RU2238474C1

RU2238474C1 - Способ регулирования технологических параметров магистрального газопровода при наличии участков с пониженными допустимыми давлениями газа

Info

Publication number: RU2238474C1
Application number: RU2003112064A
Authority: RU
Inventors: В.Г. Герке (RU); В.Г. Герке; Г.И. Наместников (RU); Г.И. Наместников; Ю.А. Обмелюхин (RU); Ю.А. Обмелюхин; А.Ф. Пужайло (RU); А.Ф. Пужайло; Е.А. Спиридович (RU); Е.А. Спиридович
Original assignee: Дочернее открытое акционерное общество "Гипрогазцентр"
Priority date: 2003-04-24
Filing date: 2003-04-24
Publication date: 2004-10-20

Abstract

Изобретение относится к технике управления операциями технологического процесса транспорта газа. Техническим результатом изобретения является осуществление с минимальными энергозатратами технологического процесса транспорта газа по действующему магистральному газопроводу. Это достигается регулированием взаимного распределениия степеней сжатия компрессорных станций газопровода из условия преимущественной работы нагнетателей компрессорных станций с минимально допустимой степенью сжатия максимально допустимым давлением газа на входе и максимально допустимым давлением газа на выходе, при этом выбор режимов работы нагнетателей компрессорных станций должен исключать как превышение допустимого эксплуатационного давления газа на участке газопровода за компрессорной станцией, так и выход за допустимые пределы эксплуатационных параметров нагнетателей, определяемые с использованием совмещенных газодинамических характеристик. 3 табл.

Description

Изобретение относится к технике управления операциями технологического процесса транспорта газа по магистральным газопроводам посредством компримирования (сжатия), в частности к способам регулирования параметров технологического процесса транспорта газа по магистральным газопроводам, рассматриваемым как системы, и предназначено для регулирования как выделенных участков магистральных газопроводов, включающих несколько компрессорных станций (КС), так и целых магистральных газопроводов от мест добычи до потребителей газа.

Цель изобретения - регулирование параметров технологического процесса транспорта газа по действующему магистральному газопроводу, на отдельных участках которого между КС в процессе эксплуатации введено ограничение допустимого эксплуатационного давления газа по отношению к номинальному проектному значению, обеспечивающее работу нагнетателей КС с минимальной суммарной мощностью компримирования и, следовательно, осуществление транспорта газа с минимальными энергозатратами.

Имеются рекомендации [1; 2] по осуществлению технологического процесса транспорта газа по магистральному газопроводу, обеспечивающего минимальную суммарную мощность компримирования нагнетателей посредством уменьшения шага между КС и поддержания максимально допустимых давлений газа на выходах нагнетателей КС. Рекомендации, кроме указаний об экономической целесообразности поддержания максимально допустимых давлений газа на выходах нагнетателей КС, ограничиваемых текущими предельно допускаемьми напряжениями в стенке трубы, не содержат сведений о методах регулирования технологических параметров магистрального газопровода при возникновении различий в предельно допускаемых напряжениях по участкам и в основном применимы лишь на стадии разработки проекта строительства магистрального газопровода при использовании труб одного типоразмера с одинаковыми предельно допускаемыми напряжениями в стенке трубы.

Известен способ регулирования технологических параметров магистрального газопровода [3] (патент SU №1755000, кл. F 17 D 1/00, приоритет от 25 ноября 1987 г.), согласно которому в качестве регулируемых величин принимается степень повышения давления или степень сжатия каждого нагнетателя, оптимальное текущее значение которой определяется приведенной в патенте зависимостью. Основной недостаток способа заключается в том, что приведенные зависимости не учитывают физической сущности процесса транспорта газа по газопроводам посредством компримирования, заключающейся в отсутствии оптимума мощности компримирования [1], поскольку, как правило, чем выше выходные давления нагнетателей КС, тем меньше необходимая мощность компримирования нагнетателей КС. К тому же указанный способ также не предполагает его использования при различных значениях максимально допустимых давлений газа по участкам газопровода.

На практике традиционно стремятся к работе с примерно равными мощностями компримирования КС, что не всегда соответствует предлагаемым рекомендациям и способам регулирования.

Решаемая задача - разработка способа регулирования функционирующего магистрального газопровода, обеспечивающего взаимное распределение степеней сжатия КС, для которого суммарная мощность компримирования нагнетателей КС минимальна, то есть минимальны энергозатраты на транспорт газа, при наличии участков газопровода между КС со сниженными по отношению к номинальному проектному значению максимально допустимыми давлениями газа независимо от величины такого снижения и вызвавших его причин. При этом регулирование магистрального газопровода с одинаковыми на всех его участках максимально допустимыми давлениями газа для предлагаемого способа является частным случаем.

Как объект регулирования магистральный газопровод представляет собой цепочку последовательно расположенных КС и следующих за ними участков газопровода, а именно:

ВХОД ⇒ 1-я КС → 1-й участок газопровода ⇒

⇒ 2-я КС → 2-й участок газопровода ⇒

⇒ 3-я КС → 3-й участок газопровода ⇒

⇒ ••• ⇒

⇒ i-я КС → i-й участок газопровода ⇒

⇒ ••• ⇒

⇒ (N-1)-я КС → (N-1)-й участок газопровода ⇒

⇒ N-я КС → N-й участок газопровода ⇒ ВЫХОД.

Реализация способа заключается в следующем.

1. На работающем газопроводе измеряют обычными методами и средствами или задают следующие параметры (i=1; 2; 3;...; N-1; N):

Q_i - расход транспортируемого газа на входе нагнетателей i-й КС, нм³/с;

Q_ТРЕБ - требуемый расход транспортируемого газа на выходе магистрального газопровода (задается диспетчером), нм³/с;

Q_ВЫХ - фактический расход транспортируемого газа на выходе магистрального газопровода, нм³/с;

Р_ТРЕБ - абсолютное давление транспортируемого газа на выходе магистрального газопровода, требуемое для подачи на выходе магистрального газопровода расхода газа Q_ТРЕБ(задается диспетчером), МПа;

Р_ВЫХ - фактическое абсолютное давление транспортируемого газа на выходе магистрального газопровода, МПа;

P_ВХ - абсолютное давление транспортируемого газа на входе магистрального газопровода, МПа;

Р_{ДОП i} - абсолютное максимально допустимое давление транспортируемого газа для участка магистрального газопровода после i-й КС, определяемое предельными напряжениями в стенке трубы или обусловленное другими причинами, МПа;

P_l,i - абсолютное давление транспортируемого газа на входе i-й КС, причем Р_1.1=P_ВХ, МПа;

P_2,i - абсолютное давление транспортируемого газа на выходе i-й КС, МПа;

T_1,i - температура транспортируемого газа на входе i-й КС, К;

T_2,i - температура транспортируемого газа после i-й КС, К.

2. Определяют фактическую степень сжатия нагнетателей i-й КС

ε_i=P_2,i/P_1,i

и средние температуры газа по участкам

T_i=(T_2,i+T_1,i+1)/2.

3. Устанавливают по совмещенным газодинамическим характеристикам текущие значения максимальной ε_max и минимальной ε_min степеней сжатия группы нагнетателей каждой КС, учитывающие предельные значения максимального и минимального объема их производительности, мощности привода, допустимого интервала регулирования частоты вращения и другие действующие ограничения.

4. Давление на выходе нагнетателей каждой i-й КС Р_2,i сравнивают с допустимым давлением Р_{ДОП i} для участка газопровода после i-й КС, степень сжатия i-й КС ε_i; сопоставляют с ее предельными значениями ε_mах и ε_min, исходя из условий работы нагнетателей в группе, и давление газа на выходе магистрального газопровода Р_вых сравнивают с требуемым давлением газа на выходе магистрального газопровода Р_ТРЕБ (или расход газа на выходе магистрального газопровода Q_ВЫХ сравнивают с требуемым расходом газа на выходе магистрального газопровода Q_ТРЕБ).

5. Регистрируются управляющие сигналы повышения или снижения давления газа на выходе КС, выдаваемые расположенными ниже по ходу движения газа смежными КС как с работающими, так и с отключенными нагнетателями.

6. Управляющие действия, осуществляемые на каждой i-й КС (i=1; 2; 3;...; N-1), за исключением последней N-й КС, в зависимости от зарегистрированных параметров, выбираются исходя из приоритета работы КС с минимально допустимой степенью сжатия и максимально допустимыми давлениями газа на входе и выходе. При необходимости снижения давления газа на выходе КС это соответствует его преимущественному осуществлению посредством уменьшения степени сжатия нагнетателей КС. При необходимости повышения давления газа на выходе КС это соответствует его преимущественному осуществлению посредством одновременного роста входных и выходных давлений без изменения режима работы или степени сжатия нагнетателей КС вследствие роста выходного давления при повышении степени сжатия нагнетателей той из предшествующих КС, для которой входное давление фиксировано, например, потому что она является для магистрального газопровода первой и имеет заданное входное давление или потому что выходное давление предыдущей КС имеет максимально допустимое значение. Конкретные управляющие действия должны удовлетворять рекомендациям, представленным в табл.1.

7. Работа последней N-й КС должна быть направлена на обеспечение давления газа P_ВЫХ, равного P_ТРЕБ, при минимальной степени сжатия нагнетателей. Конкретные управляющие действия, осуществляемые на N-й КС, в зависимости от зарегистрированных параметров с учетом приоритетов, указанных в п.6, должны удовлетворять рекомендациям, представленным в табл.2.

При этих управляющих действиях продолжают измерять или задавать параметры по п.1, вычислять степени сжатия и средние температуры по п.2, сравнивать полученные данные в соответствии с п.п.3 и 4, регистрировать управляющие сигналы по п.5 и уточнять управляющие действия согласно п.п.6 и 7.

Если по заданию диспетчера на выходе магистрального газопровода необходимо поддерживать равенство Q_ВЫХ и Q_ТРЕБ, а не P_ВЫХ и P_ТРЕБ, представленные выше управляющие действия аналогичны.

Предлагаемый способ удобен для реализации с использованием существующих на магистральных газопроводах систем агрегатной автоматики, которые поддерживают давление на выходе нагнетателя равным заданной величине. Хотя в этом случае в качестве регулируемой величины формально используется давление на выходе нагнетателей КС, тем не менее, фактической регулируемой величиной является степень сжатия нагнетателей, так как именно эта величина является определяющей при регулировании. Одновременно от системы агрегатной автоматики могут быть получены необходимые для реализации предлагаемого способа данные по максимальной и минимальной степеням сжатия нагнетателей, учитывающим предельные значения максимального и минимального объема их производительности, мощности привода, допустимый интервал регулирования частоты вращения и другие действующие ограничения. При этом для КС с группой параллельно работающих нагнетателей сигналом ограничения является соответствующий сигнал, полученный из системы агрегатной автоматики любого нагнетателя группы.

Сигналы об ограничении эксплуатационных параметров нагнетателей могут формироваться без использования систем агрегатной автоматики, если в создаваемую согласно предлагаемому способу систему регулирования будут заложены индивидуальные совмещенные газодинамические характеристики нагнетателей КС с указанием на них границ областей допустимых параметров работы. Положение рабочих точек нагнетателей на характеристиках устанавливается общепринятыми методами непосредственно по измеряемым параметрам (расходы, степени сжатия, частоты вращения, температуры).

Проведенный анализ уровня техники позволил установить, что заявителем не обнаружен аналог, характеризующийся признаками, идентичными всем существенным признакам заявленного изобретения, следовательно, оно соответствует критерию “новизна”.

Пример реализации предлагаемого способа регулирования магистрального газопровода и его преимущества в сопоставлении со способом, рекомендующим работу нагнетателей КС при максимально допустимых выходных давлениях газа, а также традиционно используемым в настоящее время способом, когда мощности компримирования КС примерно равны и равны давления на выходах КС, которые в рассматриваемом примере не превышают вводимых ограничений выходного давления. Сопоставление со способом регулирования, представленным в патенте SU №1755000, невозможно, поскольку отсутствуют рекомендации по его использованию при различиях в значениях максимально допустимых давлений на отдельных участках газопровода.

Рассматривается магистральный газопровод из труб D_y=1400 мм без путевых отборов, содержащий 5 КС (N=5) с участками газопроводов после них. На всех участках транспортируется один и тот же расход природного газа Q_ТРЕБ=1040 нм³/с (массовый расход равен 695 кг/с) при средней температуре 285 К. Политропический к.п.д нагнетателей КС принят равным 0,8. Для исключения учета отбора газа на собственные нужды КС, не оказывающего существенного влияния на полученные результаты, принят вариант использования электроприводных нагнетателей с регулируемой частотой вращения. Абсолютное давление газа на входе в газопровод Р_ВХ и требуемое для транспортировки указанного расхода газа давление на выходе газопровода P_ТРЕБ равны 5,5 МПа. Максимально допустимое абсолютное давление газа для участков газопровода 1, 3 и 5 составляет 7,6 МПа, для участков газопровода 2 и 4 оно снижено до 7,0 МПа, в остальном участки газопровода и нагнетатели КС идентичны.

Транспорт указанного расхода природного газа по газопроводу может быть осуществлен при пониженных давлениях газа (на входе КС - 5,5 МПа, на выходе - 6,97 МПа) с использованием одинаковых степеней сжатия нагнетателей КС, равных 1,27. Суммарная мощность компримирования в этом случае составит 139,4 МВт (принято за 100%).

Работа КС с максимально допустимыми выходными давлениями газа приводит к увеличению суммарной мощности компримирования до 151,6 МВт (108,8%). Это объясняется тем, что при максимально допустимых давлениях на выходах нагнетателей КС-1 и КС-3, равных 7,6 МПа, транспорт газа может осуществляться только при отключенных нагнетателях КС-2 и КС-4, поскольку при создающемся в этих условиях на входах КС-2 и КС-4 давлении 6,3 МПа работа нагнетателей КС-2 и КС-4 с выходным давлением 7,0 МПа возможна лишь при степени сжатия ниже минимально допустимой, равной 1,2.

Взаимное распределение степеней сжатия КС, рекомендуемое в соответствии с предлагаемым способом регулирования магистрального газопровода, обеспечивает снижение суммарной мощности компримирования до 133,0 МВт (95,4%).

Более подробные численные данные примера реализации представлены ниже в табл.3.

Таким образом, предлагаемый способ регулирования магистрального газопровода позволяет обеспечить при транспорте газа минимальную суммарную мощность компримирования нагнетателей КС и, следовательно, с учетом реального состояния газопроводов и нагнетателей компрессорных станций свести к минимуму энергозатраты на транспортировку газа.

Сравнение существенных признаков предложенного и известных способов регулирования магистрального газопровода дает основание считать, что предложенный способ отвечает критериям “изобретательский уровень” и “промышленная применимость”.

Литература

1. ДОБРОХОТОВ В.Д. Центробежные нагнетатели природного газа. М.: Недра, 1972, стр. 9-14.

2. ТЕМПЕЛЬ Ф.Г., МАСЛОВ В.М. Технология режима газопередачи. Л.: Недра (Ленингр. отд.), 1974 г., стр. 37, 38.

3. МАТВЕЕВ В.В. Способ регулирования газопровода (патент SU №1755000, кл. F 17 D 1/00, приоритет от 25 ноября 1987 г.).

Claims

Способ регулирования технологических параметров действующего магистрального газопровода, на отдельных участках которого в процессе эксплуатации допустимые давления газа снижены по отношению к номинальным проектным значениям, использующий в качестве основной регулируемой величины степень сжатия нагнетателей компрессорной станции, заключающийся в измерении параметров транспортируемого газа, определении фактических значений регулируемых величин и параметров работы нагнетателей, сравнении их с допустимыми значениями и изменении режимов работы нагнетателей компрессорных станций, отличающийся тем, что регулирование взаимного распределения степеней сжатия компрессорных станций осуществляется из условий преимущественной работы нагнетателей с минимально допустимой степенью сжатия и максимально допустимыми давлениями газа на входе и выходе, при этом выбор режимов работы нагнетателей ограничивается допустимыми пределами эксплуатационных параметров, определяемыми с использованием совмещенных газодинамических характеристик нагнетателей.