USD 73.9968

0

EUR 89.6249

0

BRENT 68.59

-0.24

AИ-92 45.33

-0.01

AИ-95 49.06

-0.03

AИ-98 55.11

+0.05

ДТ 49.37

+0.01

15 мин
1774
0

Компоновка установок газоохлаждения на линейных и дожимных компрессорных станциях

Определение температурных режимов охлаждения газа на линейных и дожимных компрессорных станциях (КС) связано с оптимизацией работы соответствующих технологических участков (ТУ), оптимальная работа которых в том числе зависит от компоновки оборудования.

Компоновка установок газоохлаждения на линейных и дожимных компрессорных станциях

Совершенство преобразования энергии, рациональное использование материальных и топливно-энергетических ресурсов для самого широкого спектра теплотехнических систем и установок в значительной степени определяются эффективностью режимов их функционирования [1-5].

Повышение эффективности установок воздушного охлаждения газа (УВОГ) на линейных компрессорных станциях магистральных газопроводов (МГ) развивается в двух направлениях.

С одной стороны, в плане конструктивного совершенствования разработаны новые аппараты воздушного охлаждения (АВО) с увеличенным количеством вентиляторов, для которых понижена мощность приводного двигателя [3, 5].

С другой стороны, в плане совершенствования систем автоматического управления (САУ) непосредственно тепловым режимом с целью достижения оптимальной температуры охлаждения газа после УВОГ используются различные способы регулирования: дискретное аппаратное; дискретное порядное; частотное; комбинированное дискретно-частотное [5-8].

Соответственно для дожимных компрессорных станций (ДКС) можно выделить дополнительно еще два направления. При переходе работы ДКС на две и более ступени сжатия предполагается использование новой компоновки, как имеющихся газоперекачивающих агрегатов (ГПА), так и АВО. Перекомпоновка при этом может быть проведена на соответствующих площадках, что позволит более эффективно использовать имеющиеся аппараты и снизить необходимое их число [9, 10].

В свою очередь в условиях постепенного снижения объемов добычи газа (объемов компримирования) в течение многолетней эксплуатации определение оптимального числа включенных в процесс охлаждения АВО, общего числа работающих вентиляторов, или доли загрузки всех вентиляторов при частотном регулировании также зависит от компоновки оборудования [10].

Таким образом, повышение эффективности температурных режимов охлаждения газа на линейных и дожимных компрессорных станциях (КС) связано с оптимизацией работы соответствующих технологических участков (ТУ), состав и особенности оптимальной работы которых зависят от целого ряда перечисленных выше факторов, в том числе от компоновки оборудования.

Объектом исследования в общем случае является технологический участок, включающий две компрессорные станции, соединенные линейным участком (ЛУ). Одна из них может быть дожимной, состоящей из двух и более ступеней сжатия (компрессорных цехов ДКС), после каждого из которых расположены установки воздушного охлаждения газа, состоящие из различного числа АВО. В свою очередь линейная КС объединяет установку очистки газа (УОГ), газоперекачивающий агрегат (ГПА) и УВОГ. Состав и особенности оптимальной работы ТУ зависят от ряда факторов, среди которых можно выделить: назначение КС (дожимная, линейная, концевая); период эксплуатации (круглогодичный, сезонный); компоновка оборудования (общецеховая, модульная); тип аппаратов воздушного охлаждения газа (двух и шестивентиляторные); способ регулирования охлаждения (дискретный, частотный, комбинированный).

Метод структурно-функционального анализа

В настоящее время известны и широко применяются общецеховая (рис. 1а) и модульная (рис. 1б) компоновка оборудования КС и, в частности, компоновка газоперекачивающего агрегата (ГПА) и установки воздушного охлаждения газа (УВОГ) [8, 9].


а)


b)

Рис. 1. Общецеховая (a), и модульная (b) компоновка оборудования компрессорной станции 1 – площадка для УОГ, 2 – площадка для ГПА, 3 – площадка для общецеховой УВОГ, 4 – площадка для модульной УВОГ

Традиционная общецеховая схема компоновки компрессорного цеха (КЦ) станции (рис. 1а) предполагает объединение технологических агрегатов по функциональному признаку и установку их на отдельных площадках. Таким образом, выделяется установка очистки газа, площадка ГПА, установка воздушного охлаждения газа, а также вспомогательные установки (подготовка топливного и импульсного газа, емкость сбора продуктов очистки газа и др.).

При этом для выравнивания производительности по элементам установок и снижения возможных пульсаций давления в основном применяется кольцевая схема обвязки технологических установок. На каждой установке необходимо наличие резервного агрегата, подключенного параллельно рабочим, для поддержания необходимого режима работы КС в случае остановки одного из рабочих агрегатов для планового осмотра или ремонта.

Для снижения затрат на строительство и увеличения эффективности в последнее время применяются компрессорные станции с модульной компоновкой КЦ (рис. 1б). Данное техническое решение подразумевает объединение аппарата очистки (пылеуловитель – ПУ), ГПА и аппарата воздушного охлаждения (АВО) в единый технологический модуль (ТМ), который является самостоятельной составляющей КЦ.

В более узком смысле понятие «модульный КЦ» и «модульный ГПА» обозначают агрегатный принцип формирования оборудования и систем, т.е. ГПА включает в себя УВОГ, пылеуловитель и вспомогательные системы.

Преимущества модульной компоновки по сравнению с классической общецеховой заключаются в основном в легко наращиваемой мощности КЦ КС, снижении газодинамических потерь в трубопроводах, в повышении эффективности использования энергетического оборудования, снижении стоимости и сроков строительства КС, снижении площади КЦ и эксплуатационных затрат.

Однако, есть у варианта модульной компоновки и недостатки, к числу которых относится значительное повышение количества требуемых аппаратов охлаждения газа.

В ряде случаев, например, при малой производительности одного отдельного ГПА, возможно применение комбинированного варианта компоновки установок воздушного охлаждения газа (рис. 2) линейной КС, при котором два (и более) газоперекачивающих агрегата могут быть объединены в группу и в один модуль с общей для них установкой воздушного охлаждения газа.


а)


b)

Рис. 2. Комбинированная общая (а) и раздельная (b) компоновка оборудования компрессорной станции 1 – площадка для группы ГПА, 2 – площадка для комбинированной УВОГ

Большая часть запасов природного газа России характеризуется низкими значениями пластовых давлений и температур, что диктует необходимость использования дожимных компрессорных станций. В свою очередь, снижение пластового давления и объемов добычи газа на месторождениях в целях энергосбережения и поддержания необходимых транспортных параметров газа обусловливает применение двух и более ступеней сжатия (компрессорных цехов), сменных проточных частей газовых компрессоров, обеспечивающих увеличение отношения давлений по мере падения пластового давления; поддержание проектной производительности; снижение мощности газоперекачивающих агрегатов [10].

Так, поэтапный переход на трехступенчатую схему сжатия для ДКС Западно-Таркосалинского газового месторождения связан с изменением числа и компоновки ГПА по компрессорным цехам (рис. 3). В частности, при переходе на двухступенчатую схему сжатия (2008 г.) к компрессорному цеху КЦ-1, состоящему из четырех ГПА, добавляется компрессорный цех КЦ-2.1, также включающий четыре ГПА. Все ГПА КЦ-2.1 образуют первую ступень сжатия (три ГПА работающих, один в резерве), а все ГПА КЦ-1 – вторую ступень.

 

Рис. 3. Этапы реконструкции ДКС Западно-Таркосалинского газового месторождения

При переходе на трехступенчатую схему сжатия (2015 г.) к компрессорным цехам КЦ-2.1 и КЦ-1 добавляется компрессорный цех КЦ-2.2, включающий только один ГПА. При этом проводится перекомпоновка ГПА с образованием трех ступеней сжатия: первая ступень включает один ГПА из КЦ-2.2 и два ГПА из КЦ-2.1 (два ГПА работающих, один в резерве); вторая ступень сжатия включает два ГПА из КЦ-2.1 и один ГПА из КЦ-1; третья ступень сжатия включает три ГПА из КЦ-1 (FIG. 3).

Аналогично путем увеличения числа и перекомпоновки могут быть проведены изменения и для АВО на площадках АВО 1.1, АВО 2.1 и АВО 2.2. Перекомпоновка позволит более эффективно использовать имеющиеся аппараты и снизить их число.

Метод энергетического анализа компоновки оборудования

Оптимизация работы технологического участка предполагает определение оптимальных температурных режимов охлаждения газа на компрессорных станциях, в том числе ДКС, причем доминирующим параметром при их формировании (а также при реализации регулирования) является температура охлаждения газа (после УВОГ) tохл opt. В частности, уровень tохл opt обеспечивается при дискретном регулировании – количеством включенных вентиляторов АВО, а при частотном регулировании путем изменения их производительности. Определение рекомендуемых температур охлаждения газа в АВО, и предпочтительной компоновки оборудования К может быть проведено на этапе энергетической оптимизации для заданной части технологического участка.

В рамках используемой методики задача определения оптимальных температурных режимов охлаждения газа и компоновки оборудования К на КС позволяет определить годовые эксплуатационные расходы на привод вентиляторов, используя график загрузки станции (объем компримируемого газа Qк m), последовательно для каждого m-го месяца, среднюю температуру атмосферного воздуха m-го месяца tа m, среднюю температуру компримированного газа, поступающего в УВОГ из соответствующей ступени сжатия tк m, давление компримированного газа, поступающего в УВОГ из соответствующей ступени сжатия pк m.

В качестве локальных критериев эффективности УВОГ при этом можно принять потребление электроэнергии Nэл, ее стоимость Cохл, а также срок окупаемости τокуп [8]. Тогда при сезонной эксплуатации в течение 12-ти месяцев задачу оптимизации температурного режима можно сформулировать следующим образом:


где ψ={Nэл , Cохл, τокуп}; tохл opt ={tохл opt m}; ta={ta m}; tк={tк m}; pк={pк m}; Qк ={Qк m}; 


В рамках практики проектирования линейных компрессорных станций оптимальные значения tохл opt m для каждого m-го месяца могут быть получены на этапе энергетической оптимизации для технологического участка, включающего КС1, линейный участок, КС2. При этом, согласно нормам технологического проектирования магистральных газопроводов (МГ), полученные значения должны удовлетворять правилу: среднегодовая температура охлажденного газа должна приниматься на 10-15°С выше расчетной среднегодовой температуры атмосферного воздуха.

Для дожимных компрессорных станций, с учетом специфики технологического участка и общей схемы газового промысла (наличие трех ступеней сжатия, УВОГ после каждой ступени, блока осушки, располагаемых после концевой ступени сжатия дополнительной УВОГ, станции охлаждения газа) требования к температуре охлажденного газа после ступеней сжатия согласно нормам технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий могут быть сформулированы в следующем виде: для промежуточных ступеней сжатия температура охлажденного в УВОГ газа (tохл ДКС1,2) в зимний период должна быть не более 15 °С, а в летний период не более 30 °С; для концевой ступени сжатия температура охлажденного в УВОГ газа (tохл ДКС3) в зимний период должна быть не более 30 °С, а в летний период не более 40 °С. На рис. 4 отражены рекомендуемые температурные графики для района города Тарко-Сале (Ямало-ненецкий автономный округ) для линейной и дожимной КС с тремя ступенями сжатия.


Рис. 4. Рекомендуемые температуры атмосферного воздуха и охлажденного газа для района города Тарко-Сале

Для повышения эффективности многоступенчатой УВОГ на ДКС с тремя ступенями сжатия исследуемого ТУ, в условиях постепенного снижения объемов добычи газа (объемов компримирования) в течение многолетней эксплуатации необходимо определить: оптимальное число включенных в процесс охлаждения АВО для каждой s-й ступени, каждого g-го года эксплуатации NTA sg; общее число работающих вентиляторов NB sg для включенных в процесс охлаждения АВО, или долю загрузки всех вентиляторов включенных в процесс охлаждения АВО при частотном регулировании, а также предпочтительную компоновку оборудования К. Тогда при сезонной эксплуатации задачу оптимизации многоступенчатой УВОГ ДКС можно сформулировать следующим образом:


где ψ={Nэл }; tохл opt ={tохл opt mg}; ta={ta mg}; tк={tк smg}; pк={pк smg}; Qк ={Qк mg};


В табл. 1 отражены расчетные значения объемов компримируемого газа до 2025 года

Таблица 1. Годовые объемы компримируемого газа ДКС до 2025 года

Года

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Qк ,% 

100,0

91,18

79,79

70,65

63,94

61,41

58,0

41,56

36,1

32,17

31,9


РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

На основе численных исследований для различных линейных КС проведен анализ технических решений по числу АВО, образующих УВОГ при модульной компоновке в зависимости от числа ГПА в группе. Результаты данного анализа отражены в табл. 2. 

Таблица 2. Число АВО в УВОГ при модульной компоновке в зависимости от числа ГПА 

Число ГПА в группе

1

2

3

Число АВО в УВОГ при модульной компоновке

3

5

6



С учетом данных табл. 2, а также численных исследований по определению необходимого числа АВО в УВОГ при общецеховой компоновке (на примере АВО типа 2АВГ-75С) получены результаты, отраженные на рис. 5.



Рис. 5. Число АВО в УВОГ в зависимости от числа ГПА в группе для модульной и общецеховой компоновки 

Как следует из полученных результатов минимальное число АВО в УВОГ при различном числе ГПА в компрессорном цеху, обеспечивающее требуемое охлаждение газа достигается для общецеховой компоновки. Максимальное число АВО в УВОГ необходимо при модульной компоновке, где в группу ГПА (в модуль с УВОГ) входит один ГПА.

Например, если число ГПА в КЦ составляет 8 шт., то для общецеховой УВОГ необходимо 14 АВО. В тоже время для того же КЦ для всех модульных УВОГ, связанных с одним ГПА необходимо 24 АВО.

Снижение требуемого числа АВО для всех модульных УВОГ может быть достигнуто при образовании группы ГПА, работающей на одну модульную установку. Например, для того же КЦ при объединении двух ГПА в группу и в один модуль с общей для них установкой воздушного охлаждения газа (комбинированная компоновка) для всех модульных УВОГ необходимо 20 АВО. Это на 17% меньше, чем модульных УВОГ с одним ГПА Дальнейшее снижение требуемого числа АВО может быть достигнуто при объединении в группу трех ГПА.

С другой стороны, как показывают результаты численных исследований ДКС (рис. 3) с началом ощутимого падения объема компримируемого газа (после 2021 года) наблюдается снижение скорости газа и, следовательно, потерь давления. При включении в процесс охлаждения всех установленных АВО расчетные значения потерь давления в многоступенчатой УВОГ-М после каждой ступени значительно меньше допустимых (dPдоп=0,03 МПа). Например, для УВОГ-1 (после первой ступени) dp1=0,002-0,02 МПа, для УВОГ-2 dp2=0,0004-0,004 МПа, для УВОГ-3 dp3=0,0002-0,002 МПа. Это позволяет уменьшить необходимое число включенных в процесс охлаждения АВО.

Результаты расчетов энергопотребления многоступенчатой УВОГ при включении в процесс охлаждения всех установленных АВО, необходимой постоянной части АВО, определенной по условиям 2015 г., необходимой изменяемой части АВО, которая определяется по условиям каждого года эксплуатации вплоть до 2025 г при постепенном снижении объемов компримирования приведены на рис. 6.



Рис. 6. Расход электроэнергии на привод вентиляторов УВОГ-М с разным числом АВО


В табл. 3 отражены расчетные значения количества включенных в процесс охлаждения аппаратов многоступенчатой УВОГ при определении изменяемой части АВО по условиям каждого года эксплуатации вплоть до 2025 года.

 Таблица 3. Количество включенных аппаратов УВОГ с изменяемым числом АВО

Года

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

NTA УВОГ-1

8

7

6

6

5

5

5

4

4

3

3

NTA УВОГ-2

6

6

6

6

6

5

5

4

3

3

3

NTA УВОГ-3

5

5

5

4

4

4

4

3

3

3

3



Как следует из полученных результатов, при включении в процесс охлаждения необходимой изменяемой части АВО наблюдается снижение энергопотребления, необходимого для охлаждения газа после каждой ступени сжатия и в целом для всей установки. Общая сумма энергозатрат на привод вентиляторов при эксплуатации многоступенчатой УВОГ с необходимой изменяемой частью АВО в период с 2015 по 2025 г. снижается от величины 100950,6 МВт час (УВОГ с необходимой постоянной частью АВО) до значения 80134,2 МВт час (ΔWдоп=20816,4 МВт), что составляет около 20%.

При этом необходимое оптимальное число АВО для обеспечения заданного охлаждения газа в период с 2015 по 2025 г. уменьшается для УВОГ-1 (после первой ступени) с восьми до трех, для УВОГ-2 с шести до трех, для УВОГ-3 с пяти до трех. В целом для многоступенчатой УВОГ-М число АВО снижается на 53%. В результате становится возможной использование комбинированной компоновки многоступенчатой УВОГ для группы компрессорных цехов, этапы которой отражены на рис. 7.


Рис. 7. Комбинированная компоновка многоступенчатой УВОГ для групп цехов


Использование комбинированной компоновки многоступенчатой УВОГ для групп цехов в период с 2015 по 2025 г. позволяет вывести из эксплуатации вначале площадку АВО 1.1, состоящую из 14 АВО, а затем и площадку АВО 2.2, состоящую из 8 АВО.

Проведенный анализ показывает, что для комбинированного варианта компоновки возможно обеспечение требуемых режимов охлаждения при меньшем числе АВО (на 15-20% для УВОГ линейной КС и на 25-50% для многоступенчатой УВОГ ДКС) при некотором повышении эксплуатационных затрат. Решение о целесообразности комбинированного варианта компоновки возможно при рассмотрении конкретной компрессорной станции, с учетом специфики ее функционального назначения, наращивания мощности КЦ КС, газодинамических потерь в трубопроводах, эффективности использования энергетического оборудования, стоимости и сроков строительства КС, площади КЦ, условий эксплуатации.

Таким образом, из приведенных материалов и результатов расчета можно сделать следующие выводы:

1. В настоящее время известны и широко применяются общецеховая и модульная компоновка оборудования КС.

2. В ряде случаев, например, при малой производительности одного отдельного ГПА, возможно применение комбинированного варианта компоновки установок воздушного охлаждения газа линейной КС, при котором два (и более) газоперекачивающих агрегата могут быть объединены в группу и в один модуль с общей для них УВОГ, что обеспечивает снижение числа требуемых для охлаждения газа АВО.

3. Для комбинированного варианта компоновки УВОГ линейной КС возможно обеспечение требуемых режимов охлаждения при меньшем числе АВО на 15-20%.

4. Поэтапный переход на трехступенчатую схему сжатия для ДКС связан с изменением числа и компоновки ГПА по компрессорным цехам. При этом проводится перекомпоновка ГПА с новым их распределением по компрессорным цехам. Аналогично могут быть проведены изменения и для АВО на соответствующих площадках. Перекомпоновка позволит более эффективно использовать имеющиеся аппараты и снизить их число.

5. С началом ощутимого падения объема компримируемого газа наблюдается снижение скорости газа и, следовательно, потерь давления. Для многоступенчатой УВОГ-М значения потерь давления после каждой ступени значительно меньше допустимых (dPдоп=0,03 МПа). Это позволяет уменьшить в процессе эксплуатации необходимое число включенных в процесс охлаждения АВО. В результате становится возможной использование комбинированной компоновки многоступенчатой УВОГ для группы компрессорных цехов.

6. Для комбинированного варианта компоновки многоступенчатой УВОГ-М ДКС возможно обеспечение требуемых режимов охлаждения при меньшем числе АВО на 25-50%.

7. Решение о целесообразности комбинированного варианта компоновки возможно при рассмотрении конкретной компрессорной станции, с учетом специфики ее функционального назначения, наращивания мощности КЦ КС, газодинамических потерь в трубопроводах, эффективности использования энергетического оборудования, стоимости и сроков строительства КС, площади КЦ, условий эксплуатации.


Библиографический список

  1. Tranter J. Developing an Integrated Condition Monitoring System // Proceedings of a Joint. Conf. Technology Show-case: Integrated Monitoring, Diagnostics and Failure Prevention, Mobile, Alabama, April 22–26, 1996, p. 587–598.

  2. Кириллов Н. Г. Природный газ как энергетическое топливо: стратегия, использования и технологии сбережения / Н. Г. Кириллов // Нефтегазовые технологии. – 2002. – № 1. – С. 14–22.

  3. Alimov, S.V. AVO gas fans modernization in the reconstruction of the CS MG / S.V. Alimov [and others.]. // Gas industry. - 2009. - № 4. - pp 54-56.

  4. Yanvarev, I. A. Thermal analysis elements of liquefied gas storage tanks / I. A. Yanvarev, A. V. Krupnikov // AIP Conference Proceedings. – 2017. – №1876, 020029. – P. 020029-1–020029-8.

  5. Krupnikov, A.V. Analysis of operating regimes regulation efficiency for gas air cooling units at compressor  stations / A.V. Krupnikov, A.D. Vanyashov, I.A., Yanvarev // Chemical and Petroleum Engineering. – 2010. – № 1. – p. 19-23.

  6. Shpotakovsky M.M. One of the ways of energy saving in the pipeline transportation of natural gas / M.M. Shpotakovsky // Technology of Oil and Gas. - 2012. - № 6. - P. 59-64.

  7. Yanvarev, I.A. Combined method of controlling the temperature conditions of modular installation of air cooling gas / I.A. Yanvarev // Scientific Herald of Omsk. - 2014. - № 2 (130). - P. 161-165.

  8. Yanvarev, I. A. Thermal management technologies development for the gas transporton the gas-main pipeline / I. A. Yanvarev, A. D. Vanyashov A. V. Krupnikov // Procedia Engineering. – 2015. – №113. – P. 237–243.

  9. Январев, И. А. Повышение эффективности работы установок охлаждения газа дожимной компрессорной станции при снижении объемов компримирования / И. А. Январев, А. В. Крупников, А. Д. Ваняшов // Компрессорная техника и пневматика. – 2015. – № 8. С. 22-27.

  10. Yanvarev, I. A. Improving gas cooling technology at its compression in the booster compressor station / I. A. Yanvarev, A. D. Vanyashov A. V. Krupnikov // Procedia Engineering. – 2016. – №152. – P. 233–239.


Keywords: linear, booster compressor station, gas air-cooling unit, configuration of the equipment, resource-saving






Статья «Компоновка установок газоохлаждения на линейных и дожимных компрессорных станциях» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№10, Октябрь 2018)

Читайте также