CC BY
251
УДК 658.26
И.В. Долотовский, Е.А. Ларин, Н.В. Долотовская
СТРУКТУРНАЯ И ПАРАМЕТРИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМ ОХЛАЖДЕНИЯ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА
Приведена методика оптимизации состава оборудования и режимов эксплуатации систем охлаждения установок подготовки и транспортировки природного газа, учитывающая динамику развития газового промысла, климатические и технико-экономические факторы. Обоснованы параметры системы охлаждения установок транспортирования газа Северных регионов
Природный газ, подготовка и транспортирование, охлаждение, оптимизация, эффективность
I.V. Dolotovskij, E.A. Larin, N.V. Dolotovskaja
STRUCTURAL AND PARAMETRIC OPTIMIZATION OF THE COOLING SYSTEMS FOR PREPARATION AND TRANSPORTATION OF NATURAL GAS
The paper presents a technique for optimization of the equipment and modes used in operating the cooling systems installed in the units for preparation and transportation of natural gas, which takes into account the dynamics of the gas field and climate, including the technical and economic factors. The parameters of the cooling system installations used for transporting gas to the northern regions are substantiated.
Natural gas, preparation and transportation, cooling, optimization, effectiveness
При подготовке природного газа к транспортировке или переработке и на компрессорных станциях (КС) магистральных газопроводов (МГ) его охлаждение является обязательным технологическим процессом, а установки охлаждения газа (УОГ) входят в состав основного оборудования газоперерабатывающих и газотранспортных предприятий [1], характерной особенностью которых является взаимосвязь с газовым месторождением в динамике развития - от начала эксплуатации до периода падающей добычи, при изменении в процессе разработки устьевых температуры и давления, компонентно-фракционного состава, климатических и экологических факторов.
В этих условиях актуальной является задача выбора оптимальной структуры УОГ и рациональных режимов эксплуатации в соответствии с прогнозируемой динамикой технологических процессов блоков подготовки газа (БПГ) и КС МГ.
На промыслах в УОГ БПГ наиболее простым методом охлаждения природного газа является процесс низкотемпературной сепарации (НТС) с использованием избыточного пластового давления. Однако по мере истощения запасов газового месторождения давление в газоносных пластах падает и для продления срока работы установок НТС на завершающей стадии эксплуатации применяется искусственное охлаждение (рисунок 1а). Использование холода в последующих процессах низкотемпературной конденсации повышает эффективность переработки природного и попутного нефтяного газа с извлечением отдельных углеводородов [2]. Следует отметить, что в разрабатываемых технических решениях по оптимизации технологических режимов БПГ [2 - 4] состав оборудования УОГ, как правило, нонвариантный, а режимы его эксплуатации не учитывают динамику жизненного цикла предприятия.
Требования к структуре и режимам эксплуатации УОГ КС МГ (рисунки 16, 1е) определяются температурным (тепловым) режимом газопровода, который наряду с другими факторами существенно влияет на энергозатраты при трубопроводном транспорте газа [5 - 9]. При повышении температуры газа на входе линейных участков (ЛУ) МГ увеличивается температура газа в конце ЛУ трубопровода и средняя на ЛУ температура газа. При этом параметры КС в конце данного ЛУ и МГ в целом изменяются следующим образом:
— снижается давление газа на входе в нагнетатели КС, что приводит (при поддержании на данной КС постоянным давления газа после компримирования) к повышению степени сжатия компрессоров и соответствующему увеличению мощности нагнетателей;
— увеличиваются затраты на ремонт МГ вследствие таяния грунта для северных регионов;
— уменьшается пропускная способность МГ.
Транспортировка газа по МГ в районах с многолетней мерзлотой требует также решения проблемы дополнительного охлаждения газа до минус 2 - 3°С не только в аппаратах воздушного охлаждения (АВО), но и в теплообменниках, охлаждаемых специальным хладоносителем или хладагентом, вырабатываемым на холодильной станции.
аппараты: 1 - центробежный агрегат с электроприводом; 2 - конденсатор (АВО); 3 - терморегулирующий вентиль; 4 - испаритель; 5 - детандер-генератор; 6 - воздушный компрессор; 7 - газовая турбина; 8 - камера сгорания; 9 - газовый компрессор (нагнетатель); 10 - АВО газа; 11 - холодильная станция; 12 - испаритель-охладитель магистрального газа; 13 - дроссель; 14 - электропривод технологические потоки: I, II, III, IV - газ: сырьевой, на установку НТС, на входе, выходе КС; V - воздух атмосферный; Vi - выхлопные (дымовые) газы
Анализ выполненных исследований [2,3,6,9-11,17] показал, что вопросы разработки оптимальных схем УОГ в составе БПГ и КС МГ, режимов работы во взаимосвязи с динамикой параметров и характеристик технологического процесса добычи газа в течение жизненного цикла объектов в достаточной степени не ставились и не прорабатывались.
Для выбора рациональных структуры и режимов эксплуатации УОГ на конкретном предприятии разработаны методики и моделирующие алгоритмы расчета альтернативных вариантов схемных и параметрических решений [12]. Программно-методическое обеспечение [13 - 16] интегрировано в информационно-аналитическую систему управления потреблением энергоресурсов. Концепция выбора состава оборудования и параметров УОГ БПГ и КС МГ, учитывающая характеристики региона расположения объекта и динамику развития газового месторождения, базируется на принципах си-
а
б
в
Рис. 1. Принципиальные схемы УОГ объектов: а - БПГ с НТС; б, в - КС МГ
стемного подхода и методологии проектирования сложных систем SADT (Structured Analysis and Design Technique) [10, 11], а также методах оценки производственных показателей БПГ [17].
Общий вид экономико-математической модели объекта представлен суммой двух конкурирующих факторов: затрат на выработку охлаждающей среды и технолого-экологических затрат в БПГ или КС МГ для расчетного и переменных режимов работы. Расчетный режим (индекс р) включает совокупность параметров ОУГ, формирующих изменяющуюся часть капитальных затрат в рассматриваемой системе. Переменные режимы (индекс j) учитывают изменение параметров технологического процесса и окружающей среды за рассчитываемый период времени Т.
Для проектируемых и реконструируемых объектов критерием оптимальности принимаемых решений является суммарный интегральный эффект или чистый дисконтированный доход
ЧДД = X (R - Zt )(1 + E )-t ) max, (1)
t=0
где Rt, Zt - результаты, достигаемые на t-м шаге и затраты на том же шаге; Е - норматив приведения затрат и эффектов к единому времени; Х - оптимизирующий параметр.
В качестве критерия оптимальности для УОГ действующих объектов, при условии постоянства Rt , приняты эксплуатационные затраты Z в течение расчетного периода времени
m
Z = X j + ZjT + Z-Э) tj + Kjor (a + k )——® mim (2)
:гг (ко + a, )—min ,
j=1
где X, Z■ , Z■ - соответственно, затраты в УОГ, технологическом процессе и эквивалентная
экономическая оценка экологического ущерба в . - м режиме; т - число переменных режимов; -
время эксплуатации в. - м режиме; Круог - капитальные затраты в оборудование УОГ и БПГ или КС
МГ; аао, аин - коэффициенты годовых отчислений от инвестиций на амортизацию, ремонт оборудования и учета условий инвестирования проекта и строительства объекта.
Рассмотрим результаты оптимизации УОГ с использованием критериев (1) и (2) на примере установки транспорта природного газа Заполярного газонефтеконденсатного месторождения (ЗНГКМ).
Оптимизация структуры УОГ (рис. 1б, 1в) выполнена для следующих альтернативных вариантов охлаждения газа:
1. АВО только в зимнее время с подачей газа в МГ при начальной температуре без охлаждения в летних режимах с температурами воздуха, превышающими расчетное значение -7,5°С или -2,5°С;
2. АВО в зимнее время с расчетной температурой воздуха -7,5°С и ниже; в летнее время -охлаждение газа при непосредственном испарении хладагента, вырабатываемого на компрессионной холодильной станции (КХС) с приводом от газотурбинной установки (принят турбоагрегат АТКА 545-6000, работающий с конденсаторами воздушного охлаждения);
3. аналогично варианту 2, но в оборудование КХС включен компрессор с электроприводом.
В оптимизационных расчетах учтено повышение начальной температуры газа на входе в УОГ в зависимости от года разработки ЗНГКМ.
Охлаждение газа после конечной ступени сжатия осуществляется в аппаратах типа 2АВГ-75 (площадь поверхности охлаждения одного аппарата 9930 м2), что предотвращает возможное размораживание грунтов в условиях Крайнего Севера, а также улучшает работу установок комплексной переработки газа -очистку, осушку, сепарацию. Расход газа составляет 676 кг/с, конечная его температура ограничена 271 К. Начальная температура газа на входе в АВО повышается по мере разработки ЗНГКМ. Соответственно увеличивается количество устанавливаемых АВО, оптимизация суммарной площади поверхности которых выполнена по критерию (1). Рассмотрен вариант с электроприводом газового нагнетателя (рис. 1е). С учетом характеристик переменных режимов, уравнений теплообмена и гидродинамики потоков воздуха и газа, зависимостей для мощностей вентилятора и нагнетателя, ограничений на параметры процессов получено уравнение для оптимальной площади поверхности АВО.
Цэ I (^ + 2Мн. ) 0 + Цэ (ш вр + 2МНр )+ 2dKнNнp (а0н +«ин )
Г ОПТ = .=1_ , (3)
Г Д ТЭГЛ / т ч
ABO m f-Л7Т 373 Л
KАВо (b - cn )(ааоаво + кин ) + x tj
j=1
Л
К
dF
ui аво
где ЦЭ , Цэ - цена электроэнергии, руб./кВтч, и плата за установленную мощность электропотребляющего оборудования, руб./кВтгод; ЫВу , ЫВр , ЫНу , ЫНр - мощность вентиляторов АВО и нагнетателей газа в соответствующих режимах, кВт; ( - коэффициент, зависящий от расположения труб и длительности эксплуатации АВО; КАВО , КНд - удельная стоимость АВО, руб./м2, и нагнетателей, руб./кВт; п - число рядов труб АВО по ходу воздуха в вертикальном ряду; 7Т - температура охлаждения газа в УОГ, К; Ь, с, й - коэффициенты и показатель степени в аппроксимационных зависимостях стоимостных характеристик оборудования.
Технологические потери Z Т при изменении эксплуатационных режимов охлаждения связаны с уменьшением пропускной способности МГ
2; = ЦгА^., (4)
где Цг - цена природного газа, руб./м3; АУГу - потери газа в у - м режиме, м3/год.
Полученные уравнения (3) и (4) позволяют осуществлять проектирование объектов в условиях неопределенной исходной информации с учетом динамики эксплуатационных режимов, цен на энергоносители и оборудование и перспективных данных о производительности и других параметрах технологических процессов УОГ КС МГ.
В табл. 1 приведены результаты оптимизации площади поверхности АВО с использованием моделирующих программ [13 - 16] для десятилетнего периода эксплуатации ЗНГКМ. Относительное увеличение технологических потерь приведено к условиям эксплуатации 1-го года.
Таблица 1
Показатели УОГ по годам разработки ЗНГКМ*
Показатель, единица измерения Год раз работки
1 2 3 5 6 10
Средняя температура газа на входе, °С 3,8 5,3 6,3 8,0 9,4 11,5
Число АВО типа 2 АВГ-75 18 7 21 9 22 10 24 11 25 12 26 14
Относительное увеличение технологических потерь, % 26,8 30,5 65,5 50,7 91,2 84,6 134,2 112,3 169,2 153.0 221.1
*в числителе данные для расчетной температуры воздуха -2,5°С, в знаменателе - для -7,5°С
-уог
На рис. 2 представлена зависимость относительных капитальных затрат К р трех вариантов УОГ от температурного режима добычи газа (года разработки ЗНГКМ) в сопоставимых климатических условиях при расчетной температуре окружающего воздуха для АВО -7,5°С, а в табл. 2 - результаты расчета эксплуатационных затрат (2) для этих же вариантов.
25 20 15 10
5 0
1 2 3 5 6 10
К],
_Вариант УОГ-_
, I I I I
ИП ИП ЯП Ш I?
Год разработки месторождения
Рис. 2. Относительные капитальные затраты в УОГ по годам разработки ЗНГКМ
Анализ приведенных данных показывает, что несмотря на существенные капитальные затраты вариант 2 - УОГ с пиковой КХС и приводом холодильного компрессора от газовой турбины, по критерию эксплуатационных затрат, которые практически одинаковы для расчетных температур воздуха -2,5 и -7,5°С, является экономически более выгодным. Немногим более дорогим является также 144
вариант 3 с электроприводным компрессором КХС. Охлаждение транспортируемого газа только в АВО экономически нерационально, поскольку приводит к существенному росту эксплуатационных издержек, связанных с недоохлаждением газа, начиная с третьего года разработки ЗНГКМ.
Таблица 2
Относительные эксплуатационные затраты в вариантах УОГ по годам разработки ЗНГКМ*
Вариант Год раз работки
1 2 3 5 6 10
1 10 1,1 13 1,4 15 1,6 18 1,9 2,0 2,3 2,3 2,7
2 0,78 0,77 1,01 1,01 1,17 1,17 1.42 1.43 1.63 1.64 1.96 1.97
3 0,85 0,88 1,12 1,16 1,29 1,33 1,58 1,63 1,82 1,87 2,17 2,25
*данные в числителе для расчетной температуры воздуха -2,5°С, в знаменателе - для -7,5°С
Вывод. Разработанная методика оптимизации состава оборудования и режимов эксплуатации установок охлаждения газа с учетом динамических характеристик технологического процесса добычи и климатических условий региона позволяет выполнить проектирование объектов подготовки и транспортировки газа с оптимальными технико-экономическими параметрами на всех этапах их развития.
Работа выполнена в рамках государственного задания при финансовой поддержке Министерства образования и науки РФ.
ЛИТЕРАТУРА
1. Энциклопедия газовой промышленности / пер. с франц.; ред. пер. К.С. Басниев. 4-е изд. М.: Акционерное общество «ТВАНТ», 1994. 884 с.
2. Буклатов А.Н. Технологии низкотемпературной конденсации при глубокой переработке попутного нефтяного газа // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2008. №2. С. 12-15.
3. Подбор оптимальных режимов работы установок комплексной подготовки газа / С.С. Иванов, М.Ю. Тарасов, А.А. Зюбин, В.Ю. Жиряков, Е.Л. Мартынов // Газовая промышленность. 2014. №2. С. 100-103.
4. Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных газов. М.: Недра, 1980. 293 с.
5. Шпотаковский М.М. Энергосбережение при трубопроводном транспорте природного газа // Газовая промышленность. 2001. № 3. С. 28-30.
6. Снижение энергозатрат на охлаждение природного газа в АВО КС / О.Е. Аксютин, А.А. Пятибрат, С.В. Кубаров, А.К. Прохонов // Газовая промышленность. 2009. №2. С. 74-76.
7. Современные АВО газа - ресурс энергосбережения в газовой отрасли / А.З. Шайхутдинов, В.А. Лифанов, В.А. Маланичев // Газовая промышленность. 2010. №9. С.40-41.
8. Давлетов К.М. Научно-практические основы технологии и техники охлаждения природного газа при его подготовке к транспорту на месторождениях Крайнего Севера: дис. ... докт. техн. наук. М., 2007. 377 с. Библиогр. 191.
9. Сердобинцев С.П., Сальников С.В. Совершенствование систем подготовки и охлаждения природного газа на газоперекачивающей станции // Автоматизация и современные технологии. 2009. №3. С. 26-30.
10. Цвиркун А.Д., Акинфиев В.К., Филиппов В.А. Имитационное моделирование в задачах синтеза структуры сложных систем (оптимизационно-имитационный подход). М.: Наука, 1985. 173 с.
11. Марка, Д.А., МакГоуэн, К.Л. Методология структурного анализа и проектирования: Пер. с англ. М.: Мета Технология, 1993. 240 с.
12. Долотовский И.В., Ларин Е.А., Долотовская Н.В. Системный анализ энергетического комплекса предприятий подготовки и переработки газа. Саратов: Буква, 2014. 326 с.
13. Программный комплекс «Аппараты воздушного охлаждения»: программа для ЭВМ № 2012613267 / И В. Долотовский, А.В. Ленькова, Н.В. Долотовская. 06.04.12.
14. Свойства газа природного: программа для ЭВМ № 2014613737 / И.В. Долотовский. 04.04.14.
15. Теплофизические свойства газа (ГСССД 81-84): программа для ЭВМ № 2014619488 / И.В. Долотовский, Н.В. Долотовская. 17.09.14.
16. Система «Энергоресурс»: программа для ЭВМ № 2010615353 / Е.А. Ларин, И.В. Долотовский, Н.В. Долотовская. 20.08.10.
17. Tonchev, A., Tonchev, C. Single index measures operational performance hydrocarbon facilities // Oil & Gas Journal. Oct, 10. 2005. P. 56-64.
Долотовский Игорь Владимирович -
кандидат технических наук, старший научный сотрудник кафедры «Теплоэнергетика» Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А.
Ларин Евгений Александрович -
кандидат технических наук, профессор кафедры «Теплоэнергетика»
Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А.
Долотовская Надежда Васильевна -
кандидат технических наук, доцент кафедры «Промышленная теплотехника» Саратовского государственного технического университета имени Гагарина Ю.А.
Igor V. Dolotovsky -
Ph.D., Senior Research Fellow, Department of Thermal Power Engineering, Yuri Gagarin State Technical University of Saratov
Eugeniy A. Larin -
Ph. D., Professor
Department of Thermal Power Engineering, Yuri Gagarin State Technical University of Saratov
Nadezhda V. Dolotovskaya -
Ph. D., Associate Professor
Department of Industrial Heat Engineering,
Yuri Gagarin State Technical University of Saratov
Статья поступила в редакцию 20.12.15, принята к опубликованию 11.05.15
