Головна

Вплив сезонного чинника на енергетичні параметри МГ і витрата паливного газу

  1. I. Адміністративно-господарські витрати
  2. II. Аналіз за такими чинниками трудового характеру.
  3. II. ІММУНОКОН'ЮГАТИ ПРОТИПУХЛИННИХ ПРЕПАРАТІВ з лігандами До рецептора фактора ЗРОСТАННЯ
  4. II. Витрати з обслуговування працівників будівництва
  5. II.2. Вплив ситуації двосторонньої монополії на обсяг особливих інвестицій
  6. III Дослідити вплив фільтра, що згладжує на форму випрямленої напруги.
  7. IV Дослідити вплив стабілізатора напруги на форму випрямленої напруги і визначити коефіцієнт стабілізації.

Звернемо увагу на той факт, що експлуатація магістральних газопроводів характеризується значними коливаннями продуктивності, що призводить, в свою чергу, до ще більш значних змін режимів компримування газу на КС. нерівномірність роботи газопроводів протягом року призводить до неефективної роботи ГПА і суттєвого перевитрати паливного газу.

Зміна пропускної спроможності магістральних газопроводів закономірно, т. К. Основними причинами зміни є:

- Сезонна нерівномірність газоспоживання;

- Кліматичні зміни температурних режимів і умов теплообміну в основних технологічних процесах;

- Сезонні зміни гідравлічної потужності газопроводу і коливання потужності КС.

Кліматичні умови Російських регіонів характеризуються холодними зимами з підвищеними витратами тепла і електроенергії як в комунально-побутовому секторі, так і на промислових підприємствах. Практика експлуатації МГ нашої країни показує, що з розвитком мережі трубопроводів нерівномірність в газоспоживанні збільшується. Це відбувається з наступних причин:

- Для всіх наших газопроводів характерно збільшення споживання газу в зимовий період і зниження влітку;

- В наших теплових господарствах і виробничих комплексах, які характеризуються нерівномірним сезонним споживанням палива, все менше використовується мазут. У зимовий період зростає попит на газ, як на більш дешеве паливо;

- Недолік газових сховищ, значна частина яких, після розпаду СРСР залишилася за кордоном, також призводить до збільшення нестабільності роботи КС. Відсутність буферних систем не дає можливості вирівнювати пропускну здатність газопроводу.

Практика експлуатації магістральних газопроводів показує, що в результаті коливання продуктивності магістрального газопроводу гідравлічна потужність може змінюватися в кілька разів.

Поршаковим Б. п., На основі великого практичного матеріалу, отриманого на магістральних газопроводах Середньої Азії і системи Мострансгаз, розроблений метод оцінки впливу сезонної нерівномірності газоспоживання та обліку зміни в зв'язку з цим енергетичних показників газоперекачувальних агрегатів з газотурбінним приводом за річний період експлуатації.

З метою виявлення кількісних співвідношень були проведені спеціальні дослідження на магістральних газопроводах Бухара - Урал і Середня Азія - Центр. Промислові дослідження показали, що коливання потужності газотурбінних приводів за період з 1971 р по 1975 р досягали величин .

В результаті статистичної обробки диспетчерських даних було отримано результат, який показує, що зміна гідравлічної потужності * знаходиться приблизно в кубічної залежності від пропускної здатності газопроводу

 . (3.1)

Значення показника m = 3,29 було отримано на газопроводах Середньої Азії, величина m = 2,70 - значно пізніше, на газопроводах ТОВ "Мострансгаз" і підприємства Сургургазпром.

Для прикладу, на рис. 3.1 показана зміна продуктивності одного з газопроводів Уренгойського коридору з характерними сезонними коливаннями за період з 01.01.97 р по 31.12.98 р Графік зміни завантаження МР може бути апроксимована і представлений рівнянням гармонійного коливання з річним періодом експлуатації (3.2). На підставі цього рівняння можна отримати формули для визначення і прогнозування гідравлічної потужності N магістрального газопроводу, питомої витрати паливного газу В і коефіцієнта завантаження ? газоперекачувальних агрегатів. Розглянемо послідовно ці залежності:

___

 * Пояснення. Під гідравлічної потужністю розуміється потужність N в необоротний процес транспорту газу по газопроводу з продуктивністю G = Q? і компримування його на наступній КС від тиску р2 до тиску р1

.

Малюнок 3.1 - Зміна продуктивності одного з газопроводів Уренгойського коридору, діаметром 1420 мм.

1. Нерівномірність подачі газу по газопроводах протягом року описується рівнянням (3.2):

 , (3.2)

де  - Відносна амплітуда коливань продуктивності газопроводу;

Qmax , Qm - Відповідно максимальна і середня (за річний період експлуатації) продуктивність газопроводу;

 ; ? - час в місяцях;

?0 - Зсув по фазі на початок відліку.

В реальних умовах величина ? змінюється в межах: ? = 0,08 ... 0,25.

Аналіз наведених на рис. 3.1 графіків показує, що величина відносної амплітуди коливань продуктивності газопроводів ТОВ "Баштрансгаз" значна:

 в 1997 р і  в 1998 р

тут; Qm = 7,763 млрд. М3/ Міс і Qmax = 9,026 млрд. М3/ Міс. в 1997 р .;

Qm = 7,739 млрд. М3/ Міс і Qmax = 8,609 млрд. М3/ Міс. в 1998 р

2. Беручи до уваги (3.1), т. Е., Вважаючи, що гідравлічна потужність N газопроводу пропорційна величині Q3 , Отримуємо:

 , (3.3)

де Nm - Середньорічна гідравлічна потужність, потрібна для перекачування газу із середньорічною продуктивністю Qm.

При чисельних значеннях ? = 0,11 ... 0,14 відношення найбільшої Nmax потужності КС до усередненої потужності становить

 . (3.4)

3. На підставі виразу (3.3) можна визначити також діапазон зміни гідравлічної потужності за річний період експлуатації. Відношення максимальної та мінімальної потужності визначається виразом:

 . (3.5)

Розмах коливання гідравлічної потужності в реальному діапазоні зміни відносної амплітуди коливання b = 0,08 ... 0,25 визначається виразом (3.6):

 (3.6)

Для визначення потужності енергоприводів КС вводять коефіцієнт ?КС, Що враховує втрати в обв'язки системи КС, к. П. Д. Нагнітачів, а також можливе відхилення від кубічної залежності зміни потужності при зміні пропускної здатності:

 . (3.7)

В результаті нерівномірності роботи газопроводів протягом року недовикористовується встановлена ??потужність ГПА, а самі агрегати працюють в режимах недовантаження. Недовантаження агрегатів по потужності викликає збільшення питомих витрат на перекачку та збільшує собівартість транспорту газу.

4. Питома витрата паливного газу Ввід також залежить від амплітуди коливання продуктивності ?. Щоб прогнозувати збільшення обсягів паливного газу, можна вважати, що витрата паливного газу знаходиться в лінійній залежності від потужності КС в робочому діапазоні режимів:

 , (3.8)

де ;  - Відносні витрати паливного газу;

Вхх, В0 - Відповідно витрата паливного газу на холостому ходу і на розрахунковому режимі роботи для одного агрегату;

Noт - Відносна гідравлічна потужність, являє собою відношення середньорічної гідравлічної потужності газопроводу до потужності газопроводу при середній його пропускної здатності, т. Е. До розрахункової потужності. Відповідно до (3.2), відносна потужність Nвід залежить від відносної амплітуди коливань ? і визначається в результаті інтегрування виразу (3.3) за річний період експлуатації Т:

 . (3.9)

З огляду на, що відносний витрата паливного газу на холостому ходу приблизно дорівнює Вхх, від »0,25, на підставі (3.8 - 3.9), отримаємо вираз (3.10), що показує, що відносний витрата паливного газу знаходиться в квадратичної залежності від відносної амплітуди коливань продуктивності:

 . (3.10)

5. Для забезпечення заданого графіка пропускної здатності газопроводу необхідно, щоб КС були укомплектовані агрегатами, що забезпечують економічні режими роботи у всьому діапазоні потужностей Nе max... Nе min, Т. Е., Необхідне виконання умови (3.11):

 . (3.11)

Потрібна потужність протягом року змінюється і визначає коефіцієнт завантаження турбоагрегатів ?, який є функцією відносної амплітуди коливань пропускної здатності газопроводу ?, а також залежить від розрахункової температури циклового повітря на вході в осьовий компресор  і максимальної температури зовнішнього повітря Та max .

Відносне зміна потужності газотурбінного приводу при зміні температури зовнішнього повітря можна наближено визначити за рівнянням Н. і. Білоконя (3.12):

 , (3.12)

де Та , Тa0 - Відповідно температури зовнішнього повітря: реальна і в розрахунковому номінальному режимі;

?0 = Nк/ Nт - Співвідношення потужностей компресора і газової турбіни в умовах номінального режиму.

Якщо температура зовнішнього повітря Та max не перевищує розрахункову Та0, То середньорічний коефіцієнт завантаження ?m залишається незмінним. Наближено його можна визначити за виразом (3.13):

 , (3.13)

Насправді, коефіцієнт запасу потужності агрегату Кз, Хоча і залежить від температури зовнішнього повітря, але не може бути надмірно великим, т. К. Обмежується, в основному, за умовою міцності вузлів ГТУ:

.

Ne max і Ne0 - Потужності на муфті нагнітача, відповідно максимально допустима і при номінальному режимі.

Середньорічні показники завантаження ГТУ, розраховані по (3.13) наведено в табл. 3.1.

Таблиця 3.1 - Середньорічні показники завантаження ГТУ (без урахування температурного впливу)

b  0,0  0,10  0,15  0,20  0,25  0,30  0,35
s  1,0  0,763  0,680  0,613  0,560  0,517  0,481
Ввід  1,0  1,011  1,025  1,045  1,070  1,101  1,134

Якщо температура зовнішнього повітря Та max перевищує розрахункову Та0, То коефіцієнт завантаження агрегатів визначається з урахуванням впливу температури повітря за виразом (3.14):

 . (3.14)

З урахуванням температурного впливу діапазон можливих коливань потужності газопроводу визначається виразом (3.15):

 . (3.15)

Докладний аналіз середньорічного коефіцієнта завантаження, з урахуванням температурного впливу виконаний Б. п. Поршаковим. Аналіз показує, що на північних газопроводах в літній період температура газів перед турбіною відносно невисока і складає приблизно 0,9 від номінальної. Навіть при високому коефіцієнті завантаження ГТУ наявна потужність ГТУ використовується не повною мірою.

У південних районах країни середній коефіцієнт використання располагаемой потужності нижче, ніж в північних районах, на 10 - 15%, але з іншої причини: через обмеження вищої температури циклу, т. К. Та max значно перевищує розрахункову Та0.

Дослідження режимів роботи КС на різних газопроводах країни показують, що завантаження ГПА на КС ВАТ "Газпром", в середньому, перебуває на рівні 0,75 ... 0,80, а в ряді випадків досягає рівня 0,65 ... 0, 70, що є причиною зниження ККД агрегатів до рівня 0,19 ... 0,20 і призводить до значних перевитрат паливного газу.

Проведений аналіз переконує в необхідності врахування сезонних коливань режиму роботи газопроводу при вирішенні завдань енергозбереження при транспорті газу.

Вплив сезонного чинника на роботу системи газопроводу в певній мірі вивчено, існують методики для прогнозування режимів роботи ГПА і нормативні документи для розрахунку потрібного витрати паливного газу, в залежності від ступеня завантаження по продуктивності і пори року. Але залишається невирішеною проблема надійної експлуатації ГПА в нестабільних режимах.

2.3.2. Вплив нестабільності теплогідравлічних режимів магістрального газопроводу на його технічний стан

Практика експлуатації магістральних газопроводів переконує нас в тому, що на трубопроводах великого діаметру стаціонарний режим практично не досягається. Коливання продуктивності, температури газу і тиску в трубопроводі при його експлуатації взаємопов'язані і впливають на його технічний стан.

Проблема стабілізації режимів магістрального газопроводу є досить важливою і актуальною. Для ілюстрації, на рис. 3.2 представлені графіки зміни температури газу, навколишнього повітря і тиску на виході з нагнітачів на КС 17 ділянки "Поляна - Московія" тринитковий газопроводу Уренгойського коридору в весняний період 1998р. такий нестабільний режим характерний для всіх магістральних газопроводів, обладнаних АВО газу.

 



Утилізація вторинних енергоресурсів ВЕР | Причини нестабільності теплогідравлічних режимів МГ

Теплові насоси в схемі уловлювання та повернення водяної пари в цикл ПГУ змішання. принцип когенерації | Приклади використання теплоутилізаційних установок з органічним теплоносієм на КС | Переваги застосування абсорбційних теплонасосних і пароежекторних установок в умовах, що змінюються кліматичних умовах | Застосування холодильних машин для охолодження і стабілізації температури газу | Сучасний стан та перспективи розвитку енергогосподарства газотранспортної системи | Стан лінійної частини магістральних газопроводів | Стан обладнання компресорних станцій | Перспективи розвитку енергетичної бази КС МГ | Проблеми енергозбереження та шляхи їх вирішення | Модернізація обладнання та реконструкція парку ГПА |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати