МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Кафедра «Гидравлика и гидромашины» РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ НАСОСНЫХ И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ учебное пособие Уфа 2011 В условиях непрерывного роста цен на энергоносители и старения основных фондов развитие транспортной системы возможно только с переходом на качественно новый уровень производства и потребления энергии. Последовательно, с учетом последних достижений в науке и технике, в книге излагаются возможные пути утилизации бросовой энергии при магистральном транспорте газа. Рассмотрены существующие и перспективные технологии, позволяющие уменьшить удельные затраты природного газа и электроэнергии при транспорте газа по магистральным трубопроводам. Большое внимание уделяется перспективам развития газотурбинных двигателей для привода нагнетателей природного газа на компрессорных станциях магистральных трубопроводов. Рассматриваются не только газотурбинные установки ГТУ, получившие широкое применение на КС МГ, но и перспективное оборудование с низкими удельными энергозатратами, прошедшее предварительные испытания на экспериментальных стендах предприятий ТЭК, а также имеющие определенную наработку в составе пилотных и промышленных установок на магистральных трубопроводах. Рассматриваются технологии сокращения потерь нефти и газа, утилизационные технологические схемы. Подробно, с примерами приводится материал по использованию тепловых насосов для утилизации низкотемпературного тепла НС и КС. По этой теме предусмотрена курсовая работа, в которой приводится методика расчета эксплуатационных режимов работы теплового насоса. Приводятся технологии утилизации попутного газа. Дается оценка методу снижения гидравлического сопротивления трубопровода путем применения противотурбулентных присадок. Оценивается метод вибровоздействия на нефть с целью восстановления ее транспортабельных свойств. Рассматриваются ресурсосберегающие технологии перекачки нефти в условиях Крайнего Севера, отличительной особенностью которых является обеспечение сохранности экологической системы, сформированной на вечномерзлых грунтах. Технологии позволяют ограничивать ореол протаивания мерзлых грунтов вокруг трубопровода и предупреждать развитие бугров пучения под трубопроводами. ЭУМП «Ресурсосберегающие технологии при эксплуатации оборудования насосных и компрессорных станций» предназначен для дистанционного обучения специалистов учащихся по специальности «Проектирование, сооружение и эксплуатация ГНП и ГНХ», «Ресурсосбережение при эксплуатации оборудования насосных и компрессорных станций». Составители: Гаррис Н.А., проф., д-р. техн. наук Рецензенты: Смородова О.В., доц., канд. техн. наук СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СТРАТЕГИЯ РОССИИ 1.1. Основные направления ресурсоэнергосбережения в газовой отрасли 1.2. Перспективы развития газотурбинного привода для компрессорных станций 1.3. Развитие энергетики ОАО "Газпром" 2. РЕСУРСОЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ТРАНСПОРТЕ ГАЗА 2.1. Современное состояние и перспективы развития энергохозяйства газотранспортной системы 2.1.1. Состояние линейной части магистральных газопроводов 2.1.2. Состояние оборудования компрессорных станций 2.1.3. Перспективы развития энергетической базы КС МГ 2.2. Проблемы энергосбережения и пути их решения 2.2.1. Модернизация оборудования и реконструкция парка ГПА 2.2.2. Разработка и внедрение энергосберегающих технологий 2.2.3. Снижение потерь газа при магистральном транспорте 2.2.4. Утилизация вторичных энергоресурсов ВЭР 2.3. Особенности эксплуатационных режимов магистральных газопроводов 2.3.1. Влияние сезонного фактора на энергетические параметры магистрального газопровода 2.3.2 Влияние нестабильности теплогидравлических режимов магистрального газопровода на его техническое состояние 2.3.2.1. Причины нестабильности теплогидравлических режимов МГ 2.3.2.2. Активизация коррозионных процессов на наружной поверхности магистральных газопроводов 2.3.3. Теплогидравлический расчет эксплуатационных режимов магистральных газопроводов 2.3.3.1. Изменение температуры газа по длине газопровода при эксплуатации 2.3.3.2. Определение коэффициента теплопередачи на основе диспетчерских данных 2.3.3.3. Гидравлический расчет магистрального газопровода 2.3.3.4. Определение коэффициента гидравлической эффективности Е 2.4. Реконструкция и модернизация КС как основное направление ресурсоэнергосбережения в газовой отрасли 2.4.1. Выбор типа энергопривода при реконструкции КС 2.4.2. Совместное использование газотурбинного и электрического приводов на магистральных газопроводах. 2.4.3. Эффективное использование на КС агрегатов с различной единичной мощностью. 2.4.4. Полная реконструкция компрессорных цехов. 2.4.5. Оценка целесообразности использования регенеративных ГТУ на МГ 2.4.5.1 Оценка термодинамической возможности регенеративного использования теплоты отходящих газов в ГТУ 2.4.5.2. Экономия топливного газа за счет замены регенераторов 2.4.5.3 Оценка эффективности перевода ГТУ на работу по регенеративному циклу по регенеративному циклу 2.5. Вторичные энергоресурсы КС и использование их в деле теплоснабжения 2.5.1. Источники ВЭР на КС магистральных газопроводов. Баланс ГТУ. 2.5.2. Основные направления использования ВЭР на компрессорных станциях МГ 2.5.3. Теплофикационное использование ВЭР 2.5.3.1. Системы теплоснабжения на КС 2.5.3.2. Теплоснабжение внешних потребителей 2.6. Перспективы использования на КС установок парогазового цикла 2.6.1 Принцип действия и технические характеристики ПГУ, работающей по утилизационной схеме 2.6.2 Применение установок с парогазовым циклом для выработки механической и электрической энергии. 2.6.3 Технологии наращивания мощности ГТУ впрыском воды или пара в газовоздушный тракт (ПГУ смешения) 2.6.3.1 Технология впрыска пара в камеру сгорания двигателя (ПГУ – STIG) 2.6.3.2 Технология регенерации воды в цикле (установки типа "Водолей") 2.6.3.3 Контактная газотурбинная установка изменяемого термодинамического цикла 2.6.3.4 Опыт эксплуатации энергосберегающей комбинированной установки с регенерацией воды в цикле на КС магистрального газопровода (КГПТУ – 16К с РВЦ) 2.7. Новейшие технологии утилизации сбросного тепла на КС, основанные на принципе когенерации 2.7.1 Выработка на КС дополнительной механической и электрической энергии 2.7.1.1 Принцип действия и особенности бинарных ПГУ 2.7.1.2. Пример реконструкции КС с внедрением бинарных парогазовых установок (БПГУ) для выработки электроэнергии 2.7.1.3 Опыт эксплуатации бинарной парогазовой установки с пентановым циклом 2.7.2 Технология использования двухконтурной ПГУ для совершения дополнительной механической работы – привода нагнетателя. 2.7.3. Работа двухконтурной ПГУ в режиме когенерации электроэнергии и "холода" 2.7.4 Перспективное направление – увеличение мощности и КПД ГТУ за счет утилизации тепла выхлопных газов в бинарном "сухом" цикле 2.7.5. Сравнительная оценка ГТУ сложных циклов по эффективному КПД 2.7.6 Повышение энергетической эффективности ГПА с турбокомпрессорным утилизатором и регенерацией теплоты 2.8. Утилизация энергии избыточного давления газа на ГРС и КС с целью выработки электроэнергии и "холода" 2.8.1. Опыт утилизация энергии избыточного давления природного газа на ГРС и КС с выработкой электрической энергии 2.8.2. Технология производства электроэнергии и "холода" на ГРС за счет утилизации "бросовой" энергии дросселирования газа 2.8.3. Технология комплексной утилизации пускового газа и энергии редуцируемого топливного газа ГПА на КС 2.8.4. Технология комплексной утилизации вторичных энергоресурсов КС с газотурбинным ГПА 2.9. Сокращение потерь газа на магистральных газопроводах 2.9.1. Основные причины потерь газа на МГ и пути их сокращения 2.9.2 Уменьшение технологических потерь газа на КС за счет совершенствования технологических операций 2.9.3. Сокращение потерь газа при ремонтных работах 2.9.4. Мобильная КС для откачки газа из замкнутого участка МГ 2.9.5. Нормирование газа на КС 3. УТИЛИЗАЦИЯ НИЗКОПОТЕНЦИАЛЬНОГО СБРОСНОГО ТЕПЛА НА НС И КС МГ С ПОМОШЬЮ ТЕПЛОВЫХ НАСОСОВ 3.1. Краткие сведения о тепловых насосах 3.1.1. Основные типы тепловых насосов 3.1.2. Области применения тепловых насосов 3.1.3. Принцип действия компрессионных тепловых насосов 3.1.4. Рабочие агенты компрессионных теплонасосных установок и их свойства 3.1.5. Оценка эффективности работы теплового насоса 3.2 Тепловые насосы в теплоэнергоснабжении объектов МГ и других предприятий 3.2.1 Использование тепловых насосов для утилизации низкотемпературного тепла 3.2.2. Схемы утилизации теплоты продуктов сгорания ГТУ с применением тепловых насосов 3.2.3. Тепловые насосы в схеме улавливания и возврата водяных паров в цикл ПГУ смешения. Принцип когенерации 3.2.4. Использование бинарных тепловых насосов для выработки пара 3.2.5. Примеры теплоутилизационных установок с органическим теплоносителем 3.2.6. Комбинированная выработка тепла и холода с помощью абсорбционных тепловых насосов 3.2.7. Преимущества применения абсорбционных теплонасосных и пароэжекторных установок в изменяющихся климатических условиях 3.2.8. Применение холодильных машин для охлаждения и стабилизации температуры газа 4. РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ТРАНСПОРТЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 4.1. Сокращение потерь нефти и нефтепродуктов 4.1.1. Контроль за возникновением утечек из трубопроводов 4.1.1.1.Обнаружение крупных утечек по изменению расхода и давлению 4.1.1.2. Патрульные методы местонахождения малых утечек 4.1.1.3. Дистанционные методы локализации малых утечек 4.1.2. Сокращение потерь нефти (нефтепродуктов) при авариях 4.1.2.1. Локализация нефти на суше 4.1.2.2. Локализация нефти на поверхности водных объектов 4.1.2.3. Сбор нефти с поверхности воды 4.1.2.4. Нефтесборщики 4.1.2.5. Адсорбенты 4.1.2.5. Сбор нефти с поверхности грунта 4.1.2.6. Извлечение нефти из загрязненного грунта 4.1.2.7. Промывка грунта ПАВ 4.1.2.8. Центробежное сепарирование 4.2. Утилизация попутного газа 4.2.1. Герметизированные системы сбора нефти и газа 4.2.2. Трубопроводный транспорт газонасыщенной нефти 4.2.3. Использование струйных насосов для утилизации попутного газа на месторождениях 4.3. Применение противотурбулентных присадок для снижения гидравлического сопротивления трубопровода 4.3.1. Опыт промышленного применения противотурбулентных присадок 4.3.2. Уменьшение энергозатрат на перекачку применением противотурбулентных присадок 4.4. Технологии вибровоздействия на нефть с целью восстановления ее транспортабельных свойств 4.1.7.1. Устройство для виброобработки нефти при откачке из нефтехранилищ 4.1.7.2. Устройства для виброобработки нефти в трубопроводе 4.5. Ресурсосберегающие технологии перекачки нефти в условиях Крайнего Севера 4.5.1. Необходимость обеспечения сохранности экологической системы в районах прохождения трассы магистрального нефтепровода 4.5.2. Ограничение ореола протаивания мерзлых грунтов вокруг трубопровода 4.5.3. Регулирование теплообмена магистрального нефтепровода с многолетнемерзлым грунтом 4.5.4. Гидравлический расчет нефтепровода с учетом тепла трения при сбалансированном теплообмене 4.5.5. Регламент эксплуатации магистрального трубопровода Тарасовская – Муравленковская при условии сохранности окружающей среды 4.5.6. Особенности эксплуатации магистрального нефтепровода в режиме, ограничивающем протаивание грунта под трубопроводом 4.6. Предупреждение разрывов нефтепровода при морозном пучении грунтов 4.6.1. Условия возникновения бугров пучения 4.6.2. Зависимость миграционного потока от скорости промерзания грунта 4.6.3. Механизм образования бугров пучения 4.6.4. Три способа борьбы с буграми пучения ЛИТЕРАТУРА ВВЕДЕНИЕ Развитие системы магистрального транспорта углеводородов в России требует увеличения затрат на строительство, реконструкцию и эксплуатацию объектов магистральных трубопроводов в режимах предельной загрузки. В условиях непрерывного роста цен на энергоносители и старения основных фондов развитие транспортной системы возможно только с переходом на качественно новый уровень производства и потребления энергии. Ни в одной отрасли народного хозяйства и промышленности нет таких резервов ресурсосбережения, как при транспорте газа. Только за счет утилизации теряемого тепла выхлопных газов и тепла компримирования, без дополнительного сжигания топлива, можно повысить КПД использования энергоресурсов более, чем в 2 раза и создать отраслевую энергетику, соизмеримую по мощности с централизованной энергосистемой России. 1 ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СТРАТЕГИЯ РОССИИ Известно, что для эффективного развития нефтегазового комплекса прирост запаса топлива должен превышать уровень добычи не менее, чем в 1,5 раза. В настоящее время этого уже не происходит. Наоборот, объем запасов топлива России сокращается. В настоящее время ситуация осложняется тем, что объем потребления топлива приближается к объему его добычи. Опережающее истощение наиболее эффективного и "чистого" источника энергии подрывает энергетическую основу страны. Такую ситуацию на полном основании можно назвать критической. Сомнений в необходимости коренного изменения сложившегося положения в промышленности не остается. Стратегия России по наращиванию добычи углеводородов осталась в прошлом. На первое место вышла проблема сбережения природных энергоресурсов. Стало очевидным, что выход из создавшегося кризисного положения практически один – это путь разработки и внедрения современных ресурсоэнергосберегающих технологий и высокотехнологичного оборудования. Целенаправленная политика в сфере энергосбережения газовой отрасли ведется ОАО "Газпром" с 1996 - 1998 гг., формулируется "Концепцией энергосбережения в ОАО "Газпром" в 2001 – 2010 гг." и отражена в других отраслевых документах. Важнейшим шагом в этом направлении можно считать принятие в августе 2003 г. правительством России "Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2020 года", которая заключается не в наращивании добычи топлива, производства электроэнергии и тепла, а в повышении эффективности их использования. В настоящее время по энергоемкости внутреннего валового продукта Россия находится в последней десятке стран мира: его величина в 2,3 раза больше среднемирового и в 3,5 раза выше, чем в Европейском Союзе (в частности, в 7 раз выше, чем в Японии и в 4,5 раза выше, чем в США). И тем не менее, в соответствии с "Энергетической стратегией…", жесткое ресурсоэнергосбережение позволит обеспечить к 2020 г. увеличение валового внутреннего продукта РФ в 2,31 – 3,32 раза при росте потребления топливно–энергетических ресурсов всего лишь в 1,267 – 1,405 раза (по отношению к уровню 2000 г.). Доля природного газа в потребляемых первичных топливно– энергетических ресурсах России хотя и снизится с 50 % в 2000 г. до 46 % в 2020 г. (рис. 1.1), но все же останется высокой, т.к. природный газ в 3 раза дешевле топочного мазута и в 1,6 раза дешевле угля. Как видно, природный газ в перспективе до 2020 г. сохранит роль основного первичного топливно–энергетического источника несмотря на то, что запасы его ограничены и находятся в основном в труднодоступных отдаленных районах. Рисунок 1.1 – Доля природного газа в структуре потребляемых ТЭР РФ Рисунок 1.2 – Динамика потребления природного газа в РФ для оптимистического варианта развития Прогнозная оценка динамики потребления природного газа, представленная на рис. 1.2, показывает, что развитие должно быть направлено по третьему варианту, который рассчитан на рост технологий с низкой энергоемкостью. Комплексное использование всех возможных путей сбережения позволит поддерживать потребление природного газа на уровне, не достигающем объемов добычи природного газа (табл. 1.1). Таблица 1.1 – Перспективы добычи природного газа в России до 2020 г. Год 2000 2002 2010 2020 3 Объем добычи, млрд. м /год 584 595 635-665 680-730 Прогнозные расчеты показали, что только за счет экономии природного газа можно снизить его потребление более, чем в два раза: из рис.1.2 видно, что 1199 : 504 = 2,38. На рис. 1.3 представлена динамика экономии природного газа в РФ для оптимистического варианта развития. Рисунок 1.3 – Динамика экономии природного газа в РФ для оптимистического варианта развития Решение проблемы сбережения природного газа возможно только при комплексном подходе, с принятием новых технических и конструктивных решений и с соблюдением основных условий энергосбережения: - административно–правовых, - финансово–экономических, - организационно–технических, - научно–методических и исследовательских, - контрольных, - производственно–технологических, а также с учетом региональных, отраслевых и корпоративных интересов, в первую очередь, в сфере транспорта углеводородов и производства электроэнергии. 1.1 Основные направления ресурсоэнергосбережения в газовой отрасли Газосбережение является ключевым направлением ресурсосбережения в газовой отрасли и охватывает комплекс мероприятий: - по снижению прямых потерь газа; - по экономии газа при сжигании его в камерах сгорания ГТУ и котлах; - по экономии преобразованных видов энергии при транспорте газа; - по утилизации сбросных видов энергии. Наиболее энергоемкой подотраслью газовой промышленности является транспорт газа, на долю которого приходится более 80 % отраслевого потребления топливно–энергетических ресурсов. Объем газа, идущего на собственные технологические нужды магистральных газопроводов, по данным за период с 1999 по 2003 гг. составлял примерно 9…11 % от соответствующей годовой добычи в Обществе. Природный газ относится к невозобновляемым ресурсам. Его необходимо беречь, а если тратить, то расчетливо. В настоящее время проблема ресурсосбережения в отрасли приобретает особое значение, т.к. в различных сферах газовой промышленности создаются критические ситуации. Во-первых, темпы роста добычи снижаются, и нехватка газа становится все более ощутимой, т.к. основные газовые месторождения выработаны, а развитие новых крупных газодобывающих регионов – задача долгосрочного исполнения. Очевидным является и то, что внедрение ресурсосберегающих технологий экономически оправдано, так как затраты на реализацию энергосберегающих проектов примерно в 2 – 2,5 раза, а по некоторым данным, в 4 раза ниже, чем на развитие добычи газа. Т.е., капитальные затраты на мероприятия по экономии единицы топлив в несколько раз меньше, чем на ее производство и транспорт, что и позволяет сохранить топливо. Во-вторых, мощнейшим фактором, сдерживающим развитие отрасли, является низкая эффективность работы основного оборудования компрессорных станций. Бoльшая часть газоперекачивающих агрегатов (ГПА) изначально имеют низкий КПД. Средний КПД существующего парка газовых турбин на КС не превышает 24 – 27 %. Причем действительный КПД изношенных и морально устаревших агрегатов значительно ниже. Это значит, что более 70 % располагаемой мощности агрегатов теряется с выхлопными газами. Современные газоперекачивающие агрегаты имеют КПД, достигающий 35,7 – 38,7 %. Наибольший КПД имеет ГПА-25 "Урал" с двигателем ПС-90ГП. Дальнейшее увеличение КПД газовых турбин простого цикла связано с решением сложных технических задач по повышению температуры перед турбиной более 1400 °С, что проблематично для условий КС, где высокоэффективная работа ГПА должна сочетаться с длительным сроком службы (100 тыс. часов наработки). Мы приходим к такому выводу, что, во-первых, совершенствование конструкций ГТУ и их рабочих параметров – пока основной, но не единственный путь повышения эффективности использования топливного газа. Второе, весьма перспективное направление ресурсосбережения, – это утилизация сбросных энергопотоков и, в первую очередь, тепла, выделяющегося с продуктами сгорания ГТУ. Дело в том, что газотурбинный двигатель не только основной потребитель газа, но в то же время великолепный генератор высокотемпературных выхлопных газов. Практически он является мощнейшим источником высокопотенциальных вторичных энергоресурсов (ВЭР) на компрессорных станциях. Утилизируя тепло выхлопных газов, можно добиться кардинального, почти в 2 раза, повышения эффективности использования топливного газа на КС и соответствующей его экономии. Следующим по значимости сбросным энергопотоком является энергопоток дросселирования газа на ГРС, ГРП и т.д. Экологически чистый процесс преобразования энергии дросселирования газа в электрическую энергию прост, технологичен и в настоящее время получил признание. Но наши успехи в деле использования и утилизации энергии сбросных тепловых потоков невелики. Мы теряем энергии практически в 2 раза больше, тем используем. Причины объективны. Реализация ресурсосберегающих проектов требует не только модернизации старого оборудования, например для перевода безрегенеративных ГТУ на работу по регенеративному циклу, но и создания специального высокотехнологичного оборудования, разработки новейших технологий. Реконструкция компрессорных цехов в целом позволит существенно повысить эффективность использования топливного газа. Представляется возможным совершенствовать имеющиеся и создать новые ресурсосберегающие технологии и проекты: - прямая утилизация тепла уходящих газов; - использование тепла выхлопных газов для подогрева топливного газа, выработки механической и электроэнергии, хладопроизводства; - применение комбинированных систем энергообеспечения объектов ОАО "Газпром"; - использование детандер – генераторных агрегатов для утилизации энергии при дросселировании природного газа; - расширение области применения ведомственных электростанций собственных нужд (ЭСН); - создание отраслевой энергетики и т.д. 1.2 Перспективы компрессорных станций развития газотурбинного привода для Повышение экономичности ГПА с газотурбинным приводом может быть достигнуто за счет рационального использования теплоты уходящих газов в парогазовых установках (ПГУ), работающих по прямому парогазовому циклу. Расширяются возможности за счет применения бинарных парогазовых установок (БПГУ), имеющих в своем составе второй замкнутый контур, где в качестве рабочего тела используются органические жидкости с низкой температурой кипения – изобутан, изопентан и др. С внедрением установок типа STIG (в вариантах с неконвертированной и конвертированной проточной частью газотурбинного двигателя), за счет впрыскивания пара прирост мощности может увеличиться до 80 % и КПД до 41…45 %. КПД агрегатов можно повысить до 50 - 52 %, по условиям ISO 2314, за счет впрыскивания пара в камеру сгорания с последующей регенерацией воды в цикле. Это комбинированные газопаротурбинные установки с регенерацией воды в цикле (КГПТУ с РВЦ), имеющие опыт эксплуатации на КС МГ. С ноября 2003 г. введен в эксплуатацию и успешно эксплуатируется ГПА 16К "Водолей" с приводом от комбинированной газопаротурбинной установки с регенерацией воды в цикле КГПТУ–16, изготовленным по проекту ОАО ИПП "ВНИПИТРАНСГАЗ". Использование комбинированного парогазового цикла с частичным окислением природного газа и промежуточной его конверсией позволит поднять КПД газотурбинного цикла до 70 %, а в целом КПД ГТУ до 55 – 60%. В России активно ведутся исследовательские и научно–технические работы по созданию более совершенных ГПА. Учитывая последние достижения, можно наметить вполне оптимистичный и реальный путь развития и подъема ТЭК России с использованием резервов газотранспортной отрасли. Резервы вторичных энергоресурсов газотранспортной системы ОАО Газпром огромны. При установленной мощности 44 ГВт и реальных КПД потери тепловой энергии на компрессорных станциях магистральных газопроводов составляют около 80 ГВт. Величина теряемой мощности соизмерима с мощностью энергетической системы России. Веским аргументом в пользу принятия решения о создании отраслевой энергетики является и тот факт, что строительство новых мощных электростанций в короткий срок нереально, так как имеются практически непреодолимые экономические барьеры и скорее это "…относится к области фантастики. Уже через 3 – 4 года в подавляющем большинстве краев и областей России начнутся процессы необратимого физического разрушения производящих электричество и тепло генераторов и котлов, линий электропередачи и тепловых сетей". 1.3 Развитие энергетики ОАО "Газпром" С учетом существующих проблем в ТЭК страны и устойчивой тенденцией к увеличению тарифов на энергоресурсы разработана "Концепция развития энергетики ОАО "Газпром" на основе применения собственных электростанций и энергоустановок" от 28 сентября 2000 г., которую можно считать поворотным пунктом и началом создания отраслевой энергетики. Следует отметить необходимость комплексного подхода в решении проблем ресурсоэнергосбережения ТЭК России, учитывая перспективу создания мощной отраслевой энергетики, теплоснабжения и хладопроизводства для сторонних потребителей. При решении организационно–технологических проблем энерго- и газосбережения в электроэнергетике и газовой отрасли эффект может быть достигнут значительно бoльший. Но для этого необходимо широкое внедрение следующих установок и силовых блоков, позволяющих реализовать передовые технологии: - парогазовых установок; - когенерационных газотурбинных и комбинированных парогазовых установок; - комбинированных газопаротурбинных установок с регенерацией воды в циклах (КГПТУ с РВЦ), с конверсией и т. д.; - детандер-генераторных агрегатов для утилизации энергии при дросселировании природного газа; - частотно-регулируемых приводов; - теплонасосных установок и т. д. Так как суть ресурсоэнергосбережения заключается в том, чтобы обеспечить максимально возможное использование энергии топлива, высвобождаемой при его сгорании, то для достижения этой цели необходимы: - модернизация оборудования и развитие технологий, обеспечивающих снижение удельных энергозатрат на транспорт газа; - реконструкция КС с целью перехода на новые технологии, позволяющие за счет утилизации ВЭР вырабатывать механическую и электрическую энергию; - создание отраслевой энергетики, позволяющей полностью обеспечить потребности отрасли в электроэнергии; - использование теплотехнического оборудования отечественного производства для реализации широкого спектра утилизационных и комбинированных схем ресурсосберегающих проектов; - структурная перестройка, направленная на реализацию программы ресурсосбережения, в двух основных сферах ТЭК – газовой отрасли и электроэнергетике. Результаты целенаправленной работы с 1993 г. свидетельствуют о том, что в ОАО "Газпром" заложен прочный фундамент развития собственной энергетики. Проводится работа по изготовлению электростанций на производственных мощностях предприятий общества. Выпускаются турбодетандерные электростанции, производящие электрическую энергию за счет бросовой энергии дросселирования газа (на газораспределительных и компрессорных станциях). С учетом перспективного развития разрабатываются парогазовые, бинарные и комбинированные установки, которые позволят за счет утилизации тепла выхлопных газов генерировать дешевую электрическую энергию в объемах, с избытком покрывающих нужды отрасли. Развитие собственной энергетики ОАО "Газпром" имеет большие перспективы, но для их реализации требуется соблюдение единой технической политики и согласованная работа поставщиков, проектных организаций и эксплуатирующих предприятий общества. За последние десятилетия в сфере ТЭК созданы комбинированные установки и уникальное оборудование, позволяющее производить электрическую энергию за счет продуктов утилизации, в том числе за счет энергии дросселирования и за счет тепла выхлопных газов на КС. В настоящее время утилизационный потенциал уходящих газов ГПА с газотурбинным приводом, установленных на объектах ОАО "Газпром", оценивается в 836 млн. ГДж/год, из которых для собственных нужд используется только 54,3 млн. ГДж/год (или около 6,5 %). До сих пор основным направлением является использование ВЭР для удовлетворения собственных нужд: получения воды или пара низких параметров. По данным "Газпрома", коэффициент использования топлива в отдельных случаях можно довести до 74…78 %. Перспективным направлением является применение парогазовых технологий и для выработки электроэнергии. Расчеты показали, что при утилизации тепла выхлопных газов только части парка ГПА, представленной агрегатами с единичной мощностью 16 МВт (850 ед. суммарной мощностью 13,6 млн. кВт) и единичной мощностью 25 МВт (200 ед. суммарной мощностью 5,0 млн. кВт), с установкой паровых турбин ед. мощностью 6 и 29 МВт (суммарной мощностью 5,5 млн. кВт), выработка электроэнергии составит 20 млрд. кВт. ч. Собственное потребление электроэнергии по ОАО "Газпром" составляет 16 млрд. кВт. ч/год. Полученные цифры убедительны и позволяют сделать вывод о реальной возможности полностью обеспечить потребности Общества в электрической энергии путем внедрения теплоутилизационных установок. Ежегодная экономия топлива от выработки электроэнергии с утилизацией тепла ГПА оценивается в 6 млрд. м3 газа и составляет 3 млрд. руб (в ценах 2002 г.). Экономия затрат на потребление электроэнергии от внешних энергоисточников примерно 10 млрд. руб. В сумме ежегодная экономия составляет 13 млрд. руб. (в ценах 2002г.). 2 РЕСУРСОЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ТРАНСПОРТЕ ГАЗА 2.1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВА ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ Единая система газоснабжения страны (ЕСГ), сформированная на базе газовых месторождений Севера Тюменской области, Оренбургского и Астраханского месторождений, в настоящее время позволяет обеспечить транспорт запланированного количества газа потребителям России, стран СНГ и Западной Европы. Однако нехватка газа уже ощущается, т.к. газовые месторождения в значительной степени выработаны (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др.), а освоение более глубоких горизонтов и шельфовой зоны требует огромных капитальных затрат. До 2010 г. основным базовым районом добычи нефти будет оставаться Надым-Пур-Тазовский регион. В дальнейшем энергетическая стратегия РФ предусматривает формирование двух новых газодобывающих регионов: на пове Ямал с прилегающими шельфами арктических морей и в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке с шельфами от дальневосточных морей. Предусматривалась следующая очередность ввода в разработку месторождений п-ова Ямал: Бованенковское (2008 г.), Харасавэйское (2013 г.), Крузенштернское (2021 г.) и месторождения Тамбейской группы (2022 г.). Подача газа по-ва Ямал потребует новейших ресурсосберегающих и экологически чистых технологий. Поскольку газопроводы будут проходить по районам вечной мерзлоты и не имеют аналогов в мировой практике, то освоение месторождений п-ва Ямал и приямальского шельфа потребует уникальных технических и технологических решений, а также значительных объемов инвестиций. К 2020 г. в этом регионе планируется сооружение мощной газотранспортной системы с годовой производительностью 300 млрд. м3 газа. Другим крупным районом добычи газа в перспективе станет Восточная Сибирь и Дальний Восток с акваторией о. Сахалин. Газотранспортную систему Восточного региона планируется сформировать на основе четырех газодобывающих центров: Иркутского, Красноярского, Сахалинского и Якутского. В перспективе намечается строительство газопровода Сахалин – Владивосток общей протяженностью 1600 км. Пройдет газопровод от Ямала, по территории Юргы, Томской области и Алтайского края, протяженностью около 2800 км. В настоящее время Газпром уже реализует проект СевероЕвропейского газопровода (СЕГ) с рабочим давлением 21 МПа. Первая нитка с пропускной способностью 27,5 млрд. м3/год будет введена в эксплуатацию в 2010 г., с увеличением пропускной способности к 2013 г. до 55 млрд. м3/год. В целом за период до 2020 г. должно быть построено около 28 тыс. км новых магистральных газопроводов и 144 КС суммарной мощностью более 10 млн. кВт. Суммарный объем инвестиций в развитие ГТС в период до 2020 г. составит от 70 до 83 млрд. руб. 2.1.1 Состояние линейной части магистральных газопроводов Газотранспортная система ОАО "Газпром" создавалась более 45 лет. Ее протяженность по состоянию на 2005 г. составляет 154 тыс. км, из которых 62 % приходится на долю газопроводов большого диаметра (1020 - 1420мм). 49 тыс. км – газопроводы диаметром 1420 мм. Средняя дальность транспортировки газа составляет примерно 2560 км. Средний возраст газопроводов значительно превышает 22 года. Около 80 % газопроводов России имеют возраст от 15 до 40 лет. 14 % газопроводов выработали нормативный срок (см. рис. 2.1). Газопроводы с проектным давлением 7,5 МПа составляют в настоящее время всего лишь 37,6 %; с давлением 5,5 МПа – 44,5 % от общей протяженности газопроводов ЕСГ. Остальные газопроводы работают, из соображений безопасности, с пониженным разрешенным давлением. до 10лет 29% 10-20лет 37% 20-33лет 20% свыше 33 лет 14 % Рисунок 2.1 – Возрастная структура газопроводов Вследствие износа ухудшилось техническое состояние линейной части газопроводов. Частота отказов на магистральных газопроводах ЕСГ за последние 20 лет колебалась в диапазоне от 0,18-0,22 случаев на 1000 км газопровода до величины 0,24-0,26 с тенденцией к возрастанию. Этот факт объясняется как техническими причинами, связанными со старением газопроводов, так и недостатком инвестиций в техническое перевооружение и реконструкцию магистральных газопроводов. С развитием внутритрубной диагностики, а следовательно, и своевременного ремонта газопроводов интенсивность отказов на отечественных газопроводах снизилась. Следует отметить, что техническое перевооружение должно быть быстродейственным, сроки реализации соответствующих мероприятий должны быть сокращены, так как примерно 1/3 часть газопроводов все еще не готова к пропуску диагностических снарядов (установка равнопроходной арматуры, камер приема и запуска поршней и т.д.), требует реконструкции и подготовительных работ. Возрастной фактор страшен не столько для самих трубопроводов, учетный срок амортизации которых 33 года может быть вполне продлен, сколько для изоляции трубопроводов. Так, старение пленочного покрытия определяется десятью годами, что и приводит к последующему неизбежному проявлению общей коррозии, очаговой, стресс-коррозии, которая максимально проявляется на магистральных газопроводах большого диаметра. Данные об основных причинах аварий на МГ ОАО "Газпром" приведены на рис. 2.2. 5% 3% 2% 6% 1 2 13% 3 4 53% 5 6 7 18% Рисунок 2.2 – Причины аварий на магистральных газопроводах В порядке убывания представлены выявленные причины встречаемых дефектов: 1 - наружная коррозия, в т.ч. стресс-коррозия – 53 %; 2 - брак сварочных и строительно–монтажных работ – 18 %; 3 - дефект труб и оборудования – 13 %; 4 -внутренняя коррозия и эрозия 6 %; 5 - стихийные бедствия и прочие причины – 5 %. 6 - механические повреждения 3 %; 7 - нарушение правил техники безопасности – 2 %; Первое место в ряду отказов среди других причин занимают отказы ГП ОАО "Газпром" по причине коррозии, приносящие большой материальный ущерб отрасли и экологический ущерб окружающий среде. Анализ структуры отказов (рис. 2.3) по причине наружной коррозии показывает, что большинство отказов – 83,8 % имеет стресс - коррозионную природу. 60,0% 51,5% 48,4% 42,4% 41,9% 2000 2001 Доля отказов, % 50,0% 36,7% 38,9% 37,0% 37,1% 40,0% 23,1% 30,0% 16,0% 17,9% 23,3% 33,3% 36,1% 31,4% 33,3% 20,0% 20,0% 18,0% 10,0% 10,7% 8,0% 0,0% 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 Годы Рисунок 2.3 - Динамика доли коррозионных (в том числе стресскоррозионных) отказов по отношению к общей аварийности на газопроводах ОАО "Газпром" за период с 1992 по 2001 г. Отказы по причике наружной коррозии, в том числе и стресс-коррозии Отказы по причине стресс-коррозии За десятилетие доля отказов по причине КРН (коррозионное растрескивание под напряжением) возросла с 8 % до 42 %. Потери газа и экономический ущерб от них превысили 50 % общего ущерба. О серьезности данной проблемы говорит тот факт, что несмотря на рост темпов диагностики и последующего ремонта наиболее опасных участков, пока не удается приостановить рост стресс–коррозионных разрушений. Аварийность газопроводов по причине КРН носит прогрессирующий характер. Анализ, проведенный специалистами ИТЦ "Оргтехдиагностика" ДАО "Оргэнергогаз", показал аномально высокую долю (более 40 %) аварий с тяжелыми последствиями. Резкое увеличение доли таких отказов произошло в 1996 – 1998 гг. Так, только в 1997 г. в системе Мострансгаз произошло три крупнейших аварии с общим ущербом около 100 млн. у. е. и человеческими жертвами. Осенью 1998 г. 4 крупных аварии произошли на участке Поляна – Москово газопроводов Урегнойского коридора, часть из них – с возгоранием и большими потерями газа. Если учесть, что развитие газотранспортной системы России потребует уже в период до 2020 г. строительства около 28 тыс. км трубопроводов, преимущественно большого диаметра, то очевидно, что актуальность работ, направленных на борьбу с КРН, а следовательно, и на повышение надежности газопроводной системы ОАО "Газпром", будет возрастать. Проблема восстановления линейной части трубопроводов чрезвычайно сложна вследствие крупномасштабности газотранспортной системы. Поэтому очевидной является необходимость широкого внедрения новейших технологий, носящих профилактический и упреждающий характер, таких, как мониторинг, ранняя диагностика, стабилизация теплогидравлических режимов работы магистральных газопроводов и т.д. 2.1.2 Состояние оборудования компрессорных станций На 263 компрессорных станциях ОАО "Газпром", по состоянию на 2005г., эксплуатируются 4070 ГПА различных типов. Общая мощность ГПА, установленных в 706 компрессорных цехах, составляет 44 млн. кВт, в том числе на линейных КС – 39,4 млн. кВт, на дожимных КС – 3,6 млн. кВт, на КС подземных хранилищ газа – около 1 млн. кВт. Значительная часть оборудования МГ отработала срок, существенно превышающий запланированный моторесурс. Показатели газотранспортной системы ОАО "Газпром" характеризуют ухудшение ее технического состояния. Износ основных фондов газотранспортной системы составляет 52 %. Более 16 (16,2-17,9) % магистральных газопроводов ОАО "Газпром", из соображений безопасности, работает на пониженных давлениях. Доля ГПА, выработавших технический ресурс, составляет 23 %. Доля ГПА, требующих замены, – не менее 15 %. Снижение производственной мощности (производительности) газотранспортной системы, по сравнению с проектной, – около 10 %. Структура парка такова, что наибольший вес в структуре парка ГПА (по типу привода) имеют газотурбинные ГПА – около 74,5 %, из которых около 65 % выполнены на базе стационарных газотурбинных установок ГТУ и около 35 % – на базе авиационных и судовых ГТУ (табл. 2.1). Таблица 2.1 – Показатели компрессорного парка ОАО "Газпром" на начало 2005 г. Тип привода Газотурбинный Электрический Поршневой Всего Установленная мощность, млн. кВт (%) 36,6 (85,3) 6,0 (14,1) 0,3 (0,6) 42,9 (100) Число ГПА, (%) 3031 (74,5) 746 (18,3) 293 (7,2) 4070 (100) Электроприводные газоперекачивающие агрегаты (ЭГПА) составляют около 18,3 %, а газомотокомпрессоры (ГМК) – около 7,2 % общего числа агрегатов ОАО "Газпром". По установленной мощности преобладание газотурбинного привода еще более существенно: газотурбинные ГПА составляют 83,5 % , электроприводные – 14,1 %, газомотокомпрессоры – 0,6 % общей мощности парка ГПА. Наибольшее распространение получили газотурбинные агрегаты, которые могут эффективно работать как в удаленных районах, так и в районах со сложными климатическими условиями. Электроприводные агрегаты применяются в районах крупных энергосистем с относительно дешевой энергией. Однако, в связи с резким повышением цен на электроэнергию и снижением надежности электроснабжения промышленных объектов, отношение к электроприводу изменилось: газотурбинный привод в настоящее время экономически выгоднее. Значительно меньше используются поршневые агрегаты, преимущественно на подземных газохранилищах. Для транспорта природного газа на магистральных газопроводах используются центробежные нагнетатели с большими производительностями, обладающие отличными технологическими качествами. В настоящее время на КС ОАО "Газпром" эксплуатируются различные ГТУ с паспортным КПД от 23 до 36,5 %. Значение КПД на валу нагнетателя ГПА с газотурбинным приводом значительно зависит от мощности (табл. 2.2). Среднее паспортное значение КПД ГПА составляет 27,5 %. Это невысокий КПД: современный уровень 32…37 %. В действительности он еще ниже, т. к. значительная часть газотурбинного парка физически и морально устарела. Из–за большой наработки происходит износ проточной части, и осевой компрессор не создает необходимого давления воздуха. Также большие потери воздуха происходят в пластинчатых рекуператорах, ресурс которых в два раза меньше ресурса ГТУ и составляет 50 тыс. часов. В результате характеристики ГПА существенно изменяются: - мощность турбоагрегата становится ниже номинала на 10 – 20 %; - расход топлива на 20 – 35 % выше уровня современных образцов; - КПД, вследствие физического износа агрегатов, снижается до 21–22%. Таблица 2.2 - Приведенные КПД различных типов ГПА (%) Мощность Электроприводные Авиационные Промышленные ГТУ с ГПА, МВт ГПА ГПА ГПА регенерацией теплоты 2…4 30…32 26…30 26…27,5 4…8 30…32 31…34 28…33 32…34,5 10…12,5 30…32 29…33,5 29…34 32…35 16…25 30…32 34…39 32…35 34,5…36,5 Все это приводит не только к перерасходу ТЭР, но и повышенным выбросам вредных веществ с выхлопными газами. Около 25 % КС являются неблагополучными по показателям эмиссии оксидов азота и шума; - устаревшие системы не позволяют внедрить дистанционное управление; - ремонтные затраты достигают 5 – 10 % от стоимости ГПА. На диаграмме рис. 2.4 отчетливо виден процесс старения оборудования газотурбинного парка. Еще недавно наработку более 100 тыс. часов имели 23,4 % ГТУ, находящихся в эксплуатации. В 2005 г. эта цифра увеличилась до 28,8 %. Фактически более 1/4 установленного оборудования выработала свой срок. 25,8 25,6 30 25,2 25 20 26,6 23,8 18 20,8 15 18,9 10 5,4 5 9,9 0 По данным 2001 г до 40 тыс.час 40-70 тыс.час 70-100 тыс.час. По данным 2005 г 100-130 тыс.час. >130 тыс. час. Рисунок 2.4 – Возрастная структура газотурбинного парка (% от установленного количества ГТУ на конец года) Основу парка ГПА ОАО "Газпром" составляют агрегаты, отработавшие весьма большой срок. Из диаграммы видно, что 55,4 % ГПА с газотурбинным приводом имеет наработку более 70 тыс. часов. Увеличилось процентное соотношение очень старых машин. Наработку свыше 130 тыс. часов имеет 9,9 % ГТУ. Это почти 1/10 часть парка. При этом нельзя не отметить, что в эксплуатации находятся агрегаты, установленные на КС еще в 60–е годы, со сроком службы, намного превышающим 30 лет, с очень низкими параметрами эксплуатации. Это агрегаты типа ГТ-700-5 и ГТК-5, попавшие в число 5,4 %. КПД у старых агрегатов весьма низкий. Например, анализ показателей ГПА ГТ-700-5 показывает, что их фактическая мощность составляет в среднем 3,3 МВт, а КПД на уровне 15-18 %, что приводит к перерасходу топливного газа на величину порядка 12-14 млн. м3 газа в год. Таблица 2.3 – Типы и основные характеристики ГПА с газотурбинным приводом Тип ГПА "Центавр" ГТ-700-5 ГТК-5 ГТ-750-6 ГТ-6-750 ГТН-6 ГПА-Ц-6,3 ГТК-10 ГТК-10И ГПУ-10 ГТНР-10 ДЖ-59 "Коберра"-182 ГТНР-12,5 ГТК-16 ГТН-16 ГП-Ц-16 ГПУ-16, ГПА-16 ДГ-90 ГТН-25 ГПА-Ц-25 Единичная мощность, МВт 2,62/3,9 4,25 4,4 6/6,5 6 6 6,3 10 10 10 10 12 11,9/12,9 12,5 16 16 16 16 КПД, % Число ГПА Тип ЦБН 25 25 26 27 24 24 24 29 26 28 32 31 28 28 25 29 28 29 20/10 36 19 99/5 140 83 440 742 150 269 1 1 19/14 1 3 60 536 58/19 С-168Н, С-304 280-12-4 280-12-1 370-14-1 Н-300-1,23 Н-300-1,23 Н-196-1,45 и др. 370-18-1 Купер-Бессемер 370-18-1 520-12-1 520-12-1 2ВВ-30 520-12-1 Н-800-1,25 Н-800-1,25 Ц-16/76-1,45 650-12-1 16 25 25 35 28 35 15 100 7 820-21-1 650-21-1 2Н-25-76-1,35 ГТК-25И 25 28 РС-804-2 105 Из табл. 2.3 видно, что в цехах компрессорных станций все еще эксплуатируются газотурбинные установки старых образцов: ГТ–750–6 (99 ед.), ГТК–10 (742 ед.), ГПА–Ц–6,3 (440 ед.) и др., которые подлежат замене современными машинами нового поколения с относительно высоким КПД. Низкие параметры имеют агрегаты ГТ-750-6, мощность которых после наработки 80…90 тыс. часов снизилась до уровня 5…5,5 МВт. С 1968 – 1970 гг. эксплуатируются агрегаты типа ГТК 10, КПД которых в настоящее время практически не превышает 22…23 % и замена которых в настоящее время представляет собой проблему, т.к. численность их велика (742 ед.). Характеристики электроприводных агрегатов (ЭГПА) и газомотокомпрессоров (ГМК) представлены в табл. 2.4 и 2.5. Таблица 2.4 – Типы и основные характеристики электроприводных ГПА Тип агрегата Мощность, МВт АЗ-4500 4,5 СТМ-4000, СТД- 4 4000 СТД-12,5 12,5 СДГ-12,5 12,5 ЭГПА-25 25 ЭГПА-Ц-6,3 6,3 ЭГПА-Ц-6,3К 6,3 Число агрегатов 4 338 Суммарная мощность, МВт 18 1352 328 20 6 20 9 4100 250 150 126 56,7 Таблица 2.5 – Типы и основные характеристики газомотокомпрессоров Тип агрегата Купер-Бессемер 10ГК, 10ГМК 10ГКН/10ГКНА МК-8 ДР-12 МК-8М Мощность, МВт 0,736 0,736 1,100/1,178 2,060 5,500 2,200 КПД, % 29 32 32 36 36,5 36 Число агрегатов 18 38 183/4 37 9 4 Суммарная мощность, МВт 13,2 28 206 76,2 79,5 8,8 Старение оборудования является причиной того, что основные показатели надежности не отвечают принятым в отрасли нормативам: - по наработке на отказ (при нормативе 3500 час.) не удовлетворяют требованиям ГОСТ более 55 % типов газотурбинных ГПА; - по коэффициенту готовности, который является показателем надежности, характеризующим вероятность того, что объект будет работоспособен в любой произвольно выбранный момент времени межремонтного периода (норматив 0,98), не соответствуют требованиям ГОСТ более 75 % газотурбинных агрегатов; - по коэффициенту технического использования, который должен быть не менее 0,91–0,94, не соответствует абсолютное большинство эксплуатируемых типов ГПА. Вследствие этого компрессорные станции с каждым годом становятся все более "опасным" объектом, требующим повышенного внимания. Их эксплуатация характеризовалась в последние годы ростом числа отказов (рис. 2.3) и, прежде всего, на так называемой "высокой стороне" КС. 2.1.3 Перспективы развития энергетической базы КС МГ Как было отмечено на Международной конференции "Газотранспортные системы: настоящее и будущее" в апреле 2005 г., ГТС практически достигла максимальной производительности, и развитие российской ГТС в ближайшие 2–3 десятилетия будет связано с перераспределением газовых потоков и реконструкцией компрессорных цехов. Постепенное увеличение поставок газа с Ямальского месторождения потребует самых передовых технологий и технических решений. Одним из главных путей сохранения материальных ресурсов является реконструкция цехов с постепенной заменой физически и морально устаревших ГПА агрегатами нового поколения (табл. 2.6). Таблица 2.6 – Показатели газотурбинных газоперекачивающих агрегатов нового поколения Марка ГГПА Марка двигателя Тип двигателя ГПА-2,5 ГТГ-2,5 ГПА-4 РМ ГТД-4 РМ ГПА-4 Урал Д-30ЭУ-2 ГПУ-6 ДТ-71 ГПА-Ц-6,3А Д-336 ГТН-6У ГТН-6У ГПА-Ц-6,3С ДТ 71П ГПА-6,3 РМ ГТД–6,3РМ Судовой Авиацион Авиацион Судовой Авиацион Промышл Авиацион Судовой ГПА-Ц-6,3Б ГПА-Ц-8А ГПА-Ц-8Б ГПУ-10А НК-14СТ- Авиацион 6,3 АИ-336 Авиацион НК-14СТ-8 Авиацион ДН-70 Судовой Повыше ние давления в ОК 13 12,1 13,4 15,9 12,0 11,3 Температура перед ТВД, °С 939 881 1022 1007 920 1181 10,5 17,0 Мощность, МВт КПД ГТУ, % 2,5 4,00 4 6,3 6,3 6,3 6,3 6,3 27 32,0 27,0 30,5 31 30,5 31 32 1047 8,0 30 1120 8,0 5,0 10,0 31,8 32 35 ГПА-Ц-10Б ГПА-10 Урал ГПА12Урал ГПА16Урал ГПА-16 Волга ГПА-Ц-16С ГПА-16 Нева ГТНР-16 Балтика 25 ГПА25Урал ГПА-Ц-25 ГПУ-25 НК-14СТ10 ПС-90ГПЗ ПС-90ГП1 ПС-90ГП2 НК-38СТ Авиацион - - 10,0 34,6 Авиацион Авиацион Авиацион Авиацион 14,7 15,8 19,68 25,9 975 1080 1143 1183 10,0 12,0 16,0 16,0 31,4 34 35,7 36,5 ДГ-90 АЛ-31СТ Судовой Авиацион 18,8 17,5 1065 1167 16,0 16,0 35 35,5 GT-10 ПС-90ГП НК-36СТ ДН-80 Промышл Промышл Авиацион Авиацион Судовой 7,0 13,6 28,5 23,1 21,8 940 1112 1239 1147 1220 16,0 24,5 25,0 25,0 25,0 33 34,6 38,7 36,5 35 Реконструкция цехов позволяет, при сохранении и даже увеличении мощности цехов, снизить удельное потребление топливного газа и получить экономию топливного газа в 3,12 (15,6/5) раза по сравнению с 2000 г.(табл. 2.7). Таблица 2.7 – Изменение парка газотурбинных ГПА ОАО "Газпром" Показатель Годы (конец) 2000 2005 2010 2015 Суммарная мощность установленных ГПА, млн. 35 38 41 44 кВт Средняя единичная мощность ГПА, МВт 12,5 13 13,5 13,5 Максимальная единичная мощность ГПА, КВт 25 25 25 25 Средний номинальный КПД газотурбинного 30,2 32,1 33,5 34,7 привода, % Потребление топливного газа, млрд. м3 в год 54 55 56,9 59 3 Экономия топливного газа, млрд. м в год 5 9 12,4 15,6 Экономия газа и вторичных энергоресурсов для 2,0 2,5 3,5 4,0 3 теплоснабжения, млрд. м в год Применение агрегатов нового поколения позволит на 25–30 % уменьшить потребление газа на технологические нужды. Они имеют более высокие эксплуатационные качества, надежность, улучшенные экологические показатели за счет снижения выбросов окислов азота и др. компонентов. Агрегаты нового поколения с мощностью 2,5–25 МВт с КПД на уровне 32 – 36 % доведены до уровня серийного производства и в настоящее время устанавливаются на предприятиях газовой промышленности. 2.2 Проблемы энергосбережения и пути их решения По оценке экспертов общий потенциал энергосбережения на планете составляет 1/3 производимой энергии. В нашей стране он оценивается более, чем в 500 млн. т у. т.*, в том числе 150 – 180 млн. т у. т. в топливноэнергетическом комплексе. Структурный анализ энергетических затрат показывает, что прямая экономия топлива и непосредственное сокращение его потерь дают относительно небольшой эффект энергосбережения, примерно 10 – 15 % от снижения всех видов прямых потерь топливно-энергетических ресурсов. Бoльшей частью эффект энергосбережения зависит: - от расширения использования эффективных и экологически чистых технологий и оборудования (более чем на 50 %); - от реализуемых за этот период структурных изменений в промышленности (на 20 – 25 %). Основная цель газосбережения – частично компенсировать падение добычи газа на месторождениях Западной Сибири. Анализ реализации программы энергосбережения ОАО "Газпром" показывает, что основной объем экономии ТЭР может быть обеспечен именно в магистральном транспорте газа (табл. 2.8). ОАО "Газпром" ориентируется на интенсивные технологии и оборудование, обеспечивающие высокую экономическую эффективность, ресурсосбережение, надежность и экологическую безопасность. Наиболее информативным критерием оценки эффективности потребления природного газа на собственные технологические нужды является удельный расход топливного газа (табл. 2.9). Если учесть, что в настоящее время при магистральном транспорте расходуется до 10 % объема транспортируемого газа, что составляет примерно 60 млрд. м3 в год, и значительное количество электроэнергии (порядка 14 млрд. кВтч в год), то видно, что экономия энергозатрат невелика. _____________________________________________________________ *Условное топливо – понятие, применяемое для сопоставления различных видов органического топлива и его суммарного учета. 1 кг условного топлива имеет низшую теплоту сгорания 29,3 МДж (7000 ккал). Соотношение по массе между условным топливом и натуральным топливом выражается формулой: Q нр ВУ В Н Э ВН , 29,3 где Ву, Вн – масса условного и эквивалентного топлива, кг (твердое или жидкое топливо) или м3 (газообразное). Э – калорийный эквивалент: Q нр Э . 29,3 Приближенно значение калорийного эквивалента Э принимают: для нефти 1,4; природного газа 1,2; кокса 0,93; торфа 0,4. Таблица 2.8 – Показатели энергосбережения ОАО "Газпром" в 2002– 2003 гг. Подотрасль Добыча газа Магистральный транспорт газа Подземное хранение газа Переработка газа, конденсата и нефти Бурение и капитальный ремонт скважин Всего Природной газ, млн м3 225 4590 Электроэнергия, млн кВт·ч 53 630 Тепловая энергия, тыс. Гкал 10 215 15 2 1 40 7 64 0 7 17 4870 699 307 Таблица 2.9 – Показатели эффективности расходования ТЭР на КС МГ Показатели Удельный расход топливного газа, м3/(млн. м3·км) Экономия газа на СТН в ОАО "Газпром, млрд.м3 Экономия электроэнергии в ОАО "Газпром", млн. кВт·ч 1996г 2000г 2001г 2002г 2003г 2004г 2005г 2006г 27,4 25,1 24,6 25,3 - - - - 2,48 2,38 3,3 3,8 4,2 - - - 423 278 558 550 680 Радикально изменить положение в отрасли можно только в результате замены изношенного и морально устаревшего оборудования новейшим оборудованием, что позволит перейти на новейшие энергосберегающие технологии магистрального транспорта газа. К сожалению, темпы обновления оборудования компрессорных станций чрезвычайно низкие. Так, в 2002–2003 гг. проведена замена и модернизация всего лишь 67 ГПА общей мощностью 1235 МВт. Если учесть, что на КС МГ в настоящее время эксплуатируются более 4000 ГПА, то очевидно, что при сохранении таких темпов реконструкция компрессорных цехов может растянуться на 120 лет. Сопоставление фактических показателей энергосбережения ОАО "Газпром" с данными, приведенными в п. 1.1, показывает необходимость увеличения темпов освоения новой техники за счет внедрения новейшего оборудования. Для повышения потенциала газотранспортных предприятий необходимо комплексное выполнение работ по следующим основным направлениям: 1. Реконструкция и модернизация объектов магистральных газопроводов. 2. Внедрение новейших энергосберегающих технологий трубопроводного транспорта. 3. Утилизация и использование ВЭР с целью производства энергии. 4. Сокращение потерь газа в транспортных операциях. 2.2.1 Модернизация оборудования и реконструкция парка ГПА Модернизация – это один из путей улучшения функциональных свойств оборудования и его показателей без принципиального преобразования. Путь малозатратный и потому относится к экономичным способам совершенствования оборудования, не требующим коренной перестройки технологического процесса. Основным недостатком модернизации является замедленная (в определенном смысле консервативная) форма развития и совершенствования технологического процесса. Поэтому модернизацию оборудования КС следует рассматривать на определенном этапе развития отечественного трубопроводного транспорта как промежуточный способ улучшения технических характеристик оборудования КС в период, предшествующий реконструкции. Например, модернизация регенеративных ГПА путем замены пластинчатых регенераторов, имеющих конструктивные недостатки, на трубчатые позволяет увеличить мощность ГПА и повысить КПД агрегатов до 31…32 %. Ряд безрегенеративных газотурбинных установок модернизируются путем перевода их на работу по регенеративному типу, что также позволяет повысить КПД двигателей. Реконструкция предусматривает комплекс мер по коренному переустройству, расширению, возможно, строительству новых цехов с заменой устаревшего оборудования и внедрением новейших технологий. В настоящее время с участием ряда ведущих предприятий оборонного комплекса внедряются следующие программы. 1. Реализуется программа разработки и освоения новых типов ГПА со стационарным, авиационным и судовым приводом. Максимальный КПД агрегатов увеличился до 38,7 % (ГПА - 25Р "Урал"). Совершенствование внутренних систем охлаждения, применение новых материалов, в т. ч. на керамической основе, позволит достигнуть КПД 35…42 %. 2. Ведется опытно-промышленная эксплуатация ГПА с парогазовым циклом, что, по расчетам специалистов, даст возможность довести суммарный КПД КС до 45 – 46 %. Увеличение к.п.д. достигается за счет объединения газотурбинной и паросиловой установок, в результате надстройки парового цикла высокотемпературным газовым циклом. 3. Разработаны, внедрены и эксплуатируются на территории Украины 2 лидерные комбинированные газопаротурбинные установки с регенерацией воды в цикле (КГПТУ с РВЦ) мощностью 25 МВт и 16 МВт. Впрыск пара в камеру сгорания может увеличить мощность установок на 56 – 60 % и повысить КПД до 50 – 52 % по условиям ISO 2314. При этом обеспечивается снижение выбросов NOх в атмосферу в 3 – 4 раза, что значительно улучшает экологическую обстановку в районе КС. 4. Ведутся исследовательские работы по созданию комбинированного парогазового цикла с частичным окислением природного газа и промежуточной его каталитической конверсией, с расчетом повышения КПД ГПА до 55 – 60 %. И т. д. 5. И наконец, нельзя не отметить совершенно новое революционное направление, предполагающее использование бинарных установок для генерации электроэнергии за счет утилизации тепла выхлопных газов ГТУ. Тепло, теряемое с уходящими газами, примерно в 2 – 3 раза превышает полезно использованное тепло ГТУ. Это значит, что резервы сбросного, а потому бесплатного теплоносителя огромны. При общей мощности ГПА с газотурбинным приводом, установленных на КС ОАО "Газпром", равной 36,6 млн. кВт (по состоянию на 2005 г.), и среднем паспортном значении КПД ГТУ 27,5 %, потери тепла с уходящими 36,6 10 6 133 10 6 кВт 133 ГВт . газами примерно равны: 0, 275 Подчеркнем, что резервы данного вида вторичных энергоресурсов по мощности соизмеримы по мощности с централизованной энергосистемой России. В соответствии с отраслевой Концепцией реконструкции объектов транспорта газа можно выделить основные принципы реконструкции: - преимущественное использование ГТП; - применение энергосберегающего оборудования нового поколения; - укрупнение единичных мощностей ГПА, (особенно для многоцеховых КС), что повышает эксплуатационные показатели ГТП и ЦБН; - сокращение резервных мощностей за счет повышения надежности оборудования, использования межцеховых перемычек и совершенствования ремонтно-технического обслуживания; - перевод цехов с неполнонапорной схемы на полнонапорную; - формирование современных систем управления КЦ и КС на базе унифицированных систем автоматического управления; - сокращение санитарно-защитных зон, благодаря снижению вибраций и выбросов загрязняющих веществ; - внедрение современных систем безопасности КС (пожаротушение, контроль загазованности, средства технического диагностирования и т.д.); - ориентация преимущественно на российских и кооперативных производителей оборудования. Производство электроэнергии в качестве побочного продукта при трубопроводном транспорте природного газа, позволит обеспечить не только собственные нужды в чистом энергоносителе, но и продавать электроэнергию сторонним потребителям, вплоть до выдачи электроэнергии в централизованную энергосистему. На КС МГ высокопотенциальное тепло выхлопных газов можно утилизировать для совершения механической работы привода нагнетателя, что эквивалентно выработке электроэнергии. В этом плане создание пилотных установок, генерирующих электроэнергию на КС, ГРС и др. объектах газовой промышленности, можно рассматривать как начало развития отраслевой энергетики. Таким образом, в результате реконструкции и технического перевооружения газопроводов возможно не только сокращение топливноэнергетических затрат на транспорт газа, но и прямое целенаправленное производство электроэнергии за счет вторичных энергоресурсов. Проблема наращивания мощности энергосистемы России за счет утилизации высокопотенциального бросового тепла объектов газотранспортной системы заманчива и перспективна, но спорна, очень сложна и требует разработки специальных программ. Реконструкция и модернизация объектов КС должна производиться обоснованно, с принятием соответствующих технических решений: - выбором и использованием наиболее эффективного вида ГПА; - оценки целесообразности перевода безрегенеративных ГТУ на работу по регенеративному циклу; - замены изношенного и морально устаревшего оборудования на новое, более эффективное высокотехнологичное оборудование; - максимального использования теплоты уходящих газов ГТУ; - развития и внедрения энергосберегающих технологий транспортировки газов; - широкого использования методов и средств технической диагностики для объективной оценки состояния оборудования КС; - обоснованного определения сроков проведения необходимых видов ремонта и т.д. Применение газоперекачивающих агрегатов нового поколения позволит получить определенный эффект: - на 25 – 30 % снизить потребление газа на технологические нужды; - улучшить экологическую обстановку за счет снижения выбросов окислов азота, до 50…100 мг/м3; - существенно повысить надежность газотранспортной системы; - обеспечить наработку на отказ 3500 час; - уменьшить время вынужденного простоя до 1% календарного времени; - обеспечить межремонтный ресурс не менее 20 – 25 тыс. часов. Следует отметить, что принятая в отрасли программа реконструкции является весьма напряженной, требует существенных материальных затрат, хотя и не охватывает при этом значительную часть парка устаревшего газотранспортного оборудования. Недостаток финансирования приводит к тому, что по некоторым позициям программа отстает от запланированных сроков. 2.2.2 Разработка и внедрение энергосберегающих технологий В создавшихся условиях особое значение приобретают ресурсо– и энергосберегающие технологии транспорта газа, не требующие вовлечения существенных инвестиций, такие как: - совершенствование методики оценки технического состояния оборудования МГ и особенностей эксплуатации трубопроводных систем транспорта природного газа; - оптимизация эксплуатационных режимов работы ГПА с учетом сезонного фактора, различного технического состояния, различной единичной мощности и разнотипности оборудования; - рациональное использование теплоты уходящих газов ГТУ; - утилизация энергии дросселирования на КС и ГРП; - определение оптимальных сроков использования агрегатов на газопроводах; - оптимизация режимов охлаждения газа на КС; - оптимальное использование АВО в системе охлаждения КС; - обоснование приоритетных направлений по снижению потерь природного газа и т.д. Внедрение ресурсосберегающих технологий тем эффективнее, чем меньше они стоят. Иногда просто грамотная эксплуатация того же самого оборудования может дать значительный эффект. А небольшая модернизация может оказаться весьма прибыльной. 2.2.3 Снижение потерь газа при магистральном транспорте По магистральным газопроводам перекачивается товарный газ. Поэтому разработка и внедрение в производство технологий по газосбережению при транспорте газа не менее важна, чем сокращение энергозатрат на копримирование. За рубежом стравливание газа практически не применяется. Сохраняется каждый м3 газа. Многолетний опыт развития отраслей газовой промышленности и, прежде всего, транспорта природных газов по магистральным газопроводам показывает, что разного рода технологические и другие виды потерь газа в отрасли достигают величины порядка 8…9 млрд. м3 в год и не имеют заметной тенденции к сокращению. Прямые потери природного газа при его транспорте по магистральным трубопроводам можно уменьшить внедрением технологий: - ликвидации разного рода неплотностей в линейной части трубопроводов и обвязке КС, вызывающих потери газа; - предотвращения различных видов аварий на линейной части газопроводов и КС; - сведения к минимуму выбросов газа в атмосферу при проведении различных видов ремонта МГ; - применения комбинированных утилизационных схем; - совершенствования количественного учета газа и т. д. 2.2.4 Утилизация вторичных энергоресурсов ВЭР В настоящее время недостаточно эффективно используется теплота отходящих газов ГТУ на КС. Существующие решения этой проблемы направлены, главным образом, на удовлетворение вспомогательных нужд КС (отопление, тепличное хозяйство и т. п.), что позволяет использовать всего лишь 7 – 10 % теряемого тепла. Применение комбинированных систем и технологий дает возможность вырабатывать за счет утилизации ВЭР механическую и электрическую энергию, что позволит решить проблему электроснабжения объектов КС и сторонних потребителей на качественно новом уровне. В связи с тем, что ОАО "Газпром" является крупным потребителем электрической энергии, развитие собственной энергетики относится к числу первоочередных задач. Разработка и реализация проектов электроснабжения КС за счет ВЭР становится актуальной задачей отрасли, решать которую в настоящее время необходимо. Несмотря на то, что данное направление сформировалось значительно позднее, оно развивается быстрыми темпами. В настоящее время разрабатываются и внедряются блочно-комплектные парогазовые установки для привода нагнетателей и электрогенераторов, утилизационных теплообменников различного назначения. Предварительные расчеты по созданию и применению на объектах газовой отрасли отечественных блочно-модульных БПГУ были выполнены по заданию Управления энергетики ОАО "Газпром" проектноконструкторской фирмой "Модуль" (г. Санкт-Петербург). На рис. 2.5 представлена принципиальная схема бинарной парогазовой установки, предусмотренной инвестиционным проектом для установки на КС Москово ООО "Баштрансгаз" ("Газпром трансгаз Уфа"). Предполагалось после замены агрегатов ГТК-10 на ГПА-16Р "Уфа" снимать с помощью котла-утилизатора до 22,5 МВт тепла с каждой трубы. Для выработки электроэнергии используется пар с котлов-утилизаторов в качестве промежуточного теплоносителя. Данная установка позволяет преобразовывать до 30 % тепла выхлопных газов в электроэнергию. Установка в своем составе имеет второй замкнутый контур, по которому в качестве рабочего тела циркулирует жидкость с низкой температурой кипения. Это может быть изобутан, изопентан или другая органическая жидкость. Рисунок 2.5 – Схема бинарной электростанции мощностью 4 МВт с использованием тепла выхлопных газов турбоприводов ГПА В первом контуре водяной пар из котлов–утилизаторов КУ с температурой 115 °С при давлении 0,17 МПа поступает в парогенератор ПГ (конденсатор), где, конденсируясь, передает свое тепло во второй контур. Температуры 115 °С достаточно для того, чтобы рабочее тело второго контура превратилось в пар с температурой 100 °С. Образовавшийся пар поступает на лопатки турбины Т, входящей в состав второго контура, которая и приводит в действие электрогенератор Г, вырабатывающий электроэнергию. После турбины отработавший пар проходит через конденсатор, где конденсируется, и в жидкой фазе рабочее тело с помощью насоса Н возвращается в цикл через дроссель РВ. Установка компактна и может обеспечить электроэнергией как компрессорную станцию, так и рабочий поселок Москово. После согласования с "Башкирэнерго" возможна поставка избыточной электроэнергии в электросеть для продажи ее сторонним организациям. Данный проект пока не осуществлен, но на Камчатке, на Паратунском паро-гидротермальном месторождении, внедрена и успешно эксплуатируется подобная паротурбинная установка, разработанная ООО "ВНИИхолодмаш". На рис. 2.6 представлен бинарный турбогенератор мощностью 4 МВт. Рисунок 2.6 – Бинарный турбогенератор мощностью 4 МВт: 1 – рама; 2 – турбина; 3 – редуктор; 4 – электрогенератор; 5 – клапан регулирующий Таблица 2.10 – Техническая характеристика бинарного турбогенератора Рабочее вещество бинарного цикла Полезная электрическая мощность, МВт Собственные нужды, кВт Тепловая мощность одного котла-утилизатора, МВт Паропроизводительность одного котла-утилизатора, кг/с Расход охлаждающей воды, м3/ч Ориентировочная цена основного оборудования, млн. $ Углеводородный газ (С3…С5) 3,5 <300 2,5 11,5 2000 1,5 Проведенные технико-экономические расчеты показали, что срок окупаемости оборудования такой установки составляет 3-4 года. Стоимость производимой электрической энергии примерно на порядок меньше тарифа. Как показали приблизительные расчеты, оснащение таким оборудованием всех газокомпрессорных станций в пределах только ОАО "Газпром" дает возможность сэкономить до 25 - 30 млрд. м3 газа в год для продажи его на экспорт. Как показали результаты предварительного анализа, из множества вариантов использования тепловых ресурсов на КС наименьший срок окупаемости имеет вариант использования тепловых ВЭР для привода нагнетателя природного газа. Также являются перспективными для внедрения на КС МГ технологии производства "холода" за счет ВЭР на каждой КС, что позволит повысить пропускную способность магистрального газопровода примерно на 10 %. Внедрение таких систем охлаждения на вновь строящихся МГ может позволить существенно понизить температуру газа, вплоть до температуры грунта, что снизит металлоемкость магистрального газопровода, энергозатраты, уменьшит риск проявления стресс-коррозии и повысит надежность магистрального газопровода, а также сохранит экологическое равновесие в окружающей среде. 2.3 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РЕЖИМОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ В отличие от нефтепроводов магистральные газопроводы эксплуатируются в нестабильных теплогидравлических режимах. Отклонения от проектных или расчетных режимов тем значительнее, чем больше диаметр трубопровода и больше его гидравлическая мощность. Отклонения от оптимальных режимов всегда вызывает увеличение удельных энергозатрат на транспорт газа и потому являются нежелательными. Возникает проблема экономичной эксплуатации магистральных газопроводов в нестабильных режимах, характеризующихся нестационарным теплообменом и неравномерностью газопотребления, которая может быть решена только с применением новейших ресурсосберегающих технологий, позволяющих стабилизировать теплогидравлические режимы работы системы и повысить КПД основного оборудования КС. 2.3.1 Влияние сезонного фактора на энергетические параметры МГ и расход топливного газа Обратим внимание на тот факт, что эксплуатация магистральных газопроводов характеризуется значительными колебаниями производительности, что приводит, в свою очередь, к еще более значительным изменениям режимов компримирования газа на КС. Неравномерность работы газопроводов в течение года приводит к неэффективной работе ГПА и существенному перерасходу топливного газа. Изменение пропускной способности магистральных газопроводов закономерно, т. к. основными причинами изменения являются: - сезонная неравномерность газопотребления; - климатические изменения температурных режимов и условий теплообмена в основных технологических процессах; - сезонные изменения гидравлической мощности газопровода и колебания мощности КС. Климатические условия российских регионов характеризуются холодными зимами с повышенными расходами тепла и электроэнергии как в коммунально-бытовом секторе, так и на промышленных предприятиях. Практика эксплуатации МГ нашей страны показывает, что с развитием сети трубопроводов неравномерность в газопотреблении увеличивается. Это происходит по следующим причинам: - для всех наших газопроводов характерно увеличение потребления газа в зимний период и снижение летом; - в наших тепловых хозяйствах и производственных комплексах, которые характеризуются неравномерным сезонным потреблением топлива, все меньше используется мазут. В зимний период возрастает спрос на газ, как на более дешевое топливо; - недостаток газовых хранилищ, значительная часть которых после распада СССР осталась за рубежом, также приводит к увеличению нестабильности работы КС. Отсутствие буферных систем не дает возможности выравнивать пропускную способность газопровода. Практика эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что в результате колебания производительности магистрального газопровода гидравлическая мощность может изменяться в несколько раз. Поршаковым Б.П. на основе обширного практического материала, полученного на магистральных газопроводах Средней Азии и системы Мострансгаз, разработан метод оценки влияния сезонной неравномерности газопотребления и учета изменения в связи с этим энергетических показателей газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом за годовой период эксплуатации. С целью выявления количественных соотношений были проведены специальные исследования на магистральных газопроводах Бухара – Урал и Средняя Азия–Центр. Промышленные исследования показали, что колебания мощности газотурбинных приводов за период с 1971 г. по 1975 г. достигали N e max 1,66...9,67 . величин N e min В результате статистической обработки диспетчерских данных был получен результат, показывающий, что изменение гидравлической мощности* находится примерно в кубической зависимости от пропускной способности газопровода N cQ m cQ 2,70...3,29 сQ3 . (3.1) Значение показателя m = 3,29 было получено на газопроводах Средней Азии, величина m = 2,70 – значительно позднее, на газопроводах ООО "Мострансгаз" и предприятия Сургургазпром. Для примера на рис. 3.1 показано изменение производительности одного из газопроводов Уренгойского коридора с характерными сезонными колебаниями за период с 01.01.97 г. по 31.12.98 г. График изменения загрузки МГ может быть апроксимирован и представлен уравнением гармонического колебания с годовым периодом эксплуатации (3.2). На основании этого уравнения можно получить формулы для определения и прогнозирования гидравлической мощности N магистрального газопровода, удельного расхода топливного газа В и коэффициента загрузки σ газоперекачивающих агрегатов. Рассмотрим последовательно эти зависимости: _____________________________________________________________________________ * Пояснение. Под гидравлической мощностью понимается мощность N в необратимом процессе транспорта газа по газопроводу с производительностью G = Qρ и компримирования его на последующей КС от давления р2 до давления р1 N GzRT ln p1 . p2 П р оизво дительн ость газо п ров ода, млрд.м3/мес 9,50 9,00 8,50 8,00 7,50 7,00 6,50 6,00 5,50 5,00 0 2 4 6 8 10 12 месяцы 1997 г. 1998 г. Рисунок 3.1 – Изменение производительности одного из газопроводов Уренгойского коридора, диаметром 1420 мм 1. Неравномерность подачи газа по газопроводам в течение года описывается уравнением (3.2): Q Q m 1 β cos( 0 ) , где Q max Q m Q1 Qm Qm (3.2) - относительная амплитуда колебаний производительности газопровода; Qmax , Qm – соответственно максимальная и средняя (за годовой период эксплуатации) производительность газопровода; 2 ; τ – время в месяцах; 12 φ0 – сдвиг по фазе на начало отсчета. В реальных условиях величина β изменяется в пределах: β =0,08…0,25. Анализ приведенных на рис. 3.1 графиков показывает, что величина относительной амплитуды колебаний производительности газопроводов ООО "Баштрансгаз" значительна: 9,026 7,763 8,609 7,739 0,163 в 1997 г. и 0,112 7,763 7,739 в 1998 г. Здесь; Qm = 7,763 млрд.м3/мес и Qmax = 9,026 млрд.м3/мес. в 1997 г.; Qm = 7,739 млрд.м3/мес и Qmax = 8,609 млрд.м3/мес. в 1998 г. 2. Принимая во внимание (3.1), т.е., полагая, что гидравлическая мощность N газопровода пропорциональна величине Q3 , получаем: 3 N Q 1 cos 0 3 , Nm Qm (3.3) где Nm – среднегодовая гидравлическая мощность, потребная для перекачки газа со среднегодовой производительностью Qm. При численных значениях β = 0,11…0,14 отношение наибольшей Nmax мощности КС к осредненной мощности составляет N max 3 3 3 1 1 0,11 ...1 0,14 1,37...1,48 . Nm (3.4) 3. На основании выражения (3.3) можно определить также диапазон изменения гидравлической мощности за годовой период эксплуатации. Отношение максимальной и минимальной мощности определяется выражением: N max Q max N min Q min 3 3 1 . 1 (3.5) Размах колебания гидравлической мощности в реальном диапазоне изменения относительной амплитуды колебания = 0,08…0,25 определяется выражением (3.6): 3 3 N (3.6) max 1β 1 0,08...0,25 1,62...4,6 3. 1β 1 0,08...0,25 N min Для определения мощности энергопривода КС вводят коэффициент ξКС, учитывающий потери в обвязке системы КС, к.п.д. нагнетателей, а также возможное отклонение от кубической зависимости изменения мощности при изменении пропускной способности: 3 N e max 1 . КС N 1 е min KC (3.7) В результате неравномерности работы газопроводов в течение года недоиспользуется установленная мощность ГПА, а сами агрегаты работают в режимах недогрузки. Недогрузка агрегатов по мощности вызывает увеличение удельных затрат на перекачку и увеличивает себестоимость транспорта газа. 4. Удельный расход топливного газа Вот также зависит от амплитуды колебания производительности β. Чтобы прогнозировать увеличение объемов топливного газа, можно считать, что расход топливного газа находится в линейной зависимости от мощности КС в рабочем диапазоне режимов: Boт B B xx ,oт N oт 1 B xx ,oт , B0 (3.8) B B XX ; B oт – относительные расходы топливного газа; B0 B0 Вхх, В0 – соответственно расход топливного газа на холостом ходу и на расчетном режиме работы для одного агрегата; Noт – относительная гидравлическая мощность, представляет собой отношение среднегодовой гидравлической мощности газопровода к мощности газопровода при средней его пропускной способности, т.е. к расчетной мощности. В соответствии с (3.2), относительная мощность Nот зависит от относительной амплитуды колебаний β и определяется в результате интегрирования выражения (3.3) за годовой период эксплуатации Т: где B xx ,oт Nm 1 T d 3 N от 0 0 N ... 1 2 . Nр NP 0 T 2 (3.9) Учитывая, что относительный расход топливного газа на холостом ходу примерно равен Вхх,от 0,25, на основании (3.8 – 3.9), получим выражение (3.10), показывающее, что относительный расход топливного газа находится в квадратичной зависимости от относительной амплитуды колебаний производительности: 3 Boт 0,25 1 2 1 0,25 1 1,125 2 . 2 (3.10) 5. Для обеспечения заданного графика пропускной способности газопровода необходимо, чтобы КС были укомплектованы агрегатами, обеспечивающими экономичные режимы работы во всем диапазоне мощностей Nе max…Nе min, т.е., необходимо выполнение условия (3.11): N e max N max . (3.11) N e min N min Потребная мощность в течение года меняется и определяет коэффициент загрузки турбоагрегатов σ, который является функцией относительной амплитуды колебаний пропускной способности газопровода β, а также зависит от расчетной температуры циклового воздуха на входе в 0 осевой компрессор Ta и максимальной температуры наружного воздуха Та max . Относительное изменение мощности газотурбинного привода при изменении температуры наружного воздуха можно приближенно определить по уравнению Н.И. Белоконя (3.12): Ta Ta0 0 Ta Ta0 , Ne m (3.12) 0 1 1 f T , T a a max 0 0 Ta 1 0 Ta N 0e где Та , Тa0 – соответственно температуры наружного воздуха: реальная и в расчетном номинальном режиме; λ0 = Nк/Nт – соотношение мощностей компрессора и газовой турбины в условиях номинального режима. Если температура наружного воздуха Та max не превышает расчетную 0 Та , то среднегодовой коэффициент загрузки σm остается неизменным. Приближенно его можно определить по выражению (3.13): 3 1 2 N N 2 m Ta0 e0m К e m К idem , (3.13) з N e max з 1 3 Ne В действительности коэффициент запаса мощности агрегата Кз хотя и зависит от температуры наружного воздуха, не может быть чрезмерно большим, т.к. ограничивается в основном по условию прочности узлов ГТУ: K3 N e max 1,15...1,25 . N 0e Ne max и Ne0 – мощности на муфте нагнетателя, соответственно максимально допустимая и при номинальном режиме. Среднегодовые показатели загрузки ГТУ, рассчитанные по (3.13), приведены в табл. 3.1. Таблица 3.1 – Среднегодовые показатели загрузки ГТУ (без учета температурного влияния) Вот 0,0 1,0 1,0 0,10 0,763 1,011 0,15 0,680 1,025 0,20 0,613 1,045 0,25 0,560 1,070 0,30 0,517 1,101 0,35 0,481 1,134 Если температура наружного воздуха Та max превышает расчетную Та0, то коэффициент загрузки агрегатов определяется с учетом влияния температуры воздуха по выражению (3.14): Ta max Ne m N К em 0 з N e max Ne 3 2 f Tа max f Ta max 0 2 К T . a з 1 3 f Ta0max f Ta0max 1 (3.14) С учетом температурного влияния диапазон возможных колебаний мощности газопровода определяется выражением (3.15): 3 N max 1 КЗ . 0 N min 1 f Ta max (3.15) Подробный анализ среднегодового коэффициента загрузки, с учетом температурного влияния, выполнен Б.П. Поршаковым. Анализ показывает, что на северных газопроводах в летний период температура газов перед турбиной относительно невысока и составляет примерно 0,9 от номинальной. Даже при высоком коэффициенте загрузки ГТУ располагаемая мощность ГТУ используется не полностью. В южных районах страны средний коэффициент использования располагаемой мощности ниже, чем в северных районах, на 10 – 15 %, но по другой причине: из-за ограничения высшей температуры цикла, т. к. Та max значительно превышает расчетную Та0. Исследования режимов работы КС на различных газопроводах страны показывают, что загрузка ГПА на КС ОАО "Газпром", в среднем, находится на уровне 0,75…0,80, а в ряде случаев достигает уровня 0,65…0,70, что является причиной снижения КПД агрегатов до уровня 0,19…0,20 и приводит к значительному перерасходу топливного газа. Проведенный анализ убеждает в необходимости учета сезонных колебаний режима работы газопровода при решении задач энергосбережения при транспорте газа. Влияние сезонного фактора на работу системы газопровода в определенной мере изучено, существуют методики для прогнозирования режимов работы ГПА и нормативные документы для расчета потребного расхода топливного газа, в зависимости от степени загрузки по производительности и времени года. Но остается нерешенной проблема надежной эксплуатации ГПА в нестабильных режимах. 2.3.2 Влияние нестабильности теплогидравлических режимов магистрального газопровода на его техническое состояние Практика эксплуатации магистральных газопроводов убеждает нас в том, что на трубопроводах большого диаметра стационарный режим практически не достигается. Колебания производительности, температуры газа и давления в трубопроводе при его эксплуатации взаимосвязаны и влияют на его техническое состояние. Проблема стабилизации режимов магистрального газопровода представляется весьма важной и актуальной. Для иллюстрации на рис. 3.2 представлены графики изменения температуры газа, окружающего воздуха и давления на выходе из нагнетателей на КС 17 участка "Поляна – Москово" трехниточного газопровода Уренгойского коридора в весенний период 1998г. Такой нестабильный режим характерен для всех магистральных газопроводов, оборудованных АВО газа. 2.3.2.1 Причины нестабильности теплогидравлических режимов МГ Нестабильность работы магистрального газопровода объясняется разными причинами: тепловой инерционностью грунта, окружающего газопровод, неравномерностью газопотребления, влиянием климата (смена времен года, суточные колебания температуры, резкое похолодание, Рисунок 3.2 – Изменение температуры газа, воздуха и давления нагнетателей на КС 17 участка Полянская-Москово газопроводов трехниточного газопровода Уренгойского коридора за март-апрель 1998 г. потепление, осадки и т.д.), изменениями режимов компримирования и охлаждения газа и т.д. В настоящее время такой режим представляется неизбежным для трубопроводов большого диаметра. Например, по данным ООО "Газпром трансгаз Уфа" лишь около 1/3 годового периода эксплуатационные параметры газопроводов Уренгойского коридора близки к проектным. Бoльшую часть времени газопроводы эксплуатируются в нестационарных режимах, которые характеризуются частой сменой температуры газа tг, подаваемого в трубопровод. Кривые изменения температур и давлений, представленные на рис. 3.2, являются характерными для МГ большого диаметра и наглядно объясняют причину данного явления. С некоторым запаздыванием из-за тепловой инерции АВО, примерно на 2 - 3 часа, повторяя пульсирующий характер изменения температуры воздуха tв, меняются температура природного газа tг на выходе из аппаратов воздушного охлаждения (АВО) и давление р после нагнетателей на выходе из КС. При суточном колебании температуры воздуха, амплитуда которого достигает 18…20 °С в районах с континентальным климатом, характерным для районов Башкортостана, поддерживать стабильной температуру газа удается далеко не всегда. Исследования, проведенные совместно УГНТУ и ОАО "Баштрансгаз" на магистральных газопроводах Уренгойского коридора, показали, что колебания температуры газа, нагнетаемого в газопровод, проходят по всей длине газопровода в виде тепловых импульсов и пагубно воздействуют как на линейную часть газопровода, так и на основное оборудование. Наиболее яркие и разрушительные последствия такого вида термодинамического воздействия проявляются в виде стресс-коррозионных разрушений трубопроводов и вибрации оборудования. 2.3.2.2 Активизация коррозионных процессов на наружной поверхности магистральных газопроводов Анализ аварий, происходящих по причине стресс-коррозионного растрескивания на газопроводах большого диаметра, показал, что нестабильность теплогидравлических режимов МГ является первопричиной, в своем роде катализатором стресс - коррозии, которая, в русском контексте, имеет другое название – КРН (коррозионное растрескивание под напряжением). Импульсное изменение температуры стенки газопровода увеличивает коррозионную активность грунтов, прилегающих к газопроводу. В результате этого фактические параметры работы газопровода нестабильны, существенно отличаются от проектных, не являются оптимальными, и, следовательно, требуют повышенных удельных энергозатрат. Так как охлаждение газа происходит в АВО, то колебания температуры газа закономерны и происходят с суточным и годовым периодом, а также зависят от изменения климатических условий, вызывая сложности в регулировании работы АВО. Кроме того, по технологическим причинам, например, в случае остановки компрессорного цеха, происходят резкие изменения теплогидравлических режимов с ярко выраженным нестационарным теплообменом. Особенно это относится к газопроводам большого диаметра, время релаксации которых (порядка 3-х месяцев), после очередного изменения режима, соизмеримо с периодом сезонных колебаний температур. Внезапное изменение режима газопровода приводит к возникновению теплового импульса, который быстро передается к критическим сечениям (приуроченным к оврагам, балкам и др. рельефным местам с периодическим водотоком) на высокой стороне, подверженным стресс-коррозионному разрушению. Следует отметить, что это явление характерно для газопроводов большого диаметра. На нефтепроводах явление стресс-коррозии не встречается. Дело в том, что в магистральных нефтепроводах, где скорости движения нефти малы и температура нефти быстро выравнивается с окружающей средой, тепловой импульс, даже если он возникает по какимлибо причинам, быстро гасится. Но в газопроводах большого диаметра, в отличие от нефтепроводов, тепловой импульс быстро переносится потоком, т.к. скорость движения потока велика и газ не успевает остыть. Например, при скорости газового потока W = 40 м/с за 10 минут тепловой импульс передается на расстояние L = 40·10·60 = 24000 м = 24 км. В результате этого нестабильный импульсный температурный режим системы генерирует неравновесные термодинамические процессы, особенно на высокой стороне КС, которые имеют весьма разносторонние проявления и самым непосредственным образом влияют на техническое состояние элементов конструкций и системы магистрального газопровода в целом. 1. В первую очередь, это синхронные температурные подвижки трубопроводов в местах потери устойчивости, при многократном повторении приводящие к нарушению адгезии (вследствие различия коэффициентов температурного расширения металла и покрытия) и целостности изоляционных покрытий. Нарушение защитного покрытия способствует коррозионному разрушению трубопровода. Одновременно происходит активизация электрохимических коррозионных процессов, вызванная импульсным или колебательным движением грунтовых электролитов, в том числе и стресс–коррозионных процессов. Обычно эти явления встречаются на начальных участках трассы и приурочены к оврагам и балкам. Характерным в таких случаях является нарушение изоляционного покрытия: сквозное или отслаивание, а также наличие стресс–коррозионных трещин, эрозионных и др. разрушений на наружной поверхности аварийного участка газопровода. На рис. 3.3 показана причинно-следственная связь и зависимость активности коррозионных процессов от теплогидравлических режимов работы магистрального газопровода. Изменение теплогидравлического режима газопровода (отключение и включение АВО, остановка или пуск нагнетателей, изменение величины отбора газа по трассе, открывание и закрывание кранов на газопроводах и перемычках, изменение температуры воздуха, дожди, таяние снега и т.д.) Импульсное изменение температуры грунта t Импульсное изменение влажности грунта W эл, переменное по контуру трубы Импульсное изменение удельного сопротивления грунта эл эл, переменное во времени Образование динамической системы микро- и макрокоррозионных элементов с сетью микроуравнительных токов, функционирующей в импульсном режиме. Движение влаги и эвакуация продуктов коррозии активизирует процесс. Нестабильность работы СКЗ усиливает эффект Рисунок 3.3 – Схема активизации коррозионных процессов на наружной поверхности МГ большого диаметра при изменении теплогидравлических режимов Эта динамическая система действует при любом защитном потенциале, даже при хорошо отлаженной катодной защите газопровода, так как изменение удельного сопротивления тонкого слоя грунта, контактирующего с газопроводом, пренебрежимо мало по сравнению с общим сопротивлением цепи катодной защиты. Она запускается в действие при любом изменении в режиме работы газопровода. При разнородных грунтах обратной засыпки и нарушении сплошности изоляционного покрытия макрокоррозионные элементы будут четко обозначены. Под импульсным или колебательным температурным воздействием коррозионные процессы активизируются очень сильно. Это подтверждено лабораторными и промышленными экспериментами, проведенными совместно кафедрой "Гидравлика и ГМ" УГНТУ и ООО "Газпром трансгаз Уфа". На рис. 3.4–3.7 представлены фотографии опытных стальных образцов (ст. 3). Образцы № 1 и № 4 подвергались импульсному температурному воздействию. Образцы № 2 и № 3 - контрольные образцы, температура которых поддерживалась на уровне средней температуры. Для создания адекватной физической модели были смоделированы условия теплообмена с окружающим грунтом участка газопровода, пересекающего овраг, по дну которого протекает ручей, т.е. модель газопровода, подвергающегося импульсному температурному воздействию в условиях периодически обводняемого грунта. На поверхности образцов № 1 и № 4, подвергавшихся импульсному воздействию, преобладают обширные и глубокие очаги язвенной коррозии. Максимальная глубина язвенного поражения отмечается в местах водотока (периодического увлажнения). Вследствие барражного эффекта и повышенной влажности с подпруживающей стороны эрозия более глубокая и обширная. Хорошо видно принципиальное отличие характера поражения образцов, испытанных в импульсном режиме, имеющих обширные и глубокие язвы, от контрольных образцов с поверхностной коррозией. Но самым убедительным является факт, что потеря массы испытуемых образцов, подвергшихся импульсному воздействию, увеличились в 6,9…11,2 раза по сравнению с контрольными образцами, находящимися в стабильных условиях теплообмена, при постоянной температуре. Проведенный анализ показывает необходимость учета фактора нестабильности теплогидравлических режимов и колебаний параметров работы газопровода на стадии проектирования и разработки специальных технологий по стабилизации режимов работы системы МГ: - путем оптимизации эксплуатационных режимов работы КС МГ; - использованием аккумулирующей способности МГ; - вводом в эксплуатацию газовых хранилищ; - способами отслеживающего регулирования и т. д. С увеличением емкости и мощности подземных хранилищ газа относительная амплитуда колебаний β производительности МГ снижается: происходит сглаживание сезонной неравномерности газопотребления за счет аккумулирующей способности газохранилищ и буферных потребителей газа. Рисунок 3.4 – Образец № 1. Импульсный температурный режим 30/40°С (грунт с поз. 3 ч. по ходу газа) Рисунок 3.5 – Образец № 2. Контрольный. Температура t=33°С (грунт с поз. 3 ч. по ходу газа) Рисунок 3.6 – Образец № 4. Импульсный температурный режим 31/42°С (грунт с поз. 6 ч.) Рисунок 3.7 – Образец № 3. Контрольный. Температура t = 34°С (грунт с поз. 6 ч.) На рис. 3.8 приведен график изменения производительности на участке "Полянская – Москово" газопровода Уренгойского коридора диаметром 1420 мм за период с 01.01.2000 по 31.07.2001, который совпадает по времени с введением в действие всего Канчуринско-Мусинского комплекса ПХГ. Как видно, данный график качественно отличается от предшествующих, приведенных на рис. 3.1. 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 ян в .0 фе 0 в .0 ма 0 р .0 ап 0 р.0 ма 0 й.0 ию 0 н. 0 ию 0 л. 0 ав 0 г. 0 0 се н .0 0 ок т.0 0 но я .0 0 де к.0 ян 0 в .0 фе 1 в .0 ма 1 р.0 ап 1 р .0 ма 1 й .0 ию 1 н. 0 ию 1 л. 01 Производительность газопровода, м лрд. м3 /м ес. 9,00 месяцы Рисунок 3.8 – Изменение производительности на участке газопровода Уренгойского коридора диаметром 1420 мм В результате регулирования производительности данного газопровода уменьшилась амплитуда колебаний производительности β, что привело к увеличению коэффициента загрузки σ силовых агрегатов на КС и более эффективному их использованию. 3.3.3 Теплогидравлический расчет эксплуатационных режимов магистральных газопроводов Для грамотного регулирования работы ГПА необходимо уметь прогнозировать изменение гидравлической мощности газопровода, которая, как видно, меняется по периодическому закону (3.3) и зависит от климатических условий. Анализ характера изменения температуры воздуха у поверхности земли, климатологических данных, а также опыт эксплуатации неизотермических трубопроводов дают основание утверждать, что изменение среднемесячной температуры наружного воздуха в течение года приближенно можно представить уравнением вида, аналогичного уравнению (3.2): t в t вm 1 β cos (3.16) t t где в max вm – относительная амплитуда колебания температуры; tв tвm – текущее значение среднемесячной температуры наружного воздуха в районе прохождения трассы газопровода; tвm – среднегодовая многолетняя температура наружного воздуха; tвmax – максимальная среднемесячная температура воздуха за годовой период эксплуатации. Но, как известно, прогнозировать температуру воздуха, как и погодные условия, сложно, если идет речь о суточных колебаниях температуры. Именно колебания температуры воздушной среды вносят сложности в регулирование режимов работы АВО на КС. Анализ температурных кривых на рис. 3.2 показывает, что, несмотря на охлаждение газа в АВО и соответствующее регулирование его температуры, изменение основных параметров газопровода: температуры газа после АВО и давления газа после нагнетателей изменяются практически синхронно с температурой воздуха, с небольшим запаздыванием на начало отсчета φ0'. Температура грунта менее подвержена колебаниям, так как суточные изменения температуры воздуха не проникают глубже, чем на 5-10 см в деятельный слой грунта. На глубине заложения оси газопровода проявляются только сезонные изменения. Температура грунта также подчиняется закону гармонического колебания и может быть аппроксимирована аналогичным уравнением: t 0 t 0 m 1 cos , (3.17) t t где 0 max 0 m ; t0 - текущее значение температуры грунта на глубине t0m заложения трубопровода в ненарушенном тепловом состоянии; t0m – среднегодовая многолетняя температура грунта; t0max – максимальная температура грунта за годовой период эксплуатации. Из-за тепловой инерции грунта происходит сдвиг по фазе на начало отсчета в изменении температур воздуха и грунта: соответственно φ0' < φ0''. Однако реальная картина изменения параметров газопровода значительно сложнее. Система активно реагирует на суточные колебания температуры воздуха. Регулирование осложняется тем, что аппараты воздушного охлаждения газа имеют тепловую инерцию, дающую запаздывание в изменении режима примерно на 2 - 4 часа, что соизмеримо по времени действия с суточными колебаниями температуры воздуха, полупериод которых составляет 12 часов. Кроме того, нет таких газотурбинных двигателей, которые при изменении температуры наружного воздуха как в течение дня, так и на протяжении года сохраняли бы свою номинальную мощность. Это значит, что газоперекачивающие агрегаты компрессорных станций должны быть подобраны и рассчитаны на переменный режим нагрузки, а их единичные мощности подобраны так, чтобы возможно было достаточно свободно маневрировать числом вентиляторов АВО, находящихся в работе. Регулирование с учетом суточных колебаний – вопрос наиболее сложный и, несмотря на большое количество теоретических работ, технически достаточно не проработан. В настоящее время данная задача решается посредством регулирования АВО, что в большинстве случаев не дает желаемого эффекта, о чем и свидетельствует рис. 3.2. 2.3.3.1. Изменение температуры эксплуатации газа по длине газопровода при Несмотря на то, что режимы работы магистральных газопроводов явно нестационарные, расчет температуры и давления в газопроводе выполняется по формулам стационарного режима с учетом осредненных во времени параметров. Тепловой расчет стационарного режима простого газопровода, согласно нормам технологического проектирования СТО 2-3.5-051-2006 [3], выполняется с учетом эффекта Джоуля-Томсона по формуле: Pн2 Р 2к Di 1 еaL , 2 a L Р ср (3.18) K ср d н L Шу – параметр Шухова; Q C р 106 (3.19) Т к Т 0 (Т н Т 0 ) e где aL 225,5 aL То – расчетная температура окружающей среды, К; при расчете эксплуатационных режимов принимается равной температуре грунта на глубине заложения трубопровода в ненарушенном тепловом состоянии; Тн – температура газа в начале участка газопровода, К; при отсутствии охлаждения газа на КС температуру Тн следует принимать равной температуре газа на выходе из компрессорного цеха, при наличии охлаждения газа величина Тн должна приниматься равной температуре газа на выходе из системы охлаждения; Тк – температура газа в конце участка газопровода, К; Рн, Рк – соответственно, начальное и конечное абсолютные давления газа на участке, МПа; Рср – среднее давление газа на участке, МПа; L – длина участка, км; dн – наружный диаметр газопровода, мм; Кср – средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м2·К; Ср – средняя изобарная теплоемкость газа, кДж/кг·К; Di–среднее на участке значение коэффициента Джоуля-Томсона, К/МПа; q – пропускная способность газопровода, млн м3/сут; ∆ – относительная плотность газа по воздуху; т.е. отношение плотности газа к плотности сухого воздуха в при тех же условиях; L – длина участка газопровода, км. Средняя изобарная теплоемкость природного газа Ср для природных газов с содержанием метана более 80 % в диапазоне температур 250–400 К, при давлениях до 15 МПа, в соответствии с п. 18.6.7 [3], вычисляют по формуле: 2 3 С р R( E 0 E1 E 2 E3 ), (3.20) где R 8,3143 , n xi i , i 1 , , n n xi i , xi i , i 1 i 1 2 о 4,437 1,015 0,591 , 1 3,29 2 3, 23 11,37 10,9 2 , 16,27 25,48 11,81 2 3 , 3 0,214 0,908 0,967 2 . хi – концентрация i-гo компонента газа, доли ед.; Мi. – молярная масса i-гo компонента газа, определяемая по ГОСТ 30319.1; Pкрi, Т крi, – критические значения давления и температуры i-гo компонента газовой смеси, определяемые по ГОСТ 30319.1. Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона Di для природных газов с содержанием метана более 80 % в диапазоне температур 250- 400 К, при давлениях до 15 МПа, в соответствии с п. 18.6.8 [3], вычисляют по формуле: 2 3 Di o 1 2 3 , 2 о 24,96 20,3 4,57 , (3.21) 1 5,66 2 4,11 19,92 16,89 2 14,68 13,39 2 , 3 0,568 В условиях эксплуатации определяется по формуле (3.22): 2,0 1,79 2 . средняя Т ср Т 0 температура Тн Тк Тн Т0 . ln Тк Т0 газового потока (3.22) Среднее давление в газопроводе определяется по формуле (3.23). 2 Pк2 Pср P0 3 Рн Рк . (3.23) Нормами технологического проектирования допускается считать режим течения газа по трубопроводу изотермическим, со средней температурой природного газа Тср. Применяя метод смены стационарных состояний, по формуле (3.19) можно рассчитывать и эксплуатационные режимы работы газопровода, учитывая изменение температур грунта То и коэффициента теплопередачи Кτ по периодическим зависимостям. При этом в (3.19), при определении параметра Шухова, вместо К учитывается значение Кτ, меняющееся во времени Шу aL 225,5 K dн L q C р 10 6 (3.24) Наибольшую сложность представляет определение коэффициента теплоотдачи Кτ. Теоретически определить коэффициент Кτ с учетом сезонного изменения его величины не представляется возможным. Однако это сделать несложно на основании базы диспетчерских данных. 2.3.3.2 Определение коэффициента теплопередачи на основе диспетчерских данных Коэффициент теплопередачи К (или Кτ ) от газа в окружающую среду, входящий в формулу (3.20) через параметр Шухова (или Яблонского), зависит от многих факторов: глубины заложения трубопровода, его изоляции, коэффициента теплопроводности грунта, наличия и состояния снежного покрова, скорости ветра у поверхности земли и т.д. При проведении ориентировочных расчетов в [8], например, рекомендуется принимать значение коэффициента теплопередачи для грунта, состоящего из сухого песка, на уровне К = 1,16 Вт/(м2К); для очень влажного песка – на уровне К = 3,5 Вт/(м2·К); для сыроватой глины – на уровне К = 1,6 Вт/ (м2·К). Приближенное среднее значение коэффициента теплопередачи в ориентировочных расчетах рекомендуется принимать на уровне К = 1,75 Вт/(м2·К). Как видно, эти рекомендации не годятся для расчета эксплуатационных режимов. На самом деле изменение коэффициента теплопередачи Кτ в течение годового периода эксплуатации газопровода имеет сезонный характер. Для примера на рис. 3.9 приводятся среднемесячные значения коэффициента теплопередачи Кτ для участка газопровода "Полянская – Москово". Коэффициент теплопередачи К, Вт/(м.гр) 2,00 1,80 1,60 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Месяцы 1997 год 1998 год Рисунок 3.9 – Периодичность в изменении коэффициента теплопередачи Кτ Оптимизационные расчеты будут более точными, если учитывать фактическую величину коэффициента теплопередачи Кτ газопровода, определяемую с учетом сезонного фактора, например, по зависимости К К ср К сos 0 , (3.25) где Кср – среднее значение коэффициента теплопередачи за годовой период эксплуатации; амплитуда колебания К* = (Кmax – Кmin)/2; Кmax и Кmin – максимальное и минимальное среднемесячные величины коэффициентов теплопередачи за годовой период эксплуатации; φ0* – сдвиг по фазе на начало отсчета. Но для оперативного регулирования этот метод не подходит, так как он не позволяет учесть суточные и др. кратковременные изменения температурного режима. Кроме того, в период ливней или, наоборот, в засушливый период, отклонение величины Кτ от среднестатистического значения на данное время года может быть весьма существенным, что необходимо также учитывать. Поэтому оперативное регулирование должно быть основано на использовании базы диспетчерских данных. Вычисление коэффициента теплопередачи Кτ производится матричным методом по транцендентному относительно Кτ уравнению (3.19). Именно так, по программе КОЕFF, получены значения Кτ , представленные на рис. 3.9. При этом абсолютные давления в начальном и конечном сечениях газопровода Рн и Рк определяются с учетом внутристанционных потерь давления газа на КС (в пылеуловителях, АВО, арматуре и т.д.) в соответствии с п. 7.6.19 норм технологического проектирования [3] по формулам: Рн=РнагРвых, (3.26) Рк =Рвх+Рвх, МПа , (3.27) где Рнаг – давление нагнетания на выходе из компрессорного цеха; Рвых – потери давления в трубопроводах и АВО между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода; Рвх – давление на входе в компрессорный цех; Рвх – потери давления в трубопроводах и пылеуловителях между узлом подключения к линейной части магистрального газопровода и компрессорным цехом. Потери давления газа, как правило, не должны превышать величин, приведенных в табл. 3.2. Таблица 3.2 – Потери давления газа в трубопроводах и оборудовании КЦ Рабочее давление (избыточное), МПА 5,40 7,35 8,34 9,81 15,00 Потери давления газа, МПа на входе КЦ на выходе КЦ при при при при одноступенчатой двухступенчатой наличии отсутствии очистке газа очистке газа АВО газа АВО газа 0,08 0,13 0,06 0,03 0,12 0,19 0,07 0,04 0,12 0,20 0,08 0,05 0,13 0,21 0,08 0,05 0,15 0,25 0,10 0,07 При определении коэффициента теплопередачи Кτ, в соответствии с п. 18.6.5 [3], внешний теплообмен учитывается вторым слагаемым после знака равенства в (3.18) и третьим слагаемым учитывается изменение температуры газа за счет эффекта Джоуля – Томсона (температура газа понижается, так как дроссель-эффект положительный). Температура газа в магистральных газопроводах за счет эффекта Джоуля – Томсона обычно понижается на 3 - 6 °С. В случае, когда эффект Джоуля – Томсона не учитывают, Di = 0, из уравнения (3.18) непосредственно следует формула В. Г. Шухова для расчета температуры газа в трубопроводе. Также, из уравнения (3.18) видно, что за счет эффекта Джоуля – Томсона температура транспортируемого реального газа может быть даже ниже температуры окружающего грунта, а при расчете по формуле В.Г. Шухова температура газа никогда не может быть ниже температуры грунта. При отсутствии внешнего теплообмена между газом и грунтом, т.е. в условиях идеальной тепловой изоляции газопровода, влияние эффекта Джоуля – Томсона на температуру транспортируемого газа максимально. Отмеченные особенности течения реального газа по газопроводу указывают на необходимость учета эффекта Джоуля – Томсона при определении температуры транспортируемого газа по длине газопровода. Обычно численное значение коэффициента Джоуля – Томсона изменяется в диапазоне 3 - 6 °С/МПа, хотя основной вклад, до 80 – 90 %, в определение конечной температуры газа в газопроводе дает внешний теплообмен. Следует отметить, что при расчетах температурных режимов магистральных газопроводов теплофизические характеристики перекачиваемых газов (кроме плотности) можно принимать постоянными. 2.3.3.3 Гидравлический расчет магистрального газопровода В основу гидравлического расчета простого газопровода (c постоянным внутренним диаметром d и без разветвлений) берется зависимость (3.28) для определения пропускной способности магистрального газопровода без учета рельефа трассы: р2 р 2 3 2 , 5 н к q 3,32 10 6 d , млн. м /сут. (3.28) Z T L ср ср Реальные свойства природных газов учитываются коэффициентом сжимаемости Zср, который при давлениях до 15 МПа и температурах 250-400 К вычисляют по формуле (3.29) в зависимости от приведенных значений температуры Тпр и давления Рпр. в соответствии с п. 18.2.4 [3]: 2 1 A1 P A2 P , где (3.29) A1 0,39 2,03 3,16 1,09 2 3 , T T T A2 0,0423 0,1812 0,2124 , 2 T T Уравнение для определения давления газа на расстоянии х от компрессорной станции можно легко получить на основании уравнения (3.28), заменив в нем Pк на Pх, а L на х : р2 р2 2 , 5 н x (3.30) q 3,32 10 6 d , . Z T x ср ср Из уравнения (3.30) получается: 2 н pх p q 2 Z ср Т ср х 3,32 10 d 6 2 5 . (3.31) Более удобную формулу для определения изменения давления газа по длине газопровода можно получить из соотношения (3.28) и (3.30): х p х р 2н р н2 р 2к . (3.32) L Линия падения давления в трубопроводе является параболой, градиент которой увеличивается по длине газопровода. Дело в том, что в начале газопровода (после компрессорной станции), когда давление высокое, плотность газа большая, удельный объем мал и скорость движения газа небольшая. Массовый расход газа и массовую скорость по длине газопровода при установившемся режиме течения можно считать постоянными: Q m н Wн F к Wк F const , (3.33) н Wн к Wк соnst . (3.34) По мере удаления от компрессорной станции давление газа в трубопроводе уменьшается, что приводит к увеличению удельного объема газа (или уменьшению его плотности ), а следовательно, росту скорости движения газа по газопроводу W (в условиях постоянного проходного сечения газопровода, F = d2/4 = idem). Так как потери на трение пропорциональны квадрату скорости W2, то увеличение скорости движения газа по газопроводу приводит к интенсивному падению давления газа на конечных участках газопровода между компрессорными станциями. Т. о., движение газа по газопроводу сопровождается значительным падением давления газа по длине в результате преодоления гидравлических сопротивлений, снижением плотности газа, увеличением его линейной скорости и т.д., а вследствие теплообмена между газом и грунтом происходит снижение температуры газа по длине газопровода. При нестабильных режимах работы все эти параметры газопровода меняются во времени, что необходимо учитывать при решении задач ресурсо- и энергосбережения, таких, как оптимизация режимов охлаждения транспортируемого газа, регулирование работы ГПА в условиях переменных нагрузок, оценка устойчивости трубопровода при возникающих термических напряжениях, предупреждение аварийных ситуаций и т. п. 2.3.3.4 Определение коэффициента гидравлической эффективности Е Согласно нормам технологического проектирования магистральных газопроводов СТО 2-3,5-051-2006, коэффициент гидравлической эффективности Е может быть определен на основании выражения: тр 2 , (3.35) Е где тр - коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый для всех режимов течения газа в газопроводе формулой ВНИИГАЗа: 0, 2 158 2k э тр 0,067 (3.36) ; d Re Эквивалентная шероховатость труб kэ=0,03 мм для труб без гладкостенного покрытия; kэ=0,01 мм для труб с внутренним гладкостенным покрытием. Число Рейнольдса вычисляется по формуле: q Re 17,75 10 3 , (3.37) d где d, мм; ?, Па·с; q, млн. м3/сут. Динамическую вязкость природных газов ?, Па·с, при давлениях до 15 МПа и температурах 250 - 400 К, в соответствии с п.18.2.5 [3], вычисляют по формуле 2 3 0 (1 1 2 3 ), (3.38) 1 где ? 0 =(1,81+5,95Тпр)·10-6 , 1 0,67 2 0,8 3 0,1 2,36 1,93 2 , 2,89 2,65 2 , 0,354 0,314 2 . Коэффициент гидравлической эффективности Е объективно отражает состояние внутренней поверхности газопровода, позволяет более точно выполнять гидравлические расчеты, что особенно важно при прогнозировании теплогидравлических режимов работы газопровода. 2.4 РЕКОНСТРУКЦИЯ И МОДЕРНИЗАЦИЯ КС КАК ОСНОВНОЕ НАПРАВЛЕНИЕ РЕСУРСОЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ В ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ Реконструкция КС – это перестройка, связанная с обновлением оборудования. Модернизация производится с целью улучшения показателей оборудования, без принципиального преобразования КС. Реконструкция требует больших инвестиций и сроков строительства и в силу объективных причин растягивается на годы. Поэтому в период реконструкции необходимо решать вопросы эффективной эксплуатации оборудования разнотипного и находящегося в различном техническом состоянии. 2.4.1 Выбор типа энергопривода при реконструкции КС Основные виды энергопривода на КС МГ – это газотурбинный и электрический. Каждый имеет свои недостатки и преимущества, которые проявляются в процессе их эксплуатации. ГТУ имеют широкий диапазон регулирования за счет изменения числа оборотов. Кроме того, особенность газотурбинных установок, которые повышают свою мощность с понижением температуры наружного воздуха, благоприятно сказывается на работе газоперекачивающего агрегата в зимний период эксплуатации, когда пропускная способность газопроводов, как правило, повышается. Электроприводной газоперекачивающий агрегат (ЭГПА) отличается стабильностью работы. На ЭГПА обычно устанавливаются редукторымультипликаторы, которые позволяют увеличивать частоту вращения вала нагнетателя, что повышает КПД нагнетателя, но приводит к определенному снижению КПД агрегата в целом. Применение ЭГПА сдерживается относительно высокой стоимостью электроэнергии, отпускаемой компрессорным станциям. Выбор энергопривода должен производиться на основании технико– экономического сравнения с учетом региона расположения КС, исходя из минимальных затрат (топлива и денежных средств) на выработку единицы энергии (1 кВт·ч) на муфте нагнетателя, что практически соответствует условию минимального расхода топлива на КС. При известном соотношении цен на газ и электроэнергию Цгаз/Цэл можно определить области эффективного использования газотурбинных (ГГПА) и электроприводных (ЭГПА) агрегатов. На рис. 4.1 линия критических соотношений цен Цгаз/Цэл разделяет области рационального использования ГГПА и ЭГПА. Анализ диаграммы показывает: - что в настоящее время предпочтение следует отдавать газотурбинному энергоприводу КС; - по мере увеличения КПД область использования газотурбинного энергопривода будет расширяться; Экономическая целесообразность электроприводных агрегатов по сравнению с газотурбинными начинает проявляться при соотношении цен на природный газ и электроэнергию примерно Цгаз/Цэл =2,5…3,5. Например, если при стоимости электроэнергии Цэл = 1 руб./(кВт·ч), цена на газ будет составлять не менее 2500…3500 руб./(1000м3). Рисунок 4.1 – Области рационального использования ГГПА и ЭГПА Приведенная методика была апробирована для газотранспортных предприятий "Сургутгазпром" и "Мострансгаз", и был подтвержден вывод в пользу использования газотурбинных ГПА на КС при действительном соотношении цен. В зимний период эффективность работы ГГПА повышается (рис. 4.2). Это объясняется тем, что за счет снижения температуры воздуха на входе в осевой компрессор практически происходит значительное форсирование газотурбинного двигателя. Даже небольшое изменение температуры наружного воздуха Tа может вызвать изменение мощности ГТУ в несколько раз большее, чем изменение температуры газов перед турбиной. Результаты расчета по формуле Белоконя Н.И. (3.12), представленные в табл. 4.1, показывают, что при λ0 = 0,65 и понижении температуры ta от +15 °С до -5 °С, т. е., в обычном диапазоне изменения температур, мощность N e 5C увеличивается примерно на 20 %: 1,2072 . N e 15C Таблица 4.1 – Изменение мощности газотурбинной установки при изменении температуры воздуха ta на входе в осевой компрессор λ0 0,60 0,65 0,70 ta=35°С Δtа=+20 0,8337 0,8107 0,7799 ta=25°С Δtа=+10 0,9151 0,9031 0,8871 ta=15°С Δtа=0 1 1 1 ta=5°С Δtа=-10 1,0826 1,1014 1,1185 ta=-5°С Δtа=-20 1,1807 1,2072 1,2426 ta=-15°С Δtа=-30 1,2764 1,318 1,3723 ta=-35°С Δtа=-50 1,4788 1,552 1,6485 Примечание. При расчете учтено: tа0 = + 15°С; Та = 273,2 + tа; Та0 = 288,2°С; Δtа = Та – Та0. В условиях зимнего периода, когда температура воздуха опускается до значения –15 °С, мощность увеличивается почти на 1/3: N e 15C 1,318 . N e 15C Как видно, за счет снижения температуры воздуха на входе в осевой компрессор, можно осуществить значительное форсирование газотурбинного двигателя в весенне-осенний и зимний периоды. Ограничение накладывается условием прочности узлов ГТУ. В связи с этим коэффициент запаса мощности при работе на номинальном режиме не должен превышать К3 = 1,15…1,25. (См. 3.13). При отклонении от номинального режима ГТУ колебания мощности могут быть более значительны. Несмотря на очевидные преимущества газотурбинного привода, электроприводные агрегаты могут вновь использоваться с развитием отраслевой энергетики, которая позволит получать дешевую энергию за счет утилизации высокотемпературного тепла уходящих газов и др. источников. 2.4.2 Совместное использование газотурбинного и электрического приводов на магистральных газопроводах При рассмотрении совместной работы цехов КС и выбора режимов компримирования при переменном режиме работы газопровода необходимо учитывать загрузку КС и цены на энергоносители, исходя из условия минимума расходов на энергоносители. Рассматривая возможность совместной работы цехов с разным типом привода, можно отметить следующее. В первом приближении представляется целесообразным в зимний период использовать прежде всего ГГПА, а покрытие недостающей мощности и резервирование – за счет ЭГПА. В летний период, с технологической точки зрения, целесообразнее использовать электроприводные ЭГПА, с резервированием мощности за счет ГТУ. Дело в том, что недостатком ЭГПА является невозможность регулирования работы агрегатов за счет изменения частоты вращения рабочего колеса ЦБН. Все способы регулирования ЭГПА не являются оптимальными, т.к. связаны с ростом энергетических затрат, а некоторые из них требуют предварительного вывода из работы агрегата. Это известные способы: дросселирование газа на входе в нагнетатель, байбасирование, т.е., перепуск части потока газа с нагнетательной линии на вход, установка входного поворотного направляющего аппарата перед колесом нагнетателя, замена проточной части нагнетателя, изменение передаточного числа в редукторе, установка гидромуфты, включение и выключение из работы агрегатов. Все эти способы регулирования являются затратными. В отличие от ЭГПА, агрегаты с газотурбинным приводом обладают отличным качеством – простотой регулирования. Поэтому технология совместной эксплуатации разнотипных агрегатов основана на том, что ЭГПА имеет стабильную характеристику при n = const, которая в процессе работы и регулирования не меняется. Переменной является частота вращения вала ГГПА, n = varia, путем изменения которой и осуществляется регулирование. Регулирование режимов упрощается, если соединить газотурбинные и электроприводные цеха КС перемычками, что и осуществлено на ряде КС газотранспортной системы ОАО "Газпром". При совместной работе ГГПА и ЭГПА на общий коллектор регулирование осуществляется за счет газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом, которые позволяют осуществлять плавное регулирование режимов работы ГПА и всей системы компримирования за счет изменения частоты вращения n силовых валов ГТУ в достаточно широком диапазоне. Т.о., при совместном использовании ЭГПА и ГГПА работу электроприводного агрегата целесообразно осуществлять в базовом режиме, а работу газотурбинного агрегата – в режиме регулирования производительности. Изменяя частоту вращения вала ГТУ, можно изменять давление газа на входе ЭГПА и, следовательно, расход газа через него. Рассмотрим совместную работу разнотипных агрегатов ЭГПА и ГГПА при параллельном соединении (рис. 4.2). В простейшем случае агрегаты разнотипные, но одинаковой мощности и с одинаковым типом нагнетателя. Новый совместный режим работы ЭГПА и ГГПА установится по условию ε' = idem. Режим работы электроприводного агрегата определится точкой 2' на рис. 4.2в, и производительность его станет равной Q2, а режим работы агрегата с газотурбинным приводом определится точкой 2'', и производительность его станет равной Q'2 . Линия 1-2'' отражает условный переход режима работы ГГПА из точки 1 в точку 2'' при снижении производительности. Q сум Q2 Q2 2Q ном . (4.1) ε ε ε n''<n'<n<n''' 2 2′ 2′′ 1 2 1 2 1 4 3 ΔQ Q2 Qном а) ЭГПА ΔQ Q2 ΔQ Qном б) ГТУ Q2′′ Q2′ Qном в) ЭГПА+ГТУ Рисунок 4.2 – Регулирование производительности КС при использовании ЭГПА (а), ГТУ (б) и комбинированного (в) энергопривода (ЭГПА и ГТУ) При увеличении оборотов условный переход режима ГГПА будет отражаться линией 1–3. При этом во всем диапазоне работы от точки 2' до точки 3 частота вращения вала нагнетателя у ЭГПА будет оставаться неизменной. Воздействие на ЭГПА происходит при изменении частоты вращения газотурбинного агрегата. Удобство такого регулирования очевидно. Кроме того, всегда имеется возможность выбора режима регулирования: - либо из условия минимума затрат на перекачку газа; - либо по условию изменения подачи газа по трубопроводу. Для определения энергетических показателей агрегатов и удобства нахождения минимума затрат на перекачку при переменном режиме работы газопровода можно использовать совмещенные характеристики ГПА, в координатах Nе/G - Qпр (рис. 4.3), построенные на основе энергетической и технологической характеристик; G – массовый расход топливного газа. Рисунок 4.3 – Совместные режимы работы ЭГПА (СТД-12500-2) и ГГПА (ГТК-10-4) Использование подобной диаграммы удобно при решении вопросов совместной работы разнотипных агрегатов (ЭГПА и ГГПА) на общий коллектор. Пример. Определить производительность суммарную и каждого агрегата в отдельности при параллельной работе ЭГПА с двигателем СТД 12,5 и ГГПА с двигателем ГТК – 10 – 4 со степенью сжатия ε = 1,175 из условий: а) минимума расхода энергоносителей; б) максимальной производительности; в) суммарной производительности Q = 1000 м3/мин. Совместные характеристики данных агрегатов представлены на рис. 4.3. Характеристика ЭГПА представлена кривой, совпадающей с предельной кривой характеристики ГГПА при n = 4800 1/мин. С понижением параметров идут характеристики ГГПА – с переменной частотой вращения вала n = 4800; 4400; 4000; и 3600 1/мин. При степени сжатия ε = 1,175 для ЭГПА возможен один единственный режим, определяемый точкой пересечения характеристик ε = 1,175 и n = 4800 1/мин с производительностью QЭГПА = 650 м3/мин. 1. Минимум удельных энергозатрат для ГГПА определяется экстремальной точкой 1 на кривой ε = 1,175 с производительностью QГГПА = 475 м3/мин. Суммарная производительность: Qсум = 650 + 475 м3/мин. Минимальные удельные энергозатраты в сумме составляют: Nсум/G = NЭГПА/G + NГГПА/G = 0,410 + 0,446 = 0,856 кВт/кг. 2. Максимальная производительность обеспечивается, когда ГГПА и ЭГПА работают в одинаковых режимах: QГГПА = QЭГПА = 650 м3/мин, обеспечивая суммарную производительность Qсум = 650 + 650 = 1300 м3/мин. Суммарные удельные энергозатраты при этом: Ncум/G = NЭГПА/G + NГГПА/G = 0,446 + 0,446 = 0,892 кВт/кг. 3. Аналогично определяются режимы совместной работы по условию необходимого изменения производительности: Qсум = 1000 м3/мин. Так как при заданной степени сжатия ε = 1,175 производительность ЭГПА QЭГПА = 650 м3/мин, то производительность ГГПА будет равна: QГГПА = 10000 – 650 = 350 м3/мин. Удельные энергозатраты: Ncум/G = NЭГПА/G + NГГПА/G = 0,446 + 0,420 = 0,866 кВт/кг. Данный способ регулирования может быть использован и на КС с агрегатами различной единичной мощности, как это выполнено на КС "Донская" ООО "Мострансгаз". В результате объединения перемычками агрегатов ГТН – 25 и ЭГПА – 12,5 на входе и выходе станций стало возможным обеспечение режимов с минимальными расходами энергоносителей при переменном режиме работы ГПА. 2.4.3 Эффективное использование на КС агрегатов с различной единичной мощностью Компрессорные станции на магистральных газопроводах работают в условиях значительных колебаний производительности и со значительной недогрузкой по мощности в течение года. В результате снижается среднегодовая загрузка агрегатов и ухудшаются технико–экономические показатели оборудования в целом. В частности увеличивается удельный расход топливного газа на компримирование. При однотипном оборудовании КС неизбежно увеличиваются удельные энергозатраты . В процессе реконструкции КС, при поэтапной замене агрегатов ГПА, появляется возможность использования на станциях, в зависимости от производительности газопровода, агрегатов различной единичной мощности в различных комбинациях. Необходимую производительность газопровода в таком случае можно обеспечить подбором агрегатов на номинальных режимах с минимальной удельной мощностью. Использование в период реконструкции КС агрегатов с бόльшей единичной мощностью, наряду с установленными ГПА, позволяют: - с одной стороны, уменьшить число агрегатов на КС; - с другой стороны, сократить расход топливного газа на нужды перекачки. В ходе реконструкции, при переменном режиме работы газопровода, в условиях максимальной подачи газа Qmax в зимний период эксплуатации в работу могут включаться агрегаты с бόльшей единичной мощностью. А при снижении подачи газа в летний период в работу могут включаться ГПА с меньшей единичной мощностью. Так как при таких комбинациях экономится топливный газ, то такая технология имеет определенные преимущества. Эффект достигается следующим образом. Во – первых, агрегаты и летом, и зимой будут работать в номинальных режимах или режимах, близких к номинальным. Во–вторых, более мощные агрегаты, работающие в период максимальной загрузки, будут иметь и бόльший КПД. В целом снижение удельных энергозатрат и позволяет уменьшить расход топливного газа. При таком регулировании как летом, так и зимой агрегаты будут работать эффективно. Эффект усиливается за счет того, что агрегаты с бόльшей единичной мощностью имеют и более высокий к.п.д. Это позволит при уменьшении подачи транспортируемого газа через КС и снижении загрузки ГПА переходить на работу с одного ГПА на другой, подбирая режимы, близкие к оптимальным. Т. о., используя агрегаты с различной мощностью можно повысить эффективность регулирования загрузки ГПА компрессорных станций магистральных газопроводов. При подборе агрегатов по мощности и определении их числа необходимо учитывать, что количество рабочих агрегатов в общем случае определяется соотношением (4.18) np N кс max N ГПА max , (4.2) где NКС max – максимальная потребная мощность компрессорной станции, при которой обеспечивается заданная производительность газопровода; NГПА max – максимальная мощность одного установленного агрегата. С учетом сезонной неравномерности поставки газа (3.2) формула (4.2) принимает вид: 3 N N 1 N KC min n p KC max KC min . N ГПА max N KC min 1 N ГПА max (4.3) Уменьшая глубину регулирования за счет увеличения мощности агрегата можно уменьшить число рабочих агрегатов. Однако при однотипном оборудовании режим работы агрегатов не будет оптимальным, что приведет к перерасходу топливного газа и к снижению КПД ГПА, т. к. агрегаты будут работать на частичных загрузках. Таким образом, сохранение оптимального режима перекачки газа возможно за счет укрупнения агрегатов, путем частичной замены агрегатов более мощными. Недоиспользование мощности при включении крупных агрегатов восполняется за счет комплектации агрегатами меньшей мощности. При этом уменьшается глубина регулирования, что приводит в итоге к экономии топливного газа и снижению удельных затрат. В результате при сохранении мощности КС на прежнем уровне общее число агрегатов сократится и будет определяться соотношением (4.) N N n p n p 1 n p 2 KC 1 КС 2 , (4.4) N ГПА 1 N ГПА 2 где n p 1 и n p 2 - соответственно общее число работающих агрегатов первого и второго типов; NКС 1 и NКС 2 – соответственно мощность КС за счет рабочих агрегатов первого и второго типов. Оптимальный режим работы агрегатов на КС по условию минимального расхода топливного газа будет определяться наименьшим числом работающих ГПА в условиях их номинальной загрузки, когда КПД будет иметь максимальное значение. 2.4.4 Полная реконструкция компрессорных цехов Наиболее эффективна полная замена изношенных агрегатов на агрегаты новейших конструкций, которая сопровождается не только повышением технико–экономических показателей основного оборудования, но и означает переход на новый современный уровень технического обслуживания и приближение к требованиям мирового стандарта на экологически чистое производство. ООО "Газпром трансгаз Уфа" имеет опыт проведения полной реконструкции компрессорных цехов путем замены устаревших газоперекачивающих агрегатов ГТК–10–4 агрегатами нового поколения ГПА–12Р "Урал", ГПА–16Р "Урал" и ГПА–16Р "Уфа" с авиационными двигателями, изготовленными на базе авиационных двигателей пермского и уфимского производства (табл. 4.2). Таблица 4.2 – Сравнительные характеристики ГПА пермского и уфимского производства Показатель Номинальная мощность на выходном валу СТ в стационарных условиях, МВт Эффективный КПД в стационарных условиях, % Удельный расход топливного газа, кг/(кВт·ч) Расход пускового газа на один пуск, кг Масса ГТУ, кг Межремонтный ресурс, час Степень сжатия при расчетных свойствах газа Максимальная частота вращения ротора, 1/мин Диапазон частот вращения ротора, 1/мин Производительность при стандартных условиях, млн. м3/сут ГТК – 10 ГПА – 12Р ГПА – 16Р ГПА – -4 "Урал" "Урал" 16Р "Уфа" ГТУ 10 12 16 16 28 34 36,3 35,5 0,26 0,21 0,20 0,21 1000 200 200 90 6800 25000 6000 25000 1,4 1,45 5300 5300 53000 5000 12000 25000 Нагнетатель 1,24 1,45 4800 3300– 5000 30 6500 4550- 6825 3710- 5565 23,45 33 37105565 32 40 агрегатов ГТК–10 Невского завода были установлены в начале 80-х гг. на КС–6 Шаран, КС–4 Полянская и во всех трех цехах КС Москово ООО " Газпром трансгаз Уфа". В настоящее время это оборудование морально и физически устарело. На смену ему, по заказу ОАО "Газпром", были созданы и проходят опытно-промышленную эксплуатацию перспективные ГПА "Урал" (пермского производства) и ГПА "Уфа". Для агрегата ГПА – 12Р "Урал" разработан нагнетатель со сменной проточной частью типа Н 370 СПЧ 1,45/76 – 6500; для агрегата ГПА–16Р "Урал" – нагнетатель типа Н 370 СПЧ 1,45/76 – 16–5300. На КС – 6 Шаран газопровода Челябинск – Петровск проведена реконструкция КЦ с заменой всех установленных восьми агрегатов ГТК – 10 – 4 на агрегаты типа "Урал". В период с 2000 г. по 2002 г. поэтапно были установлены и приняты в эксплуатацию три агрегата ГПА – 12Р и два агрегата ГПА – 16Р. Незначительно изменилась установленная мощность. До реконструкции: NГПА = 8·10 = 80 МВт; после реконструкции: NГПА = 3·12 + 2·16 = 78 МВт. При этом потребление топливного газа практически при той же производительности газопровода уменьшилось почти вдвое (рис. 4.4а,с). В результате реконструкции значительно (почти в 3 раза) сократилась эмиссия вредных веществ (NOх, СО и др.) в атмосферу (рис. 4.4в), что способствует улучшению экологической обстановки. Эмиссия вредных веществ в атмосферу уменьшилась: с 350 мг/м3 до 110 мг/м3 (NOx), 3 3 с 90 мг/м до 50 мг/м (СО) и стала соответствовать лучшим мировым достижениям в области трубопроводного транспорта. В соответствии с новыми нормативными документами (НПБ 22 – 96) усилена противопожарная защищенность агрегатов. В 2002 г. были начаты работы по реконструкции КС – 18а в Москово Дюртюлинского ЛПУ МГ. Вместо агрегатов ГТК – 10 – 4 были установлены и введены в эксплуатацию новейшие агрегаты ГПА – 16Р "Уфа" с двигателями АЛ – 31СТ Уфимского МПО. На начало 2004 г. проведена замена двух агрегатов. В настоящее время произведена полная замена агрегатов с сохранением мощности. Вместо 8 агрегатов ГТК-10-4 установлены 5 агрегатов ГПА -16Р "Уфа". До реконструкции: NГПА = 8·10 = 80 МВт; после реконструкции: NГПА = 5·16 = 80 МВт. Уфимский двигатель АЛ – 31СТ имеет сложную трехвальную систему роторов и обладает преимуществами по сравнению с двухвальным пермским двигателем ПС – 90ГП, как более мощный и экономичный. Однако он характеризуется более значительными выбросами NOх, шумом и тепловыделениями. Поскольку ГПА нового поколения должны пройти необходимую опытно–промышленную эксплуатацию, то выводы о надежности агрегатов ГПА – 16Р "Уфа" с двигателями АЛ – 31СТ Уфимского МПО будут сделаны после ресурсных испытаний. Для подтверждения технико–экономических показателей ГПА и определения размеров эксплуатационных затрат необходимо 8 – 10 лет наработки в условиях нормальной загрузки агрегатов. В настоящее время из имеющихся 40 агрегатов ГТК – 10 – 4 в ООО "Газпром Трансгаз Уфа" осталось 18 единиц, подлежащих замене. Реконструкцию намечено провести за 10 – 15 лет. Расход топливного газа, млн м 3/год 140 120 100 80 60 40 20 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 а) Расход топливного газа по годам 2 Выбросы, тыс. т/год 1,8 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 в) Выбросы вредных веществ по годам Объем газа, млрд.м3/год 29,5 29 28,5 28 27,5 27 26,5 26 25,5 25 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 с) Объем перекачиваемого газа по годам Рисунок 4.4 – Изменение параметров ГПА в период реконструкции 2004 2.4.5 Оценка целесообразности использования регенеративных ГТУ на МГ Реконструкция компрессорных станций магистральных газопроводов – высокозатратное мероприятие. На определенном этапе развития производства она является неизбежной. Так как период реконструкции растягивается на многие годы и ожидаемое улучшение показателей происходит нескоро, то весьма эффективной, по мере развития производства, является модернизация основного оборудования компрессорных цехов. Модернизация оборудования требует меньших затрат и осуществляется за относительно короткий срок. Целью модернизации также является повышение КПД газоперекачивающих агрегатов, но только за счет менее масштабных операций. При сохранении комплектности основного оборудования производят его обновление за счет усовершенствования отдельных блоков, например регенераторов. Регенерация* тепла в ГТУ возможна, т.к. газотурбинные агрегаты вырабатывают два вида энергии: механическую, которая в виде крутящего момента передается на вал нагнетателя, и еще бόльшее количество тепловой энергии, которая теряется с уходящими газами и представляет собой, по сути дела, бросовую энергию. Сократить потери тепловой энергии можно, вводя регенерацию тепла отработавших продуктов сгорания в термодинамический цикл ГТУ. Тепло уходящих газов можно использовать для дополнительного подогрева циклового воздуха перед подачей его в камеру сгорания, для подогрева (или охлаждения) всасываемого воздуха, против обледенения и т. д. Все эти мероприятия и технологии являются ресурсосберегающими и позволяют экономить топливный газ и повысить КПД ГТУ. В настоящее время налажено производство отечественных регенераторов (рекуператоров) нового поколения: трубчатого типа, а также пластинчатого с компенсаторами тепловых напряжений, что позволяет исключить утечки воздуха. Замена существующих пластинчатых рекуператоров, отличающихся негерметичностью, расширяет возможности использования тепла уходящих газов для повышения эффективности работы газотурбинного привода. Регенерация тепла давно используется в практике магистрального транспорта природного газа. Имеется целый ряд газотурбинных двигателей, в которых КПД повышается за счет регенерации в цикле тепла уходящих газов: ГТ – 700 – 5; ГТК – 5: ГТ – 750 – 6; ГТ – 10 – 4; ГТНР – 10. _____________________________________________________________ Регенерация* (в теплотехнике) – использование теплоты отходящих газообразных продуктов сгорания для подогрева поступающего газообразного топлива, воздуха или смеси того и другого. В последнее время привычное название теплообменного аппарата регенератор все чаще заменяют на новое – рекуператор. Большинство газотурбинных установок КС магистральных газопроводов безрегенеративные. Но далеко не все, а только часть установок можно перевести на работу по регенеративному циклу. Можно улучшить работу и регенеративных установок путем их модернизации, в частности заменой негерметичных пластинчатых рекуператоров на трубчатые. Экономическая целесообразность использования (за счет экономии топливного газа) регенеративных ГТУ на МГ, а также перевода некоторых безрегенеративных ГТУ для работы по регенеративному циклу зависит, главным образом, от двух факторов: - цены на топливный газ в регионе Ц; - стоимости рекуператоров К с учетом их доставки на КС, монтажа, ремонта, обслуживания и т.д. Окупаемость затрат, связанных с установкой (или заменой) рекуператоров, достигается за счет снижения эксплуатационных расходов, определяемых экономией топливного газа. Эффективность регенеративного использования теплоты будет тем выше, чем больше экономится топливного газа, т.е., за счет составляющей: Ц.(B0 – B1) T, где Ц – цена на топливный газ, руб/м3; В0 – расход топливного газа в безрегенеративной ГТУ, м3/ч; В1 – расход топливного газа в ГТУ после установки регенератора; Т – фактическое время работы регенеративной установки в году, час. Но так как поступления и выплаты при реализации инвестиционных проектов разведены по времени, то оценка экономической эффективности проводится с учетом чистого дисконтированного дохода Эд по выражению: Тр t Э д Э t 1 Е , (4.5) i0 где Тр – расчетный период, равный допустимому сроку окупаемости инвестиций, в газовой промышленности принимается равным Тр 3…6 лет; Е – норма доходности (норма дисконтирования), для газовой промышленности, при среднем уровне риска, значение нормы дисконтирования принято Е = 0,1; Эt – чистый поток платежей (разность между притоками и оттоками денежных средств за год t). В соответствии с методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов, утвержденными Министерством экономического развития и торговли РФ, Министерством финансов РФ, Федеральным агентством по строительству и коммунальному хозяйству и принятыми ОАО "Газпром": Э t О pt И t H t K t K ликt П чt И амt К t К ликt (4.6) Оpt – стоимостная оценка результатов деятельности энергетического обследования, на котором проводятся энергосберегающие мероприятия (объем реализованной продукции в год без учета налога на добавленную стоимость); Иt – суммарные эксплуатационные издержки в год; Нt – налог на прибыль; Кt – объем инвестиций в год t; Кликt – ликвидная стоимость объекта; Пчt – чистая прибыль; Иамt – амортизационные отчисления на реновацию. Экономическая эффективность инвестиционного проекта определяется разностью чистых дисконтированных доходов по альтернативным вариантам на основании соотношения (4.7): окн Э д Э др Э дс Э tр Э tс 1 Е t t 0 окн К р К с И tр И tс (1 Е) t , (4.7) t 1 где Эдр, Кр, Эtр, Иtр – чистый дисконтированный доход, капитальные затраты, чистые потоки платежей за год t, эксплуатационные издержки в год t при реализации рассматриваемого варианта энергосберегающего мероприятия; Эдс, Кс, Эtс, Иtс – чистый дисконтированный доход, капитальные затраты, чистые потоки платежей за год t, эксплуатационные издержки в год t при реализации альтернативного энергосберегающего мероприятия или его отсутствии. В начальный период процесса инвестирования величина ΔЭд < 0, т. к. затратные статьи в общем балансе превалируют. По достижении срока окупаемости разность чистых дисконтированных доходов ΔЭд = 0, после чего предприятие получает прибыль за счет проведенной модернизации (реконструкции). Поэтому из выражения (4.7) можно определить срок окупаемости капиталовложений, принимая ΔЭд = 0. Срок окупаемости модернизированной установки с регенеративным термодинамическим циклом зависит от разности в расходе топлива и цены на газ. Цена на газ – параметр практически неуправляемый. Поэтому экономия топлива определяется в основном различием в значениях КПД ГТУ до и после модернизации. Для регенеративной и безрегенеративной установок эта разница составляет примерно 25 – 30 %. Соответственно различаются и удельные энергозатраты газотурбинных приводов. С учетом различия в удельных затратах, а также с учетом изменения КПД ГТУ в процессе эксплуатации получено, что регенерация теплоты отходящих газов, с экономической точки зрения, целесообразна в действующих установках с единичной мощностью, не превышающей 5…12 МВт. При специальных температурных режимах, а также с повышением цен на энергоносители регенерация тепла отходящих газов может быть экономически выгодна для ГТУ с мощностью 14 – 15 МВт и более. Например, газотурбинная установка ГТК – 25ИР фирмы Нуово Пиньоне, мощностью около 25 МВт, работает по регенеративному циклу. Как показывает практика, с незначительным экономическим эффектом, но со значительным усложнением технологии. Несомненно, что совершенствование регенеративного термодинамического цикла таких ГТУ за счет утилизации тепла выхлопных газов является важным направлением энергосбережения отрасли. 2.4.5.1 Оценка термодинамической возможности регенеративного использования теплоты отходящих газов в ГТУ Регенеративное использование теплоты отходящих газов ГТУ позволяет сократить расход топливного газа, является эффективной мерой ресурсосбережения и поэтому постоянно привлекает внимание. Существует реальная термодинамическая возможность относительной экономии топливного газа за счет регенерации тепла, для оценки которой необходимо учитывать фактические температурные режимы. Рассмотрим блок-схему регенеративной ГТУ (рис. 4.5). Р t2 ОК t1 ti КС топливо t4 t3 ГТ ОК – осевой компрессор; Р – регенератор; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина Рисунок 4.5 – Блок-схема регенеративной газотурбинной установки t1 – температура воздуха на входе в осевой компрессор; t2 – температура воздуха на выходе из осевого компрессора и входе в регенератор; ti – температура на выходе из регенератора; t3 – температура продуктов сгорания на входе в газовую турбину; t4 – температура уходящих газов. Как видно, регенерация теплоты, теряемой с уходящими газами, возможна лишь в том случае, когда температура уходящих газов t4 (на выходе из ТНД) превышает температуру t2 воздуха на выходе из осевого компрессора, т.е. при выполнении условия: (t4 - t2) > 0. (4.8) Коэффициент регенерации φ характеризует долю возвращенного тепла и определяется как безразмерная величина соответствующими перепадами температур: ti t 2 . t4 t2 (4.9) Разность температур (t4 - t2) определяется термодинамическим расчетом и зависит от степени повышения давления воздуха π в осевом компрессоре, температуры t1 наружного воздуха на всасывании ОК и должна обеспечить необходимую температуру t3 продуктов сгорания перед газовой турбиной. На рис. 4.6 представлены действительные температуры газов за компрессором t2 и за газовой турбиной t4 . Чем больше разность температур (t4 - t2), тем больше резерв тепла, часть которого можно использовать. Поэтому для определения эффекта от регенеративного подогрева циклового воздуха вводится так называемая характеристика регенеративного использования тепла 1 , t t 1 4 2 , (4.10) t3 t 4 которая позволяет выявить реальную возможность регенеративного использования тепла. Величина характеристики регенеративного использования тепла может быть 1 > 1, что свидетельствует о наличии резерва теплоты и используется в регенеративных ГТУ. Если 1 <<1, то регенерация тепла невозможна. Таким образом, чтобы определить возможность работы ГТУ по регенеративному циклу, необходимо рассчитать величину 1, которая должна быть 1 >> 0 (табл. 4.3). В табл. 4.3 приведены показатели термодинамических циклов ГТУ, эксплуатируемых на газопроводах, позволяющие оценить возможности регенеративного использования тепла для различных типов ГТУ. Рассмотрение возможности регенеративного использования тепла уходящих газов ГТУ показывает, что не всегда можно осуществить регенеративный цикл. Если температура t4 уходящих газов равна температуре t2 на выходе осевого компрессора, то характеристика регенеративного использования тепла будет равна "0": 1 t4 t2 0. t3 t4 Величина ε1 может быть и отрицательной, как например, у агрегата ГПУ – 16: 1 t 4 t 2 380 358 22 0,04 . t3 t4 862 358 504 Следует отметить, что регенерация тепла исключается из цикла ГПА, имеющих высокую степень сжатия воздуха по осевому компрессору (на Рисунок 4.6 – Действительные температуры газов за компрессором t2 (штриховая линия) и за газовой турбиной t4 (сплошная линия) Таблица 4.3 – Возможности регенеративного использования тепла для различных типов газотурбинных установок (печатать на развороте страниц) Тип ГТУ Паспортные показатели ГТУ ГТ-700-5 ГТК-5 ГТ-750-6 ГТ-6-750 ГТН-6 ГПА-Ц-6,3 ГТК-10-4 ГТНР-10 1. Температура газов перед ТВД, 700 700 750 760 760 710 780 830 2. Температура газов за ТНД, 0С 475 475 476 415 410 410 495 540 3. Температура воздуха за 170 170 195 235 234 296 190 202 1,35 1,35 1,02 0,52 0,52 0,38 1,07 1,17 414 414 420 379 379 387 434 472 0,84 0,84 0,82 0,72 0,72 0,56 0,84 0,85 21,0 21,0 20,5 18,0 18,0 14,0 21,0 21,2 0 С осевым компрессором, 0С 4. Характеристика регенеративного использования тепла ε1 5. Расчетн. температура воздуха за регенератором при φ=0,8, ti ,°С 6. Возможный коэффициент регенерации φрас при ∆Тφ=50 °С 7. Удельная мощность регенератора, Q/F1φ Вт/м2 Продолжение таблицы 4.3 Тип ГТУ Паспортные показатели ГТУ 1. Температура газов перед ТВД, ГТУ-10 ГПУ-16 ГТН-16 ГПА-Ц- ГТН- ГТН-25 Центавр ГТН- ГТН16 25-1 10И 25И 785 862 920 794 1020 900 840 943 927 2. Температура газов за ТНД, 0С 385 358 408 380 467 385 475 540 500 3. Температура воздуха за 332 380 354 313 386 372 284 270 284 0,132 -0,04 0,105 0,16 0,15 0,03 0,52 0,66 0,51 0 С осевым компрессором, 0С 4. Характеристика регенеративного использования тепла ε1 5. Расчетная температура воздуха 374 - 397 367 451 382 437 486 457 0,05 - 0,07 0,25 0,38 - 0,73 0,82 0,82 1,25 - 1,75 6,25 9,5 - 18,25 20,5 19,5 за регенератором при φ=0,8, ti ,°С 6. Возможный коэффициент регенерации φрас при ∆Тφ=50 °С 7. Удельная мощность регенератора, Q/F1φ Вт/м2 уровне π = 8…16), а следовательно, и высокую температуру на выходе из осевого компрессора, t2 = 330…390 °С (табл. 4.3). Одновременно эти агрегаты, естественно, имеют и низкую температуру за турбиной, на уровне 350…400 С. Малая разница перепада температур (t4 – t2) определяет низкое значение характеристики регенеративного использования тепла, что практически исключает применение регенераторов для подогрева циклового воздуха, т.к. уровень температуры выхлопных газов в данном случае недостаточен для регенерации тепла. К таким агрегатам можно отнести следующие ГПА: ГПУ – 10; ГПУ – 16; ГТН – 16; ГПА – Ц – 16; ГТН – 25; ГТН – 25 – 1, а также новые газоперекачивающие агрегаты типа "Урал" и "Уфа". Характеристика регенеративного использования тепла не превышает для данного ряда машин значения ε1 = 0,16, а для ГПУ – 16 становится даже отрицательной: ε1 = -0,04. В условиях компрессорных станций МГ, когда нагнетатели природного газа оборудованы газотурбинными агрегатами как регенеративного типа, так и работающими без регенерации тепла, возможно усовершенствование рабочих циклов обоих типов ГТУ в порядке: - перевода безрегенеративных ГТУ на работу по регенеративному циклу; - замены пластинчатых регенераторов более эффективными регенераторами нового поколения. 2.4.5.2 Экономия топливного газа за счет замены регенераторов При расчете экономического эффекта от использования регенератора для подогрева циклового воздуха перед подачей его в камеру сгорания ГТУ необходимо уметь рассчитывать ожидаемую экономию топливного газа. При этом необходимо учитывать, что увеличение коэффициента регенерации φ может не привести к ожидаемому экономическому эффекту. Дело в том, что рабочие параметры основных элементов ГТУ: осевого компрессора, камеры сгорания, регенератора и газовой турбины – настолько тесно увязываются между собой по условию получения максимального к.п.д. на муфте нагнетателя, что замена одного из них, даже на вариант с лучшими показателями, может привести к снижению эффективности работы установки в целом. Степень регенерации можно также увеличить, если пойти на замену пластинчатых регенераторов трубчатыми с повышением коэффициента регенерации теплоты φ от 0,60…0,65 до 0,80…0,85. Полагая, что при повышении значения коэффициента регенерации теплоты от φ1 до φ2 (при всех прочих равных условиях), происходит снижение расхода топливного газа, сжигаемого в камере сгорания ГТУ, с В1 до В2, определим относительную экономию топливного газа. Относительная экономия топливного газа ε при повышении коэффициента регенерации в условиях сохранения мощности ГТУ (Ne = idem) в первом приближении может быть определена с учетом сбалансированного теплообмена в камере сгорания: Gc pm 2 t 3 t i 2 KC 1 B B2 B QP 1 1 2 PH 1 , (4.11) B1 B1Q H Gc pm 1 t 3 t i 1 KC 2 где Q PH – низшая теплота сгорания топлива; G – массовый расход рабочего тела; сpm – средняя удельная теплоемкость продуктов сгорания; t3 – температура продуктов сгорания на выходе из камеры сгорания (на входе в ТВД); ti2 и ti1 – соответственно температуры воздуха на входе в камеру сгорания после нового и старого регенераторов; ηкс2 и ηкс1 – КПД камеры сгорания на сопоставляемых режимах работы. После некоторых упрощений формула принимает следующий вид: 2 1 e 1 , (4.12) кс 1 1 1 где е – КПД ГТУ на режиме работы с коэффициентом регенерации 1; кс – КПД камеры сгорания. Дополнительно, только за счет устранения утечек воздуха в регенераторах относительная мощность ГТУ может увеличиться на 2,9… 16,1 %, а величина КПД ГТУ может возрасти на 1,8…10,3 % при коэффициенте использования рабочего тела m = 0,95…0,99 и соотношения мощностей турбины и компрессора λ = 0,64 (табл. 4.4). Таблица 4.4 – Влияние утечек воздуха в регенераторе на эффективную мощность и КПД ГТУ Значение λ λ=0,64 λ=0,68 Утечки k, % K=(1-m)·100 Увеличение мощности ГТУ при устранении утечек, % Увеличение КПД ГТУ при устранении утечек, % Увеличение мощности ГТУ при устранении утечек, % Увеличение КПД ГТУ при устранении утечек, % 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 2,9 5,9 9,1 12,5 16,1 1,8 3,8 5,8 8,0 10,3 3,2 6,7 10,3 14,3 18,5 2,2 4,5 7,0 9,7 12,6 2.4.5.3 Оценка эффективности перевода ГТУ на работу по регенеративному циклу Условие термодинамической возможности перевода безрегенеративной газотурбинной установки на работу по регенеративному циклу определяется по величине ε1 – характеристике регенеративного использования теплоты уходящих газов 1 t4 t2 0. t3 t4 (4.13) Для оценки энергетической целесообразности перевода газотурбинной установки на работу по регенеративному циклу можно использовать КПД ГТУ. Дело в том, что при переводе безрегенеративной ГТУ на регенеративный цикл работы появляется дополнительное гидравлическое сопротивление в газовоздушном тракте вследствие установки регенератора. Это приводит к существенному снижению мощности ГТУ: N 1 e 2 100 5...8 % , N t1 а следовательно, и к падению КПД ГТУ. После установки регенератора значение КПД ГТУ ηе2 должно обязательно превышать первоначальное значение ηе1 безрегенеративной установки: ηе2 > ηе1. (4.14) 2.5 ВТОРИЧНЫЕ ЭНЕРГОРЕСУРСЫ КС И ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИХ В ДЕЛЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ 2.5.1 Источники вторичных энергоресурсов (ВЭР) на КС магистральных газопроводов. Баланс ГТУ КС магистральных газопроводов, а также ГРС и ПХГ располагают богатейшими вторичными энергоресурсами, в качестве которых можно рассматривать не только теплоту выхлопных газов ГПА, но и энергию, теряемую при дросселировании природного газа, а также энергию, которая пропадает с потерей углеводородов (газа, масел и т.д.) (рис. 5.1). ВЭР Горючие Тепловые Избыточное давление низко потен циаль ное тепло высоко потен циаль ное тепло Рисунок 5.1 – Структура вторичных энергоресурсов ВЭР на КС МГ вырабатываются непрерывно, с завидной стабильностью, в виде мощнейших энергетических потоков, которые, при отсутствии соответствующих технологий, безвозвратно теряются, рассеиваясь в окружающей среде. Тепловые энергоресурсы – это физическое тепло отработанных продуктов и тел, выделяющееся и неиспользуемое в технологических процессах транспорта газа по магистральным газопроводам. Горючие энергоресурсы – это перерасход топливного газа, утечки, технологические и аварийные потери товарного газа и другие отходы технологических процессов (смазочное масло, жидкие углеводороды). Энергия избыточного давления – это механическая энергия, теряемая при дросселировании газа в производственных процессах как на КС, так и на ГРС, ГРП и КРП. На КС МГ основными источниками тепловых ВЭР являются: – водяные и воздушные системы охлаждения, в том числе и системы охлаждения смазочного масла; – тепло выхлопных газов двигателей, образующихся в результате сгорания топливного газа; – тепло, выделяющееся при компримировании природного газа и отводимое от газового потока с помощью АВО; – теплосодержание самого природного газа, которое в настоящее время совершенно не используется. Оценим потенциальные возможности названных источников тепла. 1. Определим ту долю тепла, получаемого при сгорании топливного газа в камере сгорания, которая теряется с выхлопными газами в окружающую среду, но может быть утилизирована с применением современных технологий и со значительным эффектом повышения КПД газоперекачивающих агрегатов. Известно, что не все тепло, соответствующее теплоте сгорания топливного газа Q нр , используется полезно. Каждый кг топлива, вводимый в камеру сгорания ГТУ, вносит с собой тепло в количестве Q нр = 35000…39000 кДж/м3 в зависимости от состава природного газа. Но полезно используется относительно небольшая его часть. Всегда имеется ряд потерь, снижение которых в возможных пределах и составляет основную задачу повышения экономичности ГТУ как на стадии проектирования, так и в условиях эксплуатации. В общем случае баланс тепла ГТУ на 1 кг сжигаемого топлива в условиях установления режима может быть выражен следующим равенством. Qрн Q1 Q 2 Q3 Q 4 Q5 Q 6 Q7 Q8 . (5.1) Q1 – полезно используемое тепло, которое преобразуется в механическую работу ГТУ. В газотурбинных установках простого открытого цикла Q1 находится на уровне всего лишь 22…24 % для безрегенегативных ГТУ и 26…28 % для регенеративных от общего количества тепла Q нр . В ГТУ нового поколения доля полезно используемого тепла увеличивается до 30…38 %. Здесь идет речь о обычных ГТУ, а не о комбинированных установках с впрыскиванием пара в проточную часть и регенерацией воды в цикле, окислением и промежуточной конверсией в цикле газовой турбины и др., где появляется возможность утилизации тепла особыми способами. Q2…Q6 – потери тепла, составляющие в сумме несколько процентов, включают: Q2 – потери тепла от химической неполноты сгорания топлива; зависят от конструкции камеры сгорания, организации процесса горения (1,5…2 %); Q3 – потери тепла ГТУ, при наличии диффузоров за газовой турбиной, эквивалентные потере кинетической энергии с выходной скоростью (0,2…0,3 %); Q4 – потери тепла, вызванные механическими потерями на трение и утечками воздуха через неплотности установки, включая неплотности регенератора (2…2,5 %); Q5 – потери тепла на нагрев масла в подшипниках и охлаждение его водой в системе масляного охлаждения (0,4…0,5); Q6 – потери тепла в окружающую среду путем радиации и конвекции (0,5…0,8); Q7 – потери тепла на образование водяных паров в камере сгорания; учитываются в том случае, когда температура уходящих газов ниже точки росы; определяется на основании стехиометрических соотношений (стехиометрия – часть химии, где изучаются законы количественных соотношений между реагирующими веществами) и для газообразного топлива находятся в пределах 9 %; Q8 – потери тепла с выхлопными газами. Для ГТУ, эксплуатирующихся в условиях КС МГ, эти потери достигают 60…70 % от количества тепла, вводимого в камеры сгорания. (0,6...0,7) Q рн (0,6...0,7) (35000...39000) (21000...27000)кДж / м 3 . В реальных условиях, при часовом расходе топливного газа В = 2…7 тыс. м , остается невостребованной в технологическом процессе тепловая мощность, равная 3 Q8 ( 2...7) 1000 ( 21000...27000) (11,67...52,5) МВт , 3600 (5.2) которая уносится выхлопными газами. Это в расчете только на одну газотурбинную установку! Потери тепла растут пропорционально числу работающих ГПА и всегда превышают полезно использованное тепло, так как слишком мал КПД ГТУ. Сопоставляя мощности сбросных потоков тепла, приходим к выводу, что доля потерь с выхлопными газами самая большая в балансе ГТУ. 2. Источником тепловых ВЭР при транспортировке природного газа по трубам большого диаметра может быть и сам транспортируемый природный газ. Вследствие компримирования температура и энтальпия газа увеличиваются. Но для снижения гидравлического сопротивления трубопровода газ перед закачкой в магистральный трубопровод специально охлаждается. Так как охлаждение газа происходит в аппаратах воздушного охлаждения (АВО), то тепло, снимаемое с газового потока, уходит в воздух и рассеивается в окружающей среде. Казалось бы, температура природного газа невысока и тепло низкопотенциальное. Но давайте посмотрим, какова мощность сбросного потока тепла? Например, при производительности магистрального газопровода Q = . 100 106 м3/сут, плотности природного газа ρ = 0,72 кг/м3, теплоемкости Ср = 2500 Дж/(кг С) и при охлаждении газового потока на Δt = (10…15) С тепловой съем в аппаратах воздушного охлаждения газа только одной КС составляют: 100 10 6 q АВО Qc p t 0,72 2500 10...15 20,9...31,3 МВт . 24 3600 (5.3) Эти потери тепла увеличиваются пропорционально числу компрессорных станций Nкс. Например, при числе Nкс = 10, величина теплопотерь составит qАВО . Nкс = (20,9…31,3) · 10 = (209…313) МВт, (5.4) что соответствует ресурсам тепла (209…313)·3600 = (752…1127) ГДж/ч. 3. Несмотря на охлаждение газа перед подачей в газопровод, температура газа tг остается достаточно высокой и превышает температуру грунта tе на глубине заложения оси газопровода в ненарушенном тепловом состоянии на 30…50 С. Это тепло газового потока полезно не используется, а отдается грунту на линейной части газопровода. Поэтому, если охлаждать газ до температуры грунта, то появляется возможность: - во–первых, получить низкопотенциальное тепло, пригодное для утилизации тепловыми насосами; - во–вторых, значительно уменьшить гидравлическое сопротивление газопровода и снизить затраты на топливный газ; И то, и другое мероприятие уменьшают себестоимость транспорта товарного газа. Поэтому транспортирование газа при низких температурах может быть экономически оправданным. Тем более, что речь идет об очень больших ресурсах, об утилизации бросового тепла, одного порядка с теплотой выхлопных газов. Оценим теплосодержание потока природного газа в подземной части трубопровода по отношению к температуре грунта, т.е., при разнице температур (tг – tе) = (30…50) С. Соответственно при охлаждении газа до уровня грунтовых температур высвобождается дополнительная тепловая мощность: q газа 100 10 6 0,7 2500 30...50 60,8...101,3 МВт , 24 3600 что соответствует (219…365) ГДж/ч. (5.5) Как видно из (5.2 - 5.5), тепловые ресурсы на магистральных газопроводах определяются просто и поистине огромны. Кроме того, следует учитывать, что в трубопроводах большого диаметра значительно снижается интенсивность теплопередачи и, по мере следования, газ остывает значительно медленнее, чем в трубопроводе малого диаметра, особенно в летние периоды. Это приводит к росту температуры газа на входе каждой последующей КС. В результате на входе КС температура газа может подниматься до (50…80) С. Такие режимы не могут считаться технологичными и экономически целесообразными. При больших объемах транспортировки теплосодержание транспортируемого газа велико. Низкотемпературное тепло эффективно может быть утилизировано только с помощью тепловых насосов ТН, компрессионных и абсорбционных, с применением каскадирования тепла, что может рассматриваться как весьма перспективное направление. Такой мощный источник низкотемпературного тепла можно эффективно использовать для выработки пара высоких параметров, а следовательно, и выработки механической или электрической энергии. Чтобы получить доступ к этому источнику низкопотенциальной энергии и утилизировать тепло, необходимо разработать низкотемпературные технологии, т.е., специальные технологии охлаждения газа и транспорта его при "грунтовых" температурах. 4. На общем фоне представляется совсем небольшим тепло, теряемое во вспомогательных системах: смазки, водяных системах охлаждения, а также в процессе технологических операций на КС, которое можно утилизировать с помощью тепловых насосов, превращая его в высокопотенциальное тепло. Например, при удельных расходах охлаждающей воды в системах охлаждения ГТУ Qохл = 10 – 15 м3/ч на 1000 кВт мощности теряется количество тепла, равное 10...15 1000 4186 7...15 q охл Q охл c t 3600 МДж (0,0814...0,2616) 10 6 (0,0814...0,2616) МВт , (5.6) с где Δt – разность температур охлаждающей воды на выходе и входе теплообменных аппаратов, обычно принимается равной Δt = 7…15 °С. При мощности агрегатов N = (50…75) МВт теряется количество тепла в пределах q охл (0,0814...0,2616) (50...75) ( 4,07...19,62) МВт . (5.7) При этом ресурс тепла, которое можно использовать для теплофикации КС, составляет 4,07...19,62 10 6 3600 14,65...70,63 ГДж/ч . При оценке количества тепла, теряемого в системе смазки подшипников, учитываем, что максимально допустимая температура масла при сливе после подшипников не должна превышать 65…75 °С. Минимальная температура масла должна быть не менее 40…45 °С, иначе может произойти срыв масляного клина в подшипнике, что отразится на работе агрегата в целом. При таком температурном режиме перепад температур масла на входе и выходе ГПА достигает 20…25 °С. При расчете тепла, отводимого маслом в подшипниках, расход масла принимается равным подаче масляных насосов. 18...58 900 2000 20...25 180000...725000Вт q масла = 3600 = 0,180…0,725 МВт. (5.8) Здесь Qм = 18…58 м3/ч – подача масляных насосов Ш 40 – 18/6 и Ш 120 – 16 58/6; плотность масла ρм = 900 кг/м3; теплоемкость масла с = 2000 Дж/(кг·°С). Замена АВО масла тепловыми насосами позволит улавливать это тепло и использовать его в технологических процессах КС. Результаты балансовых расчетов показывают, что для более рационального использования топливного газа на КС МГ целесообразно идти по пути полезного использования именно тепла уходящих газов ГТУ как основного источника тепловых ВЭР. За счет этого тепла, с помощью парогазовых установок можно приводить в действие электрогенератор и вырабатывать электрическую энергию. В настоящее время разрабатывается программа развития данного направления и создания отраслевой энергетики на базе утилизационных установок, использующих сбросное тепло. Наиболее целесообразно повышать экономичность ГТУ путем снижения потерь тепла, теряемого с выхлопными газами. Это можно выполнить в двух вариантах: - совершенствуя рабочие циклы ГТУ, используя регенерацию тепла, впрыск пара в проточную часть ГТУ, регенерацию воды в цикле и т.д.; -применяя комбинированные установки со сложными циклами. При единичной мощности ГТУ, равной 5 - 25 МВт, часовой расход продуктов сгорания составляет примерно: 160 – 300 т/ч для менее мощных установок, мощностью (5 – 10 МВт) и 350–700 т/ч для установок с единичной мощностью 16 – 25 МВт. При температуре уходящих газов ГТУ, которая находится в пределах 350 – 540 С, создается мощный тепловой поток, достаточно компактный и высокопотенциальный, удобный для использования. В настоящее время реализованы определенные технологии по утилизации его тепловой мощности и параллельно ведутся большие работы по их совершенствованию. Следует отметить, что на практике в теплообменных утилизационных устройствах ГТУ возможно использовать не все тепло уходящих газов Q8, а только часть его Q8', определяемую минимально допустимой температурой уходящих газов. Действительно, теоретически температура уходящих газов t4 min в утилизационных устройствах, в частности в котлах-утилизаторах, могла бы быть снижена почти до температуры холодного теплоносителя. Однако при этом хвостовые поверхности работали бы при очень малом температурном перепаде, что неэкономично. Кроме того, конечная температура уходящих газов не должна быть ниже точки росы водяных паров в уходящих газах, которая зависит от состава топлива, количества водорода и водяных паров, входящих в элементарный состав. Для природного газа она находится на уровне 50С. tкон tт.росы 50 С; Так как разность температур между горячим и холодным теплоносителем в утилизационных устройствах должна быть не меньше 50С, температуру уходящих газов в лучшем случае можно было бы принять равной 100-110С. tух.газ. 100…110 С. Надежной методики для определения температуры уходящих газов пока нет. Считается, что температура уходящих газов должна быть не ниже 120 С (105 С за рубежом) tух.газ. 120 С. В случае когда предусматривается получение бессолевого водяного конденсата из продуктов сгорания топливного газа, температура tух.газ будет ниже 120С и количество полезно используемого тепла будет увеличено. Но эта температура не предельная. Тепло уходящих газов и с более низкой температурой также можно утилизировать. Тепловые насосы являются теми уникальными установками, которые могут утилизировать тепло газов с любой температурой низкого диапазона. В том числе и при температурах уходящих газов tух.газ < 120 °C. Чем ниже температура уходящих газов tух.газ , тем выше эффективность использования тепловых насосов. 2.5.2 Основные направления использования тепловых ВЭР на компрессорных станциях магистральных газопроводов Основными возможными направлениями полезного использования теплоты отходящих газов ГТУ, а также других сбросных тепловых потоков на КС МГ являются следующие: утилизация тепловой энергии, выработка холода, механической и электрической энергии, (рис. 5.2). 1. Преобразование ВЭР в тепловую энергию горячей воды или пара позволяет удовлетворить теплофикационные нужды КС и внешнего потребителя. Теплота отходящих газов ГТУ может быть использована также для подогрева воды и генерации пара, подаваемых в проточную часть газовой турбины, что в конечном счете позволяет увеличить мощность ГПА. 2. Преобразование теплоты отходящих газов ГТУ в холод позволит снизить температуру воздуха на входе в компрессор в летний период и тем самым увеличить мощность ГПА. ВЭР компрессорной станции Тепловая энергия Выработка холода Механическая энергия Увеличение мощности ГПА Электрическая энергия Охлаждение транспортируемого газа Нужды КС в Нужды КС в тепле электроэнергии Внешний потребитель Рисунок 5.2 – Основные направления утилизации теплоты отходящих газов ГТУ Получаемый холод может быть использован для охлаждения, транспортируемого газа, для кондиционирования помещений, для хранения скоропортящихся веществ. 3. Дополнительная механическая энергия, выработанная за счет утилизации теплоты отходящих газов ГТУ, может идти на привод нагнетателей природного газа, позволяет увеличить мощность ГПА и к.п.д. установки в целом. Механическая энергия может использоваться также для приводов компрессоров, насосов, вентиляторов и др. оборудования КС. 4. Утилизация теплоты отходящих газов ГТУ для получения электроэнергии позволила бы удовлетворить все собственные нужды в этом виде энергии. Получаемая электроэнергия может также использоваться и для нужд сторонних потребителей. 2.5.3 Теплофикационное использование ВЭР Наиболее простым методом полезного использования теплоты отходящих газов ГТУ является утилизация ее для теплофикационных нужд. На компрессорных станциях МГ теплота потребляется компрессорным и ремонтно-механическим цехами, электростанцией для собственных нужд, направляется в бытовые и другие помещения. В отдельных случаях, кроме перечисленных внутренних потребителей теплоты, имеются внешние потребители тепловой энергии, например, жилые комплексы, сельскохозяйственные и производственные предприятия. Простейшая схема утилизации тепла выхлопных газов ГТУ приведена на рис. 5.3. Рисунок 5.3 – Принципиальная схема теплофикационного использования ВЭР на КС ОК – осевой компрессор; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; 1 – утилизационный теплообменник; 2 – теплообменник питательной воды. В утилизационном теплообменнике 1 за счет теплоты газов, покидающих турбину, получают пар или горячую воду, которая направляется к потребителю для теплофикации. Охлажденный теплоноситель возвращается обратно в теплообменник 1. Потери теплоносителя восполняются питательной водой, подогреваемой в теплообменнике 2. Иногда теплообменник 2 может и отсутствовать. Как показывает опыт эксплуатации компрессорных станций, суммарные расчетные (максимальные) тепловые нагрузки на теплофикацию на станции с установленной мощностью ГПА 30…40 МВт не превышают 10…16 ГДж/ч. Эта величина составляет 15 – 25 % от ВЭР, которыми располагает станция в отопительный сезон и которые могут быть утилизированы с помощью применяемых в настоящее время теплообменников. В отопительный сезон проценты использования ВЭР увеличиваются, при наличии вблизи компрессорных станций жилого поселка. Тепловая нагрузка жилого поселка обычно составляет 3…10 ГДж/ч. Однако суммарные потребности в теплоте компрессорной станции и жилого поселка составляют лишь 30…45 % от объема ВЭР. Поэтому основная задача при решении проблемы прямого полезного использования тепловых ВЭР на КС заключается в отыскании стабильного и энергоемкого потребителя низкопотенциальной тепловой энергии. Стабильными потребителями могут быть, например, тепличные хозяйства или магистральные нефтепроводы, проходящие вблизи компрессорных станций. Использование теплоты отходящих газов ГТУ для подогрева нефти может значительно увеличить пропускную способность проходящих на близком расстоянии магистральных нефтепроводов. 2.5.3.1 Системы теплоснабжения на КС Наиболее целесообразным и первоочередным делом является удовлетворение собственных нужд КС в отоплении и горячем водоснабжении, хотя объем ВЭР, идущих на эти цели, невелик и составляет не более 1 - 1,5 % от объема теплоты, выбрасываемой с газами ГПА. Для целей утилизации используются и получили широкое распространение на КС модульные утилизационные теплообменники для нагрева теплофикационной воды, устанавливаемые непосредственно в выхлопных шахтах ГТУ. В зависимости от типа и мощности ГПА теплообменники комплектуются из 2 - 8 модулей. Обычно модуль представляет собой пакет из оребренных труб с коэффициентом оребрения 9,2; общей поверхностью нагрева 137,5 или 95 м2. Преимуществом обладает комбинированная система утилизации тепла, включающая не только утилизационные теплообменники, но и подтопочное устройство, которое включается во время остановки агрегатов или снижения их мощности и обеспечивает бесперебойное теплоснабжение на базе ГПА КС. Само подтопочное устройство состоит из специальной камеры для сжигания природного газа, вентилятора, КИП и А. Струйные горелки, которыми оборудовано подтопочное устройство, предназначены для эффективного сжигания газа и могут работать при высоком и переменном коэффициентах избытка воздуха. Использование подтопочного устройства весьма эффективно и позволяет сократить капитальные вложения примерно в 4 - 5 раз по сравнению с резервной котельной. Система циркуляции воды в установке осуществляется так же, как и при работающей ГТУ. Такая система позволяет осуществлять глубокое регулирование и также в тех случаях, когда требуется гибкая регулировка подачи теплоносителя к потребителю. Регулирование теплопроизводительности существующих утилизационных установок осуществляется чаще всего путем отключения части теплообменников. Однако этот метод не пригоден для ГПА с высокой температурой уходящих газов, т. к. при температуре свыше 400° С начинается интенсивное окисление металла теплообменника, особенно оребрения. Наиболее рационально осуществлять плавное регулирование теплопроизводительности путем изменения количества продуктов сгорания, пропускаемых через пучок оребренных труб теплообменника и байпасную линию. Утилизационные системы оснащаются байпасными линиями, что облегчает не только эксплуатацию и регулировку отопительных систем, но и позволяет без остановки ГПА вести ремонтные и профилактические работы на теплообменниках. Более эффективна установка утилизационных теплообменников непосредственно в выхлопных шахтах ГПА. Но иногда теплообменники устанавливаются и на байпасных линиях. Т. к. пучок теплообменных труб обдувается горячим потоком выхлопных газов и создает дополнительное аэродинамическое сопротивление в выхлопном тракте, то это должно учитываться в теплотехническом расчете и технико-экономическом обосновании. В определенной мере теплофикация КС и других прилегающих поселков за счет вторичной теплоты уходящих газов ГПА увеличивает эффективность газоиспользования на КС и не требует больших дополнительных капитальных вложений, но полностью не решает проблему повышения эффективности использования газа, и в первую очередь из-за сезонности потребления теплоты. Более полному использованию вторичной теплоты от КС будет способствовать ее применение в промышленном производстве для технологических процессов, для агропромышленного комплекса, коммунального хозяйства. В настоящее время указанное направление не получило широкого распространения по причине удаленности КС от промышленных предприятий. 2.6. ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НА КС УСТАНОВОК ПАРОГАЗОВОГО ЦИКЛА Температура уходящих газов у регенеративных, как и безрегенеративных ГТУ, достаточно высокая, находится в пределах 540…358 С (табл. 4.3), и поэтому поток отработавших продуктов сгорания обладает высокопотенциальной энергией. Дальнейшее повышение экономичности газотурбинных установок на КС возможно за счет более глубокой утилизации теплоты уходящих газов. Эту тепловую энергию уходящих газов как после безрегенеративных, так и регенеративных ГТУ можно утилизировать, сочетая работу ГТУ с паросиловыми установками, используя прежде, чем объявить тепловую энергию сбросной, т.е. потерянной. Мощный энергетический поток дает возможность выработки механической энергии в виде "крутящего момента на валу". Фактически это означает производство не только механической энергии, пригодной для привода ЦБН, компрессоров, вентиляторов и т. д., но и реальную возможность производства электрической энергии на нужды КС МГ и сторонних потребителей. Современный уровень технического обеспечения производства дает возможность осуществить в условиях компрессорных станций магистральных газопроводов не только ресурсосберегающие, но и "энергогенерирующие" технологии несколькими способами: - используя в термодинамическом цикле парогазовой установки (ПГУ) различных модификаций, доступное и экологически чистое рабочее тело - воду (или водный раствор пропанола); - впрыскивая воду в газовоздушный тракт для утяжеления рабочего тела в ПГУ смешения и снижения температуры термодинамического цикла; - применяя принцип бинарного парогазового цикла, когда БПГУ имеет два парогазовых контура: пароводяной и с низкокипящей органической рабочей жидкостью (изобутан, изопентан и т.д.); - реализуя "сухой" термодинамический цикл (при отсутствии парожидкостных компонентов). 2.6.1 Принцип действия и технические характеристики ПГУ, работающей по утилизационной схеме Парогазовая установка ПГУ является комбинированной установкой, состоящей из ГТУ, котла–утилизатора (КУ) и паровой турбины (ПТ). Реализация парового и газового циклов осуществляется в раздельных контурах, т. е. при отсутствии контакта между продуктами сгорания и парожидкостным рабочим телом. Взаимодействие рабочих тел осуществляется только в форме теплообмена в теплообменных аппаратах поверхностного типа. Использование парогазовых установок является одним из возможных и перспективных направлений снижения топливно–энергетических затрат. ПГУ термодинамически удачно объединяют в себе параметры ГТУ и паросиловых установок: - ГТУ работают в зоне повышенных температур рабочего тела; - паросиловые приводятся в действие уже отработавшими, уходящими из турбины продуктами сгорания, т.е. выполняют роль утилизаторов и используют бросовую энергию. КПД установки повышается в результате термодинамической надстройки высокотемпературного газового цикла паровым циклом, что сокращает потери теплоты с уходящими газами в газовой турбине. Таким образом, ПГУ можно рассматривать как третий этап усовершенствования турбинных агрегатов. ПГУ являются перспективными двигателями, как высокоэкономичные, с малыми капиталовложениями. Отличные качества парогазовых установок определили области их применения. ПГУ широко применяются в энергетике и др. областях ТЭК. И все же, несмотря на экономическую выгоду, а она очевидна, т. к. без затрат топлива производится механическая или электрическая энергия, на магистральных газопроводах применение ПГУ пока еще ограничено. Сдерживает широкое применение таких установок отсутствие единой точки зрения на наиболее рациональные направления утилизации тепла ГТУ. Однако в условиях нарастающего энергодефицита, а более точно, энергетического кризиса, сформировался вполне определенный подход к использованию парогазовых установок. Энергетическая стратегия России направлена на энергоресурсосбережение, и ОАО "Газпром" разработаны специальные программы, предусматривающие развитие энергосберегающих технологий и отраслевой энергетики. В настоящее время перспективной схемой ПГУ для использования на МГ также является чисто утилизационная схема ПГУ с полной надстройкой цикла, в которой парогенератор обогревается только отходящими газами газовой турбины (рис. 6.1). По этой схеме продукты сгорания ГТУ после турбины низкого давления (ТНД) поступают в котел-утилизатор (КУ) для выработки пара высокого давления. Получаемый пар из КУ поступает в паровую турбину (ПТ), где, расширяясь, совершает полезную работу, идущую на привод электрогенератора или нагнетателя. Отработанный пар после ПТ поступает в конденсатор К, где конденсируется и затем питательным насосом (ПН) снова подается в котелутилизатор. Термодинамический цикл парогазовой установки приведен на рис. 6.2. Высокотемпературный газовый цикл ГТУ начинается с процесса сжатия воздуха в осевом компрессоре: 1 → 2. В камере сгорания (а также в регенераторе, если он есть) осуществляется подвод теплоты 2 → 3; генерированные продукты сгорания поступают в газовую турбину, где, расширяясь, совершают работу, процесс 3 → 4; и наконец, отработавшие газы отдают свое тепло в котле утилизаторе, нагревая воду и пар, 4 → 5. Остаток низкотемпературного тепла остается неиспользованным и передается в окружающую среду, 5 → 1. Рисунок 6.1 – Принципиальная схема ПГУ с котлом – утилизатором Рисунок 6.2 – Схема цикла парогазовой установки в координатах Т-S Парогазовый цикл образован последовательностью процессов: 1' – 2' - 3' – 4'- 5' – 1' (рис. 6.2). Условно цикл начинается с процесса 1' – 2' –подвода теплоты в экономайзере. Вода, поступившая из конденсатора, имеет низкую температуру, равную 39 °С (при давлении в конденсаторе Рнп = 0,007 МПа). Нагревается она до температуры кипения, порядка 170…210 °С, при постоянном давлении, соответствующем рабочему давлению котла 0,8…2,0 МПа. 2' – 3' – процесс испарения воды в испарителе и превращения ее в насыщенный пар. 3' – 4' – перегрев пара в перегревателе; 4' – 5' – процесс расширения пара в паровой турбине с совершением работы и потерей температуры; 5' – 1' – пар конденсируется в конденсаторе К, и образовавшаяся вода вновь подается в котел - утилизатор КУ. Цикл замыкается. Мощность собственно паровой турбины (ПТ) зависит от действительного теплоперепада, или энтальпии, по паровой турбине и расхода пара. Расход пара и параметры пара определяются работой котла-утилизатора. Принципиальная схема котла-утилизатора показана на рис. 6.3. Котел-утилизатор – это паровой котел с принудительной циркуляцией, не имеющий собственной топки и обогреваемый уходящими газами какой-либо энергетической установки. Поэтому бросовой теплоты выхлопных газов ГТУ, с температурой порядка 400 °С, вполне достаточно для эффективной работы утилизационных установок. По ходу котла устанавливаются последовательно теплообменные аппараты: водяной экономайзер "Э", испаритель "И" и пароперегреватель "П". Водяной экономайзер – это теплообменник, в котором вода подогревается низкотемпературными горячими газами (продуктами сгорания) перед ее подачей в барабан котла (сепаратор). Генерация пара производится в ходовой части котла следующим образом. Питательная вода, предварительно нагретая в экономайзере до температуры кипения уходящими газами, поступает в барабан котла. Температура горячих газов в хвостовой части котла не должна опускаться ниже 120 °С *. В режиме генерации пара вода циркулирует через испаритель. В испарителе идет интенсивное поглощение тепла, за счет которого и происходит парообразование. Процесс парообразования в испарителе происходит при температуре кипения питательной воды, соответствующей определенному давлению насыщения. Например, для получения пара с давлением 0,8…2,0 МПа температура кипения в барабане котла должна поддерживаться равной 170,41…212,37 °С. Водяной пар получается при этом насыщенным. ____________________________________________________________ *За рубежом допускается меньший нижний предел температуры уходящих газов: 105…110 °С. Минимальная температура уходящих газов в хвостовой части котла ограничивается точкой росы ≈ 50 °С и температурным напором Δtух порядка 50 °С, с некоторым запасом. Рисунок 6.3 – Принципиальная схема котла-утилизатора К – барабан котла; И –испарительная часть; П – пароперегреватель; Э – водяной нагреватель (экономайзер) При необходимости получения перегретого (сухого) пара он пропускается через пароперегреватель, который расположен в начале хода котла, где температура горячих газов максимальна, в данном случае – порядка 360…540 °С. Такие водогрейные котлы-утилизаторы получили широкое распространение. Их часто называют утилизационными экономайзерами или водоподогревателями. Они бывают кипящего и некипящего типа. Парогазовая установка хорошо регулируется и является технологичной установкой, т.к. оптимизация паросиловой установки (ПСУ) по условию получения максимального к.п.д. ПГУ не зависит от типа ГТУ, а определяется только значением температуры t4 и расходом Gп.с продуктов сгорания газотурбинной установки на входе в котел-утилизатор. На рис. 6.4 приведены расчетные данные, характеризующие изменение относительного расхода пара λ = Dп/Gп.с в зависимости от температуры выхлопных газов t4 при давлении пара Рп = 0,8 МПа и параметрах питательной воды, поступающей с деаэратора: при температуре tп.в = 39,2 °С и давлении насыщенных паров Рн.п = 0,007 МПа. Рисунок 6.4 – Зависимость относительного расхода пара λ от температуры продуктов сгорания за ТНД t4 при давлении пара в котле-утилизаторе рп = 0,8 МПа при различных степенях перегрева водяного пара на входе паровой турбины: 1 – Δt΄= 0С; 2 – Δt??= 50С; 3 – Δt???=100С Диаграмма отражает возможности выработки пара в установках парогазового типа. По рис. 6.4 определяем, что относительный расход пара λ для ГПА – Ц – 6,3, имеющего температуру за ТНД на уровне t4 = 410 С, составит: Dп 0,115 . G п. с При относительном расходе пара λ = 0,115 и расходе продуктов сгорания Gп.с = 56,6 кг/с количество вырабатываемого пара равно: Dп = λ·Gп.c = 0,115·56,6 = 6,51 кг/с. (6.2) При необходимости выработки пара с высокими параметрами: Рп = 0,8 МПа и tнп = 170,4 °С, действительный теплоперепад в паровой турбине определяется с помощью таблиц "Сухой насыщенный пар и вода на линии насыщения". Приращение энтальпии составляет: ∆i = i170,4 – i39,2 = 2769,00 – 2571,8 = 197,0 кДж/кг. (6.3) Паровая турбина соответственно развивает при этом мощность: Nп = Dп·∆i = 6,51·197,0 = 1282 кВт = 1,28 МВт. Эффективность процесса парообразования повышается за счет установки по ходу котла пароперегревателя. По рис. 6.4 определяем относительный расход пара: с перегревом на t" = 50 C: = 0,108; с перегревом на t" = 100 C: = 0,102. Сравнение показывает, что при перегреве вырабатываемого пара на t = 50 С уменьшение расхода вырабатываемого пара составит около 6 %, а при перегреве на t = 100 С – около 10 %. Применение котлов-утилизаторов выгодно. Расчеты показывают, что даже для ГПА с относительно низкой температурой продуктов сгорания за ТНД (Tпс = 350…400 С) можно получать пар с давлением Рп = 0,8 МПа и с перегревом его на 50…100 С (рис. 6.4). КПД установок парогазового цикла на базе газотурбинных установок большой мощности может достигать 40…45 % и более (табл. 6.1), в которой представлены характеристики ПГУ, эксплуатирующихся на КС МГ. Это опытно–промышленные образцы установок парогазового цикла: "Мессина" Италия, "Вайдхауз" – Германия, "Грязовец" – Россия. Данные парогазовые установки выполнены по схеме без дожигания топлива. КПД ПГУ Вайдхауз достигает 46 %, т.е. увеличивается на 29 %. В результате примерно на 1/3 увеличивается мощность установки. Это значит, что надстройка газового цикла паросиловым значительно повышает эффективность использования теплоты уходящих газов и позволяет получить значительную дополнительную мощность на КС. Таблица 6.1 – Характеристики ПГУ, эксплуатирующихся на КС магистральных газопроводов № п/п 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. Наименование Показателей Тип базовой ГТУ Мощность ГТУ, МВт КПД, % Температура выхлопных газов, С Давление пара, МПа Температура пара, С Температура конденсации, С Температура газов после У, С Мощность паровой турбины, МВт Мощность ПГУ, МВт КПД ПГУ, % Мессина Вайдхауз Грязовец PGT-25 20,1 36,5 500 4,0 380 58 178 5,6 25,7 45,0 GT-61 20,1 35,7 510 4,1 480 40-46 180 6,8 26,9 46 ГТН-25/76 25 27 467 1,6 375 170 10 35 35 В табл. 6.2 приводятся результаты расчета, наглядно отражающие влияние температуры наружного воздуха tа на энергетические характеристики ПГУ при рабочем давлении пара Рп = 2 МПа и давлении за последней ступенью на уровне 15 кПа. Как видно, в диапазоне температур наружного воздуха tа = +15…-15 °С изменение показателей ПГУ весьма существенное. Таблица 6.2 – Изменение основных показателей ПГУ при снижении температуры наружного воздуха от +15 °С до -15 °С при двух мощностях ГПА-Ц-16: номинальной и 0,75 от номинальной Мощность ГПА, МВт 16 12 +Gп.с 8 7 Изменение показателей ПГУ, % -Dп -Nn 37 37 43 48 -пгу 8 9 С изменением режимов работы ГТУ неизбежно меняются и режимы работы ПГУ в целом, причем, в летний период эксплуатации в ПГУ можно получить мощность, несколько бόльшую, чем в зимний период. При использовании паровых турбин и генерации электроэнергии для собственных нужд выгодность парогазовых установок очевидна. Именно на летний период на КС приходится максимум энергопотребления, т.к. вентиляторы АВО, на привод которых идет электроэнергия, летом работают при полной загрузке, и компримирование газа производится в условиях максимальных температур. 2.6.2 Применение парогазовых установок на КС МГ для выработки механической и электрической энергии В настоящее паровая турбина остается экономически одной из самых выгодных установок для получения высокого к.п.д. в диапазоне низких температур. В связи с этим применение теплоты отходящих газов ГТУ для паротурбинных агрегатов с последующим превращением ее в механическую или электрическую энергию – один из рациональных путей утилизации этой теплоты. Самым привлекательным, с точки зрения использования ПГУ для магистрального транспорта газа, является то, что паровая турбина может служить приводом для нагнетателя. В условиях КС МГ прямое использование механической энергии непосредственно для привода нагнетателей даже более актуально, чем выработка электроэнергии с помощью электрогенератора. Основные потребители механической и электрической энергии на компрессорной станции с газотурбинными ГПА – это нагнетатели природного газа, вспомогательные механизмы ГТУ, насосные, вентиляторные (для приводов АВО), вентиляционные и др. установки, имеющие в своем комплекте электропривод, системы управления, сигнализации и магистральной связи. К числу дополнительных потребителей относятся силовое и осветительное оборудование ремонтно-эксплуатационных блоков, насосные внешнего водоснабжения и канализации, жилые поселки и др. Объекты компрессорных станций являются достаточно емкими потребителями электроэнергии. Годовой расход электроэнергии на КС с газотурбинным приводом составляет примерно 6…15 млн. кВт. Получение электроэнергии на собственные нужды компрессорной станции за счет утилизации отходящих газов ГТУ может быть осуществлено с помощью парогазовой установки. Активно ведутся работы по внедрению ПГУ на Украине, где планировалось строительство ПГУ на компрессорных станциях МГ. Намечалось строительство первой ПГУ для производства электроэнергии на компрессорной станции "Богородчаны" до 2005 г., а до 2020 г. намечалось осуществить строительство и установку ПГУ еще на 40 компрессорных станциях МГ Украины. Планировалось использовать оборудование фирмы "АВВ АLSTON POWER" (г.БРНО, Чехия). В теплоутилизационных контурах предполагалось использование воды. Но этот проект по организационноэкономическим причинам пока не осуществлен. В ОАО "Сумское НПО им. М.В. Фрунзе", с целью освоения нового перспективного оборудования для КС, разработана и создана теплоутилизационная турбогенераторная энергетическая установка электрической мощностью 4 МВт типа УТГ - 4П с пентановым циклом. На Украине, на КС Ставищенская УМГ " Черкассытрансгаз" смонтирован, введен в действие и успешно эксплуатируется с ноября 2003 г. газоперекачивающий агрегат ГПА – 16К "Водолей" с приводом от газопаротурбинной установки с регенерацией воды в цикле КГПТУ – 16К. Аналогичная установка, но более мощная, КГПТУ – 25Э успешно работает на заводском стенде ГП НПК ГТС "Заря – Машпроект". В этих установках реализован комбинированный газопаротурбинный цикл с регенерацией воды в цикле, с подачей в камеру сгорания водяного пара, который генерируется котлом за за счет утилизации тепла отработанных газов. Водяной пар, впрыснутый в камеру сгорания и образовавшийся при сгорании метана, конденсируется из газопаровой смеси в контактном конденсаторе. Дочерней компанией "Укртрансгаз" планирует до 2015 г. ввести в эксплуатации на КС еще 10 установок типа "Водолей". Можно оптимистично подходить к оценке положения и в нашей стране. Специалистами фирмы "АЭГ КАНИС" (ФРГ), поставляющей газовые турбины с паровым котлом низкого давления, было показано, что на наших новых магистральных газопроводах использование ПГУ может быть еще более эффективным. Наилучшее использование энергии топливного газа обеспечивается в том случае, когда часть мощности для привода нагнетателей на КС МГ обеспечивается за счет газотурбинных ГПА, а часть – за счет паровых турбин. На примере КС газопровода "Союз" было показано, что если агрегаты ГТК – 10И дооборудовать котлами-утилизаторами и паровыми турбинами с электрогенераторами, то только на одной КС может быть дополнительно получено 25,6 МВт электрической мощности. При этом срок окупаемости дополнительных капиталовложений составляет 3,5 года. В России внедрение ПГУ на КС магистральных газопроводов долгое время сдерживалось по различным причинам: необходимостью больших капиталовложений и увеличением срока ввода КС в эксплуатацию, необходимостью разработки новых технологий, эксплуатации и обслуживания неспецифичного для КС МГ оборудования, химводоочистки и т. д. В то же время парогазовые и паросиловые установки широко используется в смежной области – теплоэнергетике; комплектуются оборудованием отечественного производства. Это свидетельствует о наличии соответствующей научно-технической базы, необходимой для решения задач ресурсоэнергосбережения. Имея отечественное оборудование и производственный опыт, можно с помощью ПГУ успешно решать вопросы, связанные с производством механической и электрической энергии на КС магистральных газопроводов. Использование поистине огромного потенциала газотранспортной системы – тепловой энергии продуктов сгорания ГТУ – даст экономию топлива и позволит вырабатывать дешевую энергию за счет "бросового" тепла. На момент распада СССР планировалось и было намечено внедрение на КС магистральных газопроводов 92 ПГУ для привода нагнетателей и 46 установок для привода электрогенераторов. В бывшем СССР была предусмотрена разработка, испытания и серийное производство блочно-комплектных ПГУ к газоперекачивающим агрегатам ГПА-Ц-16, ГПУ – 16, ГТН – 16, ГТН – 25, ГТН – 25А для привода нагнетателей и электрогенераторов. В настоящее время на КС магистральных газопроводов ОАО "Газпром" внедряются опытные парогазовые установки для производства электроэнергии, активно ведутся работы по разработке и внедрению ПГУ на магистральных газопроводах нашей страны. При эксплуатации выявлен ряд недостатков, но в целом сделан вывод, что ПГУ обеспечивают устойчивую электрическую мощность. В развитие этого направления были созданы отечественные ПГУ для привода нагнетателей или электрогенераторов, на базе установок типа ГТН – 16, с внедрением их на КС "Приводино" и "Донская". Осуществлялись также проекты ПГУ для КС "Чаплыгин" ООО "Мострансгаз" на базе агрегатов ГПА – Ц - 6,3 и КС "Долгое" на базе агрегатов ГПА – Ц – 16 с использованием турбогенераторного модуля "Бутэк" (блочного утилизационного теплоэнергетического комплекса) для выработки электроэнергии на нужды КС и прилегающих жилых поселков. Комплекс Чаплыгин – 5 мощностью 500 кВт имеет в составе паровой котел-утилизатор на ГПА и паровую турбину разработки АО "Калужский турбинный завод". Организациями газовой промышленности и энергетического машиностроения была разработана и внедрена на опытно-промышленной КС ПГУ для привода нагнетателя на базе газоперекачивающего агрегата ГТН – 25. В 1995 г. была принята в эксплуатацию первая опытно-промышленная парогазовая установка в России на КС "Грязовец" на базе ГТН – 25 и ПТУ мощностью 10 МВт. Имеется также опыт эксплуатации на КС магистральных газопроводов России опытно-промышленных образцов ПГУ "Мессина" – Италия, "Вайдхауз" – Германия., технические характеристики которых представлены в табл. 6.1. Применение ПГУ в деле магистрального транспорта газа может стать реальной основой развития энерго-ресурсосберегающих технологий, т.к. комбинация цикла Брайтона на базе ГТУ и цикла Ренкина на базе ПТУ может дать резкий скачок в тепловой экономичности ГПА. До 2/3 мощности комбинированной установки может приходиться на долю ГТУ. 2.6.3 Технологии наращивания мощности ГТУ впрыском воды или пара в газовоздушный тракт (ПГУ смешения) Одно из важнейших направлений повышения эффективности использования природных газов – это внедрение парогазовых технологий в производственный цикл. Наибольший интерес представляют схемы с генерацией впрыскиваемого пара за счет тепла уходящих газов ГТУ в котлах, утилизаторах, парогенераторах. С точки зрения термодинамики, схемы с впрыском пара более совершенны и превосходят схемы с впрыском воды в ГТУ по следующим показателям: - по характеристикам переменных режимов и режимов недогрузки; - по удельным капитальным затратам; - по предельной мощности; - по КПД. Такой эффект объясняется повышением удельной работы парогазовой смеси при впрыскивании пара в ГТУ. Кроме того, понижение температуры газов перед турбиной дает возможность путем впрыска пара уменьшить начальную температуру цикла ГТУ без снижения ее мощности, а следовательно, и увеличить срок службы установки, т.е., повысить ресурс двигателя. Впрыск пара (или воды) в газо-воздушный тракт ГТУ можно рассматривать как технологию форсирования или дефорсирования двигателя, которую эффективно можно использовать при эксплуатации ГТУ в районах с континентальным и резкоконтинентальным климатом. Так как для наших магистральных газопроводов характерна неравномерная загрузка основного оборудования компрессорных цехов (КЦ) вследствие переменных графиков газопотребления и резких климатических (суточных и годовых) колебаний температуры окружающей среды, то такой простой и технологичный способ регулирования, как изменение количества впрыснутого пара, удобен для условий компрессорных станций МГ. Вопрос внедрения на компрессорных станциях магистральных газопроводов ПГУ смешения является актуальным и на том основании, что применение более компактных ПГУ смешения позволяет уменьшить удельные капитальные затраты на производство и повысить коэффициент использования установленной мощности. 2.6.3.1 Технология впрыска пара в камеру сгорания двигателя (ПГУ-STIG) Цикл работы ГТУ, в которых происходит смешивание двух рабочих тел (продуктов сгорания и водяного пара), на Западе получил название STIG (Steam Injection Gas). Под энергетическим впрыском понимают подачу в камеру сгорания ГТУ большого количества пара – от 10 до 25 % от расхода воздуха через газовоздушный тракт двигателя, что обеспечивает рост к.п.д. на 25 - 60 % и мощности установки на 50 - 90 %. По технологии "STIG" пар впрыскивается в камеру сгорания непосредственно через форсунки и (или) подмешивается к вторичному воздуху. Поскольку пар вводится в зону активного горения топлива, резко снижается выделение оксидов азота NOx. Кроме того, пар может водиться и в турбину низкого давления. Парогазовая установка смешения, с впрыском пара в камеру сгорания (по схеме STIG), является альтернативной обычной ПГУ, имеющей пароводяной контур. Она проще по устройству и имеет отличие в том, что в ее комплект не входят конденсационная паровая турбина с конденсатором и соответствующая система охлаждения. Один из вариантов исполнения ПГУ смешения представлен на рис. 6.5. Рисунок 6.5 – Принципиальная схема ПГУ смешения [99]: 1 – компрессор; 2 – камера сгорания; 3 – турбина высокого давления – привод компрессора; 4 – силовая турбина; 5 – электрогенератор (или нагнетатель); 6 – котел-утилизатор; 7 – предвключенная противодавленческая паровая турбина, из которой пар поступает в камеру сгорания ГТУ; 8 – дымосос (устанавливается в отдельных случаях) Противодавленческая турбина 7 приводится в действие паром высоких параметров, выработанного в котле-утилизаторе 6, и позволяет использовать большой перепад энтальпий пара. В результате она вырабатывает крутящий момент на валу и является приводом либо для нагнетателя, либо для электрогенератора. Мeньшая часть отработанного пара после паровой турбины через фронтовые устройства (горелки) вводится в зону горения для подавления образования оксидов азота. Основная часть отработанного пара используется для охлаждения жаровой трубы камеры сгорания 2 и смешивается с продуктами сгорания уже по завершении процесса горения, обеспечивая при этом расчетные среднюю температуру и поле скоростей на выходе камеры сгорания. Эффективно также использование пара для охлаждения горячих венцов турбины 3,4 вместо компримированного воздуха. Существует также технология "STIG" с насосной подачей питательной воды в котел-утилизатор, из которого она, в паровой фазе, поступает в систему. Увеличение мощности ПГУ смешения достигается в основном за счет утяжеления рабочего тела (впрыск пара в камеру сгорания) и, в результате этого, повышения давления за счет дополнительного рабочего тела (при отсутствии дополнительных затрат мощности на привод компрессора). Кроме этого, эффект повышается за счет замены воздушного охлаждения лопаток и камеры сгорания на более эффективное охлаждение – паровое. ПГУ смешения обладают определенными преимуществами. При одинаковой мощности энергоблока и повышенных капвложениях в систему химводоочистки, оборудование ПГУ смешения проще, и удельные капиталовложения меньше на 15 – 17 %, чем у обычной ПГУ. Это приводит к снижению на 7…8 % стоимости электроэнергии и определяет ее перспективность. Данные цифры получены для случая безвозвратной потери воды, введенной в камеру сгорания ГТУ, т.е. для установки, работающей по технологии STIG. Газотурбинные установки с энергетическим впрыском пара обладают рядом преимуществ перед ПГУ и конденсационными турбинами, основными из которых являются: - простота, так как отсутствует паровая турбина, конденсатор и пр. оборудование пароводяного контура; - значительно меньший, чем в паровых турбинах расход топлива (на 15 – 25 %); - широкий диапазон рабочих нагрузок, который обеспечивается различным количеством подводимого пара; - снижение в 2 – 8 раз выбросов в атмосферу вредных веществ; - примерно в 2 раза меньше, по сравнению с ПГУ, стоимость установленного кВт мощности; - меньше, чем в конденсационных электростанциях, стоимость 1 кВт выработанной энергии; - срок окупаемости сокращается до 2 – 3 –х лет при сокращении сроков строительства и необходимых площадей. В связи с тем, что возможна проблема отложения солей в проточной части двигателя, технология впрыска пара предусматривает специальную химическую подготовку воды, с добавлением присадок, нейтрализующих солеотложение, и т. д., подобно тому, как подготавливается питательная вода для подачи в котел, т.е. подготовка питательной воды требует определенных затрат. Поэтому основным недостатком ГПУ – STIG является потеря питательной воды с уходящими в атмосферу газами: объем выбросов пара составляет от 1 до 1,5 т/час на 1 МВт установленной мощности. Если для паросиловых ТЭС с мокрыми градирнями, удельные потери технической воды примерно в 2 раза выше, и это не составляет проблему, то в трассовых условиях КС газопроводов вода может быть в дефиците. Кроме того, потеря подпиточной воды, обессоленной, химически и термически подготовленной, оборачивается потерей нескольких % (порядка 6 %) топливной составляющей затрат. Промышленный опыт свидетельствует, что при длительной работе таких установок нет неполадок в работе и срывов пламени в камере сгорания. За рубежом установки с циклом STIG практически начали эксплуатировать примерно с 1980 г., вначале в США (LM-1600, LM-2500, LM5000, LM-6000) и Японии. В настоящее время они получили широкое распространение в промышленности, особенно в энергетике. В плане совершенствования и развития технологии STIG в нашей стране стоит отметить исследования, проведенные МКБ "Гранит" на установке ГТУ89СТ-20 электростанции ГТЭС – 72 пос. Ямбург, доработанной под энергетический впрыск пара, которые доказали принципиальную возможность существенного улучшения характеристик ГТУ. ГТУ-89СТ-20 имеет следующие параметры: Мощность 20 МВт; К.п.д. (ISO 2314) 32,6; Расход воздуха 100 кг/с; Тепловой к.п.д. с утилизацией до 85 %. Газогенератор ГТУ-89СТ-20 выполнен по одновальной схеме, компрессор имеет 14 ступеней, из них 10 – с поворотными лопатками направляющего аппарата, камера сгорания – трубчато-кольцевого типа, 12 жаровых труб объединены газосборником, природный газ подается по 12 форсункам шнекового типа. Следует особо отметить, что коллективом авторов предложено и разрабатывается другое направление совершенствования термодинамического цикла ГТУ – добавление в проточную часть турбины природного газа – метана, с последующим его каталитическим разложением на компоненты перед силовой турбиной, что удваивает мощность установки и повышает коэффициент использования энергии топлива. В настоящее время цикл совершенствуется с целью полного улавливания паров воды из выхлопных газов ГТУ путем их охлаждения до температуры конденсации пара в специальном теплообменнике-конденсаторе водяного или воздушного типа. 2.6.3.2 Технология регенерации воды в цикле. Установки типа "Водолей" При работе ГТУ по циклу STIG пар, после срабатывания в проточной части газотурбинного двигателя, вместе с выхлопными газами безвозвратно теряется: уходит в атмосферу. Цикл разомкнут, а потому недостаточно эффективен. Эффективность установки повышается, если для улавливания влаги на выходе котла-утилизатора установить конденсатор контактного типа КК (рис. 6.15). В контактном конденсаторе, установленном на выхлопном патрубке котла-утилизатора, за счет орошения водой происходит охлаждение выхлопных газов до температуры ниже точки росы водяного пара, осаждение воды и сбор конденсата. Собранная вода поступает в бак-накопитель, очищается от примесей и подается снова в котел-утилизатор. Из серии установок, работающих без регенерации воды в термодинамическом цикле, у нас хорошо известны установки КГПТУ схемы "Водолей". Это контактные газопаротурбинные установки с утилизационным парогенератором (котлом – утилизатором), подачей сгенерированного пара в камеру сгорания и улавливанием водяного пара в конденсаторе парогазового потока. Рисунок 6.6 – Контур контактного конденсатора: 1 – контактный конденсатор; 2 – конденсатор; 3 – насос Опытный образец ПГУ – STIG "Водолей" конструкции "Машпроект" (г. Николаев, Украина) мощностью 25 МВт отработал на заводском стенде с выдачей мощности в энергосистему более 8000 ч. (2001 г.). В установках типа "Водолей" пар выделяется из выхлопных газов и возвращается в цикл в виде конденсата вода для повторного использования. Установка работает по замкнутому циклу. 2.6.3.3 Контактная газотурбинная установка изменяемого термодинамического цикла Современные газовые турбины имеют КПД около 35 – 38 %. Фактически это предел для газовых турбин простого типа, так как дальнейшее увеличение к.п.д. требует решения, по меньшей мере двух сложных взаимосвязанных технических задач: по повышению температуры перед турбиной более 1400 °С и одновременном сохранении длительного срока службы газовой турбины при работе в трассовых условиях МГ. Использование технологии впрыскивания пара дает возможность значительно повысить КПД той же турбины за счет изменения параметров рабочего тела. Данная технология предложена энергетиками, но она как нельзя лучше подходит для трассовых условий работы ГТУ на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Имея оперативную систему регулирования, данная установка может эффективно работать в условиях переменных и резкоменяющихся нагрузок. Она является технологичной. На рис. 6.7 представлена улучшенная схема КГПТУ с регенерацией тепла уходящих газов, впрыском воды на вход в компрессор и конденсацией парогазового потока в контактном конденсаторе. Рисунок 5.7 – Принципиальная тепловая схема КГПТУ с регенерацией тепла уходящих газов, впрыском воды на вход в компрессор и конденсацией парогазового потока в контактном конденсаторе: 1 – ГТД; 2 – регенератор; 3 – электрогенератор (или нагнетатель); 4 – система отвода тепла; 5 – контактный конденсатор; 6 – система впрыска воды; 7 – система обвода регенератора; 8 – емкость-накопитель конденсата. Воздух поступает в компрессор газотурбинного двигателя 1. Также на вход компрессора, через систему впрыска 6, подается вода, распыленная до мелкодисперсного состояния. Диспергированная вода, перемещаясь в проточной части компрессора, испаряется. Так как тепло фазового перехода отбирается от потока воздуха, то температура воздуха при этом снижается, а затраты мощности на компримирование уменьшаются. Далее паровоздушная смесь поступает в регенератор 2, подогревается уходящим газом и поступает в камеру сгорания. В процессе горения образуется газ с высокопотенциальной энергией, которая в турбинах ГТД преобразуется в механическую работу, обеспечивающую привод компрессоров и электрогенератора (или нагнетателя) 3. Отработавший газ из турбин поступает в регенератор и, отдав часть тепловой энергии паровоздушному потоку, следует в конденсатор 5. В конденсаторе газ охлаждается встречным потоком распыленной воды. Температура потока газа снижается, и из него выделяется конденсат, который смешивается с охлаждающей водой и направляется в накопитель конденсата 8, откуда часть воды возвращается в цикл, а часть – в систему отвода тепла из термодинамического цикла 4, где она охлаждается и поступает затем в распыляющее устройство контактного конденсатора. Отличительная особенность и преимущество данной установки в том, что она работает без парогенератора. Генерация пара совмещена с процессом сжатия воздуха в компрессоре, а тепло уходящего газа возвращается в термодинамический цикл за счет регенеративного подогрева воздуха, поступающего в компрессор. Количество впрыскиваемой воды дозируется с помощью регулирующего устройства в системе впрыска воды 6. Подача воздуха в регенератор 2 регулируется с помощью системы обвода регенератора 7. Такое регулирование позволяет оперативно изменять параметры термодинамического цикла. Как показали результаты выполненного параметрического анализа, максимальные значения мощности и КПД термодинамического цикла обеспечиваются при работе установки с впрыском воды на вход в компрессор ГТД и включенным регенератором. При впрыске воды на вход компрессора в объеме 10 % от расхода воздуха установка по топливной экономичности приближается к КГПТУ "Водолей". С уменьшением количества впрыскиваемой воды температура на входе в регенератор повышается, и тепла в термодинамический цикл возвращается меньше. С прекращением подачи воды ГТД будет работать в простом термодинамическом цикле. Следует отметить, что в установке могут использоваться ГТД, дополненные системой регенеративного подогрева воздуха. За счет увеличения степени повышения давления в компрессоре высокая экономичность достигается при работе установки и без регенератора. Расчетные параметры КГПТУ и ГТУ простой схемы представлены в табл. 6.3. Реальная возможность осуществления данного проекта подтверждена экспериментальными работами на натурных стендах, в процессе которых выполнена оценка возможностей и особенностей работы ГТД с впрыском воды на вход компрессора. Таблица 6.3 – Сравнение параметров КГПТУ изменяемого термодинамического цикла и ГТУ Основные параметры КГПТУ ГТУ Мощность на клеммах 19031,1 11452,5 Относит. увелич. параметра 1,662 электрогенератора, кВт Степень повышения давления Температура цикла, К Температура газа за турбиной, К Действительный расход воздуха на входе в КГПТУ, кг/с Относительный расход воды, впрыснутой на вход в ГТД, % Весовой расход топлива, кг/ч КПД, % 20,63 1518 768 757 1,015 37,5 10 - 2847,3 48,0 2254,8 36,5 1,263 1,315 2.6.3.4 Опыт эксплуатации энергосберегающей комбинированной установки с регенерацией воды в цикле на КС магистрального газопровода (КГПТУ – 16К с РВЦ) Большой интерес представляет опыт эксплуатации энергосберегающей комбинированной установки с регенерацией воды в цикле на КС магистрального газопровода (КГПТУ – 16К с РВЦ). Это установка типа "Водолей". В настоящее время на территории Украины находятся в промышленной эксплуатации 2 комбинированные газопаротурбинные установки с впрыском пара в камеру сгорания и регенерацией воды в цикле КГПТУ - 16К с РВЦ и КГПТУ - 25Э с РВЦ: КГПТУ - 25Э – мощностью 25 МВт для привода генератора; КГПТУ – 16К – мощностью 16 МВт для привода газового центробежного компрессора (нагнетателя). Данные установки хорошо изучены и экспериментально исследованы. Подтверждены их высокая эффективность и низкие выбросы вредных веществ. Намечены пути решения дальнейшего совершенствования различных вариантов КГПТУ с РВЦ. В отличие от парогазовой установки, КГПТУ не имеет паровой турбины и потому значительно проще. Мощность, получаемая в КГПТУ, передается только на вал силовой турбины. В состав силовой установки входят: - трехвальный газопаротурбиный двигатель; - утилизационный паровой котел (с горизонтально расположенными стальными трубами с наружным ленточным оребрением); - противоточный контактный конденсатор (с водяным орошением сетчатых каналов и инерционным жалюзным водоотделителем); - питательные и циркуляционные насосы; - вспомогательные системы; - система автоматического управления. Отличительной особенностью КГПТУ с РВЦ от установок, выполненных по широко распространенной в энергетике схеме STIG, является то, что пар, подающийся в камеру сгорания от утилизационного котла и образующийся в процессе сжигания топливного газа, конденсируется в контактном конденсаторе и возвращается в цикл. Т.о., комбинированный парогазовый цикл осуществляется с регенерецией воды в цикле, с подачей в камеру сгорания водяного пара, который генерируется котлом в процессе утилизации тепла отработанных газов. К.п.д. установки повышается за счет утилизации тепла выхлопных газов на 25 – 30 %. За счет впрыскивания пара в камеру сгорания мощность установки увеличивается на 56 – 60 %, а выбросы NOx в атмосферу снижаются в 3 – 4 раза. Положительным является то, что вода регенерируется в цикле с избытком при температурах ниже 30 С, и работа КГПТУ практически не зависит от внешних источников водоснабжения. С учетом требований экологической безопасности и как силовые, установки типа КГПТУ для выработки электроэнергии и механического привода не имеют себе равных. По сравнению с обычными ПГУ, газопаротурбинные установки смешения проще в эксплуатации, имеют хорошие экологические характеристики, высокую эффективность и могут применяться как для выработки электроэнергии, так и для механического привода нагнетателей (на компрессорных станциях МГ). Срок окупаемости установки 3…4 года при годовой наработке 7000 тыс. часов. Данные установки успешно эксплуатируются. Установка КГПТУ – 25Э с 1995 г. успешно работает и на 01.01.04 наработала более 10 тыс. часов на заводском стенде ГП НПК ГТС "Заря – Машпроект". Установка КГПТУ–16К, выполненная по проекту ОАО "ИПП ВНИПИТРАНСГАЗ", эксплуатируется на КС Ставищенская УМГ "Черкассытрансгаз" с ноября 2003 г. Газоперекачивающий агрегат ГПА – 16К "Водолей" оборудован приводом от комбинированной газопаротурбинной установки с регенерацией воды в цикле КГПТУ – 16. На 01.05.04 установка наработала более 110 ч. Дальнейшие наблюдения за работой установки показали, что КГПТУ – 16К с РВЦ имеет фактический КПД 42,1 %. Водяной пар, с расходом 15,67 т/ч, получают в котле-утилизаторе при давлении 1,837 МПа и температуре 332 °С. В соответствии с принятой технологией бoльшая часть пара впрыскивается в камеру сгорания и меньшая часть – в поток сжатого воздуха после осевого компрессора ГТД. В контактном конденсаторе, установленном за котломутилизатором, глубоко охлаждается поток продуктов сгорания из ГТД. В нём конденсируются водяные пары с образованием требуемого расхода конденсата. Впрыск пара дает увеличение КПД газоперекачивающего агрегата на 8%, снижение в выхлопных газах концентрации вредных оксидов NОх с нормативного значения 75 мг/нм3 до 66,13 мг/нм3, концентрации вредного оксида углерода с нормативного значения 220 мг/нм3 до значения 10,06 мг/нм3. Дочерней компанией "Укртрансгаз" планирует до 2015 года ввести в эксплуатацию на КС ещё 10 установок типа "Водолей". В разработке установке КТПТУ – 16К "Водолей" приняли участие 8 предприятий: ГП НКП ГТС "Заря-Машпроект" (г. Николаев), ОАО "Турбогаз" (г. Харьков), НТУ "КПИ" (г. Киев), ОАО "СМНО им Фрунзе" (г. Сумы), ООО "Эликон", ОАО "ИПП ВНИПИТРАНСГАЗ", ДК "Укртрансгаз" (г. Киев) и УМГ "Черкассытрансгаз". Технические характеристики газопаротурбинных установок с регенерацией воды в цикле представлены в табл. 6.4. Таблица 6.4 – Технические характеристики установок КГПТУ – 16К и КГПТУ – 25Э Номинальная мощность, МВт КПД по условиям ISO 2314, % Температура газа, С: перед ТВД на срезе выхлопной трубы Расход выхлопных газов, кг/с Котел – утилизатор: производительность пара, т/ч температура перегретого пара, С давление пара на выходе, МПа Содержимое NOх на выхлопе, кг/м3 КГПТУ – 16 К 16 45,3 КГПТУ – 25 Э 25 43 1085 58 44,8 1070 50 73,7 20 320 2,2 45 30 376 2,2 45 Установки КГПТУ могут совершенствоваться в следующих направлениях: 1. Охлаждение деталей проточной части газовой турбины отбираемым цикловым воздухом (с увеличением КПД до 16 %). 2. Замена воздушного охлаждения газовой турбины паровым позволит увеличить КПД на 6-8 %. 3. Использование отработанных выпускных газов после котлаутилизатора для подогрева топливного газа даст увеличение КПД на 0,6-0,8 %. За счет использования тепла выпускных газов на подогрев топливного газа снизится расход электроэнергии на подачу и охлаждение воды в конденсатор. 4. Впрыскивание воды на входе осевого компрессора в количестве 3 - 4 % массы циклового воздуха повысит КПД на 3-4 %. И т.д. В целом, за счет совершенствования устройства КГПТУ с РВЦ можно повысить КПД установки до 50-52% по условиям ISO 2314 и сделать их удобными и экономически выгодными для применения в условиях КС МГ. 2.7 НОВЕЙШИЕ ТЕХНОЛОГИИ УТИЛИЗАЦИИ СБРОСНОГО ТЕПЛА НА КС, ОСНОВАННЫЕ НА ПРИНЦИПЕ КОГЕНЕРАЦИИ Применение ПГУ эффективно для выработки механической и электрической энергии. Но дело в том, что парогазовые установки требуют расхода большого объема воды и более сложны. Рассмотрение вопроса экономической целесообразности использования ПГУ смешения позволило выявить следующее: 1. Сооружение ПГУ на КС экономически целесообразно, когда нет проблем с водоснабжением. При наличии естественного источника охлаждающей воды улавливание паров в большинстве случаев выгодно. Экономичной может оказаться комбинированная газопаротурбинная установка с регенерацией воды в цикле КГПТУ с РВЦ. 2. При отсутствии естественных дешевых источников охлаждающей воды (реки, водоема и т. д.), когда для охлаждения циркуляционной воды КК необходимо сооружение градирни, экономически нецелесообразно улавливать водяные пары и использовать технологию STIG. 3. Применение вентиляторных градирен практически всегда убыточно изза высоких затрат мощности на привод вентиляторов. Эффективно вместо градирен в системах охлаждения использовать тепловые насосы. Следует отметить, что в любом случае необходимость использования воды в термодинамических циклах парогазовых установок делает обязательной систему водоподготовки значительной производительности. Циркулирующая в контуре контактного конденсатора КК вода, даже предварительно очищенная, насыщается кислородом, углекислым газом, азотистыми соединениями и др., а перед подачей в котел она должна вновь соответствовать нормам ПТЭ. В определенной степени необходимость химводоочистки – одна из причин, сдерживающих более широкое применение ПГУ различных типов на КС МГ. Но стоимость 1 м3 обессоленной воды невелика: порядка 12…20 руб. в ценах 2005 г., и подготовка воды не должна представлять собой проблему Подготовка воды и ее химическая очистка – обычное дело для теплоэнергетиков, повсеместно эксплуатирующих котельные установки. Для этого имеется серийное оборудование, отлаженные технологии. Для работников газотранспортной сети – это дело новое, несмотря на определенный производственный опыт в этой области. Если обратиться к цифрам, то котельный парк ОАО "Газпрома" насчитывает примерно 3500 котлов (не считая бытовых котлов и котловутилизаторов), 1200 котельных (в т. ч. 650 паровых, суммарной производительностью 5200 т/ч и средней производительностью 8 т/ч), 2859 водогрейных (суммарной производительностью 7,44 ГВт и средней производительностью 2,6 МВт). Объем топливопотребления системы теплоснабжения ОАО "Газпром" составляет ~ 2 млн. т. у. т./год. В системе теплоснабжения наиболее распространены 10 типов котлов ВК (КСВ), ВВД, Е (ПКН), ДКВР, Импак (Кимак), "Универсал", ДЕ, НР, АБА, "Братск", которые составляют 65 % котельного парка ОАО "Газпром". Всего используется 70 типов котлов теплопроизводительностью от 0,1 до 116 МВт. Наиболее мощные котлы (42 ед.) представлены 3-мя типами: ПТВК, КВГМ, БКЗ. Технико-экономическое обоснование показывает, что улавливание водяных паров выгодно в случае, когда установка работает в режиме когенерации и вырабатывает все основные виды энергии, включая тепловую. В этом случае улавливание водяных паров не только обеспечивает возврат рабочего тела, но и увеличивает коэффициент использования тепла уходящих газов (до 88 – 92 %). Подключение тепловых насосов к низкопотенциальному тепловому потоку для утилизации, вместо сброса его в системе охлаждения, позволит увеличить эффект энергосбережения. 2.7.1 Выработка на КС дополнительной механической и электрической энергии Парогазовые установки, работающие по прямому циклу, имеют ряд недостатков, которые ограничивают их применение на газотранспортных объектах. Во-первых, это высокие температуры рабочего тела как в паровых контурах турбин высокого давления, порядка 400 °С, так и в турбинах низкого давления, где рабочая температура должна быть не ниже 200…250 °С. Во-вторых, значительная материалоемкость и габариты установки. И, наконец, возможность замерзания рабочего тела (Н2О) в конденсаторах установок. 2.7.1.1 Принцип действия и особенности бинарных ПГУ Эти недостатки устраняются в бинарных парогазовых установках (БПГУ), в которых реализуется органический цикл Ренкина (отличается от цикла Карно тем, что подвод теплоты к рабочему телу производится при постоянном давлении Р = const и возрастающей температуре). В отличие от установок, работающих по "прямому" парогазовому циклу, бинарные ПТУ (БПГУ) имеют в своем составе второй замкнутый контур, где в качестве рабочего тела используются органические жидкости с низкой температурой кипения – изобутан, н-бутан, пентан и др. хладоносители, разрешенные к использованию (рис. 7.1). В качестве теплоносителя для подогрева рабочего тела может использоваться и вода с температурой 105 С, что позволяет обеспечивать работу бинарных парогазовых установок (БПГУ) в составе систем газотурбинных КС, не прибегая к сооружению отдельного контура горячей воды или пара. За рубежом первые бинарные установки начали эксплуатироваться около 40 лет назад. Рисунок 7.1 – Технологическая схема бинарной парогазовой установки: 1 – воздушный компрессор; 2 – газовая турбина; 3 – нагнетатель; 4 – регенератор; 5 – котел-утилизатор; 6, 7 – подогреватель – испаритель; 8 – турбина; 9 – генератор; 10 – воздушный конденсатор; 11 – вентилятор; 12 – питательный насос; А – газ из газопровода; В – газ в газопровод; С – воздух; D – вода; Е – горячая вода в систему теплоснабжения КС; F – выхлопные газы Наиболее передовые позиции в разработке и производстве таких установок занимает Израильская компания "ОРМАТ", которая изготовила и поставила в различные страны более 3000 бинарных парогазовых установок мощностью 0,2…30 МВт, по данным на 2000 г. В России была создана опытная бинарная установка только на Каясулинском геотермальном полигоне в Ставропольском крае. Однако широкого применения в нашей стране БПГУ не получили. В развитие данного направления, по заданию Управления энергетики ОАО "Газпром" проектно – конструкторская фирма "Модуль" (г. СанктПетербург) выполнила предварительные проработки по созданию блочномодульных БПГУ для применения в газовой промышленности. Были выполнены расчеты, показавшие, что стоимость электроэнергии, выработанной на бинарной парогазовой установке в условиях компрессорных станций МГ, составляет около 2,5 коп/(КВт·ч) в ценах 2000 г., что в 20 раз меньше тарифа, установленного в то время энергосистемой. По расчетам срок окупаемости БПГУ составил 5 лет. Расчеты также показали, что за счет теплоты выхлопных газов бинарной парогазовой установкой, технологическая схема которой представлена на рис. 7.1, может быть выработано дополнительно около 10 % чистой электрической энергии. Так, за счет теплоты выхлопных газов ГТУ мощностью 16 МВт во вторичном контуре вырабатывается 1,5 МВт электрической энергии (или механической энергии в виде крутящего момента на валу паровой турбины). При мощности ГТУ 25 МВт прирост мощности БПГУ может достигать 2 – 2,5 МВт. Горячая вода из утилизатора тепла (котла-утилизатора) 5 с температурой 105 С подается в подогреватель-испаритель 6, 7, в котором нагревается и испаряет низкокипящее рабочее тело. Образовавшийся пар поступает в паровую турбину 8, служащую приводом генератора 9. Отработавший в турбине пар направляется в конденсатор 10 с воздушным охлаждением 11. Конденсат стекает в ресиверы, откуда откачивается насосом 12 и подается в подогреватель-испаритель. Цикл замыкается. Горячая вода из подогревателяиспарителя может направляться в систему теплоснабжения. В качестве низкокипящего рабочего тела рекомендуется использовать насыщенный изобутан, который позволяет получать наибольшую мощность при минимальных затратах и невысоких температурах цикла. Изобутан имеет низкую нормальную температуру кипения tнп = -11,7 С (температура насыщенного пара при нормальном физическом давлении 760 мм рт. ст., или 1,013·105 Па). При давлении Рнп = 0,9 МПа, например, температура кипения tнп = 27 С. Критическая температура изобутана tкр = 135 С. 2.7.1.2 Пример реконструкции КС с внедрением бинарных парогазовых установок (БПГУ) для выработки электроэнергии Выработка электроэнергии для собственных нужд, а также продажа ее сторонним потребителям – одно из важнейших направлений использования вторичных энергоресурсов КС МГ. Нередко создается ситуация, когда производитель и потребитель находятся рядом. Как, например, в Северном регионе (Республика Коми, Вологодская, Ярославская, Тверская области), где вдоль трасс магистральных нефтепроводов и газопроводов отмечается дефицит электроэнергии. Трассы проходят параллельно, примерно на расстоянии 10 км. Вдоль трассы имеются подстанции 220 кВ. Т.е, создается ситуация, удобная для сбыта электроэнергии. Эта ситуация проработана, и авторами предлагаются в качестве пилотных объектов реконструкции три компрессорные станции: Грязовец КС – 17, Мышкино КС – 18 и Торжок. Следует отметить, что в состав этих станций входят также агрегаты с электроприводом. Перечень основного оборудования с оценкой капитальных затрат и технико-экономические показатели пилотных проектов модернизации КС Грязовец, Мышкино и Торжок приведены в таблицах 7.1, 7.2 и 7.3. Таблица 7.1 – Предложения по модернизации энергохозяйства пилотных объектов с установкой паровых турбин, оборудованных котламиутилизаторами Привод с ГТУ Тип ГК-10И ГПА-Ц-6,3 ГТН-25 ГТК-10И ГПА-Ц-6,3 ГПА-Ц-6,3 ГПУ-10 ГПА-Ц-6,3 Паровые турбины Генерирую щая Мощно чис чис мощность тип сть, ло ло КС, МВт МВт КС Грязовец 5 К-6-1,6 3 6 18 3 К-6-1,6 1 6 6 ПТ-291 1 29 29 2,9 КС Мышкино 5 К-6-1,6 3 6 18 3 К-6-1,6 1 6 6 6 К-6-1,6 2 6 12 КС Торжок 3 К-6-1,6 2 6 12 6 К-6-1,6 2 6 12 ИТОГО 113 Выработка электроэнергии при n=7000 ч, млн кВт ч 371 252 168 791 Таблица 7.2 – Оценка капитальных затрат по пилотным проектам Статья затрат Паровые турбины Генераторы с возбудителями, КМП и А, защита Монтаж паровых турбин и генераторов Котлы-утилизаторы Монтаж котлов-утилизаторов Питательно-деаэраторная установка и трубопроводы Строительство здания мини-ТЭЦ и ОРУ110/6/0,4 кВт Строительство ЛЭП, РУ, связь, сигнализация КИП и А, в том числе стоимость монтажа Система технического водоснабжения Масляное хозяйство Система водоподготовки Стоимость оборудования, включая СМР (всего) Стоимость проектно-изыскательских работ Прочие затраты, включая агентские вознаграждения Млн. руб. 323,3 75,34 39,65 188,19 19,22 24,4 Млн. долл. США 10,06 2,47 1,3 6,17 0,63 0,8 21,35 0,7 10,07 20,43 25,32 3,05 3,03 753 52,8 20,43 0,33 0,67 0,83 0,1 0,1 24,7 1,73 0,67 Выплаты процентов по кредиту, взятому на 3 года (10%) Общая стоимость объекта проектирования Удельные капитальные затраты по объекту (1 кВт) 70,15 2,3 896,9 7937,2(руб) 29,4 260,2(долл. США/кВт) * Курс доллара США принят равным 30,5 руб. за 1 долл. ** Стоимость котлов увеличена в 1,25 раза в связи с наличием большей доли резервных котлов. Таблица 7.3 – Технико-экономические показатели проекта * Установленная электрическая мощность турбогенератора, МВт Использование установленной мощности, ч/год Производство электроэнергии, млн. кВт·ч/год Общие затраты на осуществление проекта, млн. руб. Дополнительная численность персонала, чел. Дополнительные расходы на зарплату, млн. руб./год Отчисления на социальное страхование (35,8%), млн. руб./год Амортизационные отчисления (3,7%) по нормативу), млн. руб./год Текущий и капительный ремонт (5,1% стоимости активов), млн. руб./год Прочие эксплуатационные затраты (вода, материалы), млн. руб./год Общеэксплуатационные издержки (38,7% фонда оплаты труда) Прочие расходы (2% всех учетных затрат) Абсолютная себестоимость энергии Удельная себестоимость энергии Годовая экономия от замещения покупрной электроэнергии по действующему тарифу 82 коп/(кВт·ч) Количество высвобождаемого природного газа Дополнительный расход газа на ГТУ из-за противодавления Стоимость высвобождаемого количества газа на внутреннем рынке (при цене 480 руб/тыс.м3) Окупаемость капитальных затрат на реализацию проекта, лет: коммерческая окупаемость Бюджетная окупаемость за счет высвобождения газа на ТЭС АО-энерго С учетом коммерческой и бюджетной составляющей 113 7000 791 896,9 200 12,0 4,3 27,9 38,4 25,0 4,6 20,0 132,2 16,7 516,6 277,0 59,3 217,7 104,5 1,74 8,6 1,44 * Для периода, начинающегося с момента начала эксплуатации объекта Благоприятная ситуация обеспечивается тем, что близость к городам и райцентрам (менее 50 км) облегчает набор квалифицированного персонала для эксплуатации электрогенерирующего оборудования. Кроме того, невдалеке от них располагается НПС ОАО "Северные МН", которая является потенциальным потребителем электроэнергии. Как видно, предварительная оценка показала исключительно высокую экономическую эффективность проектов оптимизации энергетического хозяйства газоперекачивающих КС в системе магистрального транспорта природного газа. 2.7.1.3 Опыт эксплуатации бинарной парогазовой установки с пентановым циклом В ОАО "Сумское НПО им. М.В. Фрунзе" создана и введена в действие в 2004 г. энергоутилизационная установка мощностью 4 МВт с пентановым рабочим циклом. Установка такого типа разработана и создана в СНГ впервые и может быть использована наряду с другим перспективным оборудованием для компрессорных станций нефтегазовой отрасли, а также для геотермальных электростанций. Создание энергоутилизационных установок с замкнутым рабочим циклом на низкокипящих рабочих телах (НРТ), позволяющих эффективно утилизировать средне- и низкопотенциальные потоки теплоты, является перспективным направлением в газовой промышленности, в том числе и на КС МГ. Реализация этой схемы возможна в составе высокотемпературных газотурбинных приводов простого цикла на основе авиационных и судовых газотурбинных двигателей. При этом в энерготепловой схеме установки организуется промежуточный тепловой контур для передачи теплоты от высокотемпературных выхлопных газов двигателя к низкокипящему рабочему телу (НРТ) паровой турбины, циркулирующему в замкнутом контуре (рис. 7.2). На основе такой схемы в ОАО "Сумское НПО им. М.В. Фрунзе" (СНПО) создана экспериментальная энергоутилизационная установка УТГ-4П с замкнутым рабочим циклом на пентане. Установка выполнена на основе п е н т а н о в о й т у р б и н ы ТПР-4/61,45/0,1 конструкции СНПО и генератора ТГ-6-2ДУЗ-В (ОАО "Привод", г. Лысьва), при участии ОАО "Укрхимпроект" (г.Сумы), которым был разработан проект установки. Проектная мощность установки – 4 МВт, рабочая среда пентан. В качестве теплоносителя для испарения и перегрева НРТ используется вода от котла-утилизатора существующей газотурбинной энергоустановки ЭГТУ-16, созданной СНПО на основе газотурбинного двигателя НК-16СТ. Первый пуск установки УТГ-4П состоялся в октябре 2004 г. В конце года установка прошла комплексные испытания с непрерывной работой в энергетическом режиме более 300 часов. В процессе испытаний произведена проверка работоспособности основного и вспомогательного технологического оборудования, осуществлен анализ энерготехнологических параметров, подтверждены расчетные параметры установки. Данные, полученные в результате комплексных испытаний, будут использованы при создании блочно-комплектных энергоустановок такого типа для компрессорных станций. Рисунок 7.2 – Технологическая схема теплоутилизационной турбогенераторной энергетической установки УТГ-4П: 1 – модуль паротурбинный; 2 – электрогенератор; 3 – редуктор; 4 – турбина; 5 – система испарения НРТ; 6 – подогреватель; 7 – испаритель; 8 – пароперегреватель; 9 – рекуперативный кожухотрубчатый теплообменник для предварительного подогрева сконденсированного пентана; 10 – система конденсации НРТ; 11 – градирня; 12 – конденсатор; 13 – насос подачи охлаждающей воды; I4 – емкость для сбора конденсата; 15 – насос подачи конденсата; 16 – дополнительный теплообменник; 17 – насос для циркуляции воды; 18, 19, 20, 22, 24 – пневмопривод; 21, 23 – система автоматизированного управления 2.7.2 Технология использования двухконтурной ПГУ для совершения дополнительной механической работы (для привода нагнетателя) Использование ПГУ в составе КС МГ позволит не только экономить топливный газ и сократить его расход. Эффективность ПГУ проявится, главным образом, в том, что паровая турбина установки будет служить приводом нагнетателю газа. Эффект получается большой. Подсчитано, что замена на компрессорных станциях газотранспортной системы Украины эксплуатируемых газовых турбин комбинированными газопаротурбиннными установками позволит снизить расход топливного газа на 40 – 60 %, что составит 1,8 – 2,8 млрд. м3/год или 144 – 244 млн. долл. США в год (в ценах 2004 г.). На рис. 7.3 приведена технологическая схема теплоутилизационной установки на КС для привода нагнетателя природного газа. По предлагаемой схеме, на КС, оборудованной пятью нагнетателями природного газа, будут работать с приводом от ГТД три нагнетателя, а два оставшихся нагнетателя природного газа будут работать от утилизационных турбин. При этом расчётное снижение расхода топливного газа составляет 40 % от проектного. Для предупреждения замерзания воды в трубах в качестве рабочих тел двух контуров предложено использовать водный раствор н-пропанола (пропиловый спирт) и бутан. Во-первых, азеотропный 80-и %-й водный раствор н-пропанола является хорошим антифризом и не замерзает при температуре - 40 °С. Во-вторых, он удобен для использования в ПГУ вместо воды, т.к. температуры кипения н-пропанола и воды различаются на 2 °С, а правые пограничные кривые на термодинамических диаграммах близко расположены и эквидистантны друг другу. Практически он ведет себя как однородная жидкость, и разделение смеси на отдельные компоненты в испарителе и в конденсаторе практически не происходит. И наконец, н-пропанол является доступным продуктом и производится отечественной промышленностью. Бутан также является доступным естественным углеводородом, который производится на газоперерабатывающих и нефтеперерабатывающих заводах. Бутан удобен в качестве рабочего тела, т.к. при положительных температурах окружающей среды давление конденсации насыщенных паров бутана больше атмосферного, что автоматически исключает применение в паросиловом цикле теплоутилизационных систем деаэраторов. Рассмотренный вариант утилизации тепла выхлопных газов с трансформацией его в механическую энергию привода нагнетателей является эффективным и приемлемым для условий КС МГ. Реализация этого проекта возможна как на этапе проектирования и сооружения МГ, так и при реконструкции КС МГ. По данной схеме эффект достигается за счет более глубокой утилизации тепловых ВЭР в двухконтурной теплоутилизационной установке. Дополнительно вырабатываемая мощность снимается как с вала утилизационной водопропаноловой турбины, так и с вала утилизационной бутановой турбины. Рисунок 7.3 – Принципиальная технологическая схема теплоутилизационной установки на КС для привода нагнетателя природного газа: 1 – нагнетатель природного газа с утилизационными турбинами в качестве привода; 2 – нагнетатель природного газа с газотурбинным приводом; 3 – бутановая утилизационная турбина; 4 – водопропаноловая утилизационная турбина; 5 – силовая турбина ГТД; 6 – камера сгорания ГТД; 7 – воздушный компрессор ГТД; 8 – водопропаноловый пароперегреватель котла-утилизатора; 9 – водопропаноловый испарительный теплообменник котла-утилизатора; 10 – водопропаноловый экономайзер котла-утилизатора; 11 – бутановый пароперегреватель котла-утилизатора; 12 – барабан водопропанолового испарительного теплообменника; 13 – водопропаноловый циркуляционный насос; 14 – водопропаноловый питательный насос; 15 – бутановый питательный насос; 16 – емкость для водопропанола; 17 – емкость для бутана; 18 – бутановый испарительный теплообменник; 19 – бутановый экономайзер; 20 – воздушный конденсатор паров бутана; ПГ – природный газ, ПС – продукты сгорания. Большим преимуществом двухконтурной ПГУ является использование в рабочих контурах жидкостей, незамерзающих при эксплуатационных температурах. Водный раствор пропанола и бутан обеспечивают вместе эффективную работу теплоутилизационной установки без применения деаэраторов в условиях глубокого охлаждения продуктов сгорания ГТД. 2.7.3 Работа двухконтурной ПГУ в режиме когенерации электроэнергии и "холода" Двухконтурная ПГУ может иметь модификации и, в соответствии с принципом когенерации, может вырабатывать различные виды энергии. На рис. 7.4 изображен проект двухконтурной парогазовой установки, способной, за счет тепловых ресурсов ГТД, вырабатывать холод в летний период, а в холодный период – электроэнергию. В качестве рабочих сред контуров также используются водный раствор пропанола и бутан. При этом может быть решена, например, проблема охлаждения газа после его компримирования нагнетателями, перед закачкой в магистральный газопровод. При наличии холода регулируемый процесс охлаждения природного газа имеет неоспоримые преимущества по сравнению с воздушным охлаждением газа в АВО, т.к. позволяет стабилизировать параметры работы системы. Утилизация тепла выгодна и в этом случае. В схеме на рис. 7.4 предлагается к использованию пароэжекторная холодильная установка. Преимущества двухконтурной теплоутилизационной системы с пароэжекторной холодильной установкой по сравнению с парокомпрессионной холодильной установкой: 1. Низкие капитальные затраты (в 2 раза ниже за счет использования сравнительно дешевой пароэжекторной установки и более короткого срока монтажных и пуско-наладочных работ). 2. Низкие эксплуатационные затраты (в 2 раза ниже за счет меньшей численности обслуживающего персонала и более простого обслуживания пароэжекторной установки). 3. Ресурс службы пароэжекторной установки более 50 лет (в 2 раза больше, чем у парокомпрессионной за счет высокой надежности пароэжекторной установки). 4. Допускается установка пароэжекторной установки на открытом воздухе под навесом без выполнения массивного дорогостоящего фундамента. 5. Небольшой расход масла для смазки насосов пароэжекторной установки. 6. Возможность работы пароэжекторной установки на открытом воздухе при температурах до минус 40 оС благодаря использованию водного раствора пропанола в 1-м контуре и бутана во 2-м контуре установки. 7. Высокая эффективность работы пароэжекторной установки благодаря отсутствию влажного пара в сопловом аппарате, относительно невысокой степени сжатия инжектируемого пара и отсутствия вакуума в системе при использовании бутана в качестве теплоносителя. 8. Доступность в приобретении и сравнительно низкая стоимость пропанола и бутана. Рисунок 7.4 – Принципиальная технологическая схема теплоутилизационной установки на КС для производства электроэнергии и холода: 1 – электрогенератор, 2 – нагнетатель природного газа с приводом от ГТД, 3 – бутановая турбина, 4 – водопропаноловая турбина, 5 – силовая турбина ГТД, 6 – камера сгорания ГТД, 7 – воздушный компрессор ГТД, 8 – водопропаноловый пароперегреватель, 9 – водопропаноловый испарительный теплообменник, 10 – водопропаноловый экономайзер, 11 – бутановый пароперегреватель, 12 – барабан водопропанолового испарительного теплообменника, 13 – водопропаноловый циркуляционный насос, 14 – водопропаноловый питательный насос, 15 – бутановый питательный насос, 16 – емкость для водопропанола, 17 – емкость для бутана, 18 – бутановый испарительный теплообменник, 19 – бутановый экономайзер, 20 – воздушный конденсатор паров бутана, 21 – трёхходовой вентиль, 22 – бутановый эжектор, 23 – бутановый охладитель природного газа, 24 – регулирующий вентиль, 25 – воздушный охладитель природного газа, ПГ – природный газ, ПС – продукты сгорания, В – окружающий воздух. 9. Для обслуживания пароэжекторной установки не требуется высококвалифицированного персонала. 10. Пароэжекторная установка отличается надежностью и стабильностью в работе без изменения характеристик в течение многих лет эксплуатации. 11. Пароэжекторная установка в отличие от парокомпрессионной допускает полную автоматизацию работы. 12. Эксплуатация пароэжекторной установки возможна без принятия на работу дополнительного персонала путем совмещения работ существующим персоналом с доплатой или с принятием на работу 4-х работников средней квалификации. 13. Низкая вероятность воспламенения и взрыва смеси паров пропанола и воды в котле-утилизаторе, а также паров бутана, вследствие использования его вне высокотемпературной зоны. Основным недостатком пароэжекторной установки является сравнительно низкий КПД по сравнению с парокомпрессионной (пэху = 30 %). Кроме того, она имеет повышенный уровень шума и занимает бoльшую площадь. Утилизация тепла выхлопных газов ГТД на компрессорных станциях магистральных газопроводов как для круглогодичного производства электроэнергии, так и для производства холода в летний период, с целью снижения температуры транспортируемого газа до температуры грунта, является перспективным энергосберегающим направлением работы газотранспортных систем. При охлаждении транспортируемого газа возможное увеличение пропускной способности газопровода составляет 10%. Срок окупаемости установок утилизации тепла составляет не более 2…3 лет. 2.7.4 Перспективное направление – увеличение мощности и КПД ГТУ за счет утилизации тепла выхлопных газов в бинарном "сухом" цикле Газотурбинные установки, работающие по бинарному "сухому" термодинамическому циклу, имеют преимущество: отсутствие парожидкостных компонентов. В комплект установки не входят: паровые турбины, котлы-утилизаторы, системы впрыска пара и воды в проточную часть двигателя, системы регенерации воды в цикле, требующие наличия контактных конденсаторов, деаэраторов, системы водоподготовки, включая химводоочистку и т. д. Общий вид установки представлен на рис. 7.5. Бинарный цикл ГТУ – 27ПС в Т-S диаграмме представлен на рис. 7.6. В качестве внешнего источника тепла для утилизационного цикла (вторичного контура) используется тепло выхлопных газов Q2, отводимое в атмосферу в основном цикле (первичном контуре). Т.е., в основном цикле 1-23-4 и в дополнительном (утилизационном) 1'-2'-3'-4' используется одно и то же рабочее тело – воздух. Двигатель ГТУ-27ПС работает по бинарному "сухому" циклу, состоящему из двух простых газотурбинных циклов. Проект ГТУ – 27ПС с номинальной мощностью 27,5 МВт и ηГТУ = 44 % разработан в рамках программы сотрудничества ОАО "Авиадвигатель" Пермского моторостроительного комплекса и ОАО "Газпром" с целью использования двигателя в качестве высокоэффективного и технологичного привода компрессорного и насосного оборудования и был одобрен на совместном научно-техническом совете в 2000 г. Рисунок 7.5 – общий вид ГТУ-27ПС Рисунок 7.6. Бинарный цикл ГТУ – 27ПС в Т-S диаграмме: А – основной газотурбинный цикл; Б – дополнительный газотурбинный цикл (показано условно); Q2 – тепло, отводимое от основного цикла Утилизация тепла выхлопных газов осуществляется в теплообменникерекуператоре путем нагрева воздуха (рабочего тела), направляемого с выхода КНД в утилизационный контур, выхлопными газами основного контура, поступающими с выхлопа ГТУ. Бинарный цикл и принципиальная схема ГТУ – 27ПС, приведенные на рис. 7.6 и 7.7, иллюстрируют основные термодинамические процессы в ГТУ: - во внутреннем (основном) контуре осуществляется эффективный простой цикл с высокой степенью сжатия; - в наружный (утилизационный) контур поступает часть потока воздуха после КНД и, нагретая в рекуператоре теплом выхлопных газов, срабатывается в воздушной силовой турбине. В результате этого на валу генерируется дополнительная свободная мощность. Эффект увеличения мощности достигается за счет того, что низкая степень сжатия компрессора низкого давления КНД (πкнд = 2,5…4) позволяет преодолеть предел и регенерировать тепло при высокой степени сжатия ГТУ (πкнд + квд = 20…30 и выше). Несмотря на энергообмен между контурами, 0 Рисунок 7.7 – Принципиальная конструктивная схема 2-контурной ГТУ бинарного "сухого" цикла, принятая для ГТУ – 27ПС: 1 – компрессор низкого давления; 2 – компрессор высокого давления; 3 – камера сгорания; 4 – турбина высокого давления; 5 – турбина низкого давления; 6 – основная (газовая) силовая турбина; 7 – дополнительная (воздушная) силовая турбина; 8 – генератор; 9 – рекуператор. ГТУ – 27СП имеет КПД = 44 % в соответствии с ISO 2314 и превосходит КПД современных "мокрых" циклов, имеющих КПД = 40…43%, см. рис. 7.8. Рисунок 7.8 – Зависимость КПД ГТУ простого и сложного цикла от мощности в классе 10…30 МВт: ○ – ГТУ простого цикла; ● – ГТУ с впрыском пара (STIG); ▲ – парогазовые установки; ♦ - WR – 21 (термодинамический цикл с промежуточным охлаждением и рекуператором); ●ГТУ – 27ПС (цикл с воздушным утилизационным контуром) 2.7.5 Сравнительная оценка ГТУ сложных циклов по эффективному КПД Выполненное обобщение и сравнительная оценка термодинамических циклов большого ряда ГТУ сложных циклов в идентичных условиях эксплуатации в виде графических зависимостей эффективного КПД ηе от степени суммарной сжатия π представлены на рис. 7.9. Температура газа перед силовой турбиной принята во всех расчетах одинаковой и равной Т3 = 1550 К, что соответствует верхнему уровню температур для новейших серийных и опытных приводных ГТУ в рассматриваемом классе мощности. Сравнительная оценка сопоставляемых термодинамических циклов показывает, что наибольший КПД имеет именно бинарный "сухой" цикл с дополнительным промежуточным охлаждением в КНД - ηе > 47 % (кривая 9 на рис. 7.9). Очевидно, что в классе мощности Nе < 30 МВт, ГТУ – 27ПС может стать конкурентноспособной ПГУ, т.к. при сопоставимых КПД ηе она обладает преимуществами: -требует меньших капитальных затрат; - более удобна в эксплуатации; - что особенно важно, в отличие от ПГУ, в зимних условиях эксплуатации ηе ГТУ – 27ПС, наоборот, значительно повышается с понижением температуры воздуха; - КПД цикла ГТУ – 27ПС в значительно меньшей степени зависит от степени регенерации и утечек воздуха в рекуператоре, т.к. расход топлива в камере сгорания ГТУ – 27ПС не зависит от степени регенерации. Рисунок 7.9 – Зависимость КПД различных циклов от степени сжатия в осевом компрессоре при температуре газа перед силовой турбиной Т3 = 1550 К: 1 – простой цикл; 2 – регенеративный цикл (с рекуператором); 3 – цикл с промежуточным охлаждением; 4 – цикл с промежуточным подогревом; 5 – цикл с промежуточным охлаждением и регенерацией; 6 – цикл с промежуточным охлаждением и промежуточным подогревом; 7 – цикл с промежуточным охлаждением, промежуточным подогревом и регенерацией; 8 – цикл с воздушным утилизационным контуром; 9 – цикл с воздушным утилизационным контуром и промежуточным охлаждением в КНД. И наконец, в бинарной установке с "сухим" циклом сохраняется возможность утилизации тепла уходящих газов как внутреннего контура, так и воздуха наружного контура, т.к. схема ГТУ – 27ПС позволяет использовать принцип когенерации, заключающийся в совместной выработке основных видов энергии: электрической, механической и тепловой. 2.7.6 Повышение энергетической эффективности ГПД с турбокомпрессорным утилизатором и регенерацией теплоты Применение турбокомпрессорного утилизатора возможно на базе авиационного или судового двигателя, но требует усложнения цикла при глубокой утилизации теплоты выхлопных газов. Высокая энергетическая эффективность ГТУ достигается за счет применения силовой турбины перерасширения (СТП) в сочетании с регенерацией теплоты. На рис. 7.10 приведена схема ГТД с турбокомпрессорным утилизатором (ТКУ), в состав которого входят: турбина перерасширения (ТП), дожимающий компрессор (ДК) и теплообменники. Рисунок 7.10 – Схема ГТД с ТКУ и регенерацией теплоты: К – компрессор; КС – камера сгорания; ТК – турбина компрессора; СТП – силовая турбина перерасширения; Gво – расход воздуха на охлаждение; ДК – дожимающий компрессор; Р – регенератор; ОГ – охладитель газа; Н – нагрузка Утилизация теплоты выхлопных газов в данной установке производится трижды: - в силовой турбине, которая сблокирована с турбиной перерасширения, газ расширяется до давления ниже атмосферного и производит дополнительную работу; - в процессе охлаждения газа после силовой турбины перерасширения СТП, при котором отведенная теплота регенерируется, т.е. используется на подогрев сжатого в компрессоре воздуха перед камерой сгорания; - в охладителе газа (ОГ), который отбирает оставшуюся часть теплоты и выполняет роль теплогенератора, превращая ГТД в когенерационную установку. В оптимальном варианте, при πк = 4…6, внутренний КПД ГТД с ТКУ и Р достигает 44…46 %. Удельная мощность данной установки nуд в 1,5…1,75 раз больше, чем в ГТД с регенератором. Теплотехнический КПД в оптимальном варианте достигает 80 %. Данные, приведенные в табл. 7.4, показывают, что применение ТКУ в ГТД с регенерацией теплоты увеличивает эффективный КПД ГТД с ТКУ и Р по сравнению с ГТД – 10 простого цикла на 20 %. Таблица 7.4 – Сравнительные данные основных параметров ГТД простого типа и ГТД с ТКУ и регенерацией тепла Параметры установок ГТД-10 ГТД с Р ГТДсТКУиР Мощность на фланце привода нагнетателя, МВт Мощность тепловая, МВт 10,0 10,0 10,0 12,9 - 9,14 Температура газа перед турбиной, К 1456 1456 1456 Расход воздуха на входе в ГТД, кг/с 36,2 36,2 31,08 Степень повышения давления в компрессоре ГТД 19,5 8,0 5,0 Степень повышения давления в дожимающем компрессоре Степень регенерации - - 2,2 - 0,8 0,8 Частота вращения силовой турбины, мин-1 Эффективный КПД в условиях 180, % 6500 6500 6500 36,0 40,4 Теплотехнический КПД, % 76,9 - 43,2 80,3 В результате испытаний установлено уникальное свойство ГТУ со свободным (не связанным механически) ТКУ – постоянно высокий теплотехнический КПД на всех режимах нагружения. В настоящее время ГП НПКГ "Зоря" – "Машпроект" и СевНТУ разрабатывается проект на создание когенерационного ГТД мощностью 10 МВт с ТКУ и Р для газоперекачивающего агрегата. На рис. 7.11 показана универсальная "кольцевая" компоновка ГТД с ТКУ и Р, удобная для применения в составе газоперекачивающего агрегата КС. Применение турбокомпрессорного утилизатора на базе высокотемпературных авиационных или судовых двигателей как простого цикла, так и с регенерацией теплоты удобно, т.к. не требует конструктивных изменений самого газогенератора. Газотурбинные двигатели с турбокомпрессорными утилизаторами (ГТД с ТКУ) пока не применяются на КС МГ, но являются перспективными двигателями, которые могут быть применены для газоперекачивающего агрегата. Рисунок 7.11 – Когенерационный ГТД с ТКУ и Р мощностью 10 МВт 2.8 СОКРАЩЕНИЕ ПОТЕРЬ ГАЗА НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ Потери газа на магистральных газопроводах велики. Примерно 3,5…5 % от объема мировой добычи газа сжигается в факелах или попадает в атмосферу. Выбросы метана по ОАО "Газпром" составляют примерно 2,5 млрд. м3 в год; по Российской Федерации – 5 млрд. м3 в год по несколько устаревшим данным за 2000 г. Уменьшение прямых потерь газа и снижение расходов газа на технологические нужды при магистральном транспорте – важнейшая задача ресурсосбережения. Расходы природного газа на собственные нужды газовой отрасли достаточно велики и практически не имеют тенденции к снижению. То же можно сказать и о потерях газа, которые довольно стабильны и превышают 8 млрд. м3/год, несмотря на активные действия как эксплуатационного персонала КС МГ, так и научно-исследовательских, проектных и конструкторских центров. 2.8.1 Основные причины потерь газа на МГ и пути их сокращения Потери и затраты газа условно можно разделить на явные и неявные. Явные потери и затраты очевидны. Их можно обнаружить по звуковому эффекту, увидеть по проявлению вторичных признаков, непосредственно замерить или рассчитать, зная параметры соответствующего технологического процесса. На линейной части магистрального газопровода основными явными потерями можно считать: - утечки газа, выходящего через свищи, микротрещины, неплотности запорной арматуры; - потери при стравливании газа и продувке труб в процессе подключения отводов, перемычек, импульсных трубок и др. технологических линий; - потери при периодической очистке внутренней полости газопроводов; - потери аварийные и при ремонтных работах, связанных с опорожнением участков трубопровода. На компрессорных станциях явными потерями газа в основном являются: - потери газа при стравливании и продувке обвязки нагнетателей в процессе пусков и остановок ГПА; - потери при продувке конденсатосборников, пылеуловителей, импульсных трубок КИП и автоматики; - потери в системе уплотнений нагнетателей ГПА и др. оборудования. О количественных соотношениях основных видов потерь при магистральном транспорте газа можно судить по табл. 8.1. Неявные (скрытые) потери и затраты газа трудно обнаружить и замерить, а определить их количество можно только косвенным путем. Неявными потерями и затратами можно считать: Таблица 8.1 – Основные виды потерь природного газа при его 0транспортировке по магистральным газопроводам Основные причины потерь газа Потери газа при ремонте линейной части Потери при разрывах и разрушениях газопроводов Потери через неплотности газопровода Потери газа через неплотности в обвязке КС Потери при пусках и остановках ГПА Потери газа в пылеуловителях Всего Потери, млн.м3 7-8 170-180 % потерь 1 18-19 80-90 340-350 17-18 200-250 894-988 9 35-40 2 22-25 - перерасход топливного газа на КС при снижении гидравлической эффективности линейных участков ГП; - потери при отклонении режимов ГПА от оптимальных; - затраты топливного газа при наличии перетоков компримированного газа в обвязках нагнетательных и входных коммуникаций ГПА и КС; - потери газа в результате фазовых превращений в газопроводе (образование жидкой фазы и гидратов); - утечки из-за образовавшихся в ГП конденсата и воды в процессе очистки и разгазирования в утилизаторах; - потери при эксплуатации на КС безрегенегативных ГТУ. Самые большие "потери" газа при транспорте по МГ происходят в виде затрат топливного газа на компримирование. Около 80 % газа на КС сжигается в камерах сгорания ГТУ – это потери производительные. Однако непроизводительные затраты товарного газа тоже велики, порядка 20 % от расхода топливного газа. Их можно уменьшить, применяя современное оборудование и специальные технологии. Потери газа можно уменьшить, устранив причины их возникновения: - сведя к минимуму аварийные потери газа на линейной части МГ и КС; - применив современные технологии утилизации газовых выбросов из системы МГ; - понизив расход топливного газа на нерасчетных режимах путем оптимизации параметров оборудования КС; - исключив перерасход топливного газа вследствие физического износа оборудования путем реконструкции КС и модернизации ГПА; - совершенствуя количественный учет газа, применяя надежные способы замера производительности МГ. Повышение точности замера при сведении баланса между объемами поставки и потребления необходимы, т.к. "разбаланс" может составлять 1…2 % от производительности МГ. К значительному перерасходу топливного газа (неявным потерям) приводит старение оборудования и эксплуатация ГПА в неоптимальных режимах. В результате фактические расходы энергоресурсов на транспорт газа превышают расчетные. Причины повышенного расхода топливного газа могут быть различные: - несоответствие фактических теплогидравлических режимов работы газотранспортных систем проектным режимам вследствие изменения климатических условий, технологических операций и др. Опыт эксплуатации ГПА показывает, что только за счет колебания загрузки в пределах от 0,60 до 0,90 перерасход топливного газа может достигать 10…15%; - увеличение неравномерности подачи газа по трубопроводам; - снижение гидравлической эффективности их линейной части; - неоптимальная работа АВО газа приводит к перерасходу топливного газа примерно на 1 % на каждые 3 - 4 С в отклонении температуры газа от проектной; - плохое техническое состояние транспортных объектов также является причиной потерь и перерасхода газа; - примерно 1/8 часть (по протяженности) ГП, из соображений безопасности, работает на пониженных давлениях, что также приводит к перерасходу топливно-энергетических затрат на транспорт газа. Неявные потери газа, выражаемые в перерасходе топлива, можно уменьшить, устранив причины этих отклонений. Одну из основных причин – колебание производительности газопровода, – можно свести к минимуму за счет использования емкостей подземных хранилищ газа, буферных потребителей и т.д. Цифровой материал, приведенный в табл. 8.1, показывает, что более половины потерь газа (54…56 %) происходит вследствие нарушения герметичности конструкций. Поэтому первоочередной задачей является сокращение больших потерь газа через неплотности как в обвязке компрессорных станций, так и на линейных участках газопроводов. Для этого необходимо совершенствовать конструкции узлов с целью повышения герметичности, а также изыскивать методы и разрабатывать специальные приборы для определения мест утечек газа и их последующего устранения. Примерно 24…27 % потерь газа имеет место в ходе технологических операций на КС. Сокращение данного вида потерь – задача конкретная и требует разработки специальных технологий. В первую очередь, это технологии по устранению потерь в пылеуловителях (22…25 %), а также при пусках и остановках ГПА (2 %). 2.8.2 Уменьшение технологических потерь газа на КС за счет совершенствования технологических операций Значительные потери газа на КС имеют место при продувках пылеуловителей (узлов очистки газа). По количеству выбрасываемого в атмосферу газа пылеуловители занимают одно из главных мест среди технологического оборудования КС. Количество теряемого газа зависит при этом от следующих параметров: диаметра сбросного коллектора, продолжительности продувки, внутреннего давления в пылеуловителях, их количества, квалификации оператора и т. д. Если принять, что при одной продувке пылеуловителей на КС теряется примерно 240 м3 газа, то среднегодовые потери газа на продувку пылеуловителей по всем КС в системе ОАО "Газпром" могут достигать величины порядка 20106 м3 газа в год. Потери газа в процессе продувки пылеуловителей велики и составляют примерно 1/4 часть потерь газа при его транспортировке по МГ (табл. 8.1). Для утилизации продувочного газа организациями ОАО "Газпром" предложен целый ряд схем, простейшая из которых представлена на рис. 8.1. Рисунок 8.1 – Принципиальная схема утилизации продувочного газа на КС Продувочный газ после пылеуловителей по трубопроводам 1 подается на коллектор и поступает в сепарирующее устройство 3, где из газа выделяется влага и отделяются механические примеси. Очищенный газ собирается в аккумулирующей емкости 4, откуда периодически ведется его отбор дожимным компрессором 5. Сохраненный газ утилизируется, т. к. его можно направить на технологические нужды КС или потребителям. Установка проста в изготовлении, так как в качестве сепарирующего устройства в условиях компрессорной станции можно использовать один из пылеуловителей циклонного или масляного типа. В качестве аккумулирующей емкости можно использовать трубу-коллектор диаметром 1000 – 1400 мм. В качестве дожимного компрессора можно использовать, например, газомотокомпрессор типа 10ГКН. При пуске и остановке ГПА с газотурбинным приводом большое количество газа выбрасывается в атмосферу (табл. 8.2). В ряде случаев возникает необходимость в аварийной остановке всей КС и выбросе природного газа из всех технологических коммуникаций станции и, прежде всего, из обвязки нагнетателей, например, при отключении внешнего электроснабжения и отказе резервного источника электропитания станции. Таблица 8.2 – Количество природного газа, выбрасываемого при пуске и остановке ГТУ различных типов Тип ГТУ Количество агрегатов, шт. Расход газа на пуск ГПА, м3 Расход газа на пуски и остановки, м3 2840 2840 2000 2000 4500 600 600 600 1500 1500 600 1620 7500 4270 150 450 2330 1500 1200 140 Расход газа при остановке, м3 815 815 950 950 815 950 950 950 1360 1360 1360 750 2175 2175 2175 2175 1770 3670 2450 750 ГТ-700-5 ГТ-5 ГТ-6-750 ГТН-6 ГТ-750-6 ГПА-Ц-6,3 ГПН-6 ДГ-90 ГТНР-10 ГТК-10 ГПУ-10 ГТ-10И ГТ-16 ГТН-16 ГПУ-16 ГПА-Ц-16 ГТ-25И ГТН-25 ГТН-25-1 Коберра182 Центавр Всего 36 19 140 83 104 440 83 8 1 791 269 150 3 60 77 536 105 100 1 33 30 3069 170 38910 750 30045 58740 176161150 263160 138890 826000 489700 2211040 1364000 257300 24800 5720 4524520 1054480 711000 58050 773400 358050 2814000 861000 764000 7300 58740 Вследствие несовершенства технологии количество природного газа, выбрасываемого в процессе запуска газотурбинного агрегата и его остановки, велико, так как складывается из: - количества пускового газа, необходимого для работы турбодетандера; - количества газа, необходимого для продувки контура нагнетателя, которое для разных типов составляет от 40 до 200 м3; - затрат импульсного газа для работы технологических кранов. Кроме того, количество пусков и остановок ГПА на КС зависит от целого ряда причин и определяется технологической потребностью, техническим состоянием газоперекачивающих агрегатов, требованием заводов – изготовителей агрегатов и т.д. Зная расход топливного газа на пуск ГПА и затраты на технологические операции при его остановке, а также количество установленных на станции агрегатов, можно оценить суммарное количество природного газа, теряемого в системе ОАО "Газпром" в связи с пуском и остановом ГПА с газотурбинным приводом. В табл. 8.2 приведены результаты, при расчете которых было принято среднее расчетное количество пусков агрегатов в году на уровне 2 – 3 пусков. Такие потери газа неоправданы и нерациональны, а техникоэкономическое обоснование показывает, что их выгодно утилизировать. В связи с этим предложен ряд схем утилизации пускового газа, позволяющих устранить потери газа при пусках и остановках ГПА. Простейшая схема приведена на рис. 8.2. Рисунок 8.2 – Принципиальная схема утилизации пускового газа Существующую систему пуска и ввода ГПА в работу, по которой газ, после прохождения турбодетандера 3, выбрасывается в атмосферу через свечной кран 5, можно заменить другой, с минимальными изменениями. Для этого к существующей обвязке нагнетателя через задвижку 7 подключается аккумулирующая емкость 6, откуда и осуществляется отбор сохраненного газа. Так как на выкиде турбодетандера давление в период его работы близко к атмосферному, то газ из аккумулирующей емкости может отсасываться эжектором 9. Эжектор приводится в действие активным газом, в качестве которого используется газ высокого давления, поступающий через задвижку 8 из выкидного коллектора 11. Смешанный газ подается эжектором через задвижку 10 либо в топливный 1, либо в пусковой 2 коллектор. В последнее время для запуска ГПА вместо турбодетандера стали использовать стартеры с электроприводом или с приводом от дизельной установки. 2.8.3 Сокращение потерь газа при ремонтных работах Практика эксплуатации газотранспортных систем показывает, что потери газа при ремонтных работах велики, т.к. существующая система организации ремонтной службы магистральных газопроводов, как правило, сопровождается сбросом газа из ремонтируемого участка трубопровода в атмосферу с полной потерей выбросов. Газ не откачивается. Кроме того, в целом ряде случаев, по соображениям техники безопасности, газ выбрасывается в атмосферу и из соседнего участка газопровода, что приводит к еще большим и нерациональным потерям природного газа. Опыт эксплуатации газотранспортной системы нашей страны показывает, что ежегодная потребность в ремонте составляет примерно 1300 – 1500 км. Среднегодовое число ремонтов достигает величины 12 – 15 на каждые 1000 км трассы газопроводов. Среднее количество газа, выбрасываемого только за один ремонт, в зависимости от размеров ремонтируемого участка трубопровода и давления газа в нем, достигает величины порядка 0,4 – 0,5 млн. м3. Это означает, что при ремонте участка магистрального газопровода в 1000 км в атмосферу выбрасывается до 6 – 7 млн. м3 газа в год. Из-за финансовых трудностей последние годы ремонтируется примерно только половина из подлежащих ремонту газопроводов в год, поэтому потери газа, как минимум, достигают величины 6 - 7 млн. м3 газа в год. Вместе с этим очевидным является факт, что срок службы все бoльшего числа эксплуатируемых газопроводов приближается к 33 годам, потребность в их ремонте будет несомненно возрастать, а потери газа в атмосферу из-за выбросов увеличиваться. Актуально и необходимо скорейшее решение проблемы сокращения потерь газа вследствие их выбросов в атмосферу. С целью откачки, сбора и последующей утилизации природного газа при ремонте магистральных газопроводов были предложены некоторые схемы как для однониточных, так и для многониточных газопроводов. Несмотря на разнообразие ситуаций, основная проблема при разработке схем и технологий по утилизации природного газа заключается в создании специального мобильного ГПА. Отличительной чертой схемы, представленной на рис. 8.3, является разделение газа, отбираемого из опорожняемого участка ГП, на два потока. Рисунок 8.3 – Принципиальная схема утилизации газа при ремонте участка однониточного газопровода Один поток газа сжимается в нагнетателе 2, работающем от специального двигателя 1, и после охлаждения в холодильнике 12 направляется на вход в высоконапорную камеру эжектора 11. Второй поток газа через обратный клапан 4 поступает на вход низконапорной камеры эжектора, где он эжектируется газом, поступающим в эжектор после нагнетателя, после чего суммарный поток смешанного газа из опорожняемого участка ГП перекачивается в ГП 10 за ремонтируемым участком. В схеме предусмотрено наличие турбодетандера 5 с электрогенератором 6 для выработки электроэнергии на собственные нужды. Клапан 3 служит для регулирования и стабилизации параметров газа на входе в нагнетатель. Такие агрегаты могут использоваться в качестве резервных при аварийных или планово-предупредительных ремонтах стационарных ГПА на КС, а также в пиковых ситуациях на КС, так как они быстро запускаются, просто транспортируются, автономны и вполне подходят для использования в экстремальных ситуациях. 2.8.4 Мобильная КС для откачки газа из замкнутого участка МГ Мобильная компрессорная станция (МКС) (рис. 8.4 и 9.5) предназначена для утилизации природного газа, остающегося в выводимом из работы участка МГ, путем перекачки его в проходящий параллельно газопровод или за отключающий запорный кран по ходу газа. Для осуществления проекта поставки МКС был создан консорциум "Энергомашэкспорт", в состав которого вошли признанные российские разработчики и изготовители сложного энергетического оборудования. Блок нагнетания 2 укомплектован в контейнере, включает все основное оборудование компрессорной станции: имеет пост управления станцией, газотурбинный двигатель типа ДТ 71 (GT 6000), компрессорный агрегат, блок трехступенчатого эжектора, систему газоотвода ГТД, маслосистему, топливную систему, системы пожаротушения, отопления, вентиляции, обнаружения утечек. Блок охлаждения 3 укомплектован аппаратами воздушного охлаждения АВО. Вспомогательный блок 4, включающий все вспомогательное оборудование МКС. Нагнетатель состоит из центробежного компрессора А5 с газотурбинным приводом А6 и трехступенчатого газового эжектора Э1 на всасывающей линии компрессора. Высоконапорный газ для эжектора отбирается через кран К1 от соседней работающей нитки газопровода и возвращается через кран К2 в другую точку газопровода в смеси с откачиваемым через кран К10 газом. Первый этап откачки (в пределах к = 1,5) производится компрессором без эжектора. Затем, последовательным подключением в процессе откачки каждой из трех ступеней эжектора, общая степень сжатия доводится до необходимой и поддерживается постоянной на уровне τ = 5,35 без дополнительного повышения температуры газа. АВО подключается, если температура газа превысит 25 С. Особо следует отметить роль трехступенчатого эжектора, который, несмотря на падение давления в газопроводе в процессе откачки, обеспечивает постоянное высокое давление на входе в компрессор, постоянную производительность откачки, а следовательно, и быстроту опорожнения газопровода, что является неоспоримым преимуществом данной передвижной установки. Положительным является то, что режим работы компрессора в процессе всей откачки практически остается неизменным номинальным режимом. Это повышает надежность работы системы. Все комплектующие станции – серийные изделия. Такая схема не имеет аналогов как у нас, в России, так и за рубежом. Рисунок 8.4 – Схема мобильной компрессорной станции Рисунок 8.5 – Панорама мобильной компрессорной станции: 1 – электростанция; 2 – блок питания; 3 – блок охлаждения; 4 – вспомогательный блок Техническая и эксплуатационная характеристика МКС Рабочая среда………………………………………………..Природный газ Температура, °С: газа на входе в станцию………………………………-20…40 газа на выходе из станции…………………………….не более 55 окружающего воздуха…………………………………-50…40 Давление перекачиваемого газа на входе в МКС, МПа: максимальное…………………………………………..7,5 минимальное…………………………………………..1,0...1,4 Время, ч перекачки (откачки) газа из освобождаемого участка газопровода…………………………………………….Не более 48 подготовки станции к работе…………………………Не более 12 работы станции до первого капремонта……………..Не менее 20 000 Общий ресурс работы станции, ч…………………………...Не менее 60 000 Степень сжатия блока нагнетания…………………………..1 – 5,35 Мощность газотурбинного привода, МВт…………………..5 Размеры, м (масса, т): вспомогательного блока……………………………….14,97х2,5х4 (25) блока нагнетания……………………………………….14,97х2,5х4 (35) блока охлаждения………………………………………14,67х2,5х4 (28) МКС разработана в блочно-контейнерном исполнении. Все блоки устанавливаются на одинаковых автомобильных полуприцепах, выполненных на базе ЧМАЗП-9911 или на гусеничный транспорт. См. рис. 8.5. В рабочем положении блоки устанавливаются на гидроопорах. Стоимость МКС, поставляемой консорциумом "Энергомашэкспорт", составляет 5295 тыс. долл. США. Срок окупаемости 1 год и 2 мес. (стоимость 1м3 природного газа в расчетах принята равной 0,0362 долл. США). Ежегодная прибыль от использования МКС в течение следующих 20 лет будет примерно составлять ~ 5 млн. долл. США (при сохранении уровня цен). Следует также отметить, что данная МКС намного превосходит зарубежные модели, например мобильную компрессорную станцию "Ганновер" (США), общий вид которой представлен на рис. 8.6. МКС "Ганновер" производит откачку газа в условиях падения давления на входе в компрессор, что отражается на его производительности. При малой мощности двигателя время откачки газа в идентичных условиях увеличивается в десятки раз. Согласно документу "Технические требования для мобильных компрессорных станций", утвержденному 29.06.2005 г. начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа Б.В. Будзуляком, время откачки газа с участка газопровода большого диаметра не должно превышать 72 часа. Наша отечественная МКС Рисунок 8.6 – Общий вид мобильной компрессорной станции "Ганновер" Рисунок 8.7 - Универсальная схема подключения передвижных компрессорных станций к МГ "Энергомашэкспорт" удовлетворяет этому требованию, в отличие от зарубежной, она значительно дешевле, технологична. Кроме того, может использоваться в пиковых ситуациях, как резервная и т.д., следовательно, должна найти хорошее применение на наших магистральных газопроводах. На рис. 8.7 представлена универсальная схема подключения передвижных компрессорных станций к МГ, предложенная ООО "Пермтрансгазом", с выполнением врезки в байпасную обвязку линейного крана дополнительного узла. 2.8.5 Нормирование расхода газа на КС Определение расхода природного газа на нужды компрессорных станций, его нормирование и количественный учет являются одним из основных мероприятий по сокращению расходов технологического газа на нужды перекачки. Технико-экономические расчеты позволяют обосновать необходимые для осуществления производственного цикла расходы природного газа. С одной стороны, это позволяют планировать потребление газа по станции и его неизбежные потери при эксплуатации оборудования, т.е., осуществлять нормирование расхода газа. С другой стороны, появляется реальная возможность оценки эффективности работы газоперекачивающего оборудования и разного рода предложений по экономии технологического газа по станции. Для нормирования расхода газа на компрессорных станциях МГ разработана и введена в ОАО "Газпром" 01.01.2002 г. "Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа" (РД 153-39.0-1122001). Типовая структура затрат газа на нужды компрессорной станции с газотурбинным типом привода приведена на рис. 8.8. Как видно, основной статьей расхода является расход топливного газа по станции (примерно 80…92 % от всего расхода по станции). Поэтому нормирование расхода газа по станции связано с определением и планированием расхода топливного газа. Основным критерием эффективности работы газотурбинной компрессорной станции с точки зрения экономии энергозатрат является минимальный расход топливного газа по КС на нужды перекачки. Остальные статьи расхода газа изменяются мало, определяются технологической схемой работы КС и ее вспомогательного оборудования и учитываются системой поправочных коэффициентов. Оценка опыта эксплуатации различных компрессорных станций показывает, что величина этих поправочных коэффициентов может находиться на уровне 1,15…1,20, в зависимости от единичной мощности агрегатов в диапазоне 25…4 МВт. Затраты газа на КС (100) Собственные нужды основного производства (80-92) Топливный газ (77-89) Собственные нужды вспомогательного производства (3-5) Газ на электростанции собственных нужд (2-4) Газ на пуски и остановки (1,5) Газ на котельные. мастерские, бытовые нужды КС и др. Газ на эксплуатацию и тех. обслуживание технологических аппаратов (1,5) Технологические потери (5-15) Утечки из коллекторов пускового и импульсного газа (0,2-1,5) Утечки из технологических аппаратов (0,5) Утечки газа из технологических коммуникаций цехов (4-13) Рисунок 8.8 – Структура затрат природного газа на газотурбинных КС Следует отметить, что при режимном нормировании необходимо знать реальные газодинамические характеристики компрессорных цехов с учетом технического состояния агрегатов. Нормирование режимов работы КС наиболее надежно осуществлять при децентрализованной схеме управления компрессорной станции, когда на уровне центральных диспетчерских служб задаются только входные и выходные параметры работы станции, а достижение минимума энергозатрат для обеспечения заданного режима работы КС возлагается на обслуживающий персонал станции. Естественно, обслуживающий персонал компрессорной станции, хорошо зная фактическое состояние газоперекачивающего оборудования, может наиболее полно и лучше реализовать оптимизацию по распределению загрузки между ГПА, обеспечить наиболее оптимальную схему эксплуатации установленных агрегатов. Таким образом, кроме метода нормирования расхода топливного газа на основе индивидуальных норм его расхода по агрегатам с введением ряда поправочных коэффициентов, нормирование газа по КС может быть сведено к оценкам режимов работы и технического состояния ГПА на компрессорных станциях. Критерием в этом случае является оптимальная схема соединения агрегатов для перекачки заданного количества газа при минимальном расходе топливного газа по станции. Нормирование затрат газа на вспомогательные нужды: на проведение ремонтов, пуски и остановки ГПА, отопление служебных помещений и пр., в силу их стабильности, целесообразно оценивать поправочным опытным коэффициентом, численно определяемым по условиям эксплуатации. 3. УТИЛИЗАЦИЯ СБРОСНОГО НИЗКОПОТЕНЦИАЛЬНОГО ТЕПЛА НА НС И КС МГ С ПОМОЩЬЮ ТЕПЛОВЫХ НАСОСОВ 3.1. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ТЕПЛОВЫХ НАСОСАХ Тепловые насосы (ТН) применяются в тех случаях, когда невозможно использование теплоты обычным способом: путем передачи в другой процесс с помощью теплообменников. Тепловой насос представляет собой повышающий трансформатор тепла, в котором осуществляется перенос тепловой энергии от источника низкого температурного потенциала к источнику более высокого потенциала. В нефтегазовой отрасли используются компрессионные и абсорбционные установки. ВНИИГАЗом, для использования на объектах нефтяной и газовой промышленности, создана блочно-контейнерная парокомпрессионная теплонасосная установка (ТНУ) с приводом от газового двигателя мощностью 7 кВт (рис. 10.1). Рисунок 10.1. Теплонасосная установка в модульно – контейнерном исполнении (ВНИИГАЗ): 1 – воздушный испаритель; 2 – осевой вентилятор двигателя; 3 – дроссель; 4 – воздушный компрессор; 5 – конденсатор; 6 – газовый двигатель 2Ч 8,5/41; 7 – утилизационный теплообменник выхлопных газов и охлаждаемой жидкости Тепловые насосы обычно выпускаются в блочном исполнении, в их состав входит стандартное оборудование: испаритель, конденсатор, компрессор и дроссель. 3.1.2. Области применения тепловых насосов Тепловые насосы используют низкопотенциальное тепло природных источников или сбросных потоков. Анализируя график распределения сбросной теплоты по температуре в промышленности США (рис. 10.2), отметим, что с температурой t ≈ 50C сбрасывается около 1019 Дж теплоты ежегодно, что соответствует тепловой 1019 3,17 1011 317 ГВт . мощности 365 24 3600 Чтобы понять, как велики эти потери низкопотенциального тепла, сопоставим их с суммарной мощностью всех ГПА, установленных на КС всех газопроводов ОАО "Газпром", которая составляет примерно 44 ГВт. Очевидно, что эти ресурсы огромны. Необычным для нас кажется и тот факт, что количество низкотемпературного тепла, теряемого с охлаждающей и технической водой, значительно больше, чем уходит с дымовыми и печными газами, имеющими очень высокую температуру. Тепловые насосы – это экологически чистые компактные установки. В современных условиях сокращения запасов топливных ресурсов и увеличения тарифов на электроэнергию они получают огромные перспективы к развитию и повсеместному внедрению. Во-первых, потому, что это единственные установки, которые производят в энергии 3 – 7 раз больше той, которую потребляют, т.е. энергии, идущей на привод компрессора. Во-вторых, потому, что они могут утилизировать низкопотенциальное тепло, потери которого в производстве, в быту, при транспорте углеводородов, особенно газов, потрясающе велики. Теплонасосные установки (ТНУ) могут быть очень мощными. К примеру, это крупная теплонасосная станция мощностью 320 МВт, построенная в 1986 г. в Швеции, для теплоснабжения Стокгольма. В качестве источника тепла в ней используется вода Балтийского моря с температурой +4 °С, охлаждающаяся до +2 °С. Летом температура воды увеличивается, а вместе с ней увеличивается и эффективность станции. Сама станция располагается на 6 причаленных к берегу баржах. Рисунок 10.2 Распределение потоков сбросной теплоты по температуре в промышленности США, 1982 г. По данным 1997 г. во всем мире тепловых насосов всех типов насчитывалось около 90 млн. штук. Уровень производства и темпы продаж тепловых насосов нарастают (табл. 10.1). Таблица 10.1 - Количество насосов, установленных в ведущих странах мира (по данным 1997 г.) Страна Япония США Китай Европа (без России и стран СНГ) Россия и страны СНГ Количество установленных насосов, шт. Около 57 000 000 13 500 000 10 000 000 4 280 000 Нет данных Тепловые насосы в блочном исполнении поставляет потребителям шведская фирма "Сталь-Лаваль", теплонасосные установки мощностью 29 МВт производит швейцарская фирма "Зульцер". К 1986 общая тепловая мощность этих двух фирм в Швеции достигла 1 ГВт. Крупные станции с ТНУ сооружают в США, ФРГ, Швейцарии, Великобритании, Дании, Норвегии. Общая установленная тепловая мощность всех ТН на 01.01.2001 г. в России меньше, чем в Люксембурге. Сдерживает их применение неблагоприятное соотношение цен на электроэнергию и топливо - причина очень серьезная, хотя и не технического характера. Одной из первых в России специализированных фирм по выпуску и внедрению тепловых насосов является ЗАО "Энергия" (г. Новосибирск), которое было создано в 1989 - 1990 гг. К 2003 г. в России работало более 70 ТН "вода - вода" общей тепловой мощностью более 40 МВт, введенных в строй ЗАО "Энергия". Фирма начала с того, что создала и успешно внедрила несколько типоразмеров ТН на Камчатке. Этот регион, не имеющий собственных источников органического топлива, после перехода на рыночную экономику, одним из первых ощутил повышение цен на топливо. И в этих условиях тепловые насосы оказались экономически выгодными. Кроме того, на Камчатке имеются Паужетская и Мутновская геотермальные электростанции, большое количество геотермальных низкотемпературных источников тепла с температурой 30 – 40 °С, не пригодных для прямого использования, но обеспечивающих высокий коэффициент преобразования теплонасосных установок. Тепловые насосы стали выпускать ведущие машиностроительные предприятия России: НПО "Казанькомпрессормаш", завод "Киров-Энергомаш", ПО "Компрессор" и завод "Красный факел" (г. Москва), ПО "Мелитопольхолодмаш", предприятия в Омске, Перми, Чебоксарах, Пензе, Рыбинске, Нижнем Новгороде и др., которые освоили и наладили серийный выпуск тепловых насосов мощностью от 3 кВт до 11,5 МВт и более. К 2004 г. в России появилось более 20 организаций и фирм, не считая иностранных, которые предлагают свои услуги в этой сфере. Производимые ими теплонасосные агрегаты отвечают высоким требованиям стандарта и экологической безопасности. Тепловые насосы, выпускаемые нашей промышленностью, унифицированы, имеют автоматизированное управление и достаточно просты в обслуживании. Перспективно применение тепловых насосов на КС и НС магистральных трубопроводов в качестве теплоутилизационного оборудования. Так, за счет трансформации низкотемпературного тепла теплонасосные установки могут полностью обеспечить потребности станций в тепле и горячей воде. В бинарном исполнении они могут вырабатывать пар высоких параметров для получения механической и электрической энергии. Тепловые насосы можно использовать для утилизации тепла природного газа, циклового воздуха, охлаждающей воды систем охлаждения, масла, промышленных стоков, дымовых газов и продуктов сгорания, отработавших в утилизаторах, вентиляционных выбросов и т.п. Кроме того, тепловой насос можно использовать как резервный источник для покрытия тепловых нагрузок. И т. д. Следует отметить, что прямое использование воды системы оборотного водоснабжения на КС и НС в качестве ИНТ (источника низкотемпературного тепла) для тепловых насосов вместо привычных градирен не вызывает затруднений. То же можно сказать и об использовании тепла сточных вод на КС и НС. Замена градирен и АВО тепловыми насосами позволит на бросовом низкотемпературном тепле организовать работу силового оборудования: электрогенераторов, нагнетателей и т. др. Причем производство энергии тепловыми насосами может быть не менее эффективно. Повсеместное применение тепловых насосов за рубежом свидетельствует об этом. Тепловые насосы могут использоваться в качестве первой ступени каскада при съеме тепла с потока природного газа на КС. Теплонасосные установки могут утилизировать остаточное тепло сбросовых газовых потоков, остающееся после обычных утилизаторов (дымовых газов, продуктов сгорания, вентиляционных выбросов и т.д.). Конечно, решение таких задач должно проводиться комплексно, в соответствии с принципом когенерации, так как затрагивает вопросы эффективной работы основного оборудования. Перспективным может быть комплексное использование тепловых насосов в системах охлаждения природного газа. Так, понижение температуры природного газа на входе в нагнетатель повышает его энергетические показатели и делает работу ГПА в целом более эффективной. А это значит, что выбор оптимальных режимов работы ГПА может производиться с учетом совместной работы тепловых насосов и т.д. В условиях нефтепромыслов Крайнего Севера и головных сооружений магистрального нефтепровода, где остро ощущается дефицит электрической и тепловой энергии, применение тепловых насосов оправдано во всех отношениях. 3.1.3. Принцип действия компрессионных тепловых насосов В тепловом насосе теплота передается от более холодного к более нагретому потоку (в сторону увеличения температуры). В силу II – го закона термодинамики такая передача в компрессионном тепловом насосе невозможна без затрат механической мощности. Поэтому кроме теплообменных аппаратов компрессионный тепловой насос содержит компрессор с электрическим или другим приводом. В качестве рабочего тела в тепловом насосе используется низкокипящая жидкость (изобутан, пентан и др.), температура которой повышается от Ти до необходимого уровня Тк в цикле путем копримирования (рис. 10.3) Теплонасосная установка (рис. 10.3б) включает в себя испаритель И – теплообменник, в котором за счет подведения теплоты от среды с низким температурным потенциалом происходит испарение рабочей жидкости, пары которой поступают в компрессор КМ, где за счет совершения механической работы привода они уплотняются, объем их уменьшается, а давление и температура увеличиваются. После этого пары рабочего тела поступают в конденсатор К – теплообменник, в котором происходит отдача тепла от паров в нагреваемую среду, в результате чего происходит конденсация паров рабочего тела. Для регенерации конденсат проходит через дроссельный вентиль ДВ, в котором, в результате внезапного расширения происходит увеличение объема, но падение давления и температуры. Температура жидкости уменьшается от уровня Тк до Ти. Рабочее тело становится вновь способным воспринимать теплоту от теплового источника с низким температурным уровнем. Рис. 10.3. Цикл в T-S диаграмме (а) и принципиальная схема (б) компрессионного теплового насоса: Тк , Ти – температуры конденсации и испарения рабочего тела; S – энтропия; К – конденсатор; И – испаритель; КМ – компрессор; ДВ – дроссельный вентиль. Об эффективности теплового насоса можно судить по коэффициенту преобразования КОП, который отражает тот факт, что с уменьшением разности температур испарения Ти и конденсации Тк термодинамическая эффективность цикла теплового насоса увеличивается. Для идеального цикла теплового насоса величина КОП максимальна: Тк КОП , (10.1) Тк Т и где Ти и Тк – соответственно абсолютные температуры испарения и конденсации рабочего тела, К. 3.1.4. Рабочие агенты компрессионных теплонасосных установок и их свойства В теплонасосных установках, в качестве рабочего тела, используются холодильные агенты с нормальной температурой кипения tsн = -30…+80 С. Использование привычных нам фреонов и азеотропных смесей, как озоноразрушающих, запрещено Монреальским протоколом в 1987 г. и Киотским протоколом, как вызывающих глобальное потепление, запрещено в 1997 г.. Поэтому, в настоящее время, в тепловых насосах используются природные хладагенты, которые имеют не только нулевой озоноразрушающий потенциал ODP = 0, но и минимальный, почти нулевой, потенциал глобального потепления GWP = 0…3 (табл. 10.2), т.е., они соответствуют выполнению условия "double zero" и являются экологически безопасными. Таблица 10.2 – "Природные" хладагенты Обозначения Диоксид углерода R711 Аммиак R717 Пропан R290 Изобутан R600a Н-Бутан Пентан Пропилен R1270 Воздух Формула tsн, оС tкр, оС СО2 -78,47 NH3 С3Н8 СН(CH3)3 С4Н10 С5Н12 С3Н6 - -33,3 -42,38 -11,9 -0,88 -47,7 -194,6 ODP GWP 31,05 Ркр10-5, Па 73,83 0 1 132,2 96,7 134,7 152,0 197,0 91,8 -40,6 113,4 42,48 36,4 37,96 32,4 46,1 37,9 0 0 0 0 0 0 0 0 3 3 3 3 0 Эффективность использования природных хладагентов в теплонасосных установках не ниже эффективности фреонов. Кроме того, они обладают рядом преимуществ: - природные хладагенты технологичны, широкодоступны, менее дорогие, производство их не монополизировано, сохраняется практически без изменения сервисная служба. - природные хладагенты являются экологически безопасными; - пропадает необходимость рециркулирования и уничтожения хладагентов, обязательная для синтетических хладагентов по стандартам ISO; Из углеводородов чаще используется изобутан. Высокая критическая температура и низкие давления в цикле способствуют созданию бесшумной, эффективной и безопасной системы. Природные хладагенты, в отличие от синтетических, токсичны, пожарои взрывоопасны, имеют резкий запах. Поэтому требуют специального пожаровзрывобезопасного исполнения оборудования, максимальной герметичности систем, обязательным оснащением их мощной вентиляцией, сигнализацией и т. д. Минимизировать количество природного хладагента, обладающего потенциально опасными свойствами, можно, применяя бинарные системы с промежуточными хладоносителями. Для этого можно использовать растворы формиата калия и ацетата калия, которые имеют лучшие свойства, чем растворы хлорида кальция. В качестве теплоносителя или рабочего тела можно использовать азеотропный 80-ти %-й водный раствор н-пропанола, который является хорошим антифризом, т.к. не замерзает при температуре 40 °С. 3.1.5. Оценка эффективности работы теплового насоса Тепловой насос реализует обратный термодинамический цикл Карно, перенося теплоту от менее нагретого тела к более нагретому. Рассмотрим теоретический парокомпрессионный цикл в тепловой диаграмме p – h (рис. 10.4). Рабочее тело получает высокое давление в результате сжатия в компрессоре. Линия 1 – 2 соответствует изэнтропийному сжатию сухого пара. В точке 2 пар становится перегретым. Поэтому в следующем изобарическом процессе в начале, до точки 2?? происходит отдача тепла с понижением температуры и только после этого начинает конденсироваться пар. В связи с этим конденсатор должен быть рассчитан на прием перегретого пара. Между точками 2??и 3 происходит конденсация пара при постоянной температуре Тк. Адиабатическое расширение изображается на р – h диаграмме вертикальной прямой 3 – 4, что является преимуществом такой диаграммы, так как для расчета цикла необходимо знать состояния рабочего тела только на входе в компрессор и на выходе из него. Рисунок 10.4 – парокомпрессионный цикл в тепловой диаграмме p – h (р – давление; h – удельная энтальпия) Эффективность такого цикла меньше, чем у цикла Карно из - за необратимости процесса расширения. Оценку эффективности работы теплового насоса производят с помощью коэффициента преобразования КОП. Рассчитать коэффициент преобразования можно, также пользуясь тепловой диаграммой. Пренебрегая потерей давления при теплообмене, изменение энтальпии в конденсаторе и соответствующую точку 3 находят по пересечению изобары конденсации с левой пограничной кривой. Коэффициент проебразования для реального цикла теплового насоса: h h3 КОП 2 , (10.2) h 2 h1 где (h2 – h3) – изменение энтальпии рабочего агента в конденсаторе; (h2 – h1) – увеличение энтальпии рабочей жидкости в испарителе. Т.е, для реального цикла теплового насоса коэффициент преобразования КОП определяется отношением количества теплоты, отданной в конденсаторе Qконд источнику высокого потенциала, к затраченной работе компрессора Wкомпр. КОП Q Q полезная конд . Wзатраченная Wкомпр (10.3) Изэнтропический КПД компрессора, в соответствии с диаграммой p –h, равен отношению энтальпий (рис. 10.4): h h 1 2 , (10.4) h 2 h1 где (h2 – h1) – приращение энтальпии рабочего агента в результате сжатия его в компрессоре; (h'2 – h1) - приращение энтальпии рабочего агента при идеальном изэнтропическом сжатии. КОП показывает, во сколько раз тепловой насос преумножает тепло. Но КОП не отражает того факта, что передача энергии в форме работы представляет бoльшую ценность, чем передача энергии в форме тепла. Любая тепловая машина позволяет преобразовать в работу лишь часть тепла, получаемого от топлива и эффективность ее работы оценивается термическим КПД ηт. Поэтому оценку эффективности работы ТН следует производить по коэффициенту первичной энергии КПЭ, который учитывает не только КОП, но и КПД преобразования первичной энергии в работу привода компрессора. Определяется КПЭ отношением полезного тепла Qпол, получаемого от теплового насоса, к энергии первичного топлива Wперв, затраченной на привод теплового насоса Wкомпр Q Q Q пол КПЭ пол пол т КОП т . (10.5) Wперв Wперв Wкомпр Wкомпр При использовании теплового насоса для отопления или теплоснабжения КПЭ показывает, насколько выгоднее тепловой насос по сравнению с обычным водогрейным или паровым котлом, а также по сравнению с огневым нагревом. Самыми распространенными являются тепловые насосы с приводом от электродвигателей. Их коэффициент преобразования в условиях насосных и компрессорных станций магистральных трубопроводов может составить КОП = 5 … 5,6. Это хорошо видно из табл. 10.3. С увеличением температуры низкопотенциального источника увеличивается величина КОП и КПЭ. Электродвигатель менее эффективен по первичной энергии, чем двигатель внутреннего сгорания ДВС. При т = 33 %, коэффициент первичной энергии равен: КПЭ 0,33 5...5,6 1,65...1,85 . При использовании двигателя внутреннего или внешнего сгорания коэффициент преобразования выше, достигает 6,7…7. С приводом теплового насоса от дизельных двигателей с т = 40 % КПЭ равен: КПЭ 0,4 6,7...7 2,68...2,80 . А при использовании сбросной теплоты самого ДВС (теплоты воды, нагреваемой в охлаждаемом контуре ДВС, и теплоту выхлопных газов) в регенеративном теплообменнике после конденсатора, КПЭ увеличивается дополнительно. При равенстве коэффициента использования сбросной теплоты ДВС α = 0,55, получаем КПЭ теплового насоса равным: КПЭ КОП т 1 Т 0,4 6,7...7 1 0,4 0,55 3,03...3,15 . Сравнение ясно показывает, что тепловой двигатель внутреннего или внешнего сгорания теоретически весьма выгоден как привод теплового насоса. В настоящее время в мировой практике получили распространение парокомпрессионные тепловые насосы и с электроприводом, и от двигателей внутреннего сгорания. Энергетическая эффективность ТНУ с ДВС еще выше в связи с тем, что теплоноситель после нагрева в конденсаторе ТНУ дополнительно подогревается в кожухе и утилизаторе теплоты выхлопных газов двигателя. А при использовании сбросной теплоты самого ДВС (теплоты воды, нагреваемой в охлаждаемом контуре ДВС, и теплоту выхлопных газов) в регенеративном теплообменнике после конденсатора, КПЭ увеличивается дополнительно. При равенстве коэффициента использования сбросной теплоты ДВС α = 0,55, получаем КПЭ теплового насоса: КПЭ КОП т 1 Т 0,4 6,7...7 1 0,4 0,55 3,03...3,15 . Сравнение ясно показывает, что тепловой двигатель внутреннего или внешнего сгорания теоретически весьма выгоден как привод теплового насоса. В настоящее время в мировой практике получили распространение парокомпрессионные тепловые насосы и с электроприводом, и от двигателей внутреннего сгорания. Энергетическая эффективность ТНУ с ДВС еще выше в связи с тем, что теплоноситель после нагрева в конденсаторе ТНУ дополнительно подогревается в кожухе и утилизаторе теплоты выхлопных газов двигателя. Таблица 10.3 - Показатели эффективности применения теплового насоса в различных условиях Источник низкопотенциальной теплоты Воздух –5…+15С Грунт 5…10С Грунтовые воды 8…15С Реки, озера, моря 4…17С Сточные воды 10…17С Оборотная вода 25…40С Геотермальные воды 40…65С Высокотемпературные сбросы 40…70С Потребители теплоты, температура в С Плавательный Отопление Отопление Отопление с Отопление бассейн, напольное, нагретым интенсивными традиционное, вода 27…30 вода 25…35 воздухом, теплообменни- вода 70…100 25…30 ками, вода 40…45 4,15 4,0 3,9 3,15 1,37 1,32 1,30 1,04 4,15 4,0 3,9 3,15 2,0 1,32 1,32 1,30 1,04 0,66 4,2 4,4 1,55 4,15 1,45 4,4 1,37 5,0 4,0 4,7 3,6 4,2 0,74 2,25 1,19 3,8 1,38 - 2,25 1,19 1,32 1,55 - 3,6 1,32 1,45 1,65 - 4,0 0,74 2,25 1,25 4,5 0,74 3,0- 1,48 - - - - 0,99 4,3 Горячее водоснабжение, вода 50…80 2,65 3,15 2,65 3,15 0,87 1,04 0,87 1,04 2,9 3,6 2,9 3,6 3,15 3,8 3,35 4,5 - 0,96 1,19 0,96 1,19 1,04 1,25 1,10 1,48 1,42 - - - Верхняя цифра в ячейке – КОП; нижняя цифра – КПЭ. - 4,3 1,42 3.2 ТЕПЛОВЫЕ НАСОСЫ В ТЕПЛОЭНЕРГОСНАБЖЕНИИ КС МГ И ДРУГИХ ПРЕДПРИЯТИЙ Практически на любом объекте нефтегазовой отрасли имеются сточные воды с температурой порядка 20…40 С. Такого же порядка температуры циркуляционной и оборотной воды. От 60С до 40С необходимо снижать температуру масла, используемого в системе смазки. Охлаждение рабочих сред в градирнях или в АВО приводит к безвозвратным потерям тепла, что всегда неэффективно. Это тепло можно возвратить в технологический процесс только с помощью тепловых насосов, утилизировать и получить дополнительную полезную мощность. Даже вместо АВО газа, или в комплексе с ними, можно использовать тепловые насосы и получать дополнительную энергию. И не только тепловую, но и механическую или электрическую. Наши отечественные предприятия выпускают достаточно большой ассортимент тепловых насосов, использование которых в нефтегазовой отрасли реально и перспективно. Однако, на мировом рынке имеют преимущество насосы зарубежных фирм Японии, США, Китая, ФРГ, Швейцарии, Великобритании, Дании, Норвегии и др. 3.2.1 Использование тепловых насосов для утилизации низкотемпературного тепла Широко распространены и применяются для утилизации теплоты сточных вод в промышленности тепловые насосы фирмы Templifer (США). Рисунок 10.5 – Принципиальная тепловая схема теплового насоса Templifer: 1 – конденсатор; 2 – дроссельный клапан; 3 – компрессор; 4 - испаритель В тепловом насосе (рис. 10.5) могут использоваться источники тепла с температурой 18…54 С на входе в испаритель, который является теплообменным аппаратом, утилизирующим низкопотенциальную теплоту. При этом температура горячей воды на выходе из конденсатора, который является теплообменным аппаратом, выделяющим теплоту для потребителя, находится в диапазоне от 60 до 104 С. В моделях, с мощностью 300…5000 кВт, используются герметичные центробежные компрессоры, а в моделях с меньшей мощностью – герметичные поршневые компрессоры. Во всех моделях могут использоваться различные хладагенты. При этом коэффициент преобразования находится в пределах 3…6. Рисунок 10.6. – Схема утилизации теплоты сточных вод на заводе Wolverine Тепловые насосы с такими параметрами можно использовать как на КС, так и на НС магистральных трубопроводов для нагрева воды по схеме, показанной на рис. 10.6. Схема очень проста. Тепловой насос устанавливается вместо градирни. При этом циркуляционная вода с температурой, например, 43 °С направляется в испаритель теплового насоса. Тепловой насос с центробежным компрессором нагревает воду до 88 °С. При мощности компрессора 450 кВт, тепловая мощность теплового насоса составляет 1600 кВт, коэффициент преобразования КОП = 3,4, экономия энергии, по сравнению с вариантом нагрева воды паром от парового котла на заводе Wolverine составила 65 %. Использование градирни для охлаждения оборотной воды всегда невыгодно. Существует много схем утилизации сбросной теплоты, которые позволяют не только утилизировать теплоту и увеличивать полезную мощность, но и сократить потери воды в системе за счет предотвращения испарения ее в градирне (рис. 10.7). Рисунок 10.7 – Схема использования сбросной теплоты оборотной воды большого вычислительного центра 1 – градирня; 2 – испаритель; 3 – компрессор; 4 – конденсатор; 5 – существующий водогрейный котел Оборотная вода, вместо градирни, направляется в испаритель теплового насоса, где отдает тепло, охлаждаясь до 24…29 °С. За счет этого тепла в конденсаторе теплового насоса осуществляется нагрев воды от 56 до 71 °С. Горячая вода может использоваться в бойлере для нагрева воды, идущей на отопление и других технических целей. На рис. 10.8 приведена простейшая чисто утилизационная схема с тепловым насосом и каскадной раздачей тепла через утилизационные теплообменники. Вода из охлаждающего контура компрессора поступает в испаритель теплового насоса с температурой 37 С, в котором охлаждается до 29 С. В конденсатор вода поступает с температурой 47 С и нагревается до 55 С. Подготовленная вода с t = 55 С направляется для использования в производственных процессах и на хозяйственные нужды. Горячая вода поступает в теплообменник ТО1, в котором нагревает химически очищенную воду; в теплообменнике ТО2 осуществляется предварительный подогрев воды в системе горячего водоснабжения, а также воды, идущей на химводоочистку. В зимнее время остаточное тепло может использоваться для подогрева воздуха в приточной вентиляции. В теплообменнике ТО3 осуществляется частичный нагрев воздуха в системе вентиляции. После этого вода с температурой 47 С снова направляется в конденсатор теплового насоса. Коэффициент преобразования такой установки КОП = 4,3. Рисунок 10.8 – Схема утилизации теплоты охлаждающей воды насосных и компрессорных установок с каскадированием теплоты 3.2.2. Схемы утилизации теплоты продуктов сгорания ГТУ с применением тепловых насосов Выхлопные газы ГТУ имеют высокую температуру, порядка 300…500 °С. Их теплота утилизируется в котле-утилизаторе, где температура уходящих газов снижается до 120…130°С. И хотя это тепло является бросовым, его также можно использовать, например, по схеме, приведенной на рис. 10.9. Источником тепла для ТН в данном случае является теплота уже частично остывших выхлопных газов. Здесь также используется принцип каскадирования теплоты, т. е. ее ступенчатое использование. В ходовой части котла – утилизатора тепло последовательно снимается в экономайзере, подогревателе и испарителе. Кроме этого, технология позволяет снимать тепло с дымовых газов еще дважды: - водой в утилизационном теплообменнике УТ; - рабочим телом – хладагентом - в испарителе И теплового насоса. Обратная вода по данной схеме также нагревается дважды: в утилизационном теплообменнике и в конденсаторе теплового насоса. Срок окупаемости подобной и хорошо показавшей себя установки со схемой утилизации теплоты дымовых газов парового котла с помощью теплового насоса оказался равным 2,3 года. При этом вода из системы горячего водоснабжения нагревалась в теплообменнике за счет охлаждения дымовых газов и догревалась до необходимой температуры в конденсаторе теплового насоса. На испаритель поступала вода, предварительно нагретая в теплообменнике за счет охлаждения дымовых газов. Рисунок 10.9 – Схема утилизации теплоты уходящих газов с применением теплового насоса В этих технологиях применяется ступенчатый съем или отдача тепла, с последующим его использованием в технологических процессах, который называется каскадированием теплоты. Так как тепловые насосы повышают температуру, передавая тепло с низкого на более высокий уровень, то, в отличие от утилизационных теплообменников, они позволяют организовывать каскад с повышением температуры. Несомненно, что это качество тепловых насосов расширяет возможности использования теплоутилизационного оборудования и будет все больше и больше использоваться в утилизационных схемах, т. к. подъем температуры рабочего тела позволяет получить не только более высокие значения коэффициентов КОП и КПЭ, но и качественно другой вид энергии: механическую или электрическую. 3.2.3. Тепловые насосы в схеме улавливания и возврата водяных паров в цикл ПГУ смешения. Принцип когенерации Современные парогазовые технологии позволяют частично утилизировать тепло, которое теряется безвозвратно на компрессорных станциях МГ. Но тем не менее, уходящие газы имеют все еще достаточно большой потенциал для того, чтобы заниматься проблемой утилизации и этого тепла. Путем увеличения глубины утилизации бросового тепла самих ПГУ с помощью тепловых насосов ТН, можно расширить пределы применимости ПГУ и улучшить теплоэнергетические показатели таких комбинированных установок. На рис. 10.11 представлена схема утилизации тепла, отводимого из контура контактного конденсатора комбинированной газопаротурбинной установки с регенерацией воды в цикле. Рисунок 10.11 – Контур двухступенчатой ТНУ (рабочее тело – вода) с предвключенным теплообменником сетевой воды: → - сетевая вода; → - циркуляционная вода контактного конденсатора; → пар; 1 – предвключенный подогреватель; 2 – испаритель ТНУ; 3 – компрессоры ТНУ; 4 – электродвигатель; 5 – конденсатор ТНУ; 6 – насос; ГПСВ – газовый подогреватель сетевой воды. Потенциальная возможность применения теплонасосной установки ТНУ в данном случае обеспечивается уровнем температуры циркулирующей в контуре контактного конденсатора (КК) воды, не превышающей 60 °С. При наличии возможности масштабной утилизации низкопотенциального тепла конденсации водяных паров, например, для теплофикационных нужд (вполне возможно и для выработки механической или электрической энергии), может быть реализована комбинированная схема (рис. 8.15). Эффект утилизации будет достигаться в этом случае не только за счет улавливания водяных паров, но и за счет увеличения коэффициента использования бросового тепла, до 88…92 %. В 2001 г. комплексная парогазовая установка с впрыском пара и теплонасосной установкой была создана и находилась в стадии монтажа на ТЭЦ – 28 Мосэнерго. На рис.10.12 приведена только теплофикационная часть ПГУ – STIG. Рисунок 10.12 - Теплофикационная часть ПГУ-STIG-60 с ТНУ. 1 — контактный конденсатор; 2 — выходная секция котла-утилизатора; 3 — теплонасосная установка; 4 — предвключенный теплообменник; 5 — основной подогреватель (бойлер) сетевой воды; 6 — пиковый подогреватель (бойлер) сетевой воды При разработке данной схемы утилизации тепла, сбрасываемого в контактном конденсаторе, в качестве рабочего тела тепловых насосов была выбрана питательная вода. Бинарные ПГУ, также как и ПГУ смешения, в сочетании с ТНУ могут образовать теплофикационную ПГУ и работать в режиме когенерации, обеспечивая базовую часть сезонного графика тепловой нагрузки. 3.2.5. Примеры использования теплоутилизационных установок с органическим теплоносителем на КС Одной из первых теплоутилизационных установок с органическим теплоносителем – бутаном была установка, смонтированная на КС американской компанией "Нэчурал ГЭС Пайплайн оф Америка" (рис. 10.13). Термодинамический цикл при использовании изобутана оказывается эффективнее пароводяного цикла. Но имеется ограничение по температуре: максимальная рабочая температура не должна превышать 260 °С, т.к. при ее превышении происходит разложение изобутана. В технологическом процессе изобутан под давлением 4,9 МПа поступает параллельными потоками в два КУ теплоутилизационной установки, где происходит его нагрев до температуры 260 °С при постоянном давлении теплом отходящих газов двух газомотокомпрессоров "Кларк" ТСУ-12/16. При этом температура уходящих из КУ газов составляет 148 °С. Пары изобутана из двух КУ сливаются в один общий поток, который поступает на вход турбодетандера, где энергия паров преобразуется в механическую. При этом температура и давление изобутана снижаются и он выходит из турбодетандера в виде перегретого пара с температурой около 196 °С и давлением 0,4…0,7 МПа в зависимости от температуры наружного воздуха. Рисунок 10.13 - Принципиальная схема утилизации теплоты отходящих газов газомотокомпрессоров с использованием органических теплоносителей: 1 - газомотокомпрессор "Кларк" ТСУ-12/16; 2 - глушитель шума выхлопа агрегатов; 3 — клапаны-переключатели; 4 — котел-утилизатор; 5— выхлопная труба; 6- турбина; 7 — компрессор; 8 — теплообменник; 9 — насос; 10— конденсатор; За счет утилизированного тепла турбодетандер развивает дополнительную мощность 960-1100 кВт, которую используют для привода центробежного нагнетателя газа. Из турбодетандера перегретый пар изобутана поступает в кожухотрубный теплообменник, где его теплота используется для подогрева жидкого изобутана, поступающего в теплообменник при низкой температуре. Охлажденные пары изобутана поступают и конденсируются в конденсаторе воздушного охлаждения. Возвращается изобутан в цикл через уравнительный резервуар, поступая на вход насосов, а затем при сверхкритическом давлении – в теплообменник на предварительный подогрев и снова в котел-утилизатор. В этой установке тепло продуктов сгорания утилизируется дважды. Во-первых, развиваемую турбодетандером мощность 960—1100 кВт используют для привода центробежного нагнетателя газа. Во-вторых, из конденсатора переохлажденный изобутан направляется в резервуар, оттуда — на вход насосов, а затем при сверхкритическом давлении — в теплообменник на подогрев и в КУ. Стоит отметить, что тепло изобутана можно было бы использовать и в 3й раз, заменив АВО изобутана на тепловой насос. При температуре наружного воздуха 21 °С массовый расход изобутана составляет 10 кг/с. При степени расширения 9,7 и КПД 76,5 % эффективная мощность турбодетандера равна 1080 кВт. При этом мощность насосов составляет 110 кВт. Представляет практический интерес схема утилизации теплоты отходящих газов ГТУ "Дженерал электрик" Фрейм - 3 с использованием органического рабочего тела — н-бутана (рис. 10.14). В качестве рабочего тела можно использовать пропан. При этом изменяется только рабочее давление в конденсаторе и давление паров на выходе из турбодетандера. Рисунок 10.14 - Принципиальная схема утилизации теплоты отходящих газов газомотокомпрессоров с использованием органических теплоносителей: 8 – теплообменник; 11 – испаритель; 12 – выхлоп ГТУ; 13 – турбодетандер; 14 – конденсатор; 15 – уравнительный резервуар; 16 – циркуляционный насос Из уравнительного резервуара жидкий н-бутан с давлением 0,56 МПа и температурой 54 °С поступает на вход в центробежный насос, затем под давлением 7,3 МПа — в теплообменник, где подогревается до температуры 149 °С, откуда попадает в испаритель. Из испарителя пары н-бутана давлением 7,1 МПа и температурой 260 °С подаются на вход турбодетандера, а заем выходят с давлением 0,7 МПа и температурой 185 °С. Механическую энергию турбодетандера используют для привода электрогенератора. В дальнейшем пары н-бутана поступают в теплообменник и в конденсатор воздушного охлаждения, откуда жидкий н-бутан попадает в уравнительный резервуар. Предложенная схема утилизации теплоты отходящих газов ГТУ обладает неоспоримым преимуществом — возможностью использования серийного оборудования. При температуре наружного воздуха 32 °С и воздушном охлаждении конденсатора в ней дополнительно можно получить 4269 кВт. Мощность с вала турбодетандера можно отбирать электрогенератором, компрессорами высокого давления (ТВД), турбиной низкого давления (ТНД), одновременно перед ТВД и ТНД. При подаче пара в воздуховод перед регенератором агрегата (перед ТВД) в количестве 0,47 - 0,6 кг/с прирост его полезной мощности составил около 10%. В двухвальных ГТУ, при повышенных температурах воздуха, значительного увеличения мощности. вплоть до номинальной, принципиально возможно достичь при одновременном вводе пара перед ТВД и ТНД. При этом расходы впрыскиваемого пара достигают больших значений. Пар требуемых параметров и в достаточном количестве может быть получен в КУ, созданных на базе современных утилизационных теплообменников с оребренными поверхностями нагрева. 3.2.7. Преимущества применения абсорбционных теплонасосных и пароэжекторных установок в изменяющихся климатических условиях Хорошо известно, что охлаждение воздуха на входе в осевой компрессор в летний период повышает мощность ГТУ за счет увеличения степени сжатия компрессора. В зимний период подогрев воздуха на входе в компрессор позволяет исключить обледенение лопаток. Существует технология, предусматривающая подогрев циклового воздуха за счет отборов горячего воздуха после осевого компрессора. Но исследования, проведенные на агрегате ГТК-10, показали, что это приводит к значительным потерям мощности и повышенным расходам топливного газа, которые происходят из-за значительных отборов воздуха за осевым компрессором ГПА. Кроме того, практика эксплуатации ГПА показывает, что постоянный подогрев воздуха и входного направляющего аппарата не требуется, Наоборот, в определенные периоды он может оказаться ненужным. Опасным с точки зрения возможности обледенения является диапазон температур наружного воздуха от +3 °С до - 5 °С, при относительной влажности более 80 % . Выхлопные газы применяются для подогрева циклового воздуха на ряде импортных (ГТК-10И, ГТК-25И), а также отечественных (ГПА-Ц-6,3, ГПА-Ц16) ГПА. На этих ГПА реально используется до 3 % выхлопных газов от общего количества воздуха, проходящего через осевой компрессор. На процессы горения это не оказывает никакого влияния. Использование выхлопных газов для подогрева циклового воздуха позволяет не только снижать расход топливного газа, но и повышать ресурс лопаток турбины. На ГТК-10 в систему подогрева циклового воздуха эжектором подается только 1 % выхлопных газов, что обусловлено низким давлением за осевым компрессором. Но ни тот, ни другой способ не позволяют улучшить работу осевого компрессора ГТУ в летний период, когда требуется, наоборот, охлаждение циклового воздуха. Этим уникальным свойством: вырабатывать "тепло" зимой и "холод" – летом обладают абсорбционные установки. Поэтому их применение на КС магистральных газопроводов может быть эффективным и технологичным, т.к. одна и та же установка может быть использована как для охлаждения воздуха на входе в осевой компрессор летом, так и для его подогрева в осеннее-зимний период (рис. 10.15). На рис. 10.15а представлена принципиальная схема комбинированной установки с регулированием температуры воздуха на входе в осевой компрессор за счет тепла уходящих газов. Существенное улучшение характеристики ГТУ при высоких температурах воздуха может быть достигнуто путем сочетания силовой установки с абсорбционной холодильной установкой (АХУ) (рис. 10.15а). Тепло выхлопных газов ГТУ в этом случае используется холодильной установкой, которая охлаждает цикловый воздух на входе в компрессор и увеличивает тем самым предельную степень сжатия π циклового воздуха перед подачей его в камеру сгорания. В абсорбционных установках расходуют не механическую, а тепловую энергию. Увеличение мощности двигателя, ηгту, а также увеличение ресурса ГТУ за счет понижения температуры рабочих газов. Например, при степени повышения давления в компрессоре π = 7 КПД ГТУ ГТУ увеличивается примерно на 7…9 % независимо от наличия или отсутствия регенеративного подогрева воздуха. Применение охлаждения также приводит к смещению максимального КПД ГТУ в сторону бoльших степеней сжатия π, как в регенеративных установках, так и в установках без регенерации тепла. Помимо этого, комбинированный цикл позволяет использовать регенеративный подогрев воздуха при более высоких (чем в обычных циклах) степенях сжатия π без снижения термического к.п.д. Следует отметить, что целесообразность применения абсорбционной холодильной установки должна быть обоснована, т.к. она имеет относительно низкий к.п.д. Кроме того, АХУ пока мало применяются в сфере транспорта газа. Перспективным может оказаться применение на КС пароэжекторных холодильных установок ПЭХУ, которые также позволяют осуществлять глубокое регулирование температуры циклового воздуха на входе в осевой компрессор. Рисунок 10.15 - Схемы комбинированных установок (комплексного использования): К – компрессор; Р – регенератор; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; А – абсорбционная холодильная установка; ПЭХУ – пароэжекторная холодильная установка. 3.2.8. Применение холодильных машин для охлаждения и стабилизации температуры газа В настоящее время охлаждение транспортируемого газа широко применяют для увеличения пропускной способности' магистральных газопроводов, а также исключения их вредного теплового воздействия на грунт, особенно в условиях вечной мерзлоты, повышения устойчивости и уменьшения термических напряжений в трубах. Системы воздушного охлаждения газа, построенные на базе АВО, далеко не всегда эффективны и не справляются с возложенной на них функцией. Поэтому температура природного газа в результате последовательного компримирования на КС может достигать высокого уровня, до 70…80 °С, в связи с чем проблема охлаждения газа при магистральном транспорте приобретает большое значение. Особенно это сказывается на сохранности окружающей среды в условиях легко ранимой природы Крайнего Севера. Для исключения прогрессирующего протаивания грунтов под трубопроводом, природный газ на входе в участок газопровода, расположенного в районе вечной мерзлоты, должен иметь температуру, близкую к -2°С. Процесс понижения температуры газа будет эффективен и технологичен, если использовать комбинированную систему охлаждения, состоящую из АВО и ХМ. Эта система может включать в себя и рекуперативные теплообменники. В отличие от воздушной системы охлаждения с АВО, комбинированная система дает возможность получить стабильную температуру газа - 2 °С круглосуточно, при минимальных затратах на охлаждение. Так как для охлаждения газа в холодильных машинах (ХМ) можно утилизировать ВЭР компрессорных станций, то на КС магистральных газопроводов целесообразно применять для охлаждения газа теплоиспользующие ХМ. Перспективным может быть применение на КС магистральных газопроводов ХМ с турбодетандерными агрегатами (ТДА), утилизирующих при работе теплоту выхлопных газов ГПА. Теплоиспользующая ХМ с ТДА внедрена в ряде отраслей отечественной промышленности. За рубежом подобные установки, работающие на гелии и имеющие высокие энергетические характеристики, выпускает фирма "Эшер Висс" (Швейцария). Проведенный в Пражской высшей политехнической школе сравнительный анализ показал существенное преимущество ХМ с ТДА по сравнению с теплоиспользующими абсорбционной или пароэжекторной ХМ. Анализ показывает, что для охлаждения газа на КС магистральных газопроводов наиболее целесообразно применять серийно выпускаемые теплоиспользующие установки с углеводородными теплоносителями, например, пропановую ХМ с ТДА. 4. РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ТРАНСПОРТЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 4.1. СОКРАЩЕНИЕ ПОТЕРЬ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Транспорт жидких углеводородов сопровождается значительными потерями, которые происходят по следующим причинам: из-за негерметичности трубопроводов, соединений, резервуаров; от несовершенства технологических процессов, от испарения легких фракций при хранении и перевалочных операциях. Большие потери нефти происходят при авариях на трубопроводах. 4.1.1. Контроль за возникновением утечек из трубопроводов Условно, в зависимости от расхода вытекающих нефти и нефтепродуктов различают утечки крупные и мелкие. К крупным относят утечки величиной более 10 м3/ч, а к мелким – от 2 до 600 л/ч. Утечки величиной от 600 л/ч до 10 м3/ч, практически, не наблюдаются. Утечки с расходом менее 50 л/ч не наносят большого ущерба, так как мелкие дефекты в теле трубы постепенно забиваются парафином, песком и другими механическими частицами. 4.1.1.1.Обнаружение крупных утечек по изменению расхода и давлению В момент возникновения утечки меняются гидродинамические параметры работы трубопровода. По совмещённой характеристике нефтепровода и перекачивающих станций видно, что возникновение утечки приводит к увеличению его производительности (рис. 11.1). Технологии обнаружения места утечки из трубопроводов основаны на измерении давления перекачки и расхода. Наиболее простой способ обнаружения крупных утечек заключается в построении линий гидравлического уклона с начала и конца перегона по измеренным расходам (рис. 11.2). Для упрощения процесса поиска места утечки можно рассчитывать текущий гидравлический уклон с помощью ЭВМ по известным формулам гидравлики. Пересечение линий гидравлических уклонов, построенных для двух указанных значений расхода, показывает положение места утечки (у). Зная погрешность этого метода, можно достаточно быстро найти место утечки и приступить к ликвидации аварийного состояния. Этот способ весьма неточен при графоаналитическом исполнении, так как связан с масштабными построениями. Точность его повышается при использовании ЭВМ и достаточно большом дисбалансе расходов. Рисунок. 11.1. - Совмещенная характеристика НПС и трубопровода: 1, 2—характеристика трубопровода до и после возникновения утечки; 3— суммарная характеристика НПС Рисунок 11.2 - Схема для определения места утечки по изменению линии гидравлического уклона: Н — напор станции; l — длина трассы трубопровода между насосными станциями; у — место утечки; 1,2— линии гидравлического уклона соответственно при наличии утечки и без нее Местоположение утечки можно также обнаружить по уменьшению напора на НПС. Для этого необходимо закрыть концевую задвижку на перегоне, а насосную станцию, оборудованную центробежными насосами, не выключать. Движение жидкости будет происходить только на участке до места утечки. В результате получается кривая падения давления (рис. 11.3), по которой легко определить место утечки, зная р2, р1 и гидравлический уклон на первом участке. Рисунок 11.3 - Схема для определения места утечки по падению давления в трубопроводе: Н — насос; у — место утечки; З — концевая задвижка; р1 — давление, развиваемое насосом; р2 — постоянное давление за местом утечки; L — расстояние от насосной до места утечки Для определения места утечки по изменению давления на нефтепроводе через каждые 10—20 км и на перекачивающих станциях устанавливают контрольно-замерные пункты, которые позволяют измерять перепады давления на участках. По значению измеренного перепада давления судят о состоянии трубопровода. Метод является достаточно надежным и помехоустойчивым. С помощью ЭВМ анализируют приращение давления и выявляют нарушения монотонности изменения давления. Крупные утечки обнаруживают немедленно по резкому падению давления на приеме следующей перекачивающей станции, а малые и средние утечки выявляют только в результате обработки измеренных перепадов давления на ЭВМ. Если трубу оснастить датчиками внешнего давления, то, анализируя колебания внутреннего и наружного давления в течение длительного промежутка времени и сравнивая их со статистическими данными, можно прогнозировать образование сквозных дефектов в трубопроводе. 4.1.1.2. Патрульные методы местонахождения малых утечек Появление малых утечек не приводит к видимым изменениям режима перекачки, поэтому зафиксировать их значительно сложнее. Это приводит к тому, что суммарное количество вытекшей нефти (нефтепродукта или газа) от момента разгерметизации трубы до обнаружения малой утечки может оказаться существенно больше, чем при крупной аварии. Основные методы диагностики малых утечек делятся на патрульные и дистанционные. К патрульным относятся методы, предусматривающие периодическое перемещение средств диагностики утечек вдоль трассы трубопроводов: Визуальный метод заключается в обнаружении мест утечек в ходе осмотра трассы обходчиками или при её патрулировании с использованием автотранспорта, авиации и др. средств. Тепловизионный метод эффектен при использовании аппаратуры, устанавливаемой на вертолете. Газоанализаторный метод используется в том случае, когда по трубопроводу перекачиваются легкие продукты, имеющие достаточно высокую летучесть. Радиоактивный метод представляет определенную опасность для обслуживающего персонала и небезопасен с экологической точки зрения, но позволяет точно определять места малых утечек. Метод акустической эмиссии использует эффект образования упругих волн, излучаемых при нагружении трубопровода давлением, который регистрируется высокочувствительными пьезоэлектрическими датчиками, расположенными на контролируемом участке трубопровода. Метод прослушивания шумов течи с поверхности грунта предусматривает использование переносных приборов и передвижных установок для акустического контроля линейной части трубопроводов. Метод контроля малых утечек по запаху применяется за рубежом. Способ экзотический, с использованием специально обученных собаклабрадоров, которые в 98 случаях из 100 распознают "свой" запах. Значительно облегчает патрулирование применение приборов, вводимых в поток перекачиваемого по трубопроводу продукта. Наиболее эффективны ультразвуковые течеискатели, фиксирующие при своем движении по трубе места аномально высоких шумов, характерных для утечки. Одним из основных недостатков всех патрульных методов является периодичность контроля за наличием малых утечек. 4.1.1.3. Дистанционные методы локализации малых утечек Дистанционные методы не требуют перемещения средств диагностики вдоль трассы трубопровода. Метод периодического переиспытания является одним из более распространенных методов выявления дефектов трубопроводов, в том числе и утечек. Для нефте- и нефтепродуктопроводов наиболее предпочтительны гидравлические испытания, а для газопроводов – пневматические. Метод отрицательных волн давления основан на явлении скачкообразного понижения давления в месте утечки в момент ее образования и последующего перемещения в обе стороны от нее со скоростью звука волн пониженного давления. Метод сравнения расходов технологичный и оперативный. Основан на постоянстве мгновенного массового расхода в трубопроводе при отсутствии утечки и установившемся режиме перекачки. Метод линейного баланса предусматривает контроль по суммарному количеству закачанного в трубопровод и принятого из него нефтепродукта; является более точным по сравнению с предыдущим. Метод ударных волн Н.Е. Жуковского реализуется при создании в трубопроводе искусственного гидравлического удара, например, быстрым прикрытием задвижки, с последующей фиксации волны, отраженной от места утечки. Методы обнаружения утечек многочисленны, но нет универсального метода, который был бы и точным, и недорогим, и технологичным. Поэтому, для увеличения достоверности распознавания утечек контроль за их появлением необходимо осуществлять параллельно сразу несколькими способами. Так, на трубопроводах АК "Транснефть" одновременно используются визуальный метод, а также методы падения давления, сравнения расходов и линейного баланса. В системе нефтепродуктопроводного транспорта широко применяется метод отрицательных волн давления, особенно при последовательной перекачке, в ходе которой давление и расход изменяются и в герметичном трубопроводе. В качестве примеров можно привести данные. На балансе нефтегазодобывающих предприятий России находится 136 тыс. км внутрипромысловых нефтепроводов и нефтесборных сетей. В 1991 … 1994 гг. на них ежегодно регистрировалось более 20 тыс. аварий, что привело к загрязнению почвы, воды и потерям около 1 млн. т нефти. Особенно это характерно для нефтепромыслов Республики Коми, Башкортостана, Татарстана и Западной Сибири. Например, из-за коррозионного разрушения нефтепровода ХарьягаУсинск диаметром 720 мм на местности (60...65 га) по официальной оценке было сброшено 14,5 тыс. т нефти. Ущерб от этой аварии оценивается в 62 млн. руб (в ценах 2005 г.). На Самотлорском месторождении из-за ежегодных 200...400 аварий загрязнена нефтью площадь в 20 км2. В АО "Юганскнефтегаз" в 1994 г. произошло 453 порыва нефтепромысловых трубопроводов, в результате чего было разлито 1542 т нефти (собрано 505 т). Площадь загрязнения – 21 га. В 1994 г. из магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" вытекло 718 т нефти, а из магистральных нефтепродуктопроводов АК "Транснефтепродукт" около 300 т нефтепродуктов. Авария, произошедшая 26.12.95 г. на подводном переходе нефтепровода ТОН-2 через р. Белая, является одной из самых серьезных в России. Из-за трещины на поперечном сварном стыке по низу трубы в р. Белая попало около 1200 т нефти. Общие затраты на зачистку реки составили около 1,4 млн. $. 13.06.99 г. в результате аварии на 334 км нефтепровода ТОН-2 в районе д. Терменево произошел сброс нефти, часть которой попала в р. Ай и р. Улуир. Утечка нефти из трубопровода составила около 1500 м3, и примерно 300 м3 попало на водную поверхность. Разлитая нефть была собрана. Задача эксплуатационников заключается в том, чтобы свести ущерб от утечек к минимуму. Их сокращение достигается, во-первых, уменьшением количества вытекшей нефти (нефтепродуктов), а, во-вторых, тщательным сбором пролитого объема. Существуют специальные технологии сбора вытекшей нефти и нефтепродуктов. 4.1.2. Сокращение потерь нефти (нефтепродуктов) при авариях Аварийные потери нефти через отверстие, образовавшееся повреждении трубопровода, можно уменьшить путем: - откачки ее из трубопровода насосами НПС; - локализации и сбора вытекшей нефти; - извлечения нефти из загрязненного грунта; - уменьшения её потерь от испарения; при 4.1.2.1. Локализация нефти на суше Локализация нефти осуществляется путем строительства защитных сооружений от растекания нефти, а также земляных амбаров для сбора нефти. Защитные сооружения (дамбы) (рис.11.4), как правило, предусматриваются, на стадии проектирования трубопровода. Они имеют сечение треугольной или трапецеидальной формы. Их размеры зависят от объема потенциального стока нефти, условий её фильтрации через тело дамбы, а также, и условия устойчивости сооружения. Защитные дамбы из однородного грунта быстро разрушаются, потому применяются только в течение непродолжительного периода времени. Современные технологии предусматривают защитные сооружения из геотубов - цилиндрических оболочек из полимерны х материалов (геосинтетиков), заполненных грунтом. По своему функциональному назначению геосинтетики делятся на две основные группы: 1) геотекстили – тканые или нетканые материалы, решетки и сетки на основе синтетических и полимерных волокон, например, дорнит. Такой материал не подвержен гниению, воздействию грибков и плесени; применяются для стабилизации почв, в дренажных системах, для укрепления откосов, склонов и берегов, в насыпях, дорожных покрытиях и т.п. 2) геомембраны – изолирующие непроницаемые материалы на основе полиэтилена высокой плотности; применяются в накопителях шламов, резервуарах сточных вод, дамбах и плотинах, резервуарах питьевой воды, хранилищах опасных продуктов и т.д. Рисунок 11.4 – Конструкция земляных дамб: 1 – дамба; 2 – кривая депрессии; 3 – защитный экран; 4 – ядро; 5 – дренажные трубы Геотубы диаметром 9 м из высокопрочног о полипропиленового полотна, заполненные намывным песком были использованы в качестве защитного сооружения для береговой линии Атлантик Сити. После окончания заполнения оболочки были засыпаны песком и засеяны травой. Когда в 1995 г. на восточное побережье США обрушился ураган Льюис (скорость ветра до 48 км/ч, волны – до 3,6 м высотой) данная конструкция берегоукрепления осталас ь невредимой. В нашей стране исследована возможность использования геотубов, заполняемых методом гидронамыва, при строительстве и эксплуатации трубопроводов для сооружения защитных дамб В.В. Мироновым. Конструкция дамб обвалования представляет из себя узкопрофильные оболочечные сооружения. На местности вдоль оси возводимого сооружения расстилают мягкое полотнище из геосинтетического материала в виде пустотелой оболочки, после чего оболочка заполняется грунтом методом гидронамыва. Геотубы с успехом могут быть использованы и при создании на месте аварии быстровозводимых емкостей для временного хранения растекающейся нефти (рис.11.5). 1 3 2 4 Рисунок 11.5 - Принципиальная схема быстровозводимого амбара для сбора нефти при авариях: 1 – мягкие непроницаемые оболочки из геосинтетического материала, заполненные жидкостью; 2 – поверхность грунта; 3 – нефть; 4 – непроницаемый для нефти экран. 4.1.2.2. Локализация нефти на поверхности водных объектов Использование боновых заграждений (рис.11.6) поволяет создавать механический барьер, препятствующий перемещению нефти, находящейся на поверхности воды. Конструкция бонового заграждения предусматривает наличие плавучей, экранирующей и балластной части. Плавучая часть бона предназначена для обеспечения его плавучести и выполняется как в виде отдельных поплавков 1 круглого или прямоугольного сечения (рис. 11.6 а,б), так и из с плошных труб (рис. 11.6 в-е), что более надежно. Экранируемая часть бона представляет собой гибкий экран 2 высотой до 0,6 м. Удержание бонов в проектном положении обеспечивается растяжками 3. Боновое заграждение типа "Анаконда" (Россия) рис. 11.7. состоит из полотна 5, образующего камеру 6, в которую вставляют цилиндрические поплавки 7. Балластом служит металлическая цепь, концы которой скреплены элементами промежуточного соединения 4. Разгрузочный трос 1, расположенный в гребне бона 2, и кранцевая лента 3, предназначены для разгрузки полотна бона от Рисунок 11.6 - Конструкция боновых заграждений: а) с поплавком прямо-угольного сечения; б) с поплавком круглого сечения; в) в виде стяжных труб; 1 —поплавок; 2—гибкий экран; 3—растяжка; 4—труба; 5—балластная цепь Рисунок 11.7 - Устройство бонового заграждения типа "Анаконда 1 – разгрузочный трос; 2 – гребень бона; 3 – кранцевая лента; 4 – элементы промежуточного соединения; 5 – полотно; 6 – камера; 7 – поплавки разрывных усилий, возникающих при буксировке бонов и работе на течении. Схема установки бонового заграждения выбирается в ависимости от ширины зеркала реки или водоёма и скорости течения воды. При ширине зеркала воды более 300 м и скорости перемещения загрязнения менее 0,36 м/сек применяют оконт уривающую схем у заграждения (рис. 11.8а), когда нефтяное загрязнение оказывается в своеобразной "ловушке". Далее При ширине зеркала воды до 250...300 м и скорости потока более 0,36 м/с предпочтительна клиновидная схема (рис. 11.8б), которая предусматривает установку боновых заграждений под острым (20...40 о ) углом к направлению течения. Это более эффективно и уменьшает лобовое сопротивление и нагрузку на заграждение. Боны могут размещаться клином под углом к направлению потока (рис. 11.8в) или по схеме "ёлоч ка" (рис. 11.8г). Боновые заграждения используют при скорости течения воды до 1,2 м/с и при высоте волны не более 1,25 м. Технические характеристики и результаты боновых заграждений приведены в табл. 3.6 Приложен., на основании которой рекомендовано оснаща ть аварийно-восстановительные службы отечественными боновыми заграждениями типов Б3-14-00-00 и "Уж-20М". 4.1.2.3. Сбор нефти с поверхности воды Существуют механические и физико-химические способы. Механический способ реализуется вручную, с использование м лопат, скребков и т.п., либо с использованием механизированных средств нефтесбора: стационарных, переносных и плавучи х средства. Стационарные средства генерируют пар и горячую воду для отмывки нефтезагрязненного берега, производят сжатый воздух или электроэнергию для привода двигателя средств нефтесбора для отделения и накопления собранной нефти и т.д. К плавучим относятся нефтесборники, непосредственно собирающие нефть с поверхности воды (за рубежом и называют скиммерами – от английского "skim – удаление верхнего слоя"). К физико-химическим способам ликвидации нефтяны х загрязнений относятся: сбор нефти с помощью веществ, увеличивающих поверхностное натяжение на границе раздела вода-нефть, что способствует уменьшению площади (а значит увеличению толщины нефтяного пятна), например, с помощью отечественного препарата СН-5 или зарубежных препаратов "Ойл Хердер" фирмы "Шелл" и "Коррексит ОС-5" фирмы "Эксон". Рисунок 11.8 - Схема постановки боновых заграждений: а) оконтуривающая; б) клиновидная; в) угловая; г) «елочкой»; 1 —растяжка; 2—якорь; 3—берег; 4—боновое заграждение; 5—нефтяное загрязнение; 6—катер; 7—плавающий якорь - очистка водной акватории от нефтяных загрязнений с помощью адсорбентов. Применение нефтесборщиков и адсорбентов получило наибольшее распространение. 4.1.2.4. Нефтесборщики По принципу действия они могут быть разделены на адсорбционные, вакуумные, адгезионные, пороговые, шнековые и использующие центробежные силы (рис. 11.9). Для примера, рассмотрим работу адсорбционного нефтесборщика, изображенного на рис. 11.10, принцип действия которого основан на поглощении (адсорбции) нефти специальным материалом (адсорбентом). Рисунок 11.10. Адсорбционный нефтесборщик: 1 —катер; 2—ведущий барабан; 3—направляющие; 4—нефть; 5—поворотный барабан; 6—понтон; 7—лента; 8—валик; 9—гибкий шланг Его основным элементом является лента 7, изготовленная из высокопористого материала, которая сначала, поглощает нефть 4, а затем отжимается валиком 8 и ведущим барабаном 2, установленным на катере 1. Накапливающаяся нефть откачивается через гибкий шланг 9 в резервуар. Далее лента проходит по направляющим 3 и вновь опускается в воду, поглощает нефть, огибает поворотный барабан 5, укрепленный на, понтоне 6 и возвращается к отжимному устройству. При длине ленты 50 м и скорости движения 30 м/мин производительность установки составляет до 70 л нефти в минуту. Данный метод сбора жидких Рисунок 11.9 - Классификация нефтесборщиков углеводородов эффективен при их кинематической вязкости не более 300 мм 2 /с. Не смотря на разнообразие устройств, практически все нефтесборщики обладают недостатками: 1. Они обладают малой производительностью при удовлетворительном разделении водонефтяной смеси. При высокой производительности качественное отделение нефти от воды не обеспечивается. 2. Использование в составе нефтесборщиков НСДУ -1, НА-15 и ОАО "МН "Дружба" шестеренных и центробежных насосов провоцирует образование значительного количества стойкой водонефтяной эмульсии с содержанием нефти 250 ... 300 мг/л. 3. Конструкция большинства нефтесборщиков не позволяет использовать их в комплекте с боновыми заграждениями для сбора нефти на течении. Из отечественного оборудования более эффективны нефтесборщики УНС-003 и ОАО "МН "Дружба". Для работы в отстойниках и амбарах наиболее целесообразно применять нефтесборщики дискового или барабанного типа, т.к. они обеспечивают качественный сбор нефти без применения специального нефтеотделителя. 4.1.2.5. Адсорбенты Адсорбенты – это высокодисперсные природные или искусственные материалы с развитой наружной поверхностью, на которой происходит адсорбция веществ из соприкасающихся с ней газов или жидкостей. Адсорбенты для сбора нефти с поверхности воды – это, в основном, пористые материалы, хорошо впитывающие частицы углеводородной жидкости и плохо или совсем не впитывающие воду (гидрофобные поверхности). Все адсорбенты делятся на три группы: 1) природные неорганические; 2) природные органические; 3) синтетические. К природным неорганическим адсорбентам относятся перлит, вермикулит, цеолит и др. минеральные вещества. Природными органическими адсорбентами являются растительные отходы (пшеничная и камышовая сечка, древесные опилки, шелуха гречки, отходы ватного производства, сушеный мох, торф), сорбойл А, сорбойл Б, волокно аэрофонтанной суш ки АФС, Лесорб-Экстра, волокнистое углеродное вещество и др. К синтетическим адсорбентам относятся пенопласт, полипропилен, резиновая крошка, карбамидформальдегидная и фенолформальдегидная смола, лавсан, поролон, уголь, ватин и другие материалы. Они используются в виде гранул, крошки, порошка, полотна. Применение сорбентов необходимо рассматривать как мероприятие по дополнительному сбору нефти после использования нефтесборщиков. Сорбенты могут быть применены в качестве самостоятельного средства сбора разлитой нефти: - при отсутствии нефтесборщиков, - при малых площадях нефтяного загрязнения, - при защите от загрязнения нефтью прибрежной зоны и береговых сооружений, - для освобождения поверхности водного объекта от сплошной пленки нефти в целях сохранения фауны и флоры, - при наличии реальной опасности воспламенения нефти, взрыва береговых сооружений и находящихся на воде в аварийной зоне сооружений и транспортных средств. 4.1.2.5. Сбор нефти с поверхности грунта Для решения указанной задачи в наибольшей степени подходит два метода: сорбционный и механический. Сорбционный метод основан на нанесении на загрязненную поверхность сорбента, который выступает в роли поглотителя нефти. В настоящее время выпускается более 100 видов отечественных и зарубежных сорбентов, из которых в нефтяных компаниях практическое использование нашли лишь "Эластек" (США), "Зорболайт" (Голландия), "Пит-сорб" (Канада), "Экосорб", "Сорбойл" и "СТРГ" (Россия), а сыпучие синтетические сорбенты серии "Униполимер" (Красноярское РНУ ОАО "Транссибнефть") и волокнистый структурированный сорбент "Экосорб" (ООО "ЭКОсервисНефтегаз"). Экономическое сравнение различных сорбентов приведено в табл. 11.1. Таблица 11.1 – Экономические показатели некоторых сорбентов Сорбент (страна производитель) Пит-сорб (Канада) Турбо-Сорб (Франция) Эластек (США) Зорболайт (Голландия) Праймсорб (США) Цена, долл. США за 1 кг 7,0 5,8 9,0 28,0 25,0 Нефтеёмкость, г/г 4,0 3,6 10 30 27 Удельная стоимость сбора, руб./кг 1,75 1,60 0,90 0,93 0,92 Экосорб (Россия) Сорбойл (Россия) Экосорб экстра (Россия) СТРГ (Россия) Униполимер-М (Россия) Униполимер-СТРГ (Россия) 12,7 3,0 1,9 8-10 4,5-7,0 8 22 1,5-6,0 8,11 50 50-66 50 0,57 0,60 0,23 0,20 0,09-0,10 0,16 По удельным затратам на сбор 1 кг нефти наиболее предпочтительно использовать сорбенты серии "Униполимер". Разлившуюся нефть можно собирать совместно с нефтезагрязненным грунтом механическим путем. Для этого разработан агрегат (рис. 3.26), у которого в качестве базы, использована гусеничная машина, имеющая хорошую проходимость, достаточную грузоподъемность и требующая незначительной реконструкции – трелевочный трактор ТДТ "Онежец". Основным узлом, обеспечивающим качество сбора загрязнений, в нем является нефтеприёмное устройство - заборная головка. Рисунок 11.11 - Агрегат для сбора и удаления нефтяного загрязнения с поверхности почвы: 1 - рычаг включения гидроцилиндров подъема стрелы; 2 пульт управления электроприводами; 3 - клиноременная передача; 4 - рычаг переключения скоростей; 5 - педаль сцепления; 6 - педаль газа; 7 - рычаги фрикционов; 8 - стрела; 9 - опорно-поворотное колесо; 10 - концевой выключатель; 11 - шарнир заборной головки; 12 - электродвигатель привода лепесткового ротора; 13 - лепестковый ротор; 14 - рама заборной головки Сопоставительная оценка эффективности заборных головок различной конструкции, испытанных в полигонных условиях, приведена в табл. 11.2. Таблица 11.2 – Результаты испытаний заборных головок Шнековая Пневмомеханическая 0,32 0,15 0,4 0,9 Потребляе мая мощность, квт 3,2 29,0 Адгезионная 0,80 0,4 1,3 Щеточно -роторная 0,43 0,4 1,1 Тип головки Габариты, М диаметр Длина Качество очистки при температ уре Положи- Отрицательной тельной удовл. удовл. удовл. неудовл . плохое неудовл . плохое хорошее По результатам испытаний сделаны следующие выводы. 1. Шнековая заборная головка плохо перемещает загрязненную массу из-за её высокой прилипаемости, неэффективно копирует профиль очищаемой поверхности. Процесс прилипания усложняет конструкцию и увеличивает необходимую мощность привода головки. 2. Пневмомеханическая головка энергоёмка, требует большого расхода воздуха, обладает низкими КПД и эффективностью очистки при пониженных температурах. 3. Адгезионная головка требует применения дефицитны х материалов для рабочего органа, недолговечна, малопроизводительна и практически неработоспособна при пониженных температурах. 4. Щеточно-роторная головка наиболее эффективна из всех рассмотренных. Она наименее энергоёмка, работоспособна как при положительных, так и при отрицательных температурах, обеспечивает качественную очистку загрязненной поверхности благодаря гибкости элементов и простоты копирования профиля местности. 4.1.2.6. Извлечение нефти из загрязненного грунта Очистка нефтезагрязненных грунтов – заключительный этап любых работ по ликвидации последствий аварии на суше. Достигается это различными способами – выжиганием, биодеструкцией (с помощью микроорганизмов, поедающи х нефтяные углеводороды) и т.д. Но при этом нефть (нефтепродукты) в грунте просто разрушается. К ресурсосберегающим относятся: промывка нефтезагрязненного грунта поверхностноактивными веществами (ПАВ); - центробежное сепарирование; - дренирование почвы; - экстракция нефти растворителями. 4.1.2.7. Промывка грунта ПАВ Промывка, как правило, предполагает выемк у нефтезагрязненных почв, обработку почвы различного рода поверхностно активных веществ (ПАВ), сбор и удаление углеводородов нефти, а также возврат очищенной почвы на место её первоначального залегания. Эффективность промывки зависит от вида применяемого ПАВ температуры и интенсивности механического воздействия на промываемый материал в различного рода устройствах. В качестве последних могут быть использованы мешалки с приводами различных типов (импеллерные, рамные, турбинные), корытные и вибрационные промывочные машины, насосы, диспергаторы (коллоидные мельницы), гомогенизаторы, скрубберы, струйные машины, роторно-пульсационные аппараты и т.п. В работе предлагается использовать для очистки нефтезагрязненных грунтов самоочищающееся техническое моющее средство "О-БИС" (отмыватель безотходный ингибирующий самоочищающийся). Как сообщают авторы, его отличительными особенностями являются: - высокая эффективность отмыва углеводородов при относительно низких температурах (45...55 о С); - способность выделять отмытый жидкий углеводород с низким содержанием в нём воды. Механизм действия "О-БИС" представляется следующим. Его водный раствор благодаря малому поверхностному натяжению проникает в трещинки на загрязненных поверхностях (частицах) и концентрируется в полостях, образовавшихся между ними и углеводородом. Далее сконцентрировавшийся в полостях водный раствор "О-БИС" создает "расклинивающий" эффект и отрывает углеводород от поверхности. В результате она становится чистой, без остатков углеводородов. На рис. 11.12 приведена технологическая схема отмывки нефтезагрязненного грунта, которая предусматривает его доставку к месту отмывки, подачу в установку рекультивации тяжелы х нефтеотходов (УРТН), сброс отделенной нефти по трубопроводу 5 в ёмкость 6, а также отгрузку очищенного грунта (например, в грузовой автотранспорт). Технологическая схема УРТН приведена на рис. 11.13. Работает установка следующим образом. Рисунок 11.12 - Технологическая схема отмывки грунтов 1 - грунт, загрязненный нефтепродуктами, 2 - транспортер для подачи грунта на отмывку, 3 - установка для рекультивации тяжелых нефтеотходов (УРТН), 4 транспортер для выгрузки отмытого грунта, 5 - трубопровод для откачки декантированных нефтепродуктов, 6 - резервуар для сбора отмытых нефтепродуктов, 7 - емкость для сбора очищенного грунта. Рисунок 11.13 - Технологическая схема УРТН: 1 - резервуар с чистым раствором СТМС "О-БИС", 2 - емкость для загрязненного грунта, 3 - резервуар для отмывки грунта, 4 - резервуар для отмытых нефтепродуктов, 5 - баллон со сжатым воздухом для барботажа моющего раствора СТМС "О БИС" и грунта, 6 – электродвигатель, 7 – редуктор, 8 - центробежный насос, 9 - шнек, 10 - люк для выгрузки отмытого грунта, 11 - змеевики подогрева моющего раствора Нефтезагрязненный грунт из ёмкости 2 подаётся шнеком 9 в резервуар 3, где выполняется его орошение нагретым раствором "О БИС" посредством использования насоса 8. Перемешивание нефтезагрязненного грунта и раствора "О -БИС" производится шнеком 9, расположенным в нижней части резервуара 3, а также путем барботажа через смесь сжатого воздуха из баллона 5. Отделенная нефть всплывает в верхнюю часть резервуара 3, откуда переливается в емкость 4, а очищенный грунт удаляется через люк 10. При промывке грунта эффективно применение моющего раствора биоПАВ "Грин Юниклин 1223". Это светло-зелёная жидкость, нетоксичная, негорючая, безопасная для людей, животны х и растений. Она не содержит кислот и растворителей, допускает многократное (20 раз и более) применение, а после этого биологически разлагается на углекислый газ и воду. При применении разводится водой в зависимости от характеристик нефтяного загрязнения. Результаты лабораторных испытаний применения данного биоПАВ приведены в табл. 11.3. Таблица 11.3 – Изменение содержания нефти в почвах и грунтах при их промывке Тип почвы или грунта 1.Чернозём типичный 2.Серая лесная 3.Аллювиальная лугово-зернистая 4.Перегнойноторфяная 5.Кварцевый песок 6.Глина, желтобурая делювиальная Содержание нефти, % перед после обработ-й обработки 23,0 1,49 Время очистк и, Мин 45 Фитотоксичн ость, % всхожести от контроля 97,9 17,3 14,7 1,04 0,64 40 30 93,9 91,9 25,0 11,49 45 97,9 16,8 1,00 3 91,2 17,8 0,36 10 97,9 Нетрудно видеть, что для качественной очистки песка (до 1 % остаточного содержания нефти) необходимо всего 3 минуты. На очистку глины, до остаточного нефтесодержания 0,36 %, потребовалось 10 мин. Обработка почв в течение времени от 30 до 45 мин, обеспечивает остаточное содержание нефти от 0,64 до 1,49 %. Труднее поддается очистке перегнойноторфяная почва, для которой за 45 мин удалось уменьшить нефтесодержание с 25 % только до 11,49 %. Результаты промывки грунтов и почв раствором "Грин Юниклин 1223" показали, что моющий раствор можно использовать для промывки грунта.. 4.1.2.8. Центробежное сепарирование Компанией Альфа-Лаваль была предлложена технология переработки нефтешлама, основанная на методе центробежного сепарирования. Характерной особенностью нефтешламов является их высокая вязкость, а также наличие в них нефти и воды, образующих эмульсионный состав, стабилизируемый мельчайшими примесями, которые достаточно трудно отделить. Таким образом, нефтешламы являются сырьем трудно поддающимся переработке. Центробежное сепарирование представляет собой ускоренную форму гравитационного сепарирования, в основе которого лежит принцип замены естественной гравитационной силы другой силой, превышающей ее в тысячи раз. Результатом этого является значительное повышение скорости оседания частиц в жидкости. Даже мельчайшие частицы, не оседающие под воздействием гравитации, при их движении в потоке мгновенно оседают в поле центробежных сил. Тот же метод применяется для сепарирования нефти от воды, когда даже плотно связанные эмульсии расщепляются под воздействием высоких гравитационных сил. Сепарирование нефтешлама обычно осуществляется в две стадии. На первой стадии основная масса твердых частиц отделяется в деканторной центрифуге. Этот декантер производит довольно сухой остаток, содержащий минимум чистой нефти. Вытекающий поток, состоящий из нефти и воды (и минимального количества примесей), поступает на вторую стадию разделения. Здесь трехфазная тарельчатая центрифуга разделяет смесь на очень чистую фазу нефти, фазу чистой воды и небольшое количество твердых частиц. Если требуется фаза очень чистой воды, необходимо применение третьей сепаративной ступени. В зависимости от состава нефтешлама в технологическую схему может быть включен также блок химической обработки. В целом процесс переработки нефтешлама состоит из следующих технологических блоков: - заборная система для забора сырья из нефтешламового бассейна или резервуара для хранения; - подготовительный блок для нагревания и фильтрования сырья и последующее перекачивание насосом в питательный резервуар; - питательный резервуар; - сепарирующая установка, перерабатывающая нефтешлам из питательного резервуара; Производительность установок от 5 м3/ч и выше. Двухфазная деканторная центрифуга применяется на первой стадии сепарации процесса переработки нефтешлама по технологии Альфа-Лаваль. Деканторная центрифуга предназначена для сепарирования большого количества примесей из потока нефтешлама. Применяется двухфазная версия (жидкость-примеси) декантера. Данный тип машины является менее чувствительным к колебаниям в составе исходного сырья по сравнению с трех фазным декантором (жидкость-жидкость-примеси). Двухфазный декантор, кроме того, выдает более сухой остаток, что означает меньшие потери нефти. Деканторная центрифуга представляет собой цилиндрический/конический барабан с достаточно большим соотношением длины к диаметру. Характерной особенностью является наличие винтового конвейера, помещенного внутри барабана для непрерывного удаления отсепарированных примесей. Нефтешлам подается в цилиндрическую секцию, где он формирует слой - отстойник - вокруг стенки. Примеси, будучи тяжелее жидкости, собираются на стенке барабана, с которой они непрерывно удаляются при помощи винтового конвейера и подаются вверх, в коническую секцию - сборник - и наружу через разгрузочные выходы и узкий конец. Результат сепарирования - выделение примесей, высушивание примесей и очищение жидкости - оптимизируется для последующей обработки в трехфазной тарельчатой центрифуге - трехфазная тарельчатая центрифуга. Примеси через равные интервалы времени выбрасываются посредством центробежных сил из сепарирующего участка барабана. Установка работает с такой скоростью, что нефть не может выбрасываться вместе с примесями. В зависимости от состава сырья, машины удаляют мельчайшие частицы, величиной 1 мкм и всю воду из нефти. Основными узлами тарельчатой центрифуги являются насосы с напорным диском и сепарирующий барабан с набором тарелок. Переработанная нефть может быть использована как топливо или как основное сырье для нефтеочистительных предприятий. Пример эффективности переработки нефтешлама с использованием центрифуг Альфа-Лаваль приведен в табл. 11.4. Таблица 11.4 – Эффективность использования центрифуг Альфа-Лаваль Нефть Вода Примеси Всего Исходный нефтешлам Полученная Нефть Водная фаза (переработка) Остаточная фаза (ликвидация) 43000 м3 50000 м3 7000 м3 100000 м3 41900 м3 500 м3 42400 м3 500 м3 45000 м3 45000 м3 600 м3 4500 м3 7000 м3 12100 м3 Приведенный пример показывает высокую степень извлечения нефти из почвы. Методы дренирования почвы и экстракции нефти растворителями при очистке грунтов применяются значительно реже. 4.2. УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО ГАЗА Из утилизируемого попутного нефтяного газа возможно дополнительное производство жидких углеводородов, включая пропан, изобутан, н-бутан, этан и др., служащие сырьем для получения этилового спирта, полиэтилена, полипропилена, ацетона и др. продуктов (рис. 12.1). Однако, значительная часть попутного газа все еще сжигается в факелах. Рисунок 12.1 - Схема получаемых продуктов из утилизируемого попутного нефтяного газа Нефтяной газ – обязательный спутник нефти. В пластовых условиях нефтяной газ находится в нефти в растворенном состоянии. По мере снижения давления и температуры происходит выделение газа из нефти, причем тем интенсивнее, чем медленнее падает температура и быстрее падает давление. Количество попутного нефтяного газа определяется, как произведение объема добытой нефти на газовый фактор, т. е. на содержание в 1 м3 выделившегося нефтяного газа из одной тонны или 1 м3 добытой нефти и отнесенного к стандартным или нормальным условиям. Изменение пластовых условий приводит к изменению газового фактора: он может увеличиваться или уменьшаться. Газовый фактор определяется в лабораторных условиях, когда пробу пластовой нефти доводят до стандартных условий и измеряют количество выделившегося газа. На промыслах применяют двух-, трех- и четырехступенчатую сепарацию нефти. При этом на каждой ступени выделяется определенное количество газа, которое отводится потребителю. Эксперименты показывают, что количество газа в нефти существенно зависит от способа разгазирования. При двухступенчатом разгазировании в нефти остается значительное количество растворенного газа, бензиновых фракций (бутанов, пентанов и гексанов), которые постепенно теряются в резервуарных парках перекачивающих станций. Газовый фактор пластовых нефтей изменяется в довольно широких пределах и может достигать 250 м3/м3. С повышением давления на первой ступени сепарации вязкость остающейся нефти снижается, что указывает на увеличение содержания легких углеводородов в нефти. Использование попутного газа растет с каждым годом. В 1980 г. степень утилизации достигла 68,6 %. Газоперерабатывающие заводы из попутного нефтяного газа получают сухой отбензиненный газ, жидкие углеводороды, газовые бензины и технические газы. Сухой газ чаще всего используют в качестве топлива, а сжиженные газы для химических и нефтехимических производств и как топливо. Нефтяной газ транспортируют по газопроводам при различных давлениях и температурах. Параметры перекачки чаще всего определяются требованиями потребителя. Для транспорта сухого газа достаточно давление 5,5—7,5 МПа, а при закачке в нефтяные пласты давление газа достигает 15—25 МПа. При трубопроводном транспорте попутного нефтяного газа с такими давлениями возможно гидратообразование, которое затрудняет эксплуатацию газопровода. Поэтому необходима предварительная подготовка нефтяного газа по осушке и отбензиниванию. Эти процессы нельзя рассматривать в отрыве от сбора и подготовки нефти, так как объем и качество попутного нефтяного газа определяются условиями работы ступеней сепарации нефти. Поэтому необходимо рассматривать комплексную задачу по подготовке всей продукции скважин к трубопроводному транспорту. 4.2.1. Герметизированные системы сбора нефти и газа В настоящее время разработаны и эксплуатируются различные герметизированные системы сбора нефти и газа. Первая из них, система Бароняна—Везирова, широко применяется на месторождениях Азербайджана и Туркмении. По данной схеме на центральном сборном пункте производится двухступенчатая сепарация нефти и частичное ее обезвоживание; К недостаткам данной системы относится ее сложность. Однотрубная система сбора Татнефтепроекта предусматривает совместное движение нефти и газа на достаточно большие расстояния. В данной системе сбора практически полностью отсутствуют резеовуарные парки, что позволяет резко улучшить автоматическое управление всем процессом. Однако, она не получила широкого распространения из-за отсутствия надежных насосовкомпрессоров. Однотрубная система сбора Гипровостокнефти - дальнейшее развитие системы Бароняна-Везирова. К одной системе подключается до 12 скважин. Давление первой ступени сепарации (0,6 - 0,7 МПа) обеспечивает бескомпрессорную подачу газа на газоперерабатывающий завод. Оставшаяся нефть с растворенным газом перекачивается на центральный пункт сбора, где проходит вторую и третью ступени сепарации. Конечное давление сепарации составляет 0,105 МПа, поэтому для выделившегося здесь газа применяют компрессоры. Отсепарированная нефть поступает на установку комплексной подготовки, где из нефти отбирают воду, соли и производят стабилизацию. Таким образом, при данной системе сбора обеспечивается промысловый транспорт газонасыщенной нефти на расстояния до 100 км по трубам диаметром до 1000 мм, что позволяет значительно снизить энергозатраты за счет снижения вязкости перекачиваемой нефти. Перекачка нестабильной газонасыщенной нефти позволяет при этой системе сбора с начала разработки месторождения утилизировать до 70 % попутного нефтяного газа, а после обустройства нефтепромысла полностью исключить его потери. Недостатком данной системы сбора является большое число пунктов обслуживания, к которым необходимо подводить электроэнергию и подъездные дороги. Поэтому для условий Западной Сибири была разработана и внедрена лучевая система сбора, в основе которой лежит схема Гипровостокнефти. Выкидные линии в этой системе достигают 10 км и более. Обезвоживание нефти может производиться как на площади дожимной насосной станции, так и на площадке центрального пункта сбора. Основное преимущество лучевой системы сбора — размещение замерных устройств на площадке дожимной насосной станции. Рассмотренные системы сбора нефти и газа позволили резко сократить потери попутного нефтяного газа. Наибольшие потери углеводородов происходят из резервуаров при товаротранспортных операциях — особенно от «больших дыханий». Хорошие результаты в вопросе сокращения потерь легких углеводородов дает транспорт газонасыщенной нефти по магистральным трубопроводам. На промысле производится только первая ступень сепарации нефти. Тяжелые газы вместе с нефтью поступают в магистральный трубопровод и транспортируются в пределах одного эксплуатационного участка, т. е. на расстояние до 800 км. Для предотвращения разгазирования нефти в узлах технологической цепочки необходимо поднять везде давление выше давления насыщения. Магистральный транспорт газонасыщенной нефти позволяет: — сократить потери легких углеводородов; — сократить энергозатраты на транспорт нефти за счет снижения ее вязкости при газонасыщении; — сократить металлоемкость сетей за счет уменьшения объема транспортируемого газа; — получить значительный экономический эффект за счет реализации вязкости при газонасыщении; — сократить металлоемкость сетей за счет уменьшения объема транспортируемого газа; — получить значительный экономический эффект за счет реализации газа на конечном пункте нефтепровода. При транспорте газонасыщенной нефти по магистральному трубопроводу малейшие изменения в любом звене цепочки мгновенно отражаются на работе всей системы. Промежуточные насосные станции размещают по трассе трубопровода через каждые 70—150 км. Перекачка производится по системе «из насоса в насос». Конечный пункт нефтепровода располагают вблизи от газо- или нефтеперерабатывающего завода для обеспечения полного использования всей продукции, поданной по трубопроводу. При перекачке газонасыщенной нефти к нефтепроводу предъявляются требования, аналогичные требованиям к газопроводам. Нормальная эксплуатация нефтепровода для газонасыщенной нефти осуществляется следующим образом. Нефть после первой ступени сепарации с остаточным жирным газом проходит через установки по отделению воды и свободного газа и, минуя резервуарный парк, поступает на прием основных насосов. Насосная головного пункта закачивает газонасыщенную нефть в магистраль. По мере ее движения давление постепенно уменьшается и на входе в промежуточную насосную станцию становится близким к давлению насыщения. При этом в нефти может образоваться свободный газ, который отделяется в буферной емкости. Последняя одновременно является и резервуаром-сборником для сброса нефти в случае возникновения гидравлического удара. Таким образом, основное назначение буферной емкости — обеспечение однофазности потока газонасыщенной нефти. Важным является правильное определение объема буферной емкости. Эксплуатация трубопроводов с газонасыщенными нефтями требует большего внимания к вопросам техники безопасности. В случае снижения давления газ, выделившийся из нефти, через неплотности попадает в атмосферу. При концентрации в воздухе газа порядка 1 % при длительном вдыхании наблюдаются признаки отравления обслуживающего персонала. Концентрация углеводородов в воздухе более 2 % образует взрывоопасные смеси. Внедрение технологии трубопроводного транспорта газонасыщенной нефти позволяет обеспечить подачу значительного количества углеводородов на сотни километров от промыслов. Экономическая эффективность оценивается по сравнению с вариантом раздельного сбора и транспорта нефти и газа. 4.2.2. Трубопроводный транспорт газонасыщенной нефти Рассмотренные системы сбора нефти и газа позволили резко сократить потери попутного нефтяного газа. Наибольшие потери углеводородов происходят из резервуаров при товаротранспортных операциях — особенно от «больших дыханий». Обнадеживающие результаты в вопросе сокращения потерь легких углеводородов дает транспорт газонасыщенной нефти по магистральным трубопроводам. На промысле производится только первая ступень сепарации нефти. Тяжелые углеводороды (Сз+выс) вместе с нефтью поступают в магистральный трубопровод и транспортируются в пределах одного эксплуатационного участка, т. е. на расстояние до 800 км. Для предотвращения разгазирования нефти в узлах технологической цепочки необходимо поднять везде давление выше давления насыщения. Магистральный транспорт газонасыщенной нефти позволяет: — сократить потери легких углеводородов; — сократить энергозатраты на транспорт нефти за счет снижения ее вязкости при газонасыщении; — сократить металлоемкость сетей за счет уменьшения объема транспортируемого газа; — получить значительный экономический эффект за счет реализации вязкости при газонасыщении; — сократить металлоемкость сетей за счет уменьшения объема транспортируемого газа; — получить значительный экономический эффект за счет реализации газа на конечном пункте нефтепровода. При транспорте газонасыщенной нефти по магистральному трубопроводу малейшие изменения в любом звене цепочки мгновенно отражаются на работе всей системы. Промежуточные насосные станции размещают по трассе трубопровода через каждые 70—150 км. Перекачка производится по системе «из насоса в насос». Конечный пункт нефтепровода располагают вблизи от газо- или нефтеперерабатывающего завода для обеспечения полного использования всей продукции, поданной по трубопроводу. При перекачке газонасыщенной нефти к нефтепроводу предъявляются требования, аналогичные требованиям к газопроводам. Нормальная эксплуатация нефтепровода для газонасыщенной нефти осуществляется следующим образом. Нефть после первой ступени сепарации с остаточным жирным газом проходит через установки по отделению воды и свободного газа и, минуя резервуарный парк, поступает на прием основных насосов. Насосная головного пункта закачивает газонасыщенную нефть в магистраль. По мере ее движения давление постепенно уменьшается и на входе в промежуточную насосную станцию становится близким к давлению насыщения. При этом в нефти может образоваться свободный газ, который отделяется в буферной емкости. Последняя одновременно является и резервуаром-сборником для сброса нефти в случае возникновения гидравлического удара. Таким образом, основное назначение буферной емкости — обеспечение однофазности потока газонасыщенной нефти. Важным является правильное определение объема буферной емкости. Эксплуатация трубопроводов с газонасыщенными нефтями требует большего внимания к вопросам техники безопасности. В случае снижения давления газ, выделившийся из нефти, через неплотности попадает в атмосферу. При концентрации в воздухе газа порядка 1 % при длительном вдыхании наблюдаются признаки отравления обслуживающего персонала. Концентрация углеводородов в воздухе более 2 % образует взрывоопасные смеси. Внедрение технологии трубопроводного транспорта газонасыщенной нефти позволяет обеспечить подачу значительного количества углеводородов на сотни километров от промыслов. Экономическая эффективность оценивается по сравнению с вариантом раздельного сбора и транспорта нефти и газа. 4.2.3. Использование струйных насосов для утилизации попутного газа на месторождениях Вопрос утилизации попутного газа в нашей стране полностью не решен, не смотря на наличие всего комплекса технологий и оборудования, необходимых для практически полного использования нефтяного газа в нефтегазовом комплексе, а также принципиального решения основных технических и технологических проблем. Дело в том, что стоимость внедрения многих технологий высокая, и срок окупаемости затрат большой. Кроме того, необходимость утилизации попутных газов, кроме экономических интересов, еще обусловливается и предотвращением экологического загрязнения. В Российской Федерации одним из основных условий получения лицензии на разработку нефтяных месторождений является обязательная утилизация 90-95 % попутных нефтяных газов. Наиболее перспективным методом использования нефтяного газа для ряда месторождений может стать его централизованный сбор и переработка на НПЗ. Но для этого потребуются реконструкция некоторых нефтегазодобывающих объектов; строительство и внедрение межпромысловых газопроводов, компрессоров, мультифазных насосов для перекачки газожидкостной смеси до центральных пунктов сбора газа; внедрение установок подготовки и очистки газа от сероводорода; реконструкция ГПЗ со строительством установки сероочистки газа и компрессорной станции. При невозможности централизованного сбора газа на месторождениях попутный газ можно использовать на местах, например, путем внедрения электроагрегатов для выработки электроэнергии, где в качестве топлива будет использован очищенный нефтяной газ. Простой, технологичной и недорогой является установка со струйными насосами для утилизации попутных газов. В качестве примера можно рассмотреть схему, представленную на рис. 12.1. Cтруйные насосы можно использовать для утилизации попутного газа при значительных перепадах его давления в процессе эксплуатации месторождения. В этом случае отпадает необходимость в строительстве дорогостоящих дожимных компрессорных станций, в закупке импортного оборудования и значительных эксплуатационных затратах на электроэнергию, ремонт и обслуживание. Рисунок 12.1. Последовательно-параллельная установка струйных насосов на технологической линии месторождения Кокдумалак: 1 - всасываемый попутный газ; 2 - рабочий активный газ; 3 - струйные насосы; 4 –манометры Например, система струйных насосов и сами насосы прошли лабораторные и опытно-промышленные испытания на крупных насосных станциях Узбекистана. Для эксплуатации на месторождении Кокдумалак струйные насосы соединяются попарно последовательно-параллельным способом (рис. 12.2). Рисунок 12.2. Конструкция струйного насоса: 1 - пружина; 2 - поршень; 3 - подвижная ось; 4 - сопло; 5 - камера смешения; 6 регулирующая игла; 7 - всасывающий патрубок; 8 - напорный патрубок При этом рабочий природный газ по напорному газопроводу подается одновременно в сопла струйных насосов двух ступеней. Под действием кинетической энергии струи во всасывающем патрубке струйного насоса первой ступени создается разряжение, которое в свою очередь обусловливает движение попутного газа по всасывающему газопроводу. Рабочий и всасываемый газы смешиваются в струйном насосе первой ступени. Смесь поступает во всасывающий патрубок струйного насоса второй ступени, во всасывающей камере которой также создается разряжение. Рабочий и всасываемый газы смешиваются в струйном насосе второй ступени, и смесь поступает в магистральный газопровод. В каждом струйном насосе предусмотрена регулирующая игла, соединенная толкателем с подвижной осью, на которой установлен поршень, подпружиненный относительно корпуса. При снижении давления рабочего газа в напорном газопроводе падает давление газа в напорном патрубке и, следовательно, снижается давление газа на поршень. Под действием пружины поршень вместе с осью перемещается в осевом направлении, и игла частично перекрывает сопло, уменьшая площадь его поперечного сечения, что приводит к увеличению скорости рабочего газа и автоматическому восстановлению всасывающих способностей струйного насоса. Данная схема обладает и тем преимуществом, что с подключением третьей ступени она будет работать и при более низком давлении. Для определения области регулирования разработана методика расчета характеристик струйного насоса при изменении внешних рабочих параметров. Проведенные исследования и расчеты показали, что на одной технологической линии УПК можно утилизировать 0,45-0,47 млн. м3/сут., при установке струйных насосов на четырех технологических линиях - 1,80-1,88 млн. м3/сут. попутного газа, или около 670 млн. м3/год. Расчеты также показали, что с 2004 до 2023 г. струйными насосами можно утилизировать 6,5 млрд. м3 попутных газов месторождения Кокдумалак с давлением р = 1,8-2,0 МПа. Следует особо отметить, что данная технология утилизации попутного газа имеет следующие преимущества: снижение отрицательного воздействия на окружающую среду; отсутствие затрат дополнительной энергии извне; использование существующего газопровода для транспортировки; отсутствие необходимости в обслуживающем персонале. В настоящее время проблема утилизации нефтяного газа решаема, но экономически не привлекательна. Для решения этой проблемы наличие соответствующей законодательной базы, которая позволит выработать и принять механизмы экономического стимулирования неэффективных методов угилизации нефтяного газа, включая их в число ресурсосберегающих и экологических проблем. 4.3. ПРИМЕНЕНИЕ ПРОТИВОТУРБУЛЕНТНЫХ ПРИСАДОК Данный способ постепенно находит все более широкое применение. Возможность снижения гидродинамического сопротивления в магистральных нефтепроводах с помощью полимерных добавок ограничивается трудностью производства большого количества искусственных нефтерастворимых полимеров (например, полиизобутилена) и их быстрой деградацией в сдвиговом поле. Поэтому поиски более доступных нефтерастворимых полимеров привели к попытке использовать асфальтены и смолы - продукты, содержащиеся в остатках крекинг-процесса или прямой перегонки нефти. Серия экспериментальных исследований по снижению гидравлического сопротивления в турбулентном режиме проводилась на нефти Самотлорского месторождения и дизельном топливе. В качестве добавок использовались: - асфальтены с молекулярной массой 1320; - смолы с молекулярной маcсой 800; - искусственные смеси асфальтенов и смол в различных соотношениях; - гудрон, представляющий собой смесь тяжелых фракций нефти. Для сравнения использовались добавки полиизобутилена Ефремовского завода с молекулярной массой 10000. В процессе испытаний установлено, что малые добавки асфальтенов и смол (весовые концентрации 0,3 - 1,0 %) снижают гидравлическое сопротивление нефти и нефтепродуктов в турбулентном режиме на 20 – 40 % Результаты проведенных исследований, а также тот факт, что асфальтены и смолы не подвержены деградации, позволили авторам сделать вывод о необходимости дальнейшего изучения предложенного метода, Тот факт, что применение химических депрессаторов получает все более широкое распространение при перекачке вязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов, позволяет сделать вывод о целесообразности и эффективности этого способа. Механизм действия присадок в присутствии ПАВ. Важным в исследованиях явился этап изучения влияние присадок на нефти в присутствии природных ПАВ, в качестве которых в нефтях выступают асфальтосмолистые вещества. Добавка природных ПАВ в раствор парафиновых углеводородов с присадкой изменяет форму кристаллов с ромбической на кольцевые или многогранники неправильной формы с размерами порядка 4—6 мк. Асфальтосмолистые вещества в отличие от присадок блокируют рост кристаллов парафина по ребрам, что предотвращает образование крупных кристаллов парафина. Таким образом, было выявлено, что депрессоры не являются растворителями кристаллов парафина и тем более не изменяют его количества в нефти. Они изменяют размеры, форму и строение частиц дисперсной фазы, создают на поверхности кристаллов парафина энергетический барьер той или иной природы, мешающий их сближению, а это снижает реологические параметры нефтей. 4.3.1. Опыт промышленного применения противотурбулентных присадок В процессе перекачки нефти и нефтепродуктов по трубопроводам значительная часть энергии расходуется на их перемешивание, связанное с наличием турбулентных пульсаций частиц жидкости. Уменьшение уровня этих пульсаций, а значит и уменьшение затрат электроэнергии на перекачку, достигается применением специальных противотурбулентных присадок. Еще в 1946 г. английским химиком Б. Томсоном было открыто явление гашения турбулентности в результате введения в поток малых добавок растворов высокомолекулярных веществ (полимеров). Объясняется оно тем, что длинные цепи молекул полимера вытягиваются вдоль потока и препятствуют развитию поперечных колебаний. В нашей стране первые исследования по уменьшению коэффициента гидравлического сопротивления трубопроводов применением растворов полимеров были выполнены в 1964 г. на кафедре гидравлики МИНХ и ГП им. И.М. Губкина: при введении в воду раствора карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) было зафиксировано уменьшение коэффициента гидравлического сопротивления на 15 ... 20 %. Специалистами ВТИ им. Дзержинского, МИНХ и ГП им. И.М. Губкина и СредАзНИИГаза изучалось влияние полиизобутилена (ПИБ) на турбулентное течение газового конденсата, дизельного топлива и керосина. При скорости течения газового конденсата с добавкой ПИБ марки Opparol равной 5 м/с коэффициент гидравлического сопротивления на 37 % меньше, чем при перекачке без ПИБ. Аналогично при перекачке дизельного топлива со скоростью 3 м/с уменьшение λ составило 25 % для трубы диаметром 10 мм и 17 % когда диаметр трубы равен 15 мм. Это позволило сделать вывод, что при увеличении скорости жидкости в трубопроводе эффективность применения ПИБ возрастает. Под влиянием ПИБ на течение керосина при концентрации ПИБ равной 0,05 % наблюдается уменьшение λ уже при числе Рейнольдса Re = 8000. С ростом Re эффект снижения сопротивления растёт и при Re = 42000 достигает 18 % (рис. 3.1). Достигаемый эффект снижения коэффициента гидравлического сопротивления пропорционален не только числу Рейнольдса, но и молярной массе ПИБ. Поэтому в нефтепродукты рекомендуется добавлять полимеры с кг М 2 10 6 . В этих работах впервые был установлен факт деградации кмоль растворов ПИБ (падение положительного эффекта их применения) при прохождении через центробежный насос (рис. 13.1). В 70-е годы ХХ века в Азербайджанском институте нефти и химии им. Азизбекова была проведена серия экспериментов по изучению влияния высокомолекулярной добавки (гудрона) на турбулентное течение керосина и бинагадинской нефти (вязкостью 28 мПа·с). Смеси прокачивались насосом 3К6 по стальному трубопроводу диаметром 40 мм. В результате опытов было установлено, что при перекачке керосина (Re = 80000) наибольший эффект снижения λ (на 33 %) достигается при концентрации гудрона Сопт, равной 0,6%. Рисунок 13.1– Изменение сопротивления трения от применения добавки ПИБ и времени циркуляции раствора в установке Дальнейшее увеличение концентрации С приводит к росту λ и положительный эффект применения гудрона исчезает (за счет увеличения вязкости жидкости). При малых добавках гудрона в бинагадинскую нефть наибольший эффект уменьшения λ достигался при Сопт = 0,4 %. То есть с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости оптимальная концентрация гудрона уменьшается. Аналогичные эксперименты показали, что при одинаковой концентрации гудрона бoльшее снижение коэффициента гидравлического сопротивления достигался на трубах меньшего диаметра. Чем больше диаметр трубы, тем при бoльших числах Рейнольдса начинало сказываться действие гудрона как добавки, снижающей гидравлические сопротивления. Специалистами ВНИИСПТнефть и Института химии нефти СО АН СССР изучалось воздействие полимерных добавок – полибутадиена (ПБ) и полиизопрена (ПИ) – на турбулентное течение дизельного топлива и реактивного топлива ТС-1. Установлено, что максимальное снижение трения в потоке ТС-1 при добавках ПБ (до 60 %) достигается при концентрации полимера равной 0,05 % массы, а при добавках ПИ (до 70 %) - при концентрации около 0,1 % массы. Максимальная эффективность полимера ПБ в дизельном топливе (уменьшение λ на 50 %) достигается при концентрации 0,01 % массы, что в 5 раз меньше, чем для ТС-1. Следовательно, дизельное топливо является для данного полимера лучшим растворителем, чем ТС. При изучении влияния малых добавок полимеров на эксплуатационные свойства топлив получены результаты, которые представлены в табл. 13.1, 13.2. Таблица 13.1 – Изменение параметров топлива ТС-1 Параметр Плотность при 20 оС, кг/м3 Вязкость при 20 оС, мм2/с Кислотность, мг КОН на 100 мл Температура начала кристаллизации, оС Содержание фактических смол, мг/100 мг Зольность Величина параметров без с требования присадки присадкой ГОСТ 10227-62 776 776 775 1,22 1,25 1,25 0,32 0,32 0,7 -60 -62 -60 Метод испытаний ГОСТ 3900-47 ГОСТ 33-82 ГОСТ 5986-59 ГОСТ 5066-56 0,25 0,28 5 ГОСТ 8489-58 0,0001 0,0001 0,003 ГОСТ 1461-75 Таблица 13.2 – Изменение параметров дизельного топлива Параметр Плотность при 20 оС, кг/м3 Вязкость при 20 оС, мм2/с Кислотность, мг КОН на 100 мл Температура, оС - застывания (не выше) - помутнения (не выше) Зольность Коэффициент фильтруемости Величина параметров без с требования присадки присадкой ГОСТ 4749-73 810 810 не нормируется 4,52 4,55 3,5...6 2,2 2,2 5 -45 -38 1,2·10-4 1,3 -50 -42 1,2·10-4 1,3 -45 -35 0,01 2 Метод испытаний ГОСТ 3900-47 ГОСТ 33-82 ГОСТ 5985-79 ГОСТ 20287-74 ГОСТ 5066-56 ГОСТ 1461-75 ГОСТ 19006-73 Как видно из таблиц 13.1, 13.2, введение присадок для снижения гидродинамического сопротивления не оказывает отрицательного влияния на качество реактивных и моторных топлив. Все их параметры остаются в пределах требований государственных стандартов. Подытоживая результаты лабораторных экспериментов отечественных и зарубежных исследований можно сделать следующие выводы: 1) высокомолекулярные присадки уменьшают гидравлическое сопротивление только при развитом турбулентном течении; 2) положительный эффект снижения λ растёт по мере увеличения числа Рейнольдса и молярной массы присадки; 3) имеется некоторое оптимальное значение концентрации присадки, при котором эффект уменьшения гидравлического сопротивления максимален; 4) после прохождения через центробежные насосы положительное действие присадки резко снижается. Механизм действия присадок. В соответствии с этими закономерностями механизм действия высокомолекулярных (противотурбулентных) присадок представляется таким. В турбулентном потоке жидкости в пристенной области пульсация давления высокой интенсивности создает дополнительное сопротивление. Для маловязких жидкостей величина этой составляющей гидродинамического сопротивления составляет до 80 %. Макромолекулы высокомолекулярной присадки сглаживают пульсации давления в потоке, аккумулируя энергию в виде обратимой упругой деформации. Чем больше молярная масса макромолекул (а, следовательно, чем больше их длина), тем больше энергии они могут аккумулировать. Следовательно, с увеличением молярной массы присадки её эффективность растёт. Можно объяснить существование некоторой оптимальной концентрации присадки следующим образом. Диапазон эффективных концентраций противотурбулентных присадок в жидкостях находится в области разбавленных и умеренно концентрированных растворов. В них макромолекулы представлены отдельными глобулами, изолированными прослойками жидкости-носителя. Рост концентрации присадки выше некоторого критического значения приводит к появлению межмолекулярного взаимодействия, что приводит к увеличению вязкости жидкости и, соответственно, гидравлического сопротивления. При прохождении через центробежные насосы макромолекулы присадки разрушаются и утрачивают способность гашения турбулентности. Впервые в промышленном масштабе противотурбулентная присадка была испытана фирмой "Trans Alaska Pipeline System" (TAPS) в 1979 г. на Трансаляскинском нефтепроводе диаметром 1219 мм. В дальнейшем противотурбулентные присадки успешно использовались и на других нефтепроводах. Проблема дополнительной перекачки нефти с нефтедобывающей платформы фирмы "Shell oil" в Мексиканском заливе, возникшая в связи с ростом добычи нефти, была решена с помощью синтетического полимера, который вводили в нефтепровод в концентрациях от 15 до 30 г/т. В 1986 г. в Пакистане возникла необходимость увеличения пропускной способности нефтепровода длиной 55 км и диаметром 150...250 мм, соединяющего промыслы Дурнал с нефтеперерабатывающим заводом. В качестве конкурирующих были рассмотрены варианты прокладки лупинга и применения противотурбулентной присадки CDR Flow Improver. Более экономичным оказался второй вариант. Введение присадки в поток нефти позволило увеличить пропускную способность не6фтепровода на 30 %. Когда добыча нефти на месторождении Коньяк (США) оказалась выше, чем ожидалось, для обеспечения перекачки дополнительной нефти по 180километровому трубопроводу в поток стали добавлять противотурбулентную присадку в количестве от 15 до 30 г/т. Благодаря этому пропускная способность нефтепровода увеличилась с 17,8 до 20 тыс. т в сутки, т.е. на 12,4 %. Промышленный опыт применения присадки FLO позволит разработать рекомендации по дозировке полимера (г/т), обеспечивающей снижение гидравлического сопротивления на 25 %: - бензин ........................................................................................................... 12 - дизельное топливо ...................................................................................... 13 - нефть месторождения Киркук (Ирак) ....................................................... 15 - нефть месторождения Купарук (Аляска) .................................................. 19 - высоковязкая нефть месторождения Садлерум (Аляска) ...................... 45 - высоковязкая нефть месторождения Ассам (Индия) ............................. 88 Нетрудно видеть, что с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости необходимая концентрация присадки также увеличивается. При проводившихся крупномасштабных экспериментах на ряде действующих трубопроводов были достигнуты ещё более высокие результаты. Так, добавление присадки в количестве 58 г/т к бензину, перекачиваемому по трубопроводу диаметром 150 мм с производительностью 120 м3/ч, позволило снизить гидравлическое сопротивление на 49 %; для трубопровода диаметром 200 мм, по которому перекачивается дизтопливо с производительностью 240 м3/ч, при добавлении присадки в количестве 48 г/т, было достигнуто уменьшение гидравлического сопротивления на 44 %. Примерная себестоимость закачки присадки в трубопровод составляет 2,6$/л. В нашей стране первые испытания противотурбулентной присадки были проведены в 1985 г. специалистами фирмы "Conoco". В промышленных условиях, путем введения добавки CDR-102 на конечном участке трубопровода Лисичанск-Тихорецк диаметром 700 мм, снижалось гидравлическое сопротивление. Введение раствора полимера в трубу сопровождалось монотонным падением давления в точке дозирования (по мере увеличения длины участка, заполненного нефтью, обработанной присадкой). В 1991 г. специалистами ОАО "Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири" и сотрудниками Томского политехнического института (ТПИ) вводилась полимерная присадка "Виол" на конечном участке нефтепровода Александровское - Анжеро-Судженск с диаметром трубы 1220 мм и длиной 69 км. Присадка "Виол" была получена по рецептуре ТПИ в Томском нефтехимическом комбинате и представляет собой 10 % - ный раствор в гептане сополимера альфа-алефинов. До начала эксперимента проводили контрольную перекачку для более точного определения режима работы насосных станций. Перепад давления измеряли с помощью датчиков давления "Минитран", а производительность перекачки - по показанию турбинных преобразователей расхода (ТПР) на коммерческом узле учёта нефти. В процессе эксперимента расход присадки составил около 40 г/т. Через каждый час работы регистрировали следующие параметры: давления насосных станций и в нефтепроводе после узла ввода присадки, взливы нефти в резервуарах в начале и в конце эксплуатационного участка, производительность, плотность и температуру нефти, а также через каждые 2 часа определяли вязкость нефти на конечном пункте. В момент прекращения подкачки присадки "голова" партии нефти, обработанной ею, находилась на расстоянии 61,6 км от узла ввода. В процессе добавления присадки в нефть давление в нефтепроводе на узле ввода плавно уменьшилось с 1,5 до 1,375 МПа. Одновременно производительность перекачки увеличилась с 6063 до 6180 м3/ч, т.е. на 2 % при погрешности измерения с помощью ТПР составляющей 0,15 %. Уменьшение коэффициента гидравлического сопротивления составило 20,8 %. В процессе вытеснения из трубопровода партии нефти, обработанной присадкой, давление на узле ввода плавно увеличилось с 1,375 до 1,54 МПа. В марте 1993 г. был проведён ещё один промышленный эксперимент по применению противотурбулентной присадки "Виол", но уже на нефтепроводе Тихорецк - Новороссийск. Целью эксперимента было изучение влияния полимерной добавки, вводимой на начальном участке трубопровода, на его эксплуатационные характеристики. Упрощенная технологическая схема трубопровода Тихорецк - Новороссийск представлена на рис. 3.4. Трубопроводы диаметром 800 и 500 мм связаны между собой открытыми перемычками. Дозирование присадки "Виол" в количестве около 8 г/т производилось на выходе из Тихорецкой НС в трубопровод диаметром 800 мм в течение 32 ч. "Голова" партии нефти, обработанной присадкой, за это время прошла через Нововеличковскую НС (18 ч.) и Крымскую НС (31 ч.). В ходе дозирования присадки наблюдалось монотонное падение перепада давления на участке трубопровода Тихорецкая-Нововеличковская диаметром 800 мм с 3,9 до 3,3 МПа (рис. 3.5). При этом давление на выходе из Тихорецкой НС понизилось с 4,5 до 4,4 МПа, а давление на входе в Нововеличковскую НС возросло с 0,6 до 1,1 МПа. Одновременно расход нефти увеличился с 3500 до 3730 м3/ч (рис. 3.5). К моменту заполнения участка Тихорецк-Нововеличковская (через 18 ч.) уменьшение гидравлического сопротивления достигло 24 % (рис. 3.6). Заполнение обработанной нефтью следующего участка трубопровода (между Нововеличковской и Крымской НС) к изменению перепада давления не привело. Это свидетельствует о том, что после прохождения через работающие центробежные насосы присадка теряет свою эффективность. В целом, по мнению авторов, присадка "Виол" в технологическом плане практически не уступает зарубежным аналогам. При том, что она стоит примерно в 2,5 раза дороже бензина. Положительный опыт применения противотурбулентных присадок имеется и на ряде других трубопроводов, в частности, на нефтепродуктопроводе Полоцк - Вентспилс, где за счёт введения присадки "Necadd-447" в дизельное топливо Л 02-62 ВС с концентрацией 13,6 г/т производительность перекачки была увеличена с 600 до 732 м3/ч, т.е. на 23,8 %, при одновременном снижении давления на выходе станции на 0,46 МПа. Отмечается также, что опыт 3-х месячного применения присадки позволяет констатировать отсутствие её влияния на качество дизельного топлива, отгружаемого в танкеры. Применение противотурбулентной присадки на "горячем" трубопроводе. Преимущественной областью применения противотурбулентных присадок является перекачка маловязких жидкостей Однако, положительный эффект от их использования имеет место и при перекачке жидкостей достаточно вязких. Подобный опыт накоплен на казахстанском участке нефтепровода Узень-Гурьев-Куйбышев, где ТМ использовалась присадка "FLO-XL ". Зависимость гидравлической эффективности (уменьшение гидравлического сопротивления) от концентрации присадки приведена на рис. 13.2. Видно, что при концентрации 20 г/т уменьшение λ на участке НПС "Индер" – НПС "Б. Чаган" достигало 50 %, а на участке НПС "Б. Чаган" – НПС "Черниговка" – 40 %. В целом применение присадки позволило увеличить пропускную способность нефтепровода с 12,5 до 16,5 млн. т/год; снизить удельные энергозатраты на 10 % и более; получить экономический эффект в размере 28,4 млн. $/год. Полученные результаты относятся к области температур перекачки 30...45 оС, при которых нефтесмеси проявляют ньютоновские свойства. Однако, в области температур ниже 25 оС, когда нефтесмеси ведут себя как вязкопластичные жидкости, применение противотурбулентной присадки дало отрицательный результат: эффективная вязкость и напряжение сдвига обработанных нефтесмесей увеличилось в 2...3 раза по сравнению с необработанными. Рисунок 13.2 – Кривые гидравлической эффективности противотурбулентных присадок FLQ-XL: 1 – участок НПС "Индер" – НПС "Б. Чаган" (■ – эксперимент); 2 – участок НПС "Б. Чаган – НПС "Черниговка" (● – эксперимент) Обобщая опыт промышленного применения противотурбулентных присадок можно сделать следующие выводы: 1) закономерности, выявленные ранее в лабораторных условиях, отмечены и на действующих трубопроводах; 2) после прохождения нефти (нефтепродукта), обработанной присадкой через промышленные насосы, положительное действие присадки полностью прекращается; 3) при введении присадки в жидкости, проявляющие неньютоновские свойства, их реологические параметры ухудшаются, что приводит к увеличению гидравлического сопротивления и пусковых давлений. 4.3.2. Уменьшение энергозатрат на перекачку применением противотурбулентных присадок Оценку ресурсосберегающего эффекта от применения противотурбулентных присадок можно выполнить по мощности. Очевидно, что при неизменном объеме перекачки речь идет об экономии потребляемой электроэнергии. Определим её величину. Пусть первоначально (без присадки) характеристика трубопровода занимала положение 1 (рис. 13.3), а суммарная характеристика всех работающих насосов положение 2. Рисунок 13.3 – Расчетная схема к задаче об уменьшении энергозатрат на перекачку при применении противотурбулентной присадки В этом случае рабочей была точка А, которой соответствовали суммарный развиваемый напор НА и производительность перекачки QА. Энергозатраты на перекачку были равны ρ g QA НА NA , (13.1) ηн где ρ - плотность перекачиваемой нефти; ηн – кпд насосных агрегатов. После введения в поток противотурбулентной присадки характеристика трубопровода займет положение 3. Чтобы сохранить его производительность неизменной, надо отключить часть насосов, в результате чего рабочей станет точка В, которой соответствует суммарный развиваемый напор НВ. Энергозатраты на перекачку при этом равны ρ g QA НВ NВ . (13.2) ηн Следовательно, уменьшение энергопотребления при использовании противотурбулентной присадки равно N NB НA НB Н εN A 1 B . (13.3) NA НA НA Как известно, величины развиваемых напоров могут быть представлены в виде nн nн i 1 n н1 i 1 n н1 i 1 i 1 Н А a i Q 2A в i ; (13.4) Н В a i Q 2A в i , (13.5) где nн – число включенных насосов при работе без противотурбулентной добавки; аi, вi – коэффициенты в напорной характеристике i-го насоса. Таким образом, при применении противотурбулентной присадки экономия электроэнергии достигается уменьшением количества работающих насосов с nн до nн1. Кроме уменьшения энергозатрат на перекачку применение противотурбулентной присадки позволяет: - увеличивать пропускную способность лимитирующих участков действующих трубопроводов; - округлять число перекачивающих станций в меньшую сторону (на этапе проектирования). 4.4. ТЕХНОЛОГИИ ВИБРОВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЬ С ЦЕЛЬЮ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ЕЕ ТРАНСПОРТАБЕЛЬНЫХ СВОЙСТВ Большие проблемы возникают при перекачке высоковязких и парафинистых нефтей из-за высокого гидравлического сопротивления трубопровода. Особенно, если высокопарафинистые нефти в условиях эксплуатации проявляют тиксотропные свойства, т.е., при определенных условиях (низкие температуры, состояние покоя) способны образовывать структуру, при которой происходит потеря текучести. Причиной являются характерные особенности высокопарафинистых нефтей: - высокая температура застывания (до 315 К); - структурирование потока при температурах, близких к температуре застывания, а при дальнейшем охлаждении полная потеря текучести; - высокая адгезия нефти в "застывшем" трубопроводе; - резко изменяющиеся в зависимости от внешних факторов и способа подготовки реологические параметры нефти (предельное напряжение сдвига, вязкость, тиксотропия и т. д.). При транспорте высокопарафинистых нефтей особое место занимает также вопрос откачки нефти из земляных амбаров, которые заполняются при аварийных ситуациях. Попытки подогрева нефтей в амбарах с помощью горячего размыва, трубчатых передвижных подогревателей, циркуляционного, водогрейного и высокотемпературного, электрического способа, трубчатыми низкочастотными виброподогревателями не привели к успеху прежде всего вследствие сложности монтажа и обслуживания, а также в связи с технологическими и энергетическими трудностями при разогреве больших поверхностей и масс нефти. Такие нефти практически невозможно откачать из резервуаров и нефтяных амбаров, так как при низких температурах они превращаются в твердое тело. Вибрация применяется: - в качестве способа воздействия на нефть с целью придания ей транспортабельных свойств. Применение вибрирующих подогревателей увеличивает эффект; - для снижения напряжения сдвига при "страгивании" застывшей нефти в трубопроводе. За счет вибрации стенки трубы уменьшается напряжение сдвига застывшей высокопарафинистой нефти в трубопроводе. При этом разрушение структуры парафина начинается в тонком пристеночном слое, что и способствует сдвигу и началу движения нефти. - как средство разрушения структуры при обработке нефтей, длительно хранившихся и застывших в земляных амбарах и резервуарах. Здесь, в качестве технического решения, позволяющего создавать регулируемые высокие скорости сдвига при виброобработке высокопарафинистой нефти, принято вибросито из проволочной сетки или перфорированного листа. Вибросито обеспечивает двойной эффект: с одной стороны, высокую скорость сдвига в ячейках - средство разрушения структуры; с другой стороны, виброэлемент создает объемную деформацию среды и передает мощность ей в форме вибрационного поля, что также вызывает разрушение структуры и снижение вязкости. 4.4.1. Устройство для нефтехранилищ виброобработки нефти при откачке из Проблема откачки высокопарафинистой нефти из амбаров весьма актуальна, так как длительное хранение нефти в них загрязняет окружающую среду, приводит к ухудшению химического состава и реологических свойств нефти. В первый год нахождения в амбарах нефть теряет более 15 % массы, причем наиболее ценные легкие фракции, что приводит к повышению температуры застывания нефти, увеличению вязкости, возрастанию процентного содержания парафинов и асфальтенов и т. п. Для откачки нефти из земляных емкостей (амбаров) можно применять способ подготовки высокопарафинистых нефтей для перекачки (А.с. 571657) и устройство для его реализации (А.с. 612101). Сущность способа подготовки состоит в том, что нефть подвергают обработке виброситом (рис. 14.1) с частотой колебаний 20 - 250 Гц в течение 30 - 60 с. Размер ячеек вибросита 1,5 8 мм. Рисунок 14.1 – Устройство для откачки нефти из резервуара Вибросита перемещают в нефти. В результате создаются скорости сдвига около 3000 с-1 и более и разрушается парафинистая структура нефти в зоне контакта с ситом. Нефть становится текучей и подается на всасывающий патрубок откачивающего насоса. Такой способ эффективен при температуре нефти и окружающего воздуха на 5 - 10 К ниже температуры застывания нефти. Виброразрушитель в нефти можно перемещать с помощью тросов и лебедок, при этом скорость перемещения выбирают из условия разжижения нефти до состояния, необходимого для откачки насосом. Для увеличения скоростей сдвига следует либо увеличить параметры вибрации, либо уменьшить гидравлический радиус ячейки сита. Вибросито имеет конструкцию в виде полусферы из сетки, при помощи полосовой стали прикрепленной к корпусу вибратора. Опытно-промышленный образец вибросита выполнен из проволочной сетки с ячейкой Rг = 0,75 мм, толщина проволоки 1 мм. Для обеспечения скорости сдвига γв = 3000 с-1 выбраны параметры вибрации: а = 1 мм, n = 125 Гц. В качестве привода вибросита применен пневматический серийный вибратор ИВ-16, который при амплитуде колебаний 0,9—1,25 мм создает частоту 80—130 Гц. Нефть обрабатывали путем многократного (2—10 раз) продавливания через нее вибросита. Скорость перемещения вибросита составляла 0,01—0,02 м/с. Устройство позволило проводить виброобработку нефти при числах Струхаля Sh = 4000…10000, достаточных для поддержания времени тиксотропного восстановления структуры в пределах 2 сут. Впервые натурные испытания опытно-промышленного образца вибросита проводили на экспериментальном амбаре размером 26х13х2 м. Сжатый воздух подавали от передвижного компрессора ЗИФ-55. Давление воздуха 0,4— 0,6 МПа, расход воздуха 0,02—0,03 м3/с. Вибросито перемещали при помощи лебедок. Виброобработке подвергали нефть с температурой застывания 303 К, содержанием парафина 19 %, при температуре 293—302 К. Испытания показали, что данный способ виброобработки высокопарафинистой нефти в целях откачки из амбара пригоден для применения в летних условиях. Виброобработку этим способом успешно применили для откачки нефти из двух амбаров вместимостью по 7000 м3, в которых нефть хранилась около 4 лет. В результате температура застывания ее составила 309 К, структура значительно упрочнилась. Поэтому было принято решение выполнить каркас устройства из трубы диаметром 20 мм и пропускать по нему теплоноситель. Такое виброустройство (А.с. 612101) со змеевиковым подогревателем позволило эффективно обработать амбарную нефть с высокопрочной парафиновой структурой при более низких температурах. Примененная схема виброобработки нефти показана на рис. 14.2. Виброустройство 1 подвешено на тросах 7 четырех лебедок 2, расположенных на бруствере. Пульт 8 управления лебедками также расположен на бруствере, за которым установлены откачивающие центробежные насосы 3, воздушный компрессор 4 для привода вибратора и передвижная паровая установка 5. Воздух и пар для работы вибратора подаются по шлангам 6 (воздуховод и паропровод). Подготовка нефти к откачке осуществляется следующим образом. Включается в работу виброустройство. Перемещение его по поверхности нефти, погружение и подъем (регулирование глубины погружения) проводят с пульта управления лебедками путем попеременного их включения. Привод электродвигателей лебедок реверсивный. Передвижную паровую установку используют, как правило, не более 3 ч в сутки при откачке нефти в две смены. Виброустройство, перемещаясь в нефти, разжижает ее до текучего состояния. В результате в амбаре образуется "траншея" с жидкой нефтью, по которой последняя стекает к приемному патрубку насоса. Рисунок 14.2 - Схема виброобработки нефти в земляном амбаре Виброобработка позволяет откачивать нефть из амбара также в отсутствие интенсивной солнечной радиации (в утренние и вечерние часы) с подачей 10—20 м3 /ч, что в 4—5 раз быстрее, чем при использовании только солнечной радиации. 4.4.2. Устройства для виброобработки нефти в трубопроводе Размеры виброустройств ограничены диаметром трубопровода, по которому перекачивается высокопарафинистая нефть. А режим виброобработки предопределен скоростью перекачки, которая обычно находится в пределах 0,3—1 м/с. Дополнительные необходимые условия - пониженная (ниже точки застывания) температура нефти, поскольку лишь при этом виброобработка эффективна, а также достаточное для перекачки от одного объекта до другого время тиксотропного восстановления структуры после виброобработки. На основе физического моделирования и экспериментальных исследований были разработаны на уровне изобретений устройства виброобработки высокопарафинистой нефти, устанавливаемые внутри нефтепроводов (А.с. 868231, 868232, 868233) . Особенность этих устройств заключается в том, что они состоят из набора сит, каждое последующее из которых позволяет увеличить скорость сдвига, создаваемую предыдущим ситом. При этом скорость сдвига от сита к ситу меняется ступенчато, например от 103 до 5·103 с-1. Кроме того, набор сит позволяет увеличить время виброобработки. Сита можно выполнять в виде сферы (или полусферы) и другой формы. Более простым в изготовлении является устройство, показанное на рис. 14.3. Сита выполнены из сетки с размером ячеек 6—8 мм. Для ступенчатого уменьшения живого сечения ячеек от сита к ситу в арифметической прогрессии сита смещены одно относительно другого в поперечной плоскости. Каждое последующее сито установлено с поворотом относительно предыдущего на 10—35°. Все сита закреплены на одном многозвенном виброшатуне 2, выполненном в виде колец. Виброшатун приводится в колебательное движение при помощи эксцентриков 5, закрепленных на приводном валу 9. Рисунок 14.3 - Схема устройства для виброобработки нефти в трубопроводе: 1 — виброустройство; 2 — виброшатун; 3 — ведущее звено виброшатуна; 4, 8 — втулки; 5 - эксцентрики; 6 - шпильки; 7 - гайки; 9 - вал; 10 - трубопровод; 11 - лазы При увеличении числа сит возрастает время и эффективность виброобработки. Но вместе с этим растет гидравлическое сопротивление. Вибросита кольцевые. При увеличении диаметра нефтепровода возможна организация перекачки нефти в структурном режиме с центробежным ядром застывшей нефти. Для этой цели разработано устройство, в котором все сита выполнены в виде колец. В этом устройстве виброобработке подвергается не весь поток, а только пристенный слой толщиной, равной ширине колец сита. Следует заметить, что на практике при перекачке нефти при больших давлениях надежность проволочных сит невысока. Более целесообразным является применение стальных дырчатых листов толщиной не менее 3 мм. Вибросита цилиндрические. Для увеличения времени виброобработки и снижения гидравлического сопротивления самого вибросита при обработке нефти в тонком пристенном слое целесообразным будет устройство (А.с. 1158817), в котором сито выполнено в виде тела вращения (длинного цилиндра). В этом устройстве вибрация на сито передается от вибратора, закрепленного на наружной поверхности трубопровода, через стенку трубопровода и амортизаторы. Длина цилиндрического сита может составлять десятки метров. При этом высокопарафинистая структурированная нефть, продавливаемая по трубопроводу при температуре ниже или порядка застывания, испытывает в пристенном слое двойное воздействие — от поверхности трубопровода и сита, Гидравлическое сопротивление такого устройства значительно меньше, так как загромождение живого сечения трубопровода незначительно, а степень разрушения структуры и снижения вязкости в пристенном слое больше за счет увеличения зоны контакта нефти и сита. Вибросита в потоке нефти. Сотрудники Куйбышевского политехнического института совместно с инженерами управления приволжскими магистральными нефтепроводами разработали техническое задание и технические условия на устройство виброобработки высокопарафинистой нефти в потоке для магистрального нефтепровода диаметром 700 мм (рис. 14.4). Четыре кольцевых вибросита 7 устанавливают внутри катушки с фланцами 5. Привод осуществляется от электродвигателя 1 взрывобезопасного исполнения типа ВАО-62-2, установленного на специальной раме-кожухе.3, которая при помощи муфты 2 соединяется с приводным валом 4 кольцевых сит. Последние изготавливают из перфорированного листа толщиной 6 мм. Эксцентрик 8 вала приводит в возвратно-поступательное движение вдоль потока раму и сита. Размер ячеек уменьшается от сита к ситу от 12 до 4 мм. Все сита жестко закреплены на рамешатуне и между собой при помощи шпилечных, болтовых и сварных соединений. Сита устанавливают в трубопроводе 6 с зазором 3 мм от внутренней поверхности катушки. Рамы с ситами монтируют на четыре подвижных рольганга, по которым она и совершает возвратно-поступательное Рисунок 14.4 - Схема устройства для виброобработки высокопарафинистой нефти в потоке для магистрального нефтепровода Рисунок 14.5 - Схема устройства для вибрации участка трубопровода движение вдоль потока. Устройство устанавливают на обводной линии магистрального нефтепровода. Виброустройства для разрушения пристеночного слоя. Для виброобработки пристенной зоны трубопровода с застывшей высокопарафинистой нефтью было разработано устройство (А.с. 932096), в котором осуществляется вибрация самого трубопровода (волновода), (рис. 14.5). К волноводу 1 под некоторым углом (10 - 90°) жестко прикреплены фланцы 2 с отверстиями и кольцевой коллектор 3 с изогнутыми в радиальном направлении соплами 4. Сжатый воздух подается в коллектор по патрубку 8. Коллектор и фланцы закрыты обоймой 5, в которой движется полый шарик 6 с отверстиями. Ось отверстия шарика смещена относительно его центральной оси, что обеспечивает упругие колебания, которые передаются от обоймы к волноводу (трубопроводу). Фланцы крепят к обойме при помощи болтов 7. Оси сопел наклонены к оси волновода под углом в направлении выхода воздуха и изогнуты так, чтобы обеспечить максимальное давление на шарик. Зазор между наружной кромкой сопла и поверхностью беговой дорожки обоймы на 2—3 мм больше диаметра шарика. Устройство работает следующим образом. Сжатый воздух под давлением 300—500 кПа подается по патрубку 8 в канал кольцевого коллектора 3 через сопло 4 и приводит в движение полый шарик 6, который одновременно вращается как вокруг собственной оси, так и вокруг волновода 1, перемещаясь по обойме 5. Упругие колебания, возникающие в обойме 5, носят ударный характер, обусловливаемый как высокой скоростью перемещения и вращения шарика, так и смещением его центра тяжести. Колебания передаются на волновод. Вибровоздействия разрушают кристаллическую решетку застывшей высокопарафинистой нефти в пристенном слое и резко уменьшают ее вязкость. Колебания трубопровода способствуют также уменьшению структурообразований и парафинистых отложений в зоне вибровоздействий. Эффективный диапазон частот устройства находится в пределах 200—800 Гц, амплитуда колебаний в пределах 10—600 мкм. На промышленных трубопроводах были испытаны пневматические виброустройства, серийные дебалансные вибраторы с электроприводом типов ИВ-19, ИВ-21, ИД-91 -IV и глубинные типа ИВ-47. Виброустройства были установлены и прошли опробование на различных объектах: - на трубопроводе диаметром 168 мм при откачке нефти из нефтехранилища; - на вводных и выводных участках печей подогрева нефти; на подземном трубопроводе диаметром 462 мм и длиной 2600 м; - на надземном трубопроводе диаметром 529 мм и длиной 2000 м. Замеры показали, что распространение колебаний по длине подземного трубопровода диаметром 462 мм незначительно: амплитуда колебаний трубопровода при удалении от места установки вибратора на 100 м снизилась с 80 до 40 мкм, а частота — с 390 до 200 Гц. По надземным трубопроводам вибрация распространяется с меньшим затуханием на большие расстояния: амплитуда на расстоянии 2000 м от места установки вибратора снизилась с 960 до 360 мкм, а частота колебаний практически осталась на прежнем уровне. Давление сдвига на трубопроводах при вибрации снижаются в несколько раз. Проводили опытные пуски застывших нефтепроводов печей подогрева нефти Г9П02В после длительной остановки при температуре окружающей среды, на (20—40) К меньшей температуры застывания нефти. На вводах в печь были жестко установлены при помощи специальных ложементов и хомутов серийные вибраторы типа ИВ-47. Давление сдвига, осуществляемое работой топливных насосов, при температуре наружного воздуха 263 К за счет вибрации снижалось с 490 до 130 кПа. Недостатком описанных выше устройств виброобработки нефтей является то, что они представляют собой дополнительные элементы оборудования нефтепроводов. Кроме того, в некоторых из устройств накладывается вибрация на трубопровод, что снижает надежность самого трубопровода. Механическое разрушение структуры. С целью повышения надежности трубопровода целесообразным следует признать устройства для разрушения структуры среды (нефти) без дополнительной вибрации, а лишь созданием высоких градиентов скорости (скорости сдвига), и по возможности с использованием установленного оборудования. Как показывает опыт, насосы, перекачивающие высокопарафинистую нефть при пониженных температурах, сами разрушают структуру нефти, снижая ее вязкость. Применением дополнительных сит (решеток) в насосах можно увеличить эффект разрушения структуры. Повышение эффективности диспергирования при перекачке высокопарафинистых нефтей обеспечивается центробежным насосом. В этом насосе на входе и выходе рабочего колеса установлены перфорированные кольца, а в отводе - перфорированные перегородки. При окружных скоростях, которые обычно имеют место в центробежных насосах, можно создать градиенты скорости в ячейках перфорации колец ≥ 104 с-1. Проведенный анализ и промышленные эксперименты на объектах магистрального нефтепровода Узень-Гурьев-Куйбышев показывают, что применение способа и устройств виброобработки при снижении температуры подогрева нефти (в идеале - отказ от подогрева) может дать значительный экономический эффект, выражающийся в экономии ценного сырья – перекачиваемой нефти. 4.5. РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА Современное состояние трубопроводного транспорта в России определяется не только снижением объемов финансирования и капитальных вложений в отрасль, но и недостатком технологий и стандартов, регламентирующих режимы работы в осложненных условиях сооружения и эксплуатации. Для трубопроводов, работающих в неизотермических режимах, проложенных в северных обводненных грунтах и заболоченных территориях Сибири, а так же районах многолетнемерзлых грунтов Крайнего Севера в создавшихся условиях проблема эффективной технологии эксплуатации с одновременным соблюдением требований экологической безопасности встает особенно остро и является актуальной. 4.5.1. Необходимость обеспечения сохранности экологической системы в районах прохождения трассы магистрального нефтепровода При освоении газонефтеносных провинций Крайнего Севера и шельфовых акваторий мы сталкиваемся с проблемой необходимости сохранения необычной окружающей среды и, в первую очередь, вечномерзлых грунтов. Трубопроводы оказывают постоянное влияние на природную среду, как во время строительства, так и в течение всего периода эксплуатации. Строители трубопроводов и газодобытчики, при освоении газовых месторождений Тюменского Севера, районов Обской губы и полуострова Ямал столкнулись с проблемой транспортировки газа в условиях вечной мерзлоты. Традиционные способы оказались неприемлемы. Очевидной стала необходимость сохранять в ненарушенном тепловом состоянии окружающий массив грунта при эксплуатации трубопроводов, так как растепление грунтов приводит к необратимым отрицательным последствиям. Охлаждение углеводородов перед закачкой в трубу позволяет, с одной стороны, решить эту проблему, но с другой – ставит проблемы иного плана: 1. До какой температуры охлаждать и с какими скоростями перекачивать углеводороды, чтобы теплосодержание перекачиваемой среды и тепло трения, которое неизбежно увеличивается с повышением вязкости, привести в определенное соотношение, при котором зона теплового влияния трубопровода будет минимальной? 2. Как обеспечить стабильность системы трубопровод – грунт во времени, а осадки и выпучивания трубопровода свести к минимуму? 3. Как, учитывая требования экологической безопасности, обеспечить одновременно перекачку с минимальными затратами, т.е., в оптимальном варианте? 4. И наконец, как учесть в расчетах на этапе проектирования неоднородность и анизотропность (зависимость свойств среды от направления) необычайно сложных по свойствам и составу грунтов Западно – Сибирского региона и Крайнего Севера, прогнозировать их состояние и предотвратить деструкцию многолетнемерзлых формирований в результате техногенного воздействия? Рассмотрим технологию эксплуатации магистрального трубопровода в районах многолетнемерзлых грунтов при условии сохранности окружающей среды. Технология является ресурсосберегающей и отвечает экологическим требованиям, так как позволяет предотвратить прогрессирующее таяние подстилающих грунтов и поддерживать размеры талика в допустимых пределах R0min...R0max.. При этом повышается устойчивость магистрального трубопровода в экстремальных условиях Крайнего Севера и надежность его эксплуатации. Открытие на территории Западной Сибири нефтегазовой провинции привело за короткий срок к созданию крупной топливно-энергетической базы страны. Одновременно с освоением территорий и эксплуатацией нефтегазодобывающих и транспортных комплексов были выявлены недостатки существующих технологий, а в ряде случаев и неприемлемость их реализации в районах Крайнего Севера, сформированных вечномерзлыми, многолетнемерзлыми и сезоннооттаивающими грунтами. Интенсивное освоение районов Севера оказывает значительное воздействие на окружающую среду, нарушая экологическое равновесие, т.к. в результате поднятия на поверхность земли и транспорта нефти и конденсата высвобождается огромное количество тепла. Прикидочный расчет показывает, что данное тепловыделение соизмеримо с естественным радиационным балансом и количеством тепла, приходящего изнутри земного шара к поверхности. Внутриземной тепловой поток невелик и в районе Западно-Сибирской низменности составляет примерно 0,06 Вт/м2, что соответствует (1...3)106 Дж/(м2год). Радиационный среднегодовой тепловой поток для данного региона в тундре составляет 26,6 Вт/м2. Можно прикинуть, чему равно дополнительное тепловыделение? Например, при добыче нефти порядка G=400млн. т/год с теплоемкостью c = 2000 Дж/(кгC), охлаждении ее на t = 40 С и при условии, что тепло распределяется на площади районов нефтедобычи и прохождения трасс нефтепроводов, занимающей примерно 109 м2, будет равно: 400 109 2000 40 1,01 Вт/м 2 . Gct = 9 10 8760 3600 Сопоставляя приведенные цифры, согласно которым дополнительное тепловыделение в 1,01/ 0,06 ≈ 17 раз превышает внутриземной тепловой поток, можно отметить, что такого количества тепла вполне достаточно, чтобы изменить сбалансированность тепломассообменных процессов на поверхности земли. Положительный теплооборот на поверхности земли приводит в местах сооружения коммуникаций к прогрессирующему таянию подстилающих многолетнемерзлых грунтов. При больших площадях освоения это может привести к необратимому нарушению экологического равновесия не только Западно-Сибирского региона, но и связанных с ним территорий ЕвроАзиатского континента. Считается, что опасным является антропогенное тепловыделение в пределах 1% от потока солнечной энергии, накапливаемой и рассеиваемой в атмосфере. Как видно, даже столь грубая прикидка, по минимуму, когда мы вовсе не учитываем колоссальное тепло, получаемое при сжигании нефти и топлив в ходе производственно-хозяйственной деятельности, показывает, что фактическое тепловыделение значительно превышает 1% и составляет не менее (1,01/26,6)100=3,8%. Последствия активного освоения нефтегазоносных районов незамедлили сказаться. Многолетние наблюдения показали, что в западно-сибирской тундре в результате хозяйственной деятельности человека идет естественный процесс отступления северной границы лесов вследствие заболачивания равнинных участков. В литературе приводятся многочисленные факты катастрофических последствий, связанных с растеплением грунтов, эрозией почв, солифлюкцией, заболачиванием территорий и т.п. явлениями. В связи с этим, в последние годы все больше говорится о недопустимости искусственной деградации мерзлоты в районах прохождения магистральных трубопроводов, расположения насосных станций и т.д. Практика проектирования и эксплуатации Транс-Аляскинского нефтепровода, отечественных трубопроводов Тюменской области и Крайнего Севера свидетельствует о необычайной сложности сопутствующих явлений и несомненной актуальности проблемы ограничения прогрессирующего таяния многолетнемерзлых грунтов в районах прохождения трасс. 4.5.2. Ограничение ореола протаивания мерзлых грунтов вокруг трубопровода При сооружении коммуникаций в районах мерзлоты нарушается естественное тепловое равновесие, вследствие чего происходит протаивание подстилающих грунтов и осадка сооружений. Укладка трубопровода сопровождается нарушением целостности мерзлого массива. В период эксплуатации трубопровод оказывает тепловое воздействие на окружающую среду. Поэтому прокладку трубопровода в районах мерзлоты следует рассматривать как грубое нарушение сбалансированности теплообмена. Даже в том случае, когда температура трубопровода не отличается от температуры прилегающего грунта, происходит изменение гидрологического режима, наблюдается барражный эффект, дренажный, а следовательно, происходит нарушение условий тепломассообмена поверхностного активного слоя массива грунта. Поэтому способ эксплуатации магистральных трубопроводов в многолетнемерзлых грунтах, должен быть не только энергоресурсосберегающим, но и экологически чистым, безопасным. Для этого необходимо выполнение следующих условий: выполнение требования экологической безопасности окружающей среды, т.е. ограничения ореола протаивания под трубой; предупреждение защемления трубопровода в буграх пучения, что снижает риск аварийных ситуаций е повышает надежность; оптимизации, из условий минимума затрат; соответствие параметров магистрального трубопровода нормам технологического проектирования. Управляя процессом тепломассообмена, можно поддерживать постоянным нулевой теплооборот на поверхности массива, т.е. восстановить нарушенный радиационно-тепловой баланс и обеспечить экологическое равновесие. Рассмотрим уравнение радиационно-теплового баланса в ненарушенном тепловом состоянии грунта, которое представляет собой равенство прихода и расхода тепла на поверхности массива: q п q р q об q л q к q и , (15.1) где: qп - тепловой поток в почву; qр - поток солнечной радиации; qоб- источники (стоки) тепла; qл - лучистый поток за счет излучения поверхности; qк - конвективный поток от поверхности в воздух; qи - теплота, обусловленная испарением. Знаки в уравнении (15.1) соответствуют дневному периоду летнего сезона. В ночное время тепловые потоки qк и qл, могут иметь противоположную направленность, а qp=0. Преимущественное направление теплового потока qп в летний период – к поверхности земли, в холодный зимний – наоборот, от земли в атмосферу. С точки зрения сохранения окружающей среды необходимо обеспечить сбалансированность тепловых потоков на поверхности массива и после укладки трубопровода. Для этого необходимо, чтобы ход изменения температуры поверхности деятельного слоя грунта остался прежним. Иными словами, тепловой поток от стенки трубы в грунт qтр не должен достигать поверхности грунта. Это возможно в том случае, если qтр qфп (теплоты плавления льда, равной теплоте фазовых переходов), т.е. когда теплота, теряемая жидкостью при ее транспортировке по трубопроводу, полностью затрачивается на фазовые превращения qфп при продвижении границы протаивания-промерзания грунта вокруг трубопровода. В данной постановке задачи удельный тепловой поток от трубы в грунт меняется в течение года, находясь в пределах: qmin...qmax. При этом ореол протаивания будет увеличиваться в летний период и уменьшаться в зимний, оставаясь в пределах D0min...D0max (рис. 15.1). Рисунок 15.1 – Схема подземного трубопровода с регулируемым ореолом протаивания Таким образом, путем регулирования тепловых потерь q можно поддерживать талик вокруг трубопровода в допустимых пределах. При этом отмечается два положительных момента: -ограничение по D0max талой зоны обеспечивает сохранность окружающей среды, т.е. грунт по массиву остается мерзлым; -ограничение по D0min талой зоны исключает возможность разрыва трубы вследствие морозного пучения грунта, т.к. трубопровод в талом грунте потенциально подвижен. Практика показывает, что защемление трубы при морозном пучении ведет к деформациям трубопроводов и порывам. Величину теплопотерь можно регулировать путем изменения расхода Q или температуры t перекачиваемой нефти, меняя тем самым и тепло трения (которое разогревает нефть). Так как в условиях мерзлоты перекачка возможна только при температурах, близких к 0С, то в уравнении теплового баланса для участка трубопровода длиной dz, тепло кристаллизации парафина не учитываем: Qcdt KD( t t e )dz Qgidz , (15.2) где: Q - объемный расход; , c - плотность и удельная теплоемкость нефти; t - температура нефти; К - коэффициент теплопередачи; D, z - внутренний диаметр и координата длины трубопровода; i - гидравлический уклон; te - температура грунта на глубине заложения оси трубопровода в ненарушенном тепловом состоянии, te = Те – 273,15. При определенном сочетании параметров (относительно низкие температуры при значительных скоростях перекачки и т.п.) возможна ситуация, когда потери тепла равны тепловыделению вследствие вязкого трения. Перекачка в этом случае характеризуется изотермичностью течения при температуре t = const, превышающей температуру окружающей среды, t te. Левая часть уравнения (15.2) равна 0, т.к. dt = 0. Именно этот режим можно считать целесообразным в условиях мерзлых грунтов по следующим причинам. Во-первых, изотермическая перекачка является экономически выгодной. Во-вторых, температуры перекачки, определенные с учетом тепла трения ожидаются невысокие, превышают температуру грунта te всего лишь на несколько градусов. В третьих, эксплуатация трубопровода при невысоких положительных температурах со стабильным тепло-гидравлическим режимом, при котором ореол протаивания невелик, регулируется и не выходит за допустимые пределы R0min...R0max, отвечает требованиям экологической безопасности. Специальным подбором параметров перекачки можно добиться также стабильности температурного режима во времени, несмотря на изменение климатических условий. Процесс теплообмена в таких условиях можно рассматривать как квазистационарный, а расчет вести по формулам стационарного режима. 4.5.3. Регулирование теплообмена магистрального нефтепровода с многолетнемерзлым грунтом Очевидно, что фактор сохранности экологической обстановки в районах многолетнемерзлых массивов должен рассматриваться как наиважнейший, когда речь идет о сооружении и последующей эксплуатации крупнейших промышленных сооружений, какими являются магистральные нефтепроводы. Данная задача осложняется тем, что несмотря на соблюдение экологических требований, техническое решение должно обеспечивать минимум затрат на перекачку, т.е. должно быть оптимальным. Исследования показали, что чем ближе температурный режим перекачки к изотермическому, тем экономичнее рассматриваемый вариант перекачки. Минимум затрат соответствует варианту изотермической перекачки с балансовой температурой tбал, превышающей температуру te окружающей среды. Такую перекачку можно организовать, используя тепло трения. При этом, сбалансированность теплообмена достигается при такой производительности трубопровода Q и температуре перекачки tбал = const, при которых все тепло, регулярно выделяющееся по мере следования нефти по трубопроводу, будет затрачиваться на фазовые превращения в прилежащем грунте: qтрен.=q=qф.п., (15.3) При таком способе перекачки обеспечивается постоянство температуры по длине трубопровода. Следовательно, вдоль трубопровода одинаковы размеры ореола протаивания, температурные напряжения и прочие параметры. Труба оказывается равнопрочной в каждом сечении, что согласуется с требованием к надежности системы магистрального трубопровода. Для северных регионов, где возможны случаи морозного пучения грунтов и осадок, это чрезвычайно важно. Трубопровод, эксплуатирующийся в регулируемом режиме, при котором размеры талика не выходят за допустимые пределы, становится более надежным. Таким образом, способ сбалансированного теплообмена как нельзя лучше подходит для трубопроводов, прокладываемых в многолетнемерзлых грунтах. Кроме того, управляемая система в условиях Крайнего Севера более надежна и перспективна. Данный эффект регулирования достигается необычным, но простым способом: за счет сдвига по фазе колебаний радиуса R0 ореола протаивания по отношению к температуре грунта te. Температура грунта te в ненарушенном тепловом состоянии на глубине заложения оси трубопровода меняется в течение года по периодическому закону (рис. 15.2), который хорошо аппроксимируется выражением: te = te'+te"cos(-), (15.4) где: te', te" - среднегодовое значение и амплитуда колебания температуры te; = 2/12 - если время отсчитывается в месяцах; - сдвиг по фазе на начало отсчета в (15.4). Изменение радиуса протаивания задается периодическим законом: R 0 R 0 R 0 cos( ) , (15.5) где: R 0 0,5( R 0 max R 0 min ) ; R 0 0,5( R 0 max R 0 min ) ; α – сдвиг по фазе на начало отсчета. На основании (15.5) задается и скорость перемещения границы протаивания - промерзания: dR 0 R 0 sin( ) . d (15.6) Таким образом, для случая управляемого процесса закон изменения скорости перемещения границы протаивания dR0/d задан. Величину радиуса протаивания R0 можно поддерживать в течение года в допустимых пределах R0min...R0maх. Можно "остановить" границу протаивания, задав R0" = 0, что равнозначно условию R0 = const. По выражению (15.7), которое получено на основании (15.3), можно определить допустимую температуру грунта, примыкающего к поверхности трубы (при отсутствии теплоизоляции вместо радиуса теплоизоляции Rиз в уравнении (15.7) учитывается наружный радиус трубы Rтр): Рисунок 15.2 – Изменение температуры грунта на глубине заложения нефтепровода Тарасовская - Муравленковская Wс Wн dR 0 м tе R0 R0 t из t из ( ) 0 ln 2 H W 1 d т R из . с R 0 ln R 0 (15.7) где - удельная теплота плавления льда; 0 - объемная плотность мерзлого грунта; Wн, Wc - содержание незамерзшей воды и суммарная влажность; т , м - соответственно коэффициенты теплопроводности талого и мерзлого грунта; Rтр, Rиз – соответственно наружный радиус трубы и изоляционного покрытия. Температура на границе талой и мерзлой зоны условно принята равной 0С. При наличии снежного покрова H H 0 сн м по Андрияшеву, где сн, сн сн - толщина снежного покрова и коэффициент теплопроводности. Наименьшие колебания параметров перекачки будут наблюдаться у нетеплоизолированного трубопровода, обладающего минимальной тепловой инерцией. Покажем, что колебания в режимах перекачки можно свести к "0". На рис. 15.3 приведены результаты расчета примера эксплуатации подземного нефтепровода при "остановленной" границе протаивания R0 = const. Рисунок 15.3 – Регламент эксплуатации нефтепровода при R0 = 0,96 м = const. Исходные данные к примеру: D=1,2м; Dтр=1,22м; Н0=1,32м; 20=9,1310-6м2/с; u=0,1С-1; =854кг/м3; т=1,7Вт/(мС); м=2,1Вт/(мС); 0=1800кг/м3; =336кДж/кг; temax=-2C; temin=-4C; R0=0,96м; =0; r=1; iлд=0,2; льдистость iлд=(Wc–Wм)/(Wc+1). Из графика видно, что в данном случае колебания производительности по отношению к среднегодовой достигают 18%. Минимальное значение ее приходится на теплый летний период. Максимальное - на самый холодный месяц. Технологически такой вариант эксплуатации осуществим, если нефть имеет незначительную крутизну вискограммы, а промыслы обеспечат регламент по производительности. Путем регулирования можно обеспечить и постоянство производительности нефтепровода в течение года, т.е., Q = const, t = const. Стабильность гидравлического режима, т.е. постоянство производительности Q и температуры перекачки t в течение годового периода может быть достигнута путем соответствующего подбора параметров и R0". 4.5.4. Гидравлический расчет нефтепровода с учетом тепла трения при сбалансированном теплообмене Теплогидравлические режимы нефтепровода описываются дифференциальными уравнениями, решение которых для случая изотермической перекачки с температурой t = tбал > tе, полученное Л.С. Абрамзоном, устанавливает связь между температурой перекачки t и параметром диссипации Пд. П д um( t t e )e um( t t ) , umrgi e Q Пд . КD e где (15.8) (15.9) Отсюда видно, что параметры Q и t взаимосвязаны: Q КD t t e um t t e e , r gi e (15.10) где: u - крутизна вискограммы; m - коэффициент в формуле Лейбензона, зависящей от режима течения жидкости; r - радиальный градиент температуры; ie - гидравлический уклон, условно определяемый по температуре te для данного трубопровода. Величины r и ie определяются по стандартным методикам курса "Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов". Коэффициент теплопередачи можно считать по формуле (15.11) с учетом теплопередачи в талом и мерзлом массиве R тр 1 1 1 1 R 1 R 1 2H ln ln из ln 0 ln КD 1 D 2 м R 2 из R т р 2 т R из 2 м R 0 . (15.11) Сопрягая полученное решение "внешней" задачи теплообмена (15.7) с решением "внутренней" задачи (15.10) и, аналогично, принимая за целевую функцию выражение Q=Qmax-Qmin , (15.12) получаем возможность минимизировать колебания производительности. Соответствующая программа REGL позволяет также осуществить поиск оптимального варианта и выполнить расчет основных параметров перекачки с выходом на регламент эксплуатации магистрального трубопровода при условии ограничения ореола протаивания по (15.5). Если при минимизации целевой функции Q достигнут уровень Q=0, то это значит, что в течение года производительность трубопровода не меняется. 4.5.5. Регламент эксплуатации магистрального нефтепровода Тарасовская – Муравленковская при условии сохранности окружающей среды Вследствие выделения тепла трения при транспорте нефти по трубопроводам, температура перекачки всегда превышает температуру грунта, окружающего трубопровод. Температура нефти может повышаться к концу трубопровода на несколько градусов. Для трубопроводов, пролегающих в многолетнемерзлых грунтах, этот фактор имеет особо важное значение. Например, если температура грунта на глубине заложения трубопровода -1...-2С, что характерно для северных нефтеносных районов России, повышение температуры нефти вследствие выделения тепла трения даже на 2...3С приведет к образованию ореола протаивания и нарушению экологического равновесия в районе прохождения трассы. Обычно процесс протаивания грунта под трубой носит прогрессирующий характер. Но путем регулирования, как показано выше, зону протаивания можно ограничить и перекачку организовать при условии сохранности окружающей среды. Режимы эксплуатации магистрального трубопровода, при которых обеспечивается сбалансированность теплообмена, реально осуществимы. Радиус протаивания поддерживается в допустимых пределах и меняется от R0max до R0min. Сезонные колебания температуры воспринимаются только грунтом и гасятся за счет фазовых превращений в промерзающем - протаивающем грунте. Сбалансированность потоков тепла обеспечивается за счет колебания радиуса талой зоны. Тепловая инерция грунта обеспечивает возможность сдвига по фазе этих колебательных процессов. При таких условиях температура нефти положительная, но ограничена. Ее величина определяется расчетом. Вдоль оси трубопровода температура не меняется, а устанавливается постоянной за счет того, что количество выделяемого тепла трения равно теплу, уходящему в грунт от трубы. Тепло в грунте полностью затрачивается на фазовые превращения на границе протаивания. Процесс теплообмена оказывается сбалансированным по всей длине трубопровода. Если трубопровод нетеплоизолирован, то температура перекачки будет мало отличаться от температуры окружающей среды. Хотя тепловое возмущение невелико, ореол протаивания вокруг трубопровода образуется непременно. Так как протаивание грунта под трубопроводом крайне нежелательно, то следует, по мере возможности, сдерживать его распространение. Если температура закачки нефти в трубу будет равна расчетной температуре tр, то на всем протяжении трубопровода температура будет постоянной. В противном случае появится так называемый начальный участок, на котором происходит стабилизация теплообмена Покажем, что параметры трубопровода в результате минимизации целевой функции Q получаются вполне реальными. Программа REGL прошла апробацию на магистральном нефтепроводе Тарасовская-Муравленковская, при условии ограничения ореолов протаивания в зимний период эксплуатации. С учетом изменения свойств грунтов по трассе было выделено 3 характерных участка (табл. 15.1). Таблица 15.1 Свойства грунтов и перекачиваемой нефти характерных участков нефтепровода Тарасовская - Муравленковская Участок Грунт 1 песок ск, кг/м3 1496 W e, % 20 u, т , м, Вт/(мС) Вт/(мС) 1/С 2,11 2,36 0,0209 40106, м2/с 4,14 , кг/м3 830 2 3 1 2 3 песок супесь песок песок супесь 1370 1356 1496 1370 1356 20 25 20 20 25 1,77 1,40 2,11 1,77 1,40 2,08 1,72 2,36 2,08 1,72 0,0209 0,0209 0,0268 0,0268 0,0268 4,14 4,14 6,05 6,05 6,05 830 830 875 875 875 Изменение температуры грунта на глубине заложения нефтепровода Тарасовская-Муравленковская в ненарушенном тепловом состоянии представлено на рис. 15.2. Грунты вдоль трассы нефтепровода относятся к категории сезоннооттаивающих с островным расположением многолетнемерзлых. Поэтому расчет режимов летнего периода следует считать приближенным. Для удобства анализа расчетных данных обратимся к таблице 15.2, с расчетными параметрами трубопровода, при которых радиус протаивания ограничивается величинами R0max...R0min. Анализ таблицы 15.2 показывает, что на различных участках трассы регламентированные режимы отличаются незначительно. Эксплуатацию нефтепровода можно вести при условии ограничения ореолов протаивания. При средней производительности 0,537м3/с (0,502...0,570) и температуре закачки нефти в трубопровод +6,4С(+5,7...+7,5С) ореолы протаивания на мерзлотных участках не выйдут за допустимые пределы R0 = 0,61...1,09м. Таблица 15.2 Регламент эксплуатации нефтепровода ТарасовскаяМуравленковская, обеспечивающий сохранность окружающей среды Участок Грунт 1 2 3 1 2 3 песок песок супесь песок песок супесь 0, кг/м3 1870 1808 1713 1870 1808 1713 , кг/м3 830 830 830 875 875 875 Q, H, 3 м /с м на 1км 0,570 6,99 0,551 8,04 0,551 6,58 0,531 7,12 0,512 8,20 0,508 7,71 t, С 7,50 5,67 6,15 7,50 5,67 6,15 R0max, м 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 R0min, м 0,61 0,61 0,61 0,61 0,61 0,61 Производительности Q = 0,537м3/с соответствует Q (14...15)млн. т/год. Согласно технологическим нормам на проектирование для нефтепроводов диаметром D = 0,72м рекомендуется производительность 14...18 млн. т/год. Таким образом, режим перекачки и в этом случае, также как и в предыдущем примере, соответствует технологическим нормам. Данный магистральный нефтепровод длительное время эксплуатировался при более высоких температурах, порядка 30С, что привело к прогрессирующему таянию подстилающих грунтов на мерзлотных участках. 4.5.6. Особенности эксплуатации магистрального нефтепровода в режиме, ограничивающем протаивание грунта под трубопроводом Как показали проведенные исследования и анализ литературных данных, состояние нефтепроводов в северных районах в большой степени определяется грунтовыми условиями. Систематизируя материал, можно отметить следующие особенности. 1. Регулирование теплообмена при перекачке нефти по трубопроводу, проложенному в мерзлых грунтах, с целью предотвращения прогрессирующего таяния, требует жесткого соблюдения регламента, в соответствии с которым производительность перекачки и температура нефти не должны выходить за допустимые пределы. Основным условием нормальной эксплуатации является соблюдение регламентированных t = const и Q = const. Опыт начальной стабилизации параметров перекачиваемой среды известен для газа, закачиваемого в трубопровод в условиях Крайнего Севера. 2. Даже при хорошо отлаженной технологии возможно вынужденное отключение насосно-силового оборудования трубопровода. Если для обычных неизотермических трубопроводов время безопасной остановки бо ограничивается лишь ростом гидравлического сопротивления на момент "страгивания", то для трубопроводов, проложенных в многолетнемерзлых и сезоннооттаивающих грунтах, выполнения условия прокачиваемости недостаточно. Дополнительным условием при определении бо необходимо рассматривать условия "несмерзания" талика вокруг трубы t из ( ) t 0 0 C . (15.13) Следует отметить, что условие "несмерзания" талика вокруг трубопровода равноценно условию недопущения отрицательного воздействия бугров пучения на трубопровод. При положительной температуре на поверхности трубы бугор пучения "проплавляется", а труба остается в грунте потенциально подвижной; "защемления", а следовательно, и порыва трубопровода вследствие морозного пучения не произойдет. 3. В талом грунте трубопровод потенциально подвижен и при нарастании в нем напряжений он может менять положение своей оси, "врезаясь, как в масло" в протаивающий грунт. Идущий впереди талик будет растеплять грунт, давая возможность трубе перемещаться и занимать положение, соответствующее минимальным напряжениям. 4. Как меру борьбы с "буграми пучения" можно рассматривать условие ограничения dR/d по величине в период "смерзания" талика. На рис. 15.4 показан характер зависимости величины миграционного потока влаги к фронту промерзания от скорости промерзания грунта. Практика эксплуатации трубопроводов в районах пучинообразования и анализ исследований по этому вопросу позволяет предположить, что в период сезонных подвижек фронта промерзания, когда скорости его перемещения близки к пр.опт (рис. 15.4), возможно чрезмерное подтягивание влаги к фронту промерзания, что в конечном итоге формирует образование ледяных прослоев, линз и бугров пучения в деятельном слое массива. Это замечание относится к сезоннооттаивающим грунтам, которые перемежаются с многолетнемерзлыми грунтами, но в равной степени может быть воспринято и при решении данной задачи. Таким образом, при регулируемом теплообмене скорость продвижения границы протаивания dR0/d не должна превышать критическую скорость промерзания пр.опт. dR 0 п р.к р d . (15.14) "Оптимальная" скорость промерзания пр.опт (оптимальная в том смысле, что при ней создаются наиболее благоприятные условия для миграции и "подтягивания" влаги в зону промерзания, а миграционный поток максимален) составляет (1,9...2,8)10-7м/с. Миграции влаги, а следовательно и формирования бугров пучения не наблюдается при скоростях меньших пр.кр= (0,056...0,110)10-7м/с и превышающих пр.max= (22...42)10-7м/с. Правильно рассчитанный регламент должен обеспечивать безопасные пределы изменения dR0/d. Технология перекачки со сбалансированным теплообменом соответствует требованиям СТО Газпром 2-3.5-051-2006 и позволяет эксплуатировать магистральные трубопровода Крайнего Севера в ресурсоэнергосберегающих режимах. При этом отмечается три положительных момента: –при ограничении ореола протаивания по максимуму (R0max) обеспечивается сохранность окружающей среды, т.е. грунт по массиву остается мерзлым; –при ограничении ореола протаивания по минимуму (R0min) исключается возможность порыва трубы вследствие морозного пучения, т.к. трубопровод в талом грунте потенциально подвижен и равнопрочен по длине; –ограничение скорости перемещения границы протаивания-промерзания, т.е. выполнение условия, можно рассматривать как способ борьбы с буграми пучения. 4.6. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ РАЗРЫВОВ НЕФТЕПРОВОДА ПРИ МОРОЗНОМ ПУЧЕНИИ ГРУНТОВ 4.6.1. Изменение влажности грунта на границе промерзания – как фактор, провоцирующий образование бугров пучения Практика эксплуатации нефтепроводов в районах мерзлых грунтов показывает, что при любом способе прокладки, будь то подземный или надземный, тепловое взаимодействие сооружений с мерзлым массивом неизбежно и, в конечном результате, приводит к изменениям проектных отметок оси трубопровода. При значительных отклонениях от проекта трубопровод теряет устойчивость и может произойти разрыв трубы. Не является надежным даже способ прокладки нефтепровода на промораживаемых опорах, примененный на Транс - Аляскинском нефтепроводе, надземная часть которого достигла 50 % от общей длины трубопровода. Казалось бы, на самых надежных участках трубопровода, с охлаждаемыми фреоном или аммиаком элементами опор, происходили аварии вследствие неравномерного вспучивания грунтов или осадки труб - свай, потери устойчивости трубопроводом и превышения напряжений в стенке трубы сверх допустимых. Способ подземной прокладки значительно проще. Поскольку трубы засыпаются мерзлым разрыхленным грунтом, то в начальный период эксплуатации цементационных связей между трубой и мерзлым грунтом нет. Грунты обратной засыпки остаются разуплотненными в течение нескольких лет. Песчаные грунты уплотняются в течение 1,5...3 лет, а заболоченные участки и мерзлые торфяники до 6...7 лет после отсыпки. Поэтому до установления квазистационарного режима эксплуатации трубопровод может относительно легко перемещаться в грунте при возникновении в нем напряжений. При эксплуатации трубопровода в области отрицательных температур, близких к естественным, и соблюдении проектных показателей система может длительное время сохранять свою устойчивость. Однако, при наличии температурного напора между трубой и окружающим грунтом устанавливается теплообмен. Даже при отрицательных температурах в мерзлом грунте наблюдается движение незамерзшей влаги, которое может привести к локальным повышениям влажности и льдонакоплению и к криогенному пучению грунтов. Ледяные образования, формирующиеся в виде многолетних сегрегационных бугров пучения и линз мерзлого грунта, наиболее опасны для трубопроводов. Принято считать, что криогенное пучение в пределах участка с однородным грунтом проявляется как случайный (стохастический) процесс, и предсказать заранее место возможного образования бугра пучения практически невозможно. Бугры пучения Особенностью формирования бугров пучения под влиянием климатических факторов является то, что они замерзают сверху, а поток воды образуется снизу. Суммарная влажность грунта в зоне промерзания увеличивается. При замерзании, за счет увеличения льдистости объем замершего грунта увеличивается и, непрерывно намерзая снизу, лед выпирает грунт, образуя бугор пучения. Укладка трубопровода в бугор пучения не допускается, т.к. трубопровод в бугре пучения будет работать на изгиб и может разорваться даже при сохранении мерзлоты с момента укладки трубопровода. При прохождении трассы трубопровода через пучинистые грунты в процессе его эксплуатации возможно появление бугров пучения на любом участке трубопровода. Газопровод в промерзающем грунте Рассмотрим еще одну модель. Нередко пучению подвергаются газопроводы, транспортирующие газ при отрицательных температурах в сезоннооттаивающих грунтах. В теплый летний период деятельный слой грунта с поверхности оттаивает. Но вокруг газопровода сохраняется "мерзлое" кольцо грунта (рис. 16.1а). Вначале, при промерзании грунта миграция влаги будет происходить из окружающего грунта к газопроводу. При понижении температуры воздуха до отрицательных значений промерзать начнет и верхний деятельный слой массива. Миграция влаги будет развиваться одновременно в двух направлениях: к трубопроводу и вверх, к промерзающему слою грунта, как показано на рис. 16.1б. Причем пучение по разным направлениям будет неравномерным. Так как сопротивление вверх меньше, то пучение будет преобладать в вертикальном направлении. Пучение продолжается и после смыкания мерзлых зон грунта, т.к. миграция влаги продолжается к фронту промерзания (рис. 16.1в). В этот период, приходящийся на самые холодные месяцы, суммарные перемещения и деформации будут максимальны. Суммарная глубина промерзания в месте прохождения газопровода во много раз превышает глубину промерзания в естественных условиях. Вертикальные перемещения велики. Этим объясняется тот факт, что именно в холодный период учащаются аварии на газопроводах, сопровождающиеся разрывами трубы вследствие морозного пучения грунтов. Наличие высокого уровня грунтовых вод усугубляет положение, так как расстояние от фронта промерзания до уровня грунтовых вод меньше всего под газопроводом, где грунт промерзает на большую глубину и пучение более интенсивное. Нефтепровод в вечномерзлом грунте Иная ситуация возникает при транспортировке по трубопроводу нагретой нефти, когда вокруг трубы образуется ореол протаивания. При нерегулируемом процессе теплообмена размеры талой зоны увеличиваются: таяние носит прогрессирующий характер. В такой ситуации пучение не грозит трубопроводу, так как потеря устойчивости может произойти по иным причинам, например, вследствие осадок, солифлюкции, эррозии грунтов и т.д. Уникальным примером подобного трубопровода является Транс-Аляскинский магистральный нефтепровод, который, несмотря на многочисленные специальные мероприятия, блокирующие воздействие вечной мерзлоты на линейную часть, нередко оказывался в аварийном состоянии. Восемь энергетических компаний объединились для финансирования грандиозного Рисунок 16.1 – Процесс промерзания грунта вокруг трубопровода при отрицательных температурах перекачки проекта. Для исследования взаимодействия системы нефтепровод - мерзлый грунт были проведены беспрецедентные экспериментальные работы по исследованию теплового взаимодействия трубопровода с мерзлым массивом. Они были выполнены в 1969 – 70 гг. на полигонах в районе дельты реки Маккензи, в 256 км за полярным кругом. 143 тыс. м3/сут нефти прокачивалось по кольцевому нефтепроводу длиной 600 м, диаметром 1,22 м, уложенному частью в песчаной дамбе, частью на опорах. Также были проведены исследования прямого контакта трубопровода с мерзлым грунтом, для чего там же был сооружен кольцевой трубопровод длиной 150 м и диаметром 0,1 м, изолированный пенополиуретаном толщиной 0,05 м. Изучение процессов взаимодействия трубопровода с мерзлым грунтом проводилось всесторонне. Несколько ранее, в 1968 г. аналогичные исследования проводились на Аляске с трубопроводом диаметром 1,0 м и длиной 300 м, часть которого была уложена в насыпь из гравия, а другая заглублена. Анализ теплового влияния прокладки Транс-Аляскинского нефтепровода на устойчивость грунтов, выполненный по результатам экспериментов, показал, что через 2 года эксплуатации должно было произойти оттаивание грунта на глубину 4,5 м, а после 20-летней эксплуатации - на 9 м. Также была предсказана неравномерная осадка трубопровода вследствие неизотермического режима перекачки и различного содержания льда в грунте по трассе, что подтвердилось в процессе эксплуатации нефтепровода. В качестве примера можно привести случай протаивания вечномерзлых грунтов на участке трассы Трансаляскинского нефтепровода длиной 84 м, который находится в 320 км южнее бухты Прадхо и расположен под дном р. Дитрих. В результате протаивания произошел прогиб труб со стрелой 4,5 м. С 1977 г., когда начали эксплуатировать нефтепровод с производительностью 270 тыс. м3/сут, к тому времени еще не было ни одной утечки нефти. Прогиб труб был обнаружен летом 1984 г., спустя 7 лет с момента ввода нефтепровода в эксплуатацию, когда по нефтепроводу пропускали аппарат, предназначенный для обследования внутреннего состояния трубопровода. Ремонт данного участка трубопровода был сопряжен с крупными затратами. К этому времени на трассе в 640 км наблюдалось примерно 10 случаев прогибания трубопровода на участках длиной до 90 м. Эти данные по аварийным ситуациям на трассе подтвердили прогнозы о неравномерной осадке и последствиях теплового воздействия неизотермического трубопровода на окружающий мерзлый грунт. Анализируя создавшуюся ситуацию за длительный период эксплуатации уникального нефтепровода, можно сделать вывод, что многочисленные мероприятия, направленные фактически на блокирование, изоляцию трубопровода от внешней среды, не дали должного эффекта. Это можно объяснить рядом причин: 1) "недозированное" тепло, уходящее в грунт, вызывает нарушение естественного хода миграционных процессов в грунте и выводит систему из равновесного состояния; 2) даже в надземном варианте дополнительное тепловыделение меняет баланс тепла на поверхности почв, делая положительным годовой теплооборот, и в результате меняет микроклимат, вызывая растепление поверхности массива; 3) в случае искусственного замораживания грунта вокруг опор неизбежно возникает подтягивание влаги к фронту промерзания, вызывая увеличение льдонакопления, что представляет собой, по сути дела, искусственно наведенный бугор пучения; опоры практически "выпираются" из грунта, а трубопровод теряет устойчивость, и т.д. Таким образом, напрашивается первый вывод: трубопровод, сооружаемый на многолетне- и вечномерзлых массивах нельзя блокировать и изолировать от внешней среды. Напротив, для поддержания целостности трубопровода, а значит и сохранности среды, необходимо режим работы трубопровода коррелировать с режимом грунтов в районах прохождения трассы таким образом, чтобы температурный режим трубы естественным образом сочетался с температурным режимом массива. Труба должна "дышать" так же, как "дышит" грунт. Второй вывод тоже очевиден: состояние грунта является определяющим фактором надежности. Именно поэтому в предлагаемой (п. 4.5) технологии эксплуатации трубопровода ограничиваются размеры ореола протаивания вокруг трубы пределами R0min...R0max , что достигается регулированием радиуса протаивания по периодическому закону с годовым периодом колебания. Причем вынужденные колебания температур в грунте по периоду и характеру теплового воздействия на массив сопоставимы и гармонично увязываются с естественными колебаниями температур, происходящими в деятельном слое. 4.6.2. Зависимость миграционного потока от скорости промерзания грунта Многочисленными исследованиями установлено, что величина миграционного потока влаги i зависит от скорости промерзания (рис. 16.2). Миграционный поток максимален при скорости промерзания Vпр.опт = 7 (1,9...2,8)10 м/с, а скорость, при которой миграция влаги прекращается, в зависимости от типа грунта, находится в пределах (22...42)10 7 м/с. При малых скоростях промерзания, по данным В.Е. Борозинца миграция влаги к фронту промерзания прекращается при скоростях Vпр. < 1,910 7 м/с в условиях закрытой системы и по данным Г.М. Фельдмана при скоростях Vпр. < 0,1210 8 м/с в условиях открытой системы. 4.6.3. Механизм образования бугров пучения В конечном итоге льдонакопление определяется соотношением между скоростью промерзания и скоростью подтока воды к промерзающей поверхности. Баланс тепла, предполагающий непрерывный рост шлира льда при отсутствии непосредственного промерзания минерального грунта, обычно представляется в виде: Рисунок 16.2 - Характер зависимости величины миграционного потока влаги от скорости промерзания грунта qм = qмг + qт , (16.1) где: qм - тепловой поток от границы промерзания в атмосферу; qмг - тепловой поток, соответствующий количеству тепла, выделяющемуся при кристаллизации мигрирующей влаги; qт - тепловой поток из талого грунта к границе промерзания. Сегрегационное накопление льда идет по нижней границе шлира, которая представляет собой "цепочку" игольчатых кристаллов, проникающих между агрегатами в поровое пространство, т.е., они, как бы, прорастают в талый грунт. Пленочное движение наблюдается в зоне нарастания кристаллов льда. Обезвоживающийся талый грунт не может достаточно быстро уменьшить свой объем на величину объема потерянной воды, и в результате образуется вакуум. Подтягивание воды, при наличии градиента, объясняется фильтрацией под влиянием вакуума в зоне талого грунта. Такое толкование находится в соответствии с вакуумно-фильтрационным механизмом перемещения. Причем льдонакопление может происходить и сверху, если имеется подток воды. Располагающим моментом является многократное промерзание и протаивание грунта сверху. Колебания границы промерзания приводят к возникновению вакуума, вследствие уменьшения объема льда при его таянии. Это вызывает фильтрацию воды из водоносного горизонта в протаивающую зону. По данным Н.Ф. Полтева, при последующем промерзании вода фиксируется в количестве до 9 % объема тающего льда. Особый интерес представляет эффект стабильного снижения влажности грунта вокруг магистрального нефтепровода Тарасовская – Муравленковская. Не смотря на то, что система труба – грунт является открытой системой, где возможен подток влаги извне, обводнения грунта, окружающего трубопровод, не происходит. Это объясняется тем, что в неводонасыщенном грунте движущая сила, в конечном итоге, определяется градиентом температуры, и влага движется в сторону уменьшения температуры. Как меру борьбы с "буграми пучения" можно рассматривать условие ограничения скорости протаивания dR0/d по величине в период "смерзания" талика. Практика эксплуатации трубопроводов в районах пучинобразования и анализ исследований по этому вопросу позволяет предположить, что в период сезонных подвижек фронта промерзания, когда скорости его перемещения близки к Vпр.опт , (рис. 16.2), происходит чрезмерное подтягивание влаги к фронту промерзания, что в конечном итоге формирует образование ледяных прослоев, линз и бугров пучения в деятельном слое массива. Таким образом, при регулируемом теплообмене скорость продвижения границы промерзания dR0/d должна быть за пределами интервала скоростей, при которых происходит нарастание бугра пучения: Vпр.кр.…Vпр.опт.…Vпр.max. (рис.16.2). Для условий эксплуатации нефтепровода это условие (16.2): dR 0 Vпр.кр d . (16.2) "Оптимальная" скорость промерзания (оптимальная в том смысле, что при ней создаются наиболее благоприятные условия для миграции и "подтягивания" влаги в зону промерзания) составляет Vпр.опт = (1,9...2,8)10-7м/с. Миграционный поток при этом максимален. Миграции влаги, а следовательно и формирования бугров пучения не наблюдается при скоростях, меньших Vпр.кр= (0,056...0,110) 10-7 м/с и превышающих Vпр.max = (22...42)10-7 м/с. Правильно рассчитанный регламент должен обеспечивать безопасные пределы изменения dR0/d. Условие (16.2) следует принимать как второе дополнительное и достаточное условие при решении задач подобного рода. 4.6.2. Три способа борьбы с буграми пучения Процессом теплообмена трубопровода с окружающим массивом можно управлять, придерживаясь заданного наперед закона изменения радиуса протаивания R0, или глубины протаивания под трубой. Вопрос в том, какими должны быть величины R0min и R0max ? Задача управления ореолом протаивания поставлена так, что величина R0max определяется из условия сохранности окружающей среды вдоль трассы нефтепровода, а величина R0min - из условий сохранности линейной части самого трубопровода. Пучение грунтов не будет причиной аварии трубопровода, если кроме регламента его эксплуатации по температуре и производительности, выполняются следующие условия: 1) условие несмерзания талика вокруг трубы; 2) скорость перемещения границы протаивания –промерзания должна быть за пределами скоростей пучинообразования; 3) для защиты используется теплоаккумулирующая способность грунта, которая обеспечивается за счет сдвига по фазе колебательных процессов). Выполнение этих условий можно рассматривать как способы борьбы с буграми пучения. 1 способ. Так как одной из наиболее вероятных причин порывов трубопровода считается защемление и изгиб трубы вследствие морозного пучения грунта, то необходимо исключить возможность защемления трубопровода в процессе его эксплуатации. Поэтому необходимым условием, которое должно выполняться при выборе минимально допустимого радиуса протаивания Romin принимаем условие несмерзания талика под трубопроводом: R0min > Rиз. (16.3) 2 способ. В талом грунте трубопровод потенциально подвижен и при нарастании напряжений стенки трубы он может менять положение своей оси. Идущий впереди талик будет перемещаться, и труба, проплавляя грунт, будет занимать положение, соответствующее минимальным напряжениям. При такой постановке задачи следует сопоставить скорости нарастания бугров пучения Vпр.опт и скорости передвижения границы промерзания протаивания dR0/d. Труба должна проплавлять грунт быстрее, чем нарастает во встречном направлении бугор пучения. Поэтому вторым необходимым условием должно быть условие, ограничивающее скорость перемещения фронта протаивания: dR0/d << Vпр.кр (16.4) Как показано выше, оптимальная скорость нарастания бугра пучения составляет Vпр.опт = (1,9...2,8)10 7 м/с. Если скорость промерзания грунта меньше Vпр.кр = 0,1110 7 , миграция влаги к фронту промерзания вообще прекращается (рис. 16.2). Оценим максимальную скорость смерзания талика вокруг трубопровода для условий трассы Тарасовская-Муравленковская, величина амплитуды колебания радиуса протаивания которого равна 0,24 м. Максимальная скорость смерзания по (15.6): dR 0 R0 sin d max . 2 3,14 1 7 0,24 0,48 10 м / с 365 24 3600 (16.5) Откладывая полученное значение 0,4810-7 м/c по горизонтальной оси на рис. 16.3б, ориентировочно получим близкое к "0" значение миграционного потока i. Вывод о том, что в данной ситуации наведенные бугры пучения не возникнут, сделать можно. Если проверка показывает, что скорости смерзания ореолов протаивания близки к Vпр.опт , то параметры регулирования следует изменить. 35 30 25 20 15 1 10 2 5 0 0 5 10 15 20 25 30 35 107м/с а) 10 6 кг м2 с б) Рисунок 16.3 - Зависимость миграционного потока влаги от скорости промерзания для песка с размером частиц 0,25…0,50 мм: а) при влажности около 11%; б) при влажности 5% 1-суммарный поток; 2-поток внутри промерзающей зоны Скорость смерзания талика (dR0/d)max можно уменьшить сократив амплитуду колебания радиуса протаивания R0". 3 способ. И, наконец, надо иметь запас тепла, чтобы "проплавлять" бугор пучения и использовать для этого теплоаккумулирующую способность грунта. За счет сдвига по фазе на начало отсчета, см. (15.5), можно увеличить размеры талой зоны в зимний период, обеспечивая тем самым определенный запас надежности геотехнической системы. Для расчетов можно использовать программу REGL. Сравнивая состояние геотехнических систем арктического и субарктического регионов, следует отметить, что проблема регулирования и управления процессом теплообмена между трубопроводом и мерзлым грунтом представляется более сложной на территориях не арктического, а субарктического региона, для которого характерны формирования островной, прерывистой и вялой мерзлоты. В отдельных районах тундры достаточно расчистить грунтовую площадку, чтобы через несколько лет она превратилась в озеро. Известно, что следы тяжелой техники остаются в тундре в течение 30…40 лет, а на восстановление растительного покрова требуется времени гораздо больше, так как ягель, которым питаются олени, восстанавливается не менее 50 - ти лет. Имеется опыт эксплуатации трубопроводов Крайнего Севера на освоенных участках Медвежьего и Уренгойского месторождений, проложенных в сильнопучинистых грунтах. За время эксплуатации в коридорах трубопроводов Уренгойского газоконденсатного месторождения (УГКМ) произошли необратимые изменения во всех без исключения природнотерриториальных комплексах, пересекаемых ими. Ведущим негативным фактором, сопутствующим строительству и эксплуатации коллектора в условиях региона, явилась деградация многолетнемерзлых пород вследствие формирования ореолов протаивания под теплыми газопроводами. Кроме того, по всей полосе нарушенного почвенно-растительного покрова произошла просадка грунта, что способствовало привлечению дополнительного поверхностного стока в коридоры. Не стоит принижать необходимость рекультивации этих территорий, так как альбедо поверхности с нарушенным почвенным покровом уменьшается вдвое по сравнению с площадями, покрытыми растительностью, с 0,27 до 0,2…0,08. А это значит, что на поверхности нарушается сбалансированность теплообмена настолько, что прогрев грунта полосы отчуждения с поверхности в летний период становится соизмеримым по тепловой мощности с тепловым воздействием самого трубопровода. Теплообменные процессы на поверхности почвы при этом кардинально меняются. Понижение температуры перекачиваемых углеводородов до отрицательных значений не спасает положения, так как в нарушенных и обводненных грунтах развивается пучение. По той же причине пучение приводит и к выпиранию свай балочных переходов. Выпучивание свай может происходить со скоростью 8…10 см в год. Разница отметок верхней образующей трубы над опорой и в местах максимальных провисов может составлять несколько метров! В местах опирания переходов образовываются гофры высотой 15…17 мм. Аналогичные явления наблюдались и на Транс – Аляскинском нефтепроводе. Т.е., выполнение трубопровода в надземном варианте, на опорах, не обеспечивает надежности трубопроводов в криолитозоне. Как видно, морозное пучение грунтов, так же, как и прогрессирующее таяние грунтов под трубопроводом занимает одно из важнейших мест среди негативных факторов, воздействующих на трубопроводы субарктических регионов. Несомненно, что вопросы предотвращения вредного воздействия негативных факторов надо решать на этапе проектирования, закладывая в основу сбалансированный теплообмен трубопровода с окружающей средой. ЛИТЕРАТУРА 1. Концепция энергосбережения в ОАО "Газпром" в 2001 – 2010 гг. РВ – 1606 16.04.01 / - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2001. – 66 с. 2. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года / – М.: Минэнерго России, 2000. – 102 с. 3. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. СТО Газпром 2-3.5-051-2006.— М.: ОАО Газпром, 2006.— 186 с. 4. Ресурсосберегающие технологии при магистральном транспорте газа / Н. А. Гаррис.–СПб.: ООО "Недра", 2009.– 368 с. 5. Энергосберегающие технологии при магистральном транспорте природного газа: учеб, пособие / Б. П. Поршаков, А. Ф. Калинин, С. М. Купцов и др.— М.: МПА-Пресс, 2006.— 311 с. 6. Основы энергосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов: учеб, пособие / Б. П. Поршаков, А. А. Апостолов, А. Ф. Калинин и др.— М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004.— 180 с. 7. Гаррис, Н. А. Применение тепловых насосов для утилизации сбросноготепла на насосных и компрессорных станциях магистральных трубопроводов: учеб, пособие / Н. А. Гаррис, Л. В. Сабитова.— Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004.— 77 с. 8. Коршак А.А. Ресурсосберегающие методы и технологии транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2006. – 192 с. 9. Ткачев О.А., Тугунов П.И. Сокращение потерь нефти при транспорте и хранении. М.: Недра, 1988. – 118 с. 10. Надиров Н.К., Тугунов П.И., Брот Р.А., Уразгалиев Б.У. Трубопроводный транспорт высоковязких нефтей. – Алма-Ата: Наука, 1985. – 264 с. 11. Кривошеин Б.Л., Тугунов П.И. Магистральный трубопроводный транспорт. Физико-технический и технико-экономический анализ. М.: Наука, 1985. – 237 с. 12. Мирзаджанзаде А.Х., Булина И.Г., Галлямов А.К., Шерстнев Н.М., Назаров А.А. О влиянии асфальтенов на гидравлические сопротивления при движении нефтей. "Инж.-физ. журнал", 1973, № 6,
