Леони

• Название: Леони
• Дата: 21.05.2023
• Размер: 200.82 Kb.
• Имя файла: elibrary_15166056_43459908.docx
• Тип: Документы; #1148171
• страница: 2 из 2

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ СИСТЕМ КОМПРИМИРОВАНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

А.Ф. КАЛИНИН, В.В. КИЧАТОВ

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина) А.Ю. ТОРОПОВ

(ООО «Газпром трансгаз Югорск»)
Н.И. Белоконь в своих работах решает целый ряд задач определения эффективных режимов эксплуатации газотурбинных установок – основно- го вида энергопривода ГПА, актуальных для развития газотранспортной системы и в настоящее время. В статье предлагается интегральный критерий оценки эффективности работы систем компримирования ком- прессорных станций и методика определения оптимальных режимов ра- боты газоперекачивающих агрегатов и систем компримирования КС с целью снижения энергозатрат при магистральном транспорте природного газа.

Ключевые слова: газоперекачивающие агрегаты, системы компримирова- ния, регулирование, критерий оптимизации, оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов.
Как показали результаты реализации концепции энергосбережения в га- зовой отрасли, одним из наиболее эффективных методов снижения энергети- ческих затрат при магистральном транспорте природного газа является опти- мизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на компрес- сорных станциях [5]. Решение этой задачи включает определение эффектив- ных режимов эксплуатации газотурбинных установок  основного вида энер- гопривода ГПА. Следует отметить, что уже в середине прошлого века, в годы интенсивного развития газотранспортной системы страны, это направление исследований входило в область научных интересов заслуженного деятеля науки и техники РСФСР, профессора, доктора технических наук Николая Ио- вича Белоконь [1, 2].

В своих работах на основе анализа предложенного им эффективно- термодинамического цикла газотурбинного двигателя Н.И. Белоконь пред- ставляет разработанную методику определения энергетически наивыгодней- шего режима работы газотурбинного двигателя и режима его работы при ус- ловии наибольшей удельной эффективной работы на валу свободной турбины [1]. Кроме того, Н.И. Белоконь в своих работах решает еще целый ряд задач, актуальных для развития газотранспортной системы и в настоящее время. К ним относится оценка эффективности использования газотурбинных устано- вок (ГТУ) регенеративного цикла, сопоставление эффективности эксплуатации ГПА с различными видами энергопривода на компрессорных станциях (КС) магистральных газопроводов (МГ) и т.д. [1, 2, 3].

Все эти направления исследований в области газокомпрессорного обору- дования КС получили дальнейшее развитие в научной работе кафедры термо- динамики и тепловых двигателей, основателем которой был Николай Иович Белоконь.

К примеру, научным коллективом кафедры решались задачи:

• 
  оценки эффективности эксплуатации компрессорных станций и техно- логических участков МГ;
  
• 
  оптимизации распределения нагрузки между компрессорными станция- ми технологических участков МГ;
  
• 
  энергетической и экономической целесообразности отключения части КС технологических участков при недозагрузке МГ;
  
• 
  оптимизации выбора систем компримирования компрессорных станций;
  
• 
  оптимизации режимов работы газоперекачивающих агрегатов и распре- деления нагрузки между ними в системах компримирования КС при измене- нии режимов работы КС и технического состояния газоперекачивающего обо- рудования.
  

Оценка эффективности работы систем компримирования КС МГ в общем случае проводится в результате сопоставления значения используемого крите- рия оптимизации при действительных режимах работы газокомпрессорного оборудования со значением этого критерия при оптимальном режиме эксплуа- тации. Обоснованность выбора критерия оптимизации во многом определяет
корректность оценки энергетической эффективности работы систем компри- мирования.

В настоящее время в качестве локальных критериев оптимизации систем компримирования КС МГ используется целый ряд критериев: это  затраты топливного газа и электрической энергии в натуральном выражении, суммар- ная эффективная мощность энергопривода ГПА, значения политропного ко- эффициента полезного действия КПД процесса сжатия и приведенного эффек- тивного КПД энергопривода в системе компримирования и т.д.

Анализ результатов научных исследований, проводимых на кафедре, по- казал, что использование каждого из приведенных критериев при решении за- дачи определения оптимальных режимов работы систем компримирования может привести к ошибочным результатам, искажающим оценку эффективно- сти работы систем компримирования КС МГ.

К примеру, оценка эффективности работы системы компримирования по величине расхода топливного газа корректна только в том случае, когда в сис- теме не используются агрегаты с электроприводом, использование же в каче- стве критерия оптимизации затрат электроэнергии оправдано при включении в систему компримирования только электроприводных ГПА.

Использование в качестве критерия оптимизации режимов работы систем компримирования КС величины суммарных затрат мощности на сжатие газа также может привести к перерасходу энергетических затрат в денежном выра- жении из-за существенного различия цен на энергоносители [6].

В ряде случаев в качестве критерия при оптимизации режимов работы системы компримирования предлагается использовать политропный КПД процесса сжатия _{пол с.к}, значение которого может быть определено по соотно- шению [4]:
n

^{ }пол j^{ N}i, j


n
^пол с.к <sup>j1 , (1)

 N</sup>i, ji j
где _{пол j}– политропный КПД процесса сжатия в j-м нагнетателе; N_i,j– внутренняя мощность, расходуемая на сжатие природного газа в j-м ГПА; n число ГПА, работающих в системе компримирования.

Результаты оптимизации систем компримирования ряда линейных КС показали, что использование в качестве критерия политропного КПД процесса сжатия может привести к существенному перерасходу затрат на используемые энергоносители С_эн (рис. 1). Следовательно, использование только политроп- ного КПД в качестве критерия регулирования не является корректным с точки зрения минимизации энергозатрат в системе компримирования компрессорной станции.

Такие результаты в первую очередь характерны для систем компримиро- вания КС технологических участков (ТУ) МГ, работающих с недозагрузкой. В этих условиях режимы работы агрегатов, характеризующиеся максимальной энергетической эффективностью процесса сжатия технологического газа в центробежных нагнетателях (ЦБН), не совпадают с режимами максимальной

Рис. 1. Сопоставление характеристик режимов работы ГПА при использовании различ- ных критериев оптимизации:

1  оптимальный режим работы ГПА, определенный с использованием в качестве критериев оптимизации  энергетических затрат в денежном выражении (С_эн  min) и приведенного КПД ГПА (_ГПА  _пол_е max); 2 – оптимальный режим работы ГПА, определенный с использова- нием в качестве критерия оптимизации – политропного КПД процесса сжатия (_пол  max);

C_эн – перерасход энергетической составляющей эксплуатационных затрат при некорректном выборе критерия оптимизации
эффективности работы ГТУ, характеризующими максимальной загрузкой аг- регатов. Снижение степени сжатия по КС при недозагрузке ТУ (1–2) приводит к сдвигу характеристик, определяющих оптимальный режим работы ГТУ, в область более высоких приведенных объемных расходов технологического газа (12) (рис. 2). Вместе с тем, характеристики оптимального режима рабо- ты ЦБН остаются неизменными.

Приведенные рассуждения приводят также к выводу, что в условиях не- дозагрузки ТУ МГ оптимизация режимов работы систем компримирования КС с использованием в качестве критерия только эффективного КПД энергопри- вода _ес.к также может привести к перерасходу энергозатрат на транспорт газа. Анализ методик определения системных и локальных показателей энер- гетической эффективности работы систем компримирования КС показывает, что возможно приведение всех рассмотренных показателей к одному инте-



Рис. 2. Изменение оптимального режима работы ГТУ газоперекачивающего агрегата при недозагрузке КС

гральному критерию, который учитывает колебания подачи газа по газопрово- ду, взаимное влияние объектов магистральных газопроводов, распределение нагрузки между компрессорными станциями технологических участков МГ,
энергетическую целесообразность выбора систем компримирования и распре- деления нагрузки между ГПА в этих системах, изменение технического со- стояния энерготехнологического оборудования КС, использование в системах компримирования как топливного газа, так и электрической энергии, уровень и соотношение цен на энергоносители, режимы работы систем охлаждения природного газа на КС и энергозатраты в них.

В качестве критерия оценки энергетической эффективности работы сис- тем компримирования КС предлагается использовать перерасход энергетиче- ских затрат в денежном выражении при реализуемых режимах эксплуатации систем компримирования С_эн.с.к по сравнению со значением энергетической составляющей эксплуатационных затрат при оптимальном режиме их рабо- ^{ты С}эн.с.к.опт

^Сэн.с.к ^{ С}эн.с.к ^{ С}эн.с.к.опт^{. (2)}

Согласно предлагаемому критерию, энергетически оптимальным режи- мом работы агрегатов в системе компримирования цеха или КС является такой режим, при котором энергетическая составляющая эксплуатационных затрат принимает минимальное значение С_эн.с.к  min, а перерасход энергетических затрат в денежном выражении отсутствует С_эн.с.к  0 [6].

В основу предлагаемого критерия оптимизации положена энергетическая составляющая эксплуатационных затрат на компримирование природного газа С_эн.с.к. Значение энергетической составляющей часовых эксплуатационных за- трат на сжатие природного газа на КС при оценке эффективности эксплуата- ции систем компримирования при работе в схеме компримирования x ГПА с газотурбинным приводом (ГГПА) и y электроприводных газоперекачивающих агрегатов (ЭГПА) может быть определено из соотношения

С  c

_{ N} 3,6ц_{тг } ^x

N_{ii  ц}

 ^Nij , (3)

y
эн.с.к эн.с.к e

_Q^{р }  

^{ээ }  

^н i1

егту i

мех i

j1

эл j

ред j

где с_эн.с.к  средняя стоимость единицы энергии, идущей на сжатие природного газа в системе компримирования КС, руб/(кВтч); N_e– энергетические затраты, расходуемые на сжатие природного газа в системе компримирования в едини- цу времени, кВт; ц_тг – цена топливного газа, руб/1000 м³; ц_ээ – цена электриче- ской энергии на станции, руб/(кВтч); N_ii, N_ij– внутренние мощности, расхо- дуемые на сжатие газа в нагнетателях i-го работающего ГГПА и j-го работаю- щего ЭГПА, включенных в систему компримирования КС, кВт; _eгтуi– эффек- тивный коэффициент полезного действия газотурбинной установки i-го рабо- тающего ГГПА; _мех – механический КПД ГГПА, учитывающий механические потери при передаче энергии от ГТУ к нагнетателю; _{эл j}, _ред – КПД электро- двигателя и редуктора j-го работающего ЭГПА.

Использование предложенного критерия оптимизации (С_эн.с.к) позволяет получить объективную интегральную оценку эффективности работы различ- ных схем компримирования, так как в него входят параметры, которые учиты- вают эффективность процесса сжатия и техническое состояние ЦБН – N_i, из- менение загрузки и относительного эффективного КПД газотурбинных уста-

новок, техническое состояние ГТУ – _eгту, цены на энергоносители – ц_тг и ц_ээ, механические потери при передаче энергии от ГТУ к нагнетателям – _мех и в редукторе ЭГПА – _ред.

Анализ значений и причин перерасхода энергетической составляющей эксплуатационных издержек при работе всех систем КС С_{эн j}дает возмож- ность определить приоритетность проведения энергосберегающих мероприя- тий в основных системах обследуемой КС. При этом существенное сокраще- ние энергетических затрат можно получить за счет оптимального регулирова- ния энерготехнологического оборудования КС с использованием межцеховых перемычек.

Использование данного критерия оптимизации и его модификаций дает возможность оценить эффективность работы систем компримирования и дру- гих систем КС, а также компрессорных станций в целом и технологических участков магистральных газопроводов.

При определении целесообразности и последовательности реконструкции КС МГ, а также необходимости модернизации энерготехнологического обору- дования станции предлагается использовать коэффициент K_рКС, который нахо- дится при сопоставлении значений относительной суммарной энергетической составляющей эксплуатационных затрат при работе всех систем рассматри- ваемых станций на оптимальных режимах
m

^{ C}эн jопт

K_{р КС} ^j1 , (4)

Q_к

где С_{эн jопт} – энергетическая составляющая эксплуатационных затрат в j-й сис- теме рассматриваемой КС при оптимальном режиме ее работы; Q_к – коммер- ческий расход технологического газа через рассматриваемую КС.

Реконструкции и модернизации требуют в первую очередь те из рассмат- риваемых компрессорных станций, при обработке эксплуатационных характе- ристик которых получены самые высокие значения коэффициента K_рКС, так как даже при эксплуатации при оптимальных режимах основных систем этих КС удельное энергопотребление на них превышает энергопотребление на дру- гих рассматриваемых станциях.

При сопоставлении эффективности режимов эксплуатации компрессор- ных станций магистральных газопроводов можно рекомендовать критерий K_{эф КС}, определяемый как сумма перерасходов энергетической составляющей эксплуатационных затрат при работе всех систем рассматриваемых станций

С_{эн j}, отнесенная к коммерческому расходу природного газа через КС:

m

^Kэф КС ^{ C}эн j^/Qк ^.

j1
(5)

На тех КС, для которых этот критерий K_{эф КС} принимает более низкие зна- чения, регулирование режимов работы основных технологических систем станции проводится достаточно эффективно. В случае, если этот коэффициент стремится к нулю (K_{эф КС}  0), то реализуемые режимы основных систем стан-

ции и всей КС в целом близки к оптимальным. Компрессорные станции, для которых этот коэффициент K_{эф КС} принимает более высокие значения, имеют существенные резервы снижения энергетических затрат за счет оптимизации режимов работы основных технологических систем станций.

Эффективность режимов работы технологических участков МГ предлага- ется оценивать по величине критерия K_{эф ТУ}  суммарного удельного перерас- хода энергетической составляющей эксплуатационных затрат на всех КС рас- сматриваемых ТУ

n

^Kэф ТУ ^{ C}эн КС i^/(Qк ^{ L}ТУ ^),

i1
(6)

где С_{эн КС j}– перерасход энергетической составляющей эксплуатационных затрат на i-й КС; п – число КС на технологическом участке; Q_к – средний ком- мерческий расход технологического газа через рассматриваемый технологиче- ский участок МГ; L_ТУ – длина технологического участка МГ.

Апробация интегрального критерия и методики оптимизации режимов работы ГПА в системах компримирования одно- и многоцеховых КС проводи- лась при параллельной и последовательной обвязке агрегатов стационарного и авиационного типов, работающих по регенеративному и безрегенеративному циклам, отечественного и импортного производства с номинальной паспорт- ной мощностью от 6 до 25 МВт.

Результаты проведенных исследований и анализ полученных результа- тов расчетов показал, что при параллельной обвязке агрегатов в системах компримирования КС существует оптимальное распределение подачи при- родного газа как между агрегатами в цехе, так и между цехами: энергети- чески оптимальное соотношение пропорционально располагаемым мощно- стям ГПА и суммарной располагаемой мощности работающих в цехах агре- гатов

Q N Q

n

 ^Nерi

к i_

^Qк кц j

ерi

n

_, к кц j_

^Qк КС

i 1 m

, (7)

 ^Nерii1

 ^Nеркц jj1

где n– число агрегатов в j-м цехе; m– число цехов на КС; Q_кi, Q_{ккц j}, Q_кКС – коммерческий расход газа через i-й агрегат j-го цеха, через j-й компрессорный

цех и всю станцию, соответственно; N_epi,

n

^{ N}ерi^,

i1

m

^{ N}еркц jj1

– располагаемая

мощность i-го агрегата в j-м цеху, агрегатов j-го компрессорного цеха и ГПА системы компримирования всей КС, соответственно.

Результаты прогнозирования оптимального режима работы системы ком- примирования, состоящей из двух последовательно работающих агрегатов, показали, что при использовании критерия оптимизации – величины энергети- ческой составляющей эксплуатационных затрат на сжатие природного газа,

наиболее оптимальной является равная загрузка агрегатов по степени сжатия (рис. 3)

₁ ₂

 _КС ,

(8)

где ₁ – степень сжатия первого агрегата; ₂ – степень сжатия второго агрегата;

_КС – степень сжатия компрессорной станции.

После выбора возможных схем компримирования и определения опти- мального распределения загрузки ГПА в этих схемах следует оценить эффек- тивность работы каждой из них. Сопоставление схем компримирования произ- водится по значениям энергетических затрат в денежном выражении (3) при оптимальном распределении загрузки ГПА в каждой из схем.

При изменении подачи газа по трубопроводу и степени сжатия природно- го газа по КС также необходимо решать задачу определения оптимального ре- жима работы ГПА, включенных в систему компримирования.

Результаты исследования показали, что при изменении степени сжатия КС с параллельной обвязкой и постоянным коммерческим расходом, перерас- пределение расхода газа между агрегатами не требуется. При изменении сте- пени сжатия и расхода газа по КС с последовательной обвязкой следует при- держиваться оптимального соотношения распределения нагрузки между агре- гатами (8).

При изменении подачи через КС с параллельной обвязкой агрегатов и по- стоянной степенью сжатия перераспределение относительной подачи газа ме- жду агрегатами не требуется (7). Перераспределение относительной подачи газа агрегатами следует проводить только в случае, если в систему включается



Рис. 3. Оптимизация распределения загрузки между однотипными агрегатами при после- довательном их соединении

новый ГПА или меняется техническое состояние ЦБН и энергопривода газо- перекачивающих агрегатов.

В настоящее время ряд крупнейших газовых месторождений переходят или уже перешли в стадию падающей добычи, что сопровождается падением пластового давления. Это обстоятельство вызывает необходимость в строи- тельстве дожимных компрессорных станций, целью которых является обеспе- чение качества подготовки природного газа к магистральному транспорту в установках комплексной подготовки природного газа и повышение давления природного газа до рабочего давления в магистральном газопроводе.

Снижение пластового давления и изменение объемов добычи газа требует решения задач регулирования режимов работы дожимных КС и модернизации газоперекачивающего оборудования, а при необходимости, и реконструкции станций при изменении требуемых режимов их работы. Модернизация ГПА связана со сменой проточных частей ЦБН, а реконструкция КС может вклю- чать в себя переобвязку систем компримирования, установку новых агрегатов на станции или строительство новой очереди станции. При этом перед компа- ниями, проектирующими и изготавливающими компрессорную технику, стоит задача разработки и производства высокоэффективных ЦБН со степенью сжа- тия 5 и выше.

При решении задач регулирования режимов работы дожимных КС следу- ет учитывать, что с некоторого момента на поздних стадиях эксплуатации ме- сторождения их системы компримирования будут многоступенчатые, которые по мере снижения пластового давления должны увеличивать по технологиче- ской необходимости степень сжатия природного газа. При этом возникают за- дачи оптимального распределения степени сжатия между дожимными ком- прессорными станциями первой и второй очереди, между ступенями сжатия в рамках одной станции с учетом технологических характеристик (подачи и сте- пени сжатия природного газа) и технического состояния используемого газо- перекачивающего оборудования.

Сотрудники кафедры термодинамики и тепловых двигателей планируют принимать участие в решении перечисленных практических задач, актуальных для газовой отрасли, опираясь на научное наследие основателя кафедры, за- служенного деятеля науки и техники РСФСР, профессора, доктора техниче- ских наук Николая Иовича Белоконь.
ЛИТЕРАТУРА

1. 
   Белоконь Н.И. Термодинамические процессы газотурбинных двигателей. – М.: Недра, 1969. – 128 с.
   
2. 
   Белоконь Н.И., Поршаков Б.П. Газотурбинные установки на компрессорных станциях магистральных газопроводов. – М.: Недра, 1969. – 112 с.
   
3. 
   Белоконь Н.И. Метод технико-экономического сравнения энергоприводов на компрес- сорных станциях магистральных газопроводов/Труды МИНХ и ГП № 47 «Энергетика и элек- троника в нефтяной промышленности». – М.: Недра, 1964.
   
4. 
   Калинин А.Ф. Эффективность и регулирование режимов работы систем трубопровод- ного транспорта природного газа. – М.: МПА-Пресс, 2004. – 168 с.
   
5. 
   Концепция энергосбережения в ОАО «Газпром» на 2001–2010 гг. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. – 66 с.
   

6. 
   Энергосберегающиетехнологии при магистральном транспорте газа/Б.П. Поршаков, А.Ф. Калинин, С.М. Купцов, А.С. Лопатин, К.Х. Шотиди. – М.: МПА-Пресс, 2006. – 311 с.
   

Александр Федорович КАЛИНИН родился в 1954 г., окончил в 1976 г. Москов- ский институт нефтехимической и газовой промышленности имени И.М. Губкина (в на- стоящее время РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина). Доктор технических наук, про- фессор кафедры термодинамики и тепловых двигателей РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Автор 100 научных работ.

Alexander F. KALININ (b. 1954), graduated from Gubkin Moscow Institute of Petro- chemical and Gas Industry in 1976, Doctor of technical sciences, prof. of the Dept. of Thermal Dynamics and Heat Engines of Gubkin Russian State University of Oil and Gas. He is the author of 100 scientific publications.

E-mail: [e-mail]
Виталий Викторович КИЧАТОВ родился в 1986 г., окончил в 2008 г. РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Заместитель главного инженера проекта ОАО «Гипрогазо- очистка».

Vitalyi V. KICHATOV (b. 1986), graduated from Gubkin Russian State University of Oil and Gas, deputy engineer in chief of OAO «Giprogazoochistka» project.

E-mail: [e-mail]
Андрей Юрьевич ТОРОПОВ родился в 1955 г., окончил в 1981 г. Московский ин- ститут нефтехимической и газовой промышленности имени И.М. Губкина (в настоящее время РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина). Заместитель генерального директора ООО «Газпром трансгаз Югорск».

Andrey U. TOROPOV (b. 1955), graduated from Gubkin Moscow Institute of Petro- chemical and Gas Industry in 1981, deputy general director of OOO «Gazprom transgz Ugorsk».

E-mail: [e-mail]


УДК 536

АЛГОРИТМ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ОСАДОЧНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД

С.М. КУПЦОВ

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Приводится алгоритм расчета параметров теплофизических свойств оса- дочных пород. Приведен конкретный пример расчета и проведено сопос- тавление расчетных и опытных значений. Точность предложенной методики прогнозирования параметров теплофизических свойств горных пород зави- сит от полноты исходной информации о составе минералов и флюидов, за- полняющих поры породы.

Ключевые слова: теплофизические свойства, горные породы, минералы.