Методы повышения энергоэффективности компрессорных станций с газотурбинными газоперекачивающими агрегатами на стадии реконструкции

УДК 620.92:621.438

Энергетика

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ С ГАЗОТУРБИННЫМИ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИМИ АГРЕГАТАМИ

НА СТАДИИ РЕКОНСТРУКЦИИ

Л.В. Булыгина, В.И. Ряжских

Повышение энергоэффективности компрессорных станций (КС) - актуальная проблема в газовой отрасли, так как компримирование газа является наиболее энергоемким теплоэнергетическим процессом в магистральном транспорте газа. В статье рассмотрены современные методы повышения энергоэффективной работы компрессорных станций на стадии реконструкции: применение на КС газоперекачивающих агрегатов (ГПА) нового поколения с высоким эффективным КПД газотурбинных установок (ГТУ); регенеративное использование теплоты отходящих газов ГТУ; применение модульной компоновки ГПА; снижение гидравлических сопротивлений за счет применения труб с внутренним покрытием. Проведено математическое моделирование и расчет режима проектной производительности КС при замене ГПА на агрегаты нового поколения укрупненной мощности. Применение предложенного подхода при реконструкции компрессорных станций позволит улучшить энергоэффективность КС, уменьшить потребляемую мощность компрессорных станций и снизить затраты топливного газа

Ключевые слова: компрессорная станция, энергоэффективный режим работы, газоперекачивающий агрегат, газотурбинная установка

Введение

В связи с переходом крупнейших газовых месторождений в стадию падающей добычи, перераспределением газовых потоков вследствие строительства новых технологических участков магистральных газопроводов проблема

энергоэффективной работы газотранспортной системы становится особенно актуальной [1].

Компримирование газа на компрессорных станциях (КС) является наиболее энергоемким теплоэнергетическим процессом в газовой отрасли [2], поэтому проблема снижения затрат энергоресурсов в первую очередь должна быть направлена на повышение эффективности работы компрессорных станций, как основных потребителей топливно-энергетических ресурсов. Эта задача в значительной степени усиливается, если принять во внимание, что КПД эксплуатируемых на газопроводах газотурбинных установок (ГТУ), суммарная мощность которых составляет свыше 80% от мощности всех других установленных видов энергопривода, в ряде случаев, по разным объективным причинам находится на уровне 20-22% [3].

Энергоэффективным режимом работы компрессорной станции является режим, при котором обеспечиваются необходимые

технологические показатели магистрального газопровода (производительность, рабочее давление и температура) при минимуме затрат электроэнергии (для КС с электроприводным парком газоперекачивающих агрегатов (ГПА)) и

Булыгина Лидия Викторовна - ДОАО «Газпроект-инжиниринг», ведущий инженер, тел. 8(908)130-83-86, e-mail: lidaspitsina@vandex.ru

Ряжских Виктор Иванович - ВГТУ, д-р техн. наук, профессор, e-mail: ryazhskih_vi@mail.ru

минимум затрат топливного газа (для КС с газотурбинным парком ГПА).

Методы обеспечения энергоэффективной работы компрессорной станции на стадии реконструкции

Основными методами повышения

энергоэффективности работы КС, применяемыми при реконструкции и новом строительстве, являются:

выбор оптимального количества и типоразмера ГПА, обеспечивающий снижение энергозатрат (замена морально устаревших и физически изношенных ГПА на агрегаты нового поколения с высоким эффективным КПД ГТУ, применение на КС агрегатов с различной удельной мощностью и т.д.);

регенеративное использование теплоты отходящих газов ГТУ;

• применение модульной компоновки ГПА;

• снижение гидравлических сопротивлений за счет применения труб с внутренним покрытием.

Выбор оптимального количества и типоразмера ГПА, обеспечивающий энергоэффективную работу КС

Компрессорные цеха и компрессорные станции, реальное техническое состояние которых не обеспечивает компримирование планируемых объемов транспортируемого газа, выступают в качестве «узких мест» магистральных газопроводов.

В настоящее время значительная часть ГПА на КС имеют эксплуатационный КПД, существенно ниже паспортного значения, что приводит к значительному перерасходу топливного газа на перекачку.

Это связано с двумя факторами - снижением технического состояния ГПА (что, в конечном счете, приводит к необходимости их замены) и их

недозагрузкой, что требует решения задачи оптимизации режима работы КС.

Периодическое обновление ГПА на КС -необходимый и закономерный путь улучшения показателей транспорта газа в целом и уменьшения энергозатрат на его осуществление.

Первый этап выбора оптимального количества и типоразмера компримирующего оборудования предусматривает применение расчетно-оценочного метода [5] для определения потребляемой мощности компрессорного цеха (КЦ). Расчеты осуществляются в соответствии с блок-схемой, приведенной на рис.1.

Рис. 1. Блок-схема определения параметров работы КЦ расчетно-оценочным методом, где: Р1н (Р2н) -давление на входе (давление на выходе) КЦ, МПа; Т1н (Т2н) - температура на входе (температура на выходе) КЦ, К; дкц - производительность, млн.м3/сут.; 11н (72н) -коэффициент сжимаемости на входе (коэффициент сжимаемости на выходе) КЦ; 1ср - средний коэффициент сжимаемости; ен - степень повышения давления; Я -газовая постоянная, кДж/кг-К; цп - политропный КПД; Пм - механический КПД; вкц - массовый расход КЦ, кг/с; N - внутренняя мощность сжатия КЦ, кВт; Qкц -объемный расход КЦ, м3/мин; р1н - плотность газа на входе, кг/м3; ^кц - мощность, потребляемая КЦ, МВт; Нп -политропный напор, кДж/кг

Предварительный типоразмер ГПА выбирается на основе значения среднегодовой мощности КЦ в режиме проектной производительности с учетом того, что в отечественной практике применяется мощностной ряд газотурбинных установок 2,5-4-6,3(8)-10(12,5)-16-25 МВт.

Сравнительному анализу должны быть подвергнуты варианты с разными единичными мощностями ГПА.

На следующем этапе расчеты проводятся по конкретным характеристикам ЦБН и ГТУ: определяются величины КПД ЦБН и ГТУ на всех заданных режимах; проверяются условия соответствия потребляемой и располагаемой мощностей ГТУ с целью обеспечения их соотношения в пределах от 0,9 до 0,95 для среднегодового режима; определяются частоты вращения ЦБН и ГТУ на всех заданных режимах и проверяются положения режимных точек в зонах допустимой длительной эксплуатации.

Рассмотрим в качестве примера реконструкцию одной из компрессорных станций

магистрального газопровода Уренгой-Петровск с заменой восьми существующих агрегатов ГТК-10М с центробежным нагнетателем (ЦБН) Н-370-18-1 (схема работы 3х2+2) по двум возможным вариантам: с заменой на 4 агрегата ГПА-16 (при схеме работы 3х1+1), с заменой на 3 агрегата ГПА-25 (при схеме работы 2х1+1).

Эффективность вариантов будем

рассматривать по следующим показателям: потребляемая мощность, коэффициент загрузки по мощности и годовой расход топливного газа.

Алгоритм расчета показателей энергоэффективности КС

Расход топливного газа ГТУ, тыс.м3/ч, вычисляют согласно [4] по формуле:

Чтт = Чтт 0,75—+0,25 -КРа ^  Ктт  Кп,

где

0 _ З,6-103Л^

<7тг ='

- номинальный расход

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

Коэффициент использования мощности показывает, насколько эффективно будет использоваться установленная мощность:

Ки = Ф>

"е

где N ре - располагаемая мощность ГТУ, МВт; N н -потребляемая мощность, МВт;

Располагаемую мощность ГТУ определяют согласно [4] по следующей формуле:

Ыре =№е-Км-К1-Ку-Кп-КРа,

где

N

номинальная мощность ГТУ; Кдг -

коэффициент технического состояния ГТУ (по мощности), принимают равным 0,95, если не имеется оснований для принятия другой величины; К - коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха; Ку -коэффициент, учитывающий наличие утилизатора тепла; КРа - коэффициент, учитывающий влияние высоты над уровнем моря; Кп - коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины; обычно учитывается в составе коэффициента К№

Учёт влияния температур атмосферного воздуха рекомендуется [4] рассчитывать по формуле:

К, = 1-к,

Та~ 288

где Та - расчетная температура атмосферного воздуха на входе в ГТУ, К; к1 - коэффициент, величину которого для оценочных расчетов рекомендуется принимать 3,0.

Расчётная температура атмосферного воздуха на входе в ГТУ определяется по формуле

^ = ^ +

где Та°р - средняя температура атмосферного воздуха расчетного календарного периода, К.

Моделирование технологического режима КС с заменой морально устаревших агрегатов на ГПА нового поколения укрупненной мощности с помощью предложенного алгоритма и результаты эксперимента

Моделирование режима проектной производительности КС с заменой морально устаревших агрегатов ГТК-10М (со схемой

подключения ГПА 3х2+2) на агрегаты нового поколения с высокоэффективными ГТУ ГПА-16 (со схемой подключения ГПА 3х1+1) и ГПА-25 (схема подключения 2х1+1), а также расчет основных технологических параметров поквартально представлены в табл.1, 2. Результаты расчета показателей энергоэффективности КС приведены в табл. 3.

Наименование Обозн Ед. измер. Формула, источник I кв. II кв. III кв. IV кв. Средне-год.

Производительность Цкц млн.м3/сут. Задано 89,6 88 82,6 90,7 87,73

Абсолютное давление на входе PlH МПа То же 5,5 5,7 5,4 5,35 5,49

Абсолютное давление на выходе Plu МПа --/-- 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5

Температура на входе TlH К --/-- 291 293 296 293 293,25

Степень повышения давления Bu - P 2u Plu 1,364 1,316 1,389 1,402 1,368

Газовая постоянная R кДж/кг-К Расчет по составу 0,506 0,506 0,506 0,506 0,506

Температура на выходе T2u К 0,235 Т lu-Su^ 317,7 316,7 324,9 322,4 320,4

Коэффициент сжимаемости на входе Z1u - f (Plu, Tiu, R ) [4] 0,891 0,891 0,900 0,896 0,894

Коэффициент сжимаемости на выходе Z2u - f (Plu, Tiu, R ) [4] 0,907 0,905 0,916 0,913 0,910

Средний коэффициент сжимаемости 7 7ср - Z lu+ Z 2u 2 0,899 0,898 0,908 0,905 0,902

Политропный напор Нп кДж/кг Z cp'R'Tl„ , 0,3 1\ 0,3 _1) 43,0 38,1 46,9 47,7 43,9

Массовый расход КЦ Gкц кг/с 4,0 • ^ R 708,3 695,6 653,0 717,0 693,5

Внутренняя мощность сжатия КЦ (сущ. ГПА) N кВт Ощ'Нп з Пп 38,1 33,1 38,3 42,7 38,1

Внутренняя мощность сжатия КЦ (новые ГПА) N кВт Ощ'Нп з Лп 36,7 31,9 36,9 41,2 36,7

Плотность газа на входе Plu кг/м3 Plu -103 Ziu -R-Tiu 41,9 43,2 40,1 40,3 41,4

Объёмный расход КЦ Qкц м3/мин G -HL. 60 Pl„ 1013,5 967,0 977,9 1068,4 1006,7

Мощность, потребляемая КЦ (сущ. ГПА) Nm МВт Лм -0,95 41,3 35,9 41,6 46,4 41,3

Мощность, потребляемая КЦ (новые ГПА) Nm МВт VM 0,95 39,0 33,9 39,3 43,8 39,0

Таблица 1

Моделирование и расчет режима проектной производительности компрессорного цеха с существующими и установленными ГПА

Таблица 2

Моделирование и расчет режима работы проектной производительности по измеряемым и расчетным параметрам КС-18 «Москово» с существующими ГПА ГТК-10М и установленными агрегатами

ГПА-16 и ГПА-25

Наименование Обозн Ед. измер. Формула, источник I кв. II кв. III кв. IV кв. Средне-год.

ГТК-10М/Н-370-18-1. Схема подключения агрегатов 3х2 раб+2 рез.

Количество рабочих и резервных ГПА пр+през шт Задано 3х2+2 3х2+2 3х2+2 3х2+2 3х2+2

Объёмный расход на входе 1 группы ГПА О» м3/мин Окц п 337,8 322,3 326,0 356,1 335,6

Политропный КПД Пп - ш», Нп) [4] 0,81 0,8 0,8 0,81 0,805

Относительная частота вращения Пн - ш», Нп) [4] 0,97 0,93 0,94 0,99 0,96

Внутренняя мощность 1 группы посл. соединенных ГПА N МВт 61»  Р» Нп 60- Пп 12,5 11,0 12,8 14,1 12,6

Мощность, потребляемая 1 гр. посл. соединенных ГПА N МВт N Лм -0,95 13,6 12,0 13,9 15,3 13,7

Мощность, потребляемая КЦ ^н кц МВт N„71 40,8 35,9 41,6 45,8 41,0

Располагаемая мощность 1 группы ГПА N, МВт N¡1 1 Кы  К(  Ку   Кп  КРа 21,5 17,5 17,2 19,7 19,0

Располагаемая мощность КЦ N е кц МВт 64,5 52,5 51,6 59,1 56,9

ГПА-16. Схема подключения агрегатов 3х1 раб+1 рез.

Количество рабочих и резервных ГПА пр+през шт Задано 3+1 3+1 3+1 3+1 3+1

Объёмный расход на входе ЦБН О» м3/мин "р 337,8 322,3 326,0 356,1 335,6

Политропный КПД Пп - /1н, Нп ) [4] 0,864 0,866 0,866 0,864 0,865

Относительная частота вращения П„ - I (0ы, Нп ) [4] 0,97 0,93 0,94 0,99 0,96

Внутренняя мощность ЦБН N МВт 61» -Ры -Н п 60- п„ 11,8 10,2 11,8 13,2 11,7

Мощность, потребляемая ЦБН N МВт Лм -0,95 12,5 10,8 12,5 14,0 12,5

Мощность, потребляемая КЦ К кц МВт  пра6 37,5 32,4 37,5 42,0 37,0

Располагаемая мощность ГПА Nе МВт N° 1 К//  Кг • Ку • • кп • КРа 17,2 14,1 13,7 15,7 15,2

Располагаемая мощность КЦ кц МВт К* ' Ираб 51,6 42,3 41,1 47,1 45,6

ГПА-25. Схема подключения агрегатов 2х1 раб+1 рез.

Количество рабочих и резервных ГПА пр+през шт Задано 2+1 2+1 2+1 2+1 2+1

Объёмный расход на входе ЦБН о» м3/мин 6 кц " р 506,7 483,5 488,9 534,2 503,4

Политропный КПД Пп - Г (0.1», Нп ) [4] 0,845 0,842 0,848 0,849 0,846

Относительная частота вращения П„ - 1(01», Нп ) [4] 0,97 0,93 0,97 1 0,97

Внутренняя мощность ЦБН N МВт <1»  Р» Нп 60- Пп 18,0 15,7 18,1 20,1 18,0

Мощность, потребляемая ЦБН N МВт N. 4« 0,95 19,2 16,7 19,2 21,4 19,1

Мощность, потребляемая КЦ К кц МВт  Пра6 38,3 33,5 38,4 42,8 38,3

Располагаемая мощность ГПА Nе МВт N° ' Кы ' Кг' Ку '  кп • КРа 26,8 22 21,5 24,7 23,75

Располагаемая мощность КЦ N е кц МВт ' "раб 53,6 44 43 49,4 47,5

Таблица 3

Итоговые данные расчета энергозатрат компрессорного цеха с установленными ГТК-10М и с заменой существующих агрегатов на ГПА-16 и ГПА-25

Наименование показателей I кв. II кв. III кв. IV кв. Средне-год.

1. Схема работы ГПА - ГТК-10М - ГПА-16 - ГПА-25 3х2+2 3х1+1 2х1+1

2. Потребляемая мощность, МВт - одной группы послед. соединенных ГТК-10М - одним ГПА-16 - одним ГПА-25 13,6 12,5 19,2 12,0 10,8 16,7 13,9 12,5 19,2 15.3 14,0 21.4 13,7 12,5 19,1

3. Потребляемая мощность КЦ, МВт - с установленными ГТК-10М - с установленными ГПА-16 - с установленными ГПА-25 40,8 37,5 38,3 35,9 32.4 33.5 41,6 37,5 38,4 45,8 42,0 42,8 41,0 37,5 38,3

4. Коэффициент использования мощности - КЦ с установленными ГТК-10М - КЦ с установленными ГПА-16 - КЦ с установленными ГПА-25 0,633 0,727 0,715 0,684 0,769 0,760 0,806 0,916 0,894 0,775 0,893 0,867 0,725 0,826 0,809

5. Номинальный расход топливного газа, тыс. м3/ч - на одну группу послед. соединенных ГТК-10М - на один ГПА-16 - на один ГПА-25 8,83 4,71 7,57 8,83 4,71 7,57 8,83 4,71 7,57 8,83 4,71 7,57 8,83 4,71 7,57

6. Расход топливного газа, тыс. м3/ч - на одну группу послед. соединенных ГТК-10М - на один ГПА-16 - на один ГПА-25 6,94 4,07 6,46 6,45 3,73 5,95 7,11 4,13 6,55 7,55 4,45 7,02 7,01 4,10 6,50

7. Время расчетного периода, ч 2160 2184 2184 2208 8760

8. Потребление топливного газа за расчетный период, млн. м3 - КЦ с установленными ГТК-10М - КЦ с установленными ГПА-16 - КЦ с установленными ГПА-25 44,95 26,40 27,91 42,25 24,45 25,97 46,60 27,07 28,60 50,00 29,45 31,02 184,28 107,64 113,80

Таким образом, реконструкция компрессорной станции с установкой агрегатов нового поколения с эффективным КПД ГТУ 35^36% позволяет сократить потребление топливного газа на 41,6% за год при установке четырех агрегатов ГПА-16 (3х1+1), на 38,2% за год при установке трех агрегатов ГПА-25 (2х1+1). Потребляемая мощность компрессорного цеха снижается на 8^10% при установке ГПА-16, на 6,5^7,7% при установке ГПА-25.

Применение модульной компоновки ГПА и КС

Понятие «модульная КС» и «модульный ГПА» обозначают агрегатный принцип формирования оборудования и систем, т.е. ГПА включает в себя аппараты воздушного охлаждения газа (АВОГ), пылеуловитель и вспомогательные системы. В настоящее время имеется необходимость для дальнейшего развития проектных решений, которые можно сформулировать в виде концепции «модульной» КС [6].

В настоящее время на компрессорных станциях России преобладает классическая схема технологической обвязки оборудования и трубопроводов (рис. 2). К особенностям классической обвязки можно отнести разбивку

основного технологического оборудования на три основные функциональные группы:

1) группу пылеуловителей;

2) группу газоперекачивающих агрегатов;

3) группу аппаратов воздушного охлаждения

газа.

Каждая группа оборудования объединена между собой через коллекторную трубопроводную обвязку компрессорного цеха. Недостатками классической коллекторной обвязки, помимо высокой металлоемкости трубопроводной обвязки и значительной площади территории КС, являются высокие газодинамические потери в технологических трубопроводах.

Основной акцент при проведении реконструкции компрессорных станций с применением технологических модулей сделан на следующем: снижении гидравлических потерь в технологическом оборудовании и трубопроводах; повышении технико-экономических показателей КС, в том числе увеличении надежности оборудования и трубопроводов КС; уменьшении сроков и стоимости строительства, снижении эксплуатационных затрат.

Рис. 2. Классическая схема обвязки основного технологического оборудования

Рис. 3. Блочно-модульная схема обвязки основного технологического оборудования КС

На рис. 4 представлена блочно-модульная компрессорная установка мощностью 16 МВт на основе газоперекачивающего агрегата типа ГПА-16/76ПС-90 (ДГ90)-АГ разработки ЗАО «Искра-Авиагаз» [6]. Компоновка блочно-модульной компрессорной установки для компрессорного цеха состоит из всасывающей линии, ГПА-16 / 76ПС-90 (ДГ90)-АГ, линии нагнетания и линии рециркуляции.

Рис. 4. Блочно-модульная компрессорная установка мощностью 16 МВт:

1 - ГПА; 2 - фильтр-сепаратор; 3 - антипомпажный клапан «Моквелд»; 4, 5, 6 - линии всасывания, рециркуляции и нагнетания, соответственно; 7 - АВО газа

Особенностями компоновки КС с применением блочно-модульной установки (рис. 3) являются:

• размещение линии рециркуляции газа непосредственно в технологическом модуле, что позволяет исключить общецеховую линию

рециркуляции газа и значительно сократить общую длину станционных трубопроводов;

• индивидуальная поагрегатная обвязка АВО газа, что ведет к снижению турбулентной, вибрационной составляющей и позволяет повысить надежность технологических трубопроводов.

Переход на блочно-модульную компоновку КС позволит снизить суммарные потери давления газа в фильтр-сепараторах и в АВО газа от 0,17 до 0,05 МПа [6], что приведет к снижению необходимой степени повышения давления в нагнетателе газа, потребляемой мощности нагнетателя и позволит за счет этого получить экономию до 8-9 % топливного газа на каждом ГПА.

Снижение гидравлических сопротивлений

за счет применения труб с внутренним покрытием

В проектах новых магистральных газопроводов (МГ) трубы с внутренним покрытием используются, в первую очередь, для повышения производительности. Применение данного технического решения при реконструкции линейной части эксплуатируемых МГ является одним из методов повышения энергоэффективности [2,7,8], позволяющим сократить потребляемую мощность и расход топлива на КС.

Основным достоинством «гладкостных» покрытий является снижение трения при транспортировке газа.

Наряду с этим можно выделить ряд положительных факторов применения

«гладкостных» внутренних покрытий:

- экономия энергозатрат на перекачку и сжатие в процессе эксплуатации трубопровода обеспечивает окупаемость внутреннего покрытия за 3-5 лет [2];

- улучшенный режим движения газа. Турбулентность потока значительно снижается при наличии внутреннего покрытия, что ведет к снижению критических состояний, определяемых режимом движения газа;

- значительное снижение капитальных затрат за счет возможности уменьшения диаметра трубопровода, обусловленной повышением его пропускной способности.

Установлено, что для газопроводов достаточно нанести покрытие толщиной 40-75 мкм.

Для магистральных газопроводов

эффективность применения гладкостных покрытий прямо пропорциональна диаметру трубопровода.

Замена 1 км участка газопровода с применением труб с внутренним покрытием снижает потребляемую мощность КС [2] на 30,570,6 кВт; при применении труб с внутренним покрытием вдоль всего участка газопровода между КС (110 км) потребляемая мощность эксплуатируемой станции снижается на 22-23 %. Локальный энергосберегающий эффект зависит от места применения внутреннего покрытия: с увеличением протяженности реконструируемой части МГ снижается потребляемая мощность КС.

Как показал анализ [2], замена 1 км в начале и в конце участка газопровода даёт одинаковый результат. Поскольку МГ преимущественно работают в квадратичной зоне сопротивления, то увеличение степени расширения транспортируемого газа на участке газопровода между КС описывается параболической зависимостью. При замене 1 км с применением внутреннего покрытия в начале участка газопровода снижение степени расширения газа меньше, однако данный эффект распространяется вдоль всего участка между КС, обусловливая в конце участка одинаковое снижение скорости газа, как и при замене 1 км трубы с применением внутреннего покрытия в конце участка газопровода.

Величина энергосберегающего эффекта при применении внутреннего покрытия определяется геометрической конфигурацией участка газопровода (внутренний диаметр, протяженность),

газодинамическими параметрами транспорта газа и в условиях режимно-технологической

неравномерности работы МГ имеет переменное значение.

Регенеративное использование теплоты отходящих газов ГТУ

Снижение энергозатрат на транспорт газа по газопроводу в значительной степени связано с эффективностью работы самих

газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и, в первую очередь, газотурбинных установок (ГТУ) как основного вида энергопривода центробежных нагнетателей на компрессорных станциях.

Повышение экономичности газотурбинных установок, как одного из основных видов энергопривода КС, может быть осуществлено различными способами и, в частности, за счет теплотехнического совершенства схемы ГТУ посредством введения в нее регенерации тепла отходящих газов [8,9].

Суть метода заключается в снижении расхода топлива за счёт сокращения потерь теплоты с уходящими газами. Основные потери в газотурбинной установке - это потери теплоты с уходящими газами, которые составляют 60.. .70 %, а иногда и более процентов от подводимой с топливом энергии. В простой ГТУ газы, покидающие турбину, имеют высокую температуру 400...450°С. Поэтому энергоэффективность ГТУ существенно повысится, если применить регенерацию теплоты, т.е. использовать часть уходящей теплоты для подготовки сжатого воздуха, поступающего в камеру сгорания. Схема ГТУ с регенерацией теплоты показана на рис. 5. Воздух после компрессора 1 пропускался через регенератор 2, который представляет собой теплообменный аппарат поверхностного типа. Туда же в регенератор 2 после газовой турбины 4 направляются отработавшие газы, которые отдают часть своего тепла воздуху и затем удаляются в атмосферу. В регенераторе температура воздуха повышается на 180...250°С, так что необходимое

количество топлива, расходуемое на подогрев воздуха в камере при этом уменьшается, энергоэффективность ГТУ возрастает но сравнению с энергоэффективностью простой ГТУ без регенерации.

Рис. 5. Схема ГТУ с регенерацией теплоты уходящих газов: 1-компрессор; 2-регенератор; 3 - камера сгорания; 4-турбина; 5 - нагрузка

Таким образом, решение задачи по экономии топливного газа на КС за счет регенерации теплоты отходящих газов на ГПА может быть осуществлено за счет перевода части эксплуатируемых ГТУ без регенеративного типа для работы по регенеративному циклу.

Выводы

Применение рассмотренных в статье подходов при проектировании на стадии реконструкции компрессорных станций позволит улучшить показатели энергоэффективности КС, уменьшить потребляемую мощность компрессорных станций и снизить затраты топливного газа.

Литература

1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 г. №1715-р. Об Энергетической стратегии России на период до 2030 года [Текст]// Собрание законодательства РФ. - 2009. - №48. - ст.5836. -103 с.

2. Щуровский, В.А. Энергоэффективность магистрального транспорта газа и потребности в газоперекачивающей технике / В.А. Щуровский, В.В. Зюзьков // Компрессорная техника и автоматика. - 2011. -№1. - С.38-41.

3. Дяченко, А.И. Обоснование выбора энергопривода при реконструкции компрессорных станций магистральных газопроводов /А.И. Дяченко, А.С. Лопатин, Б.П. Поршаков //Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта: тез. докл. IV междунар. науч.-техн. конф. - Новополоцк: УО «ПГУ», 2003.- С. 92.

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

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

6. Амирова, Е.Г. Блочно-модульная компрессорная установка мощностью 16 МВт разработки ЗАО «Искра-Авигаз» / Е. Г. Амирова, А. Ю. Ощепков // Газовая промышленность.- М.: ЗАО «Камелот-паблишинг», 2013.- №11 (698).- С.38-41.

7. Галиуллин, З.Т. Ресурсосберегающие технологии в трубопроводном транспорте газа/ З.Т. Галлиулин//Газотранспортные системы и технологии сегодня и завтра: сб. науч. тр. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008.- С. 80-92.

8. Апостолов, А.А. Развитие элементов ресурсосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов / А.А. Апостолов, А.С. Лопатин, Б.П. Поршаков. - М.: ИРЦ Газпром, 1997. -С. 2426.

9. Поршаков, Б.П. Газотурбинные установки на газопроводах / Б.П. Поршаков, А.А. Апостолов, А.Н. Козаченко. - М.: Нефть и газ, 2004.- 215 с.

Дочернее открытое акционерное общество «Газпроекгинжиниринг», г. Воронеж Воронежский государственный технический университет

METHODOLOGY FOR IMPROVING THE EFFICIENCY OF COMPRESSOR STATIONS WITH GAS TURBINE GAS COMPRESSOR UNITS UNDER THE

RECONSTRUCTION

L.V. Bulygina1, V.I. Ryazhskikh2

'Engineer, DOAO «Gazproektengineering», Voronezh, Russian Federation e-mail: lidaspitsina@yandex.ru 2Ph.D., Full Professor, Voronezh State Technical University, Voronezh, Russian Federation

e-mail: ryazhskih_vi@mail.ru

Improving the energy efficiency of compressor stations (CS) is an acute problem in the gas industry, since the gas compression is the most energy-intensive heat and power process. The article reviews modern methods of increasing the energy efficiency of compressor stations on the reconstruction phase; application of brand new generation of gas compressor units (GPU) with high efficient coefficient of performance gas turbine units (GTU), regenerative use of heat of exhaust gas of gas turbine plants, the use of a modular layout of gas pumping units, reduction of hydraulic resistance through the use of tubes with internal coating.

Mathematical modeling and calculation mode design applied to calculate the capacity of the compressor station during the replacement of gas pumping units as new power generation units are being enlarged. The use of the proposed approach to the reconstruction of compressor stations will improve the energy efficiency of compressor stations, reduce the power consumption of compressor stations and cut the cost of fuel gas sufficiently

Key words: compressor station, energy-efficient operation, gas compressor unit, gas turbine power plant

References

1. "Decree of the RF Government as of13.11.2009 Ne1715-city district. On the Energy Strategy of Russia for the period up to 2030 " ("Rasporjazhenie Pravitel'stva Rossijskoj Federacii ot 13.11.2009 g. №1715-r. ob Energeticheskoj strategii Rossii na period do 2030goda"), Collection of the RF Legislation 48-5836 (2009): 103.

2. Shchurovsky V.A., Zyuz'kov V.V., "Energy efficiency gas trunk line and the requirements for gas-pumping equipment" ("Energoeffektivnost' magistral'nogo transporta gaza ipotrebnosti v gazoperekachivajushhej tehnike "), Compressors and Equipment 1 (2011): 38-41.

3. Dyachenko A.I, Lopatin A.S., "The justified choice of energy drive in the reconstruction of compressor stations of main gas pipelines" "Obosnovanie vybora jenergoprivoda pri rekonstrukcii kompressornyh stancij magistral'nyh gazoprovodov"), Abstracts of the IV Scientific-Technical Conference "Reliability and safety of the main pipeline transport" (2003): 92.

4. STO Gazprom, "Norms of technological design in the construction of the main pipelines" ("Normy tehnologicheskogo proektirovanija magistral'nyh gazoprovodov"), VNIIGAZ (2006): 187.

5. R Gazprom, "Recommendations regarding the selection of the main technological equipment for gas transportation" ("Rekomendaciipo vyboru osnovnogo tehnologicheskogo oborudovanija dlja transporta gaza"), VNIIGAZ (2009): 73.

6. Amirova E.G., Oschepko A.Y., "Modular compressor unit capacity of 16MWdevelopment at "Iskra-Avigaz" ("Blochno-modul'naja kompressornaja ustanovka moshhnostju 16MVt razrabotki ZAO «Iskra-Avigaz»"), Gas promyshlennos JSC "Camelot-Publishing» 11- 698 (2013) 38-41.

7. Galiullin Z.T., "Resource-saving technologies in the pipeline transportation of gas" ("Resursosberegajushhie tehnologii v truboprovodnom transporte gaza"), Gas Transportation Systems and technologies today and tomorrow: Collection of scientific papers. - M.: "VNIIGAZ" LLC (2008): 80-92.

8. Apostolov A.A., Lopatin A.S., Porshakov B.P., "Development of resource-saving technologies ofpipeline transportation of natural gas" ("Razvitie jelementov resursosberegajushhih tehnologij truboprovodnogo transportaprirodnyh gazov") IRC Gazprom (1997): 24-26.

9. Porshakov B.P., Apostolov A.A., Kozachenko A.N., Nikishin V.I. "Gas turbine installation for the pipelines" ("Gazoturbinnye ustanovki na gazoprovodah"), M .: Oil and Gas 2004.- 215.