Повышение эффективности расходования энергоресурсов на компрессорной станции лпу мг «полянское»

    Министерство образования и науки Российской Федерации
    Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение 
    высшего профессионального образования
«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

УДК   

РЕЦЕНЗЕНТЫ                                          		                      К ЗАЩИТЕ ДОПУЩЕН

д.т.н., профессор                        		            Зав. кафедрой ТХНГ             д.т.н., профессор
                                                                                               			
_________	            ______________           		___________	                       _____________
      Подпись                                                           	                                                                      Подпись               		     
_________                                       			___________
      Дата                                                        		        Дата
 к.т.н. 

________		 _____________
      Подпись                  	                        
________ 
    Дата


Повышение эффективности расходования энергоресурсов на компрессорной станции лпу мг «полянское»
Выпускная квалификационная работа
(магистерская диссертация)
по магистерской программе «Ресурсоэнергосберегающие технологии
транспорта и хранения углеводородов»
по направлению подготовки 131000 «Нефтегазовое дело»



    Студент гр. ММТ51-14-01				 	                  Э.Р. Зубаиров
                                                                                                                                                                    
    Научный руководитель                                                             
    д-р техн. наук, доцент                                  			        И.А. Шаммазов  

    Нормоконтролер 					    
    канд.техн.наук, доцент                                                                  А.Р. Валеев                                                                                                                                    
                                            			                                                   



Уфа 2016
СОДЕРЖАНИЕ


С.
ВВЕДЕНИЕ
4
1. Анализ существующих методов очистки газа от сероводорода
6
1.1  Состав углеводородных газов из разных источников
7
1.2 Методы очистки газа от сероводорода
11
1.3 Выводы по главе 1
36
2. Объекты и методы исследования
37
2.1  Получение реагента «Дарсан», изучение химизма процесса, происходящего при очистке газа от сероводорода

37
2.2 Схема пилотной установки и методика приведения эксперимента
38
2.3 Методика проведения опытно-промышленных испытаний
40
2.4 Методики отбора проб
41
2.5 Методики определения компонентного состава газа, измерения содержания сероводорода в исходном и очищенном газе

42
2.6 Методика определения бактерицидной активности реагента
42
3. Исследование эффективности реагента при очистке  углеводородных газов от сероводорода

43
3.1 Очистка попутного нефтяного газа от сероводорода реагентом «Дарсан»

43
3.2 Исследование очистки ПНГ от сероводорода реагентом «Дарсан» с добавлением воды и метанола

49
3.3 Исследование очистки ПНГ от сероводорода реагентом «Дарсан» с добавлением 90% воды

52
3.4 Описание технологической схемы установки очистки углеводородных газов от сероводорода с автоматическим выводом отработанного реагента


55
3.5  Исследование бактерицидной эффективности отработанного реагента «Дарсан» относительно планктонных популяций сульфатвосстанавливающих и аэробных бактерий


58
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
60
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

62

ВВЕДЕНИЕ 

     Одним из важнейших направлений развития энергосбережения России является рациональное использования энергетических ресурсов. 
	В газоперекачивающем агрегате топливом для его работы служит природный газ, отбираемый из общей магистрали. Для того, чтобы перекачать одну тысячу нм3 природного газа необходимо потратить от двух до четырех нм3 перекачиваемого газа. Поэтому даже незначительное уменьшение потребления газа на собственные нужды позволяет уменьшить затраты эксплуатации, и кроме того уменьшить попадание загрязняющих веществ в окружающую среду.
	Повышение температуры топливного и пускового газа в процессе эксплуатации агрегата производится подогревателями газа, часто применяется ПТПГ-30, в котором происходит сжигание природного газа. 
	Для того, чтобы исключить нецелесообразное сжигание перекачиваемого природного газа, в данной работе рассмотрен способ использования вторичных энергетических ресурсов для подогрева топливного газа. 
     Дымовые газы являются вторичным энергоресурсом (ВЭР), которые образуются за счет сжигания топлива в ГПА. Они обладают высокой температурой, которую в дальнейшем можно использовать для различных целей. 
     На данный момент компрессорные станции оставляют неиспользованным огромное количество ВЭР, которые можно использовать в следующих целях:
1 для отопления горячего водоснабжения (ГВС);
2 для повышения температуры воздуха перед камерой сгорания;
3 для подогрева топлива;
4 для подогрева воздуха, подаваемого в помещение.
     Нагрев теплофикационной воды в подразделениях ОАО «Газпром» осуществляется за счет теплоты продуктов сгорания. Теплофикационная вода – это доступный, дешевый, безопасный носитель низкопотенциальной энергии.
     Для того чтобы вторичные энергетические ресурсы использовались более рационально, необходимо использовать эффективное теплообменное оборудование, что в свою очередь уменьшит расходы топлива.
     Цель работы — исследование нового регенеративного оборудования для снижения расхода природного газа на собственные нужды за счет использования, вторичных энергетических ресурсов на компрессорных станциях газотранспортных предприятий.
     Объект исследования – блок подготовки топливного газа компрессорной станции Полянское магистрального газопровода Челябинск – Петровск. 
    Задача исследования – анализ существующих технологических решений на основе литературных данных, и разработка технологии регенерации тепла уходящих газов.


1 
АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ ПО РЕСУРСОЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

     Транспортировка природного газа непрерывно производится по всей газовой сети Российской Федерации компрессорными станциями, это и является важнейшей задачей при доставке газа получателям.
     Необходимость сбережения энергетических ресурсов обоснована Федеральным законом от 23 ноября 2009г. №261-ФЗ. Одной из важнейших технических проблем, которую решает ОАО «Газпром», является развитие метода сбыта и потребления газа.
     Поэтому, когда трубопроводная система долго эксплуатируется, требуется проводить работы по сохранению производительности объектов магистральных газопроводов. 
     Далее в главе показан анализ работ, в которых обсуждались вопросы по сбережению энергии на различных станциях по перекачке газа. 
     
     
1.1 Обзор технологий по энергосбережению на компрессорных станциях 

     Россия является лидером во всём мире по ресурсам природного газа, кроме того она располагает важнейшим потенциалом – количеством энергии, которое возможно сохранить и использовать для различных нужд, вводя в энергопотребление нашей страны различные актуальные модернизированные методы и способы (рисунок1.1). 
     Использование газа на внутренние потребности в газовой сфере оценивается примерно в 7.5% от объёма извлекаемого природного газа. (данные предоставлены ПАО «Газпром» за 2013 год).
     
     Рисунок 1.1– Энергоемкость продукции в 10 крупнейших странах мира,   кг н. э/долл. ВВП 
     
     Больше всего природного газа используют газоперекачивающие агрегаты (ГПА), то есть 77% газа уходит на топливные затраты. (рисунок 1.2)
     
     
     Рисунок 1.2 – Структура потребления природного газа на собственные технологические нужды газотранспортного предприятия на примере ООО «Газпром трансгаз Уфа»
     На рисунке 1.3 показаны материалы о загрузке магистральных газопроводов в течение года.
     
     Рисунок 1.3 – Распределение загрузки магистральных газопроводов по данным за год эксплуатации
     
     Из предыдущего рисунка видно, что магистральные газопроводы не догружены, к тому же здесь учтен тот факт, что газопроводы неравномерно работают как в течение суток, так и времен года, когда происходило наблюдение. Поэтому происходит уменьшение энергетической отдачи работы ГПА на компрессорных станциях.
     Одним из важнейших направлений работы ПАО «Газпром» является увеличение полезного потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), таких как электричество, тепловая энергия, природный газ.
     В соответствии с Концепцией энергосбережения [59] одним из направлений реализации политики энергосбережения и повышения энергетической эффективности является повышение эффективности управления энергосбережением, в том числе совершенствование его организационной структуры, контроля за уровнем энергосбережения и энергетической эффективности и развитие нормативной базы энергосбережения. В настоящее время энергосбережение в отраслях ТЭК реализуется в соответствии с федеральными нормативными документами и отраслевыми в ПАО «Газпром» 
     В компании «Газпром» энергетические обследования, связанные с контролем энергетической действенности технологических объектов, ведутся ежегодно, начиная с начала двухтысячных годов и по настоящее время.
     Для реализации и осуществления этих мероприятий в Обществах ПАО «Газпром» организовываются программы по энергосбережению на конкретный промежуток времени.
     В программе энергосбережения формируют:
     - показатели по энергосбережению;
     - показатели энергетической эффективности;
     - оценка энергосберегающих результатов, где были применены наиболее лучшие технологии;
     - комплекс организационно-технических мероприятий по повышению энергетической эффективности ПАО «Газпром» в сфере энергосбережения, включая мероприятия по результатам энергетических обследований технологических объектов по всем видам деятельности.
     Продуктивность транспортировки газа обусловливается как режимом работы станции, так и от рабочего состояния применяемого оборудования на конкретной компрессорной станции. Качество работы КС характеризуется типом и состоянием ГПА.
     Наибольшая вероятность сэкономить средства и ресурсы сосредоточена в магистральном транспорте газа ввиду того, что известны подобные энергосберегающие технологии.
     К новым методикам, относящихся к сбережению энергии при реконструкции и преобразовании газотранспортной системы относятся:
     - увеличение индивидуальной мощности ГПА до 39 МВт с учетом предполагаемых величин транспортировки природного газа и планируемых объёмов загрузки трубопровода;
     - использование осевых компрессоров в газоперекачивающих агрегатах, у которых КПД достигает 90%, которые обеспечивают уменьшение затрат топливного газа до 8%;
     - увеличение коэффициента полезного действия низконапорных режимов транспортировки газа на разгруженных газопроводах или на других местах газовой сети (в данном случае можно достичь экономии топливного газа до 10%);
     - учет газодинамических характеристик ГПА и газопроводов за счет введения обновленных проточных частей в компрессорных цехах, где используются газотурбинные и электроприводные установки, а также переключение цехов на работу, где будет применяться полнонапорное сжатие с переобвязкой агрегатов       (в данном случае можно достичь экономии топливного газа и электроэнергии           до 10%).
     К новым методикам, относящихся к сбережению энергии при эксплуатации газотранспортной системы (ГТС) относятся:
     - совершенствование режима функционирования ГТС за счет программного обеспечения (в данном случае можно достичь экономии топливного газа до 4%);
     - применение в режиме функционирования аппаратов охлаждения газа новых современных электрических приводов (в данном случае можно достигнуть экономии электрической энергии до 20%);
     - введение турбодетандерных установок для того, чтобы была возможность получения электроэнергии (в данном случае можно будет достигнуть ежегодного показателя получения энергии примерно 50 млрд. кВт·ч);
     - использование электрических станций для собственных потребностей нового поколения с высоким процентом отдачи (около 40%), что предоставит результат в экономии потребления газа на собственные потребности (около 32%);
     - увеличение гидравлической эффективности линейной части трубопроводов и КЦ за счет установки камер приема-запуска очистных устройств, которые позволяют вовремя осуществлять диагностику и ремонт, чтобы сечение трубопровода находилось в допустимых пределах (можно достигнуть эффекта в потреблении топливного газа до 2% при компримировании);
     - выполнение различных операций, связанных с ремонтом на объектах газотранспортной системы без стравливания газа в окружающую среду: производить перекачку газа из выведенных в ремонт участков магистрального газопровода; применение газа на внутренние потребности, когда проводятся плановые предупредительные ремонты в цеху; врезка под давлением и т.д. (можно достигнуть эффекта по сокращению стравливаемого газа до 40%);
     - введение в систему по контролю утечек газа на объектах ГТС новых контрольно-измерительных средств по их выявлению и замеру (можно достигнуть эффекта по сокращению потерь до 2%);
     - улучшение методов и средств по применению теплоты газов, которые образовались после их работы в камере сгорания в газотурбинных установках (ГТУ);
     - применение на станциях оборудования, которое будет иметь возможность измерять и контролировать изменения энергетических ресурсов.
     Для того чтобы достичь поставленных задач по энергетическому сбережению на компрессорных станциях магистральных газопроводов нужно учитывать такие величины работы ГПА: потребление топлива, различные коэффициенты технического состояния проточных частей газотурбинных установок и центробежных компрессоров, мощность ГТУ.
     На компрессорных станциях, которые оснащены системами автоматического управления (САУ) ГПА, данные показатели определяются в реальном времени. Но даже при обеспечении на КС в цехах микропроцессорами по системам и управлению ГПА эти показатели с нужной точностью не могут быть определены. Поэтому рабочий персонал не располагает нужной информацией, которая необходима для получения эффективной работы ГПА на станциях.
     Причина в том, что не существует как таковых конкретных методов и решений по определению технических показателей ГТУ. Эти методы должны быть простыми и иметь возможность применения на любых видах ГТУ.
     Вопросам по энергосбережению должно уделяться достаточное время, причем для достижения данной цели немаловажную роль играет диспетчерское управление магистральным транспортом газа.
     При руководстве порядком работы технологического оборудования компрессорных станций нужно уметь принимать решения по совокупности задач: информационное и программное снабжение диспетчерских служб (ДС); наблюдение за потреблением газа на внутренние и технологические нужды компрессорной станции; эффективного взаимодействия диспетчерской службы с производственно-диспетчерской службой компании в тех вопросах, которые касаются методики компримирования при транспорте газа.
     В информационном и программном обеспечении диспетчерских задач для подсчета чаще всего используют диаграммы приведенных характеристик ГПА. Но они имеют свои минусы: данные характеристики изменчивы (с наработкой агрегатов поддаются деформации), и к тому же, они приняты по ряду предположений.
     Поэтому используют исследовательский метод расчета эксплуатационных характеристик ГПА компрессорной станции, исследуют и составляют систему начальных и частично обработанных значений топливно-энергетических показателей ГПА, также занимаются такими вопросами, как влияние адиабатного КПД осевого компрессора и турбины, КПД камеры сгорания на конечные показатели ГТУ – мощность и КПД, потребление топливного газа рыночную производительность ГПА.
     В некоторых источниках показано, что изменение в меньшую сторону КПД главных элементов (осевой компрессор, газовая турбина, центробежный компрессор) в различной мере воздействует на регресс основных характеристик ГПА. Например, при уменьшении адиабатного КПД осевого компрессора на 5-10% его полезная мощность и рыночная производительность снижаются от 15-30% соответственно, а при сокращении адиабатного КПД газовой турбины на 5 и 10% мощность и производительность уменьшаются до значений 20 и 40%. Рыночная эффективность в значительной степени зависит от адиабатных значений КПД осевого компрессора и турбины, чем от политропного значения КПД центробежного нагнетателя. Так, при уменьшении адиабатного КПД на 5% рыночная производительность тоже уменьшается на 5%.
     Безусловно, в течение долгой эксплуатации газоперекачивающих агрегатов проявляется снижение их технических параметров. Значительная доля агрегатов ПАО «Газпром» эксплуатируется давно, оборудование является старым во всех отношениях, необходимо применение модернизации к ним. На данный момент большими темпами на КС в пределах реконструкции используются новые агрегаты авиационного типа. ОАО «Авиадвигатель» с 90-х годов занимается работой по производству ГТУ, мощность которых находится в пределах 2,5-25 МВт (КПД до 36%) на базе авиационных двигателей, приспособленных для работы в промышленных условиях. Известно также, что для нового поколения магистральных газопроводов, которые перекачивают газ давлением 12 МПа, исследуется и разрабатывается перспективная ГТУ-32П на базе авиационного двигателя Д-30Ф6 с КПД 39%.
     Ввиду того, что ГПА является дорогим оборудованием, которое рассчитано на продолжительное время эксплуатации, появляется необходимость соответствия нынешним требованиям зарубежного опыта производств.
     На этапе проектирования ГТУ должны не только удовлетворять технологическим требованиям, но и учитывать их реализацию при производстве, проверках и эксплуатации ГТУ, опираясь на международный опыт производства подобных установок, показатели работы которых можно найти в периодической литературе.
     Одним из способов увеличения КПД газотурбинных установок является увеличение температуры газа перед турбиной и степени повышения давления осевого компрессора, но осуществление таких показателей бывает осложнено уменьшением ресурса ГТУ и существование назначенного ресурса ГТУ (100 тыс.ч.) представляется проблемной задачей, которую не решить без новейших исследовательских решений, а также материалов, которые выдержат более повышенные нагрузки.
     В качестве примера можно рассмотреть такой вариант, в котором для увеличения эффективности ГПА смешивали природный газ с водородом, последний в свою очередь имеет высокую скорость движения пламени, более широкий предел воспламенения, а это и вызывает уменьшение затрат топливного газа.
     Техническое состояние ГПА определяется качеством его изготовления, его дальнейшим монтажом на КС, ремонтом и существенно влияет на потребление энергоресурсов. Обычно коэффициент технического состояния по мощности ГПА с газотурбинным приводом варьируется в пределах не выше 0,85-0,90, а КПД эксплуатируемых агрегатов на уровне заметно ниже проектных, что в свою очередь оказывает влияние на уменьшение показателей транспортировки природных газов. В результате исследований можно сделать вывод о том, что даже за счет увеличения качества проводимых ремонтов ГПА, потребление топливного газа на данном приводе можно сократить на 5-7%.
     Длина магистральных газопроводов, проходимых по всей площади Единой системы газоснабжения РФ, составляет примерно 170000 километров, где через каждые 80-150 километров находятся около 250 линейных компрессорных станций, следовательно, газопроводы между станциями имеют около 5 отключаемых участков. Значительные потери природного газа происходят во время ремонтных работ на магистральных газопроводах, где из отключенного участка газ чаще всего стравливается в окружающую среду. 
     Поэтому в последние года одним из важнейших вопросов в газовой отрасли является вариант сохранения газа при ремонтных работах. В некоторых источниках показаны результаты некоторых опытных испытаний, которые проводились с помощью мобильных компрессорных станций (МКС) как отечественного, так и зарубежного производства. 
     Удобство мобильных компрессорных станций состоит в том, что для перекачивания природный газ идет в соседний участок или в параллельные идущие нитки газопроводов. Недостатком при использовании МКС является необходимость приостановления из работы участка МГ на некоторое время, так как используемые МКС имеют ограниченную производительность. Вывод участка МГ из работы создает проблемы газотранспортной системы.
     
     

1.2	Изучение основных характеристик газоперекачивающих агрегатов

	Одной из главных задач компрессорных станций магистральных газопроводов является транспортировка газа с необходимыми технологическими параметрами до следующей станции.
	Компрессорная станция служит элементом влияния на порядок работы ГТС для того, чтобы обеспечить поставки оговоренных объёмов перекачиваемого газа с приемлемыми энергетическими показателями технологических процессов. Указанные подходы имеют всё более важный характер, учитывая длину и распространенность газотранспортной системы нашей страны с большим количеством КС, которые чаще всего оборудуются газоперекачивающими агрегатами с приводом от газотурбинных установок с центробежными компрессорами. 
	ПАО «Газпром» в последние года принимает участие и оказывает прямое воздействие и поддержку по вопросам, касающихся разработок способов, методик, правил выполнения и программного обеспечения расчетов для оптимизации режимов работы как КС, так и всю ГТС. Такие же подобные исследования проводятся и зарубежными компаниями по нефтегазовой отрасли. В частности, в настоящее время существуют и используются комплексы оптимизации и моделирования режимов работы КС и ГТС в целом такого типа, как «Астра-Газ», Сампаг, Ингир, «Веста». 
	Известно, что за последние годы во многих дочерних газотранспортных Обществах с большим успехом используется программный комплекс моделирования «Астра-газ». Но также используются и другие отдельные теоретические программы, предназначенные для вычисления режимов работы КС.
	На сегодняшний день всё большую принципиальную важность и распространённость приобретают статистические математические модели, которые описывают режимы работы ГТУ и ЦБК в составе ГПА, фильтров грязеуловителей, установки по очистке газа, аппаратов воздушного охлаждения (АВО). Любая неисправность ГПА сразу же отобразится на параметрах его работы. Но благодаря диагностическим зависимостям, которые строятся с установлением закономерностей развития неполадок, можно следить за рабочим состоянием ГПА на протяжении его работы. Анализу данных диагностических зависимостей уделяется всё больше внимания ввиду его важности.
     Газоперекачивающий агрегат можно рассмотреть, как проточную систему турбомашин, которая состоит из ГТУ (осевой турбомашины) и ЦБК (радиальной турбомашины). Сама по себе ГТУ это одновальная, двухвальная или трехвальная газодинамическая система, которая состоит из осевого компрессора, камеры сгорания, турбин и узлов. Поэтому с уверенностью можно сказать, что явления, которые происходят в ступенях осевого компрессора, турбины ГТУ и в рабочем колесе ЦБК отображаются аналогичными аналитическими моделями.
     Главной деталью турбомашин являются лопатки рабочего колеса и направляющего аппарата, потому что через них передается воздействие на поток. Лопатки поддаются воздействию потока, который неодинаков по высоте в связи с наличием приграничного слоя на стенках, изменения радиуса и скорости потока по высоте.
     В многоступенчатых компрессорах и турбинах ГТУ существует воздействие работы ступеней друг на друга, что добавляет еще одну задачу, суть которой состоит в подборе нужного взаимоположения и углов атаки каждой из ступеней. 
     Почти все ГТУ, которые находятся в работе газотранспортной системы, устроены по двухвальной схеме, с регенератором или без него. Для такого ГТУ применяются следующие обобщенные характеристики, в зависимости от того, какая приведенная мощность представлена в относительной форме:
     - приведенный относительный эффективный КПД:
                          								                (1.1)
     где и - номинальный и фактический КПД;
     - приведенная относительная эффективная мощность:
      ,							                          (1.2)
где 	 и  – номинальная и фактическая мощность ГТУ;
      и  – номинальная и фактическая температуры наружного воздуха;
      и  – номинальное и фактическое атмосферное давление.
     Описанные зависимости действительны для участка оптимизированных частот вращения силовой турбины, что достигается при определении параметров ГТУ и нагнетателя.
     Действительная мощность ГТУ часто определяется по мощности, потребляемой нагнетателем:
      ,    	      (1.3)
где	– - показатель псевдоизоэнтропы;
      – среднее значение коэффициента сжимаемости природного газа;
      – температура газа на входе и выходе группы (нагнетателя), K;
      – массовая производительность ЦБН, кг/с;
      – коммерческая производительность ЦБН, млн.м3/сут.;
      – газовая постоянная, кДж/кг·K.
     Формула (1.3) является универсальной, которую можно использовать для любого ГПА, но могут возникнуть сложности в расчетах, так как будет необходима производительность (коммерческая или объемная), которую в некоторых ситуациях сложно будет зафиксировать, так как не все компрессорные станции оборудованы узлами по учету и потреблению газа.
     В работе [15] показано, что для контролирования таких характеристик ГПА, как мощность и КПД ГТУ, на КС будет проблематично их фиксировать, так как осложнена возможность конкретного замера важных параметров, таких   как мощность и крутящий момент на валу силовой турбины, пропускная способность нагнетателя, количества газа через двигатель. 
     Самые значительные потери тепла происходят в основном с уходящими газами (примерно 95%), в камере сгорания около 2%, также присутствуют потери энергии и в подшипниках (около 0,2%). 
     В работе [12] показаны методы для улучшения геометрии осевого компрессора ГТУ (КНД и КВД) с помощью моделирования режимов течения воздуха в проточной части двигателя ДР59Л ГПУ-10 «Волна», который изображен на рисунке 1.4.
     
     Рисунок 1.4 – Конструктивная схема ГТУ ДР59Л в составе ГПУ-10 «Волна»
     
     Все расчеты, посвящённые движению газов в КНД, КВД, ТВД, ТНД велись в программе FlowER, в котором были решены уравнения Навье-Стокса, что дало возможность уменьшить объём затрат для проведения дорогих экспериментов и решить всё в численном виде. 
     На рисунке 1.5 показано движение воздуха в начальном КНД ДР59. Было выявлено значительное уменьшение работы по сжатию во второй ступени вследствие подробного изучения распределения степени повышения давления по ступеням в начальном компрессоре низкого давления. Результатом данной работы стала оптимизация и изменение работы лопаточного аппарата.
     В режиме работы компрессорной станции обычно не существует процедуры замера температуры сгоревших продуктов за камерой сгорания (перед турбиной высокого давления ТВД), следовательно, она может находиться по методу мощностей по формуле:
      	,				                    		      (1.4)
где 	 – низшая теплотворная способность топливного (природного) газа согласно паспортам качества газа в условиях конкретной КС, кДж/кг;
      – температура воздуха за КВД, для некоторых ГТУ (например, ДР59Л в составе ГПУ-10 «Волна») является измеряемой величиной;
      – КПД камеры сгорания ГТУ;
      – массовый расход воздуха через проточную часть ГТУ, кг/с;
      – массовый расход топливного газа ГТУ, кг/с;
      – изобарная теплоемкость воздуха, кДж/кг*K.
     
     
     Рисунок 1.5 – Визуализация течения воздуха в исходном КНД ДР59 
     
     Целью расчетов (если необходимо повысить энергоэффективность) является нахождение КПД для КНД, КВД, ТВД, ТНД и СТ и эффективного КПД ГТУ. 
     По проделанным исследованиям можно сказать, что по существующим зависимостям всегда есть возможность посчитать основные параметры работы ГТУ, но так как режимы работы ГПА отклоняются от номинальных ввиду переменных режимов МГ, также, как и в процессе долгой работы, происходит изменение расчетных характеристик газотурбинных установок и центробежных компрессоров, вследствие этого увеличивается погрешность расчетов. 
     В случае, если в ГПА есть система автоматического управления, немаловажным вопросом является использование статистических моделей для расчета показателей ГПА, которые можно будет использовать при диспетчерском управлении режимами транспортировки.
     1.3	Подогреватели газа в составе компрессорных станций
     
     У компрессорных и газораспределительных станций важной мерой оценки служит пропускная способность. Следовательно, что проектные институты при выборе подогревателей газа, которые будут использоваться на КС и ГРС, учитывают, в первую очередь, их пропускную способность. Так, производительность тепла подогревателей при использовании в реальных условиях обычно не подвергается проверке и при выборе установки не берется во внимание.
     Обычно загрузка газораспределительных станций гораздо меньше проектной (последствия, связанные с экономическим кризисом). Подогреватели используются при низких нагрузках, что, в свою очередь, неудовлетворительно сказывается на их работе (образование конденсата, неустойчивая работа горелок, нестабильная работа САУ).
     Организации, эксплуатирующие и проектирующие объект, вынуждены прибегать к различным методам, например, метод смешения, при котором до высокой температуры подогревается лишь некоторая часть газа. Для получения необходимой температуры, при которой исключается гидратообразование, нагретый газ смешивают с холодным. Но в настоящее время не существует каких-либо конкретных методик для точного решения описанной выше технологической задачи.
     Теплообменные аппараты часто используют как самостоятельные аппараты или в составе комплексных установок. Существует различные виды теплообменных аппаратов:
1) по принципу действия:
     -	регенеративные (в них процесс переноса теплоты от горячего теплоносителя к холодному происходит циклически). Теплообменники этого типа чаще всего применяются для регенерации теплоты отходящих газов;
     -	поверхностные (в них теплоносители изолированы стенкой);
     -	смесительные (в них теплопередача происходит без изолирующей стенки за счет прямого контакта между средами);
2) по назначению: 
      - испарители;
      - холодильники;
      - подогреватели;
      - конденсаторы;
3) по направлению движения теплоносителей:
       - прямоточные;
       - противоточные;
       - с перекрестным током;
       - со смешенным током;
4)  по конструктивным признакам и способу изготовления:
 если поверхность теплообмена состоит из труб: 
      - кожухотрубчатые;
     - типа «труба в трубе»;
    - витые;
    - оросительные;
    - погружные;
  если поверхность теплообмена состоит из металлического листа:
    - сотовые;
    - пластинчатые;
    - рубашечные;
    - спиральные;
     Чаще всего используются кожухотрубчатые теплообменники (рисунок 1.6) из-за простоты устройства, изготовления и эксплуатации.
     Теплообменные устройства типа «труба в трубе» (рисунок 1.7) производятся площадью примерно 1-90 м2, рассчитаны на давление 16 МПа, нагрев от минус 60 °С до 600 °С.
     
     Рисунок 1.6 – Кожухотрубчатый теплообменник
     
     Теплообменные аппараты (ТОА) данного типа сконструированы из соединённых друг за другом между собой специальных секций «труба в трубе», которые исполнены из сталей разных марок.
     
     
     Рисунок 1.7 – Теплообменник типа «труба в трубе»
     
     В таких аппаратах теплообмен совершается между средами, которые перемещаются по внутренним трубкам и внешнему пространству между трубами. В таких теплообменниках достигается высокая скорость движения и теплообмен становится эффективным за счет высокого коэффициента теплопередачи. Теплообменники типа «труба в трубе» имеют недостатки в сравнении с кожухотрубчатыми: большие размеры аппаратов и высокие затраты металла за счет небольшой площади поверхности теплообмена в трубках.
     Спиральные теплообменные аппараты производятся площадью от 10 до       100 м2, рассчитаны на давление 0,6 МПа и 1 МПа, нагрев от минус 25 °С до 200 °С. ТОА данного типа сконструированы из пластин, которые завернуты в вид спирали и создают тем самым пространство, по которым двигаются рабочие среды. Преимуществом данных ТОА являются небольшие размеры аппаратов и образование высоких скоростей движения рабочих сред, что позволит увеличить эффективность теплообмена. Потеря давления у данных ТОА незначительное. К минусам таких теплообменников относят трудность конструктивного исполнения и сложность обеспечения плотности соединения.
     Особенность погружных аппаратов заключается в погружении теплообменных пучков труб в емкость с охлаждающей средой, которой, чаще всего, является вода. Аппараты данного типа используют как холодильные установки. К минусам таких ТОА можно отнести огромные размеры емкостей и, следовательно, значительные капиталовложения на металл при изготовлении. Кроме этого, скорость движения охлаждающей среды низка, а отсюда следует, что процесс теплообмена не достаточно эффективен. 
     Большой популярностью пользуются аппараты воздушного охлаждения (АВО). В АВО охлаждающим потоком является воздух, который легко нагнетается специальными вентиляторами. Применение АВО помогает выполнить задачу, связанную со значительной экономией охлаждающей среды, снизить значение сточных вод, устранить работы, связанные с чисткой поверхности труб. У данных аппаратов не самый высокий показатель коэффициента теплопередачи, но это восполняется использованием ореберения внешней поверхности воздуха. Трудности охлаждения возникают в летний период времени. В аппаратах воздушного охлаждения можно применить незначительное уменьшение (на несколько градусов) первоначальной температуры воздуха за счёт впрыскивания воды.
     Пластинчатые теплообменники используются для теплоносителей со схожими по численному значению коэффициентами теплоотдачи. Преимуществами таких теплообменников являются простота в исполнении, требование небольших затрат на металл, маленькое гидравлическое сопротивление. 
     Штампованные пластинчатые ТОА, обычно изготовленные гофрированным методом штамповки пластин, оставляют преимущества стандартных пластинчатых аппаратов, но ими можно пользоваться только тогда, когда давление рабочих сред достигает 1.5 МПа и выше.
     Компактные пластинчатые ТОА стали применяться, чтобы достичь уменьшения размеров и веса аппаратов, которые используются в транспортных газотурбинных и холодильных машинах. Обычно их исполняют из сплавов меди или алюминия. Рабочим давлением является давление выше 2 МПа.
.......................