Центробежные компрессоры с газотурбинным приводом являются основой нефтегазовой промышленности. Для активизации усилий по сокращению выбросов парниковых газов одним из наиболее перспективных направлений является повышение операционной эффективности. Эта статья посвящена оценке оптимизации эффективности оборудования и повышения операционной эффективности компрессорных станций на примере как отдельных ее компонентов, так и всей системы станции в целом.
Природный газ является важным источником энергии для будущего. Изобилие природного газа в сочетании с его экологичностью и многочисленными применениями во всех секторах означает, что природный газ будет продолжать играть все более важную роль в удовлетворении спроса на энергию во многих странах. В то время как краткосрочные факторы могут существенно повлиять на спрос природного газа, именно долгосрочные факторы спроса отражают основные тенденции использования природного газа в будущем. Для анализа тех факторов, которые влияют на долгосрочный спрос на природный газ, наиболее полезно изучить спрос на природный газ по секторам. Три наиболее важных сектора: жилищный и коммерческий спрос, промышленный спрос и спрос на электроэнергию.
Компрессорные станции играют решающую роль в газовой промышленности (рис. 1). Они считаются одним из самых важных активов в значительно большом количестве систем транспорта газа по всему миру. Обратим внимание, что компрессорная станция может состоять из нескольких компрессорных агрегатов, соединенных последовательно или параллельно.
Простое определение компрессора – это устройство для увеличения давления природного газа путем уменьшения его объема, обеспечивая тем самым необходимую движущую силу, чтобы поддерживать его движение. Это устройства, стратегически установленные вдоль газопровода, которые позволяют обеспечивать достаточное количество энергии природному газу для его дальнейшей транспортировки. В результате природный газ преодолевает потери на трение и поддерживает необходимое давление, чтобы продолжать движение по линии трубопровода к другой компрессорной станции или конечным потребителям.
В газовой промышленности можно встретить несколько типов газоперекачивающих агрегатов. К числу наиболее часто используемых относятся компрессоры, характеризующиеся центробежным динамическим движением или возвратно-поступательными перемещениями. Последний представляет собой компрессор, в котором сжимающим элементом является поршень, производящий возвратно-поступательные движения в цилиндре. Во многих случаях решение об использовании центробежной или поршневой компрессорной установки включает в себя, среди прочих факторов, тщательный анализ условий эксплуатации, исследования гидравлических трубопроводов, требования к выбросам и общие оценки стоимости жизненного цикла. Кроме того, характеристики давления и расхода трубопроводов в сочетании с установившимися и переходными процессами системы также влияют на конструкцию и компоновку компрессорных установок на станции.
Центробежные компрессоры с газотурбинным приводом являются основой нефтегазовой промышленности. Для активизации усилий по сокращению выбросов парниковых газов одним из наиболее перспективных направлений является повышение операционной эффективности.
В нефтегазовой промышленности повышение эффективности происходит за счет повышения эффективности оборудования или за счет повышения эффективности эксплуатации. Эта работа посвящена повышению операционной эффективности. Обсуждение будет проводиться от эксплуатационных характеристик газотурбинных компрессоров к характеристикам их применения.
Для подачи природного газа из скважины на электростанцию, городскую газораспределительную систему или химический завод необходимо сжатие газа. Это включает в себя такие процессы, как сбор газа и сжатие газа вблизи скважины, использование газа для повышения нефтеотдачи пластов или рекомпрессия газа после переработки на газовой установке. Такой процесс может включать сжатие газа, чтобы его можно было транспортировать по трубопроводам, как подводным, так и наземным, или для хранения в составе трубопроводной системы. Сжатие газа используется в процессах сжижения природного газа (СПГ). Основой для решения этих задач сжатия являются центробежные компрессоры с газотурбинным приводом.
Оптимизация компрессорных станций может означать несколько вещей. Наиболее общим определением может быть снижение затрат на транспортировку или добычу либо за счет снижения затрат на транспортировку или переработку определенного количества газа, либо за счет увеличения мощности данной установки по транспортировке или переработке газа (рис. 2).
Когда мы говорим о стоимости, мы должны учитывать, что существует стоимость для пользователя или оператора газокомпрессорной станции, а также для окружающей среды и общества. Компоненты затрат, помимо затрат на создание станции, могут включать затраты на топливо, техническое обслуживание и агрегаты, недоступные для производства. Производственная мощность играет определяющую роль, поскольку увеличение производственной мощности может снизить себестоимость единицы продукции.
Это также означает, что любой из этих факторов зависит от эффективности компрессора или газовой турбины не как отдельный, изолированный фактор, а как неотъемлемая часть общей системы.
В данной работе мы будем оценивать оптимизацию эффективности на примерах как отдельных компонентов, так и на уровне компрессорной станции, а также на уровне всей системы взаимодействующих компрессорных станций, поскольку они часто встречаются в более крупных трубопроводных операциях. Одна из особенностей большинства нефтяных и газовых применений заключается в том, что условия работы оборудования будут меняться во всех временных масштабах, будь то минута, час, день, сезон или в течение многих лет.
Уровень оснащения
Задача оптимизации для газовых турбин предполагает увеличение теплового КПД (т. е. расхода топлива на единицу выходной мощности) и увеличение плотности мощности (количества мощности на единицу массового расхода). Оба параметра могут быть улучшены за счет повышения температуры горения двигателя (рис. 3). Однако увеличение времени обжига на существующем двигателе негативно скажется на сроке службы двигателя, то есть времени между необходимыми капитальными ремонтами, и связанной с этим надежности двигателя. Этому эффекту можно противостоять, увеличивая количество охлаждающего воздуха для лопаток турбины, но это также снизит эффективность двигателя. Имея возможность очень точно предсказать локальную температуру лопасти, а также проверить эти температуры экспериментально, можно использовать охлаждающий воздух как можно более скупо. Такие инструменты, как сопряженная теплопередача, методы измерения облученных кристаллических сенсоров, а также улучшенные материалы и покрытия, могут помочь в этом уравновешивающем акте.
Аналогично и для улучшения центробежных газовых компрессоров: изменение условий эксплуатации требует не просто более высокого КПД, но и его достаточного наличия в широком диапазоне расхода. Опять же, у нас есть два противоречивых требования.
Оптимизация на уровне станции
На компрессорной станции мы можем столкнуться с одним или несколькими газотурбинными компрессорами. Во многих случаях они различаются с точки зрения проектной точки компрессора, номинальной мощности турбины и сроком эксплуатации. Во многих случаях компрессоры имеют размеры, соответствующие четко определенной рабочей точке. Реальность такова, что этой проектной точки не существует. Скорее, изменятся условия эксплуатации. На самом деле это не просто вариации вокруг точки проектирования. Во многих случаях наиболее часто встречающиеся условия эксплуатации существенно отличаются от проектных. Большие колебания температуры окружающей среды, с их влиянием на выходную мощность газовой турбины, могут перевести режим работы с полной нагрузкой при высоких температурах окружающей среды в режим работы с частичной нагрузкой, когда становится холоднее. Газовые турбины, как правило, теряют эффективность при работе с частичной нагрузкой. Поэтому одна из задач оптимизации состоит в том, чтобы решить, следует ли выполнять задачу сжатия с одним или двумя большими единицами или с большим количеством меньших единиц.
Метод калибровки с неопределенностью
Для типичных нефтегазовых применений условия эксплуатации приобретаемого оборудования основаны на прогнозах и допущениях. Это приводит к фактическим условиям эксплуатации, отличным от первоначальных проектных условий. Тем не менее, установка все еще должна соответствовать определенным договорным требованиям, то есть трубопровод должен быть в состоянии доставить определенное количество газа.
Более эффективным методом является присвоение вероятностей входным рабочим параметрам, таким как шероховатость трубы, состав газа, температура окружающей среды, деградация оборудования или различия между прогнозом производительности компрессора и фактической производительностью. Использование статистических и вероятностных инструментов позволяет лучше учитывать непредсказуемость характеристик компонентов. Использование этого метода позволяет проектировать установки, которые лучше всего работают при наиболее вероятных сценариях, в отличие от традиционных конструкций, которые, как правило, работают лучше всего при маловероятных наихудших сценариях.
