Энергоэффективность компримирования природного газа на промысле при неравномерности показателей эксплуатации основного газоперекачивающего оборудования (стр. 3 )

Из результатов сравнения способов пересчёта и моделирования ГДХ следует, что:

1. При использовании метода приведённых характеристик для высоконапорных и многоступенчатых ЦБК:

- расход на границе помпажа при больше фактического, а при меньше. Для рассмотренных ГДХ компрессоров таблицы 2 погрешность составила 6,8-12,0 %;

- расчётные значения и превышают фактические, погрешность возрастает с увеличением напорности, количества ступеней ЦБК (рисунок 2) и нарушения подобия по числу Маха, Мu.

2. Учёт изменения приводит к снижению погрешности определения и в среднем на 1,0-3,0 %, границы помпажа до 1,0-5,6 %. Однако удовлетворительная точность (1,0-3,0 %) обеспечивается только для случая одноступенчатого ЦБК при обеспечении подобия по Мu.

3. Наименьшие погрешности (до 2,0 % для и до 3,0 % для ) обеспечиваются в случае моделирования ГДХ с использованием двухпараметрических уравнений вида (6), (7).

В четвертой главе теоретически обосновано применение новых методов повышения энергоэффективности компримирования природного газа на промысле с учётом нерасчётных режимов. Проведены ранжирование показателей эксплуатации по степени влияния на энергоэффективность компримирования и сравнительный анализ чувствительности показателя энергоэффективности для централизованной и распределённой схем компримирования, центробежных и осевых компрессоров, а также различных комбинаций «привод-компрессор»: 1) ЦБК+ГТУ; 2) ЦБК+ПД; 3) ПК+ПД; 4) ВК+ПД; 5) ПК+ГТД; 6) ВК+ГТД; 7) ВК+ГТД.

Количественно влияние показателей эксплуатации на определяется значением соответствующих коэффициентов влияния. Влияние и параметров внешней среды (Ta, Pa) на в основном зависит (рисунок 4) от загрузки номинальной мощности привода ( или ), а технологических показателей от степени сжатия газового компрессора (рисунок 5).

Наибольшее влияние на оказывает изменение удельной мощности: при =0,85-1,10 значения коэффициентов влияния составляет для ГТУ = 0,75-0,92 и для ПД ≈ 1,0. Удельная мощность в свою очередь в основном определяется технологическими параметрами: = минус 1,0 – минус 1,1; =1,6‑1,0; = минус 3,3 – минус 1,0. Поэтому локальная оптимизация технологии компримирования обладает низким потенциалом энергосбережения (3,0-2,0 %), который в основном обусловлен достигнутым уровнем развития турбо-машиностроения (ГТУ, ЦБК). Дальнейшее повышение энергоэффективности промысловой технологии компримирования требует проведения оптимизации технологической схемы промысла, в целом, с учётом особенностей совместной работы основных объектов: ДКС, газосборная сеть (ГСС), установка комплексной подготовки газа (УКПГ), головная КС.

В результате расчётных исследований определено, что значение характеризуется высокой чувствительностью к изменению показателей эксплуатации. Так, для ГПА с ЦБК и ГТУ для =1,4-4,0 составляет 3,11-5,89 % при отклонении параметров от расчётных значений на 1,0%, и =13,3-22,5 % при отклонениях ±5,0 %.

Известно, что потенциал повышения энергоэффективности систем компримирования при оперативном регулировании составляет 1,0-3,0 %. Поэтому на этапе проектирования систем компримирования газа в составе технологической системы промыла, кроме энергоэффективности на проектных режимах работы, необходимо также учитывать и чувствительность показателей энергоэффективности к возможным изменениям условий эксплуатации: термобарических параметров, компонентного состава газа, КПД агрегатов, как за счёт ухудшения технического состояния, так и возможного смещения рабочего режима из области оптимальных КПД.

Для количественной оценки чувствительности показателя энергоэффективности использовался параметр:

, (11)

где , ‑ значения расхода ТГ на базовом и нерасчётном режимах.

Сравнительный анализ энергоэффективности ГПА с различными типами привода (газотурбинный и поршневой) и КМ (ОК, ЦБК, ПК, ВК) показал, что:

- при одинаковом типе КМ в вариантах с ГТУ больше на 5,0-7,0 %, чем с ПД;

- варианты ЦБК+ПД и ПК+ГТУ характеризуются близкими значениями , однако, при единичных мощностях ГПА менее 4,0 МВт несколько меньший расход соответствует комбинации ЦБК+ПД (на 1,5-1,8 %) и, наоборот, – больший (также на 1,5-1,8 %), при мощностях от 4,0 до 8,0 МВт.

При сравнении осевых и центробежных компрессоров для оценки ширины рабочей области ГДХ и пологости линии КПД использовались статистические данные для ОК авиационных двигателей и для воздуходувок доменных печей. Определено, что при увеличении КПД ОК до 5,0 % относительно достигнутого уровня для ЦБК, экономия расхода ТГ составит 1,0-3,0 %. Исходя из условий обеспечения высокого КПД и пологости ГДХ, ОК целесообразно использовать:

- при производительности ГПА 25,0-30,0 млн. м3/сут, степенях сжатия ε < 2,2 и в условиях относительно стабильного режима работы (колебания производительности и давления не более ± 5,0 %). При этом необходимо предусматривать меры по защите проточной части от попадания жидкости и твёрдых частиц;

- газовые ОК с ε > 2,2 целесообразно применять только при постоянстве параметров режима работы.

Таким образом, ОК может быть рекомендован для применения на головных КС и линейных КС МГ большой протяжённости с ε до 2,2, при более высоких степенях сжатия – только в составе технологических схем со стабильным режимом работы, например, в процессах сжижения газа.

При централизованном компримировании в продолжение всего компрессорного периода разработки осуществляют увеличение напорности (степени сжатия) ДКС. При распределённой схеме, увеличивают до некоторого значения , обоснованного в результате технико-экономического анализа, после чего вводятся устьевые компрессорные установки (КУ), на которых газ, поступающий со скважин, компримируется перед подачей на станцию (рисунок 6).

Рассмотрены многоступенчатая схема сжатия с промежуточным охлаждением на ДКС при централизованном компримировании и распределённое компримирование с вариантами оснащения устьевых компрессорных установок ЦБК, ПК и ВК, а также ГТУ и ПД.

Сравнительный анализ чувствительности централизованной и распределённой схем компримирования проведён при условиях, обеспечивающих минимум расхода ТГ, которые были предварительно определены в результате решения оптимизационной задачи. В качестве целевой функции использовался относительный удельный расход топливного газа , значение которого определяется:

, (12)

где , .

Значение относительных параметров , практически не зависит от размерных значений Pк, Тн и состава газа, а только от безразмерного параметра ε и выбора значения «базовых» величин. Поэтому решение задачи оптимизации в относительном виде позволяет получить обобщённые результаты и определить потенциал снижения энергоёмкости и расхода ТГ относительно «базового» варианта. В качестве параметров , приняты:

- для многоступенчатых схем: при ε ≤ 5,0 значение , соответствующее компримированию в одну ступень, при ε ≥ 5,0 ‑ в две ступени;

- для распределённых схем: значение , соответствующее централизованному компримированию, при этом считаем, что на «централизованной» ДКС при ε ≤ 5,0, осуществляется одноступенчатое сжатие, а при ε ≥ 5,0 ‑ двухступенчатое;

- значения для различных , в зависимости от типа привода, при = 0,9 для каждой из рассмотренных схем компримирования.

Регламентируемые и управляющие параметры, а также ограничения оптимизационных задач представлены в таблице 3.

Таблица 3 – Параметры задач оптимизации для распределённой схемы компримирования и многоступенчатого сжатия с промежуточным охлаждением

В таблице 3: ‑ отношение давлений на выходе ДКС к минимальному давлению на устье скважин; ,, ‑ степень сжатия ДКС при работе по схеме централизованного компримирования, ДКС и КУ при работе по распределённой схеме; , где ; ‑ суммарные потери на участке «Устье-вход в ДКС»; , ‑ функции для устьевых КУ и для ГПА ДКС.

Оптимизационные задачи решались методом сканирования. В результате анализа решений определено, что:

- уровень удельных энергозатрат на компримирование газа в условиях промысла и потенциал их снижения определяется безразмерным параметром , который учитывает величину гидравлических потерь и максимальную разницу между давлениями на нагнетании ДКС и устье скважин;

- несмотря на уменьшение удельной работы с увеличением количества ступеней, снизить расход ТГ возможно только при обеспечении высокой (эффективной) загрузки ( = 0,8-1,0) номинальной мощности привода;

- оптимальное количество ступеней, определённое исходя из минимума , равно четырем при =10-25 и =16,0-25,0 МВт, трём при <20 и <16,0 МВт. Снижение расхода ТГ составляет 10,0-15,0 %, большие значения соответствуют вариантам с использованием ГПА больших ;

- энергоёмкость распределённой схемы в основном зависит от типа компрессорного оборудования, распределения степеней сжатия между ДКС и КУ, и в меньшей степени от гидравлических потерь в ГСС (рисунок 7);

- энергоёмкость распределённой схемы меньше, чем централизованной (на 1,0-7,0 %) при  > 7,0-8,0. Для снижения расхода ТГ устьевые КУ необходимо оснащать двигателями с более высоким КПД, чем у привода ГПА ДКС, этому требованию удовлетворяют современные поршневые двигатели.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ, ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ фактических режимов работы ДКС Уренгойского и Ямбургского НГКМ за период гг. показал, что компрессорное оборудование на промысле работает в условиях неравномерности показателей эксплуатации: отклонение производительности от среднего значения может достигать 28,4-37,8 %. При этом снижение входного давления относительно проектных значений достигает 15,0 %. Поэтому необходимо:

- на этапе проектирования технологии компримирования газа в составе технологической системы промысла проводить оценку чувствительности показателей энергоэффективности к возможным изменениям условий эксплуатации: термобарических параметров в начале и в конце процесса сжатия, компонентного состава газа, изменение КПД агрегатов из-за снижения технического состояния и отклонения рабочего режима от проектного;

- для дальнейшего повышения энергоэффективности компримирования газа на промысле использовать схемы с более гибким регулированием по сравнению с централизованной схемой и газоперекачивающее оборудование с более пологими КПД-характеристиками, чем у существующих ГТУ и ЦБК.

2. Разработана методика количественной оценки влияния показателей эксплуатации ГПА на энергоэффективность их работы с использованием метода малых отклонений. Погрешность расчёта изменения расхода ТГ () не превышает 1,0 % при изменении входного давления () от базового значения в диапазоне минус 15,0 % <  < 7,0 % и мощности «на валу» привода () до ±20,0 %.

3. Разработана методика моделирования ГДХ центробежных и осевых компрессоров с использованием двухпараметрических аппроксимационных уравнений, которая обеспечивает высокую точность описания поля характеристики (1,0-3,0 %) для низко - и высоконапорных, одно - и многоступенчатых конструкций.

4. Проведено ранжирование показателей эксплуатации ГПА по степени влияния на энергоэффективность, исходя из значений соответствующих коэффициентов влияния. Установлено, что степень влияния определяется режимом работы оборудования ‑ коэффициенты влияния параметров внешней среды и мощности на валу привода зависят от загрузки номинальной мощности, а технологических параметров от степени сжатия (отношения давления) газового компрессора. При этом большее влияние на удельный расход топливного газа оказывает величина удельной мощности (для ГТУ  = 0,65-0,92 и ≈ 1,0 для поршневого двигателя), которая в основном определяется технологическими параметрами:  = минус 1,0- минус 1,1;  = 1,6- 1,0;  = минус 3,3 – минус 1,0.

Поэтому для повышения энергоэффективности работы систем компримирования в условиях неравномерности показателей режимов работы необходимо проведение комплексной оптимизации промысловой технологической системы «Устье‑ГСС‑ДКС‑вход в УКПГ» (в перспективе и «Устье‑ГСС‑ДКС‑УКПГ‑ГКС»).

5. Для количественной оценки чувствительности энергоэффективности предложен показатель , где , ‑ значения расхода ТГ на базовом и нерасчётном режимах соответственно.

6. В результате проведения сравнительного анализа различных вариантов оснащения ГПА, распределённой и централизованной схем компримирования, определено, что для повышения энергоэффективности целесообразно применение:

- поршневого привода и объёмных компрессорных машин при потребности в ГПА единичной мощностью 4,0-5,0 МВт;

- осевого газового компрессора при уровне производительности одного ГПА 25-30 млн. м3/сут и более при степенях сжатия до 2,2 (ε < 2,2), в условиях относительно стабильного режима работы (колебания по производительности и напорности ± 5,0 %). При ε > 2,2 ОК целесообразно применять только при постоянном режиме работы: на головных КС и линейных КС МГ большой протяжённости, в технологических схемах с постоянными параметрами работы, например в процессах сжижения газа;

- распределённого компримирования при  > 7,0-8,0 ( ‑ отношение давлений на выходе ДКС/вход в УКПГ к минимальному давлению на устье).

7. Для снижения удельного расхода топливного газа необходимо:

- в случае многоступенчатого сжатия обеспечить эффективную загрузку номинальной мощности привода (не менее 0,8) при увеличении количества ступеней. Оптимальное количество ступеней равно четырем при = 10-25 и  = 16,0-25,0 МВт, и трём при < 20 и < 16,0 МВт. Потенциал снижения расхода ТГ составляет 10,0-15,0 %, большие значения соответствуют вариантам с использованием ГПА большей единичной мощности;

- при распределённом компримировании – использовать поршневой привод для оснащения устьевых компрессорных установок. Потенциал снижения расхода ТГ увеличивается с ростом напорности устьевых КУ: при  = 10 и 0,36-0,38 составляет 3,0-10,0 % при изменении от 1,4 до 3,0.

Список опубликованных работ:

1. Влияние газодинамических характеристик на эффективность применения высоконапорных центробежных компрессоров / Сальников С. Ю., Шинтяпин Р. В., Воронцов М. А. // Компрессорная техника и пневматика. 2009, №3, С. 33-35.

2. Оптимизация параметров компрессорных станций с применением сменных проточных частей центробежных компрессоров природного газа / , , // Сборник тезисов докладов Всероссийской научно-технической конференции молодых учёных и специалистов «Новые решения и технологии в газотурбостроении», Москва, ЦИАМ, 2010, c. 69.

3. , Сальников развитие дожимного комплекса месторождений, находящихся на завершающем этапе разработки, на примере дожимной компрессорной станции Вуктыльского ГПУ // Тезисы докладов научно-практической конференции молодых учёных и специалистов «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность – 2010», Москва, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2010, c. 63.

4. Проблемы применения осевых газовых компрессоров в газотранспортной системе / , // Газотурбинные технологии, 2010, №6, С.10-14.

5. Воронцов энергоэффективности дожимного компрессорного комплекса в условиях неопределённости параметров его работы и характеристик оборудования // Тезисы докладов научно-практической конференции молодых специалистов и учёных «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность», Москва, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2011, c.87.

6. О возможности применения осевых газовых компрессоров в газотранспортной системе / , // Газовая промышленность, 2012, №4, С. 40-44.

7. Оптимизация режимов работы ГПА в составе КС с учётом неопределённости исходных данных / , // Территория нефтегаз, 2012, №6, С.102-107.

Подписано к печати «11» декабря 2012 г.

Заказ № 000

Тираж 100 экз.

1уч.-изд. Лист. формат 60 х 84/16

Отпечатано в ВНИИГАЗ»

по адресу Московская обл,

Ленинский р-н, п. Развилка, ВНИИГАЗ»

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3