Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода



Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода
Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода
Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода
Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода
Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода
Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода
Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода
Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода
Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода
Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода
Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода
Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода
Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода
Способ управления работой компрессорной станции при выработке природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода

 


Владельцы патента RU 2617523:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" (RU)

Изобретение относится к области управления работой газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции магистрального газопровода. Выработку газа из выведенного в ремонт участка магистрального газопровода осуществляют по заранее выбранной математической модели - а именно, двумя разнотипными газоперекачивающими агрегатами компрессорной станции по схеме «в параллель» в режиме работы полнонапорных центробежных компрессоров в области их максимального политропного коэффициента полезного действия. Полученные ряды значений газодинамических характеристик сравнивают с расчетными, интерпретируют в качестве оптимальных зон работы центробежных компрессоров и направляют для принятия диспетчерских решений в систему автоматизированного управления газоперекачивающих агрегатов в качестве управляющих параметров воздействия на систему регулирования компрессорной станции. Техническим результатом предлагаемого способа является ресурсосбережение природного газа. 17 ил., 2 табл.

 

Изобретение относится к области управления работой газоперекачивающих агрегатов (ГПА) компрессорной станции (КС) магистрального газопровода (МГ) и может быть использовано для выработки природного газа из прилегающего к КС участка МГ перед выводом его в капитальный ремонт.

В составе КС эксплуатируются ГПА, которые служат для компримирования природного газа и включают в себя газотурбинные установки (ГТУ) и центробежные компрессоры (ЦБК).

Известен способ регулирования производительности КС, заключающийся в одновременном открытии антипомпажных клапанов всех ЦБК непосредственно перед достижением их рабочими точками значений, соответствующих линиям настройки антипомпажной защиты. Изобретение позволяет системе управления КС изменять производительность до необходимого уровня прежде, чем регулирование основных параметров станет осуществляться посредством крайне неэкономичного перепуска газа по контурам рециркуляции (Патент РФ 2084704, F04D 27/00. Способ регулирования компрессорной станции (варианты), способ регулирования основного параметра газа компрессорной станции и устройство для регулирования компрессорной станции (варианты) / Старосельский Ном, Мирский Сол, Рейнке Пол Α., Негли Пол М., Зибторп Роберт Д. - Патентообладатель: Компрессор Контролз Корпорейшн (US); опубл. 20.07.1997).

Недостаток способа заключается в неоптимальном распределении нагрузки между одновременно работающими ЦБК, отрицательном взаимовлиянии контуров циркуляции газа и увеличении нестабильности системы, влияющей на быстродействие регулирования и эффективность защиты от помпажа.

Наиболее близким прототипом является способ, в котором определение искомых величин частот вращения роторов ЦБК осуществляют на основе полученных статистических функций, определяющих в свою очередь вид общей суммарной функции, учитывающей параметры политропной мощности сжатия и значения общего расхода топливного газа на КС. Определенные с учетом оптимизации величины частот вращения роторов используются в системе автоматизированного управления (САУ) ГПА в качестве управляющих параметров воздействия на систему регулирования комплекса агрегатов КС (Патент РФ RU 2181854, F04D 27/02. Способ управления работой комплекса агрегатов компрессорного цеха / А.З. Шайхутдинов, С.П. Продовиков, С.Д. Альтшуль, А.В. Черников, Я.А. Евдокимов. - Патентообладатель: ЗАО «Научно-производственная фирма Система-Сервис», ОАО «Газпром»; опубл. 27.04.2002).

Недостатком прототипа является необходимость:

- перенастройки функциональных зависимостей, используемых для управления в САУ ГПА, с целью достижения более низкого, а значит оптимального с точки зрения авторов прототипа, расхода топливного газа для приводов ГПА КС;

- проведения соответствующего каждому пошаговому изменению учета влияния расхода топливного газа, мощности сжатия, величин давления, температуры транспортируемого газа на входе и выходе ЦБК и других параметров на моделируемый режим, что позволяет решить локальные задачи по минимизации расхода топливного газа ЦБК, но в то же время увеличивает период времени, необходимый для выбора модели оптимального режима, который становится соизмеримым с продолжительностью самого процесса выработки газа. Поэтому представляется логичным учитывать в качестве критерия оптимизации не только расход топливного газа и мощность сжатия, но и коэффициент полезного действия (КПД) выбранных для выработки газа ЦБК.

Техническим результатом предлагаемого способа является ресурсосбережение природного газа, который вместо стравливания в атмосферу из МГ направляется потребителю в качестве товарного газа, тем самым повышая эффективность товарно-транспортной работы газотранспортного предприятия.

Технический результат достигается тем, что выработку газа из выведенного в ремонт участка МГ осуществляют по заранее выбранной, с учетом расчетов и оптимизации, адекватной реальным производственным условиям и технологическим ограничениям математической модели - а именно, двумя разнотипными ГПА КС по схеме «в параллель» в режиме работы полнонапорных ЦБК в области их максимального политропного КПД. Полученные ряды значений газодинамических характеристик сравнивают с расчетными из программного комплекса математического моделирования режимов транспорта газа «Астра-газ», интерпретируют в качестве оптимальных зон работы ЦБК и направляют для принятия диспетчерских решений в САУ ГПА в качестве управляющих параметров воздействия на систему регулирования КС.

Реализация предлагаемого способа осуществлена при плановом проведении ремонтных работ и отключении участка МГ «Челябинск-Петровск» DN 1400 длиной 23,1 км для выработки природного газа работающими по схеме в «параллель» ГПА-12Р «Урал» и ГПА-16Р «Урал» КС-6 «Шаран».

После закрытия линейного крана на 508 км давление газа на всасывании ГПА составило 58,4 кгс/см2. На момент окончания выработки давление газа на всасывании ГПА составило 47,4 кгс/см2. Объем выработанного газа из отключаемого участка составил 573 тыс. м3, время выработки около 10 мин. За время выработки газа из участка расход топливного газа на ГПА составил 1270,8 м3 / (10 мин). Выработка газа производилась до достижения агрегатами границы помпажа, степень сжатия составила при этом 1,47.

В табл. 1 представлены основные технические характеристики ГПА-12Р «Урал» и ГПА-16Р «Урал» КС-6 «Шаран».

В табл. 2 представлены эмпирические коэффициенты предлагаемой математической модели.

На фиг. 1 представлена схема, по которой осуществлена выработка природного газа из выводимого в ремонт участка МГ «Челябинск-Петровск» 508-531,1 км.

На фиг. 2 представлена принципиальная технологическая схема выработки газа ГПА-12Р «Урал» и ГПА-16Р «Урал» КС-6 «Шаран» по схеме «в параллель».

На фиг. 3 представлены зависимости изменения расхода Qk (млн. м3/сут) и давления газа (кгс/см2) на всасывании Рвсас и нагнетании Рнагн ГПА-12Р «Урал» КС-6 «Шаран».

На фиг. 4 представлены зависимости изменения расхода Qk (млн. м3/сут) и степени сжатия (ΓΠΑ-12Ρ «Урал» КС-6 «Шаран».

На фиг. 5 представлены зависимости изменения расхода Qk (млн. м3/сут) и давления газа (кгс/см2) на всасывании Рвсас и нагнетании Рнагн ГПА-16Р «Урал» КС-6 «Шаран».

На фиг. 6 представлены зависимости изменения расхода Qk (млн. м3/сут) и степени сжатия (ΓΠΑ-16p «Урал» КС-6 «Шаран».

На фиг. 7 представлена газодинамическая характеристика ЦБК ГПА-12Р «Урал» КС-6 «Шаран» с указанием рабочей точки ( - рабочая точка ЦБК) на начало выработки газа.

На фиг. 8 представлена газодинамическая характеристика ЦБК ГПА-16Р «Урал» КС-6 «Шаран» с указанием рабочей точки ( - рабочая точка ЦБК) на начало выработки газа.

На фиг. 9 представлена газодинамическая характеристика ЦБК ГПА-12Р «Урал» КС-6 «Шаран» с указанием рабочей точки ( - рабочая точка ЦБК) в конце выработки газа (ε=1,44).

На фиг. 10 представлена газодинамическая характеристика ЦБК ГПА-16Р «Урал» КС-6 «Шаран» с указанием рабочей точки ( - рабочая точка ЦБК) в конце выработки газа (ε=1,44).

На фиг. 11 представлена газодинамическая характеристика ЦБК ГПА-12Р «Урал» КС-6 «Шаран» с указанием рабочей точки ( - рабочая точка ЦБК) в конце выработки газа (ε=1,47).

На фиг. 12 представлена газодинамическая характеристика ЦБК ГПА-16Р «Урал» КС-6 «Шаран» с указанием рабочей точки ( - рабочая точка ЦБК) в конце выработки газа (ε=1,47).

На фиг. 13 представлены зависимости изменения параметров газа на 531,1 км при выработке газа ГПА-12Р «Урал» и ГПА-16Р «Урал» КС-6 «Шаран».

На фиг. 14 представлена расчетная схема включения ГПА на КС-6 «Шаран».

На фиг. 15 представлены совмещенные характеристики ГПА на КС- 6 «Шаран» (1 - ГПА-12Р «Урал»; 2 - ГПА-16Р «Урал»).

На фиг. 16 представлены оптимальные зоны работы ЦБК СПЧ 1,44/76-16/6500 при максимальном значении политропного КПД, для начальных условий: температура нормальная Тн=288 K; давление конечное Рк=7,45 МПа; частота вращения ротора n, об/мин (1 - 6825; 2 - 6500; 3 - 6200; 4 - 5400; 5 - 4550).

На фиг. 17 представлены оптимальные зоны работы ЦБК СПЧ 1,4/76-16/5300 при максимальном значении политропного КПД, для начальных условий: температура нормальная Тн=288 K; давление конечное Рк=7,45 МПа; частота вращения ротора n, об/мин (1 - 5565; 2 - 5300; 3 - 5000; 4 - 4600; 5 - 4200; 6 - 3700).

Пример 1. Решение задачи оптимизации режимов работы ГПА КС-6 «Шаран» проводили с учетом известного значения суммарной подачи газа всеми агрегатами определенного перераспределения потоков газа, при котором суммарный КПД выбранной группы ГПА был максимальным (см. табл. 1, фиг. 1, 2).

Для каждого ГПА известна зависимость вида =f(Qi) (cм. фиг. 3-6), поэтому поставленная задача, которая решалась с помощью теории позиномов (Байков, И.Р. Методы повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта природного газа / И.Р. Байков, С. В. Китаев, И.А. Шаммазов. - СПб.: Недра, 2008. - 440 с.), была сведена к нахождению экстремума целевой функции вида:

где zi - характеристика ЦБК (i=l…n).

Проведенный сравнительный анализ экспериментально построенных диаграмм ГПА показал, что наиболее достоверно (с необходимым и достаточным значением дисперсии адекватности) в классе элементарных функций искомую зависимость удается описать функцией вида:

где (- КПД ЦБК;

а, b, (- эмпирические коэффициенты;

Q - подача ЦБК, м3/мин.

Исходя из условия достижения минимума расхода топливного газа, необходимо, чтобы каждый из агрегатов работал в зоне максимального КПД (см. фиг. 7-12). Учитывая, что КС-6 «Шаран» оснащена полнонапорными ЦБК и ГПА работают в группе параллельно, целесообразней использовать суммарный КПД всех работающих n агрегатов, тогда выражение (2) будем рассматривать в виде суммы:

Формально в выражении (3) получим ∑ηi>1, чего на самом деле не может быть, поскольку такая функция имеет чисто математический смысл и необходима для постановки задачи оптимизации для выбранной группы параллельно работающих агрегатов и соблюдения условия их эксплуатации в зоне максимального КПД.

Очевидно, что левая часть уравнения (3) будет достигать наибольшего значения, когда величина:

будет минимальной. В таком случае поставленная выше задача оптимизации работы группы параллельно работающих ГПА сведется к нахождению минимума целевой функции:

где Q1, Q2, …, Qn - подача каждого из нагнетателей в группе, м3/мин.

Тогда в соответствии с определением глобального минимума для позиномов минимум целевой функции (5) определится как:

В таком случае оптимальная подача каждого из ГПА в группе параллельно работающих (с точки зрения максимального суммарного КПД) определится в виде зависимости:

Полученная зависимость (7) позволяет рассчитать оптимальную подачу каждого из агрегатов в группе, если известен расход газа в магистральном газопроводе.

Очевидно, что полученные решения должны быть проверены на выполнение условий, отражающих технологические ограничения на работу оборудования. Этими ограничениями являются максимальная и минимальная приведенная объемная производительность по приближению к помпажной зоне, а также ограничение по максимальной мощности:

При выработке газа из отключаемого участка МГ «Челябинск-Петровск» на КС-6 «Шаран» были включены в работу параллельно два агрегата ГПА-12Р «Урал» и ГПА-16Р «Урал» с полнонапорными ЦБК СПЧ 370 1,45/76-12/6500 и СПЧ 370 1,4/76-16/5300 соответственно. Зависимости изменения параметров газа при выработке и расчетная схема включения ГПА представлены на фиг. 13, 14.

Эмпирические коэффициенты модели (7) определены по приведенным характеристикам методом наименьших квадратов (см. табл. 2, фиг. 15).

Подставляя общий объемный расход газа через агрегаты на момент начала выработки Qф=744,7 м3/мин в зависимость (7), получим оптимальные значения подачи ЦБК при выработке газа: Q1=300,0 м3/мин, Q2=444,7 м3/мин.

Эффективный коэффициент полезного действия ГТУ определяется по формуле:

Потенциал повышения эффективности определяется по формуле:

следовательно, Δηe=(36,890+34,021)-(36,506+34,375)=0,03%.

В других смоделированных случаях среднее за время выработки увеличение КПД за счет оптимизации составило около 0,1%.

Таким образом, увеличение КПД при работе разнотипных агрегатов ГПА-12Р «Урал» и ГПА-16Р «Урал» в «параллель» при выработке газа из отключаемого участка допустимо принять в размере 0,1%.

Максимальное значение увеличения КПД может составить до 2,0% для случая отклонения частоты вращения вала ЦБК от номинальных значений.

Экономия топливного газа (кг/с) определяется по формуле:

где Qн - низшая теплота сгорания при 20°С, кДж/кг;

Ni*, Ni - мощность, потребляемая ЦБК (см. фиг. 16, 17) до и после оптимизации работы ГТУ в зависимости от Qi*и Qi, определяется по газодинамическим характеристикам ЦБК;

, ηе - КПД до и после оптимизации работы ГТУ в зависимости от Qi* и Qi.

Определенные с учетом выполнения условий поставленной задачи оптимальные зоны значений газодинамических характеристик работы ЦБК вводились в качестве управляющих параметров воздействия на систему регулирования КС с пульта оператора в САУ ГПА, в которой на основе работы комплекса микропроцессорных устройств реализовывались: сбор, обработка и отображение информации об изменении общецеховых технологических параметров, дистанционное управление трубопроводной арматурой, системой подачи топливного газа в ГТУ и другими общецеховыми исполнительными механизмами.

Предлагаемый способ позволяет рационально использовать ресурсы природного газа, при этом не требует дополнительных капитальных вложений для внедрения, удешевляет себестоимость товарного газа и не наносит вреда экологии.

Изобретение может найти широкое применение в газовой промышленности при эксплуатации основного оборудования КС.

Способ управления работой компрессорной станции, включающий в себя выработку природного газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода, отличающийся тем, что выработку газа из выведенного в ремонт участка магистрального газопровода осуществляют по оптимизированной с учетом адекватности реальным производственным условиям и технологическим ограничениям математической модели двумя разнотипными газоперекачивающими агрегатами компрессорной станции по схеме «в параллель» в режиме работы полнонапорных центробежных компрессоров в области их максимального политропного коэффициента полезного действия, полученные значения газодинамических характеристик интерпретируют в качестве оптимальных зон работы центробежных компрессоров и направляют для принятия диспетчерских решений в систему автоматизированного управления газоперекачивающих агрегатов в качестве управляющих параметров воздействия на систему регулирования компрессорной станции.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к энергетике и может быть использовано для энергоснабжения собственных нужд компрессорных станций магистральных газопроводов. Установка содержит газопровод топливного газа высокого давления, сепаратор, подогреватель топливного газа высокого давления, турбодетандер с входным направляющим аппаратом, компрессор, регенеративный воздухоподогреватель, камеру сгорания, газовую турбину, электрогенератор, газопровод топливного газа среднего давления, газопровод топливного газа, подогреватель топливного газа, регулятор.

Компрессорная станция магистрального газопровода с газотурбодетандерной энергетической установкой снабжена газотурбинными газоперекачивающими агрегатами с нагнетателями природного газа и аппаратами воздушного охлаждения.

Изобретение относится к области машиностроения и теплотехники и может быть использовано в газотурбинных приводах газоперекачивающих агрегатов для разогрева газоперекачивающих агрегатов.

В изобретении предлагается использовать внешний теплообменник для передачи теплоты от смазочного материала компрессора (к) расширенной рабочей жидкости, за счет чего происходит охлаждение смазочного материала.

Изобретение относится к отрасли нефтяного и газового машиностроения, в частности к газокомпрессорным агрегатам, применяемым на дожимных компрессорных станциях для компримирования углеводородных газов.

Изобретение относится к области машиностроения, а именно к турбокомпрессорам для наддува дизельных двигателей, а также к устройствам для очистки моторного масла двигателей внутреннего сгорания.

Изобретение относится к области рельсовых транспортных средств, в частности к системе охлаждения двигателя тепловоза. Лопастное колесо вентилятора состоит из барабана с жестко к нему присоединенными лопастями и ребер жесткости.

Предложены консольный осевой компрессор (58), химический реактор (130) и способ сжатия текучей среды. Указанный компрессор (58) содержит корпус (60), выполненный с возможностью вертикального разъема вдоль вертикальной оси (72) для получения доступа к внутренней части корпуса (60), и съемный картридж (62).

Изобретение относится к области вентиляторостроения, в частности к вентиляторам, используемым в установках для сушки с использованием горячего газа. Технический результат достигается тем, что вентилятор высокого давления установки для сушки с использованием горячего газа, содержащий рабочее колесо, ступицу рабочего колеса, насаженную на вал электродвигателя с горизонтальной осью вращения, и корпус вентилятора, с входным и выходным окнами, дополнительно содержит уплотнительное кольцо, сальниковую набивку в ступице рабочего колеса и отверстия в рабочем колесе.

Изобретение относится к энергетике. Предлагается способ сборки турбоустановки, содержащей объединенные устройство для отделения частиц и устройство для регулирования потока.
Наверх