Технические науки / 5. Энергетика

к.т.н. Долотовский И.В., к.т.н. Долотовская Н.В., магистрант Тюрина Е.В.

Саратовский государственный технический университет
имени Гагарина Ю.А.

Синтез оптимальной структуры системы
охлаждения установок транспортировки
природного газа

При подготовке природного газа к транспортировке или переработке, и на компрессорных станциях (КС) магистральных газопроводов (МГ) его охлаждение является обязательным технологическим процессом, а установки охлаждения газа (УОГ) входят в состав основного оборудования газоперерабатывающих и газотранспортных предприятий [1], характерной особенностью которых является взаимосвязь с газовым месторождением в динамике развития при изменении в процессе разработки устьевых температуры и давления, компонентно-фракционного состава, климатических и экологических факторов. В этих условиях актуальной является задача выбора оптимальной структуры УОГ и рациональных режимов эксплуатации в соответствии с прогнозируемой динамикой технологических процессов блоков подготовки газа (БПГ) и КС МГ.

На промыслах при подготовке газа в УОГ БПГ наиболее простым методом охлаждения природного газа является процесс низкотемпературной сепарации (НТС) с использованием избыточного пластового давления. Однако по мере истощения запасов газового месторождения давление в газоносных пластах падает и для продления срока работы установок НТС на завершающей стадии эксплуатации применяется искусственное охлаждение (рис. 1, а). Использование холода в последующих процессах низкотемпературной конденсации повышает эффективность переработки природного и попутного нефтяного газа с извлечением отдельных углеводородов [2]. Следует отметить, что в предложенных другими авторами технических решениях по оптимизации технологических режимов БПГ [3] состав оборудования УОГ, как правило, одновариантный, а режимы его эксплуатации не учитывают динамику жизненного цикла предприятия. В то же время, требования к структуре и режимам эксплуатации УОГ КС МГ (схемы приведены на рис. 1, б, 1, в) определяются температурным (тепловым) режимом газопровода, который наряду с другими факторами существенно влияет на энергозатраты при трубопроводном транспорте газа [4, 5].

а) б)

в)

аппараты: 1 – центробежный агрегат с электроприводом; 2 – конденсатор (АВО); 3 – терморегулирующий вентиль; 4 – испаритель; 5 – детандер-генератор; 6 – воздушный компрессор; 7 – газовая турбина; 8 – камера сгорания; 9 – газовый компрессор (нагнетатель); 10 – аппарат воздушного охлаждения (АВО) газа; 11 – холодильная станция; 12 – испаритель-охладитель магистрального газа; 13 – дроссель; 14 – электропривод; технологические потоки: I, II, III, IV – газ: сырьевой, на установку НТС, на входе, выходе КС; V – воздух атмосферный; VI – выхлопные (дымовые) газы

Рис. 1. Принципиальные схемы УОГ объектов: а – БПГ с НТС; б, в – КС МГ

При повышении температуры газа на входе линейных участков (ЛУ) МГ увеличивается температура газа в конце ЛУ трубопровода и средняя на ЛУ температура газа. При этом характеристики КС в конце данного ЛУ и МГ в целом изменяются следующим образом:

– снижается давление газа на входе в нагнетатели КС, что приводит (при поддержании на данной КС постоянным давления газа после компримирования) к повышению степени сжатия компрессоров и соответствующему увеличению мощности нагнетателей;

– увеличиваются затраты на ремонт МГ вследствие таяния грунта для северных регионов;

– уменьшается пропускная способность МГ.

Последний фактор может быть оценен по величине технологических потерь , пропорциональных цене природного газа и его потерям в соответствующем j-м режиме: .

В данной статье рассматривается пример формирования рациональной структуры и режимов эксплуатации УОГ для предприятия транспортировки природного газа Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения (ЗНГКМ), разработанных на основании моделирующих алгоритмов расчета альтернативных вариантов схемных и параметрических решений [6] с использованием программно-методического обеспечения [7–11]. Концепция оптимизации состава оборудования и параметров УОГ БПГ и КС МГ учитывает характеристики региона расположения объекта и динамику развития газового месторождения. Общий вид экономико-математической модели представлен суммой двух конкурирующих факторов: суммарных затрат на генерацию холода и технолого-экологических затрат в БПГ или КС МГ для расчетного и переменных режимов работы. Параметры расчетного режима формируют изменяющуюся часть капитальных затрат в рассматриваемой системе. Переменные режимы учитывают изменение параметров технологического процесса и окружающей среды за рассчитываемый период времени.

Для проектируемых и реконструируемых объектов критерием оптимальности принимаемых решений является суммарный интегральный эффект или чистый дисконтированный доход. В качестве критерия оптимальности для УОГ действующих объектов приняты эксплуатационные затраты в течение расчетного периода времени.

Оптимизация структуры УОГ (рис. 1, б, 1, в) выполнена для следующих альтернативных вариантов охлаждения газа [6]:

1. АВО только в зимнее время с подачей газа в МГ при начальной температуре без охлаждения в летних режимах с температурами воздуха, превышающими расчетное значение -7,5°С или -2,5°С;

2. АВО в зимнее время с расчетной температурой воздуха -7,5°С и ниже; в летнее время – охлаждение газа при непосредственном испарении хладагента, вырабатываемого на компрессионной холодильной станции (КХС) с приводом от газотурбинной установки (принят турбоагрегат АТКА 545-6000, работающий с конденсаторами воздушного охлаждения);

3. Аналогично варианту 2, но в оборудование КХС включен компрессор с электроприводом.

В оптимизационных расчетах учтено повышение начальной температуры газа на входе в УОГ в зависимости от года разработки ЗНГКМ.

Охлаждение газа после конечной ступени сжатия осуществляется в аппаратах типа 2АВГ-75 (площадь поверхности охлаждения одного аппарата 9930 м²), что предотвращает возможное размораживание грунтов в условиях Крайнего Севера, а также улучшает работу установок комплексной переработки газа – очистку, осушку, сепарацию. Расход газа составляет 676 кг/с, конечная его температура ограничена 271 К. Начальная температура газа на входе в АВО повышается по мере разработки ЗНГКМ. Соответственно увеличивается количество устанавливаемых АВО, оптимизация суммарной площади поверхности которых выполнена по критерию интегральных затрат. Рассмотрен вариант с электроприводом газового нагнетателя (рис. 1, в).

В таблице 1 приведены результаты оптимизации площади поверхности АВО с использованием авторских моделирующих программ [7–9, 11] для десятилетнего периода эксплуатации ЗНГКМ. Относительное увеличение технологических потерь приведено к условиям эксплуатации 1-го года.

Таблица 1. Показатели УОГ по годам разработки ЗНГКМ*

Показатель, единица измерения	1	2	3	5	6	10
Средняя температура газа на входе, °С	3,8	5,3	6,3	8,0	9,4	11,5
Число АВО типа 2 АВГ-75	18 7	21 9	22 10	24 11	25 12	26 14
Относительное увеличение технологических потерь, %	¾ 26,8	30,5 65,5	50,7 91,2	84,6 134,2	112,3 169,2	153,0 221,1

*в числителе для расчетной температуры воздуха -2,5°С, в знаменателе – для -7,5°С

На рисунке 2 представлена зависимость относительных инвестиций для трех вариантов УОГ от температурного режима добычи газа (года разработки ЗНГКМ) в сопоставимых климатических условиях при расчетной температуре окружающего воздуха для АВО -7,5°С, а в таблице 2 – результаты расчета эксплуатационных затрат для этих же вариантов.

Рис. 2. Относительные инвестиции в УОГ по годам разработки ЗНГКМ

Таблица 2. Относительные эксплуатационные затраты в вариантах
УОГ по годам разработки ЗНГКМ*

Вариант

Год разработки

1,0

1,1

1,3

1,4

1,5

1,6

1,8

1,9

2,0

2,3

2,7

0,78

0,77

1,01

1,17

1,42

1,43

1,63

1,64

1,96

1,97

0,85

0,88

1,12

1,16

1,29

1,33

1,58

1,63

1,82

1,87

2,17

2,25

*то же, что в таблице 1

Анализ приведенных данных показывает, что несмотря на существенные капитальные затраты вариант 2 УОГ с пиковой КХС и приводом холодильного компрессора от газовой турбины, по критерию эксплуатационных затрат, которые практически одинаковы для расчетных температур воздуха -2,5 и -7,5°С, является экономически более выгодным. Немногим более дорогим является также вариант 3 с электроприводным компрессором КХС. Охлаждение транспортируемого газа только в АВО экономически нерационально, поскольку приводит к существенному росту эксплуатационных издержек, связанных с недоохлаждением газа, начиная с третьего года разработки ЗНГКМ.

Таким образом, разработанный метод оптимизации установок охлаждения газа с учетом динамических характеристик технологического процесса добычи и климатических условий региона позволяет выполнить проектирование объектов подготовки и транспортировки газа с оптимальными технико-экономическими параметрами на всех этапах их развития.

Литература

1. Энциклопедия газовой промышленности. 4-е изд. Пер. с франц.; Ред. пер. К. С. Басниев. – М.: Акционерное общество «ТВАНТ», 1994. – 884 с.

2. Буклатов, А.Н. Технологии низкотемпературной конденсации при глубокой переработке попутного нефтяного газа // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2008. – №2. – С.12-15.

3. Иванов, С.С. Подбор оптимальных режимов работы установок комплексной подготовки газа / С.С. Иванов, М.Ю. Тарасов, А.А. Зюбин, В.Ю. Жиряков, Е.Л. Мартынов // Газовая промышленность. – 2014. – №2. – С. 100-103.

4. Давлетов К.М. Научно-практические основы технологии и техники охлаждения природного газа при его подготовке к транспорту на месторождениях Крайнего Севера: дис. … докт. техн. наук. – М., 2007. – 377 с. Библиогр. 191.

5. Совершенствование систем подготовки и охлаждения природного газа на газоперекачивающей станции / С.П. Сердобинцев, С.В. Сальников // Автоматизация и современные технологии. – 2009. – №3. – С. 26-30.

6. Долотовский, И.В. Энергетический комплекс предприятий подготовки и переработки газа. Моделирование и структурно-параметрическая оптимизация. – Саратов: Амирит, 2016. – 400 с.

7. Свойства газа природного. Программа для ЭВМ № 2014613737 / И.В. Долотовский. – № 2014611056; заявл. 12.02.2014; опубл. 04.04.2014.

8. Расчет охладителей газа компрессорных станций газотранспортных систем. Программа для ЭВМ № 2016615149 / И.В. Долотовский, А.В. Ленькова. – № 2016612432; заявл. 21.03.2016; опубл. 17.05.2016.

9. Компрессионная холодильная установка. Программа для ЭВМ № 2014660407 / И.В. Долотовский, Н.В. Долотовская. – № 2014616213; заявл. 24.06.14; опубл. 07.10.14.

10. Пат. 2465639 РФ, МПК G06F 17/00. Информационно-аналитическая система нормирования и оптимизации выработки и потребления топлива и энергоносителей на предприятии / И.В. Долотовский, Е.А. Ларин, Н.В. Долотовская. – № 2011147445; заявл. 22.11.2011; опубл. 27.10.2012, Бюл. №30.

11. Программный комплекс «Аппараты воздушного охлаждения». Программа для ЭВМ № 2012613267 / И.В. Долотовский, В.А. Ленькова, Н.В. Долотовская. – № 2012611239; заявл. 21.02.12; зарегистр. 06.04.12.

Работа выполнена в рамках госзадания при финансовой поддержке Минобрнауки РФ.