CC BY
46УДК № 622.691.4
А.А. Коновалов, заместитель начальника отдела, ООО «Газпром развитие»
оценка целесообразности использования в компрессорных цехах кс пхг газоперекачивающих агрегатов различной единичной мощности
В статье на основе анализа режимов работы КС ПХГ в качестве одного из методов по снижению энергетических затрат в работе предлагается использование в компрессорных цехах подземных хранилищ ГПА различной единичной мощности. Проведена оценка эффективности реализации предлагаемого метода при реконструкции компрессорного цеха действующей КС ПХГ. Результаты исследования показали, что использование ГПА различной единичной мощности позволяет не только расширить диапазон режимов работы компрессорного цеха, но и дает возможность в рассматриваемом диапазоне режимных параметров КЦ на 11-22% сократить энергетические затраты на компримирование природного газа.
Ключевые слова: реконструкция КС ПХГ, компрессорный цех, ГПА различной единичной мощности, оптимизация работы компрессорного цеха, снижение энергетических затрат.
Формирование систем компримирова-ния на компрессорных станциях (КС) подземных хранилищ газа (ПХГ) требует учитывать особенности их устройства и работы, основными из которых являются резкие колебания расхода газа через компрессорные цеха (КЦ) в начальный и конечный периоды закачки, применение газоперекачивающих агрегатов (ГПА) малой единичной мощности (3,3-10 МВт) и большая по сравнению с линейными КС степень повышения давления газа в нагнетателях, меняющаяся в период закачки в пределах е = 1,50-2,25.
Неравномерность расхода газа через КС можно охарактеризовать таким показателем, как относительная амплитуда колебаний подачи газа
Р =
втох (Зп
, (1)
где Qmax - максимальная подача газа компрессорной станцией за период закачки; Qm - средняя подача газа компрессорной станцией за период закачки.
Анализ эксплуатационных данных ряда российских КС ПХГ за несколько последних лет показал, что значения относительной амплитуды колебаний подачи газа в сезон закачки находятся на уровне р = 0,20-0,44. Это существенно превышает среднее значение для линейных КС, где р = 0,15 [5]. Изменения подачи газа через КЦ подземного хранилища в начале и конце сезона закачки могут быть настолько резкими,что в течение нескольких дней загрузка цеха может изменяться от 0 до 100% (рис. 1).
Высокие значения р, в свою очередь, приводят к тому, что соотношение максимальной и минимальной мощностей
энергопривода ГПА, которое может быть определено из выражения [5]
N
Ж
(1+Р)3
, (2)
(1-Р)3
достигает значений Жшах / Жшт = 3,4-17,2, что также необходимо учитывать при формировании систем компримиро-вания КС ПХГ в процессе их реконструкции.
Программой реконструкции КС ПХГ предусматривается замена агрегатов, выработавших свой ресурс, на новые, большей единичной мощности. Однако при резких скачках расхода газа через цех это может привести к тому, что в переходных режимах работы систем компримирования ГПА будут работать либо в зонах неэффективной работы центробежных нагнетателей (ЦБН), либо в зонах низкой загрузки ГТУ, а в некоторых случаях - в области, близ-
Рис. 1. Изменение загрузки Кц одного из российских ПХГ в начале сезона закачки
3$
£
2.9
2,Т
Ї.5
г*
1Л
1.9
1.5
1.5
1,1
і.іоЛ
Ц05
=
д.й.
/ У90/_ / ^г~ V- — V: и
с О.Юу йл / / 1
/ ' у аЛ №
гд^: Ч \
29
32
9Ї
40
а
а
52
5І
60
І4
49 71 7!
О. Г.15кМ И Н
Рис. 2. Приведенные газодинамические характеристики нагнетателя Гц-52/бб,5-1б0М21 с рабочей областью
кой к помпажным режимам ЦБН, что потребует использования регуляторов давления. Все это может повлечь за собой увеличение энергозатрат на компримирование и снижение надежности работы газоперекачивающего оборудования.
К примеру, в рамках реконструкции на некоторых ПХГ планируется замена выработавших свой ресурс агрегатов «Солар» (Же0 = 3,3 МВт, це0 = 24%) на газоперекачивающие агрегаты нового поколения ГПА-10ПХГ «Урал» (Же0 = 10,0 МВт, Пео = 32,4%), оснащенных нагнетателями ГЦ-52/66,5-160М2.
средние за период закачки абсолютное давление и температура:
Рвх = 4,83 МПа, Твх = 282 К.
Выходные характеристики и загрузку ГПА при максимальной частоте оборотов рабочего колеса нагнетателя и номинальном техническом состоянии ГТУ и ЦБН определим по следующим соотношениям:
• эффективную мощность ГТУ
( _к-М
1 _^ кЛпол
Хео =■
G
к -1
■ pv ■
V
Це0 ' ^епр. .
=-----Т . (4)
П мех
• эффективный КПД ГТУ
ПеО =
1 - 0,75 • (1 - Ие.пр)
• коэффициент загрузки ГПА
К = Ж,/Жео, (5)
где О - массовый расход газа через ЦБН, кг/с; пмех - механический КПД ГПА; к - показатель адиабаты на входе ЦБН; ру - потенциальная функция на входе ЦБН, Дж/кг; є - степень повышения давления газа в ЦБН; ц„ол - по-литропный КПД ЦБН; Же0, пе0 - паспортные значения мощности и КПД ГТУ; Жепр - приведенная относительная мощность установки:
(6)
Область изменения рабочих характеристик газоперекачивающего агрегата ГПА-10ПХГ «Урал», оснащенного нагнетателем ГЦ-52/66,5-160М2, в диапазоне степеней повышения давления на КС ПХГ определяется с использованием приведенных газодинамических характеристик ЦБН (рис. 2), где нижняя граница - расходы газа через ЦБН при минимальных оборотах рабочего колеса ЦБН с учетом запаса по помпажу, а верхняя - максимальный расход при относительной частоте оборотов нагнетателя п/пном = 1,05 (рис. 3). В качестве параметров на входе ЦБН были приняты
N = N.
е-пр. N
где Тосн, Тос- номинальная и действительная температура окружающего воздуха, Гос.,, = 288 К; росм, рос - номинальное и действительное атмосферное давление, рос.н = 760 мм рт. ст.
Анализ полученных результатов прогнозирования выходных характеристик ГПА показал даже при максимально допустимой частоте оборотов рабочего колеса нагнетателя достаточно низкую загрузку агрегата Кз < 0,816, что приводит к снижению эффективного КПД ГТУ, который находится в диапазоне Пе0 = 29,4-30,7%.
Дальнейшее увеличение подачи газа через КЦ вызовет необходимость ввода в работу второго агрегата. При этом появляется область режимных характеристик цеховой системы компримиро-вания 3, которая не обеспечивается как при работе одного, так и при параллельной работе двух ГПА без использования дополнительных мероприятий (рис. 4).
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА \\ 73
Таблица. Результаты оценки эффективности использования в КЦ ПХГ агрегатов различной единичной мощности
Степень повышения давления є Объем закачки Qзак, млн м3/сут. Схема работы Коммерческий расход газа через Кц Qкц, млн м3/сут. Экономия топливного газа ДВтг, %
1,5 5,64 однотипные агрегаты 6,45 -14,3
разнотипные агрегаты 5,64
1,6 5,55 однотипные агрегаты 5,68 -11,1
разнотипные агрегаты 5,55
1,7 5,46 однотипные агрегаты 5,60 -12,2
разнотипные агрегаты 5,46
1,8 5,38 однотипные агрегаты 5,82 -13,8
разнотипные агрегаты 5,38
1,9 5,30 однотипные агрегаты 6,11 -16,7
разнотипные агрегаты 5,30
2,0 5,20 однотипные агрегаты 6,40 -19,7
разнотипные агрегаты 5,20
2,1 5,09 однотипные агрегаты 6,66 -22,4
разнотипные агрегаты 5,09
2,2 4,99 однотипные агрегаты 6,85 -23,1
разнотипные агрегаты 4,99
Рис. 3. Область изменения рабочих характеристик агрегата ГПА-10ПХГ «Урал» в процессе регулирования
Работа цеха в данной области может быть обеспечена двумя агрегатами ГПА-10ПХГ «Урал» с равной подачей газа, при использовании перепуска части газа из нагнетательной во всасывающую линию ЦБН.
Однако использование перепуска технологического газа приведет к перерасходу топливного газа, который можно существенно сократить, если в КЦ используются агрегаты различной единичной мощности. В данном случае предлагается сохранение части ГПА «Солар» для их совместной работы с новыми агрегатами в начальный и конечный периоды сезона закачки.
К примеру, совместная работа ГПА-10ПХГ «Урал» и ГПА «Солар» дает возможность практически полностью избежать рециркуляции технологического газа, снизив расход топливного газа. Использование перепуска при этом необходимо только в области 4, где характеристики используемых ЦБН не дают возможности одновременной работы рассматриваемых разнотипных ГПА (рис. 5).
Оценим эффективность использования агрегатов различной единичной мощности по величине расхода топливного газа Втг в области 3 (рис. 5, табл.):
’ <8)
где Qнр - низшая теплота сгорания топливного газа, кДж/м3.
Результаты показывают, что во всем диапазоне степеней повышения давления расход топливного газа Втг на 11-22% ниже при использовании агрегатов различной единичной мощности, чем при использовании однотипных агрегатов с перепуском части газа с выхода на вход ЦБН.
Таким образом,в компрессорных цехах КС ПХГ, режимы которых характеризуются резкими колебаниями подачи природного газа в период его закачки в подземные хранилища, целесообразно использовать агрегаты различной единичной мощности. Это дает возможность не только расширить диапазон регулирования режимов работы систем компримирования КС, но и снизить расход топливного газа.
АНИКРОН Т-07 1АНИКРОН ТМ-ОЗ
1 * Е.-Ц- .
э-' ' —
♦ с * ■ ШНщшшШ
■ Ток возбуждения до 500 А ■ Напряжение ■ Ток Юз буище кня до 500 А ■ Напряжение
оозбумдснчя до 300 9 возбуждения до 230 В
* Габаритные размеры т Габаритные размеры
ЯОбхВИхПЗЗ 606x652*1935
■ Масса 350 Кг ■ масса 200 кг
АНИКРОН 6-04 АНИКРОН ТМ-03 Б
Тон возбуждения 7(16) А Н Тая возбуждения до 1В А
■ Напряжение возбужден ия до 60 <1501 В
■ ГАбаритныеразмеры 60$ к 652*1335
■ Масса 180 кг
1ТРИТ0Н-6
■ Габаритны е раз м ер ы 4(10 х 350 к 130 мм
■ бес прибора без соединительных лроаодое: 5,3 иг
■ Напряжение возбуждения до ВО в
И Габаритные размеры
606 х 652 к 1 935
■ Масс* 200 нг
Цифровые регуляторы возбуждения АНИКРОН® для синхронных электродвигателей
Цифровые регуляторы АН ИМ РОИ предназначены для питания обмоток возбуждения, управления и регулирования тока возбуждения при прямом и реакторном пуске, СИнхрОннОЙ и аварийной работе синхронны* электродвигателей, снабженных щеточной или бесщеточной системой возбуждения.
Статические (щеточные) и бесщеточные системы возбуждения АНИКРОН для синхронных электродвигателей:
* Усовершенствованн ая система контрол я изоля ции ротора
и Широкий спектр алгоритмов защит к Без отказная рзбот з в д из п ззоне п итз ющих напряжении от 40 до 20% от номинальных значений п Веде н и е журнала событий и осц иллогр эфи ро вание работы двигателя
■ Н а л ичие д ву х неза в и с и мых, и д ентич ных и взаимозаменяемых блоков регулирования
■ Фу н к ция и митаци к вкл юче н ня дни гателя в предпусковой период
■ п родвинутые компл е ксные ал го ритм ы у п ра вления я Средняя наработка на отказ более 400 000 часов
■ Срок эксплуатации 15 лет
т Работа ют с с ист е мам и л ла вного пу ска, частотного регулирования, АСУ ТП
ООО НПО «Цифровые регуляторы» более ю лет разрабатывает, изготавливает, устанавливает и обслуживает цифровые регуляторы возбуждения АНИКРОН для синхронных электродвигателей.
Также предлагаем ват:
* источники переменного тока и трехфазного напряжения ТРИТОН-6;
■ услуги электрол эборэ тории;
• энергоаудит промышленных предприятий и общеобразовательных учреждений;
о шеф-монтаж, монтаж, пусконаладку и ремонт оборудования;
■ проведение проектно-изы скате льсхнх работ;
■ модернизацию систем возбуждения;
■ поставку запчастей;
■ дистанционную поддержку и консультирование;
■ бесплатное обучение персонала эксплуатирующих Организаций.
Вся продукция и услуги сертифицированы.
Компания имеет разрешение ка проведение работ на опасных и особо опасных объектах.
Включи/1 и забыл!
ООО НПО «Цифровые регуляторы», 630058* г. Новосибирск, Бердскин тупик, 1, телефакс: (383) 306 30 5о, 306 30 04, cr@crvd.ru ал ikron.ru
www.anikron.ru
транспорт и хранение нефти и газа
1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 2.2
Рис. 4. Границы рабочей области КЦ при использовании агрегатов ГПА-10ПХГ:
1 - область работы одного агрегата; 2 - область работы двух агрегатов; 3 - область, где работа ГПА-10ПХГ «Урал» невозможна без использования дополнительных мероприятий
Рис. 5. Границы рабочей области КЦ при использовании агрегатов различной единичной мощности:
1 - область работы одного ГПА-10ПХГ «Урал»; 2 - область работы двух ГПА-10ПХГ «Урал»; 3 - область, где невозможна работа ГПА-10ПХГ «Урал» (область совместной работы ГПА-10ПХГ «Урал» и ГПА «Солар»); 4 - область, где невозможно осуществлять закачку агрегатами различной единичной мощности
ЛИТЕРАТУРА:
1. ВРД 39-1.8-055-2002 Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС и УС ПХГ.
2. КалининА.Ф. Технологии промысловой подготовки и магистрального транспорта природного газа. - М.: МПА-Пресс, 2007. - 323 с.
3. Калинин А.Ф. Расчет, регулирование и оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов. - М.: МПА-Пресс, 2011. - 264 с.
4. Калинин А.Ф., Коновалов А.А. Определение эффективного КПД газотурбинных установок при переменной загрузке // Магистральные и промысловые трубо-
проводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. Научно-технический сборник № 2. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. - С. 25-31.
5. Козаченко А.Н., Никишин В.И., Порша-ков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов. - М.: Нефть и газ, 2001. - 398 с.
6. Р Газпром 2-3.5-438-2010 «Расчет теплотехнических, газодинамических и экологических параметров газоперекачивающих агрегатов на переменных режимах».
7. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов».
Transport and storage of oil and gas A.A. Konovalov, deputy chief of department, LLC «Gazprom razvitiye»
Estimation of use resonability of compressor units with different power in compressor sheds of underground gas storages
lln the article, used as a basis operating conditions analyses, it is suggested to use compressor units with different power in compressor sheds of underground gas storages to reduce fuel cost. Estimation of realization efficiency of suggested method by compressor shed reconstruction is given. Results shows that use of different power compressor units in compressor sheds of underground gas storages enable to expand operating conditions range and reduce fuel consumption by 11-22 %.
Keywords: reconstruction of compressor station of underground gas storage, compressor shed, compressor units with different power, optimization of compressor shed operation, cost reduction.
References:
1. VRD 39-1.8-055-2002 Tipovye tekhnicheskie trebovaniya na proektirovanie KS, DKS i US PHG (Standard technical requirements to design of compressor stations, booster compressor stations and compressor stations of underground gas storage facilities).
2. Kalinin A.F. Tekhnologii promyslovoi podgotovki i magistral'nogo transporta prirodnogo gaza (Technologies of natural gas field treatment and trunk transportation). - Moscow: MPA-Press, 2007. - 323 p.
3. Kalinin A.F. Raschet, regulirovanie i optimizatsiya rezhimov raboty gazoperekachivayutshikh agregatov (Calculation, control and optimization of gas pumping units operation). - Moscow: MPA-Press, 2011. - 264 p.
4. Kalinin A.F., Konovalov A.A. Opredelenie effektivnogo KPD gazoturbinnykh ustanovok pri peremennoi zagruzke (Definition of gas turbine units' efficiency under live toad) // Trunk and field pipelines: design, construction, operation, and repair. Scientific and technical collection No. 2 -Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2008. - P. 25-31.
5. Kozachenko A.N., Nikishin V.I., Porshakov B.P. Energetika truboprovodnogo transporta gazov (Power engineering of pipeline gas transportation). - Moscow: Oil and Gas, 2001. - 398 p.
6. R Gazprom 2-3.5-438-2010 «Raschet teplotekhnicheskikh, gazodinamicheskikh i ekologi cheskikh parametrov gazoperekachivayutshikh agregatov na peremennykh rezhimakh» (Calculation of thermal and technical, gas and dynamic and environmental characteristics of gas pumping units and variable mode).
7. STO Gazprom 2-3.5-051-2006 «Normy tekhnologicheskogo proektirovaniya magistral'nykh gazoprovodov» (Standards of trunk pipelines process design).
л
Новые технологии в производстве труб*
КРУГЛЫЕ ТРУБЫ
X
0146x4-8 0159x4-8 0168x4-8
Электросварные прямошовные
0 219x5-20 0 273x5-22 0 325x5-22
0 377x6-22 0 426x6-22 0 530x6-22
0 630x8-22
Длина трубы - 6-18 м.
ГОСТ 10705-80, ГОСТ 10704-91, ГОСТ 20295-85, АР1 51_ - 2007, АР1 5-СТ
* Новые технологии в производстве труб.
Электросварные круглые трубы 0 530, 630 мм изготавливаются из рулонного проката с толщиной стенки от 3 до 22 мм.
Внесены изменения в ГОСТ 10705-80, 10704-91
Подробности на сайте www.uraltrubprom.ru
УРАЛЬСКИМ ТРУБНЫЙ ЗАВОД
ОАО «Уральский трубный завод»
623107, Свердловская область, г. Первоуральск, ул. Сакко и Ванцетти, 28 тел.: +7 (3439) 297 539, 297 540 факс: +7 (3439) 297 538, 297 534 e-mail: market@trubprom.com www.uraltrubprom.ru
5-я МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА
НЕФТЬ И ГАЗ ЮГА РОССИИ
(ранее GAS RUSSIA и PETROLEUM)
3-5
СЕНТЯБРЯ 2013
КРАСНОДАР РОССИЯ
SOUTH RUSSIA OIL & GAS
www.mioge.ru
ВЕДУЩЕЕ НЕФТЕГА30В МЕРОПРИЯТИЕ ЮГА РОССИИ
ITE Moscow T +7 495 935 7350 Eoil-gas@ite-expo.ru
ITE Group PLC T +44(0)207 596 5000 Е oilgas@ite-exhibitions.com
