Крупнейшие газовые месторождения на территории Российской Федерации располагаются в Ямало-Ненецком автономном округе, освоение которых ставит перед нефтегазовыми компаниями важнейшую задачу качественного и надежного функционирования объектов нефтегазового сектора в условиях тяжелейших природно-климатических условий [1]. Это районы вечной мерзлоты с резкими колебаниями температуры воздуха, где может происходить изменение характеристик грунтов вокруг магистрального газопровода [2], что может привести к их растеплению и изменению проектного положения магистрального газопровода, в связи с чем необходимо разрабатывать дополнительные меры, обеспечивающие надежность линейной части трубопроводов и защиты окружающей среды в районах многолетнемерзлых грунтов (ММГ) [3, 4].
Охлаждение природного газа является достаточно дорогостоящим и энергоемким, однако, с другой стороны, благодаря этому процессу обеспечивается уменьшение температурных напряжений и линейных деформаций в металле труб, увеличение пропускной способности газопровода [5]. При этом наибольшее влияние на экономические показатели охлаждения оказывает не только выбор количества технологического оборудования, но и режимы его работы в течение периода эксплуатации.
Станция охлаждения газа является производственным подразделением линейно-производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУ МГ) и предназначена для обеспечения охлаждения природного газа, транспортируемого компрессорными цехами (КЦ) компрессорной станции (КС), до температуры, предотвращающей изменения механических свойств грунтов, что, в свою очередь, может привести к смещению газопровода от проектного положения, что может стать причиной нарушения его целостности и привести к аварии [6, 7]. Кроме того, изменение такого механического свойства грунтов, как несущая способность (уменьшение в связи с растеплением), при наличии уклонов (порядка 2-3 градусов) способствует возникновению оползней и сплывов. Данные природные явления могут выступать в качестве причин изменения рельефа местности, что может привести к таким серьезным экологическим последствиям, как нарушение миграции различных видов животных.
Аппараты воздушного охлаждения (АВО) устанавливаются обычно на всех КС вне зависимости от климатической зоны и являются одним из элементов энергосбережения в системе магистрального транспорта газа [8–10]. Однако в районах многолетнемерзлых грунтов, на КС для обеспечения необходимого теплового режима газопровода применяются двухступенчатые системы охлаждения природного газа, где СОГ является второй ступенью охлаждения природного газа. Часть тепловой мощности снимается в АВО газа КЦ, а дальнейшее охлаждение происходит в испарителях станции охлаждения.
СОГ обеспечивает ликвидацию летнего спада в отборах газа с месторождений и в объемах подачи газа по системе газопроводов; снижение уровня давления на входе КС; повышение устойчивой эксплуатации, стабильности работы газопровода в целом. Но заметное влияние на экономические показатели оказывает выбор не только количества технологического оборудования системы охлаждения газа, но и режимы ее работы в течение эксплуатационного периода за год.
Эксплуатация СОГ осуществляется примерно в течение 6 месяцев в год (с мая по октябрь) при температуре наружного воздуха выше минус 15 ÷ минус 10 ̊С.
Оптимизация системы охлаждения газа на КС
Станция охлаждения газа – парокомпрессионного типа. В качестве хладагента в рабочем цикле используется смесь сжиженных углеводородных газов пропана и бутана (таблица 1).
Основными процессами технологического цикла СОГ являются:
- компримирование газообразного хладагента;
- охлаждение и конденсация хладагента;
- дросселирование и испарение жидкого хладагента;
охлаждение природного газа в теплообменных испарителях
Транспортируемый газ поступает после аппаратов воздушного охлаждения из компрессорного цеха по газопроводам в установку теплообменных испарителей для окончательного охлаждения. Подача природного газа производится в трубное пространство аппаратов, а жидкого хладагента – в их межтрубное пространство. Охлажденный до необходимой температуры газ, отдав тепло кипящему хладагенту, выходит из испарителей и через компрессорный цех направляется далее на магистраль.
Газообразный хладагент после установок испарителей поступает в цех компримирования хладагента, где сжимается до рабочего давления СОГ. Процесс компримирования осуществляется с помощью турбохолодильных агрегатов.
После сжатия в компрессорных агрегатах производится охлаждение и конденсация хладагента в аппаратах воздушного охлаждения (конденсаторах). Каждый аппарат состоит из теплообменных секций, которые соединены параллельно, а также вентиляторов с диффузорами. Далее жидкий хладагент из конденсаторов сливается в линейные ресиверы, которые обеспечивают десятиминутный запас жидкого хладагента в системе.
Из ресиверов жидкий хладагент поступает в верхнюю часть трубного пучка теплообменников-испарителей. Спускаясь по трубкам, пропан-бутановая смесь дополнительно переохлаждается кипящим в нижней части установки хладагентом. Охлаждение природного газа в испарителях осуществляется в основном за счет скрытой теплоты испарения кипящего хладагента. Далее, через регулирующие (дросселирующие) клапаны поступает в межтрубное пространство. Получая тепло от природного газа, проходящего по трубному пучку, хладагент кипит. Пары кипящей жидкости после испарителей проходят через отделители жидкости и поступают на всасывание компрессоров, в которых замыкается холодильный цикл [11].
В таблице 2 приведены параметры в характерных точках холодильного цикла при расчетной температуре наружного воздуха t = 18 ̊С.
Из-за переохлаждения хладагента в трубных пучках перед его дросселированием обеспечивается уменьшение паровой фазы при дросселировании жидкого хладагента и повышение удельной холодопроизводительности циркулирующего хладагента.
Температура охлажденного газа, заданная на выходе из испарителей (t = 0 ÷ минус 2 ̊C) обеспечивается регулированием давления благодаря регулированию производительности (давлению всасывания) турбохолодильных агрегатов.
Так, одним их важных параметров расчета СОГ является ее холодопроизводительность [12]. Понятие, которое характеризует тепловую мощность установки, которую она способна отбирать у рабочего тела.
Исходными данными для выполнения расчетов холодильного цикла и оборудования СОГ являются параметры газа на входе и выходе СОГ. Параметры хладагента в ключевых (расчетных) точках холодильного цикла достаточно жестко определены режимами работы испарителей, холодильных компрессоров и конденсаторов. Требуемое давление на выходе КС (СОГ) определяется по результатам гидравлических расчетов газотранспортной системы магистральных газопроводов [12].
Общая холодопроизводительность СОГ определяется коммерческим расходом технологического газа, температурой на входе испарителей и заданной температурой на выходе СОГ:
где:
– плотность газа при стандартных условиях, кг/м3;
– удельная теплоемкость газа, кДж/кг С;
– коммерческий расход газа, млн нм3/сут;
– разница температур на входе и выходе СОГ, ̊С.Диапазон параметров в ключевых точках цикла позволяет определить необходимые расходы хладагента при каждом значении температуры газа на входе СОГ и температуры конденсации хладагента.
Температура скомпримированного газа на входе СОГ принимается из расчетов охлаждения газа в установках АВО КЦ. Температура газа на выходе СОГ принята для северных районов 0 ÷ минус 2 ̊С в зависимости от температуры наружного воздуха [13].
Требуемая холодопроизводительность станции:
где:
– рассчитанная холодопроизводительность станции, МВт;
так как должен браться запас в размере 20 % на теплопритоки к сосудам, аппаратам, трубопроводам и другие [12, 13].
Однако холодопроизводительность СОГ зависит от многих факторов: от расхода перекачиваемого газа (есть огромная разница перекачивать 20 млн нм3/сут или 80 млн нм3/сут), количества работающих агрегатов (при большем количестве ТХА охлаждение происходит сильнее, чем при одном–двух агрегатах), а также от внешних факторов (снег, дождь, ветер, солнце).
СОГ работает совместно с КЦ. Возможны ситуации, когда не работает ни один вентилятор АВО КЦ, но работают три ТХА на СОГ. Или может быть так, что работают все вентиляторы АВО КЦ и один агрегат на СОГ. На выходе – одинаковый результат. Однако затраты на электроэнергию разные.
Существование устойчивого и надежного режима работы СОГ возможно в достаточно широком диапазоне различных комбинаций этих «параметров регулирования». Однако выбранный режим охлаждения должен обеспечивать:
- заданную температуру природного газа на выходе СОГ;
- диапазон допустимых параметров работы установленного оборудования, устойчивость и надежность технологического цикла охлаждения в целом;
- минимальные затраты на охлаждение природного газа.
Минимальные затраты на охлаждение должны обеспечиваться максимальным соответствием параметров работы расчетным проектным режимам. Однако проектные режимы не могут охватывать весь практический диапазон изменения «независимых параметров» в различных вариантах их сочетания.
Для станции охлаждения из-за взаимного и разнонаправленного влияния параметров замкнутого цикла друг на друга необходимо четкое понимание структуры и величины вклада каждой части отдельных составляющих затрат ТЭР в общий комплекс экономических расходов технологического процесса.
На компрессорных станциях используются аппараты воздушного охлаждения с вынужденной конвекцией – АВО газа [14] и конденсаторы хладагента. Для большинства станций установленная электрическая мощность вентиляторов АВО газа составляет порядка 3 МВт, мощность вентиляторов конденсаторов хладагента также 3 МВт, суммарная мощность электродвигателей всех вентиляторов (6,0 МВт) сопоставима с единичной мощностью приводного двигателя холодильного компрессора – около 8–10 МВт.
Таким образом, корректная оценка стоимости холодопроизводительности СОГ, кроме затрат на привод холодильных компрессоров, должна включать анализ режимов использования установленной мощности электродвигателей аппаратов воздушного охлаждения как непосредственно СОГ, так и компрессорных цехов.
Функция оптимизации технологического процесса охлаждения:
где – сумма затрат топливного газа на привод турбохолодильных агрегатов, вентиляторов АВО газа, конденсаторов хладагента, руб./час.
Минимальное значение функции определяет максимальную экономическую эффективность технологического цикла. Она будет соблюдаться при определенном количестве работающих вентиляторов на установках.
На АВО КЦ могут быть включены от 0 до всех установленных вентиляторов (в данной работе рассмотрен распространенный тип АВО – от 0 до 72 вентиляторов) [14]. При этом температура газа после АВО (или перед входом СОГ) соответствует данным рисунка 2.
Очевидно, что, чем больше включено вентиляторов на АВО, тем сильнее охлаждается газ [14]. Из первой формулы можно вывести зависимость между холодопроизводительностью СОГ и температурой на входе СОГ (или после АВО) (рисунок 3).
Чем больше температура природного газа на входе СОГ, тем больше требуется мощности установок, чтобы ее охладить до требуемой температуры [15].
Холодопроизводительность СОГ определяется расходом хладагента в цикле и его параметрами на входе и выходе испарителей. Экономически более эффективно поддерживать максимально возможное давление всасывания хладагента в испарители, так как пониженное давление всасывания приводит к росту работы сжатия компрессора, повышенной температуре нагнетания и непроизводительной нагрузке на конденсаторы. Максимальная величина давления всасывания ограничена двумя факторами: величиной перегрева (точкой росы хладагента) на входе компрессора, величиной – температура газа на выходе СОГ. Минимальное давление нагнетания задано возможностями работы конденсаторов, которые не могут охладить конденсирующийся хладагент ниже температуры, превышающей температуру воздуха на определенное значение. Максимально возможное давление нагнетания (и температура конденсации) определено наибольшей степенью повышения давления холодильного компрессора [13, 15].
Количество включенных ТХА прямо пропорционально объемному расходу хладагента, что, в свою очередь, прямо пропорционален массовому расходу:
где – объемный расход хладагента, м3/с;
– массовый расход хладагента, кг/с.
Массовый расход определяется по формуле:
где – удельные энтальпии хладагента, кДж/кг.
Сопоставив формулу для определения объемного расхода хладагента и холодопроизводительности СОГ, можно вывести зависимость, что требуемый расход возрастает с увеличением температуры газа на входе СОГ (рисунки 4 и 5).
Для расчета затрат на холод оборудования СОГ используется формула:
В отношении АВО газа КЦ есть также связь между параметрами теплоносителей и потребляемой мощностью электродвигателей вентиляторов (рисунок 6).
Очевидно, что чем сильнее охладить газ в АВО КЦ (работают больше вентиляторов), тем больше затрат на работу установки.
Для расчета затрат на мощность АВО КЦ используется формула:
Так, например, выбрав оптимальные «независимые» параметры работы компрессорной станции, можно определить функцию оптимизации затрат (таблица 3 и рисунки 7–9). Примеры показывают, что для каждого набора независимых параметров оптимальный режим может быть выбран только путем индивидуального анализа, тем не менее общие принципы построения экономически оправданного режима охлаждения выглядят следующим образом.
Также для обеспечения нормальной работы и эксплуатации основного оборудования станции охлаждения газа предусмотрены объекты и системы вспомогательного назначения [16].
Хладагент перед компримированием проходит отделители жидкости для предотвращения попадания жидкого хладагента из испарителей на линию всасывания холодильных компрессоров, а также для подавления пульсаций давления. Также перед этим хладагент с тяжелыми углеводородами проходит через выпариватели бутана и пропана из смеси.
1. Система обеспечения хладагентом. Предназначена для приема, хранения пропана и бутана (или их смеси), заполнения системы СОГ хладагентом при пуске станции, дозаправки ее во время работы, слива хладагента из системы СОГ на зимнее хранение или при ремонтных работах.
2. Система дренажа, отсоса паров и передавливания хладагента. Предназначена для удаления жидкости из аппаратов и трубопроводов перед ремонтом, консервацией и дренирования в процессе работы.
3. Дренажный ресивер. Предназначен для опорожнения от хладагента технологического оборудования или коммуникаций на случай ремонта.
4. Система аварийного слива хладагента. Предназначена для удаления хладагента из цикла СОГ при аварийной остановке станции.
5. Система отделения инертных газов. Предназначена для выделения из хладагента неконденсирующихся газов: метана, азота, воздуха, этана.
Присутствие инертных газов в цикле приводит к повышению давления конденсации хладагента и перерасходу мощности на его компримирование.
6. Система вакуумирования. Служит для откачки воздуха из сосудов, аппаратов и трубопроводов после ремонта и обслуживания с целью их просушки и уменьшения расхода азота на продувку.
7. Система обеспечения инертным газом. Предназначена для продувки аппаратов и трубопроводов станции охлаждения инертным газом перед заполнением системы хладагентом или после остановки оборудования на ремонт с целью исключения образования в системе взрывоопасной смеси хладагента с воздухом.
8. Факельная система. Обеспечивает сброс на факел и сжигание паров хладагента.
9. Система воздухоснабжения. Предназначена для снабжения объектов СОГ сжатым осушенным воздухом.
10. Система обеспечения топливным, пусковым и импульсным газом. Служит для снабжения турбохолодильных агрегатов (ТКА) СОГ топливным, пусковым и импульсным газом.
11. Система маслоснабжения. Предназначена для обеспечения маслом агрегатов ТКА.
12. Система электроснабжения.
13. Система пожаротушения.
14. Система газообнаружения. Для контроля загазованности атмосферы пропан-бутановой смесью природным газом на площадках, в помещениях СОГ и отсеках ТКА предусмотрена система контроля и сигнализации загазованности.
15. Системы тепловодоснабжения и канализации.
Все основное технологическое оборудование и ряд вспомогательных систем можно представить в виде принципиальной структурной схемы станции охлаждения газа (рисунок 8).
Рисунок. 8. Принципиальная структурная схема СОГ
Вывод
Проанализировав работу станции охлаждения газа и влияние конкретных технико-экономических показателей и различных параметров регулирования на экономичность процесса охлаждения газа можно сделать следующие выводы и отметить полученные результаты:
- СОГ является важным объектом при охлаждении природного газа в северных районах прокладки магистральных газопроводов.
- СОГ необходима для увеличения количества перекачиваемого газа, для предотвращения растепления многолетнемерзлых грунтов; а также для сохранности трубопроводов (уменьшение коррозийных процессов).
- Основной вклад в затраты топливного газа вносит, естественно, количество включенных в работу турбохолодильных агрегатов.
- Для фиксированного количества работающих ТХА существует минимальная область, определяющая оптимальную взаимную загрузку холодильного компрессора, АВО газа и конденсаторов хладагента. Недостаточная загрузка КХ и АВО газа вызывает неоправданный рост потребляемой мощности ТХА и наоборот.
- В режимах при умеренных температурах окружающего воздуха необходимо стремиться к максимальной загрузке АВО газа, обеспечивающей достаточный расход хладагента для минимального количества холодильных компрессоров.
- Всегда выгоднее иметь все включенные вентиляторы при определенной частоте вращения, нежели часть из всех установленных, но при более высоких оборотах.
Расчет оптимизационной функции позволяет определить конкретный режим охлаждения, соответствующий минимуму затрат ТЭР в допустимом диапазоне работы основного технологического оборудования и соблюдении целевой функции СОГ – требуемой для предотвращения растепления многолетнемерзлых грунтов температуры природного газа на выходе из КС.
Литература
1. Васильев, Г.Г. Деформационный мониторинг строительных конструкций площадочных объектов нефтегазового комплекса на многолетнемерзлых грунтах / Г.Г. Васильев, А.А. Джалябов, И.А. Леонович // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2020. – № 5–6. – С. 34–39. – DOI 10.24411/0131-4270-2020-6-34-39.
2. Васильев, Г.Г. Анализ причин возникновения деформаций инженерных сооружений объектов газового комплекса в криолитозоне / Г.Г. Васильев, А.А. Джалябов, И.А. Леонович // Записки Горного института. – 2021. – Т. 249. – С. 377–385. – DOI 10.31897/PMI.2021.3.6.
3. Васильев, Г.Г. Исследование температурного режима многолетнемерзлых грунтов основания объектов нефтегазового комплекса, оборудованных сезонно действующими охлаждающими устройствами / Г.Г. Васильев, А.А. Джалябов, И.А. Леонович // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2021. – № 4 (124). – С. 75–80. – DOI 10.33285/1999-6934-2021-4(124)-75-80.
4. Development of the automated temperature control system of the main gas pipeline / V.G. Fetisov, Yu.V. Ilyushin, G.G. Vasiliev [et al.] // Scientifc Reports. – 2023. – Vol. 13. – P. 3092. – DOI 10.1038/s41598-023-29570-4.
5. Влияние термогазодинамических режимов на конструктивные параметры газопровода: Обзорная информация / А.М. Короленок, Ю.В. Колотилов, С.А. Михайличенко [и др.]. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1996. – 78 с.
6. Модель управления безопасностью, надежностью и целостностью энергетических систем / И.Ю. Лисин, С.В. Ганага, А.М. Короленок, Ю.В. Колотилов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 138–143. – DOI 10.24887/0028-2448-2018-9-138-143.
7. Земенкова, М.Ю. Методы снижения технологических и экологических рисков при транспорте и хранении углеводородов / М.Ю. Земенкова. – Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2019. – 397 с.
8. Калинин, А.Ф. Оценка эффективности режимов работы АВО / А.Ф. Калинин, А.В. Фомин // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2011. – № 4 (265). – С. 131–139.
9. Калинин, А.Ф. Оценка эффективности эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения газа нового поколения / А.Ф. Калинин, Ю.С. Меркурьева, Н.Х. Халлыев // Территория Нефтегаз. – 2018. – № 9. – С. 74–80.
10. Калинин, А.Ф. Оценка эффективности использования частотно-регулируемого электропривода аппаратов воздушного охлаждения газа на линейных компрессорных станциях магистральных газопроводов / А.Ф. Калинин, Ю.С. Меркурьева, А.В. Фомин // Территория Нефтегаз. – 2019. – № 11. – С. 68–75.
11. Рачевский Б.С. Сжиженные углеводородные газы. – М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ», 2009. – 640 с.
12. Энергосберегающие технологии при магистральном транспорте природного газа: Учебное пособие / Б.П. Поршаков, А.Ф. Калинин, С.М. Купцов, А.С. Лопатин, К.Х. Шотиди. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. – 408 с.
13. Николаенко Д.И. Станция охлаждения газ для КС «Ярынская» МГ «Бованенково – Ухта» в условиях вечной мерзлоты на основе турбодетандерных агрегатов большой производительности, устанавливаемых на входном потоке газа / Д.И. Николаенко, М.В. Пьянков, К.Ю. Скопин. – Текст: непосредственный // Иновационные решения в области добычи, транспорта и переработки газа и газового конденсата: научно-практическая конференция молодых специалистов проектных организаций ОАО «Газпром» 8–9 сент. 2011 г. – Донецк, 2011. – С. 44 – 45.
14. Бахмат Г.В., Еремин Н.В., Степанов О.А. Аппараты воздушного охлаждения газа на компрессорных станциях. – СПб.: Недра, 1994. – 102 с.
15. Альмухаметов Д.Ш. Способы охлаждения газа на компрессорных станциях в районах многолетнемерзлых грунтов / Д.Ш. Альмухаметов // Научно-практический электронный журнал Аллея Науки. – 2018. – № 8. – С. 51–59.
16. Калинин А.Ф. Технологии промысловой подготовки и магистрального транспорта природного газа / А.Ф. Калинин. – М: МПА – Пресс, 2007. – 323 с.
