Повышение энергоэффективности транспорта газа с месторождений, находящихся на поздней стадии разработки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат наук Полозов, Владимир Николаевич

  • Полозов, Владимир Николаевич
  • кандидат науккандидат наук
  • 2013, Санкт-Петербург
  • Специальность ВАК РФ25.00.19
  • Количество страниц 213
Полозов, Владимир Николаевич. Повышение энергоэффективности транспорта газа с месторождений, находящихся на поздней стадии разработки: дис. кандидат наук: 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ. Санкт-Петербург. 2013. 213 с.

Оглавление диссертации кандидат наук Полозов, Владимир Николаевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ПРИМЕНЕНИЕ МНОГОСТУПЕНЧАТЫХ СМЕННЫХ ПРОТОЧНЫХ ЧАСТЕЙ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ КОМПРЕССОРОВ НА ДОЖИМНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

«МЕДВЕЖЬЕ» ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА НАДЫМ»

1.1.Краткая характеристика дожимных компрессорных станций

Медвежинского нефтегазоконденсатного месторождения

1.2.Опыт использования трехступенчатых сменных проточных частей ЦБК с «коротким корпусом» на ДКС месторождения «Медвежье»

1.3.Внедрение на ДКС Медвежинского месторождения четырехступенчатой СПЧ с современными показателями энергоэффективности

1.4.Выводы по главе 1

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ КОМПРИМИРОВАНИЯ ГАЗА ДКС МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДВУХКОРПУСНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ КОМПРЕССОРОВ

2.1 Особенности компримирования ДКС месторождений на поздней стадии разработки

2.2 Анализ режимов работы ДКС Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения по годам эксплуатации и расчеты параметров газовых компрессоров в двухкорпусном исполнении

2.2.1 Исходные данные для расчетов

2.2.2 Расчет параметров работы ДКС на режимах по годам эксплуатации

2.2.3 Расчет параметров двухкорпусных газовых компрессоров на режимах работы ДКС

2.2.4 Алгоритм расчета компрессоров по корпусам

2.2.5 Выбор номинальных параметров газовых компрессоров и комплекта СПЧ к ним для применения в условиях изменяющихся параметров перекачиваемого газа по годам эксплуатации

2.3 Регламент по применению модульных ГПА с газовыми компрессорами в 2-х корпусном исполнении для обеспечения полного напора на ДКС 2-ой очереди ГП-3 БНГКМ

2.4 Выводы по главе 2

ГЛАВА 3 ПРИМЕНЕНИЕ СОВРЕМЕННЫХ ДИАГНОСТИЧЕСКИХ СИСТЕМ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

3.1 Общее описание автоматизированной системы контроля выхлопных газов (АСКВГ)

3.2 Интегрирование АСКВГ в промышленный комплекс ДКС Ямсовейского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Газпром добыча Надым» и анализ полученных данных экологического и технического состояния ГПА

3.3 Оценка и прогнозирование основных экологических показателей выхлопных газов ГПА

3.4 Выводы по главе 3

ГЛАВА 4 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ КОРРЕКТИРУЮЩИХ ПОМПАЖНЫХ ТЕСТОВ

4.1 Анализ существующих методов и систем антипомпажного регулирования центробежных компрессоров

4.2 Анализ изменения реальной границы помпажа при ухудшении технического состояния ЦБК

4.3 Опыт проведения помпажных тестов в эксплуатационных условиях

4.4 Выводы по главе 4

ГЛАВА 5 ОЦЕНКА КАЧЕСТВА РЕМОНТА ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ

5.1 Анализ состояния качества ремонта газоперекачивающих агрегатов ДКС ООО «Газпром добыча Надым»

5.2 Принципы организации системы оценки качества ремонта в ООО «Газпром добыча Надым»

5.3 Номенклатура показателей качества ремонта ГПА

5.4 Порядок проведения расчета относительных единичных показателей качества ремонта ГПА

5.5 Интегральная оценка уровня качества ремонта ГПА

5.6 Выводы по главе 5

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

Рекомендованный список диссертаций по специальности «Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ», 25.00.19 шифр ВАК

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение энергоэффективности транспорта газа с месторождений, находящихся на поздней стадии разработки»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследований.

Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов на дожимных компрессорных станциях газовых месторождений обладает рядом специфических особенностей в сравнении с компрессорными станциями магистральных газопроводов. Это в первую очередь: компримирование сырого и неочищенного газа, приводящая к снижению технического состояния газоперекачивающих агрегатов в процессе эксплуатации; большая неравномерность переменных режимов работы газоперекачивающих агрегатов на дожимных компрессорных станциях в зависимости от условий потребления газа; расположение компрессорных станций в районе сложных климатических и геокриологических условий Крайнего Севера. Проектные решения, заложенные при строительстве большинства существующих дожимных компрессорных станций газовых месторождений на поздней стадии разработки основаны на научно-технической базе 70-80гг. и прогнозных темпах снижения пластового давления газа на начальных этапах разработки месторождений. Их характерной особенностью является необходимость увеличения напора по мере снижения пластового давления газа для обеспечения его дальнейшего транспорта. ГПА эксплуатируются с крайне низким коэффициентом полезного действия.

В этой ситуации остро стоит проблема повышения энергетической эффективности, экологической безопасности и эксплуатационной надежности установленного оборудования, проведения своевременной модернизации и технического перевооружения ДКС с учетом их технического уровня, свойств и специфики. Проводимые исследования направлены на реализацию «Концепции энергосбережения и повышения энергоэффективности на период 2011-2020гг.» и Экологической политикой ОАО «Газпром». Рассмотрение ряда этих вопросов, образующих пути решения проблемных ситуаций, являются актуальным как с научной, так и с практической точек зрения.

Цель работы - повышение эффективности подготовки к транспорту газа

на дожимных компрессорных станциях месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

Идея работы заключается в применение новых методов и технологий повышения энергетической эффективности, экологической безопасности и надежности оборудования дожимных компрессорных станций на месторождениях газа, находящихся на поздней стадии разработки.

Задачи исследований

1 .Разработать технологию перевооружения газоперекачивающих агрегатов типа ГТН-6, установленных на дожимных компрессорных станциях (ДКС) месторождения «Медвежье» на основе использования энергоэффективных сменных проточных частей (СПЧ) центробежных компрессоров (ЦБК).

2.Разработать технологию компримирования газа на дожимных компрессорных станциях с обеспечением полной загрузки газоперекачивающих агрегатов применительно к газовому промыслу № 3 Бованенковского месторождения на всех стадиях разработки.

3.Провести анализ и определить эмпирические зависимости основных экологических и теплотехнических параметров ГПА-16«Урал», установленных на дожимных компрессорных станциях Юбилейного и Ямсовейского месторождений, на основе мониторинга энергомеханических и экологических показателей газотурбинной установки.

4.Разработать метод обеспечения устойчивой эксплуатации газоперекачивающих агрегатов дожимных компрессорных станций на основе проведения периодических помпажных тестов с целью коррекции границ расходной газодинамической характеристики центробежного компрессора.

5.Разработать метод оценки качества ремонта газоперекачивающих агрегатов, для обеспечения надежной их работы в течение межремонтного периода.

Методы решения поставленных задач

В диссертации при разработке комплекса технико-технологических

методов повышения энергоэффективности и эксплуатационной надежности высоконапорных ДКС в качестве общеметодологической основы использовались методы системного анализа и синтеза, математическое моделирование, производственный эксперимент, экспертные оценки, теория технических систем, теории надежности, старения машин и механизмов.

Научная новизна работы

1 .Установлены эмпирические зависимости концентрации и мощности выбросов вредных загрязняющих веществ от степени загрузки и технического состояния газотурбинной установки газоперекачивающих агрегатов.

2.Разработан метод обеспечения устойчивой работы газоперекачивающих агрегатов, основанный на проведении корректирующих помпажных тестов при снижении уровня технического состояния центробежных компрессоров в условиях сезонных и годовых изменений объемов транспорта газа.

3.Разработан комплекс критериев, позволяющих осуществить интегральную оценку качества ремонта газоперекачивающих агрегатов с целью обеспечения его энергоэффективной и надежной эксплуатации.

Защищаемые научные положения

1.Установленные зависимости концентрации и мощности выбросов вредных (загрязняющих) веществ от степени загрузки и технического состояния позволяют оптимизировать режимные параметры газотурбинной установки газоперекачивающего агрегата.

2.Устойчивая работа газоперекачивающего агрегата при снижении уровня технического состояния центробежного компрессора в условиях сезонных и годовых изменений объемов транспорта газа достигается проведением корректирующих помпажных тестов.

3. Надежная работа газоперекачивающих агрегатов достигается путем применения обобщенного показателя качества ремонта, учитывающего комплекс относительных единичных критериев.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается использованием известных методов, алгоритмов и стандартов

для оценки технического состояния газотурбинной установки; достаточной сходимостью теоретических и фактических показателей эффективности эксплуатации газоперекачивающего агрегата; достаточным объемом экспериментальных исследований и оценкой результатов по критериям математической статистики; экспериментальными данными, полученными с применением специальной измерительной аппаратуры, прошедшей метрологическую поверку; статистической обработкой результатов по методикам Госстандарта РФ.

Практическое значение работы

1.На 15-ти газоперекачивающих агрегатах месторождения «Медвежье» проведен комплекс работ по установке четырехступенчатых СПЧ, интегрированных в прежнем «коротком корпусе» одноступенчатого центробежного компрессора и обеспечивших высокую эффективность выполнения плановых заданий по добыче газа в период 2009-2013г.г.

2.Предложено альтернативное технико-технологическое решение по использованию в составе ГПА центробежных компрессоров, имеющих двухкорпусное исполнение с промежуточным охлаждением применительно к оснащению ГПА ГП-3 Бованенковского НГКМ, которое позволит в условиях изменяющихся параметров перекачиваемого газа обеспечить на дожимных компрессорных станциях эффективное использование располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов путем замены традиционного способа строительства на месторождениях вторых очередей ДКС для их последовательной работы.

3.Установленные эмпирические зависимости эколого-теплотехнических параметров позволяют с достаточной для инженерных расчетов точностью получать оперативные и прогнозные значения основных показателей выбросов вредных (загрязняющих) веществ - концентрации и мощности выбросов оксидов азота в зависимости от степени загрузки и технического состояния газотурбинной установки газоперекачивающего агрегата. Полученные данные используются для принятия управленческих решений в соответствие с планами

транспорта газа в целях снижения и предотвращения негативного воздействия на окружающую среду путем своевременного проведения мероприятий по улучшению технического состояния ГТУ и перераспределения загрузки ГПА в цехе с учетом энергоэффективности проведения данных мероприятий.

4.Проведение корректировки и повторной настройки системы антипомпажного регулирования на газоперекачивающих агрегатах ДКС Юбилейного и Ямсовейского месторождений позволило исключить перерасход топливного газа на компримирование (до 15%), связанный с работой ГПА на частично открытых антипомпажных регуляторах.

5.Разработанная и внедренная в качестве стандарта организации СТО Газпром добыча Надым 025-2010 - «Методика оценки качества ремонта» обеспечила энергоэффективную и надежную их работу в течение межремонтного периода в соответствии с современными требованиями.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались на: XXXI тематическом семинаре «Диагностика оборудования и трубопроводов компрессорных станций» ДО АО «Оргэнергогаз», Небуг, 2012г., IV научно-практической молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2012г., IX научно-практической конференции молодых специалистов ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», 2012г., XVII международном симпозиуме «Потребители -производители компрессоров и компрессорного оборудования 2012», Санкт-Петербург, 2012г., Юбилейной десятой всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть, энергетика), Москва, 2013 г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 10 научных работ, 3 из которых в издании, входящем в перечень научных изданий, рекомендованных ВАК.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения. Она

изложена на 213 страницах машинописного текста, содержит 32 рисунка, 21 таблицу, список литературы 109 наименований и 5 приложений.

Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю, члену-корреспонденту РАН, д.т.н., профессору О.М. Ермилову, коллективу кафедры транспорта и хранения нефти и газа Национального минерально-сырьевого университета «Горный», к.э.н. С.Н. Меньшикову, к.т.н. И.С. Морозову, к.т.н. С.Ю. Сальникову, к.т.н. П.С. Коротееву, В.В. Денисенко, А.Г. Журину, С.С. Кильдиярову, Ю.В. Шереметинскому, В.Ю. Глазунову.

ГЛАВА 1 ПРИМЕНЕНИЕ МНОГОСТУПЕНЧАТЫХ СМЕННЫХ ПРОТОЧНЫХ ЧАСТЕЙ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ КОМПРЕССОРОВ НА ДОЖИМНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «МЕДВЕЖЬЕ» ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА НАДЫМ»

1.1 Краткая характеристика дожимных компрессорных станций Медвежинского нефтегазоконденсатного месторождения

ООО "Газпром добыча Надым" занимает одно из ведущих мест среди газодобывающих предприятий ОАО «Газпром», с максимальным годовым объемом добычи порядка 75 млрд. куб. м газа.

В настоящее время Общество осуществляет добычу и транспорт углеводородного сырья на 5 из 7 находящихся в недропользовании месторождениях: Медвежинском, Ямсовейском, Юбилейном, Бованенковском и Харасавейском. Объем транспорта газа по Обществу в 2012г. составил 54,6 млрд.куб.м. Распределение объемов добычи и транспортировки газа представлено на рисунке. 1.1.

■ Бованенковское ■ Медвежинское ■ Юбилейное ■ Ямсовейское

Рисунок 1.1- Распределение объемов добычи и транспортировки газа по месторождениям ООО «Газпром добыча Надым»

Промышленная эксплуатация Медвежьего месторождения ООО "Газпром добыча Надым» началась в апреле 1972 года. При переходе в режим естественного снижения объёмов добычи газа, в условиях падения пластовых давлений на всех 9-ти промыслах месторождения Медвежье были построены дожимные компрессорные станции. Компрессорный период эксплуатации месторождения начался в 1981 г., с вводом в эксплуатацию ДКС на ГП-2. На сегодняшний день суммарная мощность агрегатов составляет 192 МВт. В компрессорных цехах ДКС установлены газоперекачивающие агрегаты:

- на ДКС-1...8: ГТН-6 (Уральский ТМЗ) с турбинами промышленного типа мощностью 6 МВт (18 ед.);

- на ДКС-9: ГПА-Ц-16/76 (СНПО им. М.В. Фрунзе, г. Сумы) с турбинами авиационного типа мощностью 16 МВт (3 ед.).

В последние годы на Медвежьем возникли проблемы, характерные для месторождений, вступающих в заключительную стадию разработки:

- техническое состояние и технический уровень объектов, находящихся в эксплуатации от 25 до 40 лет, по целому ряду требований не соответствуют действующим нормативным документам по безопасной эксплуатации объектов транспорта и добычи газа, эффективной подготовке и обеспечению качества газа, охране окружающей среды.

- без проведения реконструкции основных промысловых систем и объектов, в первую очередь - дожимного комплекса, транспорт газа из месторождения в газотранспортную систему осуществляться не может.

- расположение компрессорных станций в районе сложных климатических и геокриологических условий Крайнего Севера [25], [42], [43], [47], [70].

За период с начала эксплуатации в компрессорном режиме давление в пласте месторождения «Медвежье» упало почти в 5 раз, с 9,2 МПа до 1,99 МПа. Изменение давления в пласте, а, следовательно, и на входе в ДКС предъявляет достаточно жесткие требования к газодинамическим характеристикам ЦБК при последовательной работе ГПА, а именно - широкий диапазон работы по

объемной производительности и устойчивая работа при значительном изменении входного давления.

Таким образом, при эксплуатации месторождений природного газа на поздней стадии разработки крайне актуальным становится вопрос поддержания планового уровня транспорта газа на заданном уровне.

1.2 Опыт использования трехступенчатых сменных проточных частей

ЦБК с «коротким корпусом» на ДКС месторождения «Медвежье»

Установленное до 2005 года оснащение ДКС Медвежьего месторождения ООО «Газпром добыча Надым» центробежными компрессорами с одноступенчатыми неполнонапорными СПЧ Н6-41-1,23 и Н6-66-1,3 перестало обеспечивать эффективность работы дожимного комплекса, в частности: ГПА эксплуатировались с крайне низким коэффициентом загрузки ГТУ по мощности (в среднем - Кзагр. = 0,3 - 0,4 с коэффициентом полезного действия (КПД) ГТУ порядка 10-12 %), вследствие падения пластового давления газа и несоответствия газодинамических характеристик используемых СПЧ реальным условиям добычи газа, политропные КПД ЦБК составляли 40-50%. Особенно напряженными были летние режимы, когда давление в межпромысловом коллекторе поднималось на 3-4 кг/см по сравнению с зимним режимом. При этом даже при двух последовательно работающих ГПА не обеспечивались плановые объемы транспортировки газа. Всё это приводило к перерасходу топливного газа, турбинного масла, электроэнергии и повышенным затратам на капитальный ремонт.

При внедрении новой трехступенчатой СПЧ заданный режим мог бы осуществляться одним ГПА при более полной его загрузке, два других ГПА могут находиться в резерве или один в ремонте - другой в резерве. Это позволило бы увеличить надежность ДКС по резервированию, сократить затраты по ремонтам ГПА, снизить расходы топливного и пускового газа и расход турбинного масла.

Для решения задачи поддержания плановых объемов транспорта газа и увеличения эффективности работы ГПА на газовых промыслах №№ 2, 5, 6 Медвежинского месторождения, на которых было зафиксировано максимальное падение давления на входе ДКС в 2004 году в ООО «Газпром добыча Надым» было предложено установить рассчитанную и спроектированную на Уральском турбомоторном заводе (УТМЗ) полнонапорную трехступенчатую СПЧ типа ЗН-6-25-2,2 приводимую от ГТУ типа ГТН-6 и размещаемую в прежнем «коротком» корпусе ЦБК типа Н-6-56 с изменением конструкции торцевой крышки для установки опорного подшипника ротора новой СПЧ (прежний ротор представлял собой консольную конструкцию). Новая проточная часть монтировалась в прежний «короткий корпус» ЦБК Н-6-56 производства УТМЗ. Степень сжатия в нагнетателях Н-6-56 этих станций необходимо было повысить до величины не менее 2,0 плюс запас 20 % (установленные ранее СПЧ нагнетателей имели степень повышения давления 1,23 -1,3).

ЗАО «ТМЗ-ТУРБОСЕРВИС» в 2005 году был изготовлен и поставлен головной образец новой трехступенчатой СПЧ Н-6-25-2,2, интегрированной в существующую конструкцию ГПА и систему гидродинамического регулирования ГТУ. Проведенные эксплуатационные приемосдаточные испытания (ПСИ) показали более низкие параметры газодинамических характеристик (ГДХ) по сравнению с заводскими расчетными характеристиками. При выяснении причин расхождения специалистами ООО «Газпром добыча Надым» было выяснено, что конструкторами ЗАО «ТМЗ-ТУРБОСЕРВИС» при демонтаже левой профильной вставки, наличие которой конструктивно в новой СПЧ не предусматривалось, не был заложен демонтаж газо-гидравлической линии разгрузки осевых усилий. Перекрытие линии разгрузки привело к увеличению политропного КПД ЦБК на 5 % (абсолютных) и степени сжатия на 5,2%, с 1,93 до 2,03. Помимо этого, специалистами ООО «Газпром добыча Надым» для обеспечения устойчивой работы системы регулирования ГПА в связи с появлением концевых малорасходных

уплотнений «масло-газ» была доработана поплавковая камера ЦБК путем изменения конструкции малого сливного шарикообразного клапана на игольчатый тип клапана.

В таблице 1.1 и на рисунках 1.2, 1.3, 1.4 представлены основные параметры и ГДХ ЦБК с трехступенчатой СПЧ Н-6-25-2,2 в расчетной точке по ТЗ: расчетные (предоставленные ЗАО «ТМЗ-ТУРБОСЕРВИС») по техническому заданию (ТЗ), результаты ПСИ головного образца и параметры, полученные после доработки специалистами ООО «Газпром добыча Надым».

Таблица 1.1 - Сопоставление основных параметров СПЧ Н-6-25-2,2

Наименование величины Обозначен ие Единица измерения го Н Расчетные Результаты ПСИ После доработки

Объемная производительность, отнесенная к номинальным условиям 01нпр -з м /мин 185,5 185,5 185,5 185,5

Степень повышения давления (степень сжатия) ЦБК £-нпр - 2,2 2,35 1,93 2,03

Политропный КПД в расчетной точке по ТЗ Лп - 0,7 0,70 0,62 0,67

Частота вращения ротора, хз тз номинальная при (^„и ен Г^НОМ об/мин 6000 5400 6535 6360

Мощность, потребляемая компрессором на муфте двигателя при ТЗСЬН и Т3£н N6 МВт 4,35 4,0 3,93 3,66

Таким образом, установленная трехступенчатая СПЧ ЗН-6-25-2,2 обеспечила плановую добычу газа при наибольшей степени загрузки ГТУ по мощности (работа одного ГПА вместо двух агрегатов с СПЧ типа СПЧ Н-6-66-1,3) с КПД ГТУ, более высокими (на 5-8 %), что в свою очередь обеспечило экономию расхода топливного газа и ремонтно-эксплуатационных затрат комплекса ДКС.

Трехступенчатые СПЧ типа ЗН-6-25-2,2 установлены в настоящее время на газовых промыслах месторождения Медвежье с наименьшими входными давлениями и расходами - на ДКС №№ 2, 5, 6.

а)

б)

Рисунок 1.2 - ЦБК типа Н-6-56 с различными СПЧ: а - одноступенчатая СПЧ Н-6-66-1,3; б - трехступенчатая СПЧ Н-6-25-2,2

0,7 = 0,65

Ï °-6

= 0,55 «

| 0,5 5 0,45

Расчетные величины: Тн = 288 К; Р1н=11,5кгс/см2; R= 51,7 кгм/(кгК); Zh = 0,976; к = 1,312: пном = 6000 об/мин

^ 200 * 250

Объемный расход на входе, >г/мин

• факт по ТЗ при ПСИ А Расчетная А После доработки

• факт по ТЗ после доработки А ПСИ

Рисунок 1.3 - ГДХ ЦБК с СПЧ ЗН-6-25-2,2. Политропный КПД ЦБК

2,5 2,3 2 2,1 I

t 1,9 £

I 1,7

о

ô 1,5

1,3

Расчетные величины: Тн = 288 К; Р1н=11,5 кгс/см2; R= 51,7 кгм/(кгК); Zh = 0,976; к = 1,312; ином = 6000 об/мин

2 ,20 • 2,0.

3

-

1,93

!

100

150

•тз

• факт по ТЗ после доработки А ПСИ

200 250

Объемный расход на входе, м3/мин

• факт по ТЗ при ПСИ А Расчетная А После доработки

Рисунок 1.4 - ГДХ ЦБК с СПЧ ЗН-6-25-2,2. Степень сжатия ЦБК

Необходимо отметить, что к сожалению не был достигнут необходимый уровень политропного КПД в соответствие с современными требованиями ОАО «Газпром» согласно СТО Газпром 2-3.5-138-2007 [90], которые для таких номинальных параметров ЦБК устанавливают минимальную планку в 77%. Помимо этого, вследствие низкого КПД, температура на выходе ЦБК при номинальных оборотах и степени сжатия превышало допустимые 80 °С (ограничение температуры обусловлено применением низкотемпературной запорно-переключающей аппаратуры и использованием в качестве изоляции технологических трубопроводов ЦБК битумной мастики), что накладывало определенные дополнительные ограничения на режимы работы ГПА.

Вместе с тем, основная задача - транспортировка добытого газа в необходимых объемах была достигнута, при этом следует учитывать, что корпус ЦБК типа Н-6-56 изготавливался 30 лет назад и возможность установки многоступенчатых сменных проточных частей не предусматривалась.

1.3 Внедрение на ДКС Медвежинского месторождения четырехступенчатой СПЧ с современными показателями

энергоэффективности

При дальнейшей эксплуатации месторождения Медвежье, находящегося на поздней стадии разработки, для обеспечения плановых показателей добычи газа возникла необходимость в замене СПЧ ЦБК, уже не обеспечивающих добычу газа на газовых промыслах №№ 1, 3, 4, 7, 8. Режимы работы ДКС на этих промыслах отличаются от режимов работы ДКС-2, 5,6 с установленными трехступенчатыми полнонапорными СПЧ типа ЗН-6-25-2,2 более высокими значениями объемных расходов. Причем, последние решения правительства РФ требовали повышения энергоэффективности эксплуатации ГПА. В связи с этим, в 2008 году под руководством и при личном участии автора было разработано техническое задание на разработку новых высоконапорных сменных проточных частей ЦБК для этих промыслов, отвечающих современным решениям и требованиям, интегрированных в прежнем корпусе ЦБК типа Н-6-56 и обеспечивающих плановые показатели добычи до проведения 2-го этапа реконструкции месторождения «Медвежье» в 2013-2016 г.г., предусматривающего модернизацию ГТУ типа ГТН-6 и монтаж новых ЦБК (с длинным корпусом) со степенями сжатия до 4,0.

Автором при этом были сформулированы следующие основные задачи:

- обеспечение транспорта газа в соответствии с проектом разработки месторождения «Медвежье» с современными показателями энергоэффективности;

- обеспечение функционирования ДКС месторождения «Медвежье» на поздней стадии разработки за счёт конструктивных изменений СПЧ центробежного компрессора Н-6-56;

- обеспечение подачи газа в систему магистральных газопроводов в период падающей добычи (давление, расход) месторождения «Медвежье»;

- обеспечение планового объема транспорта газа одним ГПА;

- повышение коэффициента загрузки ГПА;

- снижение затрат топливного и пускового газа;

- экономия турбинного масла;

- снижение затрат по содержанию в работоспособном состоянии парка газоперекачивающих агрегатов;

- снижение капитальных ремонтов ГПА и объема запасных частей.

Обзор и анализ существующей технической литературы показал, что теоретические расчеты многоступенчатых высоконапорных сменных проточных частей достаточно полно рассмотрены в работах Галеркина Ю.Б. [16], [17], Ю.И. Журавлева [13], [28], [34], [61], [62], Г.Н. Дена [20], [21], [22], [23], [20], [24] ,Ревзина Б.С. [80], [81], В.Ф. Риса [83], [85], [86], [87], работах Центрального котлотурбинного института (ЦКТИ) [67], [68]. Но во всех этих работах подразумевается соответствующий «длинный корпус» ЦБК. Вместе с тем, опыт установки многоступенчатых сменных проточных частей в «короткий корпус» в печатных работах практически не отражен.

УТМЗ были предложены СПЧ типа КМЧ 2Н-6-28/1Д но согласно данным техдокументации они характеризовались пониженной экономичностью. Так, в ТУ был указан политропный КПД равный 0,65. Кроме того, результаты испытаний головных образцов данной СПЧ показали, что ряд заявленных параметров не выполняются, а именно при степени сжатия 1,55 обеспечивается производительность 6,5 вместо 7,6 млн. м /сут. по ТУ. Таким образом, использование данных СПЧ без их доработки являлось проблематичным. Необходимо было обеспечить изготовление и поставку комплектов СПЧ, гарантирующих необходимые параметры компримирования и показатели экономичности.

Поэтому, опираясь на опыт установки трехступенчатой СПЧ, описанный в предыдущем подразделе и на основе анализа планов по транспортировке газа на 2005-2015 гг., заложенные в Проекте разработки Медвежинского месторождения, и рекомендаций ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по технологическому развитию ДКС Медвежьего месторождения, автором путем

экспертной оценки и оценочных расчетов в соответствие с СТО Газпром 2-3.5138-2007 [90], Р Газпром 2-3.5-245-2008 [77], СТО Газпром 2-3.5-051-2006 [94] и СТО Газпром 2-3.5-138-2007 [90], была разработана энергомеханическая часть «Технического задания на изготовление и поставку комплектов материальных частей для модернизации нагнетателей Н-6-56 для ГПА ДКС Медвежинского ГПУ ООО «Газпром добыча Надым» (разделы 5, 8 Приложение А).

Основные параметры центробежного компрессора с разрабатываемой СПЧ для ДКС № 1, 3, 4, 7, 8 на номинальном режиме должны соответствовать указанным в таблице 1.2 при расчетных условиях, приведенных в таблице 1.3 и при расчетном составе газа.

Таблица 1.2 - Основные параметры центробежного компрессора с разрабатываемой СПЧ для ДКС № 1,3, 4, 7, 8

№> Наименование параметра Норма

1. Объемная производительность, отнесенная к 20 °С и 0,1013 МПа, млн. м /сут. 3,4

2. Производительность массовая, кг/с 26,44

3. Объемная производительность, отнесенная к начальным условиям, м3/мин 230

4. Давление газа конечное, абсолютное на выходе из ЦБК, МПа 2,0

5. Степень повышения давления (степень сжатия) 1,95

6. Политропный КПД, не менее 0,73

7. Мощность, потребляемая на муфте турбины, МВт, не более 4,2

Таблица 1.3 - Расчетные условия для СПЧ

№ Наименование параметра Величина

1. Давление газа начальное, абсолютное, при входе в ЦБК, МПа 1,025

2. Температура газа на входе в ЦБК, °С 15

3. Плотность газа, отнесенная к 20 Си 0,1013 МПа, кг/м 0,672

4. Частота вращения ротора ЦБК, об/мин 5950

Похожие диссертационные работы по специальности «Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ», 25.00.19 шифр ВАК

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Полозов, Владимир Николаевич, 2013 год

Список литературы

1. Р\ к о вод с i во 1M30I (5.0) Версия программного обеспечен ия: 754-001 Прогнвоиомпажныи регулятор Series 3 Plus для центробежных и осевых компрессоров Февраль 1997

2. ВСУР.421453.010-12.01 РЭ2 Система автоматического управления газоперекачивающим агрегатом 1 ПА-Ц-6.3 «КВАНТ-2» Описание антипомпажного регулятора,

3. ВСУР.421453.008-02.01 РЭ2 Система автоматического управления

iазонсрекачмвающим агрегатом ГТН-6Р «УРАЛ» «КВАНТ-10» Описание антипомпажного peí-} ля тора. 2012г.

4. СС.421457 00 И9 Система комплексного управления мулы »процессорная МСКУ 5000. Инструкция по работе if настройке антипомпажного регуля нзра. 2009 г.

5. ССКЦ.421045.45-54 П5

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.