосбережения при транспортировке газа в настоящее время и в перспективе.
Целью работы является сокращение топливно-энергетических ресурсов при эксплуатации газоперекачивающих агрегатов на КС магистральных газопроводов (МГ) за счёт использования методов параметрической диагностики на всех этапах жизненного цикла ГПА.
В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи:
• разработана методология применения методов параметрической диагностики ГПА для энергосбережения при транспортировке природного газа на различных этапах жизненного цикла МГ;
• с использованием корреляционно-статистического анализа параметров цикла газотурбинной установки (ГТУ) показано исчерпание возможностей дальнейшего существенного повышения эффективного коэффициента полезного действия (КПД) ГТУ простого цикла (ГТУ-ПЦ);
• предложена альтернативная компоновка энергопривода центробежных нагнетателей (ЦБН), позволяющая сократить затраты топливного газа;
• разработан построенный на едином математическом принципе, унифицированный метод определения выходных показателей ГТУ ("линейный", "экспресс-метод") на основе использования зависимостей из решения систем линеаризованных уравнений протекающих рабочих процессов, обеспечивающий возможность оперативных расче
-
Вертепов, Андрей Григорьевич
-
доктора технических наук
-
Москва, 2013
-
ВАК 25.00.19
- Разработка экспресс-методов оценки эффективности работы и технического состояния авиаприводных газоперекачивающих агрегатов
- Диагностирование, оперативный контроль и оптимизация режимов работы газоперерабатывающих агрегатов
- Методология развития энергосберегающих технологий трубопроводного транспорта газов
- Разработка методов поузлового диагностирования стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов
- Система диагностического обслуживания газоперекачивающих агрегатов на газопроводах
