CC BY
97УДК 622.628.26
В.В. Кичатов, главный инженер проекта, ОАО «Гипрогазоочистка», e-mail: vkichatov@ggo.ru
ОСОБЕННОСТИ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ В СИСТЕМАХ КОМПРИМИРОВАНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) являются основными потребителями энергетических ресурсов на компрессорных станциях (КС) магистральных газопроводов, и за счет оптимизации режимов работы ГПА можно добиться существенного снижения потребления энергоресурсов при магистральном транспорте природного газа. Однако способы оптимизации могут отличаться в зависимости от особенностей КС. В работе определяются способы оптимизации для каждого из существующих типов обвязок КС.
системы компримирования компрессорных станций можно разделить на три следующих типа:
• с параллельной обвязкой агрегатов;
• с последовательной обвязкой агрегатов;
• со смешанной обвязкой агрегатов. Параллельная обвязка применяется на линейных компрессорных станциях, режим работы которых характеризуется большим расходом и малой степенью повышения давления. Последовательная обвязка применяется там, где требуется большая степень повышения давления. В основном это КС на подземных хранилищах газа и дожимные компрессорные станции на месторождениях газа. Смешанная обвязка применяется при потребности в многоступенчатом сжатии, возникающей на месторождениях с падающим пластовым давлением.
Как показывают исследования, подходы к оптимизации режимов работы отличаются в зависимости от типа обвязки системы компримирования. Несмотря на это, для любой системы компримирования решение задачи оптимизации с точки зрения энергосбережения можно условно разделить на три этапа. На первом этапе определяется оптимальное распределение загрузки для каждой
из сопоставляемых систем компримирования. На втором этапе выбирается схема компримирования, оптимальный режим работы которой требует наименьших энергетических затрат по сравнению с оптимальными режимами других схем. Отдельно можно выделить третий этап, на котором решается задача регулирования режимов работы ГПА при изменении подачи газа и степени повышения давления природного газа по КС и принимается решение о целесообразности перехода на другую схему компримирования. Решение следует осуществлять с учетом технического состояния ГПА.
При решении этих этапов задачи необходимо использовать критерий, который учитывает колебания подачи газа по газопроводу, взаимное влияние объектов магистральных газопроводов, распределение загрузки между компрессорными станциями технологических участков МГ, энергетическую целесообразность выбора систем компримирования и распределения загрузки между ГПА в этих системах, изменение технического состояния энерготехнологического оборудования КС, использование в системах компримирования электроприводных и газотурбинных ГПА, уровень и соотношение цен на энергоносители, режимы
работы систем охлаждения природного газа на КС и энергозатраты в них.
В качестве такого критерия оптимизации процесса компримирования предлагается величина энергозатрат на сжатие природного газа в денежном выражении, которая составляет существенную часть эксплуатационных затрат [1].
Согласно предлагаемому критерию, энергетически оптимальным режимом работы агрегатов в системе компримирования цеха или КС является такой режим, при котором энергетическая составляющая эксплуатационных затрат принимает минимальное значение [2]. Энергетическую составляющую эксплуатационных затрат в системе компримирования (руб./час), оснащенной газотурбинными и электроприводными ГПА, можно определить по соотношению:
С =с -N =3'6’4тг-У
''ЭН.С.К '"КС ’’е i—t
Ni,
^нр мЛе.гтул*Лмех.1
А.
+Цээ-£-
.иЛэлГЛред.;
(1)
где скс - средняя стоимость единицы энергии, идущей на сжатие природного газа в системе компримирования КС, руб./(кВт.ч); N5 - энергетические затраты, расходуемые на сжатие
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ транспорт и хранение нешти и газа \\ 77
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
2 1
Рис. 1. Сопоставление характеристик оптимального режима работы при использовании различных критериев оптимизации:
1 - оптимизация по приведенному КПД ГПА,
2 - оптимизация по политропному КПД нагнетателя
природного газа в системе компри-мирования в единицу времени, кВт; N , N - внутренняя мощность, расходуемая на сжатие газа в нагнетателях 1-го работающего ГГПА и ;)'-го работающего ЭГПА, включенных в систему компримирования КС, кВт; цтг - цена топливного газа, руб./1000 м3; цээ - цена электрической энергии на станции, руб./(кВт.ч); г|е.гту.( - эффективный КПД ГТУ 1-го работающего ГГПА; г|„ех - механический КПД ГГПА, учитывающий механические потери при передаче энергии от ГТУ к нагнетателю; , г)ред - КПД электродвигателя
и редуктора 1-го работающего ЭГПА. Данный критерий позволяет получить объективную оценку эффективности работы различных схем компримирования, так как в него входят параметры, которые учитывают эффективность про-
цесса сжатия и техническое состояние ЦБН, изменение загрузки и относительного эффективного КПД газотурбинной установки, техническое состояние ГТУ, цены на энергоносители, механические потери при передаче энергии от ГТУ к нагнетателю и в редукторе ЭГПА. Кроме того, он позволяет сравнить эффективность работы различных схем компримирования при использовании на компрессорной станции ГПА с любым типом энергопривода.
Определив величину энергозатрат на сжатие природного газа С, можно определить перерасход энергетических ресурсов в денежном выражении при реализуемых режимах эксплуатации систем компримирования по сравнению с оптимальными режимами:
ДС = С - С (2)
1-1'-'эн.с.к '-'эн.с.к '-'эн.с.к.опт V /
Предлагаемый критерий можно использовать на всех этапах решения задачи оптимизации работы систем компри-мирования.
При решении задачи оптимального распределения загрузки между газотурбинными газоперекачивающими может быть использован приведенный КПД ГПА [2]:
Лпр,ГПА _ Лпол^е (3)
где т]е - эффективный КПД привода. Для системы компримирования компрессорной станции данный критерий определяется по соотношению:
^Л1пр,ГПА,1*^е,1 Лпр,с.к.=~ х------ (4),
1=1
где г|пр,ГПА,1 - приведенный КПД 1-го ГПА, входящего в систему компримирования, х - количество ГПА, входящих в систему компримирования.
Апробация предлагаемой ниже методики проводилась на ряде газотранспортных обществ ООО «Газпром трансгаз Югорск», ООО «Газпром трансгаз Москва», на компрессорных станциях как с параллельной обвязкой линейных КС, так и с последовательной и смешанными обвязками дожимных КС. Рассматривались системы компримирования, состоящие из агрегатов стационарного и авиационного типов, с мощностью в диапазоне от 6 до 25 МВт.
Результаты расчетов оптимального режима работы системы компримирования при параллельной обвязке КС, состоящей из цехов с агрегатами разного типа, наглядно отображают графики зависимости, по которым можно проследить изменение значений критерия эффективности работы системы компримирования вместе с изменением режимов работы ГПА, характеризующиеся в данном случае соотношением подачи через 1-й агрегат или цех к суммарной подаче через рассматриваемую компрессорную станцию (рис. 1). Результаты проведенных исследований позволяют сделать вывод, что для каждой схемы компримирования существует оптимальное соотношение подачи между цехами. Это соотношение пропорционально соотношению суммарных располагаемых мощностей ГПА по компрессорным цехам:
78 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 5 \\ май \ 2012
О ,
цкц1_ 1=1
°кц2 ХМм.
>1
(5),
где Qкц1,2 - расход газа через первый и второй цеха, 1Чр - располагаемая мощность ГПА, х - число агрегатов в первом цехе, у - число агрегатов во втором цехе.
При прогнозировании оптимального режима работы ГПА были получены значения критериев эффективности работы системы компримирования для разных режимов работы ГПА в составе КС (рис. 1).
Анализ результатов проведенного исследования показывает, что режим работы системы компримирования, состоящей только из ГГПА, при максимальном приведенном КПД ГПА характеризуется минимальным расходом топливного газа и, соответственно, минимальными значениями энергетической составляющей эксплуатационных затрат в системе (рис. 1). Это дает право называть данный критерий энергетически оптимальным. При этом использование в качестве критерия оптимизации по-литропного КПД процесса сжатия при-
рис. 2. Минимальные затраты на сжатие при разных схемах работы компрессорной станции: 1 - два агрегата ГтК-25ир и четыре ГПА-Ц-16; 2 - два агрегата ГтК-25ир и три ГПА-Ц-16; 3 - один агрегат ГтК-25ир и четыре ГПА-Ц-16; 4 - два агрегата ГтК-25ир и два ГПА-Ц-16; 5 - один агрегат ГГК-25ир и три ГПА-Ц-16
ведет к перерасходу топливного газа ДС на рассматриваемых режимах эксплуатации КС. При этом следует отметить, что чем ниже степень повышения давления по КС, тем более существенным может быть перерасход топливного газа из-за неправильного выбора критерия оптимизации. Аналогичные результаты были получены и для последовательной и смешанной обвязок КС.
Переход с оценки затрат на сжатие по политропному КПД на оценку по приведенному КПД позволяет избежать дополнительных затрат ДСэн.с.к. , которые могут достигать на одной компрессорной станции 70 тыс. м3/год на каждый МВт мощности, расходуемой на процесс сжатия. Таким образом,если рассматривать компрессорную станцию, в которой работают, например, 2
ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ООО «НПП «АВИАГАЗ-С0ЮЗ+»
В СОСТАВЕ АГРС «ИСТОК» ИСПОЛЬЗОВАНО ОБОРУДОВАНИЕ, РАЗРАБОТАННОЕ И ВЫПУСКАЕМОЕ ПРЕДПРИЯТИЕМ:
• Регуляторы давления газа «ЛОРД» Ду 15,25, 50,100,150
• Отсекатели потока газа «ЛОРД» Ду 50,100,150
• Модули отсекатель-регуляторы «ЛОРД» Ду 25, 50,100,150
• Модули спаренных регуляторов «ЛОРД» Ду 15,25,50,100,150
• Регуляторы ограничители расхода и давления «Л0РД-Р» Ду 25,50,100,150
• Подогреватели газа ПГТА 200, 375М, 1600М.
• Блоки очистки «Исток» 1, 3,5,10,30,50,75 тыс. нм3/час
• Блоки редуцирования «Исток» 1, 5,10,30, 50, 75,150 тыс. нм3/час
• Блоки одоризации газа до 70 тыс. нм3/час
• Блоки подготовки импульсного газа
ПРЕДПРИЯТИЕМ РАЗРАБОТАНЫ
И ПРОИЗВОДЯТСЯ:
• Мини ГРС «Исток на расходы от 3 до 250 нм3/час
• Автоматические газораспределительные станции «Исток» -1,3, 5,10, 20,30,50, 75 тыс. нм3/час (размещаются в блочном и блочно-контейнерном исполнении).
• Станции на большие расходы «Исток» от 100 до 1 000 тыс. нм3/час и более, (разрабатываются по индивидуальным проектам с использованием унифицированного оборудования).
• Отдельные блоки «Исток» для капитального ремонта и реконструкции ГРС
транспорт и хранение нефти и газа
агрегата ГТК-25ИР и 4 агрегата ГПА-Ц-16, то экономия при выборе верного критерия оптимизации может достигать 8 млн м3/год.
Если не оптимизировать распределение загрузки агрегатов в параллельной обвязке, то перерасход топливного газа может достигать 110 тыс. м3/год на каждый МВт мощности, расходуемой на процесс сжатия. Для КС, в которой работают 2 агрегата ГТК-25ИР и 4 агрегата ГПА-Ц-16, экономия при оптимизации режимов работы ГПА может достигать 12 млн м3/год.
Результаты расчета оптимального режима работы системы компримирования, состоящей из последовательно соединенных агрегатов, показывают, что для таких КС наиболее оптимальной является равная загрузка агрегатов по степени повышения давления. При этом степень повышения давления каждого из агрегатов можно определить из ранее известного соотношения [3]:
El= B2=VeKC (6),
где е1 - степень повышения давления первого агрегата; е2 - степень повышения давления второго агрегата; еКС - степень повышения давления компрессорной станции.
Если не оптимизировать распределение загрузки агрегатов в последовательной обвязке, то перерасход топливного газа может достигать 80 тыс. м3/год на каждый МВт мощности, расходуемой на процесс сжатия. Для КС, в которой работают 6 агрегатов ГПА-Ц-16, экономия при оптимизации режимов работы ГПА может достигать 8 млн м3/год.
После определения оптимального распределения загрузки ГПА в сопоставляемых схемах компримирования следует определить эффективность работы каждой из них. Для того чтобы проследить изменение затрат на сжатие при работе компрессорной станции на разных схемах компримирования, необходимо проанализировать значения критерия оптимизации, характеризующего работу разных схем компримирования, на всем рассматриваемом диапазоне изменения расходов через КС (рис. 2).
Учитывая диапазон возможного изменения производительности для каждой схемы компримирования, можно определить, работа какой из сравнивае-
мых схем компримирования наиболее выгодна при заданных условиях и на какую схему следует перестроить систему компримирования при изменении коммерческого расхода.
Ошибка в выборе схемы компримирования может привести к перерасходу топливного газа до 275 тыс. м3/год на каждый МВт мощности, расходуемой на процесс сжатия. Для КС, в которой работают 2 агрегата ГТК-25ИР и 4 агрегата ГПА-Ц-16, это значение может достигать 30 млн м3/год.
В работе также решалась задача регулирования режима работы с целью снижения затрат на перекачку при изменении технического состояния ГПА. Исследования показали, что при одинаковом техническом состоянии однотипных ГПА энергетически оправданно равномерное распределение загрузки между ними. Для сохранения режима оптимальным при снижении технического состояния агрегатов как для последовательной, так и для параллельной обвязки следует снизить их загрузку за счет ее повышения на агрегатах, техническое состояние которых снизилось в меньшей степени или совсем не изменилось.
В настоящее время ряд крупнейших газовых месторождений переходят или уже перешли в стадию падающей добычи, что сопровождается падением пластового давления. Это обстоятельство вызывает необходимость в строительстве дожимных компрессорных станций (ДКС), целью которых является обеспечение качества подготовки природного газа к магистральному транспорту в установках комплексной подготовки природного газа и повышение давления природного газа до рабочего давления в магистральном газопроводе. Снижение пластового давления и изменение объемов добычи газа требует решения задач регулирования режимов работы дожимных КС и модернизации газоперекачивающего оборудования, а при необходимости и реконструкции станций при изменении требуемых режимов их работы. Модернизация ГПА связана со сменой проточных частей центробежных нагнетателей (ЦБН), а реконструкция КС может включать в себя переобвязку систем компримирования, установку новых агрегатов на станции или строительство новой
очереди станции. При этом перед компаниями, проектирующими и изготавливающими компрессорную технику, стоит задача разработки и выпуска высокоэффективных ЦБН со степенью повышения давления 3 и выше [2].
При решении задач регулирования режимов работы дожимных КС следует учитывать, что с некоторого момента на поздних стадиях эксплуатации месторождения их системы компримирования будут многоступенчатыми, которые по мере снижения пластового давления должны увеличивать по технологической необходимости степень повышения давления природного газа. При этом возникает задача оптимального распределения степени повышения давления между агрегатами, работающими при смешанной обвязке, между ДКС первой и второй очереди, между ступенями сжатия в рамках одной очереди ДКС с учетом технологических характеристик (подачи и степени повышения давления природного газа) и технического состояния используемого газоперекачивающего оборудования. Проведенные исследования в этом направлении показывают невозможность использования тех же принципов, что и при параллельной или последовательной обвязках.
Рассмотрим пример смешанной обвязки, когда в первой ступени работают три агрегата параллельно, а во второй - два агрегата. При этом первую и вторую ступени сжатия можно рассматривать как отдельные системы компримирования с параллельной обвязкой и оптимизировать загрузку пропорционально соотношению суммарных располагаемых мощностей ГПА (5). Однако распределение загрузки по степени повышения давления между ступенями по принципу равной загрузки (6) не будет являться оптимальным и, как показывают исследования, будет зависеть от суммарной степени повышения давления и расхода через КС.
Расчеты, проведенные для ряда разнотипных агрегатов единичной мощностью от 4 до 16 МВт, позволяют выявить общий принцип оптимизации режимов работы агрегатов в смешанной обвязке:
=0,12.^^-0,11^^+0,92 , (7)
^2 /опт ^ном.кс ^ном.кс
80 \\ территория нефтегаз \\
\\ № 5 \\ май \ 2012
где Qкс , Qном.кс - текущий и номинальный расход через компрессорную станцию, екс , еномкс - текущая и номинальная степень повышения давления компрессорной станции.
Проанализировав формулу 7, можно сделать вывод, что при увеличении степени повышения давления КС оптимальная зона смещается в область большей загрузки второй ступени. При увеличении расхода через КС оптимальная зона смещается в область большей загрузки первой ступени. При использовании данной формулы погрешность при определении опти-
мального соотношения степеней повышения давления между ступенями не превышает 1%.
Если не оптимизировать распределение загрузки между агрегатами в смешанной обвязке, то перерасход топливного газа может достигать 240 тыс. м3/год на каждый МВт мощности, расходуемой на процесс сжатия. Для КС, в которой работают 5 агрегатов ГПА-Ц-16, это значение может достигать 19 млн м3/год. Учитывая изложенные выше результаты исследований, можно сделать вывод, что применение специализированных программных комплексов, позволяющих
учесть большое количество факторов, от которых зависит оптимальное распределение загрузки между ГПА, компрессорными цехами и станциями, позволит существенно повысить эффективность работы газотранспортной сети. Учитывая, что снижение энергетических затрат на транспорт природного газа в результате оптимизации режимов работы ГПА в системах компримирования является наименее затратным способом энергосбережения, это направление на фоне интенсивно развивающейся системы автоматизации является наиболее привлекательным.
Литература:
1. Щуровский В.А. Выбор энергопривода для компрессорных станций магистральных газопроводов// Газовая промышленность. - 2005. - №11. - С. 23-26.
2. Энергосберегающие технологии при магистральном транспорте газа/ Поршаков Б.П., Калинин А.Ф., Купцов С.М., Лопатин А.С.,. Шотиди К.Х. Учебное пособие. - М.: МПА-Пресс, 2006. - 311 с.
3. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций/ Б.П. Поршаков, А.С. Лопатин, А.М. Назарьина, А.С. Рябченко. - М.: Недра, 1992. - 207 с.
4. Концепция энергосбережения и повышения энергоэффективности на 2011-2020 гг/ ОАО «Газпром».
5. Калинин А.Ф., Кичатов В.В., Торопов А.Ю. Оценка эффективности работы систем компримирования компрессорных стаций// Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009. - С. 85-95.
Ключевые слова: энергосбережение, критерий, оптимизация, режим работы ГПА, эксплуатация компрессорных станций.
The Joy of welding
Удовольствие от сварки
Комгымин Кетррч Оу (Фиилы |дн.н I едущий глирйбой прокзййдиюль сварочного оборудования для Дуговых мртдов гадрки. Снарсннрр оборудеаьание npowj&aufi&a Kerrvppi - это^ачео&о, кадежноси*
ВЫСОКИЙ технический КдоПдНИЯ имеет 30-ТИ ПеТНИЙ успешный
сн 1ы I paSoi ы ы России. Длн упраалемим продажами и есущеа йленид технической подцер^ки поставляемого оборудования на территории Российской Федерации 10 мн 2006 года было содачо доч*1>#е предприятие компании KeJTipffc Оу - ООО ■Кемппи*,
В настоящее аэемя на территории Российской Федерации компанией ООО«Кймппи*ссищана и СеГь дилер^их центров
по продаже и сервисному обслуживанию сварочного сборудоеаннц Kernppi ксПичый HdumPitftbHfr били* 40 пдодс.1 лви i нлнй ею
регионах страны
np#fl(TTJH*Tf ПН ООО €К*Ш1ПИ» «
СЗФО ООО -ЦТС Btffepr*. f7 (S121 719 61 ЗЭ Uftt. ООО -ПК® ОТС-. + 7 ВД Ю
ооо os *3
ЮФО ООО * 7(КШ 59 О* 44
van-, ооо ^Пг«мр,1.. vi деад s у
Ш ООО .Смрчл Т4*.*7 [3313/30 72 М
ЗйпОср-йл Снй||рь:000*Си&У&|?а1«вй^шеяа»г+-7 (3812)77 76 36
Еосго---1ая Ы&иОь: ООО *1Д Слдр&’+ач 1ешнка». +7 £39521 7S DQ 55
ООО %06ap^i^lMhi«* ДДЯ I» ГМ[>1М*, *7 1>Е?1 У; S4 Ю ЁО
ОООКемппи" г. Моснеа, ул, Прпковаял I. сгроение 6,
Топ.: +7 (495) 739 4304, фа ic +7 Ш) 7» 43D5
www.kemppl.com IV KEMPPI
Tin |оу ai Wrldinjf
