Idea Transcript
А.Ф. Калинин
Эффективность и регулирование режимов работы систем трубопроводного транспорта природного газа
Москва
2004
г.
УДК
622.691 к
17 Калинин А.Ф. Эффективность и регулирование режимов рабо ты систем трубопроводного трансnорта nриродного га за.- М.: MПA-Ilpecc,
2004.- 168
с.
Представлены методики опреде,1ения энергетической н экономической "Эффективности реализации энергосбсрега юших технологий при эксплуатации действующих техноло
гических участков магистральных газопроводов. Рассмотрены
nроцессы регулирования н оптимизации режимов работы ос новных объектов газотрансвортной системы. Представленные
в работе алгоритмы, методики н проrраммы прошли аnроба цию на объектах действующих технологических участков ма гистральных газоnроводов.
Для инженерно-технических работников газовой про мышленности занимающихся
и
персонала газотранспортных
вопросами эксплуатации
ного транспорта газа,
предприятий,
сиетем
магистраль
студеmов, маги·5 · Г
. Е= 0,19 %, Е11 ,., = о. 91%
= 2.001 +
-- . -
.
...
L
3.!
1
Коэффициент
Джоуля-Томсона
для
природного
газа,
значение которого входит в расчетные соотношения по опре
делению темnераrурных режимов линейных участков магист ральных газопроводов, следует рассчитывать nосле определе
ния комплекса (срт) (табл.
(cp-Dh)
3.1) по
и удельной изобарной тешюемкости
соотношению
(3.1) Необходимо отметить, что полученные расчетные соот ношения
по
определению термодинамических характеристик
природного газа в целом точнее ныне используемой системы
расчетных соотношений ности
определения
[15, 39, 43, 44, 80].
термодинамических
родного газа снижены в
ошибок уменьшена в
1,3 + 2 раза, 1,5 + 3 раза.
Средние погреш
характеристик
при
а величина максимальных
Анализ точности полученных расчетных соотношений
дает возможность выбрать тот или иной метод определения термодинамических
характеристик
nриродного
газа
при
рас
чете процессов, происходящих в объектах газотранспортной системы. К примеру, так как точность определения потею.tи
а.пьной функции природного газа
ления его плотности (р) (табл.
(pv) выше точности опреде 3.1 ), то плотность природного
газа следует находить из соотношения
р
= pl(pv).
(3.2)
В этом случае точность оnределения шютности (р) nри родного
гост
газа
сопоставима
с
точностью
се
определения
по
30319.1-96 [13]. В ряде случаев д.'lЯ определения ра..-тости энтальпий
blz
природного газа в рассматриваемых процессах, исходя из со
поставления точности
зависимостей
по
раСЧС'I)'
(cp-Dh), можно, наряду с известной зависимостью
исnользовать соотношение
(4),
(h), (срт).
[39. 54]
представленвое в табл.
29
3.1.
Для оnределения высшей и низшей теnлоты сгорания nриродного газа ГОСТ
30319.1-96 [ 13]:
рекомендует исnользовать
следующие соотношения
Qнр = 92,819·(0,51447·рс
+ 0,05603- 0,65689·Га- Гу);
(3.4)
Q"p=
+ 0,04242- 0,65197-r"- ry).
(3.5)
85,453·(0,52190-р ..
где Га, ry- молярные конценграции азага
да (С~) в природном газе; Ре стандартных
Qf!P' Q""-
условиях
(ре
-
и диоксида углеро
плотность природного газа при
101325
=
(N2) Па,
Те
= 293,15
К);
высшая и низшая теплm Qp.«>
заnирающим участком являет
ся КС. При этом увел.ичения пропускной способности КС можно достичь за счет:
•
увеличения суммарной установленной мощности ГПА на
КС, которое достигается в результате монтажа ГПА нового поколения
или
восстановления технического состояния уста
новленных ГПА;
•
повышения гидравлической эффективности внутренней по
верхности труб линейного участка газопровода. У слови е повышения установленной мощности КС до уровня, при котором она будет способна прокачать в единицу времени количество газа, равное пропускной способности рас сматриваемого линейного участка при проектных значениях
термабарических характеристик природного газа и фактичес ком состоянии внутренней поверхности МГ, можно сформу лировать следующим образом
N,.,. _v.p
-
N,.,. у,.
=
1
(
[23, 29]: Qp __ ,
Q"_J(L'
)J
(7.6)
'
где Nкс;р- суммарная рабочая мощность энергопривода на КС с учетом резервирования и технического состо;~ния до рекон
струкции; N ~с}' Р- суммарная рабочая мощность энергопривода на КС после реконструкции или модернизации.
48
При выполнении этого условия после реконструкции и.пи модернизации КС будет способна прокачать через линей ный участок газопровода количество газа, равное действи тельной
пропускной
способности
линейного
участка,
т.е.
Q" .• = Qркс· При этом необходимое увеличение суммарной мощности КС может быть определено из соотношения 3
!J..N=N'.:~..·.у.р -Nкс.у.р =Nк~..· __,~.р
·[(Q"'] Qp_,...-~,.-
-l] •
(7.7)
Увеличение пропускной способности КС за счет повы шения гидравлической эффекrивности внуrренней поверхности газопроводов является менее затратным, чем предыдущий спо
соб. При его использовании не только повышаются пропускные способности КС и линейного участка, но и устраняется запира ющий участок
-
компрессорная станция, а из-за снижения гид
равлических потерь, при прочих равных условиях, уменьшается мощность, затрачиваемая на сжатие природного газа.
Повышение
значения
коэффициента
эффективности
внутренней поверхности трубопровода приводит к снижению
действительной мощности, затрачиваемой на сжатие nрирод ного газа на КС при фактическом массовом расходе nриродно
го газа по газопроводу GФ
!J..N ЭФ
где
= N •с
N ~~· -
[23, 29]
.rl 1-(~)~] = Errrin.rl
Gф
.~r. ·[1-[___!i_] J- • (7.8) 2
"1.2
Е
rnin ,)
действительная мощность, затрачиваемая на сжатие
природного газа на КС; Emioд- минимальное предельно допу
стимое значение коэффициента гидравлической эффективнос ти внуrренней поверхности газопровода.
Апробация прел. поженной методики опре;1,еJ1ения прону скной сnособности и запирающих участков МГ проводилась
на nримере технолоr·ическоrо участка многониточного МГ, состоящего из четырех КС и трех линейных участков между
49
ними. Техническое состояние рассматриваемого участка МГ доnускает рабочее давление природного газа на выходе из КС
на уровне
Prr=
,> =
7,36
МГ!а.
Пропускная способность газопровода в процессе экс плуатации
Q".,
как показывают результаты расчетов, в значи
тельной степени о11ределяется значением коэффициента ги.д
раRлической эффективности внуrреннсй поверхности труб на линейных участках газопровода Е (рис.
i.\
Н 1~
7. 1).
16 17 IS т
Рис.
7.1.
-о-
t9 ;.!Q 11
;2~
2.'
. •.-....
Характеристики линейного участка газопровода
-
коэффи•tиснт rндраsлической :>Ффективности внутренней nовсрхtюсп1 труб участка газопровода:
---
-·
пропус~;ная снособность участка •·азоnровода
Повышение
эффективности
внутренней
поверхности
трубопроводов можно осуществить за счет изменения перио дичности
продувок
газоnровода
с
nомощью
очистных
уст
ройств при условии соблюдения технологии очистки и повы шения качества самих очистных устройств.
Гидравлическую Jффективность внуrренней nоверхнос ти труб линейных участков МГ, а следовательно. и пропуск ную сnособность техно.1оrического участка возможно повы
сить и без увеличения числа продувок. Это можно осущест вить за счет постоянного контроля за состоянием внутренней
nоверхности труб линейного участка газопровода. определяя время проведения продувок по состоянию. Кроме того, повы-
50
шение эффективности внутренней nоверхности трубоnроводов можно осуществить за счет реализации режимов самоочище ния
на участках газопровода с технико-экономическим опре
делением их продолжительности и периодичности.
Влияние изменения технического состояния ГПА, рабо тающих на КС, на коммерческий расход nриродного газа, ко
торый способна обесnечить КС при nолном исnользовании установленной
мощности
с
учетом
резервирования,
весьма
существенно: снижение коэффициента технического состоя
ния установленных ГПА
kN
с
1,О
до
0,8
nриводит к уменьше
нию коммерческого расхода природного газа,
который сnо
собна обеспечить КС nри проектных значениях термабаричес ких характеристик газа и фактическом состоянии внутренней
nоверхности газопровода, на 25-37 млн. м 3 /суr. При этом запирающим участком может быть как линей ный участок, так и КС, а в некоторых случаях при снижении технического состояния ПIА на КС при прочих равных усло виях роль запирающего участка переходит от линейного уча
стка к компрессорной станции (рис.
7.2).
Фактическая лропускная способность рассматриваемого технологического участка МГ nри nроектных значениях тер
мабарических характеристик природного газа и фактическом
состоянии внууренней поверхности газоnровода может быть оnределена nyreм наложения значений действительной nроnу
скной сnособности линейных участков и КС, включенных в рассматриваемый участок. При этом наименьшая проnускная
сnособность и является фактической проnускной способнос тью всего участка (рис.
7.3).
Представленная методика оnределения nропускной сnо собности и заnирающих участков МГ дает возможность учи
тывать действительное техническое состояние mл на КС и значение максимально допустимого давления природного газа
на линейных участках и может быть рекомендована для ана
лиза работы технологических участков МГ.
51
1
2
3 4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 т,
Рис.
7.2.
...N...,
Изменение пропускной способности КС и линейного
участка газоnровода, идущего за ней, при различных значениях
среднего коэффициеmа технического состояния ГПА на КС
---- --;f--
-
Q.~; ~ -QP•;
Q, .•c nри k.rv = 0,9;
: ). Рис.
7.3.
з
•
5
б
7
в
--6;-
-е-
'iJ
= \; =0,8
-QP-« при kN
-QP ~« при
1о 1 1 1 2 1 э
,.
k,v
15 J J; 17
~в
1q ·.'.{) )1
7} ?З
Пропускная сnособнос·rь рассматриваемого технологического участка МГ
--- -·
nерной КС и идущего за ней линейно1·о участка;
-о- - второй КС и идущет "Ja ней линейного участка;
~ - трет1.ей КС и идущсm за ней линейного участка; ~ - пронусюшя сnособность технологического участка
52
8.
Регулирование режима работы газопровода за счет отключения компрессорных цехов
и компрессорных станций Анализ результатов теоретических и эксперимеmальных
исследований режимов работы технологических участков ма гистральных газопроводов показывает, что минимизация энер гетических
только
(Е
за
= р2 1 р1 )
и
эксrиуатационных
счет
изменения
затрат
степени
на
его
трансnорт
сжатия
на
газа
КС
без учета режимов работы линейных участков и
соседних станций невозможна. Это обуславливается тем, что
при любых возможных режимах работы МГ энерrетически и экономически целесообразно nоддерживать давление природ
ного газа на выходе из КС на уровне максимально допустимо го значения на линейном участке р 2
= Ропю. .д ,
а давление при
родного газа на входе КС р 1 определяется режимом работы предыдущей КС и гидравлическими потерями на nредшест
вующем линейном участке
[14).
Таким образом, изменение степени сжатия природного газа на КС является лишь следствием изменения режима рабо ты технологического участка МГ. Изменение степени сжатия
на КС может быть связано с изменениями расхода nриродного газа через технологический участок Q,.Ф, коэффициента гид
равлической
эффективности
линейного участка Е
,
внутренней
поверхности
труб
режима работы систем компримирова
ния и охлаждения на предыдущей КС. Предельным случаем изменения режима работы КС можно считать ее отключение.
Метод регулирования
режима работы технологи·~еских
участков магиС1рЗЛьного газопровода за счет отключения
ком
прессорных цехов используется достаточно широко в газовой
отрасли на многониточных газопроводах, оборудованных пере мычками. Метод регулирования за счет отключения компрессор
ных станций используется значительно реже
[57, 62].
Вопрос об анализе и исnользовании этого метода регу лирования возник в связи с тем, что в на~..:тоящее время опре
деленное число технологических участков МГ страны работа· ют nри nроизводительности природного га.1а нюке просктной.
53
Снижение nодачи природного газа по газопроводу приводит к
недозагрузке линейных участков МГ и КС, 1< снижению стеnе ни сжатия на КС, что nри использовании полнонаnорных на
гнетателей ведет к снижению эффективност11 nроцесса сжатия на КС и
pocry
удельных энергетических и эксплуатационных
затрат на транспорт nриродного газа.
Теоретические исследования показывают, что отключе
ние КС с целью минимизации энергетических затрат на транс
порт природного газа в принциле не является целесообразным
[34].
Однако следует отметить, что при получении теоретичес
ких выводов о нецелесообразности отключения КС с целью минимизации энергетических затрат на транспорт природного газа не учитывается, что реализация этого метода регулирова
ния дает возможность избежать гидравлических потерь в об вязке
и энергетических затрат в
системе охлаждения
отклю
ченных компрессорных цехов и КС. Использование этого ме тода регулирования режима работы технологических участков МГ приводит к понижению средней температуры природного
газа на линейном участке, что таюке способствует снижению падения его давления на участке. Отключение цехов и КС вы зывает
понижение
темnера-туры
природного
газа
на
входе
в
следующую КС и приводит к повышению степени сжатия на
последующей КС, приближая режим работы системы компри мирования
к
оптимальному,
что дает
возможность
энергетические затраты на компримирование
понизить
[34, 57, 62).
Указанные причины позволяют предположить, что при определешюй загрузке технологических участков МГ для оп
тимизации режима работы с точки зрения сокращения :шерге тических затрат на транспорт природного газа целесообразно отключать компрессорные цеха и КС. При этом возникает за
дача разрабспки критериев, определяющих возможность и це лесообразность использования этого способа регулирования, и определения режимов,
nри которых отключение комnрессор
ных цехов и КС техншюгически обосновано, а также энерге тически и экономически выгодно.
В качестве критерия, определяющего технологическую возможность работы участка МГ в режиме с отключенной КС,
может быть предложено значение степени сжатия на КС, еле-
54
дующей за отключенной станцией Е;
. Если на КС, следующей
за отключаемой, применяется одноступенчатое сжатие при
родного газа, а ГПА работают по параллельной схеме с ис пользованием nолнонапорных нагнетателей, значение степени
сжатия на КС, следующей за отю1юченной станцией, после отключения
предыдущей
КС
должно
быть
Е; $ 1,4- 1,45. При выполнении этого условия nереход участ ка МГ на работу с отключенной КС технологически обосно ван, так как не потребует дополнительных работ, связанных с
изменением
обвязки
последующей
КС
при
отключении
и
включении рассматриваемой станции. Для определения энергетической и экономической целе
сообразности отключения КС при реальных значениях подачи
nриродного газа по технологическому участку необходимо провести
сопоставление энергетических
и эксnлуатационных
затрат при реализации альтернативных режимов эксплуатации
участка: при работающей и откпюченной КС. Отключение КС можно считать энерrетически целесо образным, если сумма энергетических затрат на трансnорт природного газа в рассматриваемой (КС- 1) и последующей
(КС-2) станциях больше значения энергетических затрат на
КС-2 после отключения КС-1
(8. J) где
N~ 1 ,N~ 2
-
действительные мощности энергопривода, за
трачиваемые на сжатие nриродного газа на рассматриваемой и последующей КС до 01ХЛЮЧения станции;
N"x 1 , N м 2
-
мощности
привода веtrmляторов в системах охлаждения рассматриваемой и
последующей КС до отключения станции; N ; 2 , N;, 2
-
мощносrn,
затрачиваемые на сжатие природного газа и привод вентиля
торов в системе охлаждения на следующей КС (КС-2) nосле отключения станции (рис.
8.1, 8.2).
55
f,:('- о
h:(' - 1
J.:C- Z
.n·-:
r-\г------~~~-·--1~----, 1;117:
l;.~ry(
р .'.ql
Р .lqi
.\" ,1
l;~j
1:.11?~
., lol
р Щl .Уи
.\",,,
.\._,} с,
&,
Рис.
8.1.
l;v.' р /.qJ
Схема и рабочие хараюеристики технологического участка
МГ до отключения КС-1
;тУ-
:n--I + -~·-! 1\С-1
1\t' -"
1\С-2
Гl--'Щ/---.~ 'J tlql 1 1.,1 IJqJ I'1.,J
P~.J-"~ Jlt•.r
-"·• --(;
лr.. ,J=()
.v.~
с,= J
Рис.
8.2.
с;
Схема и рабочие хараюеристики технологического участка МГ после отключения КС-1
Расчет характеристик,
входящих
в
основное
условие
энергетической целесообразности отключения КС-1, ддя аль тернативных режимов эксnлуатации технологического участка
МГ необходимо nроводить при одинаковых значениях дейст вительного коммерческого расхода природного газа через тех
нологический участок Q. Ф, темпераrур и давлений на входе в
первый линейный участок (ЛУ -1)
t, 'J'', р 1 'У' , темпераrур и дав
лений на выходе из КС-2 /1 _туз• р 1 _,у 3 • Кроме того, следует рас смотреть
случаи,
при
которых
давление
природного
газа
на
выходе из предыдущей (КС-0) и следующей (КС-2) за отклю ченной станцией полдерживается на уровне максимально до
пустимого P!.,_vl
значения
на
линейных
участках: р 1 _,у 1
= Рп-..х.l;
= Pnш...еннего отtю
сительного КПД газовой l)'рбины только на
1%
в первом случае
приводит к повышению удельной раб