КПД газоперекачивающих агрегатов

Средний годовой расход природного газа для работы КС составляет примерно 26 млрд. м3. Среднее арифметическое значение КПД газоперекачивающих агрегатов (ГТУ), примерно равно 28% (см. табл. 12.2). Это означает, что приблизительно около 7 млрд. м3 расходуется на перекачку природного газа, а 19 млрд. м3 приходятся на тепловые и технологические потери. Поэтому цена энерго - и ресурсосбережения только на транспорте газа составляет при экспортной цене на природный газ около 100S/1000 м3 порядка 1,9 млрд. $/год.

В табл. 12.3 приведены объемы технологических потерь природного газа при работе ГТУ различных типов для двух пусков агрегатов в год. Видно, что технологические потери природного газа при пусках и остановках ГТУ составляют около 17 млн. м3/год.

КПД ГТУ, т.е. величину, характеризующую полезно используемую часть тепла, выделяющегося при сжигании топлива, можно рассчитать по формуле:

ή = (Qн -Qтп )/Qн

где QH - низшая теплота сгорания топлива, кДж;

QBUX - теплота выходящего потока (дымовые газы), кДж, QTn - потери тепла в окружающую среду, кДж.

 

Повышение КПД ГТУ

С целью утилизации теплоты дымовых газов и повышения КПД ГТУ оборудуют регенераторами пластинчатого (или трубчатого) типа для нагрева воздуха, идущего на приготовление топливно-воздушной смеси.

На рис. 12.2 приведен простейший вариант энерготехнологической схемы работы ГТУ с частичной утилизации тепла продуктов сгорания природного газа пластинчатым регенератором 3 в режиме частичной утилизации теплоты продуктов сгорания

Рис. 12.2 Энерготехнологическая схема работы ГТУ с регенератором тепла

1- нагнетатель (компрессор магистрального газа); 2- газовая турбина ГТУ;

3 - пластинчатый регенератор; 4 — камера сгорания ГТУ

МГ - магистральный газ, ТГ- топливный газ, В - воздух,

ПС - продукты сгорания

В настоящее время на КС в эксплуатации находится около 1000 ГТУ, оснащенных пластинчатыми регенераторами. Перепад температуры в пластинчатом регенераторе достигает следующих значений: температура продуктов сгорания и воздуха на входе в регенератор составляет 400-500°С и 150-250°С соответственно.

Однако в течение эксплуатации такие регенераторы теряют герметичность, что приводит к утечкам нагреваемого в них воздуха через образующиеся щели и другие неплотности. В условиях эксплуатации пластинчатый регенератор качественному ремонту не поддается. Ресурс работы регенератора составляет около 40 тыс. ч, против 100 - 150 тыс. ч для ГТУ. Возникает парадоксальная ситуация: с одной стороны, пластинчатые регенераторы ставят для повышения КПД ГТУ, а с другой стороны, утечки в регенераторе снижают КПД и мощность ГТУ на 3-8% и 5-12% соответственно. Поэтому в оптимальных условиях с помощью регенераторов удается утилизировать лишь около 68% теплоты уходящих дымовых газов, вместо 82-84% по паспортным данным.

Таким образом, потери мощности и тепла КС вследствие разного рода утечек в расчете на один ее агрегат составляют 1,0-1,5 МВт, что эквивалентно примерно 2,5-3,8 млн. м3 природного газа в год.

Энергосберегающие подходы в трубопроводном транспорте газа можно разделить на несколько групп.

1) Совершенствовать конструкцию ГТУ, например, путем создания агрегатов из жаропрочных материалов нового поколения. Это позволит увеличить температуру продуктов сгорания соприкасающихся с лопатками турбины до с 800 до 1100°С за счет уменьшения разбавления их воздухом. В этом случае КПД может возрасти до 36%.

2) Комплексно использовать теплоту продуктов сгорания (вторичных энергетических ресурсов) на основе принципа «пирамиды утилизации тепла». За счет использования современных технологий регенерации тепла КПД может быть увеличен на 20-40%.

3) Использовать ГПА с различными приводами: газотурбинным и электрическим.

4) Заменить пластинчатые регенераторы регенераторами более совершенной конструкции, например, трубчатые на ГТУ с относительно низким КПД.

5) Оптимизировать режимы работы газопроводов, применять методы и средства технической диагностики оборудования компрессорных станций.

В настоящее время ОАО «Газпром» интенсивно проводит работы в разных направлениях по утилизации теплоты вторичных энергоресурсов (ВЭР).

Утилизация ВЭР при транспортировке природного газа сдерживается рядом причин, среди которых основными являются следующие:

• Отсутствие крупных потребителей теплоты в месте расположения КС.

• Ограниченность теплоутилизационного оборудования по ассортименту и качеству.

 

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

1. Е.В.Глебова, Л.С.Глебов, Н.Н.Сажина. Основы ресурсо- энергосберегающих технологий углеводородного сырья. М. Изд-во «Нефть и газ», 2005, 183 с.

2. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча – история развития, современное состояние и прогнозы. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002, 132 стр.

3. Ильина Г.Ф., Алтунина Л.К. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири: Учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2006, 166 с.

4. Тронов В.П. Сепарация газа и сокращение потерь. – Казань: «Фэн», 2002. –408 с.

5. Тронов В.П., Сахабутдинов Р.З., Фаттахов Р.Б. и др. Совершенствование технологий утилизации углеводородов на нефтяных промыслах// Нефтяное хозяйство. – 1998.– №1. – 57–59

4. ИНТЕРНЕТ