WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

На правах рукописи

КИТАЕВ СЕРГЕЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ 

ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА

Специальность 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Уфа-2011

Работа выполнена на кафедре «Транспорт и хранение нефти и газа» Уфимского государственного нефтяного технического университета

Научный консультант  доктор технических наук, профессор

  Байков Игорь Равильевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор 

  Гаррис Нина Александровна

доктор технических наук, профессор

  Колотилов Юрий Васильевич

  доктор технических наук

  Новоселов Владимир Викторович

 

 

Ведущая организация ГУП «Институт проблем транспорта

  энергоресурсов», г.Уфа

Защита состоится «20» октября 2011 года в 10.00 часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

  С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ).

Автореферат разослан «20» сентября 2011 года

Ученый секретарь совета  В.У. Ямалиев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

 

Актуальность проблемы

В нашей стране создан мощный высокоэффективный топливно-энергетический комплекс. Российская Федерация (РФ) – единственная крупная промышленно развитая страна, которая полностью обеспечивает себя топливом и энергией за счет собственных природных ресурсов и одновременно осуществляет экспорт топлива и электроэнергии.

Двадцать первый век является веком энергетики, одним из основных энергоносителей является природный газ. Без него невозможно динамичное развитие ни одной отрасли народного хозяйства. Этот природный ресурс в основном сконцентрирован в северных районах РФ, поэтому для его доставки в центральные регионы и зарубежным партнерам необходимо перемещение на многие тысячи километров.

Газовая промышленность оказывает существенное влияние на экономику и развитие РФ в целом. Основой газовой промышленности является Единая система газоснабжения  (ЕСГ), представляющая собой комплекс месторождений, газовых объектов, объединенных сетью магистральных газопроводов (МГ). Наиболее значительной из них является система магистрального транспорта газа, включающая мощную сеть МГ, компрессорных станций (КС), подземных хранилищ газа (ПХГ) и газораспределительных станций (ГРС).

В последнее время намечается тенденция к уменьшению запасов энергоресурсов, а также старению газодобывающего и газотранспортного оборудования, что приводит к рискам в обеспечении энергоэффективности и надежности магистрального транспорта газа.

Основой энергоэффективной эксплуатации МГ, а следовательно, ведущей малозатратной статьей эксплуатационных энергосберегающих мероприятий является оптимизация технологических процессов транспорта газа. Совершенствование методов и средств оптимизации режимов работы компрессорных станций и МГ позволит получить дополнительные возможности снижения энергозатрат на собственные нужды, увеличить подачу газа и повысить надежность снабжения потребителей газом.

Цель работы

Целью диссертационного исследования явилась разработка, совершенствование энергосберегающих технологий перекачки газа и повышение работоспособности магистральных газопроводов.

Для достижения поставленной цели диссертационного исследования решались следующие задачи:

1 Разработка способов совершенствования технологии перекачки газа, в условиях недогрузки магистральных газопроводов на новых низконапорных режимах с пониженными степенями повышения давления.

  2 Разработка метода выбора рациональных режимов работы газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с газотурбинным приводом, работающих в группе с учетом их индивидуальных приведенных характеристик.

  3 Разработка и методическое обоснование критериев количественной оценки нестабильности термодинамических параметров при транспортировке газа по магистральным газопроводам.

  4 Определение и анализ фактических эксплуатационных характеристик аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа и разработка аналитических зависимостей для расчета теплосъема с поверхности трубных пучков.

  5 Количественная оценка объемов выбросов парниковых газов в окружающую среду на объектах магистральных газопроводов и разработка рекомендаций по их сокращению.

  6 Моделирование рациональных режимов транспортировки природного газа по многониточной системе магистральных газопроводов ЕСГ в пределах эксплуатационного участка.

Методы решения задач

При решении поставленных задач использовались вероятностно-статистические методы, элементы теории детерминированного хаоса, метод динамического программирования, метод имитационного  моделирования, методы решения оптимизационных задач и теория нейронных сетей. Для подтверждения выводов и реализации предложенных в диссертационной работе методов и алгоритмов использовалась промышленная информация, полученная при эксплуатации магистральных газопроводов, линейных и дожимных компрессорных станций.

Научная новизна

1 Для условий сниженной загрузки МГ разработан способ определения рационального режима работы КС, основанный на применении одноступенчатых схем включения неполнонапорных ГПА с газотурбинным приводом при их совместной работе с полнонапорными агрегатами, позволяющий снизить расход энергоресурсов на собственные нужды газокомпрессорных станций на магистральных газопроводах.

2 Разработан метод распределения нагрузок между разнотипными ГПА на КС,  из условия работы нагнетателя в области максимального политропного КПД, с использованием совмещенных характеристик и эмпирических коэффициентов на основе применения теории позиномов, позволяющий повысить энергетическую эффективность работы ГПА при их работе в группе по схеме в «параллель».

  3 Получена новая математическая модель для определения режима работы компрессора высокого давления (КВД), с учетом фактического технического состояния газотурбинных установок (ГТУ) и климатических условий в соответствии с изменяющимися параметрами перекачки газа, обеспечивающая оперативность в управлении режимами работы ГПА.

4 С применением теории детерминированного хаоса получен и практически обоснован для различных условий магистрального транспорта газа количественный показатель (), позволяющий устанавливать предельные режимы перекачки газа, влияющие на работоспособность МГ. Установлено, что в предаварийном состоянии газопровода значение показателя () составляло 0,56-0,7, а при нормальной эксплуатации не превышало величину 0,42. Показано преимущество низконапорных режимов перекачки газа, позволяющих повысить работоспособность МГ. 

5 Разработана новая математическая модель АВО газа для различных случаев включения вентиляторов, учитывающая фактическую тепловую эффективность трубных пучков аппаратов, позволяющая определять теплосъем в зависимости от изменяющихся параметров перекачиваемого природного газа и условий окружающей среды.

Практическая значимость

Результаты работы  используются в ООО «Газпром энерго» при составлении и анализе эффективности выполнения сводных программ энергосбережения, а также при разработке сводных перспективных и текущих планов и программ мероприятий по энергосбережению в ОАО «Газпром».

Обоснованные в работе предложения применяются в ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» и позволяют повысить эффективность эксплуатации технологического оборудования.

  Метод оптимального распределения нагрузки между ГПА, работающими по схеме в «параллель», и способ определения частоты вращения ротора двигателя в зависимости от условий эксплуатации (температуры воздуха на входе в двигатель, нагрузки на силовом валу ГТУ) применяются ЗАО «Уфа-АвиаГаз» и позволяют повысить энергетическую эффективность работы компрессорной станции на 16%.

  Результаты работы используются организациями ГУП «Башкирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения» и ООО «Корпорация Уралтехнострой» на стадиях конструктивно-технологического проектирования и изготовления оборудования для ОАО «Газпром».

  Разработанный метод оптимизации порядка проведения планово-предупредительных работ по замене кранов, утративших герметичность применяется в ООО «Нефтегазстрой» и позволяет снизить эксплуатационные затраты на 10%.

  Результаты выполненных в диссертационной работе исследований реализованы в виде методических указаний «Энергосбережение в магистральном транспорте газа. Оптимизация оборудования КС» (Уфа:  УГНТУ.2009.29 с.), которые используются в учебном процессе УГНТУ при изучении дисциплины «Теплоэнергетические системы и энергобалансы промышленных предприятий», а также при дипломном проектировании студентами специальностей 140104 – «Промышленная теплоэнергетика» и 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» (специализация 130501.1 «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»).

Апробация работы: Основные положения работы докладывались на следующих семинарах, научно-технических советах и конференциях: межрегиональная научно-методическая конференция «Проблемы нефтегазовой отрасли»,  г. Уфа 14 декабря 2000 г.; XXIV школа - семинар «Проблемы механики сплошных сред в системах добычи,  сбора,  подготовки, транспорта  и переработки  нефти и газа», г. Уфа 1516 февраля 2001 г.; научно-техническая конференция по итогам X юбилейного Конкурса научных разработок «ТЭК-2001»,  г. Москва 1213 февраля 2002 г.; семинар «Энергоэффективные технологии магистрального транспорта газа», г. Москва, РГУ им. И.М.Губкина, март 2005 г.; конкурс научных разработок «ТЭК-2005», г. Москва, Министерство промышленности и энергетики Российской Федерации, февраль 2006 г.; деловая встреча «Диагностика2006», г. Сочи, 1821 апреля 2006 г.; семинар производственно-диспетчерских служб «Обеспечение эффективности и надежности транспорта газа», г. Уфа, ООО «Газпром трансгаз Уфа», 2628 февраля 2007 г.; VIII Международный симпозиум «Энергоэффективность и энергосбережение», г.Казань, 4 6 декабря 2007 г.; научно-технический совет «Проблемы проведения энергетических обследований в ОАО «ТНК-Нягань», г.Нягань, 22 июня 2009 г.; международный круглый стол «Вопросы организации и анализ проведения энергетических обследований на объектах ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», г.Москва, 18 ноября 2009 г.; технический совет «Результаты проведения энергетических обследований объектов ОАО «Самотлорнефтегаз», г.Нижневартовск, 2 декабря 2010 г.; «Основные этапы и подходы к проведению энергетических обследований на объектах ОАО «НК «Роснефть», г.Москва, 22 декабря 2010 г.

Публикации. По теме диссертации опубликованы 38 научных трудов, в том числе 1 монография, 16 статей опубликовано в ведущих рецензируемых журналах, входящих в перечень ВАК Минобразования и науки РФ.

  Структура и объем работы.

  Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов; содержит 284 страницы машинописного текста, 25  таблиц, 99 рисунков, библиографический список использованной литературы из 205 наименований и 3 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

  Во введении приводится общая характеристика работы, раскрыта актуальность темы исследования. Сформулированы цель и задачи исследования, отражена научная новизна и практическая ценность полученных результатов, дано краткое содержание работы.

  В первой главе выполнен анализ научных работ, посвященных исследованию эксплуатационных характеристик ГПА, основных направлений повышения энергоэффективности и надежности магистрального транспорта  природного газа.

Вопросам повышения энергетической эффективности и надежности магистрального транспорта газа посвящены работы  Одишария Г.Э., Тер-Саркисова Р.М., Гриценко А.И., Ремизова В.В., Цегельникова Л.С.,  Леонтьева Е.В., Захарова Е.В., Харионовского В.В., Седых А.Д., Поршакова Б.П., Прохорова А.Д., Бикчентая Р.Н., Матвеева А.В., Микаэляна Э.А., Лопатина А.С., Рябченко А.С., Козаченко А.Н., Никишина В.И., Калинина А.Ф., Котляра И.В., Шаммазова А.М., Байкова И.Р., Гаррис Н.А., Галлямова А.К., Гольянова А.И., Смородова Е.А. и др. авторов.

  Энергоэффективность основного оборудования магистральных газопроводов определяется его техническим состоянием и режимами работы.

Традиционные методы и технологии, широко применяемые в отрасли для оценки технического состояния основного оборудования газопроводов, довольно трудоемки и требуют для своей реализации организации специальных измерений с использованием приборов высокого класса точности, а также предусматривают предварительный вывод из работы диагностируемого оборудования. 

Решением задач диагностирования может стать разработка способов и методик, которые дали бы возможность оперативно произвести оценку энергетической эффективности объектов МГ, используя при этом лишь значения режимных параметров со штатных приборов контроля.

Задачам оптимизации присуща многокритериальность в связи с многообразием установленного оборудования, схем включения, режимов эксплуатации и др.

  В настоящее время средний возраст газопроводов превышает 20 лет, следствием этого явился рост аварийности на магистральных газопроводах, в частности, девять аварий произошли на газопроводах «Ямбург – Поволжье» и «Уренгой – Петровск» в 1997 – 2003 гг.

Повышение аварийности свойственно также КС в связи со старением установленного оборудования. Из всего парка ГПА, установленных на компрессорных станциях ОАО «Газпром», наибольшее количество составляют агрегаты стационарного типа с наработкой более 100 тыс. часов, устаревшие морально и физически. Вследствие этого КС с каждым годом становятся все менее надежными объектами, требующими повышенного внимания.

Применение газоперекачивающих агрегатов нового поколения позволит на 25…30% снизить потребление газа на собственные нужды, сократить выбросы окислов азота (NO) и углекислого газа (СО2) и, что немаловажно, существенно повысить надежность работы газотранспортной системы.

  Принятая в отрасли программа реконструкции является весьма напряженной, требует существенных материальных ресурсов, не охватывая при этом сколь-либо значительную часть парка устаревшего газотранспортного оборудования. Кроме того, недостаток финансирования приводит к тому, что по некоторым позициям программа отстает от запланированных сроков.

  В этих условиях кардинальным средством повышения энергоэффективности и надежности транспорта газа является внедрение новых методов и способов технической диагностики.

  Анализ режимов работы магистральных газопроводов  показывает, что их загрузка существенно изменяется в течение года. Одним из основных факторов, определяющих переменный режим работы газопровода и, следовательно, переменный режим работы КС, является неравномерность потребления газа промышленными предприятиями и коммунально-бытовыми потребителями газа. Значительное  снижение загрузки газопровода в летний период приводит к существенному отклонению основных параметров работы КС от номинальных значений и повышению удельного расхода топливного газа на магистральный транспорт.

На газотранспортных предприятиях ОАО «Газпром» широко внедряются автоматизированные системы диспетчерского управления, которые обеспечивают повышение качества и оперативности принятия решений по управлению ГТС за счет непрерывного диспетчерского контроля технологических процессов газоснабжения.

В состав программных комплексов входит база данных приведенных характеристик центробежных нагнетателей, а также информация, необходимая для проведения расчетов: параметры номинального режима работы, приведенные значения параметров газа и характеристик. 

В существующих комплексах оптимизации режимов транспорта газа, как правило, заложены паспортные характеристики оборудования с допущением, что оборудование одного типа имеет одинаковые характеристики. Однако даже новые однотипные ГПА имеют разные фактические характеристики, а в процессе эксплуатации они еще значительнее различаются. В расчетных комплексах это не учитывается, что приводит к неточным оптимизационным расчетам.

Если учитывать реальное состояние ГПА, можно получить дополнительную экономию энергоресурсов. Для реализации такой актуальной задачи необходима разработка различных математических моделей, методик получения фактических характеристик с возможностью их внедрения  в расчетные оптимизационные комплексы. 

По результатам проведенных исследований, описанных в первой главе настоящей диссертационной работы, сделаны следующие основные выводы:

– в газотранспортной отрасли существует потребность в методиках и программных средствах, которые дали бы возможность оперативно произвести оценку технического состояния основного оборудования газопроводов, используя при этом лишь штатные измерения режимных параметров;

  – задачам оптимизации в магистральном транспорте и добыче углеводородного сырья присуща многокритериальность, связанная с многообразием установленного оборудования, схем включения, режимов эксплуатации, поэтому при решении оптимизационных задач важно правильно сформулировать критерии, обеспечивающие результативность проведения расчетов;

  – существует потребность в разработке адекватных методов оптимизации режимов работы компрессорных станций, оснащенных разнотипным оборудованием;

  – учитывая реальные условия работы действующих газопроводов при оптимизации схемы компримирования в условиях сниженной загрузки газопроводов можно существенно повысить энергетическую эффективность работы КС;

  – в последнее время идет интенсивное старение оборудования магистральных газопроводов, в связи  с этим становится актуальной задача разработки режимов перекачки газа с учетом сохранения необходимого уровня работоспособности магистральных газопроводов; 

– значительная экономия энергетических ресурсов может быть получена за счет использования в оптимизационных расчетах реальных расчетных характеристик ГПА, для реализации такой актуальной задачи необходима разработка различных математических моделей, методик получения фактических характеристик с возможностью их внедрения  в расчетные оптимизационные комплексы КС.

На основании полученных выводов сформулированы основные задачи диссертационных исследований. 

Вторая глава посвящена вопросам разработки теоретических основ перекачки газа в условиях сниженной загрузки МГ, повышению эффективности перекачки газа путем выбора оптимальных схем компримирования, определению индивидуальных характеристик ГПА на КС магистральных газопроводов.

Согласно периодическим анализам, проводимым отделом энергосбережения и экологии ОАО «Газпром», ООО «Газпром ВНИИГаз», ОАО «Газпром ПромГаз», АНО «Центр энергосбережения РБ» потенциал экономии в транспорте газа оценивается более чем 75% от ожидаемого суммарного энергосбережения в ОАО «Газпром» (рис. 1).

Поэтому даже относительно небольшие снижения расхода газа на собственные нужды  позволят высвободить ресурсы газа для подачи его потребителям РФ и на экспорт, частично компенсировать необходимость ввода новых мощностей в транспорте газа, снизить эксплуатационные издержки за счет сокращения энергетической составляющей, снизить выбросы парниковых газов и вредных веществ в атмосферу.

Результаты проведенных нами исследований режимов работы МГ на газотранспортных предприятиях ОАО «Газпром»  показали, что в условиях переменного режима работы газопровода ГПА в целом ряде случаев недогружены, работают не на оптимальной степени сжатия, частоте вращения нагнетателя и мощности ГТУ.

Среднегодовая загрузка ГПА находится на уровне 0,7…0,8, а в ряде случаев достигает величины порядка 0,6…0,7 от  номинальной.

Рисунок 1 Потенциал энергосбережения в ОАО «Газпром»

Соответственно КПД агрегатов колеблется в интервале 19…21%, что приводит к перерасходу топливного газа по станции, недоиспользованию установленной мощности КС и, как следствие, снижению технико-экономических показателей транспорта газа в целом. При этом доля газа, затрачиваемого в качестве топлива для ГПА, составляет более 92% от общего объема газа, расходуемого на собственные нужды в магистральном транспорте.

Таким образом,  в условиях пониженной загрузки МГ актуализируется задача разработки методологии перевода работы КС на низконапорные режимы, при которых должны выполняются следующие условия:

–  не меняется коммерческая производительность станции;

– заданное количество газа  перекачивается меньшим числом ГПА, при меньшей степени повышения давления.

  Проведенный анализ работы КС «Шаран» показал существенное отклонение энергетической эффективности работы КС–19 при работе станции по двухступенчатой схеме компримирования.  В частности, было установлено, что режим эксплуатации оборудования КС–19 и КС–19А не удовлетворяет принципу минимума работающих агрегатов.

  Выбор оптимальных схем компримирования на первом этапе производился расчетным путем. Специально разработанной для этой цели программой оптимизации режимов были пересчитаны все возможные сочетания работы агрегатов с учетом их фактического технического состояния.

В итоге были рассмотрены три варианта работы, при которых на КС-19 два агрегата работают в одну ступень сжатия , три агрегата работают в одну ступень сжатия и четыре агрегата работают по схеме .

На рисунке 2 приведены данные о расходе топливного газа при различных вариантах схем включения ГПА на КС–19.

Рисунок 2 – Потребление топливного газа ГПА

при различных схемах включения

Минимальный расход топливного газа соответствует схеме компримирования . Расчетная экономия топливного газа составляет 36%. Ранее такая схема включения ГПА на КС не использовалась. Для подтверждения теоретических обоснований были проведены экспериментальные исследования. 

  Рассмотрено внедрение низконапорной технологии транспорта газа в период 2003 – 2005 гг. на КС «Шаран». Продолжительность двухступенчатого компримирования КС–19 за анализируемый промежуток времени составила 486 суток. При этом периодически, в зависимости от режима работы газопровода, КС–19 переводилась в одну ступень, общее время работы на таком режиме составило 230 суток.

  На рисунке 3 представлены фактические зависимости расхода топливного газа от общей подачи газа через КС «Шаран», при работе КС19 в две ступени (линия 1), и после перехода на новый режим (линия 2), при котором КС–19 работала в одну ступень.

1 – двухступенчатое компримирование, 2 – одноступенчатое компримирование;

Рисунок 3   Зависимость расхода топливного газа от количества

транспортируемого газа в целом по КС

  Значения расходов получены путем прямых измерений перекачиваемого газа – на газоизмерительной станции (ГИС) и топливного газа – на узле учета КС. Изменение подачи газа за исследуемый период обусловлено технологическим  режимом работы МГ. На соседних станциях пуск в работу дополнительных ГПА не производился.

  Из анализа результатов (рис. 3) следует, что проведенная процедура применения низконапорной схемы включения ГПА позволяет сократить потребление топливного газа на нужды КС на величину 45%. Из рисунка также следует, что максимальная подача при работе КС–19 в одну ступень возможна в объеме не более 265 млн. м3/сутки. 

  В качестве количественной оценки эффективности  работы КС использовалось отношение расхода топливного газа к количеству транспортируемого газа qтг. На рис. 4 приведена зависимость данного параметра  от времени работы.

1 – работа КС-19 по двухступенчатой схеме компримирования; 2 – работа КС–19 в одну ступень; 3 – работа КС–19 в одну ступень по схеме в «параллель» с КС-6;

4 - работа КС–19 в одну ступень по схеме в «параллель» с КС–6 и КС–19а.

Рисунок 4 Динамика изменения отношения расхода топливного газа

к количеству транспортируемого газа по КС «Шаран»

Из графика следует, что при работе по существующей (неоптимальной) технологической схеме КС средний относительный расход газа по станции составил 0,0033 зависимость (1), после перехода  по КС-19 на режим в одну ступень значение составило 0,0027 зависимость (2). Величина снижения потребления топливного газа равна 18%.

  Высокие величины рабочих давлений позволили перейти на работу по схеме КС6 (), КС19 (), при этом станции находились в работе с открытыми перемычками, КС19а была остановлена, а МГ «Уренгой Новопсков» переведен в транзитный режим.

При анализе эффективности данного режима работы учитывался только компримируемый объем газа. Величина относительного расхода составила 0,0018 зависимость (3), т.е. уменьшение по сравнению с первоначальным режимом  достигло 45%.

В связи с увеличением загрузки МГ схема работы была изменена: КС6 (), КС19 (), КС19а (), за счет работы КС19 в одну ступень снижение расхода топливного газа составило 9 % (зависимость 4).

Предлагаемое решение – работа неполнонапорных агрегатов в одноступенчатом режиме в условиях пониженной загрузки МГ было реализовано на пяти компрессорных станциях: «Ургала», «Аркаулово», «Полянская», «Шаран», «Кармаскалы».

Экономия топливного газа за счет работы на низконапорных режимах составила 7,4% от годового расхода топливного газа на нужды магистрального транспорта газотранспортного предприятия.

Следует также отметить, что при переводе компрессорной станции на низконапорные режимы  контролировались и анализировались все общестанционные параметры, в том числе и характеристики работы аппаратов воздушного охлаждения газа, включая расход электроэнергии на привод вентиляторов.

На рис. 5 представлены зависимости количества включенных вентиляторов от температуры наружного воздуха по фактическим данным работы КС: зависимость (1) при работе по стандартной схеме, (2) – при работе на новом низконапорном режиме.

Как видим из рисунка, с увеличением температуры наружного воздуха разность между необходимым количеством вентиляторов при двухступенчатом и одноступенчатом компримировании возрастает.

Расчеты показали, что при переходе на энергоэффективный низконапорный режим работы ГПА – «в одну ступень» экономия электроэнергии на АВО составит до 15%.

 

1 – двухступенчатое компримирование, 2 – одноступенчатое компримирование;

Рисунок 5 Зависимости количества работающих вентиляторов
АВО газа от температуры наружного воздуха

Еще одной актуальной задачей, решение которой позволит сократить расход природного газа на собственные нужды, является оптимизация работы разнотипных газоперекачивающих агрегатов, установленных на компрессорной станции.

Сформулируем задачу выбора рациональных режимов работы ГПА при их работе по схеме в «параллель».

На основании известной суммарной  подачи всех агрегатов требуется перераспределить поток газа по агрегатам таким образом, чтобы суммарный коэффициент полезного действия всей группы ГПА был максимальным.  Рассмотрим подход к решению поставленной задачи, основанный на теории позиномов.

Если для каждого агрегата известна зависимость вида , то задача сведется к нахождению экстремума целевой функции вида:

 

где zi характеристика центробежных нагнетателей (i=1…n).

Проведенный нами сравнительный анализ экспериментально построенных диаграмм ГПА показал, что наиболее достоверно (в смысле дисперсии адекватности) в классе элементарных функций искомую зависимость удается описать функцией вида:

,  (1)

где е – КПД газотурбинной установки;

  a, b, – эмпирические коэффициенты;

  Q – объемная подача нагнетателя, м3/мин.

Исходя из условия минимума расхода топливного газа, необходимо, чтобы каждый из агрегатов работал в зоне максимального КПД. В связи с тем, что ГПА работают в группе по схеме в «параллель» целесообразно использовать суммарный КПД всех n работающих агрегатов, тогда выражение (1) будем рассматривать в виде суммы:

(2)

  Формально в выражении (2) получим , чего на самом деле не может быть. Такая функция носит чисто математический смысл и необходима для постановки задачи оптимизации группы работающих агрегатов из условия их работы в зоне приближенной к максимальному значению КПД.

  Очевидно, что левая часть уравнения (2) будет достигать наибольшего значения, когда величина:

(3)

будет минимальной. В таком случае поставленная выше задача оптимизации работы группы работающих ГПА сведется к нахождению минимума целевой функции вида:

,  (4)

где Q1 , Q2, … , Qn подача каждого из нагнетателей в группе, м3/мин.

  Тогда в соответствии с определением глобального минимума для позиномов  минимум целевой функции (4) определится по формуле:

,  (5)

где Qф – объемный расход газа через КС.

  В таком случае оптимальная подача каждого из ГПА работающих в группе с точки зрения максимального суммарного коэффициента полезного действия, определится в виде зависимости:

  (6)

  Полученная зависимость (6) позволяет рассчитывать оптимальную подачу каждого из разнотипных агрегатов, работающих в группе по схеме в «параллель», если известен расход газа по МГ.

  Полученные результаты показали, что перераспределение нагрузки между ГПА из условия максимума эффективного КПД газотурбинной установки и политропного КПД центробежного нагнетателя позволяет повысить энергетическую эффективность работы ГПА на КС при их работе в группе по схеме в «параллель» до 16%.

  Проведенные нами экспериментальные исследования рабочих характеристик газотурбинных установок на газотранспортных предприятиях ОАО «Газпром» показали, что  для установок даже одного типа с одинаковой наработкой они различны.

Снижение характеристик происходит также в процессе промышленной эксплуатации оборудования, что связано со старением и износом узлов и элементов установок. На рисунке 6 представлены характеристики для нескольких ГТУ – сплошные линии характеристики для ГПА №31 КС19 «Шаран», маркерами показаны характеристики для других ГПА.

Рисунок 6 Зависимость частоты вращения вала КВД от температуры

воздуха на входе в газотурбинную установку

  Из рисунка следует, что наблюдается значительная вариация характеристик ГТУ в пределах одной станции, следовательно, для расчета режимов нужно использовать индивидуальные характеристики ГТУ.

В  последнее время наблюдается значительная суточная неравномерность транспорта газа, связанная не только с нестационарностью потребления газа  промышленными потребителями, но и  с увеличением количества проводимых ремонтов участков газопроводов, при выводе которых в ремонт меняется гидравлический режим газопроводов и соответственно режимы работы КС. Непостоянна также и температура наружного воздуха, влияющая на располагаемую мощность ГТУ.

  Подобные обстоятельства приводят к затрате значительного количества времени при эксплуатации ГПА на определение  режима работы газоперекачивающих агрегатов.

Для определения частоты вращения вала КВД предложен алгоритм получения аналитических зависимостей частоты вращения компрессора высокого давления (nквд) от температуры воздуха на входе в двигатель (tвх) и нагрузки (N) с учетом индивидуального технического состояния газотурбинного двигателя,  суть которого заключается в следующем.

Предположим, что имеется некоторая величина F, зависящая от двух параметров p и q. Пусть в условиях эксперимента задавались определенные значения параметра q=q1, q2, …, qn  и определялась зависимость F от p при фиксированных q. В том случае, когда вид полученных кривых в плоскости (p, F) носит качественно сходный характер, часто удается подобрать специальные координаты, с помощью которых  исследуемую сложную двумерную поверхность F=F(p, q) удается описать с помощью нескольких простых плоских кривых. При этом семейство кривых в плоскости (p, F), соответствующих различным значениям q, «сжимается» в одну универсальную кривую. Поскольку вид этих координат устанавливается путем изучения качественного поведения кривых в некоторых характерных предельных случаях  (F=F(0, q) и F=(, q)), то их можно называть асимптотическими координатами.

Построим аналитическую модель для характеристик, представленных на рис. 6 (сплошные линии для ГПА №31). Пусть в плоскости (n, tвх) имеется серия кривых на интервале [0, t]. Построим первоначально зависимость функции n от второго параметра N для двух предельных значений параметра t: t=tmin, t=tmax. В результате будут получены функции: , , показанные на рис. 7  плоскими кривыми, которые описываются следующими эмпирическими зависимостями:

,  (7)

. (8)

Рисунок 7 – Зависимости частоты вращения вала КВД

от относительной нагрузки при tmin и tmax

Прямой проверкой нетрудно убедиться, что если вместо функции n ввести новую вспомогательную функцию f = f(N, t) по формуле:

, (9)

то видно, что функция обладает следующими свойствами: f=0 при t=tmin и f=1 при t=tmax . Кривые в плоскости (f, t) достаточно плотно прилегают друг к другу (рис. 8). Поэтому для вспомогательной функции f можно использовать приближенную зависимость вида:

f = 0,0105·tвх+0,5821. (10)

Коэффициенты полученной зависимости определялись методом наименьших квадратов по всему объему выборки.

Рисунок 8 – Зависимость относительной нагрузки

от температуры воздуха на входе в ГТУ

Таким образом, искомую сложную двумерную поверхность в трехмерном пространстве удалось описать всего тремя плоскими кривыми, изображенными на рис. 7, 8.

Подставляя уравнения (7), (8), (10) в уравнение (9) и преобразуя его, получена зависимость частоты вращения nквд от  tн и N:

Полученная с помощью предлагаемого способа расчетная математическая модель режима работы КВД для ГПА №31 КС19 «Шаран» имеет следующий вид:

В третьей главе рассмотрены вопросы влияния нестационарных режимов транспорта газа на работоспособность МГ, получены количественные критерии, позволяющие отслеживать  напряжения в трубопроводах в динамике для снижения рисков аварийных разрушений. 

  По состоянию на 01.01.2006 в ОАО «Газпром» эксплуатировалось 156,6 тыс. км газопроводов разного диаметра, из них диаметром Ду1400 – 52,8 тыс. км, Ду1200 – 25,3 тыс. км.  38,2 % эксплуатировались при давлении 75 кгс/см2, 46,6 % – при давлении 55 кгс/см2. Количество компрессорных цехов составляло 716 шт. (4109 ГПА) с установленной мощностью 44,9 млн.кВт.

На начало 1997 г. в ОАО «Газпром» эксплуатировалось 145 тыс. км газопроводов, т.е. за девятилетний период общая протяженность газопроводов увеличилась на 11,6 тыс. км (8%). Количество компрессорных цехов увеличилось на 40 шт.

Проведенный анализ свидетельствует о том, что система магистрального транспорта газа в целом непрерывно развивается. В то же время наработка значительной части газопроводов приблизилась к своему предельному сроку службы или превысила установленный ресурс – 33 года. Анализ причин возникновения аварий на МГ свидетельствует о том, что современное диагностирование газопроводов, располагающее большим арсеналом различных методов и средств, не должно ограничиваться базовыми принципами дефектоскопии, а должно также ориентироваться на решение задач количественной оценки  напряжений в трубопроводах и снижения воздействий нагрузок на стенки труб и сварные швы.

Для количественной оценки изменения кольцевых напряжений в металле трубы в зависимости от рабочего внутреннего давления используется размах напряжений цикла (R), определяемый как соотношение минимального значения кольцевых напряжений к максимальному значению за цикл. 

Известно, что сталь при значении R<Rкр= 0,9 ведет себя неустойчиво против разрушения. В 2003 г. самое низкое значение R составило величину 0,93, в 2004 г. минимальное значение R= 0,65, в 2005 г. – 0,88.

Несмотря на наличие размаха напряжений ниже 0,9 в 2004, 2005 гг. аварийных разрушений МГ не произошло, следовательно, величина R не является достаточно информативной величиной, на основе которой можно интерпретировать развитие аварий.

  На рис. 9 представлена характеристика изменения параметра R для МГ «Уренгой – Петровск» за 2003 г., на котором произошли  две аварии со значительным выбросом природного газа в атмосферу.

Рисунок  9 – Динамика размаха напряжений в МГ «Уренгой – Петровск»

на выходе КС «Полянская»

Как следует из рисунка, перед аварией № 1 значение R составило 0,97, а перед аварией № 2 – 0,96, обе аварии произошли при значениях R выше критического значения. В связи с этим актуальным является разработка дополнительных количественных критериев, позволяющих повысить работоспособность МГ. 

Очевидно, что само по себе давление в стационарном режиме не оказывает прямого влияния на работоспособность газопровода, а вот переходные процессы – флуктуации в период эксплуатации – могут оказаться существенным фактором повышения аварийности.

  Для реализации контроля за степенью воздействия пульсаций давления перекачиваемого газа на работоспособность газопроводов предложены критерии, учитывающие упорядоченность флуктуаций во временном ряду. Для их разработки использовалась теория детерминированного хаоса.

  Если некоторый сигнал генерируется подобной динамической системой, то поведение системы можно описать как движение изображающей точки в фазовом пространстве на странном аттракторе, который представляет собой фрактальное множество, наиболее важные свойства которого определяют размерностные характеристики размерность Хаусдорфа (D) и показатель Херста (Н).

  Для повышения информативности  показателей в работе предложено рассчитывать критерий =DH.  Рассмотрим временной ряд измерений давления в газопроводе  как объект, имеющий фрактальные свойства, используя фрактальные характеристики одномерных временных рядов – размерность  (D) и показатель (Н).

Для расчета показателей (D) и (H) временной ряд давления газа в МГ «Уренгой – Петровск» до момента аварий был разбит на интервалы с цикличностью в 24 часа. Для каждого интервала рассчитывались значения фрактальных размерностей. Результаты расчета представлены в табл. 1.

Таблица 1 – Результаты расчета показателя

Номер цикла

D

H

1

1,08

0,92

0,16

2

1,14

0,86

0,28

3

1,00

1,00

0,00

4

1,00

1,00

0,00

5

1,14

0,86

0,28

6

1,05

0,95

0,10

7

1,10

0,90

0,20

8

1,01

0,99

0,02

9

1,05

0,95

0,10

10

1,01

0,99

0,02

11

1,07

0,93

0,14

12

1,01

0,99

0,02

13

1,07

0,93

0,14

14

1,05

0,95

0,10

15

1,08

0,92

0,16

16 (авария №1)

1,28

0,72

0,56

17

1,00

1,00

0,00

18

1,21

0,79

0,42

19 (авария №2)

1,35

0,65

0,70

Из таблицы 1 следует, что перед аварией №1 значение показателя (D) составило 1,28, показателя (H) 0,72, а величина критерия = 0,56. В момент аварии №2 значение показателя (D) составило 1,35, показателя (H) 0,65, величина критерия = 0,70. 

При использовании количественного показателя () для  контроля за работоспособностью магистрального газопровода условием его безотказной работы  будет min.

  Во 2 главе показано, что в условиях работы МГ с расходом ниже проектных значений нужно работать на низконапорных режимах с невысокими степенями сжатия, что позволяет существенно снизить расход топливного газа на компримирование. Произведено исследование интенсивности пульсаций  давления газа для двух случаев: при работе по стандартной схеме компримирования и для случая работы на низконапорном режиме.

Для исследований воспользуемся временными зависимостями давлений газа на выходе одной из КС, где внедрена низконапорная технология транспорта газа. В табл. 2 представлены результаты расчета показателей D, Н и . Из табл. 2 следует, что при работе по стандартной схеме среднее значение показателя составило 0,29, а при низконапорном режиме транспортировки газа 0,18. 

Таблица 2 – Результаты расчета показателей и

Номер

цикла

Низконапорный режим

Стандартный

режим

Низконапорный режим

Стандартный

режим

D1

H1

D2

H2

1

2

1

1,09

0,91

1,31

0,69

0,18

0,62

2

1,04

0,96

1,25

0,75

0,08

0,50

3

1,17

0,83

1,09

0,91

0,34

0,18

4

1,00

1,00

1,16

0,84

0,00

0,32

5

1,03

0,97

1,05

0,95

0,06

0,10

6

1,18

0,82

1,05

0,95

0,36

0,10

7

1,11

0,89

1,36

0,64

0,22

0,72

8

1,00

1,00

1,02

0,98

0,00

0,04

9

1,13

0,87

1,36

0,64

0,26

0,72

10

1,14

0,86

1,10

0,90

0,28

0,20

11

1,08

0,92

1,09

0,91

0,16

0,18

12

1,04

0,96

1,08

0,92

0,08

0,16

13

1,08

0,92

1,15

0,85

0,16

0,30

14

1,14

0,86

1,15

0,85

0,28

0,30

15

1,06

0,94

1,31

0,69

0,12

0,62

16

1,16

0,84

1,17

0,83

0,32

0,34

17

1,00

1,00

1,00

1,00

0,00

0,00

18

1,08

0,92

1,11

0,89

0,16

0,22

19

1,14

0,86

1,09

0,91

0,28

0,18

20

1,12

0,88

1,16

0,84

0,24

0,32

21

1,03

0,97

1,05

0,95

0,06

0,10

22

1,08

0,92

1,04

0,96

0,16

0,08

23

1,17

0,83

1,19

0,81

0,34

0,38

Среднее

1,09

0,91

1,15

0,85

0,18

0,29

Из таблицы также видно, что при работе на стандартном режиме в четырех случаях величина критерия превышала уровень 0,56, при котором произошло аварийное разрушение МГ «Уренгой – Петровск» (номера циклов №1, 7, 9, 15).

С учетом того, что вероятность аварий снижается при  min, низконапорный режим является предпочтительным с точки зрения повышения работоспособности МГ. 

Четвертая глава посвящена вопросам  оценки потенциала экономии природного газа на объектах добычи, оценке эффективности основного технологического оборудования магистральных трубопроводов, разработке способов повышения энергетической эффективности оборудования.

  Для современного этапа освоения и использования ресурсов природного газа характерно значительное снижение роли Сеноманских газовых залежей  севера Тюменской области (Уренгойское,  Ямбургское, Медвежье месторождения и др.). Эти объекты переходят (или уже перешли)  в стадию падающей добычи, когда каждый дополнительный процент извлечения остаточных запасов газа связан с увеличением затрат на подачу этого газа в МГ с помощью дожимных компрессорных станций (ДКС). В связи с этим становится актуальной проблема разработки комплекса технологий и технических средств, для ресурсосберегающего освоения и использования оставшегося углеводородного сырья.

  Главным показателем, от которого зависит режим работы дожимных компрессорных станций, является объем добываемого газа. На основе спрогнозированных величин объемов добываемого газа  разрабатывается карта рациональных режимов работы оборудования, позволяющая повысить оперативность выбора энергоэффективных режимов работы  ДКС.

В работе предложен метод прогнозирования объемов добычи природного газа на месторождении с использованием статистических данных.

  В качестве экспериментальных данных использовались  объемы помесячной добычи газа за пятилетний период эксплуатации Сеноманской залежи одного из северных промыслов. На рис. 10 представлена помесячная динамика добычи газа по 15 ДКС.

  Из результатов следует наличие значимой корреляции между зависимостями, которая составляет 0,96 – 0,99. Из рисунка также следует невысокая вариация суточной и месячной неравномерности добычи, поэтому следует ожидать достаточно высокую достоверность результатов прогноза.

Разработка метода прогнозирования производилась с помощью теории нейронных сетей (НС). Важнейшая особенность сети, свидетельствующая о ее широких возможностях и огромном потенциале, заключается в параллельной обработке информации всеми звеньями. 

Основу обучения НС представляет целевая функция, формулируемая, как правило, в виде квадратичной суммы разностей между фактическими и ожидаемыми значениями выходных сигналов.

Рисунок 10 – Динамика добычи газа по 15 ДКС

В случае единичной обучающей выборки (x, d) целевая функция определяется в виде: 

. (11)

При большем количестве обучающих выборок j (j=1, 2, 3…,p) целевая функция превращается в сумму по всем выборкам

. (12)

  Если принять, что целевая функция непрерывна, то наиболее эффективными способами обучения оказываются градиентные методы оптимизации, согласно которым уточнение вектора весов (обучение) производится по формуле: , (13)

где 

– коэффициент обучения; p(w) – направление в многомерном пространстве w.

  Обучение многослойной сети с применением градиентных методов требует определения вектора градиента относительно весов всех слоев сети, что необходимо для правильного выбора направления p(w). Эта задача имеет очевидное решение только для весов выходного слоя.

  На основании вышеизложенного рассмотрим  задачу прогнозирования добычи углеводородного сырья по промыслам. На рис. 11 представлена структура НС  применительно к промыслам одного из Cеверных месторождений.

Рисунок 11 – Структура нейронной сети для Северного месторождения

  Символом n обозначено количество месяцев в обучающей выборке, k=n–1, m – количество  пунктов  учета добываемого  газа. Имея в наличии временные ряды значений, представляющих собой помесячную добычу газа по пятнадцати ДКС, целевую функцию зададим формулой (11). С учетом обозначений, введенных на рисунке 8, функция определится выражением: 

  .  (14)

Конкретные компоненты градиента рассчитываются дифференцированием зависимости (14). При этом подбираются веса нейронов выходного слоя. Для выходного слоя получим:

, (15)

где . Если ввести обозначение , то соответствующий компонент градиента относительно весов нейронов выходного слоя можно представить в виде: 

. (16)

Описание градиента представляется произведением двух сигналов: первый соответствует начальному узлу данной взвешенной связи, а второй – величине погрешности, перенесенной в узел, с которым эта связь установлена.

Эффективность  прогнозирования оценивалась показателем процентной погрешности, рассчитываемой по формуле:

, (17)

где – прямо спрогнозированное значение добычи газа;

Q – фактическая месячная добыча газа;

  n – количество ДКС, оборудованных узлами учета.

Установлено, что с увеличением объема обучающей выборки повышается точность прогноза. Наибольшая достоверность прогноза достигается при использовании нейронной сети, обученной по данным за четыре года, погрешность при этом составляет не более 2,5%.

В условиях снижения объемов добычи природного газа актуальной также является разработка новых схем работы ГПА при компримировании газа на ДКС с целью реализации низконапорной технологии перекачки газа. 

Показано, что газ валанжинской залежи с падающим дебитом  может подаваться в смеси с газом сеноманской залежи на вторую ступень компримирования ДКС. Предложена схема и способ работы ГПА на второй ступени компримирования на низконапорном режиме со сниженными степенями повышения давления.  Подобный режим позволяет снизить удельный расход топливного газа на величину до 20%.

Пятая глава посвящена вопросам исследования фактических (расчетных) характеристик АВО газа, разработке методов диагностирования АВО газа без  вывода их из работы, получению аналитических моделей для оценки фактической тепловой эффективности АВО с возможностью использования их в расчетных оптимизационных комплексах КС.

  Установлено, что при отключенных вентиляторах значительное влияние на точность расчетов оказывает погрешность измерения температур, при этом измеренная тепловая эффективность  отличается от результатов с включенными вентиляторами на величину до 35%. При включенных вентиляторах взаимное отклонение результатов по секциям не превышает 6%.

Для оценки тепловой эффективности АВО газа необходимо использовать результаты экспериментов, полученные при включенных вентиляторах. Фактический теплосъем при текущих режимах работы АВО отличается от паспортных величин. По измеренным значениям теплотехнических показателей работы АВО газа были построены фактические лучевые характеристики секций АВО.

  Лучевые характеристики АВО представляют собой качественно сходные кривые.

На рис. 12 представлены результаты обработки экспериментальных данных для АВО типа «Хадсон» при свободной конвекции. Аналогичный вид имеют лучевые характеристики для случаев с одним и двумя работающими вентиляторами.

Лучевые характеристики АВО газа представляют собой качественно сходные кривые. В этом случае для их представления в аналитическом виде удобно воспользоваться методом асимптотических координат.

На его основе получены аналитические зависимости теплосъема для трех режимов работы  АВО: вентиляторы выключены, работает 1 вентилятор, работают 2 вентилятора.

Рисунок 12 – Построение лучевых характеристик АВО газа при работе в режиме свободной конвекции – «вентиляторы отключены»

.

В работе приняты следующие обозначения:

  Q  – теплосъем, ккал/ч; 

  G – расход газа, кг/ч;

  t  – разность температур газа на входе в АВО и окружающего воздуха,

t = tг вх. – tвоз., °C.

Полученные аналитические зависимости теплосъема Q от разности температур и расхода газа G имеют следующий вид:

– при включенных двух вентиляторах:

Q2 = (0,0372t0,3752)( 0,00008G2+40,121G 2000000);

– при включенном одном вентиляторе:

Q1 =(0,0509t0,8176)( 0,00002G2+15,113G+148135);

– при выключенных вентиляторах:

Q0 =(0,1278t4,6173)( 0,00002G2+9,4928G 72616).

Проведены исследования по применению инфракрасных методов для диагностирования АВО газа на МГ. Показана возможность диагностирования технического состояния АВО газа на основе периодических тепловизионных обследований. 

На рисунке 13, а представлен фотоснимок поверхности теплообмена, АВО газа со снижением интенсивности теплообмена некоторых трубных пучков. 

Маркерами на рисунке 13, б, сделанном инфракрасной камерой, показаны значения температур на поверхности теплообмена АВО газа. Буквенным обозначениям соответствуют значения температур,  приведенных в правой зоне снимка. На рисунке 13, с представлено изменение температур на трубных пучках. Анализ рисунка позволяет выявить трубные пучки с пониженной тепловой эффективностью.

На основе анализа тепловой эффективности АВО газа одной из КС, находящихся в эксплуатации 25…30 лет, выявлено, что около 6% трубок закупорены и не работают.

а) снимок цифровой фотокамерой;

б) снимок инфракрасной камерой;

с) изменение температуры на поверхности трубных пучков

Рисунок 13 секция №13 АВО газа

 

  Применение инфракрасных методов контроля позволяет перейти к системе поддержания эксплуатационной готовности и эффективности АВО газа путём организации их ремонта по фактическому техническому состоянию. 

В шестой главе произведена количественная оценка сокращения выбросов парниковых газов за счет реализации предложенных в диссертационной работе методов повышения энергоэффективности транспорта газа.

  Киотский протокол об ограничении и сокращении выбросов парниковых газов стал первым глобальным соглашением об охране окружающей среды, основанным на рыночных механизмах регулирования механизме международной торговли квотами на выбросы парниковых газов.

Парниковый эффект атмосферной оболочки Земли существовал всегда, он обусловлен наличием в атмосферном воздухе трехатомных молекул водяного пара – водяной пар природного происхождения отвечает за 60 % парникового эффекта в целом (рис. 14).

Остальные 40% – результат влияния деятельности человека на окружающую природу. Оценки показывают, что с СО2 связано 80% парникового эффекта, в то время как метан  дает 18–19 %, а остальные газы 1–2 % антропогенного парникового эффекта. Все перечисленные газы имеют различную способность к образованию парникового эффекта, их вклад в глобальное потепление выражается при помощи эквивалента  CO2.

Рисунок 14 – Структура парникового эффекта

В целях оценки эффективного использования энергетических ресурсов и снижения затрат потребителей на топливо проводятся энергетические аудиты и обследования объектов-потребителей ТЭР.

Значительный потенциал снижения выбросов парниковых газов приходится на ГПА, установленные на объектах магистрального транспорта газа. Нами была произведена оценка возможности снижения выбросов углекислого газа СО2 за счет повышения КПД газоперекачивающих агрегатов в целом по ОАО «Газпром».

  Как правило, причинами снижения КПД ГПА являются неудовлетворительное техническое состояние (увеличение радиальных зазоров, загрязнение проточной части) и режим работы, отличающийся от оптимального. По мере эксплуатации ГПА происходит, в частности,  загрязнение проточной части и нарушение оптимальной величины радиальных зазоров осевого компрессора. Поддержание КПД на номинальном уровне приводит к снижению потребления топливного газа. Проведенные экспериментальные исследования показали, что повышение КПД газоперекачивающих агрегатов на 1% приведет к снижению расхода топливного газа в целом по ГПА ОАО «Газпром» на 1,4 млрд. м3  в год, что эквивалентно уменьшению выбросов в атмосферу парникового газа СО2 в количестве 2,76 млн. тонн в год. Кроме того, при этом снижаются затраты на природный газ в размере около 50 млн. евро в год.

С учетом протяженности газопроводов, объемов ремонтных работ, товаротранспортной работы оценочные выбросы парникового газа метана в атмосферу в целом по ОАО «Газпром» в настоящее время составляют 2700 тыс. м3 в год  (95 млн. евро). Это эквивалентно выбросам СО2 в количестве 38 млн.тонн и  плате за выбросы в объеме 500 млн. евро при торговле квотами на эмиссию парниковых газов в условиях реализации Киотского протокола.

  На рисунке 15 представлена структура вклада каждого из реализованных мероприятий по повышению энергоэффективности системы магистрального транспорта газа в общее снижение выбросов парниковых газов по газотранспортному предприятию. 

Из рисунка следует, что основной вклад вносят беззатратные мероприятия по оптимизации режимов эксплуатации ГПА и выработка газа из отключаемых участков газопроводов перед проведением ремонтных работ. В сумме эти мероприятия составляют 71 % общего достигнутого эффекта.

Рисунок 15 Структура снижения выбросов парниковых газов

Если учесть количество ГПА, эксплуатирующихся в ОАО «Газпром», и общую длину обслуживаемых газопроводов, то полное снижение выбросов парниковых газов по ОАО «Газпром» за 5 лет реализации решений Киотского протокола ориентировочно составит 60 млн. тонн, или 1,5 млрд. евро (с учетом стоимости сэкономленного природного газа) в ценах 2007 года.

В работе произведена оценка сокращения выбросов за счет перехода на энергоэффективный режим эксплуатации КС «Шаран» (глава 2). Дополнительный экономический эффект от участия в реализации Киотского протокола, в случае если будет развернута широкая система торговли квотами на выбросы, при цене порядка 13 евро за тонну СО2  денежный потенциал для этой станции составит 2340,5 тыс. евро в год.

  Источником выбросов парникового газа могут быть и негерметичные краны на магистральных газопроводах. В процессе эксплуатации краны теряют свою герметичность по разным причинам, а именно: износ, старение, несоблюдение требований эксплуатации.

Очевидно, что при принятии решения о замене кранов возникает неопределенность, выраженная в оценке момента времени, последовательности замены кранов.

В работе предложен  метод  планирования замены негерметичных кранов при условии минимума затрат от утечек на основе оптимизации принятия решений.

При перекачке газа по многониточной системе МГ актуальна задача оптимизации при условии максимума рабочего давления или расхода газа. Решена задача имитационного моделирования режима работы многониточной газотранспортной системы  КС «Полянская» «Москово» «Шаран».

  При моделировании предполагалось, что давления на входе КС «Полянская» и на выходе из КС «Шаран» являются граничными и постоянные значения.

Перераспределение давлений в ГТС позволило снизить степень повышения давления на КС–19 «Шаран» с 1,38 до 1,19, следовательно, при таком режиме имеется возможность работы ГПА на низконапорном режиме. 

В работе установлено, что оптимизация схемы компримирования трех последовательных КС «Полянская» – КС «Москово» –  КС «Шаран»  позволяет снизить расход топливного газа на  величину до 6,7%.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1 Разработаны научно-практические основы выбора схем включения разнотипных ГПА, работающих совместно на КС или в соседних цехах, реализующие низконапорную технологию транспорта газа, позволяющие снизить расход топливного газа на КС до 45%. При работе КС по предлагаемым схемам включения ГПА сокращается потребность в АВО газа, что дает дополнительно экономию электроэнергии до 15%. 

2 Получена методология моделирования режимов работы газотурбинного привода на основе фактических характеристик КВД многовальных газоперекачивающих агрегатов, позволяющая в зависимости от изменяющихся условий эксплуатации определять режимы работы ГТУ. Разработана методика выбора рациональных режимов работы разнотипных газоперекачивающих агрегатов из условия работы нагнетателя в области максимального КПД, позволяющая повысить энергетическую эффективность КС на 16%.

3 Разработаны методические основы, на основе теории детерминированного хаоса, повышения работоспособности МГ, позволяющие устанавливать предельные режимы перекачки газа, приводящие к авариям, по величине вновь полученного, для поставленной задачи количественного критерия. Установлено и обосновано преимущество перекачки газа на низконапорных режимах с применением нетрадиционных схем включения ГПА.

4 Получен метод моделирования лучевых характеристик АВО газа на основе экспериментальных данных, реализация которого в промышленных условиях позволит дать достоверную оценку тепловой эффективности секций аппаратов. Показано, на основе инфракрасных съемок, что снижение тепловой эффективности АВО газа происходит преимущественно по причине закупорки трубных пучков. Количество дефектных трубок в секциях АВО газа, находящихся в эксплуатации в течение 25 – 30 лет, достигает 6%. 

  5 Разработан метод определения порядка проведения планово-предупредительных работ по замене дефектных кранов на объектах МГ, позволяющий снизить эксплуатационные расходы на 10% и уменьшить выбросы парникового газа метана в атмосферу.  Показано, что повышение КПД газоперекачивающих агрегатов на 1% приводит к снижению расхода топливного газа в целом по ОАО «Газпром» на 1,4 млрд. м3 в год. Сокращение расхода топливного газа на 1,4  млрд. м3 в год  эквивалентно уменьшению выбросов в атмосферу парникового газа СО2 в количестве 2,76 млн. тонн в год.

6 Получены технологические основы выбора рациональных режимов транспортировки природного газа по многониточной газотранспортной системе ЕСГ, основанные на имитационном моделировании схем включения разнотипных ГПА и параметров перекачки, позволяющие реализовать низконапорную технологию перекачки газа и снизить расход топливного газа на величину до 6,7%.

  Основные положения диссертационной работы отражены в следующих работах:

  1. Смородов Е.А., Китаев С.В. Изучение динамики зависимостей между параметрами работы газоперекачивающих агрегатов // Методы кибернетики химико-технологических процессов: Материалы V Международной конференции. – Уфа, 1999. – С. 167–168.
  2. Байков И.Р., Смородов Е.А., Китаев С.В. Изучение влияния очистных мероприятий проточных частей осевых компрессоров на надежность работы газотурбинных установок // Известия вузов. Проблемы энерге­тики.–№5 – 6. 2000.– С. 77 – 82.
  3. Смородов Е.А., Китаев С.В. Методы расчета коэффициентов технического состояния ГПА//Газовая промышленность. –№5. – 2000.– С.29–31.
  4. Байков И.Р., Китаев С.В., Костарева С.Н. Уточнение необходимого объема информации для достоверной оценки технического состояния газокомпрессорного оборудования // Материалы 51-й научно-технической конференции. – УГНТУ. – Уфа, 2000. – С.82–83.
  5. Китаев С.В., Костарева С.Н. Диагностирование технического состояния газоперекачивающих агрегатов на основе контроля температуры аппаратов воздушного охлаждения масла // Материалы межрегиональной научно-методической конференции. – Уфа, 2000. – С. 82–83.
  6. Китаев С.В., Костарева С.Н. Параметрический контроль технического состояния газоперекачивающих агрегатов // Материалы межрегиональной научно-методической конференции. – Уфа, 2000. – С.84–85.
  7. Байков И.Р., Смородов Е.А., Голья­нов А.И., Китаев С.В. Уточнение методики определе­ния технического состояния газоперекачивающих агрегатов // Известия вузов. Проблемы энерге­тики. – 2001. – №3–4,  С. 3–6. 
  8. Китаев С.В. Повышение энергетической эффективности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов // Материалы конференции молодых руководителей и специалистов.– Екатеринбург, 2001. – С. 8–9.
  9. Китаев С.В., Костарева С.Н. Планирование сроков проведения ремонтов газоперекачивающих агрегатов // Материалы Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт – 2002». – Уфа, 2002. – С. 180–181.
  10. Китаев С.В. Оптимизация загрузки газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях с различной паспортной мощностью // Материалы Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт – 2002». – Уфа, 2002. – С. 149–150.
  11. Гольянов А.И., Китаев С.В. Построение режимных характеристик газотурбинных установок с учетом факторов старения и износа // Материалы Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт – 2002». – Уфа, 2002. – С. 192–193.
  12. Байков И.Р., Китаев С.В. Обеспечение рациональной эксплуатации магистральных газотранспортных систем // III Российский энергетический форум. Сборник материалов. – Уфа, 2003. –С. 68–69.
  13. Будзуляк Б.В., Пашин С.Т., Китаев С.В., Шаммазов А.М., Байков И.Р. Повышение эффективности режимов работы компрессорных станций // Газовая промышленность. – 2005. –№1. – С. 43–46.
  14. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. Применение нейронных сетей для прогнозирования добычи углеводородного сырья // Известия вузов. Нефть и газ. – 2005. –№6. – С. 60–64.
  15. Китаев С.В., Шаммазов И.А. Оценка потенциала экономии улеводородного сырья на ДКС//Газовая промышленность. – №11. – 2005.– С. 84–85.
  16. Китаев С.В. Исследование влияния технического состояния ГТУ на расчетные характеристики // V Российский энергетический форум. Материалы конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения», 2005. –  С. 191–198.
  17. Китаев С.В. Разработка энергосберегающих режимов магистрального транспорта газа // Материалы научно-практической конференции «Новые рубежи развития технологии транспорта газа». – Екатеринбург, 2005. –  С. 7–8.
  18. Шаммазов И.А., Китаев С.В. Влияние пульсаций давления газа на развитие аварийности магистральных газопроводов // Материалы Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт – 2005». – Уфа, 2005. – С. 164–165.
  19. Китаев С.В., Шаммазов И.А. Повышение энергетической эффективности режимов работы компрессорных станций магистральных газопроводов // Территория нефтегаз. – №8.–2006.–С.34–36.
  20. Байков И.Р., Китаев С.В. Обеспечение эффективности транспорта газа сложных газотранспортных систем в условиях неопределенности//VI Российский энергетический форум. Материалы конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения». – Уфа, 2006.– 44 – 46.
  21. Байков И.Р., Китаев С.В. Выбор рациональных режимов работы технологического оборудования // VI Российский энергетический форум. Материалы конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения». – Уфа, 2006.– С.47 – 49.
  22. Китаев С.В.,  Шаммазов И.А. Повышение энергетической эффективности режимов работы // Сборник работ победителей 14 конкурса научно-технических разработок среди предприятий и организаций ТЭК. – 2006. –  С. 23 – 26.
  23. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. Влияние параметров перекачиваемого углеводородного сырья на работоспособность магистральных газопроводов//Известия вузов. Нефть и газ. – №6, 2007. – С. 70 – 75.
  24. Байков И.Р., Шаммазов А.М., Китаев С.В., Талхин С.Р. Энергосберегающие режимы технологического оборудования // Известия вузов. Нефть и газ. –№2. –2007, С. 59 – 63.
  25. Байков И.Р., Китаев С.В., Талхин С.Р. Принципы определения индивидуальных характеристик газоперекачивающего оборудования // Газовая промышленность. – №9. – 2007.– С.70 – 72.
  26. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. Исследование влияния пульсаций транспортируемого газа на надежность работы магистральных газопроводов // Территория нефтегаз. – №3.–2007.– С.18 – 22.
  27. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. Моделирование работы газовых промыслов на основе нейронных сетей // Территория нефтегаз. – №4.–2007.– С.46 – 48.
  28. Байков И.Р., Китаев С.В.,  Талхин С.Р. Эксплуатация энергомеханического оборудования в современных условиях//Нефтегазовое дело. – 2007. – том 5. – №1, 2007.– С.159 – 162.
  29. Китаев С.В., Смородова О.В., Талхин С.Р. Совершенствование подходов к проведению энергообследований // VII Российский энергетический форум. Материалы конференции «Роль науки в развитии топливно–энергетического комплекса». – Уфа, 2007.–234–235.
  30. Китаев С.В., Смородова О.В., Талхин С.Р. Экспериментальная оценка энергоэффективности оборудования нефтегазовой отрасли // Материалы Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт–2007». – Уфа, 2007. – С. 164 – 165.
  31. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А., Медведев А.В. Исследование выбросов парниковых газов на предприятиях // Известия вузов. Нефть и газ. –№3. –2008, С. 114 – 117.
  32. Китаев С.В., Колоколова Е.А., Смородова О.В. Промышленный эксперимент на АВО газа // Материалы Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт–2008». – Уфа, 2008. – С. 222–224.
  33. Китаев С.В., Смородова О.В., Колоколова Е.А. Проведение энергообследований оборудования компрессорных станций//Материалы Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт–2008». – Уфа, 2008. – С. 224 – 226.
  1. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А., Талхин С.Р., Медведев А.В. Эксергетическая оценка эффективности работы технологического оборудования нефтегазовой отрасли // Известия вузов. Нефть и газ. 2008. – №4. – С. 65 – 66.
  2. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. Методы повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта природного газа. – СПб.: Недра, 2008. – 440 с.
  3. Китаев С.В. Энергосбережение при эксплуатации одновальных приводных газотурбинных установок на ГТЭС // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья.–№6.–2009.– С.6 – 9.
  4. Колоколова Е.А., Смородова О.В., Китаев С.В., Бурдыгина Е.В. Сравнение тепловой эффективности АВО газа до и после промывки трубного пучка//Материалы Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт–2009». – Уфа, 2009. – С. 254 – 256.
  5. Китаев С.В. Обеспечение эффективности эксплуатации газотурбинных электростанций // Материалы Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт–2009». – Уфа, 2009. – С. 71–73.





© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.