автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Выбор газоперекачивающих агрегатов и схем их соединения для компрессорных станций с переменной степенью сжатия

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ

ПРОМЫШЛЕННОСТИ. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РАБОТЫ.

1.1. Технологические схемы компрессорных станций

1.2. Режим работы компрессорных станций

1.3. Нагнетатели душ компрессорных станпий.

1.4. Особенность транспорта газа в Алжире

1.5. Метод выбора газоперекачивающих агрегатов

1.6. Цели и задачи работы

ГЛАВА П. АНАЛИЗ КРИТЕРИЕВ ДЛЯ ВЫБОРА ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ

АГРЕГАТОВ.

2.1. Критерий выбора газоперекачивающих агрегатов

2.2. Целевая функция.

2.3. Основные параметры эталонного газоперекачивающего агрегата.

ГЛАВА Ш. АНАЛИЗ ЦЕЛЕВЫХ ФУНКЦИЙ ДЛЯ СХЕМ СОЕДИНЕНИЯ

ГАШПЕРЕКАЧИВАЩИХ АГРЕГАТОВ.

3.1. Применение целевых функций в конкретных ситуациях.

3.2. Каскадная компрессорная установка

ГЛАВА IУ.РАСЧЕТ И ВЫБОР ТИПОВЫХ СХЕМ СОЕДИНЕНИЯ

АГРЕГАТОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ.

4.1. Программирование на ЭВМ.

4.2. Область црименения каскадной схемы соединения агрегатов по КС с падающим давлением на входе

4.3. Трубопроводы, соединяющие компрессорные машины в каскаде

Высокие темпы развития нефтегазовой промышленности с интенсификацией технологических процессов транспорта, переработки газа, сбора, закачки в пласт с целью его хранения и повышения нефтеотдачи пласта неразрывно связаны с необходимостью компримирова-ния огромных количеств газа, до средних и высоких давлений нагнетания, а также неразрывно связано со строительством компрессорных станций (КС), обладающих высокими мощностями. Объем транспортировки газа для энергетических целей в мире в 1981 г. составлял 1183 млн. тонн природного газа, перекачиваемых через линейные компрессорные станции.

В 1965 г. протяженность сети магистральных газопроводов в мире составляла около 468 тыс. км., а к 1982 году протяженность сети возросла до 850 тыс. км, в том числе в Северной Америке (США и Канаде) до 490 тыс. км, в сзранах Латинской Америки - до 35 тыс. км, в Западной Европе - до 190 тыс. км, в остальных пунктах мира - до 135 тыс. км.

При наличии современных газопроводов, эксплуатируемых в зонах степени сжатия среднего, примерно равно 1,6; затрачиваемая мощность для компримирования, потребление энергии в 1981 г.представляет собой примерно 86109 мвт. Следовательно, установленная мощность преобладает тягости 100 км газопровода.

За 1982 г. в мире было сооружено 20,5 тыс. км магистральных газопроводов, то есть примерно 203 компрессорных станций, и, татр ким образом, мощность на этих КС достигла 21*10 мвт.

Увеличение как объема, так и давления нагнетания, привели к существенному увеличению единичной мощности компрессоров и мощности современных компрессорных установок, что, в свою очередь, привело к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат на компрессорные установки и, как следствие, существеиному удорожанию компримируемого газа.

В технологических процессах газовой промышленности имеется множество станций, где необходимо изменение степени сжатия. К таким станциям относятся дожимные компрессорные станции (ДКС), станции закачки газа в пласт и станции подземных хранилищ (СПХГ).

Дожимная компрессорная станция, как звено единой системы месторождения, - магистральный газопровод, должна обеспечивать эффективный отбор и транспорт природного газа в период постоянной и падающей добычи.

В СССР за текущую пятилетку мощность ДКС возрастет на 1,6 млн квт, что составит в сумме 2,2 млн. квт в 1982 г. Увеличение мощности ДКС может быть достигнуто за счет использования ЦБН с газотурбинными приводами и газомоторными компрессорами.

В связи с повышением рабочего давления магистральных газопроводов до 120 кг/см2 и выше расширяется область технологических параметров, в пределах которых должна быть обеспечена эффективная работа ГПА, бсобенность которой влечет за собой рост степени сжатия ДКС данного газопровода.

В отличие от линейных КС газопровода, развитие и технологическая схема ДКС связаны, прежде всего, со снижением давления на приеме,/ по мере разработки месторождения.

Так, ДКС Изобильное в СССР достигла степени сжатия, равное в 1976 году 6. К тому времени полная загрузка ГПА обеспечивар лась при входном давлении на уровне 20 кг/см . В 1969 г. ДКС Изобильное перешла на режим падающей добычи, это объясняется тем, о что снизилось входное давление от 20 до 12 кг/см . К концу 1972г. Р давление на входе ДКС падало до 6 кг/см , а число ступеней сжатия повышалось от 6 до 9.

При закачке газа в пласт для поддержания пластового давления, или его хранения в исчерпанных месторождениях, необходимо компримирование огромных потоков газа с высокими давлениями нагнетания. Эти станции отличаются от других тем, что они обладают высокими ступенями сжатия и потока газа. Например, назовем КС в Ливии, которые обладают степенью сжатия, равной 8-10, с мощностью б® Еётдо 88 Мвт, а также в АНДР КС "Хасе-Рмель" и "Хасе-Месауд" обладают степенью сжатия 30-5, с мощностью 106 Мвт и 882 Мвт.

Эти обстоятельства выдвинули ряд серьезных твкйика-экономи-ческих проблем перед компрессоростроителями, направленных на снижение капитальных и эксплуатационных затрат, а следовательно, на удешевление стоимости компримирования.

Немало затруднений при выборе вызвано появлением разных видов ГПА с конкурирующими характеристиками. Инженеру-проектировщику трудно выбрать ГПА, если он не имеет обоснованного метода определения подходящего варианта.

В данной работе обосновывается метод выбора определенного агрегата из числа существующих на основе технических и экономических обоснований, в работе также предлагается зона степеней сжатия наивыгодного применения того или иного типа ГПА.

Решение указанных задач осуществляется с помощью целевых функций. Их математическое содержание позволяет при выборе варианта учесть рост стоимости топливного газа, квалификацию обслуживающего персонала, климатические особенности района, где предполагается разместить компрессорную станцию, и другие ограничения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Расширение масштабов линейных КС, ДКС и КС для закачки газа в пласт с целью его хранения или повышения пластового давления, увеличение их единичной мощности, роста степени сжатия ставят вопрос о целесообразности применения различных типов ГПА. До настоящего времени отсутствуют математические методы применения нагнетателей в газовой промышленности, однако ,ввыбореГПА и его применение в схеме КС нашли распространение диагностические методы,определяющие технические параметры (число оборотов, степень сжатия, КПД, вибрацию и т.д.).

В данной работе обоснованы критерии выбора, основанные на нехватке энергии и быстром росте ее стоимости, которой уделяют в настоящее время большое внимание, надежности ГПА, эксплуатационные затраты и их капиталовложения и т.д.

Далее исследованы методы выбора ГПА и схем их соединений. Излагаются методы расчета приведенных затрат в различных вариантах схем КС. Кроме того, дано сравнение между распространенными типами ГПА с целью их применения в схемах КС. Сравнение вариантов при заданной пропускной способности и степени сжатия от 2 до 5 показало наличие зон применения различных типов ГПА и схем их соединения.

Несмотря на большое количество ЦБН с приводом от газовой турбины, с высокой эффективностью и широким диапазоном регулирования, в эксплуатации также нашли место и ШК, особенно при высокой степени сжатия и средних потоках газа. В работе доказана необходимость включения поршневых компрессоров в типовых схемах для.закачки газа в пласт, с получением высоких КПД в широком диапазоне степеней сжатия. Это привело к экономическому эффекту при реализации каскадной схемы.

Для определения степени правильности решения выбора ГПА предлагается создать эталон, на основе которого можно опенивать эффективность любых перспективных ГПА. "Эталон" ГПА может при выборе характеристики оптимального ГПА служить в качестве начального приближения, так как под понятием "эталон" понимается ГПА на среднем техническом уровне из множества всех, тлеющихся в настоящее время на мировом рынке.

В результате выполненной работы можно сделать следующие основные выводы:

1. Определены критерии для выбора ГПА на КС с высокой степенью сжатия. Выбраны уравнения для расчета каждого критерия,показаны численные диапазоны их изменения в условиях газовой промышленности АВДР.

2. Предложены формы записей функций цели (приведенных затрат), учитывающие выбранные критерии.

3. Разработана методика создания "эталонного" ГПА, который использован для оценки эффективности различных типов ГПА, выпускаемых и предлагаемых на мировом рынке.

4. Получены уравнения для целевых функций, описывающие различные способы соединения агрегатов на КС.

5. Показаны зоны степеней сжатия, где выгодно применение каскадных схем соединения агрегатов.

6. С помощью предложенного метода оценена эффективность крупной КС "Хаси-Рмель" (АЦЦР) и предложена ее новая схема. Расчетный экономический эффект 20 млн. долл./год.

7. Рассмотрены основные положения проектирования трубопроводных систем, соединяющих агрегаты разных типов в каскадные схемы. В этом случае при расчете колебаний в трубопроводных системах влияние центробежных компрессоров можно учесть путем введения в расчетную схему "эквивалентной диафрагмы".

1. Аверьянов A.A. Эффективность укрупнения единичных мощностей станций. - Нефтяная и газовая пром-сть, Киев, 1983, №2.

2. Аверьянов A.A., Лебедев H.H. Газоперекачивающие агрегаты с приводом авиационного типа. М., Недра, 1973, 70с.

3. Аноев E.H., Ароздов А.П. Статистическая оценка эксплуатационной надежности энергомеханического оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов. ВНИИЭгазпром, М., 1971.

4. Арский А.К., Волчанова М.Н., Галлиулин З.Т. и др. Экономические интервалы применения газоперекачивающих агрегатов различного теплоразмбра. ВНИИЭгазпром, М., 1971, 41с.

5. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа. М., Оргэнергогаз, ВНИИгаз, 1977, 98с.

6. Александров A.B. Надежность систем дальнего газоснабжения. -М., Недра, 1976, 320с.

7. Барзилович Б.Ю., Мезенцев В.Г., Савенков Н.В. Надежность авиационных систем. М., Транспорт, 1982, 181с.

8. Бикчентай Р.Н. О влиянии показателя адиабаты на вычисление работы сжатия и температуры конца сжатия охлаждения газа. -Труды МИНХ и ГП, вып. 114, М., 1975, с. 3-12.

9. Берман Р.Я. Расчет режима работы компрессорных станций методом эквивалентных характеристик. ВНИИЭгазпром, серия: Транспорт и хранение газа, 1971, № II.

10. Берман Р.Я. Совершенствование методики расчета режима работы компрессорных станций. ВНИИЭгазпром, серия: Транспорт и хранение газа, М., 1974, № 5.

11. Берман Р.Я., Панкратов B.C. Автоматизация систем управлений магистральными газопроводами. Л., Недра, 1978, 154с.

12. Буланая M.E., Гарляускас A.И. Оптимизация режимов работы компрессорных станций и систем магистральных газопроводов.

13. М., ВНИИЭгазпром, 1971, 79с.

14. Вольский Э.Л., Гарляускас А.И., Герчиков C.B. Надежность и оптимальное резервирование газовых' промыслов и магистральных газопроводов. М., Недра, 1980, 79с.

15. Временная инструкция по техническому обслуживанию газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. М., Союзоргэнергогаз, 1980, 72с.

16. Вольский Э.Л., Константинова И.М. Режим работы магистрального газопровода. М., Недра, 1970, 167с.

17. Газотурбинные установки. Справочное пособие /Под ред. Л.В.Ар-сеньева, В.Г.Тырышкина/.-Л., Машиностроение, 1978, 232с.

18. Галлиулин З.Т., Цегельников Л.С. Определение эксплуатационных показателей газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станций.-ВНИИЭгазпром, серия: Транспорт и хранение газа,1. M., 1977.

19. Галлиулин З.Т. и др. К вопросу об увеличении производительности магистральных газопроводов в летний период. Повышен, эффект и надежности газотранспортных систем, M., 3-16 с.

20. Гольянов А.И. и др. Характеристика центробежного нагнетания для расчета режимов работы компрессорной станции магистрального газопровода. Роф. инф. ВНИИ экон., орг.пр. Ваитехн. экон.инф. в газов. пром-сти,трансп. и хранение газа, 1982,8.

21. Гличев A.B. Экономическая эффективность технических систем. -Экономика, 197I.

22. Герасимов Б.Я., Шавкин K.K. Перекачивающие агрегаты для. магистральных газопроводов. Л., Недра, 1969, 140с.1. Р;

23. Деточенко A.B., Михаев A.JI., Волков H.H. Спутник газовика. -М., Недра, 1978, 311с.

24. Доброхотов В.О. Центробежные нагнетатели природного газа. -М., Недра, 1972, 128с.

25. Доброхотов В.Д., Клубничкин А.К., Шуровский В.А. Термодинамика сжатия природного газа и характеристики нагнетателей для компрессорных станций магистральных газопроводов. -ВНИИЭгазпром, серия: Транспорт и хранение газа, 1974, 45с.

26. Доброхотов В.Д., Черный Ю.С., Кравцова Л.Ф. Эрозионный износ газоперекачивающих агрегатов. ВНИИЭгазпром, серия: Транспорт и хранение газа, 1973, 33с.

27. Дубинин М.М. Компрессорные установки в нефтяной и газовой промышленности. М., Недра, 1970, 184с.

28. Ермошкин А.Т. и др. Использование газоперекачивающих агрегатов "Центавр" фирмы "Солар" на объектах магистрального транспорта газа. М., ВНИИЭгазпром, серия: Транспорт и хранение газа, 1977, 41с.

29. Карасевич A.M. Обоснование уровня резервирования производительности магистральных газопроводов в периоды поэтапного ввода и освоения мощностей. М., Повыш. эффектив. и надежн. газотранспортн. систем, 1982.

30. Козобков А.Д. и др. Трубопроводы компрессорных машин. М., Недра, 1974, 246с.

31. Константинова И.М. Опыт работы головной компрессорной станции в условиях падающего пластового давления. М., Недра, 1973.

32. Костюк А.Г., Шерстюк А.Н. Газотурбинные установки. М., Высшая школа, 1979, 251с.

33. Методика определения экономической эффективности использования в народном хозяйстве техники, изобретений и рационализаторских предложений. М., Экономика, 1977.

34. Морозов В.И., Шуровский В.А., Корнеев В.И. О причинах снижения мощности газотурбинных агрегатов в процессе эксплуатации. ВНИИЭгазпром, серия: Транспорт и хранение газа, 1971, вып. 10, с. 13-19.

35. Нужиливский П.М., Бюрин П.П., Васильев Ю.Н. Сокращение расхода топливного газа на компрессорных станциях. Газовая промышленность, 1979, № 6, с. 39-42.

36. Новоселов В.Ф., Гольянов А.П., %фтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. М., Недра, 1982, 136с.

37. Поршаков Б. П. Газотурбинные установки для. транспорта газа и бурение скважин. М., Недра, 1982, 182с.

38. Пошехонов Б.В. Экономия надежности энергетических машин. -М., Недра, 1974.

39. Повышение эффективности и надежности газотранспортных систем. Сб. науч.труды ВНИИПРИРОДгазов, М., 1982, 197с.

40. Пути повышения производительности магистральных газопроводов в летний период. Обзор инф. ВНИИ экон.орг.пр-ва и техн.-экон.инф. в газ.пром-сти. Важн.науч.-техн.проб. газ.пром. систем, 1982, № 3.

41. Рис В.Ф. Центробежные компрессорные машины. М., 1981.

42. Сане Ш.К. Исследование особенностей использования авиационных ГТУ в качестве резервных агрегатов на КС магистральных газопроводов, 1971.

43. Седых А.Д. Перспективы развития различных видов привода на компрессорных станциях магистральных газопроводов и газовых промыслах. ВНИИЭгазпром, серия: Транспорт и хранение газа, 1983, вып. 3, с. 3-5.

44. Седых З.С. Состояние эксплуатации и надежности газотурбинных ГПА производства Минэнергомаша и рекомендации по их совершенствованию. ВНИИЭгазпром, серия: Транспорт и хранение газа, 1982, вып. 12, с. 4-6.

45. Седых А.Д., Кучин Б.Л. Управление научно-техническим прогрессом в газовой промышленности. М., Недра, 1983, 207с.

46. Синицын С.Н., Борцев Н.В., Леонтьев Е.В. Влияние параметров природного газа на характеристики центробежных нагнетаний.-ВНИИгаз: Транспорт природного газа, вып. 29/37, М., Недра, 1967, с. 253-261.

47. Синицын В.Н. Методы и средства повышения эффективности топливно-энергетических характеристик газотурбинных ГПА. при проектировании и эксплуатации компрессорных станций. -Дисс. на соиск. учен.степ. канд.техн.наук, М., 1982, 170с.

48. Синицын С.Н., Леонтьев Е.В. Технология компримирования газа центробежными компрессорами на подземном газохранилище. ВНИИЭгазпром, серия: Транспорт и хранение газа, № 6, 1981, 26с.

49. Синицын С.Н. и др. Доясимные компрессорные станции с центробежными нагнетателями природного газа. ВНИИЭгазпром, серия: Транспорт и хранение газа, 1982, № I, 32с.

50. Тюрин П.П. и др. Современные поршневые газоперекачивающие агрегаты и энергетические установки с поршневыми ДВС. -М., ВНИИ природных газов, 1977, 47с.

51. Френкель М.Н. Поршневые компрессоры. Л., Машиностроение, 1969, 739с.

52. Цегельников Л.С., Галлиулин 3.Т. Изменение технического состояния, газотурбинных установок в течение межремонтного цикла. ВНИИЭгазпром, серия: Транспорт и хранение газа, 1976, № 8, с. 3-10.

53. Чистяков Ф.М. и др. Центробежные компрессорные машины. -М., Машиностроение, 1969, 327с.

54. Хушпулян М.Н. Технико-экономические показатели современных компрессоров и установок. М., Недра, 1974, 144с.

55. Хушпулян М.Н. Повышение эксплуатационной надежности и экономичности поршневых компрессоров на промыслах. ВНИИО-ЭНТ, серия: Машины и оборудование нефтегазовой промышленности, М., 1972, 131с.

56. Хушпулян М.Н. и др. Повышение производительности и эксплуатационной надежности компрессорных установок. ВНИИОЭНТ, серия: Машины и нефтяное оборудование, 1978, 55с.

57. Хушпулян М.Н., Арутюнов А.И. Компрессоры для закачки газа и газлифтной эксплуатации скважин. ВНИИОЭНТ, серия: Машины и нефтяное оборудование, М., 1978.

58. Храпач Г.К. Эксплуатация компрессорных установок. М., Недра, 1972, 278с.

59. Храпач Г.К. Надежность работы поршневых газоперекачивающих агрегатов. М., Недра, 1978, 190с.

60. Шерстобитов И.В., Бирюков Б.В. Бути повышения экономичности работы компрессорных станций магистральных газопроводов. т- Серия: Транспорт и хранение газа. Обзор.инф., вып. 8, 1982.

61. Шуровский В.А. Опыт использования газотурбинных установок на магистральных газопроводах. М., 1975.

62. Шуровский В.А. и др. Анализ состояния и перспектив сокращения затрат природного газа при эксплуатации газотурбинных компрессорных цехов. ВНШЭгазпром, серия: Транспорт и хранение газа, 1982, вып. 2, 59с.

63. Шишмачек Й. Выбор оптимальных газоперекачивающих агрегатов для. компрессорных станций магистральных газопроводов с условиях газотранспортной системы Чехословакии. Дисс. на соиск. учен.степ. данд. техн.наук, 1983.

64. Шерстюк А.Н. Компрессоры. М., Госэнергоиздат, 1959, 200с.

65. Ширховский А.И., Задора Г.И. Добыча и подземное хранение газа. М., Недра, 1974.

66. Шатанов А.Я. Исследование и совершенствование рабочего процесса газомотокомпрессоров, работающих на попутных газах. 1980.

67. Ясин Э.М. и др. Надежность магистральных трубопроводов. -М., Недра, 1972.69. . М/Клеил/ЕГ . ХаЛЛс/ЫКсЛ Ыс^е ¿'ырЬсЬеьКоп с1сл с^а^оЛмсс. ДбэаЯ а4пс. у? /¡/У &сам?. К гЛ и & I Б т У . С ка>«о ^ Ы^

68. Cooptó'-ñ>o.s$e,meZ Cont^atV^ a. ¿tLlix. en? Соо^эел.jje/l ibeSSc. eA. C><*s6 én^i»1. Д/ ! A 11 . ti e^S .72. сий-ыт .?.73. ^ ,2. M.HoNOA К " Míínu'fce Cje»íeU0e *

69. И«£р<зн<з Su* é¿? . Ч^(р1длу>ЛеЛ<»еил-0 ¿Ле naWeö ''WS?^c^f H S Jo .

70. H i no ^tuz-p . ^ "iujiAnwe сЗк ^^ U^cLtioK .

71. TnsVTuT Nti-ltoNAl êts et ¡>£Lq CHÍM¡£ С î N H с) ■ ^ é?¿/ij/ia¿fco /килрЛ-e¿AAU/U4/ÎJtâ .

72. IM WC . VV ¿u/ubö, Оил^Лсл*г^ЪА ft^Lxvwvin^ ¿Я"??.78. -VC'-JD . ^¿Wde to CÙJI XUvul^M^trZ í^ci^xCaM^

73. P«>*{ .1. /?еХА Joke Ca. ti^-^. OZ h^écüuj . J2Jv&de RlkaV«ftW ^"f-i* g

74. L*,Aù.y*.Z> . CnMe Ль CWL Xc^A^ov1. W S. hw ,Ki ^^^

75. MCbUß'(C£ HomTbI . ?шгиАа£оч Ыг lo ЛилЫяе ci THM 4 о/ел с1г Cyqí r\*.tuA<if UbJoA$ 41 <гЛ de. ЛыЛ /vuí€ гм <^)wuc|oe . t<3?3.

76. VÉS^.M. vv 16 uvúts to vm\>€ C^aS o» t/ui^ Hcd

77. Ьылеpijoe-LùAe 82. PntjoobeJ b&ieo-fcob МЫ-A^d 'W EL L . P/hoC .1.sír . MauJv . Í9é3~70.

78. PcLLo .RM, ViTah . 44 CtLn+nxitC oU 5J>¿h t* j?^

79. Seo ttwu. cLi ~f~jlguaA pxnsà*. cl¿o <аал yui thAeZ^ kieotAo feck ЫСс .N^¿.131 3.84. fipiMae* of fifaca . 44 ft ft* <kxU Ul ''

80. W. Ц.£. 44 Moct&ine ^а^ЛоСлЬк^ ¿ujlcJ bùtfu-fjfi „ Cä-uaJ*де S J1-о . Pt fa . LU<es ^iuucUoo f/u^ . VoL . 5 b . N° 5.1. Wï.86. ÏTANTON . ^£>etectiси ¿tu oí «zjsJa&Ca-tló-b o^1. Ь U/Э Осло . V".1. A/r 4 .

81. T C°*nlb£ . AY. С . 44 MU SePeo&ou, сил-Sons Fe^ P