Документ 2105081

Реклама
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ..........................................................................................................
4
ГЛАВА 1 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ О ПОВЫШЕНИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ПРИРОДНОГО ГАЗА..........................................
8
1.1 Повышение энергетической эффективности аппаратов воздушного охлаждения газа................................................................
8
1.2 Повышение энергетической эффективности путем оптимизации режимов работы компрессорных станций.............................
24
Выводы по главе 1...........................................................................
35
ГЛАВА 2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ РАБОТЫ АППАРАТОВ ВОЗДУШНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА ............
36
2.1 Промышленный эксперимент на аппаратах воздушного охлаждения газа.......................................................................................
36
2.2 Влияние угла установки лопастей вентилятора на температуру
выхода с компрессорной станции...................................................
39
2.3 Влияние загрязнения на тепловую эффективность аппаратов
воздушного охлаждения газа..........................................................
66
Выводы по главе 2............................................................................
78
ГЛАВА 3 ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ УЧАСТКА, СОСТОЯЩЕГО ИЗ
ДВУХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ.......................................
80
3.1 Выбор критерия оптимальности.....................................................
82
3.2 Математическая модель работы аппаратов воздушного охлаждения газа.......................................................................................
91
3.3 Математическая модель линейного участка и работы нагнетателя на компрессорной станции.....................................................
114
3.4 Алгоритм определения оптимальной температуры на выходе с
компрессорной станции методом имитации отжига....................
120
Выводы по главе 3............................................................................ 121
ГЛАВА 4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИ
ОПТИМИЗАЦИИ УЧАСТКА ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ......................................................................................
122
4.1 Повышение эффективности транспортировки природного газа 124
3
4.2 Технико-экономическая эффективность при определении оптимальной температуры природного газа на выходе компрессорной станции................................................................................. 129
4.3 Эффективность нахождения оптимальной температуры методом отжига........................................................................................ 136
Выводы по главе 4............................................................................ 139
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ................................................ 140
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ............................................ 141
ПРИЛОЖЕНИЕ 1................................................................................................. 160
4
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы
Российская Федерация является владельцем крупнейшей разветвленной
системы магистральных газопроводов. В связи с возрастающим спросом на
природный газ, увеличением стоимости топливно-энергетических ресурсов и
снижением добычи природного газа задачи трубопроводного транспорта, направленные на повышение энергоэффективности работы газовой отрасли являются наиболее актуальными.
Разработка оптимальных режимов является одним из наиболее эффективных методов снижения себестоимости транспортировки природного газа.
Одним из способов оптимизации работы технологического участка магистральных газопроводов является определение оптимальной температуры природного газа, которая достигается путем регулирования работы аппаратов
воздушного охлаждения газа.
Температура природного газа на выходе с компрессорной станции зависит не только от режима работы газоперекачивающих агрегатов, но также
и от тепловой эффективности системы охлаждения, которая определяется
степенью загрязнения теплообменных секций аппаратов. Поэтому при проведении оптимизации путем снижения температуры природного газа необходимо также учитывать периодичность проведения очисток поверхности теплообмена аппаратов воздушного охлаждения (АВО).
В настоящее время разработанные алгоритмы определения оптимальной температуры природного газа содержат математические модели, при
применении которых возникает необходимость проведения дополнительных
исследований работы АВО газа (определение фактического коэффициента
теплопередачи, расхода воздуха, проходящего через теплообменные секции,
и т.д.). В связи с этим особое значение приобретают упрощенные алгоритмы
5
определения температуры газа на выходе без проведения трудоемких дополнительных исследований.
Целью работы является снижение энергопотребления технологического оборудования в магистральном транспорте газа.
В соответствии с поставленной целью были сформулированы и решены
следующие задачи исследования:
1. Анализ способов очистки наружных поверхностей теплообмена аппаратов воздушного охлаждения газа.
2. Оценка влияния угла установки лопастей вентиляторов на температуру газа на выходе с компрессорной станции.
3. Разработка алгоритма для определения оптимальной температуры
природного газа после системы охлаждения.
4. Теоретическое и экспериментальное исследование процессов работы
технологических участков, состоящих из многоцеховых компрессорных
станций, с целью минимизации энергозатрат на транспорт газа.
Научная новизна:
1. Получена зависимость для определения оптимальной периодичности
пропарки поверхностей нагрева с учетом количества установленных секций
аппаратов и стоимости проведения мероприятия.
2. Предложен новый подход к определению температуры природного
газа после системы охлаждения компрессорных станций в зависимости от
объемов транспортируемого газа, температуры газа на входе в АВО, температуры окружающего воздуха и количества включенных вентиляторов.
3. Получена модель для оптимального перераспределения объемов
транспортируемого газа по магистральным газопроводам при работе многоцеховых компрессорных станций, позволяющая уменьшить расходы топливного газа при сохранении плановых объемов перекачки.
6
Практическая ценность работы. Результаты исследований используются в учебном процессе, а именно решение различных задач, возникающих
при транспорте природного газа, включены в программу дисциплин «Энергосбережение в теплоэнергетике и технологиях», «Тепломассообменное оборудование предприятий» при подготовке бакалавров по направлению 140100
«Промышленная теплоэнергетика».
Полученная расчетная зависимость для определения температуры природного газа после аппаратов воздушного охлаждения газа используется ЗАО
ИПК «Ростнефтехим» при разработке энергоэффективного оборудования,
предназначенного для охлаждения природного газа.
Методы исследования. При решении поставленных задач и обработки
экспериментов и диспетчерских данных использовались метод асимптотических координат, метод наименьших квадратов, метод имитации отжига.
Основные защищаемые положения.Алгоритм по определению оптимальной температуры природного газа после системы охлаждения компрессорной станции; зависимость для определения температуры с учетом угла
установки лопастей вентилятора; эффективность проведения пропарки; оптимальная периодичность пропарки; зависимость для определения оптимальных объемов транспортируемого газа; общие значимые выводы и рекомендации.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы
докладывались и обсуждались на следующих конференциях:
60, 64 научно-технические конференции студентов, аспирантов и
молодых ученых, г. Уфа, 2009, 2013 г.;
международные учебно-научно-практические конференции «Трубопроводный транспорт – 2008, 2009, 2012, 2013», г. Уфа.
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 9 печатных
работ, в том числе 3 статьи в журналах, входящих в перечень ведущих рецен-
7
зируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованиями ВАК
Министерства образования и науки РФ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов; содержит 200 страниц машинописного текста, включая 21 таблицу, 39 рисунков, 1 приложение и библиографический список из 153 наименований.
8
ГЛАВА 1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ О ПОВЫШЕНИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА
ПРИРОДНОГО ГАЗА
1.1 Повышение энергетической эффективности аппаратов воздушного охлаждения газа
Магистральный транспорт газа является одним из крупнейших потребителей энергоресурсов в России. В связи с принятием закона об энергосбережении ФЗ №261 [137] в последние годы большое внимание уделяется сокращению потребления энергетических ресурсов и воды. В связи с этим
встает вопрос о повышении эффективности транспортировки природного газа.
Движение газа по магистральному газопроводу обеспечивается компрессорными станциями (КС), сооружаемыми по трассе через определенные
расстояния [81]. Основным энергопотребляющим оборудованием КС являются газоперекачивающие агрегаты и аппараты воздушного охлаждения газа
(АВО)[129].
До 70-х годов XX века вопрос об охлаждении газа решался для каждого
конкретного случая на основании технико-экономических расчетов, причем
предельные температуры устанавливались исходя из условий термоустойчивости битумных покрытий (+70 °C) [21]. В настоящее время система охлаждения газа является неотъемлемой частью компрессорных станций. Снижение температуры газа необходимо для повышения пропускной способности
газопроводов за счет увеличения плотности перекачиваемого газа [21], а
также для обеспечения надежности линейной части газопровода и снижения
энергетических затрат на транспорт природного газа [55]. В свое время изучением влияния температурного фактора на надежность линейной части ма-
9
гистральных газопроводов занимались М.З. Асадуллин, Р.М. Аскаров, Н.А.
Гаррис, В.В. Новоселов, И.Г. Исмагилов и С.М. Файзуллин [14].
Исследованиями эффективности охлаждения природного газа на компрессорных станциях и ее повышением занимаются уже на протяжении более 30 лет. В середине XX века охлаждение газа проводили в оросительных
холодильниках под градирней, что приводило к большим потерям напора и
значительным капитальным затратам [21]. В настоящее время большая часть
компрессорных станций оснащены аппаратами воздушного охлаждения.
1.1.1 Повышение эффективности аппаратов воздушного охлаждения газа за счет совершенствования конструкции
В 90-е гг. Ю.Н. Васильевым, А.И. Гриценко и В.Д. Нестеровым были
проведены экспериментальные исследования теплоотдачи на отечественных
аппаратах воздушного охлаждения типа газ-вода. По результатам этих экспериментов было выявлено, что для повышения тепловой эффективности и
снижения энергоемкости отечественных аппаратов необходимо провести
следующие мероприятия: перевести отечественные АВО типа воздух-вода на
экономичный режим работы с углом атаки лопастей вентиляторов β = 15°, а
также применить стерженьковое оребрение с диаметром стержня 2,4 мм, что
позволит увеличить коэффициент теплоотдачи в 2 раза; для АВО типа воздух-воздух необходимо обеспечить равенство скоростей теплоносителей при
противоточной схеме их движения и использовать стерженьковое оребрение
с диаметром стержня 2,4 мм [31].
И.П. Савинов занимается исследованием применения аппаратов воздушного охлаждения газа в северных условиях начиная с 70-х гг. Одной из
его разработок стала полностью модернизированная система охлаждения газа
с применением так называемых «ледяных» станций, где вместо пропанового
охлаждения, используемого в компрессионных пропановых холодильных
10
машинах на компрессорных станциях полуострова Ямал, применяют воздух
и оборотную воду, охлажденные за счет холода многолетнемерзлого грунта и
намораживаемого зимой впрок ледника. Применение данной технологии в
летнее и весенне-осеннее время позволяет не только сократить количество
АВО, но и уменьшить (на 30 % и более) использование дорогостоящего пропанового охлаждения [118].
Труды В.Б. Кунтыша, А.Н. Бессоного и А.А. Бриль направлены на повышение эффективности работы аппаратов воздушного охлаждения за счет
совершенствования их конструкции. В работе [91] онипредставили результаты исследований по изучению влияния оребрения в широком интервале их
изменения и различных конструкциях ребер на энергетическую эффективность и металлоемкость АВО. Было установлено, что при применении труб с
так называемыми KLM-ребрами вместо труб с накатными ребрами позволит
увеличить тепловой поток на 16 %, а применение труб с завальцованными
ребрами – на 10 %. В [88, 90] В.Б. Кунтыш и А.Э. Пиир сравнили различные
типы биметаллических труб. Сравнение проводилось по следующим показателям:
коэффициенту относительной тепловой эффективности
i
i
,
эт
где
i
,
эт
– удельные теплосъемы i-го и эталонного пучков;
коэффициенту относительного увеличения площади оребрения
i
i
, где
i
,
эт
– коэффициенты оребрения i-ой и эталонной труб;
эт
коэффициенту компактности Пi
d0
м
, 2;
s1s 2 м
массе, расходуемой на 1 кг БРТ;
массе, расходуемой на 1 м2 полной наружной теплоотдающей площади поверхности оребрения.
11
Было установлено, что применение труб с высокими коэффициентами
оребрения позволяет получать компактные пучки. Применение в теплообменных секциях биметаллических труб с накатными ребрами, для которых
характерен наибольший коэффициент оребрения, позволяет уменьшить объем пучка в 3,3 раза, а переход на трубы с KML-ребрами вызывает уменьшение объема до 3,8 раза при одинаковом теплосъеме. По совокупности характеристик оптимальным является пучок из БРТ с навитыми KLM-ребрами.
В [96, 97] Марголин Г.А. и др. рассматривают разработанную в НПК
«Кедр-89» модернизированную конструкцию аппаратов воздушного охлаждения газа в блочно-модульном исполнении типа АВГБ. Их преимущество
перед применяемыми аппаратами заключается в том, что существующие аппараты поставляются на объекты отдельными узлами и деталями, соединение
которых требует большого объема сварочных работ на месте монтажа. К тому же на существующих аппаратах используют электродвигатели массой от
1 до 2 т, при этом требуется обустройство отдельного массивного железобетонного фундамента. В процессе эксплуатации (особенно в районах Севера)
от воздействия статических и динамических нагрузок фундаменты проседают, в результате чего смещается ось вращения и, как следствие, приводит к
разрушению лопастей и патрубков вентиляторов. У разработанных аппаратов
эти недостатки отсутствуют.
В [3, 4, 144] также рассматриваются аппараты воздушного охлаждения
газа нового поколения. В аппаратах АВГ-85МГ по сравнению с применяемыми аппаратами 2АВГ-75МГ, «Хадсон», «Крезо-Луар» оптимизирован воздушный тракт, что позволило повысить КПД вентиляторной установки с 0,6
до 0,8, при проектировании был установлен разреженный трубный пучок с
поперечным шагом s1 = 69 мм вместо шага s1 = 64мм, что позволило повысить теплообмен с окружающей средой, благодаря установке шести вентиляторных блоков вместо двух снизился вес электродвигателя, что позволило
отказаться от установки фундамента. В [142] рассмотрены способы повыше-
12
ния эффективности и надежности аппаратов воздушного охлаждения для
нефтехимической промышленности. К.Е. Семенидо в [121] описывает аппараты воздушного охлаждения газа производства ОАО «ВНИИНЕФТЕМАШ»
с применением композиционных материалов для повышения эффективности
работы и снижения массы вентиляторного блока.
В [93] авторы рассматривают совершенствование аппаратов воздушного охлаждения за счет изменения однократного перекрестного тока на двухкратный перекрестный ток или использования отходящего теплого воздуха
на отопление, обогрев теплиц, сушку и др.
А.В. Лун-Фу и В.Н. Королев для снижения температуры газа на выходе
сравнивали использование воздуха и смеси воздуха с капельками влаги. Было
установлено, что температура охлаждаемой среды при впрыскивании воды
становится ниже, чем при охлаждении только воздухом [95].
Исследования С.А. Горбатова, К.М. Давлетова связаны с охлаждением
сырого газа [38, 45]. Так в [38] они затронули вопрос гидратоообразования в
трубках аппаратов воздушного охлаждения газа. Опытным путем было установлено, что для снижения вероятности образования гидратов необходимо:
уменьшить угол наклона лопастей вентиляторов, уменьшать число работающих аппаратов по мере снижения температуры воздуха, выключить вентиляторы. Также было установлено, что гидраты в АВО образуются в выходных
участках труб, что приводит к понижению температуры труб, поэтому диагностирование гидратообразования можно осуществлять посредством измерений температуры наружной поверхности труб. При этом работа аппаратов в
гидратном режиме допустима, но требуется контроль температуры нижнего
ряда труб. В [45] авторы совместно с Р.Г. Асылбаевым рассматривали вопрос
рециркуляции воздуха при использовании жалюзийного регулирования. В
[40] С.А. Горбатов предложил вариант частичного реверса потока воздуха
для системы охлаждения сырого газа в системах промысловой подготовки.
Это позволит вывести первый ряд трубного пучка из опасной зоны переох-
13
лаждения стенки труб, но при этом переохлаждение происходит в шестом
ряду труб, который находится не в такой жесткой зависимости от температуры стенки труб. Реверсивная подача воздуха не влияет на тепловую мощность всего аппарата, но при этом повышается его надежность.В [39] авторы
предложили для повышения эффективности и надежности работы АВО газовых промыслов в зимний период перевести вентиляторы на подачу воздуха в
обратном направлении, т.е. сверху вниз. При этом с помощью датчиков гидратных пробок осуществлять контроль за гидратным режимом верхнего ряда
теплообменных труб. В [15] К.М. Давлетов, Е.Н. Астафьев и М.П. Игнатьев
проанализировали выбор комплектации систем охлаждения для дожимных
компрессорных станций, работающих в условиях Крайнего Севера. Ими было установлено, что наиболее эффективной будет двухступенчатое охлаждение газа в режиме работы ДКС, предусматривающее использование в качестве первой ступени охлаждения отечественные аппараты 2АВГ-75С или АВГ85МГ с инверторным регулированием числа оборотов, а в качестве второй
ступени охлаждения газа целесообразно использование аппарата ГП 1681.02
со смешанной рециркуляцией воздуха.
А.Ф. Калинин и А.В. Фомин провели экспериментальные исследования
для определения эффективности работы вентиляторов нового поколения
ГАЦ-50-4М2, выполненных из композитных материалов и установленных на
АВО марки 2АВГ-75 [57]. В результате было установлено, что установка новых рабочих колес позволяет повысить тепловую мощность аппаратов на 711 % при их работе с одним или двумя включенными вентиляторами. Также
было доказано, что эффективность работы АВО при работе аппаратов с
включенным первым по ходу движения газа вентилятором выше на 10-15 %,
чем со вторым. Включение второго вентилятора в АВО повышает тепловую
мощность аппарата лишь до 19 %, увеличивая затраты электроэнергии в 2
раза, при этом существенно снижая энергетическую эффективность работы
аппарата воздушного охлаждения газа. В [5] представлены результаты экспе-
14
риментальных измерений до и после проведения реконструкции на КС ООО
«Газпром трансгаз Ставрополь». Была произведена замена металлического
диффузора композитным диффузором с плавными обводами и входным коллектором и замена металлического рабочего колеса УК-2М или Т-50-4 композитным рабочим колесом ГАЦ-50-4М3 на аппаратах 2АВГ-75. В результате проведенной реконструкции было достигнуто снижение потребляемой
мощности на 15,5 кВт на каждом электродвигателе. При замене рабочих колес ВО-10-350-25К на колеса ГАЦ-25-4М2 на аппаратах АВГБ-83 было достигнуто снижение электропотребления на 35 % при том же расходе воздуха.
В работе [7] авторы подтверждают эффект, получаемый при замене рабочих
колес вентиляторов Т-50-4 с коллектором плавного входа на ГАЦ-50-4М3 с
штатным диффузором, на примере компрессорных станций ООО «Газпром
трансгаз Югорск».
В [6] С.В. Алимов, В.А. Лифанов и О.Л. Миатов рассматривают различные способы повышения эффективности АВО (применение насечек на
оребрении, сравнение аппаратов с различным расположением вентиляторов).
Было установлено, что применение насечек позволяет улучшить теплообмен,
но при этом возрастает скорость забиваемости такого трубного пучка и трудность его последующей очистки. Измерениями было установлено, что теплосъем у аппаратов с нижним расположением вентилятора выше, чем теплосъем у АВО с верхним расположением.
А.А. Габдрахмановым и Н.А. Гаррис в [33, 35]предложено вытяжное
устройство, которое позволит стабилизировать работу вентиляторов АВО,
повысить эффективность охлаждения газа в аппарате и увеличить наработку
подшипников вентиляторов АВО.
В работах[44, 122] В.О. Гуменюк, С.В. Сальников, С.П. Сердобинцев
предлагают отказаться от аппаратов воздушного охлаждения и вместо них
перейти к устройствам пассивного охлаждения газа (УПОГ) – термосифонам.
Это позволит снизить потребление электроэнергии на компрессорной стан-
15
ции, улучшить качество регулирования температуры на выходе, а также повысить надежность системы в целом.
С.П. Драник, В.Я. Иванов, Б.С. Палей и О.И. Щеникова с помощью математического моделирования в пакете программ ANSYSDesignModeler создана модель АВО с оптимальным и скоростным полем воздушного тракта.
Разработанная модель легла в основу для разработки аппаратов воздушного
охлаждения нового поколения. Предполагается использование данного АВО
в условиях двухступенчатого охлаждения с применение датчиков гидратных
пробок, что позволит охладить газ до более низких температур [48].
Ф.М. Мустафиным, Р.Р. Усмановым, М.В. Чучкаловым, А.Н. Красновым, С.В. Щербининым, А.С. Файзуллиной и С.М. Файзуллиным было проведено усовершенствование конструкции аппаратов воздушного охлаждения
газа [10] по сравнению с раннее используемыми аппаратами [11, 12]. Изменение конструкции АВО позволило повысить интенсивность теплообмена за
счет увеличения масштаба использования приземного движения воздушных
масс.
1.1.2 Повышение эффективности аппаратов воздушного охлаждения газа за счет применения различных видов регулирования
Регулирование производительности аппаратов воздушного охлаждения
со стороны воздуха осуществляется на большинстве компрессорных станций
за счет изменения угла установки лопастей вентиляторов и установкой поворотных жалюзи. Однако, было доказано, что первое средство работает лишь
в течение первых месяцев эксплуатации, а второе не является достаточно
эффективным и весьма неэкономично [68]. В.Ф. Катричем, С.В. Железняковым и В.А. Зобовым была рассмотрена возможность модернизации электроприводов аппаратов воздушного охлаждения газа путем применения квазичастотного управления (КЧУ), реализуемого с помощью маловентильного
16
тиристорного преобразователя частоты (МТПЧ). Эксперименты проводились
на базе аппаратов типа АВЗ, применяемых в нефтепереработке для охлаждения бензина. Исследования показали, что применение МТПЧ позволит обеспечить местное (из трансформаторной подстанции) и дистанционное (из операторной) ручное управление скоростью вентиляторов АВЗ без снижения надежности. Также появляется возможность мягкого регулирования контролируемого параметра (температуры охлаждаемого продукта и его давления).
При этом выяснилась актуальность не только сезонного, но и суточного регулирования, особенно весной, когда разность дневных и ночных температур, влияние непродолжительных осадков в виде дождя и мокрого снега и
периодического усиления солнечного воздействия наиболее заметно. Одним
из основных преимуществ применения частотного регулирования является
экономия электроэнергии (при снижении скорости в 3 раза потребляемая
мощность снижается более чем в 6 раз) [68].
И.И. Аршакян и А.А. Тримбач в [13] рассматривают вопросы повышения эффективности работы аппаратов воздушного охлаждения за счет различных способов регулирования. При сравнении трех вариантов регулирования
(изменение
угла
«атаки»,
частотное
регулирование,
включе-
ние/отключение вентиляторов) было установлено, что наименьшие затраты
электроэнергии и плавное регулирование температуры газа на выходе достигается применением частотно-регулируемых приводов. В [1, 7, 50, 51, 133]
авторы подтверждают эффект от применения частотно-регулируемого привода на аппаратах воздушного охлаждения газа. При использовании ЧРП
также снижается риск возникновения гидратов в нижнем ряду трубных пучков. Это связано с тем, что при частотном регулировании установки охлаждения газа работают одновременно, обдувая всю поверхность теплообменника. Все аппараты работают в одинаковом режиме и обеспечивают примерно
равные температуры на выходе секции и в выходном коллекторе УОГ. В ре-
17
зультате появляется минимальный температурный запас между минимальной
температурой стенки и температурой образования гидратов [22].
С.В. Алимовым была разработана математическая модель взаимосвязанных электромеханических, аэродинамических и тепловых процессов,
функционально ориентированная на решение задачи оптимизации режимов
работы АВО газа [8]. В своей работе он предлагает алгоритм решения задачи
оптимизации режимов работы установки охлаждения газа.
Для контроля параметров работы аппаратов воздушного охлаждения
газа в [49, 53] предлагается установить автоматизированную систему. Она
позволит обеспечить непрерывность работы в продолжительном режиме,
снизит влияние человеческого фактора при регулировании температуры на
выходе из АВО, даст возможность автоматически отслеживать случайные
метеорологические и технологические изменения параметров, действующих
на АВОГ и т.д.
Целью работы[89] является определение энергетически оптимального
угла установки лопастей вентилятора АВО, применяемого для охлаждения
бензина. Было установлено, что для аппарата такой угол соответствует 10º.
В [135] Е.В. Устинов приводит сравнение потерь электроэнергии двигателя АВО при применении частотного преобразователя и при изменении
угла установки лопастей вентилятора. В результате проведенных исследований было доказано, что частотное регулирование скорости вращения рабочих
колес при значительном снижении потребляемой мощности позволяет реализовать заметно больший КПД по сравнению с другим способом экономии
мощности привода вентиляторов путем выставления лопастей на пониженные углы атаки.
18
1.1.3Совершенствование методик расчета аппаратов воздушного
охлаждения
В своих работах И.М. Камалетдинов рассматривает совершенствование
методик расчета теплоотдачи в аппаратах воздушного охлаждения газа. Так в
[61] приводится сравнение теплоотдачи от аппаратов «Хадсон» и «КрезоЛуар». На основе промышленных экспериментов, проведенных на компрессорной станции «Шаран», было установлено, что АВО марки «Хадсон» обеспечивают примерно вдвое меньший теплообмен с окружающим воздухом,
чем АВО марки «Крезо-Луар». При сравнении с опытами, проводимыми О.А.
Степановым на отечественных АВО, было показано, что теплоотдача от них
примерно соответствует теплоотдаче от аппаратов «Крезо-Луар». В работе
[63]автор доказывает влияние ветра на теплообмен с воздухом при естественной конвекции (при отключенных вентиляторах). В [62] И.М. Камалетдинов и Ф.Ф. Абузова вводят поправки к тепловому расчету промышленных
аппаратов воздушного охлаждения газа. Авторы установили, что для импортных аппаратов таких как «Хадсон» и «Крезо-Луар» соответствует перекрестный ток с неперемешивающимися теплоносителями, т.е. вентилятор,
установленный над трубным пучком, прокачивает поток воздуха по межтрубному пространству практически неперемешивающимися струями, а для
отечественных аппаратов 2АВГ-75 соответствует схема, где поток воздуха
при протекании через межтрубное пространство перемешивается, т.е. вентилятор, установленный под трубным пучком создает завихрения потока воздуха в межтрубном пространстве. Таким образом, при тепловом расчете
промышленных аппаратов воздушного охлаждения газа для компрессорных
станций магистральных газопроводов необходимо принимать модель в зависимости от расположения вентиляторов. В [64] И.М. Камалетдиновым предложена критериальная зависимость для расчета внешней теплоотдачи современных промышленных АВО с поперечными ребрами прямоугольного про-
19
филя с коэффициентом оребрения 20...23 в режиме работы с включенными
вентиляторами. Общий вид зависимости:
Nux
где
CT CЗ Remx
(1.1)
CT – коэффициент, учитывающий вид тяги и наличие интенсификато-
ров теплообмена;
CЗ – коэффициент, учитывающий изменение условий обтекания трубного пучка потоком воздуха из-за загрязнения межтрубного пространства;
m – показатель при Rex;
Rex – число Рейнольдса в интервале от 3000 до 7000.
При режиме работы с отключенными вентиляторами в интервале Rexот
100 до 1000 зависимость принимает вид:
Nu x
0,00035 CT Re1,2161
.
x
(1.2)
В [106] авторы предлагают в качестве критерия эффективности АВО
как отдельного теплообменного аппарата использовать эксергетическй КПД
в виде соотношения фактического изменения эксергии охлаждаемого газа к
сумме максимально возможного изменения охлаждающего воздуха, затрат
эксергии на прокачку газа и подачи воздуха в АВО:
ex
E T max x T
где
ET x T
N1
N2
,
xN
ET – фактическое изменение эксергии газа в АВО;
(1.3)
20
ET max – максимально возможное изменение эксергии при охлаждении
газа до температуры воздуха на входе в АВО;
N1 , N 2 – мощность, затрачиваемая на преодоление гидравлических потерь в трубчатом пучке и подачу охлаждаемого воздуха.
В.Б. Кунтыш, А.В. Самородов и А.Н. Бессоный провели экспериментальное исследование свободно-конвективного теплообмена многорядных
шахматных пучков [92]. Исследования проводились на пяти пучках, отличающихся друг от друга углами наклона продольной оси. Были получены
следующие результаты:
уравнение подобия:
Nu
где
A Ra n 1 exp
B
Ra
,
(1.4)
t0
,
a
(1.5)
А, В, n– постоянные;
Ra – число подобия Релея:
Ra
где
Gr Pr
g d 30
t ст
β – коэффициент объемного расширения воздуха, К-1;
g–ускорение свободного падения, м/с2;
а – температуропроводность воздуха, м2/с;
υ – кинематическая вязкость воздуха, м2/с;
tст – температура стенки у основания ребер, ºС;
t0 – температура окружающего воздуха, ºС;
поправочный коэффициент, учитывающий влияние угла наклона
труб пучка на его среднюю теплоотдачу:
21
Nu
C
где
Nu I
,
(1.6)
Nu , Nu I – числа Нуссельта для средней свободно-конвективной теп-
лоотдачи при
0 , 15 , 30 , 45 , 60 и горизонтального пучка при
0 , вы-
числяемые по уравнению (1.4).
Э.Р. Абдеевым, Ф.Ш. Хафизовым, М.И. Шариповым и К.Б. Васильевым проводились лабораторные испытания влияния загрязнений трубного
пучка на коэффициент теплопередачи[2]. В результате экспериментов были
получены следующие зависимости, позволяющие оценить влияние загрязнений наружной поверхности труб на значение теплопередачи (при значениях
Re = 1686 – 11342):
К чист
2
2,383, R 2
К загр
2
где
0,13 Re0,72 ;
0,995;
0, 49 Re0,80 ;
2, 2372022, R 2
(1.7)
0,994995,
Кчист , Кзагр – значения теплопередачи чистой и загрязненной труб;
2
– стандартное отклонение;
R 2 –коэффициент детерминации.
Также была получена зависимость термического сопротивления загрязнений смазочно-охлаждающей жидкости для оребренных труб, которая
при тех же числах Рейнольдса имеет вид:
R СОЖ
41,76 Re
1,057
.
(1.8)
22
Р.А. Беркутовым предложен метод расчета коэффициента эффективности для круглого ребра на основании экспериментальных данных[23]:
E
где
P K
40 t н.в.
,
80
(1.9)
Р (4,27·10-3...4,54·10-3) и К (0,95574...0,98428) – коэффициенты, завися-
щие от марки аппарата.
Зависимость коэффициента эффективности ребра от критерия Био является более предпочтительной, так как выражает физический смысл процесса.
А.А. Габдрахмановым было установлено, что реальный коэффициент
теплопередачи в АВО меняется в диапазоне от 5,33 до 9,14 Вт/(м2·ºС) (паспортное значение 24,93 Вт/(м2·ºС). При этом неравномерность распределения
тепловых потоков по поверхности теплового съема АВО первого ряда теплообменных труб может отличаться в 5,86 раз. Параметрическим анализом доказана необходимость учета нестационарного теплообмена в расчете температурных режимов АВО[35].
С.В. Китаев в [69] получил метод моделирования лучевых характеристик АВО газа с использованием эксплуатационных данных, реализация которого в промышленных условиях позволит дать достоверную оценку тепловой эффективности секций аппаратов.
1.1.4 Повышение эффективности работы аппаратов воздушного
охлаждения газа путем очистки поверхностей теплообмена
В работах[103, 104] М.В. Омельнюк и А.Н. Черномашенко затрагивают
вопрос очистки поверхностей теплообмена аппаратов воздушного охлаждения газа. Исследования были проведены на АВО, установленных на террито-
23
рии Краснодарского управления ПХГ «Газпром ПХГ». При эксплуатации
АВО происходит загрязнение трубного и межтрубного пространства. В результате загрязнения снижается коэффициент теплопередачи, снижается
КПД ГПА. Для обеспечения требуемого режима работы загрязненных АВО
требуется проводить очистку трубного и межтрубного пространства. На
практике применяются следующие виды очистки межтрубного пространства:
промывка с помощью пожарных брандспойтов (отмыв от пыли на
20...50 %);
пропаривание (приводит к ухудшению теплоотдачи за счет уплотнения или «спекания» загрязнений);
пескоструйная очистка;
промывка с помощью высоконапорных струй жидкости (зарубежный
опыт).
В результате проведенных исследований было определено оптимальное
сочетание напорных и расходных характеристик, которые обеспечивают качественную гидродинамическую очистку оребрения всех рядов труб АВО без
нарушения их целостности и повреждения оребрения.
Для контроля за состоянием внутренней поверхности теплообмена необходимо проводить тепловизионный контроль трубных пучков аппаратов
воздушного охлаждения [69, 123].
Р.А. Беркутовым предложен метод прогнозирования динамики развития
загрязнений
оребренных
поверхностей
методом
корреляционно-
регрессионного анализа диспетчерских данных [23]. Автором разработана
опытно-промышленная установка для проведения гидродинамической чистки оребренных поверхностей. В работе приводится обоснование периодичности очистки и даны рекомендации по организации технологического процесса чистки.
А.А. Габдрахманов рекомендует технологический и экологически
безопасный комбинированный способ отмывки наружной поверхности ореб-
24
ренных теплообменных труб, сочетающий в себе эффект динамического воздействия струи с эффектом отмачивания растворителем, а для снижения трудоемкости внутренней очистки труб АВО А.А. Габдрахманов рекомендует
использовать эффект отмачивания труб раствором «Грин-Юникилин-122307, 011, 025» в статических условиях. Промышленные эксперименты показали, что после внутренней отмывки поверхностей оребренных труб от загрязнений охлаждение газа увеличивается на 0,1ºС, а после очистки наружных
теплообменных поверхностей АВО пропаркой – на 1,8 ºС [35].
1.2 Повышение энергетической эффективности путем оптимизации
режимов работы компрессорных станций
Магистральный транспорт газа является самой энергоемкой подотраслью в ОАО «Газпром». На ее долю приходится около 84 % топливноэнергетических ресурсов. Потребление природного газа на собственные технологические нужды составляет 90 % всего потребления ТЭР. В основном
природный газ потребляется на привод газоперекачивающих агрегатов
(ГПА). Однако следует отметить, что около 17 % ГПА имеют наработку
больше нормативного срока 100 тыс. часов, у 27 % ГПА наработка составляет от 70 до 100 тыс. часов [86].
В [66] рассматриваются вопросы оптимизации газотранспортных систем (ГТС) в целом. Исходя из проведенного анализа авторами были сделаны
следующие выводы:
при оптимизации режимов работы ГТС следует стремиться к достижению системного эффекта, который обеспечивается рациональным сочетанием использования мощностей как КС, так и линейной части;
к рациональным приемам управления ГТС следует отнести оперативное изменение технологических схем транспорта газа: отключение КС,
вывод ниток на проход и т.д.;
25
необходимо проводить исследования по выбору комплексных критериев оптимизации оперативных режимов работы ГТС, учитывающие наряду
с технологическими организационные и социальные аспекты функционирования системы газоснабжения.
1.2.1Оптимизация режимов работы аппаратов воздушного охлаждения газа
Одной из немаловажных причин исследований в области повышения
эффективности работы аппаратов воздушного охлаждения газа является экономическая составляющая (затраты электроэнергии на привод вентиляторов,
эксплуатационные расходы и т.д.). Потребность в охлаждении газа по техническим причинам существует не всегда. В некоторые периоды года такая необходимость отсутствует или слабо выражена и единственной целью использования АВО газа является снижение энергозатрат на компримирование газа
и его доставку потребителям [107]. В своей работе С.И. Перевощиков сравнивает затраты на работу системы охлаждения и затраты на компримирование газа на следующей компрессорной станции. Он приходит к выводу, что
оценку эффективности использования АВО целесообразно пересматривать
после каждого изменения цен на энергоресурсы (электроэнергия и топливный газ). На примере одной из КС газотранспортной системы Западной Сибири он показывает, что существует резерв снижения затрат на транспорт газа за счет более рациональной эксплуатации АВО газа в определенные периоды времени, когда наблюдается чрезмерное охлаждение газа при явной
убыточности данной технологической операции [107].
Для оптимизации работы газотранспортной системы необходимо прогнозировать температуру природного газа на входе в магистральный газопровод после аппаратов воздушного охлаждения газа. Персонал компрессорной станции при регулировании режимов работы аппаратов использует «лу-
26
чевые» характеристики АВО – номограммы для определения тепловой нагрузки на один аппарат в зависимости от расхода газа через аппарат, температур газа на входе и выходе из АВО, температуры окружающего воздуха и
количества включенных вентиляторов. Изучению математических моделей
аппаратов воздушного охлаждения посвящены многочисленные исследования. Например, ВНИИПИтрансгаз предложил формулу вида:
Т г1 Т г2
Т г1 Т н.в.
А GB,
(1.10)
где G – массовый расход газа через один аппарат.
Формула (1.10) была в последующем усовершенствована кафедрой
«Транспорт и хранение нефти и газа» УГНТУ и получила вид:
Т г1 Т г2
Т г1 Т н.в.
А e
BG
.
(1.11)
А.А. Габдрахмановым и А.И. Гольяновым в [34] с учетом ранее проведенных исследований и формулы В.Г. Шухова (1.11) была предложена формула для нахождения температуры газа на выходе с компрессорной станции
после АВО.
Тк
Т0 (Т н Т 0) е
к DL
G cp
А0
Т г2
где
Т н.в.
Т г1 Т н.в. е
G
(1.12)
;
Т г1 Т н.в.
,
(1.13)
α и β – коэффициенты, зависящие от типа АВО и от числа включенных
вентиляторов;
А0 – коэффициент, зависящий от степени загрязнения поверхностей теплообмена АВО.
27
Исследования А.Ф. Калинина связаны с оптимизацией режима работы
аппаратов воздушного охлаждения газа [54, 56, 59]. В [56, 59] он предлагает
методику определения оптимального режима работы системы охлаждения
компрессорных станций (нахождение оптимальной температуры газа на выходе с КС). Работу системы охлаждения можно считать целесообразной, если
выполняется следующее условие:
Cохл
где
Cсж ,
(1.14)
Cохл – дополнительные энергетические затраты в денежном выраже-
нии, связанные с включением новых дополнительных вентиляторов в системе охлаждения;
Cсж – снижение энергетических затрат в денежном выражении на сжатие природного газа на следующей после линейного участка компрессорной
станции.
В [85] авторы предлагают выбрать в качестве критерия оптимизации
при проведении реконструкции системы охлаждения газа стоимость жизненного цикла оборудования:
Sр
C ж.ц.
К
i 1
где
Э год
1 Е
t
,
(1.15)
К – капитальные затраты;
Эгод – годовые эксплуатационные расходы;
Е – норма доходности;
Sр – расчетный период, год;
i – порядковый номер текущего года.
Выбор наиболее эффективного варианта СОГ связан с необходимостью
согласования как энергетической, так и экономической оптимизации, в свя-
28
зис чем данную задачу предлагается решить в два этапа. На первом этапе в
качестве критерия оптимизации используют стоимость энергозатрат Ст.у (локальный критерий оптимизации), на втором этапе – Сж.ц. (глобальный критерий оптимизации).
В [59, 60] авторы рассматривают возможность использования перемычек и включения в работу всех цеховых групп АВО при различных режимах
эксплуатации, при этом снизится падение давления природного газа и увеличится тепловая мощность систем охлаждения при неизменном количестве
включенных вентиляторов за счет снижения гидравлического сопротивления
системы Δр и числа включенных вентиляторов. Исследования, проводимые
авторами показали, что при фактических значениях эксплуатационных характеристик технологического участка МГ использование перемычек между
цеховыми группами АВО и сохранение значения температуры природного
газа на выходе из системы охлаждения КС дает возможность существенно
сократить расход электроэнергии в системе охлаждения КС за счет выключения части вентиляторов.
В [54] А.Ф. Калинин и К.Х. Шотиди предложили алгоритм прогнозирования температуры и давления газа на границах линейных участков.
С.В. Алимов, Е.Г. Зайцев и С.В. Кубаров в [9] затрагивают тему моделирования процессов совместной работы газоперекачивающих агрегатов и
аппаратов воздушного охлаждения газа. В работе они приводят математическую модель транспортировки природного газа для участка газопровода, состоящего из 11 компрессорных станций. При этом были приняты следующие
допущения: температуры воздуха и грунта, теплопроводность грунта, коэфициент теплоотдачи от трубы к грунту вдоль всего газопровода принимаются
постоянными, а на нагнетании всех компрессоров поддерживается постоянное давление в размере 7,1 МПа.
Э.А. Микаэлян предлагает в районах Севера в период низких температур окружающей среды (-15 ºС и ниже) использовать АВО для охлаждения
29
газа, поступающего на вход КС. В остальное время года система охлаждения
работает в обычном режиме – охлаждение газа после ГПА на выходе КС. Это
позволит увеличить расход газа (пропускную способность) на 8 % за указанный период [101].
В [141] авторы доказали эффективность применения аппаратов воздушного охлаждения в период низких температур окружающего воздуха. В
ходе проведения экспериментов было достигнуто увеличение пропускной
способности на 4 %.
А.И. Данилушкиным, Л.А. Мигачевой и В.Г. Крайновым рассматривалась задача оптимизации режима работы АВО газа с учетом процессов, происходящих на линейном участке газопровода до следующей компрессорной
станции [46, 84]. Авторами был предложен критерий оптимальности, учитывающий взвешенную сумму квадратичных отклонений температуры и расхода энергии:
T
I
K1
T1 X, t
Tзад
dt
0
где
K2
En
min,
(1.16)
m
K1 , K 2 – весовые коэффициенты;
Tзад – требуемая по технологии температура газа на выходе из АВО;
En – энергозатраты на охлаждение газа в АВО.
Предлагаемая авторами методика позволяет выработать алгоритм
управления АВО и структуру системы оптимального управления с учетом
температурного режима всех входящих в систему магистрального газопровода узлов: компрессорной станции, аппаратов воздушного охлаждения газа,
линейной части газопровода.
М.М. Шпотаковский в своей статье [145] решает задачу по оптимизации теплового режима магистральных газопроводов большого диаметра
применительно к так называемому «технологическому участку», который со-
30
стоит из двух соседних компрессорных станций и линейного участка трубопровода между КС. В качестве критерия оптимизации теплового режима технологического участка автор предлагает сумму себестоимости энергозатрат
на охлаждение газа на первой станции и на компримирование газа на следующей станции:
CТУ
Сохл ( n )
Cкомп ( n
1)
f Tохл ( n )
min.
(1.17)
Исходя из результатов расчетов, автор делает вывод, что оптимальным
является такой тепловой режим технологического участка, при котором наименьшая температура газа на ЛУ трубопровода между КС будет равна минимальной допустимой температуре газа, определяемой с учетом технологических ограничений.
В [146] М.М. Шпотаковский продолжил исследования теплового режима технологического участка, состоящего из двух соседних компрессорных станций и линейного участка. Из проведенных промышленных экспериментов следует, что регулирование тепловых режимов линейных участков
трубопровода между соседними КС, заключающееся в изменении температуры газа на входе в линейный участок с помощью системы охлаждения, необходимо выполнять с учетом значительной инерционности процесса изменения температуры газа на входе в линейного участка.
М. Новак в [102] разработал математическую модель функционирования системы «установка охлаждения газа – магистральный газопровод», позволяющую моделировать режим работы газотранспортной системы при выходе на штатный режим эксплуатации с минимальными энергетическими затратами. В своей работе он оценил влияние различных факторов на температурный режим МГ, а также установил взаимосвязь между средней температурой газа на линейном участке газопровода и мощностью установки охлаждения газа.
31
1.2.2Оптимизации режимов работы газоперекачивающих агрегатов
А.М. Сулейманов на основе проведения промышленных экспериментов
получил модель снижения КПД осевого компрессора в зависимости от наработки агрегатов с начала эксплуатации и после проведения очистки[128]:
к
0,9 exp
0,0568
2
0,6253
0,0010 Н
0,94 exp
к
0,0013 Н
(1.18)
0,0013 Н ,
0,94 exp
где
0,0056
– коэффициент полезного действия осевого компрессора;
– наработка после очистки осевого компрессора, тыс. ч;
Н – наработка с начала эксплуатации, тыс. ч.
Г.А. Юкиным в [148] был разработан критерий повышения эффективности работы компрессорной станции:
n
Nei
П
i
i 1
,
n
(1.19)
Nei
н
i 1
где
n – количество работающих газоперекачивающих агрегатов;
Nei – эффективная мощность i-го ГПА;
н
– номинальное значение КПД ГПА;
i
– отклонение фактического КПД ГПА от номинального значения.
А.Ю. Тороповым предложен интегральный критерий оценки эффективности режимов работы основных систем компрессорных станций и тех-
32
нологического участка в виде перерасхода энергетических ресурсов в денежном выражении при реализуемых режимах эксплуатации по сравнению с оптимальным режимом [58]:
Cэн.с.к
Сэн.с.к Cэн.с.к.опт .
(1.20)
Использование критерия (1.27) позволит оценить эффективность работы систем компримирования и других систем КС, а также совместную работу
компрессорных станций и технологического участка, в результате возможно
будет определить приоритетные энергосберегающие мероприятия по основным технологическим системам КС. В работе [132] также предложен критерий:
m
Cэн. j
K эф.КС
Если коэффициент K эф.КС
j 1
Qк
.
(1.21)
0 , то компрессорная станция работает в
режиме близком к оптимальному, если K эф.КС принимает высокие значения –
на станции есть потенциал снижения потребления топливно-энергетических
ресурсов.
В.В. Кичатов в [71] доказал, что применение промежуточного охлаждения между ступенями сжатия при последовательной работе газоперекачивающих агрегатов позволяет снизить энергетические затраты на сжатие газа
в денежном выражении с учетом затрат на работу охлаждения на 0,5 %.
Для повышения эффективности работы газоперекачивающих агрегатов
при значительных колебаниях подачи газа в зимний и летний периоды М.М.
Чурикова в [143] рассматривает возможность использования агрегатов различной единичной мощностипри реконструкции, модернизации или проек-
33
тировании компрессорных станций. При этом для оценки эффективности работы установленных ГТУ предлагается ввести понятие «эталонного» газотурбинного двигателя, под которым понимается газоперекачивающий агрегат
со средневзвешенными технико-экономическими характеристиками в своем
классе мощностей из множества типов ГПА, эксплуатируемых как в нашей
стране, так и за рубежом. При проведении реконструкции, модернизации или
проектировании компрессорной станции предлагается сравнивать выбранный тип оборудования с «эталонным» газоперекачивающим агрегатом.
К.Ю. Слободчиков решает задачу оптимизации распределение нагрузки между нагнетателями компрессорного цеха в программной среде
VisSim[124, 125], в которой совместно реализован расчет параметров нагнетателей ГПА, работа ПИ-регулятора режима и оптимизационный алгоритм
поиска оптимального соотношения распределения нагрузки.
В [98] автор рассматривает причины недогрузки магистральных газопроводов, которые связаны с износом существующих МГ, и предлагает автоматизированную электронную систему, позволяющую производить оптимальную загрузку всех станций, участвующих в перекачке на определенной
магистрали.
В работах [18, 69, 71, 111, 116]исследуется вопрос повышения эффективности работы газоперекачивающих агрегатов при недогрузке магистральных газопроводов. В [18, 69, 111] рассматривается оптимизация режимов работы ГПА с газотурбинным приводом по условию максимального КПД. Например, в [18, 69]методом позиномов найдена оптимальная подача газа при
максимальном КПД газоперекачивающих агрегатов:
Qi
ln
i
bi
n
1
n
i
1
i
i 1
i
Qф
i 1
1
i
ln
i
bi
,
(1.22)
34
где
i
, bi – эмпирические коэффициенты уравнения
i
ai bi exp
i
Qi
, определяются методом наименьших квадратов для каждого ГПА, входящего
в группу.
В [71, 116] рассматриваются оптимальные схемы работы ГПА при
снижении энергетической составляющей эксплуатационных затрат. В противовес этому авторы [65] указывают, что целью управления газотранспортной
системой при снижении загрузки магистральных газопроводов не должно
служить обеспечение номинальных режимов работы газоперекачивающих
агрегатов, а следует рассматривать вопросы отключения компрессорных
станций, вывод ниток на проход и т.д.
Притула Н.М. провел исследования влияния температуры газа на выходах КС на динамику изменения суммарного расхода топливного газа и на
максимальную производительность газопроводав целом, а также разработал
алгоритм нахождения оптимальных режимных параметров газопотоков, учитывающих величину аккумулированного газа ГТС [114].
В [87, 149] разработан алгоритм и математические модели для определения оптимальных термодинамических параметров системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам на основе снижения затрат на топливно-энергетические ресурсы в денежном выражении.
Козлова Т.В. в [72] предложила безразмерный критерий выбора рационального режима работы компрессорной станции с учетом работы аппаратов
воздушного охлаждения газа – относительный приведенный расход топливного газа на перекачку:
Qтг
где
24
6
10 Qк
3600
Qнр
x
i 1
N ii
мехi
ei
Ц ээ
N1в nв ,
Ц тг
Qк – коммерческий расход природного газа, млн. м3/сут.;
(1.23)
35
мехi
ei
– механический КПД i-го ЦБН;
– эффективный КПД i-ой ГТУ;
Qнр – низшая теплота сгорания топлива, кДж/м3;
Ц тг –цена топливного газа, руб./м3;
Ц ээ –цена электроэнергии, руб./кВт·ч;
N1в –мощность, потребляемая одним вентилятором, кВт;
nв –количество включенных вентиляторов.
Достоинством данного критерия является его полная независимость от
инфляции. На основании данного критерия был разработан алгоритм по выбору рациональной частоты вращения ротора турбины.
Выводы по главе 1
1. Одним из основных способов снижения себестоимости транспортировки природного газа является снижение температуры на выходе с компрессорной станции.
2. Исследования по повышению энергоэффективности работы газотранспортной системы проводятся на примере двух-трех последовательно
работающих компрессорных станций.
3. Оптимизация режимов работы компрессорных станций в совокупности газоперекачивающих агрегатов и аппаратов воздушного охлаждения газа
позволит повысить эффективность транспортировки природного газа.
4. В качестве основного критерия оптимизации работы технологического участка, состоящего из двух компрессорных станций и газопровода
между
ними,
используются
минимальные
затраты
на
топливно-
энергетические ресурсы в денежном выражении. В разных работах данный
критерий выбирается по-разному: суммарные затраты на электроэнергию
системы охлаждения первой станции и на топливный газ на последующей,
разница затратпри оптимальном и фактическом режимах работы и т.д.
36
ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ РАБОТЫ
АППАРАТОВ ВОЗДУШНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА
2.1 Промышленный эксперимент на аппаратах воздушного охлаждения газа
Для определения эффективности работы аппаратов воздушного охлаждения газа в промышленных условиях на компрессорных станциях ООО
«Газпром трансгаз Уфа»проводились промышленные экспериментыв период
2007-2009 гг.
При планировании проведения экспериментов были изучены существующие статистические методы планирования промышленных экспериментов [41, 42, 100, 110]. Однако при изучении параметров, влияющих на работу
аппаратов воздушного охлаждения газа, было установлено, что рассмотренные методики не дают должного эффекта, т.к. нет возможности влиять на все
входные параметры. Таким образом, эксперименты проводились при разных
температурах окружающего воздуха, различных технологических режимах
работы газоперекачивающих агрегатов, а также различных расходах транспортируемого газа.
В ходе проведения экспериментов были исследованы АВО зарубежных
производителей «Хадсон», «Крезо-Луар» и «Нуово-Пиньоне», а также отечественные аппараты 2АВГ-75С и АВГ-85МГ. Аппараты «Хадсон», «КрезоЛуар», «Нуово-Пиньоне» и 2АВГ-75С укомплектованы двумя вентиляторными блоками, расположенными последовательно, различие между аппаратами по конструкции заключается в расположении вентилятора: у зарубежных устройств вентиляторы установлены над трубным пучком и они являются вытяжными, у 2АВГ-75С – под трубным пучком и он является нагнетательным. Аппарат марки АВГ-85МГ укомплектован шестью вентиляторными
блоками, по три вентилятора установлены последовательно под трубным
37
пучком. Эти аппараты составляют менее 10 % от общего количества в ОАО
«Газпром».
Измерения на АВО АВГ-85МГ проводились в незначительном количестве, поэтому в дальнейшем будут описываться эксперименты по аппаратам
«Хадсон», «Крезо-Луар», «Нуово-Пиньоне» и 2АВГ-75С.
2.1.1 Методика проведения эксперимента
В ходе проведения экспериментов измерялись следующие параметры[70, 78]:
температура природного газа на входе и выходе из АВО;
давление природного газа до и после АВО;
расход природного газа через одну секцию АВО;
температура окружающего воздуха.
Температура газа до и после АВО измерялась при помощи ртутных
термометров, установленных в масляных карманах. Цена деления термометра 1 ºС. При отсутствии штатных приборов измерения производились при
помощи переносного инфракрасного термометра RayngerMX, точность которого составляет ±0,75 % от измеряемой, но не менее ±0,75К при 25 ºС. В этом
случае температура потока принималась равной температуре на поверхности
входного и выходного патрубков АВО. Пирометр RayngerMX измеряет температуру в диапазоне от -30 ºС до +900 ºС, рабочая температура составляет
от 0 ºС до 50 ºС, разрешение дисплея 0,1 ºС.
Давление природного газа до и после аппаратов измеряли при помощи
штатных манометров, установленных на входном и выходном патрубках на
последней секцииАВО. Цена деления манометров равна 0,5 кг/см2. При отсутствии манометров давление на входе в АВО принималось равным давлению на выходе после газоперекачивающего агрегата по диспетчерским данным.
38
Расход природного газа через секцию определялся путем деления общецехового расхода газа на количество установленных секций АВО. Общецеховой расход предоставлялся диспетчерской службой компрессорных
станций. Для проверки эффективности работы аппаратов и влияния расхода
газа на температуру на выходе из АВО при неизменной температуре на входе
в аппарат искусственно увеличивали расход газа через секцию АВО путем
перекрытия одной или двух секций при помощи запорной арматуры.
Температура охлаждающего воздуха принималась равной температуре
окружающего воздуха по диспетчерским данным.
Скорость воздуха, выпадение осадков при проведении измерений не
учитывали.
Плотность природного газа была предоставлена диспетчерской службой КС. Остальные параметры рассчитывались по формулам, приведенным в
[105].
Измерения вышеперечисленных параметров проводился для трех случаев:
при отключенных вентиляторах (естественная конвекция);
при одном включенном вентиляторе;
при двух включенных вентиляторах.
Схема проведения измерений представлена на рисунке 2.1.
39
tГ1, р1
tГ2, р2
Направление движения газа
Рисунок 2.1 – Схема проведения измерений
Результаты измерений приведены в Приложении1.
2.2 Влияние угла установки лопастей вентилятора на температуру
выхода с компрессорной станции
При проведении энергетических обследований объектов ОАО «Газпром» было выявлено, что основными потребителями энергетических ресурсов на компрессорных станциях являются газоперекачивающие агрегаты и
аппараты воздушного охлаждения газа. АВО предназначены для снижения
температуры газа после компримирования перед подачей в магистральный
газопровод. При этом АВО потребляют более 50 % всей электроэнергии производственной площадки. На рисунке 2.2 представлена динамика потребления электроэнергии системой охлаждения природного газа в годовом разрезе.
40
350000
Потребление электроэнергии,
тыс. кВт·ч
300000
250000
200000
150000
100000
50000
декабрь
ноябрь
октябрь
сентябрь
август
июль
июнь
май
апрель
март
февраль
январь
0
Рисунок 2.2 – Динамика потребленияэлектроэнергии
системой охлаждения природного газа
Как видно из рисунка основное потребление электроэнергии приходится на летний период работы компрессорных станций (с мая по сентябрь). Это
объясняется не только высокими температурами окружающего воздуха, но и
изменением угла установки лопастей вентиляторов АВО. В соответствие с
[140] в Обществе угол установки лопастей вентиляторов регламентирован.
Для летнего периода эксплуатации он устанавливается на уровне 13-14° в соответствии с фирменной инструкцией для обеспечения максимального теплосъема. Для зимнего периода – 5-7° (по данным ПО «Союзоргэнергогаз»).
Для определения потребляемой мощности в зависимости от угла установки лопастей вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения газа были
проведены измерения на аппаратах марки «Хадсон», результаты одной из нескольких серийкоторых приведены в таблице 2.1 и на рисунках 2.3, 2.4.
41
Таблица 2.1 – Результаты измерений
Время измерений
11:30
12:30
19:30
15:15
16:00
Угол установки
лопастей вентилятора, °
14
12
10
8
5
Потребляемая
мощность,
кВт
25,9
22,2
19,5
16,6
12,4
Температура
газа до
АВОtг1, °С
45,5
45,1
44,9
45,9
45,4
Температура
газа после
АВО tг2, °С
30,5
31,7
32,5
33,0
33,4
Температура
окружающего
воздуха tв, °С
8
9
8
11
12
Из рисунка 2.4 видно, что зависимость потребляемой мощности аппаратов от угла установки является линейной функцией и может быть описана
уравнением N 1,48
4,84 , где β – угол установки лопастей.
Помимо потребляемой мощности от угла установки лопастей вентилятора зависит также фактический теплосъем в АВО. В таблице 2.2 приведены
результаты расчетов. На рисунке 2.5 построена зависимость теплосъема от
Температура газа на выходе из АВО,
град.С
угла установки лопастей вентиляторов.
34
33,5
33
32,5
32
31,5
31
30,5
30
0
2
4
6
8
10
12
14
16
Угол установки β
Рисунок 2.3 – Зависимость температуры газа после АВО
от угла установки лопастей вентилятора
42
30
Мощность, кВт
25
20
15
10
5
0
4
6
8
10
12
14
16
Угол установки β
Рисунок 2.4 – Зависимость мощности АВО
от угла установки лопастей вентилятора
Таблица 2.2 – Результаты расчетов
11:30
12:30
19:30
15:15
16:00
Угол установки
лопастей вентилятора, °
14
12
10
8
5
Значение
tг1-tв, °С
Значение
tг1-tг2, °С
37,5
36,1
36,9
34,9
33,4
15
13,4
12,4
12,9
12,0
Расход газа
через секцию
АВО, кг/ч
200524
197860
197403
197099
196772
Фактический
теплосъем, кВт
2137
1883
1738
1805
1676
2500
2000
Теплосъем, кВт
Время измерений
1500
1000
500
0
0
2
4
6
8
10
Угол наклона
12
14
Рисунок 2.5 – Зависимость теплосъема в АВО
от угла установки лопастей вентилятора
16
43
Температура природного газа на выходе аппаратов воздушного охлаждения снижается в зависимости угла установки лопастей. Однако на рисунке
2.3 при построении зависимости температуры природного газа после АВО от
угла установки лопастей не учитывались такие факторы как влияние температуры газа на входе в систему охлаждения и температура окружающего воздуха. Построим зависимость температуры газа на выходе tг2 от разности температур Δt = tг1 – tвозд для случая: β = 14º (рисунок 2.6).
35
34
33
32
t г2 , ºС
31
30
29
28
27
26
25
0
5
10
15
20
25
Δt=t г1 -t возд , ºС
30
35
40
Рисунок 2.6 – Зависимость температуры газа на выходе из АВО от температуры газа на входе и температуры окружающего воздуха
Найдем уравнение, описывающее расположение точек на рисунке 2.6.
Используя метод наименьших квадратов, было получено уравнение
приближенной регрессии первого порядка [115]:
tг 2
0,0262
Определим дисперсию:
t
30,73.
(2.1)
44
m
1
yi
m k 1i1
Dк
где
a0
2
... aк xiк ,
a1 xi
(2.2)
m – количество измерений.
Получаем:
D1
3,205.
Вычисляем регрессию второго порядка:
tг 2
0,0272
t 2 1,1883
t
41,179.
(2.3)
По формуле (2.2) определяем дисперсию:
D2
1,164.
Проверим, является ли уравнение второго порядка существенно лучшим приближением регрессии, чем уравнение первого порядка. Для это
сравним по критерию Фишера дисперсии D1, имеющуюf1=81, и D2, имеющую
f2=80 степеней свободы. По таблице VII Приложения [115] находим критерий
Фишера для уровня значимости 0,05:
F0,95 81;80
1,489.
Тогда:
D1
D2
3,205
1,164
2,753 1,489.
45
Значит, уравнение второго порядка является несколько более точнымуточнениемчем уравнение первого порядка.
Определяем уравнение регрессии третьего порядка:
tг 2
t3
0,0019
t2
0,141
3,2983
t
53,012.
(2.4)
Находим дисперсию по (2.2):
D3
Видно, что D3
1, 480.
D2 , значит переход к уравнению третьего порядка
ухудшает приближение регрессии. Таким образом, исходя из рисунка 2.6,
была полученазависимость:
t г2
0,0272
t 2 1,1883
t
41,179.
(2.5)
Из формулы (2.5) можно сделать вывод, что при равенстве температуры газа на входе в АВО и температуры окружающей среды температура газа
на выходе составит 41,179 ºС. Такое возможно только в летний период работы аппаратов воздушного охлаждения газа. Равенство температуры газа и окружающей среды означает, что теплообмен не происходит, и, значит, температура компримированного газа на выходе из аппаратов должна быть равна
температуре газа на входе. Проанализировав работу компрессорных станций
ООО «Газпром трансгаз Уфа», можно сделать вывод, что температура поступающего в АВО после газоперекачивающих агрегатов газа колеблется от 32
до 47 ºС. Изучив погодные условияза последние 10 лет в период с мая по
сентябрь на близлежащих к КС метеостанциях (по данным сайта
www.rp5.ru), были получены следующие результаты, представленные в таблице 2.3 и нарисунке 2.7.
46
Таблица 2.3 – Температура окружающего воздуха
Минимальная тем- Максимальная темСредняя темпераГод
пература воздуха,
пература воздуха,
тура воздуха, ºС
ºС
ºС
Аркауловское ЛПУ МГ (метеостанция в Катав-Ивановске)
2006
-5,4
+30,5
+13,5
2007
-2,0
+30,6
+14,2
2008
-6,2
+29,8
+14,0
2009
-2,2
+30,1
+13,8
2010
-4,3
+33,8
+16,3
2011
-3,8
+32,0
+14,0
2012
-0,6
+35,0
+16,1
2013
-2,4
+32,6
+14,4
Ургалинское ЛПУ МГ (метеостанция в Златоусте)
2009
-1,3
+33,6
+16,9
2010
-1,6
+37,0
+19,5
2011
-1,6
+36,2
+16,8
2012
-0,5
+37,2
+18,7
2013
-0,2
+35,4
+17,1
Полянское ЛПУ МГ, Дюртюлинское ЛПУ МГ (метеостанция в Бирске)
2005
+1,5
+31,9
+16,3
2006
-1,6
+33,0
+16,4
2007
+0,2
+31,9
+16,7
2008
-1,4
+31,9
+16,1
2009
-0,4
+32,2
+16,3
2010
-0,9
+36,3
+19,2
2011
+0,5
+33,6
+16,5
2012
+1,5
+35,6
+18,2
2013
+1,2
+33,4
+17,3
Шаранское ЛПУ МГ (метеостанция в Азнакаево)
2006
-2,7
+33,1
+16,1
2007
+1,8
+27,0
+15,2
2008
-4,1
+33,4
+15,8
47
Год
2009
2010
2011
2012
2013
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2009
2010
2011
2012
2013
Минимальная тем- Максимальная темСредняя темперапература воздуха,
пература воздуха,
тура воздуха, ºС
ºС
ºС
-2,0
+32,8
+16,2
-3,5
+38,2
+19,0
-5,1
+34,2
+16,1
-1,5
+34,5
+17,5
-1,1
+33,3
+16,4
Кармаскалинское ЛПУ МГ (метеостанция в Уфе)
+4,0
+32,0
+19,4
+6,0
+33,0
+20,4
-2,2
+33,2
+16,3
-2,3
+32,6
+16,3
0,0
+32,4
+16,7
-4,6
+32,8
+16,2
-2,2
+33,3
+16,1
-4,3
+37,2
+18,6
-4,7
+33,9
+16,2
-1,3
+36,3
+16,2
-0,6
+34,6
+17,0
Канчуринское ПХГ (метеостанция в Троицком)
-1,3
+33,6
+16,9
-1,6
+37,0
+19,5
-1,6
+36,2
+16,8
-0,5
+37,2
+18,7
-0,2
+35,4
+17,1
48
Темпера тура , гра д.С
50
45
40
35
30
25
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Аркауловское ЛПУ МГ
Ургалинское ЛПУ МГ
Полянское ЛПУ МГ, Дюртюлинское ЛПУ МГ
Шаранское ЛПУ МГ
Кармаскалинское ЛПУ МГ
Рисунок 2.7 – Максимальные температуры воздуха по годам
Из таблицы 2.3 и рисунка 2.7видно, что максимальная температура
воздуха не превышает 38,2 ºС. Это значит, что температура газа на выходе из
АВО при равенстве температур газа на входе в аппараты и температуры окружающего воздуха не может достигнуть значения 41 ºС.
Аппараты воздушного охлаждения являются местным сопротивлением
на пути потока газа, поэтому при прохождении через них давление газа за
счет дросселирования понижается [130]. Исходя из [112], уравнение первого
начала термодинамики будет иметь вид:
q dh
w.
(2.6)
В интегральной форме для участка I – II (на входе и выходе из аппаратов) для 1 кг природного газа:
49
*
1 2
q
где
**
1 2
q
h2
h1 w
c2 2
*
1 2
c12
2
g z2
z1
w1** 2 ,
(2.7)
q1* 2 – подвод теплоты, кДж/кг;
q1**2 – теплота, выделяющаяся при трении, кДж/кг;
w1* 2 – внешняя работа потоком вещества, кДж/кг;
c2 , c1 – скорость газа в сечениях II и I, м/с;
g – ускорение свободного падения, м/с2;
z2, z1 – высотные отметки, м;
w1** 2 – потери работы на преодоление сопротивлений, кДж/кг.
Процесс дросселирования совершается без внешнего теплообмена
q1* 2 0 , внешняя работа потоком вещества не производится w1* 2
сти в сечениях I и II относительно малы c1
тальный z 2
c2
0 , скоро-
0 , участок трубы горизон-
z1 , потеря работы, затраченной на преодоление сопротивлений
в аппаратах, преобразуется в теплоту и воспринимается веществом w1**2
q1**2
[26, 112]. С учетом всех вышеперечисленных условий из (2.6) получаем:
h2
h1
h2
0;
(2.8)
h1.
Для идеальных газов энтальпия зависит только от температуры
h = h(T), тогда при дросселировании температура не изменяется. Для реальных газов, паров и жидкостей энтальпия зависит от температуры и давления:
dH
C p dT
V
T
дV
дT
dp.
p
(2.9)
50
Исходя из (2.5) и преобразуя уравнение (2.9) получим:
T
dT
дV
V
дT p
dp.
cp
(2.10)
В процессе дросселирования давление всегда понижается, dp<0, теплоемкость – всегда величина положительная Сp>0. Таким образом, формула
(2.7) будет определять характер изменения температуры.
В [16] представлена общая зависимость для дросселирования реальных
газов:
T
p
D
дH / дp
дH / дp
T
,
(2.11)
p
где D – коэффициент адиабатного дросселирования или дифференциальный
дроссель-эффект.
Явление изменения температуры при адиабатном дросселировании называется эффектом Джоуля-Томсона [16].
Сравнивая формулы (2.10) и (2.11) между собой, получим:
T
D
где
дV
дT
дV
V
дT p
,
cp
(2.12)
– изменение объема рабочего тепла при изменении его темпеp
ратуры;
сp – удельная изобарная теплоемкость рабочего тела.
51
Из формулы (2.8) видно:
при T
дV
дT
V dT
0 , т.е. температура газа в процессе дроссели-
p
рования уменьшается (положительный эффект Джоуля-Томсона);
при T
дV
дT
V dT
0 , т.е. температура газа при дросселировании
p
увеличивается (отрицательный эффект Джоуля-Томсона);
при T
дV
дT
V dT
0 , т.е. температура газа в процессе дроссели-
p
рования не изменяется. Такая температура называется температурой инверсии [112].
Одним из наиболее известных уравнений состояния для реальных газов
является двухпараметрическое уравнение Ван-дер-Ваальса [16, 138]:
a
V2
p
где
V
b
RT ,
(2.13)
R – универсальная газовая постоянная;
a – константа, учитывающая в той или иной форме силы притяжения
между молекулами;
b – параметр, обусловленный силами отталкивания.
Дифференцируя уравнение (2.13) по T при постоянномp, получим:
2a дV
V 3 дT
откуда
V
p
b
p
a
V2
дV
дT
R,
p
(2.14)
52
дV
дT
p
a
p
V2
R
2a
V
V3
R V
b
RT
b
2a V b
V3
2
.
(2.15)
Считая газ не очень плотным и отбрасывая в соотношениях (2.15) величины второго порядка малости относительно a и b, получаем:
T
дV
дT
V
p
b
2a
1
RTV
V
2a
RTV
b 1
V
2a
RT
b.
(2.16)
Подставляя формулу (2.16) в формулу (2.12), находим:
2a
b
RT
.
cp
D
(2.17)
Из уравнения (2.17) видно, что изменение температуры газа по уравнению Ван-дер-Ваальса при необратимом адиабатном расширении обусловлено
его отклонением от идеального газа ( a
0, b 0 ).
Дифференцируя уравнение Ван-дер-Ваальса по V при постоянной критической температуре Tкр, были получены критические параметры реального
газа через постоянные a и b [25, 138]:
Vкр
Tкр
pкр
3b;
8a
;
27bR
a
.
27b 2
(2.18)
53
Соотношения (2.18) могут служить не только для определения критических параметров через параметры a и b, но и для решения обратной задачи:
нахождение параметровa и b, если известны критические параметры вещества.
a
2 2
27 R Tкр
;
64 pкр
b
RTкр
8 pкр
(2.19)
.
Введем следующие безразмерные величины (приведенные значения):
Vпр
V
;
Vкр
Tпр
T
;
Tкр
pпр
p
.
pкр
(2.20)
где V, T, p – действительные объем, температура и давление реального газа.
Критические параметры для компонентного состава природного газа
представлены в таблице 2.4 [30, 47].
Таблица 2.4 – Критические параметры компонентов природного газа
Компонент
Содержание
компонентов
ri, об.доли [30]
Критические параметры [47]
Температура
Tкр.i, ºС
Давление
Pкр.i, МПа
Tкр.i· ri
зкр.i· ri
CH4
0,9250
-82,60
4,641
-76,41
4,293
C2H6
0,0200
32,35
4,913
0,65
0,098
C3H8
0,0066
96,84
4,264
0,64
0,028
54
Содержание
компонентов
ri, об.доли [30]
Компонент
Критические параметры [47]
Температура
Tкр.i, ºС
Давление
Pкр.i, МПа
Tкр.i· ri
зкр.i· ri
C4H10
0,0050
152,01
3,796
0,76
0,019
C5H12 + высшие
0,0015
196,62
3,374
0,61
0,010
CO2
0,0033
31,04
7,382
0,10
0,024
N2 + редкие
0,0370
126,25
3,396
4,67
0,126
1
-
-
-68,98
4,599
Итого
Критическая температура смеси углеводородов определяется по уравнению Страуса [108]:
Tкр.см.
Tкр.i ri ,
(2.21)
где ri – объемные доли i-го компонента смеси (таблица 2.4).
По аналогии с критической температурой критическое давление смеси
углеводородов рассчитывается по формуле:
pкр.см.
pкр.i ri .
(2.22)
При найденных значениях pкр и Tкр определим коэффициенты a и b по
соотношениям (2.19).
a
27
64
b
83142
68,98 273,15
4,599 106
8314
68,98 273,15
8 4,599 106
2
2,643 105 ;
0,0461.
Если силы взаимодействия между молекулами велики так, что преобладает поправка на давление и b гораздо меньше a, то газ будет охлаждаться
[16].
55
Таким образом, из найденных значений величин коэффициентов a и b
для природного газа можно сделать вывод о том, что при дросселировании
этот поток будет охлаждаться.
Найдем дроссель-эффект для параметров pг1 = 6,87 МПа, pг2 = 6,84
МПа, tг1 = 35 ºС. Для этого определим среднюю изобарную теплоѐмкость охлаждаемого газа (сpmг) [21], кДж/(кг·К):
с pmг
6,3137 0,4312 p 0,031652T
0,000058915T 2
где
0,001306 p 2
0,00119542 pT ,
(2.23)
p – абсолютное давление газа до АВО, МПа:
p 0,1 pг1 0,098;
(2.24)
T – абсолютная температура газа до АВО, К:
T
tг1 273,15.
(2.25)
Подставив численные значения в (2.23), (2.24) и (2.25), получаем:
p 0,1 pг1 0,098 0,1 6,87 0,098 6,8326 МПа;
T
с pmг
tг1 273,15 35 273,15 308,15 К ;
6,3137 0,4312 6,8326 0,031652 308,15 0,001306 6,83262
0,000058915 308,152
0,0011954 6,8326 308,15 2,645 кДж / (кг К ).
По формуле (2.17) найдем дроссель-эффект:
56
D
2 2,643 105
8314 35 273,15
2645
0,0461
6,058 10 5 К / Па.
(2.26)
Исходя из (2.26), можно сделать вывод, что температура газа при прохождении через аппараты воздушного охлаждения при равенстве температур
окружающего воздуха и температуры газа на входе в АВО, будет незначительно снижаться и не сможет достигнуть значения 41,179 ºС. Понижение
температуры при падении давления на 0,03 МПа составит 1,8 ºС.
Проанализировав таблицу 2.3 и рисунок 2.7, построим линию тренда,
приведенную на рисунке 2.6, при t
0 через значение +38 ºС (рисунок 2.8).
Аналогично построим зависимость температуры газа на выходе tг2 от разности температур Δt = tг1 – tвозд для случаев: β = 12º, 10º, 8º и 5º (рисунок 2.8).
37
36
y = 0,0132x 2 - 0,5591x + 38
y = 0,0141x 2 - 0,6x + 38
35
34
tг2
33
y = 0,0152x 2 - 0,6512x + 38
32
31
y = 0,0171x 2 - 0,733x + 38
30
29
28
y = 0,0198x 2 - 0,8557x + 38
27
5
10
15
20
Δt=tг1 -tв
14°
25
12°
30
10°
35
8°
40
5°
Рисунок 2.8 – Зависимость температуры газа на выходе из АВО от температуры газа на входе и температуры окружающего воздуха
Воспользуемся методом асимптотических координат [19, 27], чтобы
найти зависимость температуры газа на выходе из АВО от разности между
температурой газа на входе и температурой окружающей среды, а также от
угла установки лопастей вентиляторов. Предположим, что имеется некоторая
57
величина F, зависящая от параметров p и q. 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 плоских кривых (p, F), соответствующих различным значениям q, «сходится» в одну универсальную
кривую [18].
Данным методом нельзя воспользоваться для зависимостей, имеющих
вид полинома второй степени (рисунок 2.8). Для этого найдем координаты
вершины параболы и разделим линии (таблица 2.5, рисунки 2.9 и 2.10).
Таблица 2.5 – Координаты вершины параболы
tг2
Уравнение
0,0198 t 2 0,8557
t12
г2
0,0171
t10
г2
0,0152
t2
0,6512
t 8г 2
0,0141
t2
0,6
t 5г 2
0,0132
t2
0,5591
14
t2
0,733
Формула
t
t
t
38
38
t
38
38
t
Значение
21,609
21,433
tmin
b
2a
38
21,421
21,277
21,178
Проанализировав таблицу 2.5, можно сделать вывод, что необходимо
разделить параболу на две линии для следующих условий:
0
21 C
t
21 C (рисунок 2.9);
t
85 C (рисунок 2.10).
58
39
y = 58,893x -0,228
37
y = 59,607x-0,228
tг2, ºС
35
y = 58,001x -0,228
33
31
29
y = 56,573x-0,228
y = 54,431x-0,228
27
25
0
5
10
15
20
25
Δt=tг1 -tв
14
12
10
8
5
Рисунок 2.9 – Зависимость температуры газа на выходе из АВО от температуры газа на входе и температуры окружающего воздухапри 0
t
21 C
37
y = 14,686x 0,2439
35
y = 14,51x 0,2439
t г2, ºС
33
y = 14,29x0,2439
31
29
y = 13,939x 0,2439
y = 13,411x 0,2439
27
25
0
10
20
Δt=t г1 -tв
14
12
10
30
8
40
5
Рисунок 2.10 – Зависимость температуры газа на выходе из АВО от температуры газа на входе и температуры окружающего воздухапри 21 C
t
85 C
Воспользуемся методом асимптотических координат [19], для этого
построим зависимости вида (рисунки 2.11, 2.13):
59
tг2
; t min ;
tг2
; t max .
(2.27)
Температура газа на выходе t г2, °С
45
40
y = -0,0428x2 + 0,4212x + 40,238
35
2
30
y = -0,0309x2 + 0,3037x + 29,01
25
φ
20
1
ψ
15
10
5
0
0
2
4
6
8
10
Угол установки лопастей β
12
14
16
Рисунок 2.11 – Зависимость температуры газа на выходе из АВО
от разности температур на входе в АВО и окружающей средой
при разных углах наклона лопастей вентиляторапри 0
t
21 C
1 – при Δtmax; 2 – при Δtmin
В соответствие с рисунком 2.11 получены зависимости:
0,0428
0,0309
2
0,4212
2
0,3037
40,238;
29,01.
Введем новую вспомогательную функцию f = f(β; Δt):
(2.28)
60
f
t г2
.
(2.29)
С учетом (2.28) и (2.29) получим (рисунок 2.12):
f
f
tг2
0,0428
0,0119 2
2
0, 4212
40, 238
.
0,1115
11, 228
(2.30)
1,2
y = 0,0582x 0,9563
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
0
5
10
15
20
25
Δt=tг1 -t в
Рисунок 2.12 – Зависимость вспомогательной функции f
от разности температур на входе в АВО и окружающей средой
Для вспомогательной функции f можно использовать полученную зависимость вида:
f
0,0582
t 0,9563.
(2.31)
Подставляя уравнения (2.28), (2.31) в (2.29) и преобразуя его, получим
следующую зависимость tг2от β и Δt при 0
t
21 C :
61
tг2
0,0582
t 0,9563
0,0119
2
0,0428
2
0,1115
0,4212
(2.32)
40,238 .
y = -0,0385x2 + 0,3786x + 36,212
40
Температура газа на выходе tг2 , °С
11,228
35
30
1
y = -0,032x 2 + 0,3144x + 30,069
25
2
20
φ
15
ψ
10
5
0
0
5
10
Угол установки лопастей β
15
Рисунок 2.13 – Зависимость температуры газа на выходе из АВО
от разности температур на входе в АВО и окружающей средой
при разных углах наклона лопастей вентилятора при 21 C
t
85 C
1 – при Δtmax; 2 – при Δtmin
В соответствие с рисунком 2.13 получены зависимости:
0,032
0,0385
2
0,3144
2
0,3786
30,069;
36,212.
(2.33)
Введем новую вспомогательную функцию f = f(β; Δt) по (2.26). С учетом (2.33) и (2.29) получим (рисунок 2.13):
62
tг2
f
f
0,032
6,5 10 3
2
2
0,3144
0,0642
30,069
.
6,143
(2.34)
0,9
0,8
0,7
y = 3E-08x 4,7719
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
0
5
10
15
20
Δt=t г1 -t в
25
30
35
40
Рисунок 2.14 – Зависимость вспомогательной функции f
от разности температур на входе в АВО и окружающей средой
Для вспомогательной функции f можно использовать полученную зависимость вида:
f
3 10
8
t 4,7719 .
(2.35)
Подставляя уравнения (2.33), (2.35) в (2.29) и преобразуя его, получим
следующую зависимость tг2от β и Δt при 21 C
tг2
3 10
8
t 4,7719
0,032
6,5 10
2
3
0,3144
2
t
0,0642
30,069 .
85 C :
6,143
(2.36)
63
Таким образом для аппаратов воздушного охлаждения марки «Хадсон»:
при 0
tг2
t
21 C :
t 0,9563
0,0582
2
0,0428
при 21 C
tг2
3 10
0,032
2
0,0119
0,4212
0,1115
11,228
40,238 ;
(2.37)
t 85 C :
8
2
t 4,7719
6,5 10
0,3144
3
2
0,0642
6,143
30,069 .
Полученная система уравнений для нахождения температуры газа на
выходе соответствует режиму работы АВО с одним включенным вентилятором [73].
В таблице 2.6 представлены значения температуры газа на выходе из
АВО, полученные по результатам измерений и расчет коэффициента по формулам (2.37).
Таблица 2.6 – Расчет температуры газа на выходе из АВО (tг2) по рассмотренному выше алгоритму
Разность температур газа
на входе в АВО и окружающей средой Δt, °С
Угол установки лопастей
вентилятора β
0
9,7
9,8
10
10,3
16,8
10,4
11
13,9
14,2
16,8
14
14
14
14
14
12
12
12
12
12
Экспериментальные
значения tг2, °С
t
Расчет по формуле
(2.37) tг2, °С
21 C
33,1
31,3
33,7
31,3
27,3
31,6
33,8
32,3
30,1
28,4
32,4
32,3
32,2
32,1
28,7
33,2
32,9
31,3
31,1
29,7
64
Разность температур газа
на входе в АВО и окружающей средой Δt, °С
10,9
11
14,7
15,4
18,8
9,4
11,1
15,4
17,3
18,1
9,7
10,8
11,1
16,8
17,1
17,3
Угол установки лопастей
вентилятора β
10
10
10
10
10
8
8
8
8
8
5
5
5
5
5
5
21 C
25,3
27,5
28,5
32
33,4
26,3
28,5
32
32,7
33,5
25,3
27,5
31,6
32,7
33,5
26
26,3
28,5
31,7
33,2
34
25,3
26
28,5
32
33,5
14
14
14
14
14
12
12
12
12
12
10
10
10
10
10
8
8
8
8
8
8
5
5
5
5
5
Экспериментальные
значения tг2, °С
Расчет по формуле
(2.37) tг2, °С
33,6
34,6
31,9
29,7
29,0
35,1
34,8
30,2
29,6
30,8
36,2
34,8
35,3
29,9
30,2
30,0
33,8
33,7
31,7
31,3
29,4
35,2
34,3
31,8
30,8
30,3
35,4
34,8
34,6
31,3
31,2
31,1
t
85 C
29,4
29,9
30,4
31,9
31,8
31,0
31,6
33,2
32,6
34,1
31,3
31,9
33,1
33,5
35,0
31,7
32,2
32,9
33,6
33,2
34,5
32,2
32,1
33,3
34,9
35,9
29,1
29,5
29,7
30,8
31,4
30,3
30,8
32,0
32,3
32,6
30,9
31,4
32,7
33,1
33,5
31,6
31,7
32,2
33,3
33,9
34,3
31,8
31,9
32,5
33,7
34,4
65
Сопоставление экспериментальных и расчетных данных (таблица 2.6)
показывает, что предлагаемая модель (2.36) с точностью до 95 % описывает
экспериментальные данные. Кроме того при использовании модели (2.37)
растѐт точность расчетов по сравнению с точностью единичных расчетов для
отдельных значений β. Однако формула (2.37) была получена без учета изменения расхода природного газа, проходящего через секцию АВО. Для уточнения данной формулы были построены графики зависимости коэффициента
A
tг 2
106 , где G – массовый расход газа через секцию АВО, от разности
G
температур газа на входе в АВО и температуры окружающего воздуха (рисунок 2.15).
А
125
115
105
95
85
75
65
5
10
15
20
25
30
35
Δt=tг1-tв
14°
12°
10°
8°
5°
Рисунок 2.15 – Зависимость коэффициентаА от температуры газа на входе и
температуры окружающего воздуха
Методом асимптотических координат, приведенным выше, была получена формула для определения температуры газа на выходе после АВО в зависимости от разности температуры газа на входе в аппараты и температуры
окружающего воздуха, расхода газа через секцию и угла установки лопастей
вентиляторов АВО:
66
tг2
0,0806
G 10
2
6
0,7952
0,0004
75,705
t2
0,031
0,1261
t 0,1029
2
(2.38)
1,2437
118,4 .
2.3 Влияние загрязнения на тепловую эффективность аппаратов
воздушного охлаждения газа
Аппараты воздушного охлаждения газа на компрессорных станциях
эксплуатируются более 30 лет. Мероприятия по замене устаревших аппаратов проводятся, но достаточно медленно. Состояние теплообменных оребренных поверхностей изменилось по сравнению с заводскими установками
[43].
Одним из стандартных мероприятий повышения эффективности работы АВО газа является поддержание поверхности теплообмена в незагрязненном состоянии.Обычно загрязняется только нижняя часть двух или трех рядов труб ребер. Для восстановления рабочих узлов АВО необходимо выполнять очистку пучков.
Способы очистки наружных поверхностей таковы [126]:
1. Подача воздуха под давлением обычно позволяет сдувать пыль,
грязь и высохших насекомых. Необходимо всегда направлять струю воздуха
параллельно ребрам для предупреждения их искривления.
2. Подача воды из системы пожарного тушения промышленной площадки обычно позволяет снимать пыль и приставшую грязь. Для этой цели
достаточно противопожарного шланга. Во время промывки надо следить,
чтобы струя воды была параллельна оребрению, в противном случае произойдет загибание ребер.
3. Очистка струей горячей воды и пара аналогична водоструйной и
применяется, если грязь не вымывается струей холодной воды или воздуха.
67
4. Химическая очистка применяется в том случае, когда перечисленными выше способами не удается очистить оребренные поверхности. Совместно с химической следует использовать и другие виды очистки (при химической очистке используемые жидкости должны подходить к типу металлов
оребренных труб).
Аналогичные методы применяются и при внутренней промывке трубок
АВО.
Проведение очисток трубных пучков с внутренней стороны (отложения
кокса, образующегося от сгорания капель масла, попадающего в газовый поток через неплотности негерметичной маслосистемы) проводится редко, так
как связано с выводом АВО из технологического процесса. Опыт проведения
таких мероприятий имеется, например, в ООО «Газпром трансгаз Чайковский». Результаты показали, что тепловая эффективность АВО при проведении внутренних очисток повышается не более чем на 7-9 %.
Наиболее широко применяется очистка поверхностей теплообмена
АВО газа с наружной стороны. Именно здесь образуется основное количество загрязнений, наиболее существенно снижающих теплосъем аппаратов. Как
правило, очистка поверхностей производится один раз в год после завершения периода цветения растений.
Обширная практика эксплуатации АВО газа в системе магистрального
трубопроводного транспорта показала, что наиболее часто применяются следующие виды наружной очистки трубных пучков [77]:
промывка холодной водой из пожарного гидранта;
промывка горячей водой с помощью машин Karcher;
пропарка паром с помощью машин Karcher;
пропарка паром с помощью ППУ.
Как правило, в одном дочернем Обществе ОАО «Газпром» эксплуатируется ограниченное количество машин ППУ (обычно не более трех), поэтому пропарка с помощью ППУ производится по графику. Иногда пропарка
68
проводится не чаще чем один раз в 5 лет. Между пропарками теплообменных
пучков загрязнения с наружных поверхностей удаляют промывкой холодной
водой из пожарного гидранта (часто промывка холодной водой только ухудшает состояние наружной поверхности, уплотняя образовавшиеся рыхлые
загрязнения).
В качестве примера приведем результаты сравнения очисток наружных
поверхностей АВО газа разными способами (таблица 2.7, рисунки 2.14 и
2.15)[79].
В цехе №1 была произведена пропарка трубных пучков аппаратов с
помощью ППУ, в цехе №2 – промывка трубных пучков холодной водой из
пожарного гидранта. В цехе №3 была проведена реконструкция с заменой
АВО газа, поэтому теплообмен на поверхностях АВО газа подчинялся паспортным характеристикам.
С целью оценки эффективности до и после данных мероприятий были
выполнены инструментальные измерения на АВО газа. Всего было проведено 35 серий измерения параметров 9 секций АВО газа за период июль-ноябрь
2008 года (приложение 1).
На рисунке 2.16 представлено распределение значения тепловой эффективности для АВО компрессорных цехов до и после очистки.
69
1
0,94
Тепловая эффективность АВО
0,9
0,8
до очистки
после очистки
0,79
0,8
0,73
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
КЦ-1
КЦ-2
КЦ-1 – пропарка трубных пучков;
КЦ-2 – промывка трубных пучков водой из пожарного гидранта
Рисунок 2.16 – Распределение тепловой эффективности АВО до и после очистки трубных пучков
Из рисунка 2.16 следует, что пропарка трубных пучков на КЦ1позволила повысить тепловую эффективность до 0,94 (на величину – 0,15),
на КЦ-2 тепловая эффективность АВО после промывки составила 0,84 (повышение эффективности – 0,11).
Сравнение удельного теплосъема на новых аппаратах и очищенных
разными методами показано на рисунке 2.17.
70
2
1,75
Удельный теплосъем, ккал/кг
1,8
1,6
1,45
1,4
1,2
1,08
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
КЦ-1
КЦ-2
КЦ-3
КЦ-1 – пропарка трубных пучков; КЦ-2 – промывка трубных пучков водой из
пожарного гидранта; КЦ-3 – замена АВО
Рисунок 2.17 – Удельный теплосъем по цехам
Как видно из рисунка 2.17 пропарка высокотемпературным паром не
восстанавливает полностью состояние поверхностей теплообмена, но при
этом она позволяет повысить удельный теплосъем по сравнению с промывкой холодной водой в 2 раза.
Помимо вышеприведенных измерений был произведен анализ работы
системы охлаждения в течение года по данным диспетчерской службы. В ходе анализа было изучено изменение температуры до и после аппаратов воздушного охлаждения газа, рассчитана их тепловая эффективность [76]. Результаты расчета представлены на рисунке 2.18.
71
Тепловая эффективность АВО
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
I период
II период
III период
IV период
V период
I - январь-апрель; II - апрель-май; III - май-сентябрь; IV - сентябрь-октябрь;
V - октябрь-декабрь
Рисунок 2.18 – Анализ тепловой эффективности АВО-газа
Из рисунка видно, что наибольшее значение тепловой эффективности
приходится на III период (с мая по сентябрь). Это связано с тем, что в мае перед началом летнего периода эксплуатации была проведена очистка наружных поверхностей теплообменных секций аппаратов воздушного охлаждения
газа при помощи пожарных гидрантов. Для I периода, соответствующего
наименьшему значению тепловой эффективности, произвели сопоставление
величины энергетических затрат в денежном выражении в связи с необходимостью включения дополнительных вентиляторов в сутки (рисунок 2.19).
72
Затраты в денежном выражении,
тыс.р.
940
930
920
910
До очистки
900
890
После очистки
880
870
860
850
840
830
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20
Количество работающих вентиляторов АВО
22
24
Рисунок 2.19 – Эффективность проведения очистки наружных поверхностей
для I периода
По оси ординат были отложены суммарные затраты в денежном выражении на электроэнергию для системы охлаждения и затраты на топливный
газ на следующей после линейного участка компрессорной станции. Из рисунка видно, что перерасход в денежном выражении составит 23,1 тыс. р. в
сутки.
Таким образом, проведение очистки поверхности теплообмена позволит снизить энергозатраты на транспортировку газа, что в свою очередь приведет к снижению себестоимости газа.
Для повышения эффективности эксплуатации аппаратов воздушного
охлаждения газа определим оптимальную периодичность пропарки трубных
пучков теплообменных секций. Для сравнения воспользуемся двумя методиками [17, 131].
Первый метод основывается на очистке внутренней полости трубопроводов [17]. Введем обозначения: S – накопленная сумма общих затрат на работу АВО за длительный срок τ (τ>>Z, где Z – период между пропарками), А0
– затраты на электроэнергию в единицу времени (удельные затраты) при условии чистых поверхностей теплообмена, B(t) – возрастающая функция, описывающая увеличение удельных затрат вследствие увеличения термического
73
сопротивления загрязнения, причем B(0) = 0, С – стоимость проведения пропарки. Тогда количество пропарок за время t будет составлять N = τ/Z. Таким
образом, функцию затрат можно выразить следующим образом:
Z
S ,Z
A0
B
Z
d
1
Z
C.
Отметим, что при достаточно больших t величина A0
(2.39)
const , а зависит
от времени эксплуатации аппаратов. Это можно объяснить прикипанием части загрязнений в межреберном пространстве трубных пучков. В рамках поставленной задачи предполагаем, что A0
const и определяется стоимостью
электроэнергии на привод вентиляторов АВО.
Обозначим усредненные за время t общие удельные затраты через
S t
S ,
, тогда искомая целевая функция будет иметь вид:
S Z
A0
1
Z
Z
B
1
d
C
.
Z
(2.40)
Для решения поставленной задачи необходимо определить период Т из
условия:
S Z
min.
(2.41)
Параметры А0 и С определяются исходя из количества установленных
аппаратов воздушного охлаждения.
Функция B(τ) зависит от режимов работы газотранспортного участка.
Вид и параметры функции B(τ) необходимо определять, исходя из зависимо-
74
сти, описывающей рост энергозатрат на АВО вследствие увеличения термического сопротивления теплопередающих поверхностей.
На рисунке 2.20 приведена зависимость энергозатрат в течение периода
τ для одной из компрессорных станций, на которой установлены 12 секций
АВО по 2 вентилятора.
Накопленные затраты, тыс.р.
600
500
400
300
200
100
0
0
20
40
60
80
Время
100
120
140
Рисунок 2.20 – Вид зависимости накопленных затрат на АВО
в течении периода Z0
Из рисунка 2.20 видно, что наиболее адекватно функция B(τ) описывается степенной зависимостью вида:
r
B
где
B0
Z0
,
(2.42)
Z0 – интервал времени, на котором определяются параметры данных
зависимостей (для рассматриваемой КС Z0 = 205 суток);
r, B0 – эмпирические коэффициенты (для рассматриваемой КС
r = 3,5739; B0 = 2·10-5).
Подставив (2.42) в (2.40), получим:
75
S Z
A0
При условии
B0
Z Z0r
dS
dZ
Z
r
C
Z
d
1
B0 Z r
Z 0r r 1
A0
C
.
Z
(2.43)
0 определим минимум функционала (2.43):
Z
Z0
C r 1
Z 0 B0 r
1
r 1
(2.44)
.
Подставив в (2.44) численные значения Z0, r, B0 и С, получим оптимальную периодичность проведения пропарки трубной поверхности, равную
4,3 года.
Вторая методика основывается на теоретической модели замены оборудования, подверженного старению или теоретической модели проведения
капитального ремонта оборудования [131]. Рассмотрим последовательность
периодов времени одинаковой длины. Обозначим их 1, 2, 3, … и сопоставим
каждому из них величины затрат C1, C2, C3, … соответственно. Стоимость
пропарки обозначим А. Учетную процентную ставку на капитал обозначимr
(1%). Тогда приведенная сумма Kn всех будущих затрат, связанных со стратегией, по которой производится пропарка каждые n периодов, составляет:
Kn
A C1
C2
1 r
C2
1 r
2
Cn
...
1 r
n 1
(2.45)
A C1
1 r
n
C2
1 r
n 1
...
Cn
1 r
Выражение (2.45) можно привести к виду:
2n 1
...
76
n
Ci X i
A
Kn
i 1
1
;
1 Xn
1
X
.
1 r
(2.46)
Если стратегия проведения пропарки является наилучшей, то должны
выполняться следующие неравенства:
Kn
K n 1; K n
Kn 1.
(2.47)
С учетом (2.46), (2.47) преобразуется:
Cn
Kn
r
1
1 r
; Cn
1
Kn
r
1 r
.
(2.48)
В таблице 2.7 приведены расчеты оптимальной периодичности пропарки для компрессорных станций, на которых установлены от 8 до 12 секций
аппаратов воздушного охлаждения газа.
Таблица 2.7 – Результаты расчетов
Стоимость проведения пропарки,
тыс. р.
12 секций
АВО
11 секций
АВО
10 секций
АВО
9 секций
АВО
8 секций
АВО
0
1
1
1
1
1
5
5
6
6
6
7
10
8
8
8
9
9
15
9
10
10
11
11
20
11
11
12
12
13
25
12
13
13
14
15
30
13
14
15
15
16
77
Стоимость проведения пропарки,
тыс. р.
12 секций
АВО
11 секций
АВО
10 секций
АВО
9 секций
АВО
8 секций
АВО
35
14
15
16
17
18
40
15
16
17
18
19
45
16
17
18
19
20
50
17
18
19
20
21
На рисунке 2.21 построены зависимости периодичности проведения
пропарки в зависимости от стоимости.
20
18
16
Время, мес.
14
12
10
8
6
4
2
0
0
10
12 секций
20
30
40
Стоимость пропарки, тыс. р.
11 секций
10 секций
9 секций
50
60
8 секций
Рисунок 2.21 – Зависимость проведения пропарки от стоимости и количества
секций АВО
При сравнении периодичности пропарки для 12 секций АВО, рассчитанной по двум методам, было получено, что по первому методу пропарку
необходимо проводить 1 раз в 4,3 года, по второму – через 1,2 года. Чтобы
воспользоваться первым методом необходим большой объем информации по
работе аппаратов воздушного охлаждения для построения зависимости накопленных затрат в течение определенного периода Z0. Второй метод позволяет
78
получить математическую модель оптимальной периодичности пропарки для
различного количества секций АВО[74].
Воспользуемся методом асимптотических координат [19, 27], чтобы
найти зависимость времени между пропарками от стоимости проведения мероприятия и количества секций системы охлаждения газа. Исходя из рисунка
2.21, были получены зависимости времени между проведением пропарок от
денежных затрат, коэффициенты найдены методом наименьших квадратов
(таблица 2.8).
Таблица 2.8 – Зависимость времени между пропарками от стоимостиСпр
Количество секций
Зависимость
12
Z
2
0,0047 Cпр
0,5209 Спр
2,0979
11
Z
2
0,0049 Cпр
0,5489 Спр
2,3287
10
Z
2
0,0051 Cпр
0,5837 Спр
2,1678
9
Z
2
0,0053 Cпр
0,607 Спр
2,3427
8
Z
0,6439 Спр
2, 4755
2
0,0056 Cпр
На основании [19, 27] и аналогично разделу 2.2 получим зависимость
вида:
Z
2
0,0003 Cпр
0,034 Спр
0,0386
0,0769 N
0,9705 N
3,0517 .
25,9493
(2.49)
Выводы по главе 2
1. Было показано, что эффект Джоуля-Томсона оказывает влияние на
температуру природного газа на выходе из аппаратов воздушного охлажде-
79
ния. Понижение температуры при падении давления на 0,03 МПа составит
1,8 ºС.
2. Была получена зависимость температуры газа на выходе от угла установки лопастей вентиляторов, температуры газа на входе в АВО и температуры окружающего воздуха. Точность полученной модели составляет 95
%.
3. При проведении исследований аппаратов воздушного охлаждения
газа до и после проведения очистки разными способами было выявлено, что
пропарка трубных пучков с внешней стороны позволяет повысить эффективность работы аппаратов на 15 %, промывка холодной водой из пожарных
гидрантов – на 13 %. Пропарка позволяет довести теплосъем практически до
паспортных значений (тепловая эффективность δ после мероприятия составила 0,94).
4. Промывка холодной водой из пожарного гидранта приводит к уплотнению слоя загрязнений на поверхности теплообмена аппаратов воздушного охлаждения газа.
5. Регулярная очистка поверхностей теплообмена АВО газа позволит
уменьшить количество работающих вентиляторов и снизить затраты на топливно-энергетические ресурсы.
6. Была получена математическая модель оптимальной периодичности
проведения пропарки аппаратов воздушного охлаждения газа в зависимости
от стоимости проведения очистки и количества установленных секций АВО.
80
ГЛАВА 3. ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ УЧАСТКА, СОСТОЯЩЕГО ИЗ
ДВУХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России.
ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя
объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения
газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя [150].
В данной работе рассматриваются объекты газотранспортной системы,
проходящей по территории Республики Башкортостан. Обслуживанием этой
системы занимаются ООО «Газпром трансгаз Уфа» и ООО «Газпром ПХГ».
Схема газопроводов представлена на рисунке 3.1.
Через компрессорные станции ООО «Газпром трансгаз Уфа» проходят
следующие газопроводы:
«Челябинск-Петровск» (Ургала, Аркаулово, Полянская, Москово и
Шаран);
«Уренгой-Петровск» (Полянская, Москово, Шаран);
«Уренгой-Новопсков» (Полянская, Москово, Шаран).
Кармаскалинская станция работает на газопровод, предназначенный
для закачки природного газа в Канчуринско-Мусинский комплекс ПХГ.
81
Рисунок 3.1 – Газотранспортная система, проходящая по территории
Республики Башкортостан
Энергосбережение –одно из основных направлений деятельности ОАО
«Газпром». Приоритетом является сокращение потребления природного газа,
как главного энергетического ресурса, расходуемого на объектах предприятия. На втором месте идет экономия электроэнергии. Основные резервы
экономии природного газа и электроэнергии заложены в повышении эффективности эксплуатации оборудования (газоперекачивающих агрегатов (ГПА),
аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО) и др.), выбор оптимальных
режимов перекачки углеводородного сырья и т.д.[73].
82
3.1 Выбор критерия оптимальности
Оптимизация является целенаправленной деятельностью для получения наилучшего решения при имеющихся определенных условиях и ресурсах
[24]. Оценка эффективности принятого решения проводится по критерию оптимальности решения, к которому предъявляется ряд требований. При оптимизации режимов работы газотранспортной системы необходимо учитывать
следующие ограничения [36]:
максимальное выходное давление КС;
температуру газа на выходе после системы охлаждения;
ограничения по отдельным агрегатам на КС (по помпажу в ЦБН);
ограничения потребляемой мощности КС;
ограничения максимальных оборотов ЦБН с газотурбинным приводом;
выполнение плановых поставок газа потребителям и т.д.
Таким образом, необходимо выбрать такой параметр оптимизации, который бы соответствовал всем вышеперечисленным требованиям.
При оптимизации ГТС обычно рассматривают два вида критериев [18]:
экономические: снижение потребления топливно-энергетических ресурсов (электроэнергия, затрачиваемая на привод вентиляторов аппаратов
воздушного охлаждения газа, и топливный газ газоперекачивающих агрегатов) и снижение затрат на них в целом по системе [149];
технические: максимум надежности и максимум быстродействия
[18].
Наиболее общим критерием оптимальности технических решений является экономический, поэтому в качестве критерия оптимизации предлагается
использовать
затраты
в
денежном
выражении
на
топливно-
энергетические ресурсы, затрачиваемые на работу аппаратов воздушного охлаждения газа и газоперекачивающих агрегатов:
83
З
где
ЗТГ
ЗЭЭ
(3.1)
З – суммарные затраты на топливно-энергетические ресурсы в денеж-
ном выражении, тыс.р.;
ЗТГ – суммарные затраты на топливный газ по всем компрессорным
станциям в денежном выражении, тыс.р.;
ЗЭЭ – суммарные затраты на электроэнергию на систему охлаждения в
денежном выражении, тыс.р.
Однако, из формулы (3.1) можно сделать выводы, что система будет
работать оптимально в том случае, если затраты на топливный газ и электроэнергию будут минимальными. В случае с аппаратами воздушного охлаждения газа минимум будет достигнут при свободной конвекции, т.е. при выключенных вентиляторах или при минимальном угле установки лопастей
вентилятора. Для газоперекачивающих агрегатов затраты на топливный газ
будут стремится к минимуму при максимальном КПД работы ГПА, а также
наименьшей работе степени сжатия, т.е. при высоком давлении в конце линейного участка на входе в компрессорную станцию. Значит, для уменьшения затрат на топливный газ необходимо определить такой режим работы
АВО, который бы позволил свести суммарные затраты к минимуму.
Аппараты воздушного охлаждения газа предназначены для снижения
температуры природного газа после сжатия в нагнетателях. АВО устанавливаются после газоперекачивающих агрегатов перед подачей газа в магистральный газопровод [80, 149]. Охлаждение газа на компрессорных станциях
необходимо [83]:
для увеличения пропускной способности магистрального газопровода;
84
для экономии топливного газа на работу газоперекачивающих агрегатов на следующей станции;
для предотвращения повреждения изоляции газопровода при высоких температурах транспортируемого газа;
для уменьшения температурных напряжений стенки трубопровода
из-за разницы температуры укладки газопровода в траншею и температуры
транспортируемого газа;
в районах крайнего севера для предотвращения оттаивания грунтов.
При проектировании компрессорных станций температура после системы охлаждения принимается на 10...15 °С выше расчетной среднегодовой
температуры наружного воздуха [82].
АВО включают следующие основные узлы и агрегаты:
секции теплообменных труб;
вентиляторы с приводом;
диффузоры и жалюзи;
несущие конструкции;
механизмы регулирования.
Теплообменные трубчатые секции состоят из оребренных труб, камер
подвода и отвода теплоносителей, несущих элементов конструкции – рам
жесткости.
Применяемые для охлаждения газа АВО имеют развитые наружные
поверхности теплообмена и характеризуются коэффициентом оребрения.
Применение оребрения позволяет повысить теплосъем, так как тепловой поток от газа к материалу трубы значительно выше, чем от наружной поверхности к воздуху. Для всех применяемых в промышленности АВО коэффициенты оребрения находятся в пределах от 7,8 до 21. В системе магистрального
транспорта газа применяются аппараты с коэффициентом оребрения – 2021,2.
85
Вентиляторы АВО представляют собой осевые машины, имеющие
большую производительность по воздуху при малых гидравлических напорах. Окружная скорость вращения лопастей не превышает 62-65 м/спри диаметре вентилятора от 0,8 до 7,0 м. Колеса вентиляторов изготавливают сварными из алюминия. Расход воздуха зависит от следующих параметров:
числа труб в секциях;
коэффициента оребрения;
технологических факторов;
расположения труб в секциях и др.
Конструктивное оформление АВО зависит от взаимного расположения
секций и вентилятора. Теплообменные секции могут располагаться горизонтально, вертикально, наклонно и зигзагообразно, в результате чего образуются различные компоновки АВО. Наиболее применяемым является аппарат с
горизонтальным расположением секций (рисунки3.2, 3.3); это упрощает монтажно-ремонтные работы, обеспечивает более равномерное распределение
воздуха по секциям, однако он занимает большую площадь на КС магистральных газопроводов.
86
1
2
1 – механизм регулирования угла поворота лопастей; 2 – клиноременная
передача
Рисунок 3.2 – Аппараты воздушного охлаждения с горизонтальным
расположением секций с верхним размещением вентилятора
87
7
1
2
3
4
6
5
1 – секция трубчатая; 2 – колесо вентилятора; 3 – диффузор;
4 – электродвигатель; 5 – колонна; 6 – ограждающая решетка; 7 – жалюзи
Рисунок 3.3 – Аппараты воздушного охлаждения с горизонтальным
расположением секций с нижним размещением вентилятора
Вентиляторы могут устанавливаться как на всасывание, так и на нагнетание. Наиболее применима работа вентилятора на нагнетание в аппаратах
горизонтального и зигзагообразного типа [99]. Нагнетание воздуха позволяет
повысить эффективность работы АВО за счет того, что вентилятор и привод
находятся в холодном воздухе. При этом упрощается крепление вентилятора
и привода, а также обслуживание. К недостаткам нагнетания можно отнести,
что воздушный поток, проходя через трубный пучок, характеризуется неоднородностью, поэтому низкая скорость нагретого воздуха при естественной
конвекции становится причиной рециркуляции горячего воздуха и снижения
разности температур. Всасывание воздуха обеспечивает высокие скорости и
снижает влияние естественной конвекции, таким образом рециркуляция становится маловероятной [109].
88
В связи с тем, что режим работы аппаратов воздушного охлаждения
сводится к получению необходимой температуры на выходе с компрессорной
станции, при оптимизации необходимо найти такую температуру, которая
позволила
бы
минимизировать
суммарные
затраты
на
топливно-
энергетические ресурсы. Таким образом, преобразуем (3.1) в целевую функцию:
З tвыхКС
ЗТГ tвыхКС
ЗЭЭ tвыхКС
(3.2)
Решение такой задачи возможно с помощью метода имитации отжига,
предложенногоS. Kirkpatrick[117, 153].Данный метод представляет собой
аналог физического процесса управляемого охлаждения, при котором используется упорядоченный случайный поиск новых состояний системы с более низкой температурой [94, 117, 151, 152]. В процессе медленного управляемого охлаждения расплавленного материала, называемого отжигом, кристаллизация расплава сопровождается уменьшением его энергии Е. При этом
допускаются ситуации кратковременного повышения энергии, например, при
подогреве материала для предотвращения слишком быстрого его остывания.
В результате такого повышения возможен выход из ловушек локальных минимумов, которые возникают при реализации процесса. Понижение температуры Т до абсолютного нуля делает невозможным самостоятельное повышение энергетического уровня расплава.
Суть метода заключается в следующем. Пусть х – состояние воображаемой физической системы (энергетические уровни), тогда энергия системы
находится как E
f x . В каждый момент времени предполагается заданной
температура Т системы, находящейся в состоянии х. Температура уменьшается по определенному закону с течением времени. Новое состояние системы
x выбирается в соответствии с заданным порождающим семейством вероят-
89
ностных распределений
случайный элемент x
x,T , которое при фиксированных х иТ задает
G x,T
. После генерации нового состояния
G x,T система с вероятностью p
x
E,T переходит к следующему шагу
в состоянии x , в противном случае повторяется процесс генерации x . Здесь
E
f x
f x - приращение энергии.
В качестве вероятности принятия нового состояния p
E,T выбира-
ется приближенное значение физической величины:
p
При этом p
E, T
нового состояния p
состояние
f x
x
E,T
exp
1 в случае
E
.
T
E
(3.3)
0 , тогда вероятность принятия
E,T считается равной 1. Соответственно если новое
дает лучшее значение оптимизируемой функции, т.е.
f x , то переход в это состояние произойдет в любом случае.
Поиск минимума целевой функции заканчивается при уменьшении
температуры Т до некоторого заданного уровня Тend.
Конкретная схема отжига задается следующими параметрами:
законом изменения температуры T k , где k – номер шага;
порождающим семейством вероятностных распределений
функцией вероятности принятия нового состояния p
x,T ;
E,T .
Воспользуемся схемой Больцмановского отжига. Изменение температуры задается в виде:
T k
T0
.
ln 1 k
(3.4)
90
Порождающее семейство вероятностных распределений
x,T выби-
рается как семейство нормальных распределений с математическим ожиданием х и дисперсией Т и, соответственно, задается плотностью:
g x ; x, T
где
2 T
n
2
exp
x
x
2T
2
,
(3.5)
n – размерность метрического пространства состояний.
Сформулируем задачу следующим образом. Необходимо определить
такую температуру на выходе с компрессорной станции после аппаратов воздушного охлаждения газа, чтобы суммарные затраты на топливноэнергетические ресурсы (электроэнергия на первой станции и топливный газ
ГПА на последующей) были минимальны. Пусть включение вентиляторов
для регулирования температуры газа на выходе после компрессорной станции задается (3.4). Затраты определяются функций E
f x , где х – темпе-
ратура после системы охлаждения. При этом вероятность получения минимальных затрат определяется по (3.3).
На рисунке 3.4 приведена расчетная схема участка, состоящего из двух
компрессорных станций.
91
Рисунок 3.4 – Расчетная схема участка газотранспортной системы
для разработки модели
Примем ряд допущений:
температура газа на входе в компрессорную станцию соответствует
температурам газа на входе в газоперекачивающие агрегаты;
температура газа после системы охлаждения принимается равной
температуре газа на входе в магистральный газопровод;
гидравлический расчет проводится без учета рельефа местности;
температура грунта принимается постоянной величиной и не зависит
от времени года;
угол установки лопастей одинаков для первого и второго вентиляторов.
3.2Математическая модель работы аппаратов воздушного охлаждения газа
На рисунке 3.5 приведена расчетная схема одного из цехов КС с m газоперекачивающих агрегатов и системой охлаждения, состоящей из l секций.
92
Gг
tГПА1
1
Gг
tГПА2
Gг
2
tКСвх
tГПА3
3
1
tг2.1
tг2.2
2
3
tг2.3
tг2
GгКС
tг1
Gг
tг2.l
l
tГПАm
m
Рисунок 3.5 – Расчетная схема цеха компрессорной станции
Вследствие того, что целевая функция зависит от температуры газа на
выходе, необходимо определить, что влияет на значение этой температуры.
На примере главы 6 [52] составим следующие функциональные зависимости:
где
tг 2
f tг1 , Gввх1 , Gввх2 , tв , n1 , n2 , n3 , RзАВО1 , RзАВО 2 ;
tг 2
гидр
г
t
(3.6)
,
tг1 – температура газа на входе в АВО, °С;
tг2 – температура газа на выходе после АВО, °С;
Gввх1 , Gввх2 – расход воздуха через первый и второй вентиляторы соответственно, м3/ч;
tв – температура воздуха, °С;
93
n0 , n1, n2 – режимы работы АВО: естественная конвекция (все вентиляторы выключены), с одним включенным вентилятором и с двумя включенными вентиляторами, соответственно;
RзАВО1, RзАВО 2 – термическое сопротивление загрязнений аппаратов воздушного охлаждения газа,
м2 С
Вт
;
tггидр – температура гидратообразования для газа.
Также имеют место следующие зависимости:
t г1
где
f
, Gг ;
Gввх1
f
1
Gввх2
f
2
,
1
,
2
;
(3.7)
,
– степень сжатия газа в газоперекачивающих агрегатах;
Gг – расход газа, м3/ч;
1
,
2
– углы установки лопастей, соответственно, первого и второго
вентиляторов;
1
,
2
– частота вращения, соответственно, первого и второго вентиля-
торов (при наличии установок частотно-регулируемого привода).
Исходя из (3.7), преобразуем зависимость (3.6):
tг 2
f
, Gг , 1 , 2 ,
tг 2
tггидр .
1
,
2
, tв , n0 , n1 , n2 , RзАВО1, RзАВО 2 ;
(3.8)
При разработке математической модели расчета температуры природного газа на выходе с компрессорной станции примем ряд допущений:
94
газ равномерно распределяется между секциями аппаратов воздушного охлаждения газа, т.е. Gг1 = Gг2 = ... = Gгl;
температурав коллекторе после ГПА соответствует температурам газа на входе в секции АВО;
температура окружающего воздуха соответствует температуре воздуха на входе в аппараты;
температура воздуха на входе в аппарат для первого и второго вентилятора одинакова;
теплообменные поверхности в секциях аппаратов воздушного охлаждения газа загрязнены одинаково, при этом тепловая эффективность аппаратов определяется как средняя по всем секциям.
3.2.1 Влияние загрязнения на температуру природного газа на выходе из аппаратов воздушного охлаждения
В настоящее время существует ряд методов отслеживания изменения
тепловой эффективности аппаратов воздушного охлаждения газа. Первый
метод заключается в построении фактических лучевых характеристик на основе экспериментальных данных, проводимых на аппаратах воздушного охлаждения [32, 64]. Второй – в нахождении параметра загрязнения [43]:
Пз
где
q
;
tг tст
(3.9)
Пз – параметр загрязнения или эквивалентный коэффициент тепло-
проводности,
ккал
;
м ч С
2
tг – температура природного газа;
tст – температура стенки трубки АВО.
95
Однако ни первый, ни второй метод при математическом моделировании процесса оптимизации транспортировки природного газа не дает точную
оценку температуры среды на выходе после аппаратов воздушного охлаждения. Оба метода оценивают снижение тепловой эффективности аппаратов
вследствие загрязнения.
Фоминым А.В. была предложена методика нахождения температуры
газа на выходе после системы охлаждения [139]:
t г1 t в
tг 2
к F
t г1
c к F
G c pm к F
G c pm
G c pm
.
(3.10)
Однако и в том, и в другом случае для оценки термического сопротивления загрязнений аппаратов воздушного охлаждения газа и нахождения коэффициента теплопередачи требуется проведение трудозатратных измерений. При исследовании работы аппаратов воздушного охлаждения газа организовать такие измерения достаточно сложно. Для определения зависимости
температуры газа на выходе из аппаратов от загрязнений воспользуемся математической моделью лучевых характеристик АВО[20]:
для двух включенных вентиляторов:
Q
0,0144194
T
Q
0,0071238
t
0,0000440 G 0,0272196 ;
5,8042096 ln G
59,1444476 ;
(3.11)
для одного включенного вентилятора:
Q
0,0200419
T
Q
0,0070593
t
0,0000306 G 0,1801622 ;
2,9428183 ln G
для свободной конвекции:
27,8287349 ;
(3.12)
96
Q
0,0398813
T
0,0000153 G 0,0713529 ;
Q
0,0000332
t2
0,0025239
где
t
0,54.037 ln G
1,8585878 ,
(3.13)
T – разность температур газа на входе и выходе газа из аппаратов
воздушного охлаждения:
T
tг1 tг 2 ;
(3.14)
t – разность температур газа на входе в АВО и температуры окру-
жающего воздуха:
t tг1 tв .
(3.15)
Тепловая эффективность аппаратов определяет по[135]:
Qф
Qп
.
(3.16)
Выразим из (3.11)-(3.13) температуру газа на выходе из АВО:
для двух включенных вентиляторов:
tг 2
t г1
0,0071238
t
5,8042096 ln G
59,1444476
0,0144194 0,0000440 G 0,0272196
;
(3.17)
;
(3.18)
для одного включенного вентилятора:
tг 2
t г1
0,0070593
t
2,9428183 ln G
27,8287349
0,0200419 0,0000306 G 0,1801622
для свободной конвекции:
97
tг 2
t г1
t2
0,0000332
0,0025239
t
0,54037 ln G
1,8585878
0,0398813 0,0000153 G 0,0713529
.
(3.19)
Преобразуем выражение (3.16):
Qф
c p G tг1 tгф2
Qп
п
г2
c p G t г1 t
tг1 tгп2
tг1 tгф2
tгф2
t г1
tг1 tгп2 .
(3.20)
Таким образом, чтобы определить фактическую температуру газа на
выходе после аппаратов воздушного охлаждения газа необходимо знать тепловую эффективность аппаратов δ, температуру газа на входе в АВО и так
называемую «паспортную» температуру газа на выходе из аппаратов. Введем
температурный коэффициент загрязнения:
tгф2
tгп2
t г1
tг1 tгп2
tгп2
.
(3.21)
Исходя из того, что загрязнения снижают теплосъем с поверхности теплообмена АВО, фактическая температура газа на выходе будет выше паспортной, тогда
1.
Следует отметить, что тепловую эффективность аппаратов воздушного
охлаждения необходимо находить для случая при двух включенных вентиляторах в секции [69]. Это позволит увеличить точность расчетов температуры
после охлаждения.
Используя формулы (3.17)-(3.19) и (3.21), появляется возможность прогнозировать фактическую температуру газа после АВО на компрессорной
станции.
98
3.2.2 Влияние количества включенных вентиляторов на температуру газа на выходе из аппаратов воздушного охлаждения
Влияние количества включенных вентиляторов на температуру природного газа на выходе рассмотрена в работах [20, 149]. В [149] Ярунина
Н.Н. предложила модель, которая позволяет найти температуру газа на выходе АВО при любом сочетании секций с включенными и выключенными вентиляторами:
tвыхКС
где
n2 t22гвент
n1 t21вент
n0 t20гвент
г
.
n2 n1 n0
(3.22)
t22гвент , t21вент
, t20гвент – средняя температура газа на выходе из секции, где
г
работают соответственно 2 вентилятора, 1 вентилятор и при свободной конвекции, °С.
Ванчиным А.Г. формула (3.22) была усовершенствована, и получена
следующая зависимость [29]:
n2 tв
t г1 tв
e
tвыхКС
где
n1
n2
tв
t г1 tв
n1 n0
e
1
a
2
n0 tв
.
(3.23)
a – критерий Шухова:
а
где
a
к D
Vг г c p
к – коэффициент теплопередачи,
Вт
;
м2 К
(3.24)
99
D – наружный диаметр трубопровода, м;
м3
Vг – объем перекачиваемого газа,
;
с
г
– плотность газа,
кг
;
м3
c p – изобарная теплоемкость газа,
Дж
кг К
Использование формул (3.22) и (3.23) для определения температуры газа на выходе после компрессорной станции вызывает некоторые трудности.
Это связано с тем, что при использовании (3.22) необходимо знать температуры газа на выходе с каждой секции. Для расчетов по (3.23) необходимы
расчеты фактического коэффициента теплопередачи, что вызывает трудности
в связи с необходимостью проведения комплекса измерений. При определении минимальных затрат количество включенных вентиляторов определяется методом перебора путем постепенного включения по одному вентилятору
в каждой секции.
Для упрощения процедуры расчетов определим методом асимптотических координат зависимость отношения разности температур на входе и выходе из системы охлаждения к объему транспортируемого газа от количества
включенных вентиляторов и температуры окружающего воздуха на примере
системы охлаждения, состоящей из 9 секций по два вентилятора. Исходные
данные приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Исходные данные для расчетов
Параметры
Температура окружающего
воздуха, °С
Количество вентиляторов,
шт.
Значения
-17,6
-7,4
-3,4
18
8,8
11,2
100
Параметры
Значения
Температура газа на входе в
АВО, °С
35,0
33,6
34,6
26,8
35,0
Расход транспортируемого
газ, тыс. м3/ч
3801,5
3449,2
3447,7
2873,5
3527,6
По (3.17)-(3.19) определим температуру газа на выходе каждой секции
АВО с учетом количества работающих вентиляторов. Результаты расчетов
сведем в таблицу 3.2.
Таблица 3.2 – Результаты расчетов
Параметры
Температура окружающего воздуха, °С
Значения
-17,6
-7,4
-3,4
8,8
11,2
при 100 % включенных вентиляторов
15,9
10,6
13,4
16,7
28,5
при 50 % включенных вентиляторов
22,3
18,2
20,4
19,9
30,7
При свободной конвекции
31,4
28,9
30,4
25,1
34,0
Температура газа на выходе из АВО, °С
Температуру газа на выходе после компрессорной станции рассчитаем
по (3.22) и сведем в таблицу 3.3.
101
Таблица 3.3 – Температура газа в коллекторе
Параметры
Значения
Температура окружающего воздуха,
°С
-17,6
-7,4
-3,4
8,8
11,2
0
31,4
28,9
30,4
25,1
34,0
1
30,4
27,7
29,3
24,5
33,6
2
29,3
26,5
28,2
23,9
33,3
3
28,3
25,3
27,1
23,3
32,9
4
27,3
24,1
26,0
22,8
32,5
5
26,3
23,0
24,8
22,2
32,2
6
25,3
21,8
23,7
21,6
31,8
7
24,3
20,6
22,6
21,0
31,4
8
23,3
19,4
21,5
20,4
31,0
9
22,3
18,2
20,4
19,9
30,7
10
21,6
17,3
19,6
19,5
30,4
11
20,8
16,5
18,8
19,2
30,2
12
20,1
15,7
18,1
18,8
30,0
13
19,4
14,8
17,3
18,4
29,7
14
18,7
14,0
16,5
18,1
29,5
15
18,0
13,2
15,7
17,7
29,2
16
17,3
12,3
15,0
17,4
29,0
17
16,6
11,5
14,2
17,0
28,8
18
15,9
10,6
13,4
16,7
28,5
Количество работающих вентиляторов
Температура газа в коллекторе, °С
Для получения зависимости не только от количества работающих вентиляторов и температуры окружающей среды введем коэффициент
T
, хаQ
рактеризующий изменение температуры газа вследствие охлаждения на 1
млн. м3/ч (таблица 3.4).
102
Таблица 3.4 – Определение коэффициента
Параметры
Значения
Температура окружающего воздуха,
°С
-17,6
-7,4
-3,4
8,8
11,2
0
0,955
1,358
1,207
0,603
0,278
1
1,221
1,703
1,527
0,804
0,384
2
1,487
2,049
1,847
1,005
0,490
3
1,753
2,395
2,167
1,206
0,595
4
2,019
2,741
2,487
1,407
0,701
5
2,285
3,086
2,807
1,608
0,807
6
2,552
3,432
3,127
1,809
0,912
7
2,818
3,778
3,447
2,009
1,018
8
3,084
4,124
3,767
2,210
1,123
9
3,350
4,470
4,087
2,411
1,229
10
3,536
4,712
4,309
2,535
1,296
11
3,723
4,955
4,532
2,660
1,363
12
3,909
5,198
4,754
2,784
1,430
13
4,096
5,441
4,976
2,909
1,498
14
4,282
5,684
5,199
3,033
1,565
15
4,469
5,926
5,421
3,157
1,632
16
4,655
6,169
5,644
3,282
1,699
17
4,841
6,412
5,866
3,406
1,766
18
5,028
6,655
6,089
3,530
1,833
Количество работающих вентиляторов
ч C
T
,
Q млн. м3
103
7
-7,4
-3,4
-17,6
11,2
8,8
Коэффициент ΔT/Q
6
5
4
3
2
1
0
0
5
10
15
Количество работающих вентиляторов
20
Рисунок 3.6 – Зависимость значения коэффициента от количества работающих вентиляторов
Исходя из графика методом наименьших квадратов были получены
уравнения (таблица 3.5).
Таблица 3.5 – Зависимость коэффициента
T
от количества работаюQ
щих вентиляторов
Температура окружающего
воздуха, °С
-17,6
-7,4
-3,4
8,8
Зависимость
T
Q
T
Q
T
Q
T
Q
0,004 n2
0,2977 n 0,9221
0,0051 n2
0,3865 n 1,315
0,0048 n2
0,3585 n 1,1677
0,0038 n2
0,2311 n 0,5724
104
Температура окружающего
воздуха, °С
Зависимость
T
Q
11,2
0,0019 n2
0,1208 n 0,2628
Аналогично методике, приведенной в главе 2, была получена зависимость[75]:
T
Q
0,001 n 2
0,0742 n 0,0104
0,0103 tв2
0,1451 tв
4,7022
(3.25)
0,003 tв2
0,0411 tв
1,1217 .
Тогда:
tг 2
0,0103 tв2
t г1 Q
0,1451 tв
0,001 n 2
4,7022
0,0742 n 0,0104
0,003 tв2
(3.26)
0,0411 tв
1,1217 .
Полученная формула (3.26) позволит определять температуру на выходе с компрессорной станции без расчета температуры газа на выходе из каждой секции при условии, что тепловая эффективность найдена как средняя по
секциям. При этом необходимо отметить, что (3.26) была выведена на основе
так называемых паспортных температур (3.17)-(3.19), поэтому при дальнейших расчетах фактическую температуру необходимо будет определить по
(3.20) или (3.21).
Функция затрат на электроэнергию в зависимости от количества включенных вентиляторов будет монотонно убывающей. Это связано с тем, что
максимальная температура на выходе будет соответствовать режиму свободной конвекции, а минимальная – при 100 % включенных вентиляторах.
Функцию зависимости затрат от температуры газа на выходе можно записать
в виде:
105
Зээ tвыхКС
2
a tвыхКС
b tвыхКС
c
(3.27)
где a, b, c – эмпирические коэффициенты, зависящие от температуры газа на
входе в аппараты, массового расхода газа, температуры окружающего воздуха, количества секций и стоимости электроэнергии; определяются методом
наименьших квадратов.
Например, для станции охлаждения, состоящей из 9 секций АВО газа,
при массовом расходе газа G = 268271 кг/ч, температуре окружающего воздуха tв = -7,6 °С, температуре газа на входе в аппараты tг1 = 33,6 °С, тепловой
эффективности δ = 0,84 и стоимости электроэнергии 2,75 р./кВт·ч зависимость будет иметь вид (рисунок 3.7):
Зээ tвыхКС
2
47,809 tвыхКС
4191 tвыхКС
82148
(3.28)
40000
Затраты, руб.
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
10
15
20
25
30
Температура газа после АВО, град.С
Рисунок 3.7 – Зависимость затрат от температуры газа после АВО
при дискретном регулировании
35
106
3.2.3 Влияние частоты вращения электродвигателя на температуру
газа на выходе из аппаратов воздушного охлаждения
В настоящее время регулирование аппаратов воздушного охлаждения
газа на компрессорных станциях осуществляется следующими способами:
изменением угла наклона лопастей вентилятора;
включением/выключением определенного количества вентиляторов;
изменением частоты вращения электродвигателя;
изменением расхода газа через аппараты путем отключения АВО из
технологической схемы;
путем впрыскивания воды для увеличения теплосъема с поверхности теплообменных секций.
Одним из самых эффективных считается установка частотнорегулируемого привода [1, 7, 50, 51]. Применение ЧРП для изменения производительности вентиляторов АВО газа приводит к улучшению следующих
характеристик [147]:
уменьшается расход потребляемой электродвигателями электроэнергии при поддержании заданной температуры газа на выходе из АВО;
обеспечивается плавный («мягкий») пуск электродвигателей;
увеличивается ресурс электродвигателей вследствие уменьшения
числа их включений-отключений и реализации однонаправленного потока
воздуха в вентиляторах АВО газа;
повышается безопасность эксплуатации и исключаются материальные затраты на сезонную настройку углов «атаки» лопастей вентиляторов;
снижается уровень шума;
появляется возможность комплексной автоматизации систем.
В свое время влиянием частоты вращения вентиляторов на температуру газа на выходе из АВО занимался Алимов С.В. [6, 7, 8, 9]. В работах были
107
рассмотрены оптимальные алгоритмы управления частотой вращения электродвигателей вентиляторов для различных технологических условий охлаждения газа. Для этого была получена математическая модель вида:
ΔT
C
k /f 1 f1 , при
C
k f 1 f1
f2
0;
(3.29)
k f 2 f 2 , при
f2
0
k/f 1 – коэффициент передачи АВО по частоте напряжения, подаваемо-
где
го на электродвигатель первого вентилятора при отключенном втором,
С/Гц;
kf 1 – коэффициент передачи АВО по частоте напряжения, подаваемого на электродвигатель первого вентилятора при совместной работе двух
вентиляторов, С/Гц
kf 2 – коэффициент передачи АВО по частоте напряжения, подаваемого на второй вентилятор, С/Гц.
Устиновым Е.В. в [134, 136] была получена зависимость температуры
газа на выходе после аппаратов воздушного охлаждения при частотном регулировании мощности вентиляторов:
tг 2
где
t г1 t в е
А
N
N0
3
tв
(3.30)
А – постоянная, определяемая при номинальном расходе газа и при
максимальной скорости обдува:
A
ln
t г 2 tв
.
t г1 t в
(3.31)
108
По результатам измерений А = 0,875.
N, N0 – потребляемая электродвигателем мощность и ее максимальное
значение соответственно;
β – показатель степени, принимается равным 0,8.
При частотном регулировании предполагается, что все вентиляторы
включены и регулирование температуры на выходе производится только за
счет изменения частоты вращения вентилятора. Экономия при установке
ЧРП объясняется тем, что при частотном регулировании температуры за
АВОГ воздух продувается через максимально большое сечение теплообменных аппаратов, при дискретном регулировании (при части отключенных вентиляторов) для достижения такой же степени охлаждения требуется прокачать примерно аналогичный объем воздуха, но через меньшее сечение. При
этом энергозатраты возрастают.
Затраты на электроэнергию в зависимости от частоты вращения вентиляторов будет иметь вид экспоненциальной функции:
Зээ tвыхКС
a exp b tвыхКС
(3.32)
где a, b– эмпирические коэффициенты, зависящие от температуры газа на
входе в аппараты, массового расхода газа, температуры окружающего воздуха, частоты вращения вентиляторов и стоимости электроэнергии; определяются методом наименьших квадратов.
Например, для станции охлаждения, состоящей из 9 секций АВО газа,
при массовом расходе газа G = 268271 кг/ч, температуре окружающего воздуха tв = -7,6 °С, температуре газа на входе в аппараты tг1 = 33,6 °С, тепловой
эффективности δ = 0,84 и стоимости электроэнергии 2,75 р./кВт·ч зависимость будет иметь вид (рисунок 3.8):
109
Зээ tвыхКС
2 106 exp
0,311 tвыхКС
(3.33)
2500
Затраты, руб.
2000
1500
1000
500
0
13
14
15
16
17
Температура газа после АВО, град.С
18
19
Рисунок 3.8 – Зависимость затрат от температуры газа после АВО
при частотном регулировании
Несмотря на то, что частотно-регулируемый привод считается одним
из самых эффективных способов регулирования температуры природного газа на выходе из аппаратов воздушного охлаждения газа, на рассматриваемых
нами станциях ЧРП не установлен. При этом частота вращения вентиляторов
постоянна,
а
регулирование
температуры
производят
включени-
ем/отключением вентиляторов АВО и изменением угла установки лопастей
вентиляторов (глава 2, (2.36)).
Функцию зависимости затрат от температуры газа на выходе можно
записать в виде:
Зээ tвыхКС
2
a tвыхКС
b tвыхКС
c
(3.34)
где a, b, c – эмпирические коэффициенты, зависящие от температуры газа на
входе в аппараты, массового расхода газа, температуры окружающего возду-
110
ха, количества секций, угла установки лопастей вентиляторов и стоимости
электроэнергии; определяются методом наименьших квадратов.
Например, для станции охлаждения, состоящей из 9 секций АВО газа,
при массовом расходе газа G = 268271 кг/ч, температуре окружающего воздуха tв = -7,6 °С, температуре газа на входе в аппараты tг1 = 33,6 °С, тепловой
эффективности δ = 0,84, стоимости электроэнергии 2,75 р./кВт·ч при всех
включенных вентиляторах, но при изменении угла наклона зависимость будет иметь вид (рисунок 3.9):
Зээ tвыхКС
2
1704,7 tвыхКС
49808 tвыхКС
328057
(3.35)
40000
35000
Затраты, руб.
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
15
15,5
16
16,5
17
17,5
Температура газа после АВО, град.С
18
Рисунок 3.9 – Зависимость затрат от температуры газа после АВО
при изменении угла наклона лопастей
3.2.4 Влияние степени сжатия на температуру газа на выходе из
аппаратов воздушного охлаждения
Температура газа на входе в аппараты воздушного охлаждения зависит
от работы газоперекачивающих агрегатов, а именно от степени сжатия ком-
111
прессора. Чем выше степень сжатия, тем выше будет температура газа после
нагнетателя, значит, и на входе в аппараты воздушного охлаждения.
Температура после нагнетателя определяется по зависимости [113]:
k 1
tн 2
где
tн1
н
k
(3.36)
пол
tн 2 – температур на выходе из нагнетателя, °С;
t н1 – температура на входе в нагнетатель, °С;
н
– степень сжатия газа в нагнетателе;
пол
– политропный КПД нагнетателя, определяется по паспортным ха-
рактеристикам ЦБН;
k 1
–
k
показатель изоэнтропы.
Если сжатие газа производится в несколько ступеней (последовательная работа ГПА), то температура на выходе после первой ступени принимается равной температуре газа на входе во вторую ступень, тогда температура
после группы нагнетателей принимается равной:
k 1
k
tнвых
где
tн1 П
i 1
i
k
полi
(3.37)
tнвых – температура после группы нагнетателей, состоящей из k ступе-
ней, °С;
t н1 – температура на входе в нагнетатель, °С;
нi
– степень сжатия газа в i-ом нагнетателе;
полi
– политропный КПД i-ого нагнетателя, определяется по паспорт-
ным характеристикам ЦБН.
112
Степень сжатия определяется в зависимости от частоты вращения и
объема транспортируемого газа по газодинамическим характеристикам центробежного нагнетателя [67]. Однако, следует учесть, что на большинстве
компрессорных станций эксплуатируются газоперекачивающие агрегаты выработавшие свой ресурс. Износ основных фондов газотранспортной системы
составляет более 52 % [37], что приводит к существенным изменениям характеристик ГПА:
мощность становится ниже номинала на 10-20 %;
расход топлива по сравнению с современными ГПА выше на 25-30
%;
КПД снижается до 21-22 %.
Из вышесказанного следует, что необходимо учитывать технический
износ газоперекачивающих агрегатов. Для этого исходные заводские характеристики принимаются эталонными, определяются фактические параметры
работы ГПА, после чего находят так называемые относительные отклонения
этих параметров от соответствующих величин из заводской стендовой характеристики данного двигателя при той же величине мощности [28]:
li
где
Пiфакт
,
Пiэталон
(3.38)
Пiэталон , Пiфакт – параметры работы ГТУ согласно заводским характери-
стикам и фактические параметры на момент проведения измерений соответственно.
Новые текущие характеристики двигателя:
Пiфакт
li Пiэталон .
(3.39)
113
При определении температуры природного газа в выходном коллекторе
после газоперекачивающих агрегатов необходимо учесть, что газ после центробежных нагнетателей поступает в коллектор с различными температурами и определяется по[119, 120]:
tвыхГПА
где
t г1
pн 2i tн 2i
pн22i
2
pвыхГПА
pн 2i
н 2i
,
(3.40)
pн 2i – потери давления в нагнетательном трубопроводе перед коллек-
тором;
tн 2i – температура газа после i-ого нагнетателя;
pн 2i – давление газа после нагнетателя;
н 2i
– плотность природного газа при параметрах газа на выходе после
нагнетателя;
pвыхГПА – давление газа в коллекторе после смешения потоков:
pвыхГПА
p
2
н 2i
pн 2i
1 Gн21i pн 2i
;
pн22i
н 2i
pвыхГПА .
(3.41)
(3.42)
Давление газа на входе в i-ый центробежный нагнетатель можно определить по [119, 120]:
pн1i
2
вхКС
p
1 Gн21i pвхКС
,
pн21i
вхКС
(3.43)
114
где
pн1i – потери давления во всасывающем трубопроводе перед нагнета-
телем;
Gн1i – массовый расход газа, проходящий через i-ый нагнетатель;
pвхКС – давление газа на входе компрессорной станции;
вхКС
– плотность природного газа при параметрах газа на входе ком-
прессорной станции.
Таким образом, выражение (3.8) для описания модели работы аппаратов воздушного охлаждения газа имеет вид:
tвыхКС n2 , n1 , n0 , t гф2i
tвыхКС
tгф2i
tгп2i tг1 , tв ;
tгф2i
t г1
min;
tгф2i
t г1
1
,
2
;
,m ;
гидр
г
tвыхКС
t
pmin
p
Gmin
G Gmax ;
Зээ
min.
(3.44)
;
pmax ;
3.3Математическая модельлинейного участка и работы нагнетателя на компрессорной станции
Исходя из уравнения Менделеева-Клапейрона
pv
T
const , чем ниже
температура на выходе с предшествующей компрессорной станции, тем выше давление на входе на следующей КС и, соответственно, меньше потребление топливного газа на ГПА.
Температура газа на входе в газоперекачивающие агрегаты зависит от
температурного режима на линейном участке, т.е. от физических условий
115
движения жидкости (производительности, гидравлического трения) и от теплообмена с окружающей средой [21, 149]. Если при расчетах не требуется
особой точности, то используют формулу Шухова [21]:
t
где
t0
t н t0 e
ax
,
(3.45)
t – температура газа в сечении x (при определении температуры газа на
входе следующей компрессорной станции принимается равной Tк );
t0 – температура окружающей среды (при подземной прокладке трубопровода принимается равной температуре грунта на глубине заложения оси
трубопровода для региона в соответствии со справочными климатологическими данными);
tн – температура газа на выходе с предыдущей компрессорной станции;
a – критерий Шухова (3.24).
Для определения критерия Шухова рассчитывается коэффициент теплопередачи от газа к окружающей среде[127]:
1
к
Rиз
1
(3.46)
,
гр
где
Rиз – термическое сопротивление изоляции трубопровода;
гр
– коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт:
гр
гр
dн
0,65
dн
hоэ
2
,
(3.47)
116
где
гр
– коэффициент теплопроводности грунта, при положительных тем-
пературах грунта и газа значение принимается по справочной литературе
[127] для грунта в талом состоянии, при отрицательных температурах грунта
и газа – в мерзлом состоянии;
hоэ – глубина заложения трубопровода:
hоэ
где
hо
1
сн
в
сн
гр
,
(3.48)
hо – глубина заложения оси газопровода;
сн
,
сн
– соответственно толщина и коэффициент теплопроводности
снежного покрова;
в
– коэффициент теплоотдачи от грунта к воздуху.
Формула (3.49) описывает распределение температуры по длине трубопровода вследствие теплопередачи в окружающую среду [21]. Однако формула Шухова не учитывает падение температуры вследствие эффекта Джоуля-Томсона, поэтому согласно [21, 127] температуру в любой точке газопровода можно определить по зависимости:
t t0
где
t н t0 e
ax
Di
pн
pк 1 e
L
a
ax
,
(3.49)
Di – коэффициент Джоуля-Томсона;
pн , pк – начальное и конечное давление природного газа на участке га-
зопровода;
x – точка определения температуры (соответственно на входе следующей компрессорной станции x = L);
L – полная длина газопровода между компрессорными станциями.
117
Последнее слагаемое в формуле (3.49) учитывает понижение температуры газа за счет эффекта Джоуля-Томсона [21]:
Di
где
0,98 106
1,5
Tср2
1
cp
(3.50)
c p – изобарная теплоемкость газа:
ср
1,695 1,838 10
3
Т ср 1,96 106
Рср
Т ср3
0,1
.
(3.51)
Давление в конце газопровода находится по [21, 82, 127]:
pк
где
zср Т ср L Q 2
2
н
p
105,087 2 d 5
,
(3.52)
pн – давление природного газа после компрессорной станции, т.е. на
входе в магистральный газопровод;
– коэффициент сопротивления трения:
0,067
тр
2
Е
где
158
Re
E2
2 kэ
d
,
(3.53)
Е – коэффициент гидравлической эффективности, принимается равным
0,95 при наличии на газопроводе устройства периодической очистки внутренней полости трубопровода;
kэ – эквивалентная шероховатость стенки газопровода;
118
d – диаметр газопровода;
Δ – относительная плотность газа по воздуху:
(3.54)
1,20445
zср – коэффициент сжимаемости газа:
zср
где
1
0,0241 Рпр
1 1,68 Т пр
0,78 Т пр2
3
0,0107 Т пр
(3.55)
Рпр , Т пр – приведенные значения давления и температуры соответствен-
но.
Среднеинтегральные значения давления и температуры газа на линейном участке:
Рср
Т ср
Т0
Тн Т0
2
3
1 e aL
a L
Рн
Рк2
Рн
Рк
;
Рн2 Рк2
Di
2 a Lкс Рср
(3.56)
1 e aL
.
1
a L
(3.57)
Для снижения потребления топливного газа газоперекачивающими агрегатами воспользуемся методикой, предложенной Китаевым С.В. в [18].
Метод заключается в распределении потока газа между параллельно работающими агрегатами таким образом, чтобы суммарный КПД всей группы
ГПА был максимальным.
Согласно этому методу оптимальная подача газа будет рассчитана по
следующей зависимости:
119
Qi
ln
i
bi
n
1
n
i
Qф
1
i 1
1
ln
i
bi
,
i
(3.58)
i
i 1
где
i
i
, bi – эмпирические коэффициенты уравнения
i
ai bi exp
i
Qi
, определяются методом наименьших квадратов для каждого ГПА, входящего
в группу.
Потребление топливного газа:
BТГ
где
Ne
,
р
e Qн
(3.59)
Qнр –низшая теплота сгорания топлива;
Ne – эффективная мощность газотурбинной установки:
Ne
где
к
к 1
4
к
к 1
zвх Tвых Tвх Qк ,
(3.64)
– показатель изоэнтропы;
zвх – коэффициент сжимаемости по параметрам входа;
Qк – заданный расход перекачиваемого газа, млн. м3/сут.
Математические модели работы технологического участка позволят
разработать алгоритм для определения оптимальной температуры природного газа на выходе компрессорной станции после системы охлаждения.
120
3.4 Алгоритм определения оптимальной температуры на выходе с
компрессорной станции методом имитации отжига
Для нахождения оптимальной температуры газа на выходе с компрессорной станции при дискретном регулировании методом имитации отжига
необходимо выполнить следующее:
1) задаться исходными данными (температура газа на входе в АВО tг1,
температура окружающего воздуха tв, тепловая эффективность АВО δ, расход транспортируемого газа Qк, количество секций АВО N, количество вентиляторов n, длина линейного участка между компрессорными станциямиL);
2) определить так называемую «паспортную» температуру природного
газа на выходе АВО по (4);
3) определить фактическую температуру природного газа на выходе с
компрессорной станции по (5);
4) задаться начальной «температурой» (параметр метода отжига), т.е.
первоначальным количеством работающих вентиляторов;
5) определить количество потребляемой электроэнергии и затраты на
нее системой охлаждения при заданном количестве работающих вентиляторов;
6) методом последовательного приближения определить температуру
и давление газа в конце линейного участка;
7) определить количество работающих газоперекачивающих агрегатов
и количество газа проходящего через них;
8) определить потребление топливного газа и затраты на него;
9) вычислить суммарные затраты на топливный газ и электроэнергию;
10) по формуле Больцмановского отжига определить новое количество
работающих вентиляторов АВО;
11) повторить пп. 4-10;
12) определить изменение энергии (изменение затрат) ΔЕ;
121
13) определить вероятность перехода системы в новое состояние
p(ΔЕ,T);
14) если вероятность близка к 1, то принять суммарные затраты определенные при новом количестве работающих вентиляторов за оптимум и начать расчеты с п. 11.
15) если вероятность p(ΔЕ,T) ≤ ε, то расчет окончен.
Выводы по главе 3
1. При помощи аппроксимации лучевых характеристик была получена
зависимость «паспортной» температуры на выходе после секции аппаратов
воздушного охлаждения газа от разности температур на входе в АВО и температуры окружающего воздуха и расхода газа.
2. Для определения фактической температуры газа после АВО введен
коэффициент загрязнения, определяемый через тепловую эффективность аппаратов. При помощи полученного коэффициента можно контролировать
снижение температуры природного газа на выходе после системы охлаждения относительно паспортных характеристик.
3. Методом асимптотических координат получена зависимость температуры газа на выходе с компрессорной станции после системы охлаждения в
зависимости от количества включенных вентиляторов, расхода газа, а также
температуры газа на входе в АВО и температуры окружающего воздуха.
4. Разработанный в главе алгоритмопределения оптимальной температуры газа на выходе с компрессорной станции позволит создать модель оптимизации участка газотранспортной системы, состоящего из m компрессорных станций.
122
ГЛАВА 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИ
ОПТИМИЗАЦИИ УЧАСТКА ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ
В главе 3 был получен алгоритм оптимизации участка, состоящего из
двух компрессорных станций и газопровода между ними. При этом на балансе одного дочернего общества ОАО «Газпром» находится три и более станций. При проведении оптимизации необходимо учитывать, что уменьшение
температуры транспортируемого газа в конце первой компрессорной станции
приведет к снижению потребления топливного газа на одной компрессорной
станции, но может в то же время привести к увеличению затрат на топливноэнергетические ресурсы на последующих станциях.
Рассмотрим расчетную схему исследуемого участка газотранспортной
системы (рисунок 4.1).
КС-0
pIIвых, tIIвых
pIвх, tIвх
КС-1
Ø1420; L=97 км
p1.3вх, t1.3вх
КС-3
p1.2вх, t1.2вх
p1.1вх, t1.1вх
pIвых, tIвых
КС-2
Ø1420; L=96 км
Ø1420; L=126 км
p0.4вых, t0.4вых
Ø1420; L=126 км
p0.3вых, t0.3вых
Ø1420; L=126 км
p0.2вых, t0.2вых
Ø1420; L=126 км
p0.1вых, t0.1вых
Ø1420; L=110 км
p1.3вых, t1.3вых
Ø1420; L=110 км
p1.2вых, t1.2вых
Ø1420; L=110 км
p1.1вых, t1.1вых
p2.3вх, t2.3вх
КС-4
p2.2вх, t2.2вх
Ø1420; L=110 км
Ø1420; L=110 км
p2.3вых, t2.3вых
Ø1420; L=110 км
p2.2вых, t2.2вых
p2.1вх, t2.1вх p2.1вых, t2.1вых
p3.3вх, t3.3вх
КС-5
p3.2вх, t3.2вх
p3.1вх, t3.1вх
p3.3вых, t3.3вых
p3.2вых, t3.2вых
p3.1вых, t3.1вых
123
Рисунок 4.1 – Расчетная схема участка газотранспортной системы
124
4.1Повышение эффективности транспортировки природного газа
Сформулируем задачу оптимизации участка газотранспортной системы, состоящей из n газопроводов (рисунок 4.1): снизить затраты в денежном
выражении на топливно-энергетические ресурсы в пределах заданного участка газотранспортной системой путем снижения суммарного давления, развиваемого газоперекачивающими агрегатами, при заданной суммарной подаче газа.
Рассмотрим один из подходов к решению поставленной задачи, основанный на теории позиномов [19]. Совместим в координатах P-Q гидравлические характеристики газопроводов. Будем предполагать, что все гидравлические характеристики трубопроводов в группе описываются математическими зависимостями одного типа:
P b e Q.
(4.1)
Введем ограничения необходимые для правильного определения целевой функции:
n
Qф
Qi ,
(4.2)
i 1
где
Qi – расход газа по каждому из рассматриваемых нефтепроводов;
0 Qi
где
Qi max ,
(4.3)
Qimax – расход i-го газопровода, соответствующий пороговому значе-
нию прочности трубопровода.
Искомая целевая функция Ф будет иметь вид:
125
n
Ф
Pi
min, .
(4.4)
i 1
где
ΔPi – функция, связывающая напор и расход для i-го газопровода в
группе оптимизируемых.
Чем меньше функционал (4.4), тем меньше будут затраты на топливноэнергетические ресурсы.
С учетом (4.1) зависимость (4.4) примет вид:
Ф
n
Pi
i 1
n
bi e
i Qi
.
(4.5)
i 1
с ограничениями (4.2) и (4.3), где Qi – искомый расход каждого из газопроводов, входящих в рассматриваемый участок, Qф – значение расхода в исходном узле, подлежащее перераспределению по сети.
Функционал (4.5) является положительно определенной функцией в
силу ограничений накладываемых на Qi. Последующей задачей является определение величины Qi.
Параметры полученной целевой функции зависят как от фиксированных, так и от регулируемых параметров. Фиксированные параметры постоянны для рассматриваемой задачи в каждый исследуемый отрезок времени
(диаметры газопроводов, шероховатость внутренней поверхности трубопроводов, наличие гидравлических сопротивлений и т.д.). Регулируемые параметры (давление, расход, температура) могут меняться в соответствии с задаваемыми диспетчером режимами.
Поставленная выше задача оптимизации работы трубопроводов сводится к нахождению минимума целевой функции:
126
n
Q1 , Q2 ,Qn
i Qi
bi e
.
(4.6)
i 1
Тогда в соответствии с определением глобального минимума для позиномов минимум целевой функции найдем по формуле:
n
1
i 1
n
1
exp Qф
bi
1
i
i
n
i 1
i
1
i 1
.
(4.7)
i
В таком случае оптимальная подача газа каждого из газопроводов заданного участка определится в виде зависимости:
n
1
Qi
n
1
Qф
1
i 1
ln bi
ln bi
i
i
i
i
.
(4.8)
i
i 1
i
Схема оптимизации работ, использующая разработанный выше алгоритм, будет заключаться в следующем:
на основании данных опытно-промышленной эксплуатации трубопроводов строятся гидравлические характеристики газопроводов и рассчитываются эмпирические коэффициенты αi и bi методом наименьших квадратов:
k
k
k
Qi ln
pi
Qi
i 1
i 1
i
k
k
Qi
1
exp
k
pi
;
2
(4.9)
Qi
i 1
k
k
ln
i 1
ln
i 1
k
2
i 1
bi
k
pi
Qi
i 1
.
(4.10)
127
где
k – количество экспериментальных значений piи Qi;
задаваясь любым расходом Qф на входе в трубопроводную сеть
управления по полученной зависимости (4.8) рассчитываются оптимальные
расходы по каждому из трубопроводов системы.
В качестве примера использования полученной формулы (4.8) для оптимизации режима работы участка газотранспортной системы рассмотрим
участок КС-3...КС-4 (рисунок 3.2). Участок состоит из трех газопроводов.
Необходимо определить оптимальную подачу газа по каждому трубопроводу
в отдельности. В таблице 4.1 приведены исходные данные.
Таблица 4.1 – Исходные данные
Характеристика газопровода
Наличие вставки
Диаметр основной магистрали,
мм
Диаметр вставки
№1
+
Номер газопровода
№2
+
№3
+
1420
1420
1420
1220
1220
1020
В соответствии с (4.9) и (4.10) найдем эмпирические коэффициенты
(таблица 4.2).
Таблица 4.2 – Расчет эмпирических коэффициентов
Характеристика газопровода
α
b
№1
0,037
0,161
Номер газопровода
№2
0,039
0,141
№3
0,0497
0,1303
По (4.8) рассчитаем распределение подачи газа по каждому газопроводу (таблица 4.3).
128
Таблица 4.3 – Результаты расчетов оптимальных расходов и их сравнение с рабочим режимом при Qф = 248675 тыс. м3/сут
Характеристика газопровода
Расходы, соответствующие
данным диспетчерской службы, тыс. м3/сут
Оптимальные расходы, рассчитанные по (4.8)
№1
Номер газопровода
№2
№3
88443
81182
79050
92364,7
87630,1
68760,8
В целях проверки устойчивости относительно перераспределения расхода при различных расходах газа, подлежащих перераспределению, рассчитаем
величины Qi, задаваясь различными расходами Qф (таблица 4.4).
Таблица 4.4 – Проверка устойчивости решения по распределению расходов
Суммарный расход,
тыс. м3/сут
248675
250000
260000
240000
200000
Суммарный расход по i-му газопроводу,
тыс. м3/сут
№1
№2
№3
92364,7
87630,1
68760,8
37,14
35,24
27,65
92856,7
88096,9
69127,0
37,14
35,24
27,65
96569,8
91619,5
71891,3
37,14
35,24
27,65
89143,6
84574,2
66362,8
37,14
35,24
27,65
74291,3
70483,5
55305,7
37,15
35,24
27,65
Разработанный метод позволяет получать универсальные зависимости
для расчета оптимальных подач каждого из газопроводов в группе.
129
4.2 Технико-экономическая эффективность при определении оптимальной температуры природного газа на выходе компрессорной станции
На рисунке 4.1 приведена расчетная схема работы технологического
участка, состоящего из трех многоцеховых КС и двух одноцеховых КС. Для
удобства определения оптимальной температуры на выходе после системы
охлаждения выделим участок одноцеховых компрессорных станций (рисунок
4.2).
КС-1
КС-2
КС-3
КС-4
КС-5
Рисунок 4.2 – Расчетная схема
Проанализировав диспетчерские данные по температуре входа на станциях (рисунки 4.3, 4.4), можно сказать:
с увеличением номера станции возрастает температура газа на входе;
температура на входе станций в конце транспортного участка практически не зависит от времени года и колеблется в пределах 5 °С (КС-4 и КС5), для первых станций диапазон колебаний температуры в зависимости от
времени года составляет до 20 °С.
130
Температура, град.С
30
25
20
15
10
5
0
1
2
3
КС-1
4
5
КС-2
6
7
Месяц
8
9
КС-3
КС-4
10
11
12
КС-5
Рисунок 4.3 – Температура газа на входе станций по месяцам
Температура, град.С
30
25
20
15
10
5
0
1
2
3
Номер КС
4
5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Рисунок 4.4 – Помесячная температура газа на входе станций
Проанализируем также количество работающих вентиляторов в аппаратах воздушного охлаждения газа на одной из станций в среднем помесячно
(рисунок 4.5).
131
20
15
10
декабрь
ноябрь
октябрь
сентябрь
август
июль
июнь
май
апрель
январь
0
март
5
февраль
Количество работающих вентиляторов
25
Рисунок 4.5 – Среднее количество работающих вентиляторов в месяц
Из рисунка 4.5 видно, что в среднем для станции, на которой установлено 12 секций АВО по 2 вентилятора, в летний период (май-сентябрь) работают практически все аппараты (из-за высокой температуры окружающего
воздуха). Поэтому проводить оптимизацию путем нахождения оптимальной
температуры газа на выходе при дискретном регулировании нет необходимости. В период с января по апрель и с октября по декабрь определим снижение
потребления топливно-энергетических ресурсов путем определения оптимальной температуры на выходе с каждой станции методом имитации отжига.
На основе алгоритма, разработанного в главе 3 был выполнен расчет на
n компрессорных станциях с целью определения оптимальной температуры
природного газа на выходезаданного технологического участка.
Для расчета были изучены значения давления газа на выходе с компрессорной станции (рисунок 4.6). Было выявлено, что на выходе со станций
в течении зимнего периода поддерживают практически постоянную температуру газа. Отклонения от средней величины за период свидетельствует о простое станции.
Давление на выходе КС, кгс/см2
132
80
70
60
50
40
30
20
10
0
1
КС-1
2
КС-2
3
Месяц
КС-3
11
КС-4
12
КС-5
Рисунок 4.6 – Давление на выходе компрессорной станции
за период с ноября по март
Таким образом, чтобы сравнить существующий режим и режим работы
при выборе оптимальной температуры природного газа после системы охлаждения, будем поддерживать такое же давление на выходе.
В результате расчетов по разработанному алгоритму были получены
следующие значения оптимальных температур природного газа на выходе с
компрессорной станции в соответствии с расчетной схемой рисунка 4.2 (таблица 4.5).
133
Таблица 4.5 – Результаты расчетов (за январь) при поддержании заданного давления на выходе станции
№
КС
Температура газа на входе КС
tвх, °С
Оптимальная
температура
газа на выходе
КС tвых, °С
Количество
включенных
вентиляторов
n, шт.
Суммарные
затраты, тыс.
руб.
1
8,6
0,5
18
814,4
2
-4,0
-1,2
18
1270,4
3
-5,2
28,2
0
263,5
4
18,5
34,3
0
267,5
5
23,2
-
-
-
Средняя
температура
воздуха, °С
-11,5
Как видно из таблицы 4.5 на входе двух станций температура газа понижается ниже 0 °С. Такой режим не опасен, т.к. при существующем давлении гидраты выпадают при -12 °С. Однако, чтобы обеспечить необходимое
давление на выходе КС-3 необходимо, чтобы 4 агрегата из 5 работали на номинальную мощность. С учетом технических характеристик ГПА такой режим создать практически невозможно.
Рассмотрим режим работы технологического участка, состоящего из 5
компрессорных станций, при поддержании максимального давления в газопроводе. Результаты расчетов по программе сведены в таблицу 4.6.
Таблица 4.6 – Результаты расчетов (за январь) при поддержании максимального давления на выходе станции
№
КС
Температура газа на входе КС
tвх, °С
Оптимальная
температура
газа на выходе
КС tвых, °С
Средняя
температура
воздуха, °С
Количество
включенных
вентиляторов
n, шт.
Суммарные
затраты, тыс.
руб.
1
8,6
19
-11,5
14
631,9
134
№
КС
Температура газа на входе КС
tвх, °С
Оптимальная
температура
газа на выходе
КС tвых, °С
Количество
включенных
вентиляторов
n, шт.
Суммарные
затраты, тыс.
руб.
2
11,4
14,0
10
552,3
3
7,98
3,2
24
562,4
4
-0,472
5,8
4
548,6
5
1,2
-
-
-
Средняя
температура
воздуха, °С
Рассмотрим режим работы технологического участка, состоящего из 5
компрессорных станций, две из которых КС-2 и КС-4 работают на проход газа при включенных АВО. Суммарные затраты будут рассматриваться аналогично как и при всех работающих станциях. Соответственно линейный участок будет складываться из двух компрессорных станций, давление на выходе неработающей станции будет снижаться на величину потерь в АВО. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.7.
Таблица 4.7 – Результаты расчетов (за январь) при выводе двух станций
№
КС
Температура газа на входе КС
tвх, °С
Оптимальная
температура
газа на выходе
КС tвых, °С
1
8,6
30,9
Средняя
температура
воздуха, °С
Количество
включенных
вентиляторов
n, шт.
Суммарные
затраты, тыс.
руб.
0
1389,2
2
20,6
8,0
10
3
2,09
23,8
4
15,4
9,2
4
5
3,0
-
-
-11,5
24
1088,6
При сравнении существующего режима и при нахождении оптимальной температуре на выходе была построена диаграмма суммарных затрат на
135
компримирование и охлаждение газа по 5 станциям (исключая затраты на
компримированный газ на входе в технологический участок, т.к. он зависит
от режима работы соседнего Трансгаза, и затрат на охлаждение газа на КС-5,
т.к. температура на выходе последней станции не влияет на предыдущие четыре КС). Диаграмма представлена на рисунке 4.7.
2800
Суммарные затраты, тыс.р.
2700
2600
2500
2400
2300
2200
2100
1
2
3
факт
Рисунок 4.7 – Сравнение затрат различных режимов
1 – поддержание заданного давления на выходе со станции;
2 – поддержание максимального давления на выходе со станции;
3 – при работе газоперекачивающих агрегатов через станцию;
4 – фактический режим
При этом газоперекачивающие агрегаты работают по 2 агрегата на
станции в режиме со степенью сжатия 1.13...1.16.
136
4.3 Эффективность нахождения оптимальной температуры методом отжига
Чтобы определить эффективность работы метода отжига для определения оптимальной температуры, определим наименьшие суммарные затраты
на топливно-энергетические ресурсы путем перебора количества работающих вентиляторов (от 0 до 24 для КС-4) для января.
При таком методе определения оптимальной температуры необходимо
построить зависимость затрат от температуры газа на выходе после АВО и от
количества работающих вентиляторов. В точке с наименьшими затратами по
графику (рисунок 4.8) определяется температура на выходе после системы
охлаждения и количество работающих вентиляторов. Результаты расчета
представлены в таблице 4.8 и рисунках 4.8 и 4.9.
Суммарные затраты, тыс. руб.
564,0
562,0
560,0
558,0
556,0
554,0
552,0
550,0
548,0
546,0
-5,0
0,0
5,0
Температура газа на выходе, град.С
Рисунок 4.8 – Зависимость суммарных затрат от температуры газа
на выходе КС-4
10,0
137
Суммарные затраты, тыс. руб.
564,0
562,0
560,0
558,0
556,0
554,0
552,0
550,0
548,0
546,0
0
5
10
15
20
25
Количество работающих вентиляторов
30
Рисунок 4.9 – Зависимость суммарных затрат от количества работающих
вентиляторов на КС-4
Как видно из рисунков 4.8 и 4.9 график имеет два локальных минимума. При решении данной задачи вручную, т.е. при помощи построения графика, определить глобальный минимум достаточно легко, однако при программировании решения подобной задачи очень легко попасть в один из локальных минимумов. Действительно, при переборе количества вентиляторов,
и сравнивая затраты между собой, программа бы осталась в локальном минимуме при 12 работающих вентиляторах и 0 °С на выходе после компрессорной станции. Упущенная выгода в данном случае составила бы для технологического участка 1,4 тыс. р. в сутки или примерно 520,5 тыс. руб. в год.
Метод имитации отжига позволяет избежать попадания в такие локальные минимумы. При попадании в такую точку сравниваются суммарных затрат между собой и определяется вероятность p перехода системы в новое
состояние, что и позволяет избежать так называемой «ловушки».
Таблица 4.8 – Результаты расчетов технологического участка КС-4, КС-5
Количество работающих вентиляторов
24
20
16
12
8
4
0
Температура газа
на входе КС-1 tвх1,
°С
Оптимальная температура
газа на выходе КС-1 tвых,
°С
Температура газа
на входе КС-2 tвх2,
°С
Суммарные затраты, тыс. руб.
Средняя температура воздуха, °С
8,6
-5,0
-3,6
-1,8
0,3
2,9
5,8
9,0
-7,1
-6,0
-4,6
-3,0
-1,1
1,2
3,7
562,3
557,1
553,0
550,0
557,3
548,6
550,2
-11,5
Выводы по главе 4
1. Использование метода позиномов позволило получить оптимальную
подачу газа в газопроводе при работе трех параллельных ниток.
2. Поддержание одинакового давления на выходе со всех станций позволит снизить суммарные затраты технологического участка в размере 378,9
тыс.руб. в месяц или 4,5 млн. руб. в год.
3. Использование метода имитации отжига для определения оптимальной температуры природного газа на выходе с компрессорной станции позволяет определить эффективный режим работы газоперекачивающих агрегатов при степени сжатия 1.13...1.16.
140
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. На основе проведенных промышленных экспериментов было выявлено, что проведение пропарки наружных поверхностей теплообмена АВО
позволяет повысить их тепловую эффективность не менее чем на 20 % по
сравнению с промывкой холодной водой. Для определения оптимальной периодичности между пропарками была получена зависимость с учетом количества установленных секций и затрат на проведение мероприятия.
2. В результате экспериментального определения влияния угла установки лопастей вентиляторовАВО газа на степень его охлаждения была получена эмпирическая зависимость для нахождения температуры газа после
системы охлаждения в зависимости от угла установки лопастей, разности
температуры газа на входе в АВО и температуры окружающего воздуха, а
также расхода газа через секцию. Отклонение расчетных данных от экспериментальных не превышает 5 %.
3. Предложен метод для определения оптимальной температуры газа
после системы охлаждения на основе разработанной зависимости температуры от объемов перекачки газа, температуры газа после нагнетателей, температуры окружающего воздуха и количества работающих вентиляторов.
Предлагаемая зависимость с точностью до 93 % описывает экспериментальные данные.
4. Разработана математическая модель для определения оптимального
объема перекачки газа по магистральным газопроводам при работе многоцеховых компрессорных станций, которая позволяет снизить энергопотребление технологического оборудования.
141
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Абакумов, А.М. Оптимизация стационарных режимов работы установок охлаждения газа компрессорных станций магистральных газопроводов
/ А.М. Абакумов, С.В. Алимов, Л.А. Мигачева, В.Н. Мосин // Известия ВУЗов. Электромеханика. – 2011. – № 3. – С. 110-113.
2. Абдеев, Э.Р. Экспериментальная оценка энергоэффективности аппаратов воздушного охлаждения / Э.Р. Абдеев, Ф.Ш. Хафизов, М.И. Шарипов,
К.Б. Васильева // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 1 том 10. – С. 59-65.
3. Аксѐнов, П.А. Аппараты воздушного охлаждения нового поколения.
Оптимальное сочетание параметров теплообменного блока и вентиляторной
установки. Снижение энергопотребления аппарата и удобство его эксплуатации / П.А. Аксенов, Н.В. Дашунин, Ю.В. Забродин, В.А. Лифанов, В.А. Маланичев, О.Л. Миатов // Нефтегаз. – 2003. – № 2: с. 109-111.
4. Аксенов, П.А. Охлаждение природного газа на комрессорных станциях магистральных газопроводов. Технические требования. Опыт эксплуатации и экономика процесса охлаждения / П.А. Аксенов, Н.В. Дашунин,
Ю.В. Забродин, А.В. Качулин, В.А. Лифанов, В.А. Валаничев, О.Л. Миатов //
Нефтегаз. – 2002. – № 4. – С. 83-84.
5. Аксютин, О.Е. Снижение энергозатрат на охлаждение природного
газа в АВО КС / А.А. Пятибрат, С.В. Кубаров, А.К. Прохонов // Газовая промышленность. – 2009. – № 2. – С. 74-76.
6. Алимов, С.В. Аппараты воздушного охлаждения газа: опыт эксплуатации и пути совершенствования / В.А. Лифанов, О.Л. Миатов // Газовая
промышленность. – 2006. – № 6. – С. 54-57.
7. Алимов, С.В. Модернизация вентиляторов АВО-газа при реконструкции КС МГ / А.О. Прокопец, С.В. Кубаров, В.А. Маланичев, Е.В. Устинов
// Газовая промышленность. – 2009. – № 4. – С. 54-56.
142
8. Алимов, С.В. Повышение энергоэффективности стационарных режимов работы установок охлаждения газа с частотно - регулируемым электроприводом. Автореферат канд. дис. – Самара, 2011.
9. Алимов, С.В. Экономический подход к охлаждению природного газа
на КС МГ / Е.Г. Зайцев, С.В. Кубаров // Газовая промышленность. – 2009. –
№ 3. – С. 46-47.
10.
Аппарат воздушного охлаждения: пат. 146015 Рос. Федерация:
МПК F28D1/04 / Ф.М. Мустафин, Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, А.Н. Краснов, С.В. Щербинин, А.С. Файзуллина, С.М. Файзуллин; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО УГНТУ. – Опубл. 27.09.2014. Бюл. №27.
11.
МПК
Аппарат воздушного охлаждения: пат. 2200907 Рос. Федерация:
F24F3/14
/
М.З. Асадуллин,
P.M.
Аскаров,
А.И.
Гольянов,
А.Р. Мукминов, И.Г. Исмагилов, И.Ф. Сатиков, С.М. Файзуллин; заявитель и
патентообладатель
ООО
«Баштрансгаз»
ОАО
«Газпром».
–
Опубл.
20.03.2003. Бюл. №8.
12.
Аппарат воздушного охлаждения: пат. 2294501 Рос. Федерация:
МПК F28D1/04 / С.М. Кудакаев, А.Р. Мукминов, И.Г. Исмагилов,
Ф.М. Аминев, P.M. Аскаров, O.K. Филалеев, A.A. Габдрахманов, С.М. Файзуллин; заявитель и патентообладатель ООО «Баштрансгаз» ОАО «Газпром».
– Опубл. 27.02.2007. Бюл. №6.
13.
Аршакян, И.И. Повышение эффективности работы установок ох-
лаждения газа / А.А. Тримбач // Газовая промышленность. – 2006. – № 12. –
С. 52-55.
14.
Асадуллин, М.З. Влияние температурного фактора на надежность
линейной части магистральных газопроводов / М.З. Асадуллин, Р.М. Аскаров, Н.А. Гаррис, В.В. Новоселов, И.Г. Исмагилов, С.М. Файзуллин // Проблемы
нефтегазовой
отрасли:
материалы
межрегиональной
методической конференции, 14 декабря 2000. – Уфа, 2000. – с. 180.
научно-
143
15.
Астафьев, Е.Н. Анализ выбора вариантов комплектации аппара-
тов воздушного охлаждения дожимных компрессорных станций при разработке месторождений Крайнего Севера / К.М. Давлетов, М.П. Игнатьев //
Наука и техника в газовой промышленности. – 2006. – № 4. – С. 42-48.
16.
Базаров, И.П. Термодинамика: учебник для вузов. – 4-е изд., пе-
рераб. и доп. – М.: Высш. шк., 1991. – 376 с.
17.
Байков, И.Р. Методы повышения энергетической эффективности
трубопроводного транспорта природного газа / И.Р. Байков, С.В. Китаев,
И.А. Шаммазов. – СПб.: Недра, 2008. – 440 с.: ил.
18.
Байков, И.Р. Моделирование технологических процессов трубо-
проводного транспорта нефти и газа / И.Р. Байков, Т.Г. Жданова, Э.А. Гареев.
– Уфа: УНИ, 1994. – 128 с.
19.
Байков, И.Р. Методы анализа надежности и эффективности сис-
тем добычи и транспорта углеводородного сырья / И.Р. Байков, Е.А. Смородов, К..Р. Ахмадуллин. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 275 с.: ил.
20.
Байков, И.Р. Эксплуатация энергомеханического оборудования в
современных условиях / И.Р. Байков, С.В. Китаев, С.Р. Талхин // Нефтегазовое дело. – 2007. – том 5. – №1, 2007.– С.159 – 162.
21.
Белоусов, В.Д. Трубопроводный транспорт нефти и газа / В.Д.
Белоусов, Э.М. Блейхер, А.Г. Немудров, В.А. Юфин, Е.И. Яковлев. – М.: Недра, 1978. – 407 с.
22.
Белянкин, Р.В. Частотное регулирование для предотвращения об-
разования гидратов природного газа при его охлаждении / Р.В. Белянкин,
Е.В. Устинов, К.С. Хромов // Газовая промышленность. – 2011. – № 2. – С.
79-83.
23.
Беркутов, Р.А. Повышение энергоэффективности систем охлаж-
дения газа на компрессорных станциях. Автореферат канд. дис. – Уфа, 2010.
24.
Бояринов, А.И. Методы оптимизации в химической технологии /
А.И. Бояринов, В.В. Кафаров. – М.: изд-во «Химия», 1969. – 564 с.
144
25.
Бурдыгина, Е.В. Повышение энергоэффективности теплотехни-
ческого оборудования установок первичной переработки нефти: Дис... канд.
техн. Наук. – Уфа, 2003. – 198 с.
26.
Валеев, А.Р. Тепловые режимы трубопроводов. Вопрос учета на-
грева нефти и газа в трубопроводах // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2009. №2. С.. URL: http://ogbus.ru/authors/Valeev/Valeev_1.pdf
27.
Валиев, А.Н. Метод асимптотических координат в применении к
оценке энергетической эффективности оборудования газотранспортной отрасли: Тез. докладов международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт – 2007» / С.Н. Костарева, О.В. Смородова. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. – С. 162-164.
28.
Ванчин, А.Г. Разработка экспресс-методов оценки эффективно-
сти работы и технического состояния авиаприводных газоперекачивающих
агрегатов. Автореферат канд. дис. – М., 2006.
29.
Ванчин, А.Г. Расчет работы узла воздушного охлаждения газа в
условиях компрессорной станции магистрального газопровода // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2013. - № 3. – с. 164-179.
30.
Варгафтик, Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам га-
зов и жидкостей / Н.Б. Варгафтик. – М.: Наука, 1972. – 720 с.
31.
Васильев, Ю.Н. Повышение эффективности теплообменных ап-
паратов / Ю.Н. Васильев, А.И. Гриценко, В.И. Нестеров // Нефтяное хозяйство. – 1992. – № 5. – с. 93-95.
32.
Габдрахманов, А.А. Влияние эксплуатационного загрязнения на
тепловые характеристики аппаратов воздушного охлаждения газа / А.А. Габдрахманов, Н.А. Гаррис // Нефтегазовое дело. – 2003. - № 3. – с. 1-6.
33.
Габдрахманов, А.А. Использование направляющих устройств для
повышения эффективности работы АВО-газа с верхним расположением вентиляторов / А.А. Габдрахманов, Н.А. Гаррис // Нефтегазовое дело. – 2007. –
№ 2. – С. 101-106.
145
34.
Габдрахманов, А.А. Математическая модель АВО-газа / А.А.
Габдрахманов, А.И. Гольянов. – Уфа: Кафедра гидравлики и гидромашин,
2000. – с. 177-179.
35.
Габдрахманов, А.А. Повышение эффективности эксплуатации
аппаратов воздушного охлаждения на магистральных газопроводах. Автореферат канд. дис. – Уфа, 2007.
36.
Гарляускас, А.И. Математическое моделирование оперативного и
перспективного планирования систем транспорта газа / А.И. Гарляускас. –
М.: Недра, 1975. – 160 с.
37.
Гаррис, Н.А. Ресурсосберегающие технологии при магистраль-
ном транспорте газа / Н.А. Гаррис. – СПб.: ООО «Недра», 2009. – 368 с.
38.
Горбатов, С.А. Промысловое исследование работы аппаратов
воздушного охлаждения сырого газа в гидратном режиме / С.А. Горбатов,
К.М. Давлетов // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – 2006. – № 3. – С. 45-51.
39.
Горбатов, С.А. Технология охлаждения газа с циклическим рас-
теплением теплообменных труб АВО / С.А. Горбатов, Е.Н. Астафьев // Газовая промышленность. – 2007. – № 6. – С. 49-51.
40.
Горбатов, С.А. Частичный реверс потока воздуха как способ по-
вышения эффективности процесса охлаждения сырого газа в системах промысловой подготовки газа при реконструкции и техническом перевооружении газовых промыслов северных месторождений / С.А. Горбатов // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – 2007. – № 1. – С. 65-68.
41.
Горский, В.Г. Планирование промышленных экспериментов (мо-
дели динамики) / В.Г. Горский, Ю.П. Адлер, А.М. Талалай. – М.: Металлургия, 1978. – 112 с.
42.
Горский, В.Г. Планирование промышленных экспериментов (мо-
дели статика) / В.Г. Горский, Ю.П. Адлер. – М.: Металлургия, 1974. – 264 с.
146
43.
Гудзюк, В.Л. Эксплуатационная оценка загрязнения аппаратов
воздушного охлаждения (АВО) / В.Л. Гудзюк, Е.В. Шомов, Н.Н. Ярунина //
URL: http://www.ivpromenergo.ru/page/columns.php?pdate=d20090302t141900
44.
Гуменюк, В.О. Ресурсосберегающее управление процессом ох-
лаждения магистральных газопроводов / В.О. Гуменюк, С.В. Сальников, С.П.
Сердобинцев // Газовая промышленность. – 2007. – № 9. – С. 86-88.
45.
Давлетов, К.М. Физическая модель и общая математическая по-
становка задачи исследования теплоаэродинамических характеристик аппарата воздушного охлаждения с внешней рециркуляцией воздуха в режимах
жалюзийного регулирования / К.М. Давлетов, С.А. Грбатов, Р.Г. Асылбаев //
Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных
месторождений. – 2006. – № 4. – С. 53-56.
46.
Данилушкин, А.И. Повышение энергоэффективности системы
подготовки и транспортировки газа в нестационарных режимах работы магистрального газопровода / А.И. Данилушкин, Л.А. Мигачева, В.Г. Крайнов //
Известия ВУЗов. Электромеханика. – 2011. – № 3. – С. 114-116.
47.
Деточенко, А.В. Спутник газовика. Справочник / А.В. Деточенко,
А.Л. Михеев, М.М. Волков. – М.: Недра, 1978. – 311 с.
48.
Драник, С.П. Создание высокоэффективных аппаратов воздуш-
ного охлаждения газа / С.П. Драник, В.Я. Иванов, Б.С. Палей, О.И. Щеникова
// Газовая промышленность. – 2011. – № 11. – С. 47-50.
49.
Елов, А. Система автоматического управления аппаратами воз-
душного охлаждения / А. Елов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2009. – № 3. – С. 43-47.
50.
Загоринский, Э.Е. Применение частотно-регулируемых приводов
в АВОГ на КС: экономический аспект / Э.Е. Загоринский, А.И. Гулиенко //
Газовая промышленность. – 2007. – № 10. – С. 64-66.
147
51.
Загоринский,
Э.Е.
Эффективность
применения
частотно-
регулируемых приводов в АВО-газа на КС / Э.Е. Загоринский, А.И. Гулиенко
// Газотурбинные технологии. – 2007. – № 7. – С. 33-35.
52.
Зайцев, А.И. Математическое моделирование источников энерго-
снабжения промышленных предприятий / А.И. Зайцев, Е.А. Митновицкая,
Л.А. Левин, А.Е. Книгин. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 152 с.
53.
Захаров, П.А. Системы автоматизации технологических устано-
вок для эффективного транспорта газа / П.А. Захаров, Н.В. Киянов, О.В.
Крюков // Автоматизация в промышленности. – 2008. – № 6. – С. 6-10.
54.
Калинин, А.Ф. Алгоритм прогнозирования температуры и давле-
ния природного газа на границах линейных участков газопровода / А.Ф. Калинин, К.Х. Шотиди // Науч.-тех. Сб. Отраслевая энергетика и проблемы
энергосбережения. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – № 2. – С. 41-47.
55.
Калинин, А.Ф. Оптимизация режима работы систем охлаждения
природного газа на компрессорных станциях / А.Ф. Калинин // Отраслевая
энергетика и проблемы энергосбережения. – 2004. – № 2: с. 33-41.
56.
Калинин, А.Ф. Оптимизация режима работы системы охлаждения
природного газа на компрессорных станциях / А.Ф. Калинин // Науч.-тех. Сб.
Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – № 2. – С. 33-41.
57.
Калинин, А.Ф. Оценка эффективности работы вентиляторов но-
вого поколения для АВО типа 2АВГ-75 / А.Ф. Калинин, А.В. Фомин // Нефть,
газ и бизнес. – 2011. – № 2. – С. 57-60.
58.
Калинин, А.Ф. Оценка эффективности работы систем комприми-
рования компрессорных станций / А.Ф. Калинин, В.В. Кичатов, А.Ю. Торопов // URL: article.gubkin.ru/ru/file/855 (дата 11.11.2014).
59.
Калинин, А.Ф. Регулирование и оптимизация режимов работы
системы охлаждения на КС / А.Ф. Калинин // Газовая промышленность. –
2005. – № 1. – С. 47-50.
148
60.
Калинин, А.Ф. Эффективность использования перемычек между
цеховыми группами АВО в системах охлаждения природного газа КС / А.Ф.
Калинин, А.В. Фомин // Территория нефтегаз. – 2011. – № 2. – С. 58-61.
61.
Камалетдинов, И.М. Внешняя теплоотдача аппаратов воздушного
охлаждения газа / И.М. Камалетдинов, Ф.Ф. Абузова // Нефть и газ. – 2001. –
№ 4. – с. 44-46.
62.
Камалетдинов, И.М. Поправки к тепловому расчету промышлен-
ных аппаратов воздушного охлаждения / И.М. Камалетдинов, Ф.Ф. Абузова
// Газовая промышленность. – 2008. – № 12. – С. 45-46.
63.
Камалетдинов, И.М. Расчет свободноконвективного теплообмена
в аппаратах воздушного охлаждения газа с учетом влияния ветра на их работу / И.М. Камалетдинов // Нефть и газ. – 2001. – № 5. – с. 71-74.
64.
Камалетдинов, И.М. Энергосбережение при эксплуатации аппа-
ратов воздушного охлаждения на магистральных газопроводах. Автореферат
канд. дис. – Уфа, 2002.
65.
Карасевич, А.М. Энергоэффективные режимы газотранспортных
систем и принципы их обеспечения / А.М. Карасевич, М.Г. Сухарев, А.В. Белинский,
И.В.
Тверской,
Р.В.
Самойлов
//
URL:
http://gritsunov.ru/Common/Education/Publications/Conferences/Yalta2011_Files/
5_8.pdf (дата: 13.10.2014).
66.
Карасевич, А.М. Энергоэффективные режимы газотранспортных
систем и принципы их обеспечения / А.М. Карасевич, М.Г. Сухарев, А.В. Белинский, И.В. Тверской, Р.В. Самойлов // Газовая промышленность. – 2012. –
№ 1. – С. 30-34.
67.
Каталог газодинамических характеристик ЦБК природного газа.
– пос. Развилка, Ленинский р-н, Московская обл.: ООО «ВНИИГАЗ», 2005. –
128 с.
68.
Катрич, В.Ф. Реальные перспективы модернизации электропри-
водов вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения газа / В.Ф. Катрич,
149
С.В. Железняков, В.А. Зобов // Нефтепереработка и нефтехимия. – 1993. – №
8. – с. 27-30.
69.
Китаев, С.В. Научно-практические основы обеспечения энерге-
тической эффективности магистрального транспорта газа. Автореферат на
соискание ученой степени доктора технических наук. – Уфа, 2011.
70.
Китаев, С.В. Проведение энергообследований оборудования ком-
прессорных станций / С.В. Китаев, О.В. Смородова, Е.А. Колоколова // Трубопроводный транспорт – 2008: материалы IV Международной учебнонаучно-практической конференции. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. – С. 224226.
71.
Кичатов, В.В. Оценка эффективности режимов работы и регули-
рование газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. – М.,
2013.
72.
Козлова, Т.В. Обоснование выбора режимов работы газотурбин-
ных газоперекачивающих агрегатов магистральных газопроводов. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. – С.-П.., 2013.
73.
Колоколова, Е.А. Влияние угла установки лопастей вентилятора
аппаратов воздушного охлаждения газа на температуру выхода магистрального газа с компрессорной станции / Е.А. Колоколова, И.Р. Байков, Е.В. Бурдыгина, О.В. Смородова // Инновации и инвестиции. – 2014. – № 8. – С. 5457.
74.
Колоколова, Е.А. Выбор способа и периодичности очистки аппа-
ратов воздушного охлаждения газа / Е.А. Колоколова, И.Р. Байков, Е.В. Бурдыгина, О.В. Кулагина // Глобальный научный потенциал. – 2015. - №1(46). –
С. 7-11.
75.
Колоколова, Е.А. Определение температуры на выходе после ап-
паратов воздушного охлаждения газа / Е.А. Колоколова, И.Р. Байков, Е.В.
150
Бурдыгина, О.В. Кулагина // Глобальный научный потенциал. – 2014. №11(44). – С. 19-22.
76.
Колоколова, Е.А. Оценка эффективности работы технологическо-
го оборудования компрессорных станций / Е.А. Колоколова, Е.В. Бурдыгина,
Р.Р. Рафикова // Трубопроводный транспорт – 2013: материалы IX Международной учебно-научно-практической конференции. – Уфа: Изд-во УГНТУ,
2013. – С. 351-352.
77.
Колоколова, Е.А. Повышение эффективности эксплуатации аппа-
ратов воздушного охлаждения газа / Е.А. Колоколова // Трубопроводный
транспорт
–
2012:
материалы
VIII
Международной
учебно-научно-
практической конференции. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2012. – С. 383-385.
78.
Колоколова, Е.А. Промышленный эксперимент на АВО-газа /
Е.А. Колоколова, О.В. Смородова, С.В. Китаев // Трубопроводный транспорт
– 2008: материалы IV Международной учебно-научно-практической конференции. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. – С. 222-224.
79.
Колоколова, Е.А. Сравнение тепловой эффективности АВО-газа
до и после промывки трубного пучка / Е.А. Колоколова, О.В. Смородова,
С.В. Китаев, Е.В. Бурдыгина // Трубопроводный транспорт – 2009: материалы V Международной учебно-научно-практической конференции. – Уфа:
Изд-во УГНТУ, 2009. – С. 254-256.
80.
Коршак, А.А. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов /
А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001.
– 544 с.
81.
Коршак, А.А. Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов /
А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. – 3-е изд., испр. и доп. – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. – 528 с.: ил.
82.
Коршак, А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепрово-
дов: Учебник для вузов / А.А. Коршак, А.М. Нечваль; под ред. А.А. Коршака.
– СПб.: Недра, 2008. – 488 с.
151
83.
Коршак, А.А. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов
и газа: Учебное пособие для системы дополнительного профессионального
образования / А.А. Коршак, А.М. Нечваль. – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. – 516 с.
84.
Крайнов, В.Г. Оптимизация режимов работы электроприводов
установок охлаждения газа при транспортировке. Автореферат канд. дис. –
Самара, 2012.
85.
Круппиков, А.В. Выбор варианта реконструкции системы охлаж-
дения газа компрессорной станции с учетом стоимости жизненного цикла
оборудования / А.В. Круппиков, А.Д. Ваняшов, И.А. Январев, Ю.А. Пиляева
// Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2008. – № 5. – С. 20-23.
86.
Крылов, Д.А. Реализация работ по энергосбережению в ОАО
«Газпром» / Д.А. Крылов, Г.А. Хворов // Науч.-тех. Сб. Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – № 2. –
С. 59-69.
87.
Крюков, О.В. Оптимальное управление технологическим процес-
сом магистрального транспорта газа / О.В. Крюков // ВСПУ – 2014: материалы XII Всероссийского совещания по проблемам управления. – М., 2014.
88.
Кунтыш, В.Б. Анализ тепловой эффективности, объемной и мас-
совой характеристик теплообменных секций аппаратов воздушного охлаждения / В.Б. Кунтыш, А.Э. Пиир // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2009. – № 5. – С. 3-6.
89.
Кунтыш, В.Б. Исследование влияния угла наклона лопастей осе-
вого вентилятора на энергетические характеристики аппарата воздушного
охлаждения / В.Б. Кунтыш, А.Б. Сухоцкий // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2010. – № 3. – С. 5-7.
90.
Кунтыш, В.Б. Исследование теплоотдачи и сопротивления шах-
матных пучков воздухоохлаждаемых теплообменников из труб с накатными
алюминиевыми ребрами различной высоты / В.Б. Кунтыш, А.Б. Сухоцкий,
152
А.Э. Пиир // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2010. – № 12. –
С. 3-7.
91.
Кунтыш, В.Б. Основные способы энергетического совершенство-
вания аппаратов воздушного охлаждения / В.Б. Кунтыш, А.Н. Бессоный, А.А.
Бриль // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 1997. – № 4: с. 43-44.
92.
Кунтыш,
В.Б.
Экспериментальное
исследование
свободно-
конвективного теплообмена многорядных шахматных пучков из труб со спиральными алюминиевыми ребрами / В.Б. Кунтыш, А.В. Самородов, А.Н. Бессоный // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2008. – № 3. – С. 3-7.
93.
Липец, А.У. Некоторые вопросы совершенствования аппаратов
воздушного охлаждения газа / А.У. Липец, О.Н. Ионкина, Л.В. Дирина //
Промышленная энергетика. – 2004. – № 4: с. 38-41.
94.
Лопатин,
А.С.
Метод
отжига
/
А.С.
Лопатин
//
URL:
http://www.math.spbu.ru/user/gran/sb1/lopatin.pdf (дата: 13.10.2014)
95.
Лун-Фу, А.В. Интенсификация процесса охлаждения паров смеси
пропана и бутана в аппаратах воздушного охлаждения / А.В. Лун-Фу, В.Н.
Королев // Промышленная энергетика. – 2004. – № 6: с. 17-19.
96.
Марголин, Г.А. Блочные аппараты воздушного охлаждения / Г.А.
Марголин, Ю.Н. Лебедев, В.Г. Чекменев, Е.В. Карманов, Г.И. Германов //
Химия и технология топлив и масел. – 2004. – № 1: с. 35-36.
97.
Марголин, Г.А. Горизонтальные блочно-модульные аппараты
воздушного охлаждения / Г.А. Марголин, К.В. Баклашов // Химия и технология топлив и масел. – 2002. – № 1: с. 40-41.
98.
Махов, О.Н. Основные направления энергосбережения в газопе-
рекачивающей отрасли / О.Н. Махов, В.И. Субботин, С.Н. Ярунин, Н.Н. Ярунина // «Вестинк ИГЭУ». – 2005. – Выпуск 1. – с. 1-3.
99.
Машины и оборудование газонефтепроводов: Учеб. пособие для
вузов / Ф.М. Мустафин, Н.И. Коновалов, Р.Ф, Гильметдинов и др. – 2-е изд.,
перераб. и доп. – Уфа: Монография, 2002. – 384 с.
153
100. Методика рационального планирования экспериментов / М.М.
Протодьяконов, Р.И. Тедер. – М.: Издательство «Наука», 1970. – 76 с.
101. Микаэлян, Э.А. Совершенствование системы подготовки газа для
перекачки по северным газопроводам / Э.А. Микаэлян // Газовая промышленность. – 2010. – № 5. – С. 50-51.
102. Новак, М. Оптимизация режима включения установки охлаждения газа с наименьшими энергетическими затратами для выхода на штатный
режим эксплуатации газопровода. Автореферат канд. дис. – Москва, 2004.
103. Омельнюк, М.В. Гидродинамические высоконапорные установки
в решении проблем ПХГ / М.В. Омельнюк // Наука и техника в газовой промышленности. – 2010. – № 3. – С. 80-89.
104. Омельнюк, М.В. Повышение экономичности и безопасности эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения / М.В. Омельнюк, А.Н. Черномашенко // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 4. – С. 43-46.
105. Осипова, В.А. Экспериментальное исследование процессов теплообмена / В.А. Осипова. – Изд. 2-е, перераб. и дополн. М.: Энергия, 1969.
106. Парафейник, В.П. Термодинамический анализ эффективнсоти
АВО в составе компрессорной установки нефтяного газа / В.П. Парафейник,
И.И. Петухов, В.Н. Сырый, Ю.В. Шахов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2004. – № 8: с. 23-27.
107. Перевощиков, С.И. Оценка эффективности охлаждения газа на
компрессорных станциях магистральных газопроводов / С.И. Перевощиков //
Известия вузов. Нефть и газ. – 1997. – № 1. – с. 81-85.
108. Перри, Дж. Справочник инженера химика. В 2 т., т. 1 / пер. с
англ. / Дж. Перри – Л.: Химия, 1969. – 640 с.
109. Петухов, Б.С. Справочник по теплообменникам. Т.2 / Б.С. Петухов, В.К. Шиков. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 352 с.
154
110. Планирование эксперимента в химической технологии (основные
положения, примеры и задачи) / А.Г. Бондарь, Г.А. Статюха. – Киев: Издательское объединение «Вища школа», 1976. – 184 с.
111. Поршаков, Б.П. Газотурбинные установки на газопроводах / Б.П.
Поршаков, А.А. Апостолов, В.И. Никишин. – М: ГУП Издательство «Нефть и
газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 240 с.
112. Поршаков, Б.П. Термодинамика и теплопередача (в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности): Учебник для вузов /
Б.П. Поршаков, Р.Н. Бикчентай, Б.А. Романов. – М.: Недра, 1987. – 349 с.
113. ПР 51-31323949-43-99 Методические указания по проведению
теплотехнических и газодинамических расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов.
114. Притула, Н.М. Математическое моделирование и численный анализ режимов работы газотранспортной системы. Автореферат на соискание
ученой степени кандидата технических наук. – Львов, 2009.
115. Пустыльник, Е.И. Статистические методы анализа и обработки
наблюдений / Е.И. Пустыльник. – М.: Наука, 1968. – 288 с.
116. Рожко, Я.В. Оптимизация системы компримирования компрессорной станции при недозагрузке магистрального газопровода / Я.В. Рожко,
П.Я.
Чечегов,
С.В.
Великий
//
URL:
http://www.gubkin.ru/personal_sites/balabavi/University/BVI%20SU%20SNG%2
0Magstranty%20UKANG%202_2013-1.pdf (дата: 13.10.2014).
117. Савин, А.Н. Применение алгоритма оптимизации методом имитации отжига на системах параллельных и распределенных вычислений /
А.Н. Савин, Н.Е. Тимофеева // Изв. Сарат. ун-та. Нов. сер. Сер. Математика.
Механика. Информатика. – 2012. – Том 12, выпуск 1. – с. 110-116.
118. Савкин, П.С. Новые системы охлаждения природного газа / П.С.
Савкин // Газовая промышленность. – 1997. – № 2. – с. 27-28.
155
119. Селезнев, В.Е. Методы и технологии численного моделирования
газопроводных систем / В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, Г.С. Клишин. – М.:
Едиториал УРСС, 2002. – 448 с.
120. Селезнев, В.Е. Основы численного моделирования магистральных трубопроводов / В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прядов; по ред. В.Е.
Селезнева. – М.: КомКнига, 2005. – 496 с.
121. Семенидо, К.Е. Аппараты воздушного охлаждения конструкции
ОАО «ВНИИНЕФТЕМАШ» / К.Е. Семенидо // Химическое и нефтегазовое
машиностроение. – 2007. – № 4. – С. 11-13.
122. Сердобинцев, С.П. Совершенствование систем подготовки и охлаждения природного газа на газоперекачивающей станции / С.П. Сердобинцев, С.В. Сальников // Автоматизация и современные технологии. – 2009. –
№ 3. – С. 26-30.
123. Ситников, А.Б. Тепловизионный контроль АВО-газа КС с использованием системы автоматизированного анализа результатов / А.Б. Ситников // Наука и техника в газовой промышленности. – 2011. – № 3. – С. 4246.
124. Слободчиков, К.Ю. Метод структурного моделирования системы
управления
компрессорным
цехом
/
К.Ю.
Слободчиков
//
URL:
http://model.exponenta.ru/slob_01.html (дата 11.11.2014).
125. Слободчиков, К.Ю. Решение оптимизационной задачи в системе
управления режимом компрессорного цеха газоперекачивающих агрегатов /
К.Ю. Слободчиков // URL: http://model.exponenta.ru/slob_02.html (дата
11.11.2014).
126. Степанов, О.А. Охлаждение газа и масла на компрессорных станциях / О.А. Степанов, В.А. Иванов. – Л.: Недра, 1982. – 142 с.
127. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов». – М.: ВНИИГаз, 2006. – 136 с.
156
128. Сулейманов, А.М. Энергосбережение в технологических процессах трубопроводного транспорта газа. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. – Уфа, 2005.
129. Сыромятникова, К.О. Анализ эффективности потребления природного газа на примере подразделений ОАО «Газпром» / К.О. Сыромятникова, Е.А. Колоколова, О.В. Смородова, А.Ю. Трофимов // Трубопроводный
транспорт – 2006: тезисы докладов учебно-научно-практической конференции. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2005. – С. 191-192.
130. Теплотехника: учебник для вузов / А.П. Баскаков, Б.В. Берг и др.;
под ред. А.П. Баскакова. – М.: Энергоиздат, 1982. – 264 с.
131. Типовой технический стандарт «Электромеханическое оборудование. Показатели эффективности. Методы контроля показателей эффективности». – М., 2007. – 36 с.
132. Торопов, А.Ю. Регулирование и оптимизация режимов работы
компрессорных станций магистральных газопроводов. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. – М., 2009.
133. Тримбач, А.А. Совершенствование электротехнических комплексов установок охлаждения компримированного газа. Автореферат канд. дис.
– Саратов, 2007.
134. Устинов, Е.В. Расчет охлаждения газа в АВОГ при частотном регулировании скорости вращения вентиляторов / Е.В. Устинов // Публикации
ЗАО «Газмашпроект»: URL: http://www.zaogmp.ru/docs/press004.pdf (дата:
13.10.2014)
135. Устинов, Е.В. Уменьшение энергопотребления аппаратов воздушного охлаждения газа / Е.В. Устинов // Газовая промышленность. – 2011.
– № 8. – С. 54-57.
136. Устинов, Е.В. Экономический подход к транспортировке газа.
Применение метода частотного регулирования вентиляторов АВО / Е.В. Ус-
157
тинов
//
Публикации
ЗАО
«Газмашпроект»:
URL:
http://www.zaogmp.ru/docs/press003.pdf (дата: 13.10.2014)
137. Федеральный закон от 23.11.2009 N 261-ФЗ (ред. от 02.07.2013)
«Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о
внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».
138. Физическая химия. Теоретическое и практическое руководство.
Учебное пособие для вузов / под ред. Б.П. Никольского. – Л.: Химия, 1987. –
880 с.
139. Фомин, А.В. Регулирование и оптимизация режимов работы систем охлаждения технологического газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Автореферат канд. дис. – Москва, 2012.
140. Циркулярное письмо. Мероприятия по повышению эффективности, экономичности и надѐжности эксплуатации АВО газа фирм «ХадсонИтальяно» /Италия/, «Крезо-Луар» /Франция/ на КС магистральных газопроводов. Мингазпром ПО «Союзоргэнергогаз», 4 февраля 1986 г.
141. Черников, В.Ф. Оптимизация режимов участка магистрального
газопровода / В.Ф. Черников, С.А. Джамирзе, А.Г. Ишков, И.Я. Яценко, В.Г.
Крайнов, П.А. Шомов, В.П. Пенышев // Газовая промышленность. – 2010. –
№ 9. – С. 42-44.
142. Читров, Е.В. Повышение эффективности и надежности аппаратов
воздушного охлаждения для нефтехимической промышленности / Е.В. Читров, В.З. Кантор, Ю.И. Аношкин // Мир нефтепродуктов. – 2007. – № 2. – С.
22-25.
143. Чурикова, М.М. Эффективность использования газоперекачивающих агрегатов различной единичной мощности на магистральных газопроводах. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических
наук. – М., 2009.
158
144. Шайхутдинов, А.З. Современные АВО-газа – ресурс энергосбережения в газовой отрасли / А.З. Шайхутдинов, В.А. Лифанов, В.А. Маланичев // Газовая промышленность. – 2010. – № 9. – С. 40-41.
145. Шпотаковский, М.М. Оптимизация тепловых режимов магистральных газопроводов / М.М. Шпотаковский // Нефть, газ и бизнес. – 2011. –
№ 10. – С. 50-54.
146. Шпотаковский, М.М. Промышленный эксперимент по оценке
влияния режима работы установки охлаждения газа на тепловой режим трубопровода / М.М. Шпотаковский // Нефть, газ и бизнес. – 2011. – № 11. – С.
59-61.
147. Электроприводы переменного тока с частотным регулированием:
учебник для студ. высш. учеб. заведений / Г.Г. Соколовский. – 2-е изд., испр.
– М.: Издательский центр «Академия», 2007. – 272 с.
148. Юкин, Г.А. Диагностирование, оперативный контроль и оптимизация режимов работы ГПА. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. – Уфа, 2003.
149. Ярунина, Н.Н. Оптимизация термодинамических параметров в
теплотехническом процессе компримирования газа. Автореферат канд. дис. –
Иваново, 2009.
150. http://www.gazprom.ru/about/production/transportation/development/
151. Ingber L. Adaptive simulated annealing (ASA): Lessons learned.
URL: http://www.ingber.com/asa96_lessons.pdf (дата 04.11.2014).
152. Ingber L. Simulated annealing: Practice versus theory. URL:
http://www.ingber.com/asa93_sapvt.pdf (дата 04.11.2014).
153. Kirkpatrick S., Gelatt C. D., Vecchi M. P. Optimization by simulated
annealing // Science. 1983. Vol. 220. P. 671–680.
159
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
(справочное)
Протокол №1, 07.08.2007
Время
измерения
15-00
15-00
15-00
15-00
15-00
15-00
16-00
16-00
16-00
16-00
16-00
16-00
16-00
16-00
16-00
16-30
16-30
16-30
16-30
16-30
16-30
17-00
17-00
17-00
17-00
17-00
17-00
Номер
АВО
Кол-во включенных
вентиляторов
9
9
9
8
8
8
7
7
7
6
6
6
5
5
5
4
4
4
3
3
3
2
2
2
1
1
1
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
Температура наружного
воздуха,
tх, °С
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
21,5
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
Паспортный теплосъем,
кВт
Фактический теплосъем, кВт
1
5
7,5
1
4
6,5
1
4,5
6,5
1
3,5
35
1
4,5
6,5
1
5
7,5
1
3,5
5
1
3,5
5
1
4
5
227,81
980,39
1472,88
227,81
980,39
1472,88
218,36
946,94
1424,01
228,04
983,36
1478,78
277,81
1165,47
1752,63
298,62
1241,35
1868,22
228,22
985,78
1483,59
228,41
988,18
1488,36
228,41
988,18
1488,36
187,08
935,41
1403,12
187,08
748,33
1216,03
188,79
849,55
1227,13
188,79
660,76
6607,63
188,79
849,55
1227,13
190,19
950,95
1426,43
190,19
665,67
950,95
191,59
670,57
957,96
191,59
766,37
957,96
160
Продолжение приложения 1
Протокол №2, 08.08.2007
Время
измерения
6:20
6:40
6:55
6:20
6:40
6:55
6:20
6:40
6:55
6:20
7:10
7:25
6:20
7:10
7:25
6:20
7:10
7:25
6:20
7:45
8:07
6:20
7:45
8:07
6:20
7:45
8:07
Номер
АВО
Кол-во включенных
вентиляторов
Температура наружного воздуха, tх, °С
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
Паспортный теплосъем, кВт
Фактический теплосъем, кВт
9
9
9
8
8
8
7
7
7
6
6
6
5
5
5
4
4
4
3
3
3
2
2
2
1
1
1
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
15,5
15,5
16
15,5
15,5
16
15,5
15,5
16
15
15
16
15
15
16
15
15
2
7
10
1
5
8
2
7
9,3
0,7
6,7
9,6
1,3
7,5
10,5
1,5
7,5
9,5
2
7,5
10,5
2
8
10,5
2
7,9
11
341,41
1393,32
2099,79
320,04
1319,98
1989,27
363,16
1466,65
2210,31
356,59
1481,32
2232,41
407,79
1649,98
2486,59
396,49
1613,31
2431,34
363,16
1539,98
2320,82
352,24
1503,31
2265,56
363,16
1539,98
2320,82
385,31
1348,58
1926,55
192,66
963,27
1541,24
385,31
1348,58
1791,69
134,86
1290,79
1849,48
250,45
1444,91
2022,87
288,98
1444,91
1830,22
385,31
1444,91
2022,87
385,31
1541,24
2022,87
385,31
1521,97
2119,20
161
Продолжение приложения 1
Протокол №3, 08.08.2007
Время
измерения
15:10
15:35
15:50
15:10
15:34
15:50
15:10
15:35
15:50
15:10
16:05
16)20
15:10
16:05
16_20
15:10
16:05
16:20
15:10
16_40
17:00
15:10
16:40
17:00
15:10
16:40
Номер
АВО
Кол-во включенных
вентиляторов
Температура наружного воздуха, tх, °С
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
Паспортный теплосъем, кВт
Фактический теплосъем, кВт
9
9
9
8
8
8
7
7
7
6
6
6
5
5
5
4
4
4
3
3
3
2
2
2
1
1
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
1,5
7
12,7
2,5
6,6
12,9
2,3
6,6
12,4
2,5
8,2
12,3
1,4
7,6
11
3
9,6
12,1
2,5
9,1
11,4
2,2
9,4
11,4
2,5
9,1
344,48
1392,82
2124,43
361,85
1450,86
2178,90
346,64
1400,08
2102,64
361,85
1437,57
2152,49
340,18
1365,69
2044,87
440,66
1689,15
2529,18
404,06
1574,14
2356,98
399,55
1559,77
2335,45
401,80
1566,96
279,71
1305,32
2368,22
466,18
1230,73
2405,51
428,89
1230,73
2312,27
466,18
1487,72
2231,58
261,06
1378,86
1995,72
559,42
1741,72
2195,29
466,18
1651,00
2068,29
410,24
1705,43
2068,29
466,18
1651,00
162
Продолжение приложения 1
Протокол №4, 09.08.2007
Время
измерения
6:41
7:00
7:15
6:41
7:00
7:15
6:41
7:00
7:15
6:41
7:30
7:50
6:41
7:30
7:50
6:41
7:30
7:50
6:41
8:05
8:20
6:41
8:05
8:20
6:41
8:05
8:20
Номер
АВО
Кол-во включенных
вентиляторов
Температура наружного воздуха, tх, °С
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
Паспортный теплосъем, кВт
Фактический теплосъем, кВт
9
9
9
8
8
8
7
7
7
6
6
6
5
5
5
4
4
4
3
3
3
2
2
2
1
1
1
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
0,6
10,6
16,1
2
10
15,5
1,4
10,4
15,4
2
10,5
16
1,4
10,5
17,2
2
11
17
0,4
10
15
1,1
10,7
15,4
0,4
9,9
14,9
551,29
1936,71
2841,40
561,14
1963,80
2881,14
523,75
1957,03
2871,21
573,53
1993,50
2922,54
598,58
2061,07
3021,61
636,86
2162,44
3170,22
561,14
1959,71
2873,01
507,71
1811,04
2655,06
498,19
1784,01
2615,43
89,44
1580,09
2399,94
298,13
1490,65
2310,50
208,69
1550,27
2295,60
298,13
1556,08
2371,18
208,69
1556,08
2549,01
298,13
1630,18
2519,37
59,63
1481,98
2222,98
163,97
1585,72
2282,26
59,63
1467,16
2208,16
163
Продолжение приложения 1
Протокол №5, 09.08.2007
Время
измерения
11:08
11:24
11:35
11:08
11:24
11:35
11:08
11:24
11:35
11:08
11:45
11:55
11:08
11:45
11:55
11:08
11:45
11:55
11:08
12:10
12:25
11:08
12:10
12:25
11:08
12:10
12:25
Номер
АВО
Кол-во включенных
вентиляторов
Температура наружного воздуха, tх, °С
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
Паспортный теплосъем, кВт
Фактический теплосъем, кВт
9
9
9
8
8
8
7
7
7
6
6
6
5
5
5
4
4
4
3
3
3
2
2
2
1
1
1
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
0
1
2
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
0,9
9,5
14,5
1,6
10,2
14,2
1,2
8,2
12,7
2,5
10,5
15,5
1,8
9,5
14,5
1
9
13
1,2
9
13,2
2,2
9,7
14,4
0,9
9,4
14,4
468,50
1630,13
2341,22
484,68
1674,88
2405,49
484,68
1674,88
2405,49
503,39
1726,02
2478,94
468,50
1630,13
2341,22
480,04
1662,09
2387,13
461,63
1610,95
2313,68
461,63
1610,95
2313,68
466,21
1623,74
2332,04
114,72
1210,92
1848,24
203,94
1300,14
1810,00
152,96
1045,21
1618,81
318,66
1338,38
1975,71
229,44
1210,92
1848,24
127,47
1147,19
1657,05
152,96
1147,19
1682,54
280,42
1236,41
1835,50
114,72
1198,17
1835,50
164
Продолжение приложения 1
Протокол №6, 27.08.2007
Время измерения
18:20
18:20
18:20
18:20
18:20
18:20
18:20
18:20
18:20
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
2
2
2
2
2
2
2
Температура наружного воздуха, tх, °С
23
23
23
23
23
23
23
23
23
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
13,9
13,1
13,5
13,3
12,8
14,2
14
15,1
14,1
Фактический теплосъем, кВт
2059,84
1941,29
2000,56
1970,92
1896,83
2104,30
2074,66
2237,67
2089,48
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
12,9
11,8
12,3
12,1
12,5
13,3
12,8
14
Фактический теплосъем, кВт
2160,16
1975,96
2059,69
2026,20
2093,18
2227,14
2143,42
2344,36
Протокол №7, 27.08.2007
Время измерения
19:00
19:00
19:00
19:00
19:00
19:00
19:00
19:00
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
2
2
2
2
2
2
Температура наружного воздуха, tх, °С
23
23
23
23
23
23
23
23
165
Продолжение приложения 1
Протокол №8, 27.08.2007
Время измерения
19:45
19:45
19:45
19:45
19:45
19:45
19:45
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
2
2
2
2
2
Температура наружного воздуха, tх, °С
22,8
22,8
22,8
22,8
22,8
22,8
22,8
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
13,2
11,2
11,5
11,6
11,7
11,8
11,2
Фактический теплосъем, кВт
2546,91
2161,01
2218,89
2238,19
2257,48
2276,78
2161,01
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
13,8
12,4
13
12,8
12,7
13,1
12,7
Фактический теплосъем, кВт
2330,54
2094,11
2195,44
2161,66
2144,77
2212,32
2144,77
Протокол №9, 27.08.2007
Время измерения
20:30
20:30
20:30
20:30
20:30
20:30
20:30
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
2
2
2
2
2
Температура наружного воздуха, tх, °С
19
19
19
19
19
19
19
166
Продолжение приложения 1
Протокол №10, 27.08.2007
Время измерения
21:15
21:15
21:15
21:15
21:15
21:15
21:15
Номер
АВО
9
8
7
6
5
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
2
2
2
2
2
Температура наружного воздуха, tх, °С
18
18
18
18
18
18
18
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
13,2
12,1
12,4
12,8
13,2
13,6
13,6
Фактический теплосъем, кВт
2549,72
2337,24
2395,19
2472,45
2549,72
2626,98
2626,98
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
9,4
7,8
9,2
9,3
8,9
11,1
9,7
10,5
10,9
Фактический теплосъем, кВт
1419,91
1180,26
1392,10
1407,23
1346,70
1679,60
1467,75
1588,81
1649,33
Протокол №11, 27.08.2007
Время измерения
22:00
22:00
22:00
22:00
22:00
22:00
22:00
22:00
22:00
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
17
17
17
17
17
17
17
17
17
167
Продолжение приложения 1
Протокол №12, 28.08.2007
Время измерения
6:20
6:20
6:20
6:20
6:20
6:20
6:20
6:20
6:20
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
15,5
15,5
15,5
15,5
15,5
15,5
15,5
15,5
15,5
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
10,5
8,8
9,5
9,7
8,5
10,1
9,4
10,1
8,8
Фактический теплосъем, кВт
1577,35
1321,97
1427,13
1457,17
1276,91
1517,27
1412,11
1517,27
1321,97
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
9,5
7,8
9,5
10
9,5
10,1
9,2
10,1
Фактический теплосъем, кВт
1607,60
1319,92
1607,60
1692,21
1607,60
1709,13
1556,83
1709,13
Протокол №13, 28.08.2007
Время измерения
7:15
7:15
7:15
7:15
7:15
7:15
7:15
7:15
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
1
1
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
16
16
16
16
16
16
16
16
168
Продолжение приложения 1
Протокол №14, 28.08.2007
Время измерения
8:00
8:00
8:00
8:00
8:00
8:00
8:00
Номер
АВО
8
7
6
5
4
3
2
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
1
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
16,4
16,4
16,4
16,4
16,4
16,4
16,4
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
8,1
9,1
8,6
8,2
8,8
8
9
Фактический теплосъем, кВт
1571,25
1765,23
1668,24
1590,65
1707,04
1551,85
1745,83
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
7,7
8,8
8,7
9,7
9,6
8,9
9,2
9,1
Фактический теплосъем, кВт
1298,15
1483,60
1466,75
1635,34
1618,48
1500,46
1551,04
1534,18
Протокол №15, 28.08.2007
Время измерения
8:45
8:45
8:45
8:45
8:45
8:45
8:45
8:45
Номер
АВО
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
1
1
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
17,5
17,5
17,5
17,5
17,5
17,5
17,5
17,5
169
Продолжение приложения 1
Протокол №16, 28.08.2007
Время измерения
9:15
9:15
9:15
9:15
9:15
9:15
9:15
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
1
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
1
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
16,5
16,5
16,5
16,5
16,5
16,5
16,5
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
9,7
8,3
9,5
9,4
9,7
10
9,5
Фактический теплосъем, кВт
1854,26
1586,64
1816,03
1796,92
1854,26
1911,61
1816,03
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
13,4
11,8
12,2
12,3
12
12,6
12,8
Фактический теплосъем, кВт
2563,36
2257,29
2333,81
2352,94
2295,55
2410,33
2448,59
Протокол №17, 28.08.2007
Время измерения
10:15
10:15
10:15
10:15
10:15
10:15
10:15
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
1
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
2
2
2
2
2
Температура наружного воздуха, tх, °С
17,3
17,3
17,3
17,3
17,3
17,3
17,3
170
Продолжение приложения 1
Протокол №18, 28.08.2007
Время измерения
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
2
2
2
2
2
2
Температура наружного воздуха, tх, °С
19
19
19
19
19
19
19
19
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
15,5
14,1
14,1
13,2
13,9
14,2
14,2
14,3
Фактический теплосъем, кВт
2595,01
2360,62
2360,62
2209,94
2327,13
2377,36
2377,36
2394,10
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
14,8
13,4
14,5
14,3
14,2
15
14,2
14,3
14,9
Фактический теплосъем, кВт
2199,08
1991,06
2154,50
2124,79
2109,93
2228,80
2109,93
2124,79
2213,94
Протокол №19, 28.08.2007
Время измерения
11:45
11:45
11:45
11:45
11:45
11:45
11:45
11:45
11:45
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
2
2
2
2
2
2
2
Температура наружного воздуха, tх, °С
20
20
20
20
20
20
20
20
20
171
Продолжение приложения 1
Протокол №20, 20.09.2007
Время измерения
17:45
17:45
17:45
17:45
17:45
17:45
17:45
17:45
17:45
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
1
1
1
1
1
1
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
12
12
12
12
12
12
12
12
12
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
5,1
5,2
15
13,8
12,5
12,4
13,3
12,8
1,8
Фактический теплосъем, кВт
714,69
728,70
2102,02
1933,85
1751,68
1737,67
1863,79
1793,72
252,24
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
3,3
4,3
20,8
20,7
19,2
18,7
19,6
16,9
2,4
Фактический теплосъем, кВт
463,80
604,34
2923,33
2909,28
2698,46
2628,19
2754,68
2375,21
337,31
Протокол №21, 20.09.2007
Время измерения
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
2
2
2
2
2
2
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
10
10
10
10
10
10
10
10
10
172
Продолжение приложения 1
Протокол №22, 20.09.2007
Время измерения
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
9
9
9
9
9
9
9
9
9
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
15,4
13,7
13,9
14
13,1
13,7
14,3
13,6
12,8
Фактический теплосъем, кВт
2163,75
1924,90
1953,00
1967,05
1840,59
1924,90
2009,20
1910,84
1798,44
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
22,9
21
14,6
14,4
12,5
12,2
11,9
0,7
Фактический теплосъем, кВт
3619,72
3319,39
2307,77
2276,15
1975,83
1928,41
1880,99
110,65
Протокол №23, 20.09.2007
Время измерения
20:20
20:20
20:20
20:20
20:20
20:20
20:20
20:20
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
1
1
1
1
1
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
8
8
8
8
8
8
8
8
173
Продолжение приложения 1
Протокол №24, 21.09.2007
Время измерения
9:45
9:45
9:45
9:45
9:45
9:45
9:45
9:45
9:45
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
1
1
1
0
1
0
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
4,3
4,3
4,3
4,3
4,3
4,3
4,3
4,3
4,3
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
4,7
5,2
16,9
17,2
16
5,4
15
2,8
15,6
Фактический теплосъем, кВт
669,38
740,59
2406,93
2449,65
2278,75
769,08
2136,33
398,78
2221,78
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
4,5
4
24,7
24,9
23,6
16,6
24,6
15,9
3
Фактический теплосъем, кВт
641,10
569,87
3518,94
3547,43
3362,22
2364,95
3504,69
2265,23
427,40
Протокол №25, 21.09.2007
Время измерения
10:45
10:45
10:45
10:45
10:45
10:45
10:45
10:45
10:45
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
2
2
2
1
2
1
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
6
6
6
6
6
6
6
6
6
174
Продолжение приложения 1
Протокол №26, 21.09.2007
Время измерения
11:30
11:30
11:30
11:30
11:30
11:30
11:30
11:30
11:30
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
2
1
2
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
8
8
8
8
8
8
8
8
8
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
15
14,3
15,2
14,4
13,8
21,4
14,9
18,8
1,9
Фактический теплосъем, кВт
2130,78
2031,34
2159,19
2045,55
1960,32
3039,91
2116,58
2670,58
269,90
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
2,63
20
12,3
2,5
12
2,3
20,6
2,5
Фактический теплосъем, кВт
373,60
2841,04
1747,24
355,13
1704,62
326,72
2926,27
355,13
Протокол №27, 21.09.2007
Время измерения
12:30
12:30
12:30
12:30
12:30
12:30
12:30
12:30
Номер
АВО
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
0
2
1
0
1
0
2
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
9
9
9
9
9
9
9
9
175
Продолжение приложения 1
Протокол №28, 21.09.2007
Время измерения
13:30
13:30
13:30
13:30
13:30
13:30
13:30
13:30
Номер
АВО
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
2
2
0
1
1
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
3,5
3,8
20,3
19,2
2,5
13,3
12,9
13,2
Фактический теплосъем, кВт
548,84
595,89
3183,29
3010,79
392,03
2085,60
2022,88
2069,92
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
3,6
19,6
2,9
3
19,5
19,6
3,2
13,6
Фактический теплосъем, кВт
498,38
2713,39
401,47
415,32
2699,55
2713,39
443,00
1882,76
Протокол №29, 21.09.2007
Время измерения
15:15
15:15
15:15
15:15
15:15
15:15
15:15
15:15
Номер
АВО
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
0
2
0
0
2
2
0
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
11,6
11,6
11,6
11,6
11,6
11,6
11,6
11,6
176
Продолжение приложения 1
Протокол № 30, 21.09.2007
Время измерения
16:00
16:00
16:00
16:00
16:00
16:00
16:00
16:00
Номер
АВО
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
1
0
2
2
0
2
1
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
12
12
12
12
12
12
12
12
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
14,4
4,5
20,8
20,3
2,5
19,6
13,1
2,3
Фактический теплосъем, кВт
1990,89
622,15
2875,74
2806,61
345,64
2709,83
1811,16
317,99
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
5,3
4,7
4,8
3,4
3,9
3
3,2
3,4
3,7
Фактический теплосъем, кВт
471,24
417,89
426,78
302,31
346,76
266,74
284,52
302,31
328,98
Протокол № 31, 21.11.2007
Время измерения
21:20
21:20
21:20
21:20
21:20
21:20
21:20
21:20
21:20
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
-12,8
-12,8
-12,8
-12,8
-12,8
-12,8
-12,8
-12,8
-12,8
177
Продолжение приложения 1
Протокол № 32, 21.11.2007
Время измерения
22:30
22:30
22:30
22:30
22:30
22:30
22:30
22:30
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
0
0
0
0
0
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
-14,2
-14,2
-14,2
-14,2
-14,2
-14,2
-14,2
-14,2
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
5,5
6,2
2
4,3
3,4
2,3
2,3
3,5
Фактический теплосъем, кВт
547,90
617,64
199,24
428,36
338,70
229,12
229,12
348,67
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
11,1
11,1
10,8
9,9
8,8
7,8
6,4
6,2
5,7
Фактический теплосъем, кВт
983,03
983,03
956,47
876,76
779,34
690,78
566,79
549,08
504,80
Протокол № 33, 22.11.2007
Время измерения
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
-17,6
-17,6
-17,6
-17,6
-17,6
-17,6
-17,6
-17,6
-17,6
178
Продолжение приложения 1
Протокол № 34, 22.11.2007
Время измерения
13:15
13:15
13:15
13:15
13:15
13:15
13:15
13:15
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
1
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
0
0
0
0
0
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
-15,7
-15,7
-15,7
-15,7
-15,7
-15,7
-15,7
-15,7
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
7,9
8,1
7,9
7,3
6,9
5,8
6,1
4,2
Фактический теплосъем, кВт
796,73
816,90
796,73
736,22
695,88
584,94
615,19
423,58
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
6,8
7,5
6,9
6
4,6
5,6
5,7
Фактический теплосъем, кВт
786,70
867,68
798,26
694,14
532,18
647,87
659,44
Протокол № 35, 22.11.2007
Время измерения
14:45
14:45
14:45
14:45
14:45
14:45
14:45
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
1
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
0
0
0
0
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
-14,3
-14,3
-14,3
-14,3
-14,3
-14,3
-14,3
Продолжение приложения 1
Протокол № 36, 22.11.2007
Время измерения
16:30
16:30
16:30
16:30
16:30
16:30
16:30
Номер
АВО
9
8
7
6
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
0
0
0
0
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
-13,2
-13,2
-13,2
-13,2
-13,2
-13,2
-13,2
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
6,2
6,8
6,3
5,4
5,1
5
4,7
Фактический теплосъем, кВт
717,53
786,97
729,10
624,95
590,23
578,65
543,93
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
8
8,1
8,2
8,2
7
6,3
5,7
6
6
Фактический теплосъем, кВт
721,47
730,49
739,50
739,50
631,28
568,16
514,05
541,10
541,10
Протокол № 37, 22.11.2007
Время измерения
17:30
17:30
17:30
17:30
17:30
17:30
17:30
17:30
17:30
Номер
АВО
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
-12,4
-12,4
-12,4
-12,4
-12,4
-12,4
-12,4
-12,4
-12,4
180
Продолжение приложения 1
Протокол №38, 17.06.2008
Время измерения
18:25
18:25
18:25
18:25
18:25
18:25
18:25
18:25
18:25
18:25
18:25
18:25
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
1
0
2
1
1
1
1
1
2
1
1
1
Температура наружного
воздуха, tх, °С
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
4,9
1,6
6,1
4,5
4,4
4,4
3,4
3,3
5,7
3,4
3
3,2
Фактический теплосъем, кВт
795,40
259,08
990,75
729,77
713,50
713,79
552,03
535,83
927,10
552,03
487,08
519,63
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
1,5
4,5
0,2
2,3
3,3
0,3
2,1
2,4
0,6
2,6
3,3
1
Фактический теплосъем, кВт
243,42
730,98
32,38
372,94
535,02
48,58
340,98
389,29
97,23
421,85
535,53
162,01
Протокол №39, 17.06.2008
Время измерения
19:30
19:30
19:30
19:30
19:30
19:30
19:30
19:30
19:30
19:30
19:30
19:30
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
0
1
0
1
1
0
1
1
0
1
1
0
Температура наружного
воздуха, tх, °С
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
181
Продолжение приложения 1
Протокол №40, 17.06.2008
Время измерения
23:20
23:20
23:20
23:20
23:20
23:20
23:20
23:20
23:20
23:20
23:20
23:20
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
0
1
1
1
0
1
1
1
1
1
Температура наружного
воздуха, tх, °С
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
4,6
5,1
0,4
4,2
5,3
5,6
0,2
4,2
5,4
3,8
5
5
Фактический теплосъем, кВт
747,65
829,10
64,81
682,64
861,73
911,38
32,46
683,63
880,01
618,34
814,58
814,46
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
0,3
6,9
0,8
0,8
1,6
1,2
0,5
5,2
6,6
5,2
8,2
6,1
Фактический теплосъем, кВт
48,35
1116,39
128,88
128,84
257,90
193,45
80,68
841,90
1070,03
842,15
1331,29
988,89
Протокол №41, 18.06.2008
Время измерения
6:10
6:10
6:10
6:10
6:10
6:10
6:10
6:10
6:10
6:10
6:10
6:10
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
0
1
0
0
0
0
0
1
1
1
2
1
Температура наружного
воздуха, tх, °С
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
182
Продолжение приложения 1
Протокол №42, 18.06.2008
Время измерения
10:45
10:45
10:45
10:45
10:45
10:45
10:45
10:45
10:45
10:45
10:45
10:45
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
0
0
0
1
1
1
1
1
Температура наружного
воздуха, tх, °С
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
4
4,8
4,4
3,9
1,4
1,1
1,7
4
5
4,5
4,8
4,3
Фактический теплосъем, кВт
645,17
774,31
709,78
628,73
225,26
177,14
273,95
645,62
807,49
726,38
775,08
694,19
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
4,3
4,5
4,3
3,7
4,8
7,6
7,7
7
8,5
7,9
7,3
8,1
Фактический теплосъем, кВт
562,96
589,47
562,80
484,40
628,20
997,65
1011,31
918,22
1116,21
1036,65
958,20
1064,32
Протокол №43, 6.08.2008
Время измерения
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
18:45
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
2
2
2
2
2
2
2
Температура наружного
воздуха, tх, °С
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
183
Продолжение приложения 1
Протокол №44, 7.08.2008
Время измерения
10:00
10:00
10:00
10:00
10:00
10:00
10:00
10:00
10:00
10:00
10:00
10:00
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0
1
Температура наружного
воздуха, tх, °С
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
0,8
6
6
5,7
6,6
5,6
6,3
6,2
6,9
5,8
0,6
5,9
Фактический теплосъем, кВт
83,13
625,99
625,90
594,12
688,39
584,35
657,44
646,96
720,71
605,49
62,41
615,98
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
1,5
5,3
5
6
6,8
6,5
6,5
5,6
6,4
5,5
1,2
4,5
Фактический теплосъем, кВт
155,87
553,23
521,79
625,78
709,32
678,38
678,70
584,77
668,93
574,46
124,95
470,16
Протокол №45, 7.08.2008
Время измерения
16:00
16:00
16:00
16:00
16:00
16:00
16:00
16:00
16:00
16:00
16:00
16:00
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0
1
Температура наружного
воздуха, tх, °С
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
184
Продолжение приложения 1
Протокол №46, 19.09.2008
Время измерения
15:15
15:15
15:15
15:15
15:15
15:15
15:15
15:15
15:15
15:15
15:15
15:15
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
2
0
2
0
1
0
2
0
2
1
2
2
Температура наружного
воздуха, tх, °С
14
14
14
14
14
14
14
14
14
14
14
14
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
13,4
1,2
10,4
2,2
8,9
2,7
12,4
2,8
14,6
9,7
14
15,2
Фактический теплосъем, кВт
2623,81
232,92
2030,95
427,40
1735,19
524,37
2423,64
543,82
2854,91
1890,37
2737,18
2974,46
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
13,5
12,6
7,5
12,9
3,3
12,3
2,8
8,9
2
11,3
1,9
14,5
Фактический теплосъем, кВт
2641,19
2462,73
1460,82
2521,93
640,25
2401,13
543,21
1732,33
387,40
2203,10
368,05
2833,47
Протокол №47, 19.09.2008
Время измерения
17:00
17:00
17:00
17:00
17:00
17:00
17:00
17:00
17:00
17:00
17:00
17:00
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
1
2
0
2
0
1
0
2
0
2
Температура наружного
воздуха, tх, °С
13
13
13
13
13
13
13
13
13
13
13
13
185
Продолжение приложения 1
Протокол №48, 19.09.2008
Время измерения
18:40
18:40
18:40
18:40
18:40
18:40
18:40
18:40
18:40
18:40
18:40
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
12
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
1
2
0
2
0
1
0
2
2
Температура наружного
воздуха, tх, °С
11
11
11
11
11
11
11
11
11
11
11
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
12,9
12,5
8
13,1
2,7
11,8
2,4
8,1
1,8
11,7
14,3
Фактический теплосъем, кВт
2757,46
2669,52
1702,87
2798,93
572,06
2516,46
508,34
1721,87
380,87
2492,05
3053,01
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
13,4
0,5
10,6
0,4
8,5
8,1
14
8,6
16,5
9,5
15,7
16,5
Фактический теплосъем, кВт
2625,42
97,04
2070,91
77,65
1656,97
1578,56
2740,05
1676,35
3232,54
1851,65
3072,07
3231,55
Протокол №49, 19.09.2008
Время измерения
22:45
22:45
22:45
22:45
22:45
22:45
22:45
22:45
22:45
22:45
22:45
22:45
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
2
0
2
0
1
1
2
1
2
1
2
2
Температура наружного
воздуха, tх, °С
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
186
Продолжение приложения 1
Протокол №50, 20.09.2008
Время измерения
0:45
0:45
0:45
0:45
0:45
0:45
0:45
0:45
0:45
0:45
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
10
12
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
1
2
1
2
1
1
2
2
Температура наружного воздуха, tх, °С
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
13,2
12,3
6,9
13,6
7,6
11,9
6,7
8,1
12
14,1
Фактический теплосъем, кВт
3078,61
2867,17
1601,42
3171,41
1763,03
2769,38
1553,09
1878,12
2789,61
3284,29
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
16,8
15,5
9,5
16,1
10,1
15,2
8,6
10,1
3,9
12,8
3
15,3
Фактический теплосъем, кВт
3263,61
3010,84
1837,28
3130,76
1953,05
2950,56
1661,96
1952,24
750,21
2478,12
576,84
2968,85
Протокол №51, 20.09.2008
Время измерения
11:50
11:50
11:50
11:50
11:50
11:50
11:50
11:50
11:50
11:50
11:50
11:50
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
1
2
1
2
1
1
0
2
0
2
Температура наружного воздуха, tх, °С
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
187
Продолжение приложения 1
Протокол №52, 14.11.2008
Время измерения
11.35
11.35
11.35
11.35
11.35
11.35
11.35
11.35
11.35
11.35
11.35
11.35
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Температура наружного
воздуха, tх, °С
-1
-1
-1
-1
-1
-1
-1
-1
-1
-1
-1
-1
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
1,4
0,7
0,3
0,7
0,4
0,7
1,8
2
1,9
2
2,2
2,7
Фактический теплосъем, кВт
192,93
96,13
41,21
96,19
54,98
96,25
247,58
275,18
261,50
275,35
302,98
371,96
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
3,6
3,6
3,4
3,6
3,7
2,6
2,5
2,6
2,5
2,5
2,3
2,5
Фактический теплосъем, кВт
496,10
494,39
467,07
494,70
508,60
357,51
343,87
357,73
344,08
344,19
316,75
344,40
Протокол №53, 14.11.2008
Время измерения
12.40
12.40
12.40
12.40
12.40
12.40
12.40
12.40
12.40
12.40
12.40
12.40
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Температура наружного
воздуха, tх, °С
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
188
Продолжение приложения 1
Протокол №54, 14.11.2008
Время измерения
14.35
14.35
14.35
14.35
14.35
14.35
14.35
14.35
14.35
14.35
14.35
14.35
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Температура наружного
воздуха, tх, °С
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
2,1
1,7
1,7
2,1
2,1
2,2
1,2
4,1
2,4
3,5
3,8
3,4
Фактический теплосъем, кВт
289,39
233,46
233,54
288,58
288,67
302,51
165,06
564,12
330,32
481,86
523,33
468,39
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
4,8
4,8
4,3
4,4
4,5
4,7
0,8
5
5,1
5,6
5,5
Фактический теплосъем, кВт
849,62
1342,93
1203,04
1231,02
1259,00
1314,96
223,82
1398,89
1426,87
1566,76
1538,78
Протокол №55, 17.06.2008
Время измерения
18:00
18:00
18:00
18:00
18:00
18:00
18:00
18:00
18:00
18:00
18:00
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
2
2
2
2
0
2
2
2
2
Температура наружного
воздуха, tх, °С
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
189
Продолжение приложения 1
Протокол №56, 17.06.2008
Время измерения
20:00
20:00
20:00
20:00
20:00
20:00
20:00
20:00
20:00
20:00
20:00
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
2
2
0
2
2
2
2
1
2
Температура наружного воздуха, tх, °С
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
4,5
4,1
3,8
4
0,4
4,2
4,9
4,5
4,2
3,1
5,5
Фактический теплосъем, кВт
796,55
1147,09
1063,16
1119,11
111,91
1175,07
1370,91
1259,00
1175,07
867,31
1538,78
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
5,2
5,3
4,6
4,1
4,7
5,2
0,5
7,6
9,1
10
10
Фактический теплосъем, кВт
921,35
1482,82
1286,98
1147,09
1314,96
1454,84
139,89
2126,31
2545,98
2797,78
2797,78
Протокол №57, 17.06.2008
Время измерения
23:50
23:50
23:50
23:50
23:50
23:50
23:50
23:50
23:50
23:50
23:50
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
1
0
2
2
2
2
Температура наружного воздуха, tх, °С
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
190
Продолжение приложения 1
Протокол №58, 18.06.2008
Время измерения
6:30
6:30
6:30
6:30
6:30
6:30
6:30
6:30
6:30
6:30
6:30
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
1
0
1
1
1
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
13
13
13
13
13
13
13
13
13
13
13
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
6,7
8,1
6,9
6,9
7,6
8,2
1,9
8,1
6,9
9
6,1
Фактический теплосъем, кВт
1180,35
2251,67
1918,09
1918,09
2112,68
2279,47
528,17
2251,67
1918,09
2501,86
1695,70
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
4,8
6,6
4,6
6,3
1,8
4,3
4,1
4,1
6
5,3
3,6
Фактический теплосъем, кВт
841,54
1834,70
1278,73
1751,30
500,37
1195,33
1139,74
1139,74
1667,91
1473,32
1000,74
Протокол №59, 18.06.2008
Время измерения
12:10
12:10
12:10
12:10
12:10
12:10
12:10
12:10
12:10
12:10
12:10
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
1
2
1
2
0
1
1
1
2
2
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
26,5
26,5
26,5
26,5
26,5
26,5
26,5
26,5
26,5
26,5
26,5
191
Продолжение приложения 1
Протокол №60, 18.06.2008
Время измерения
15:45
15:45
15:45
15:45
15:45
15:45
15:45
15:45
15:45
15:45
15:45
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
1
2
2
2
2
2
1
2
2
2
2
Температура наружного воздуха, tх, °С
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
26
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
3,2
4,5
4,1
4,7
4,8
4,8
3,5
5,3
4,7
5,4
5,3
Фактический теплосъем, кВт
559,83
1250,93
1139,74
1306,53
1334,32
1334,32
972,95
1473,32
1306,53
1501,12
1473,32
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
7,2
6,6
6,3
6,4
6,6
6,6
4,4
6,7
4,3
7,1
4,4
Фактический теплосъем, кВт
1033,13
1489,46
1421,76
1444,32
1489,46
1489,46
992,97
1512,03
970,40
1602,30
992,97
Протокол №61, 6.08.2008
Время измерения
18:00
18:00
18:00
18:00
18:00
18:00
18:00
18:00
18:00
18:00
18:00
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
2
2
2
2
2
2
1
2
1
2
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
192
Продолжение приложения 1
Протокол №62, 7.08.2008
Время измерения
9:40
9:40
9:40
9:40
9:40
9:40
9:40
9:40
9:40
9:40
9:40
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
2
1
2
1
0
1
1
1
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
17
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
7,5
7,3
10,5
7,9
10
6,8
1,7
6,8
6,6
6,5
6,4
Фактический теплосъем, кВт
850,85
1307,03
1879,98
1414,46
1790,46
1217,51
304,38
1217,51
1181,70
1163,80
1145,89
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
7
5,9
9,8
6,4
8,9
6
1,4
5,8
6,2
9,9
Фактический теплосъем, кВт
873,59
1162,01
1930,11
1260,48
1752,86
1181,70
275,73
1142,31
1221,09
1949,81
Протокол №63, 7.08.2008
Время измерения
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
11:00
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
11
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
2
1
2
1
0
1
1
2
Температура наружного воздуха, tх, °С
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
193
Продолжение приложения 1
Протокол №64, 7.08.2008
Время измерения
15:10
15:10
15:10
15:10
15:10
15:10
15:10
15:10
15:10
15:10
15:10
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
2
1
2
1
0
1
1
1
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
7,8
7,9
11,4
8,3
10,5
7,5
2,9
7,5
7
7,5
7,2
Фактический теплосъем, кВт
883,36
1414,46
2041,12
1486,08
1879,98
1342,84
519,23
1342,84
1253,32
1342,84
1289,13
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
1,6
9,3
9,4
9,1
8,9
9,1
9,4
9,2
1,6
9,6
8,7
Фактический теплосъем, кВт
225,36
2073,76
2096,06
2029,17
1984,57
2029,17
2096,06
2051,46
356,78
2140,66
1939,97
Протокол №65, 19.09.2008
Время измерения
14:30
14:30
14:30
14:30
14:30
14:30
14:30
14:30
14:30
14:30
14:30
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
0
1
1
1
1
1
1
1
0
1
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
11
11
11
11
11
11
11
11
11
11
11
194
Продолжение приложения 1
Протокол №66, 19.09.2008
Время измерения
16:30
16:30
16:30
16:30
16:30
16:30
16:30
16:30
16:30
16:30
16:30
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
0
1
1
1
1
1
1
1
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
11
11
11
11
11
11
11
11
11
11
11
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
10,3
10,4
3,1
10,1
10,4
9,6
8,7
8,9
8,8
8,7
1,1
Фактический теплосъем, кВт
1460,45
2319,05
691,25
2252,15
2319,05
2140,66
1939,97
1984,57
1962,27
1939,97
245,28
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
9,8
10,3
10,3
9,3
9,2
9,8
9,6
9,6
1,5
2,4
9,6
Фактический теплосъем, кВт
1388,88
2296,75
2296,75
2073,76
2051,46
2185,25
2140,66
2140,66
334,48
535,16
2140,66
Протокол №67, 19.09.2008
Время измерения
19:15
19:15
19:15
19:15
19:15
19:15
19:15
19:15
19:15
19:15
19:15
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
1
1
1
0
0
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
195
Продолжение приложения 1
Протокол №68, 19.09.2008
Время измерения
21:55
21:55
21:55
21:55
21:55
21:55
21:55
21:55
21:55
21:55
21:55
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
1
1
1
0
0
1
Температура наружного воздуха, tх, °С
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
9
10,2
9,3
10,4
10
10,6
10,7
10,2
1,6
2,1
10,4
Фактический теплосъем, кВт
1279,45
2274,45
2073,76
2319,05
2229,85
2363,64
2385,94
2274,45
356,78
468,27
2319,05
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
8,8
9,1
8,9
8,8
8,5
8,5
8,8
8,3
1,1
Фактический теплосъем, кВт
1515,20
2463,47
2409,33
2382,26
2301,04
2301,04
2382,26
2246,90
297,78
Протокол №69, 20.09.2008
Время измерения
0:10
0:10
0:10
0:10
0:10
0:10
0:10
0:10
0:10
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
1
1
1
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
7
7
7
7
7
7
7
7
7
196
Продолжение приложения 1
Протокол №70, 20.09.2008
Время измерения
11:05
11:05
11:05
11:05
11:05
11:05
11:05
11:05
11:05
11:05
11:05
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
10,3
10,7
10,3
10,5
10,4
10,9
11,6
10,4
2,3
1,6
1,2
Фактический теплосъем, кВт
1451,92
2369,95
2281,35
2325,65
2303,50
2414,25
2569,29
2303,50
509,43
354,39
265,79
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
0,7
0,2
0,9
1,3
1,2
1,5
1,3
1,1
1,5
1,2
1,7
Фактический теплосъем, кВт
105,23
29,96
134,88
194,88
179,95
225,01
195,07
165,11
225,22
180,23
255,41
Протокол №71, 14.11.2008
Время измерения
10.45
10.45
10.45
10.45
10.45
10.45
10.45
10.45
10.45
10.45
10.45
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
197
Продолжение приложения 1
Протокол №72, 14.11.2008
Время измерения
12.05
12.05
12.05
12.05
12.05
12.05
12.05
12.05
12.05
12.05
12.05
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
0,7
2,5
1,7
2,2
2,1
2,1
2,4
1
1,4
1,8
2,3
Фактический теплосъем, кВт
105,23
374,54
254,77
329,80
314,91
315,01
360,12
150,10
210,20
270,34
345,55
Разность температур,
tг1-, tг2, °С
3,3
3,3
2,1
2,1
2,2
2,3
1,9
1,6
1,4
1,4
2
Фактический теплосъем, кВт
496,10
494,39
314,71
314,81
329,91
345,01
285,10
240,16
210,20
210,27
300,48
Протокол №73, 14.11.2008
Время измерения
13.55
13.55
13.55
13.55
13.55
13.55
13.55
13.55
13.55
13.55
13.55
Номер
АВО
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Кол-во включенных
вентиляторов
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Температура наружного воздуха, tх, °С
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
199
Скачать