RU2819130C1 - Method of reducing fuel gas consumption by successively operating lines of gas compressor units of booster compressor station - Google Patents
Method of reducing fuel gas consumption by successively operating lines of gas compressor units of booster compressor station Download PDFInfo
- Publication number
- RU2819130C1 RU2819130C1 RU2023105923A RU2023105923A RU2819130C1 RU 2819130 C1 RU2819130 C1 RU 2819130C1 RU 2023105923 A RU2023105923 A RU 2023105923A RU 2023105923 A RU2023105923 A RU 2023105923A RU 2819130 C1 RU2819130 C1 RU 2819130C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- ggpu
- control system
- process control
- plan
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 286
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000011068 loading method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000004886 process control Methods 0.000 claims description 56
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 24
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 15
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 13
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 7
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 3
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 claims description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 claims description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 12
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 7
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 8
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 6
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 3
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 3
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N geranyl diphosphate Chemical compound CC(C)=CCC\C(C)=C\CO[P@](O)(=O)OP(O)(O)=O GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000012804 iterative process Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области управления последовательно работающими очередями газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с газотурбинным приводом (ГГПА) газокомпрессорного цеха (ГКЦ) дожимной компрессорной станции (ДКС) газового промысла (ГП) нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) Крайнего Севера РФ, обеспечивающей механизированную добычу природного газа.The invention relates to the field of control of sequentially operating queues of gas pumping units (GPA) with a gas turbine drive (GGPA) of a gas compressor shop (GCC) of a booster compressor station (BCS) of a gas field (GP) of an oil and gas condensate field (OGCF) of the Far North of the Russian Federation, providing mechanized production of natural gas.
Известен способ управления работой комплекса агрегатов ГКЦ, включающий измерение давления и температуры транспортируемого газа на входе и выходе нагнетателей, его расход, частоты вращения роторов нагнетателей [Патент РФ №2181854]. Значение основного параметра газа компрессорного цеха (давления или расхода) сравнивают с заданной величиной основного параметра и формируют управляющее воздействие на системы подачи топлива приводов ГГПА, входящих в состав ГКЦ. Необходимые величины частот вращения роторов нагнетателей определяют с использованием статистических функций. При этом по давлениям технологического газа на входе и выходе параллельно работающих нагнетателей, температуре на входах и выхода нагнетателей и частотам вращения роторов нагнетателей определяют объемную производительность, политропический коэффициент полезного действия и требуемую для обеспечения заданного давления на выходе политропическую мощность сжатия ГКЦ. Так же для каждого агрегата определяют механическую мощность на валу привода нагнетателя, по которой рассчитывают расход топливного газа приводов и общий расход топливного газа ГКЦ. Путем неоднократного повторения этих действий с перебором значений частот вращения роторов нагнетателей при условии сохранения постоянной политропической мощности сжатия ГКЦ получают ряд значений частот вращения роторов нагнетателей, из которых выбирают тот, который считают оптимальным по критерию минимума расхода топливного газа с учетом ограничений на частоты вращения роторов нагнетателей. Задание подают в системы управления ГГПА в качестве управляющего воздействия.There is a known method for controlling the operation of a complex of MCC units, including measuring the pressure and temperature of the transported gas at the inlet and outlet of the superchargers, its flow rate, and the rotation speed of the supercharger rotors [RF Patent No. 2181854]. The value of the main gas parameter of the compressor shop (pressure or flow) is compared with the specified value of the main parameter and a control effect is formed on the fuel supply systems of the GGPU drives included in the MCC. The required rotation speeds of the supercharger rotors are determined using statistical functions. In this case, the pressure of the process gas at the inlet and outlet of parallel operating superchargers, the temperature at the inlets and outlets of the superchargers and the rotational speeds of the supercharger rotors determine the volumetric productivity, the polytropic efficiency and the polytropic compression power of the MCC required to ensure a given outlet pressure. Also, for each unit, the mechanical power on the supercharger drive shaft is determined, from which the fuel gas consumption of the drives and the total fuel gas consumption of the MCC are calculated. By repeatedly repeating these actions with enumerating the values of the rotation speeds of the supercharger rotors, provided that the polytropic compression power of the MCC is maintained constant, a number of values of the rotation speeds of the supercharger rotors are obtained, from which one is selected that is considered optimal according to the criterion of minimum fuel gas consumption, taking into account the restrictions on the rotation speeds of the supercharger rotors . The task is submitted to the GGPU control systems as a control action.
Недостатком данного способа является то, что контроль за расходом топливного газа осуществляется не в реальном режиме работы комплекса агрегатов ГКЦ, а на базе использования статистических функций с последующей подстройкой по реально измеряемым параметрам ГГПА, что снижает эффективность использования способа, в частности из-за большого времени запаздывания, связанного с необходимостью набора статистки и потенциальными ошибками, задаваемыми непрерывно меняющимися параметрами газоносного пласта в процессе его разработки.The disadvantage of this method is that control over fuel gas consumption is carried out not in the real operating mode of the MCC unit complex, but on the basis of using statistical functions with subsequent adjustment according to the actually measured parameters of the gas pumping unit, which reduces the efficiency of using the method, in particular due to the long time delay associated with the need to collect statistics and potential errors specified by the continuously changing parameters of the gas-bearing formation during its development.
Известен способ регулирования ГКЦ, включающий контроль расхода топливного газа, при котором поочередно изменяют нагрузки групп ГГПА, работающих в трассу [Патент РФ №2591984]. Для этого двум ГГПА группы одновременно меняют частоты вращения роторов турбин низкого давления в противоположных направлениях на одинаковую величину. Для нейтрализации влияния шумов на измерение коэффициента полезного действия (КПД) применяют программные фильтры с большими постоянными времени. Измерение измененного КПД производят после выдержки времени, превышающей не менее чем в 3...5 раз наибольшую постоянную времени фильтров. Направление каждого шага изменения частот вращения роторов турбин низкого давления определяют по знаку приращения КПД, полученного на предыдущем шаге, при этом окончанием оптимизации группы считают малое приращение КПД либо приближение рабочей точки ГГПА к технологическому ограничению, что позволяет снизить расход топливного газа и повышать КПД ГКЦ к потенциально возможному.There is a known method for regulating the main gas pumping unit, including control of fuel gas consumption, in which the loads of the gas pumping unit groups operating in the route are alternately changed [RF Patent No. 2591984]. To do this, two GGPU groups simultaneously change the rotation speeds of the low-pressure turbine rotors in opposite directions by the same amount. To neutralize the influence of noise on the measurement of the coefficient of performance (efficiency), software filters with large time constants are used. The measurement of the changed efficiency is carried out after a time delay exceeding at least 3...5 times the largest time constant of the filters. The direction of each step of changing the rotor speeds of low-pressure turbines is determined by the sign of the increase in efficiency obtained at the previous step, while the end of optimization of the group is considered to be a small increase in efficiency or the approaching of the operating point of the gas turbine unit to the technological limit, which allows reducing fuel gas consumption and increasing the efficiency of the gas turbine unit to potentially possible.
Недостатком данного способа является значительная трудность в его практическом применении, так как для обеспечения реализации технического решения требуется изменять частоту вращения роторов двух турбин низкого давления у двух параллельно работающих агрегатов, а это может привести к отклонениям режима работы ДКС, что крайне нежелательно. К тому-же использование способа ограничено потенциальными ошибками, задаваемыми непрерывно меняющимися параметрами газоносного пласта в процессе его разработки. В результате этот способ снижения потребления топливного газа можно реализовать только на компрессорных станциях магистральных газопроводов (МГП), а в условиях функционирования ДКС он практически не применим.The disadvantage of this method is the significant difficulty in its practical application, since to ensure the implementation of the technical solution it is necessary to change the rotor speed of two low-pressure turbines in two parallel operating units, and this can lead to deviations in the operating mode of the booster compressor station, which is extremely undesirable. In addition, the use of the method is limited by potential errors caused by the continuously changing parameters of the gas-bearing formation during its development. As a result, this method of reducing fuel gas consumption can only be implemented at compressor stations of main gas pipelines (MGP), and in the operating conditions of a booster compressor station it is practically not applicable.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ оптимизации режима совместной последовательной работы очередей ГГПА [см., Ванчин А.Г. Оптимизация режима совместной последовательной работы газоперекачивающих агрегатов // Нефтегазовое дело: электрон, науч. журн. 2013. №2, с. 279-297]. Способ включает принцип оптимизации последовательно работающих однотипных ГГПА с приоритетной загрузкой до максимума возможностей очередей (ступеней) с меньшими порядковыми номерами. Такой подход дает возможность оптимизировать технологические схемы с параллельной работой нескольких последовательных групп, состоящих из однотипных ГГПАThe closest in technical essence to the claimed invention is a method for optimizing the mode of joint sequential operation of GGPU queues [see, Vanchin A.G. Optimization of the mode of joint sequential operation of gas pumping units // Oil and Gas Business: electron, scientific. magazine 2013. No. 2, p. 279-297]. The method includes the principle of optimizing sequentially operating GGPUs of the same type with priority loading to the maximum capabilities of queues (stages) with lower sequence numbers. This approach makes it possible to optimize technological schemes with parallel operation of several sequential groups consisting of the same type of GGPU
Существенным недостатком данного способа является то, что он не учитывает фактического состояния оборудования ГГПА, участвующих в процессе перекачки газа, что приводят к перерасходу топливного газа (энергопотребления) на ДКС относительно проектных значений. К тому-же использование способа ограничено потенциальными ошибками, задаваемыми непрерывно меняющимися параметрами газоносного пласта в процессе его разработки. В результате этот способ снижения потребления топливного газа можно реализовать только на компрессорных станциях МГП, а в условиях функционирования ДКС он практически не применим.A significant disadvantage of this method is that it does not take into account the actual state of the GGPU equipment involved in the gas pumping process, which leads to excess fuel gas consumption (energy consumption) at the booster compressor station relative to the design values. In addition, the use of the method is limited by potential errors caused by the continuously changing parameters of the gas-bearing formation during its development. As a result, this method of reducing fuel gas consumption can only be implemented at MGP compressor stations, and in the operating conditions of a booster compressor station it is practically not applicable.
Одним из основных факторов, влияющих на технико-экономические показатели ГП, является избыточное давление газа, под которым применительно к ГП, подразумевают разность давления газа между точкой его входа в ГП и точкой выхода его в МГП.One of the main factors influencing the technical and economic indicators of the gas pipeline is the excess gas pressure, which, in relation to the gas pipeline, means the difference in gas pressure between the point of its entry into the gas pipeline and its exit point into the gas pipeline.
В процессе эксплуатации ГП происходит снижение давления газа на устье скважин и, следовательно, на входе в установки комплексной подготовки газа (УКПГ), что обуславливает необходимость ввода ДКС. Это позволяет ГП поддерживать отборы газа в соответствии с проектом разработки [см. например, стр. 531, Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 596 с].During the operation of the gas station, there is a decrease in gas pressure at the wellhead and, consequently, at the entrance to the integrated gas treatment units (IGTU), which necessitates the introduction of a booster compressor station. This allows the GP to maintain gas extractions in accordance with the development project [see. for example, p. 531, Bekirov T.M., Lanchakov G.A. Gas and condensate processing technology. M.: Nedra-Business Center LLC, 1999. - 596 p.].
Компрессорный период эксплуатации НГКМ, в зависимости от динамики снижения давления газа на входе УКПГ, характеризуется поэтапным вводом на ДКС очередей ГГПА, которые между собой соединены последовательно, да и в самих очередях ГГПА периодически (по мере надобности), производят замену проточных частей нагнетателей газа, изменяя их степень компримирования.The compressor period of operation of the oil and gas condensate field, depending on the dynamics of the decrease in gas pressure at the inlet of the gas treatment plant, is characterized by the stage-by-stage commissioning of GGPU queues at the booster compressor station, which are connected to each other in series, and in the GGPU queues themselves periodically (as needed), the flow parts of the gas compressors are replaced, changing their degree of compression.
Однако ввод в эксплуатацию каждой новой очереди в ДКС значительно увеличивает энергоемкость технологических процессов на газопромысловых объектах, а смена проточных частей нагнетателей приводит к существенному изменению энергоэффективности как ГГПА, так и, соответственно, ДКС.However, the commissioning of each new stage in the booster compressor station significantly increases the energy intensity of technological processes at gas production facilities, and changing the flow parts of the superchargers leads to a significant change in the energy efficiency of both the GGPU and, accordingly, the booster compressor station.
Необходимо отметить, что ГГПА компрессорных станций на ГП потребляют 80-85% общих затрат газа на собственные технологические нужды. В частности, на промысловых ДКС затраты на топливный газ для ГГПА в период падающей добычи могут достигать 50% в общей структуре эксплуатационных затрат газодобывающего предприятия (ГДП) [см., например, М.А. Воронцов, Энергоэффективность компримирования природного газа на промысле при неравномерности показателей эксплуатации основного газоперекачивающего оборудования. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва 2012 [электронный ресурс, режим доступа: https://pandia.ru/text/79/534/57745.php (дата обращения 07.10.2021)].It should be noted that the gas compressor stations at gas stations consume 80-85% of the total gas costs for their own technological needs. In particular, at field booster compressor stations, the cost of fuel gas for gas compressor units during periods of declining production can reach 50% in the overall structure of operating costs of a gas production enterprise (GPE) [see, for example, M.A. Vorontsov, Energy efficiency of natural gas compression in the field with uneven operating indicators of the main gas pumping equipment. Abstract of the dissertation for the degree of candidate of technical sciences. Moscow 2012 [electronic resource, access mode: https://pandia.ru/text/79/534/57745.php (
Как правило, ДКС работают на нерасчетных режимах, вследствие различия проектных и фактических показателей разработки, несовпадения фактических характеристик оборудования и принятых при проектировании, неравномерности режимов работы (сезонной, суточной) и др. Это не позволяет в полной мере реализовать потенциал эффективности проектных решений и приводит к перерасходу топливного газа (энергопотребления) относительно проектных значений.As a rule, booster compressor stations operate in off-design modes due to differences in design and actual development indicators, discrepancies between actual equipment characteristics and those accepted during design, uneven operating modes (seasonal, daily), etc. This does not allow the full potential of the efficiency of design solutions to be realized and leads to to excess consumption of fuel gas (energy consumption) relative to design values.
Кроме этого размещение ДКС перед УКПГ, а именно этот вариант широко используется на большинстве НГКМ, расположенных в районах Крайнего Севера РФ, например, на Ямбургском, Заполярном НГКМ, позволяет поддерживать оптимальный гидравлический режим оборудования установки. Однако, такое размещение ДКС вызывает и ряд негативных последствий, одним из которых является снижения эффективности работы ГГПА из-за:In addition, the placement of a booster compressor station in front of the gas treatment facility, and this option is widely used at most oil and gas condensate fields located in the Far North of the Russian Federation, for example, at the Yamburgskoye and Zapolyarny oil and gas condensate fields, allows maintaining optimal hydraulic conditions of the installation equipment. However, such placement of the booster compressor station also causes a number of negative consequences, one of which is a decrease in the efficiency of the GGPU due to:
- изменения режима работ скважин, приводящий к попаданию капельной жидкости, механических примесей и т. д. в сыром газе, поступающем на вход УКПГ;- changes in the operating mode of wells, leading to the ingress of droplet liquid, mechanical impurities, etc. into the raw gas entering the inlet of the gas treatment plant;
- ухудшения состояния эксплуатации скважин по причине образования гидратных и иных отложений в стволах скважин, газосборных шлейфах и т. д.- deterioration in the operating condition of wells due to the formation of hydrate and other deposits in wellbores, gas-collecting plumes, etc.
Влияния перечисленных факторов на эффективность работы ГГПА на разных этапах эксплуатации месторождения проявляются по-разному, что приводит к значительным колебаниям значений их энергоэффективности.The influence of the listed factors on the efficiency of gas pumping units at different stages of field operation manifests itself differently, which leads to significant fluctuations in their energy efficiency values.
Кроме этого, при внеплановой или плановой реконструкциях и модернизациях ГГПА проводится их адаптация к изменившимся условиям работы. Так как эти работы для разных ГГПА на ДКС проводятся не одновременно, то очевидно, что ГГПА по своей энергоэффективности отличаются от друга. ГГПА, которые только что прошли реконструкцию или модернизацию, имеют лучшие показатели энергоэффективности, чем ГГПА, которые еще не прошли реконструкцию или модернизацию.In addition, during unscheduled or planned reconstructions and modernizations of gas pumping units, they are adapted to changed operating conditions. Since these works for different GGPUs at the BCS are not carried out simultaneously, it is obvious that GGPUs differ from each other in their energy efficiency. GGPUs that have just undergone reconstruction or modernization have better energy efficiency indicators than GGPUs that have not yet undergone reconstruction or modernization.
Поэтому в настоящее время одной из главных задач в производственной деятельности ГДП, осваивающих НГКМ на Крайнем Севере РФ, является загрузка очередей ДКС с учетом их энергоэффективности в рамках заданных границ, регламентируемыми ее технологическим регламентом. Это позволяет снизить расход топливного газа при сложившихся на данный момент характеристиках как разрабатываемой залежи, таки и с учетом фактического состояния оборудования ДКС и ГП. Для решения указанной задачи при компримировании газа очереди ДКС загружают с учетом относительного потребления ими топливного газа - чем ниже относительное потребление топливного газа очередью, тем больше ее загружают, и наоборот, чем выше относительное потребление топливного газа очередью, тем меньше ее загружают.Therefore, at present, one of the main tasks in the production activities of gas and gas condensate stations developing oil and gas condensate fields in the Far North of the Russian Federation is loading the BCS queues, taking into account their energy efficiency within the given boundaries regulated by its technological regulations. This makes it possible to reduce fuel gas consumption given the current characteristics of both the developed deposit and taking into account the actual state of the equipment of the booster compressor station and gas station. To solve this problem, when compressing gas, BCS queues are loaded taking into account their relative fuel gas consumption - the lower the relative fuel gas consumption of the queue, the more it is loaded, and vice versa, the higher the relative fuel gas consumption of the queue, the less it is loaded.
Особенностью работы ДКС является то, что каждая очередь группы ГГПА перекачивает один и тот же объем добытого сырого газа, последовательно, ступенчато, поднимая его давление на входе в УКПГ до уровня Pвход. Поддержание этих параметров требуется для функционирования ее технологического оборудования, производящего осушенный газ в объеме, необходимом для выполнения плана добычи осушенного газа, обеспечения им своих потребителей и газотурбинные приводы нагнетателей ДКС. Именно поэтому АСУ ТП ДКС, контролируя давление на своем выходе (на входе УКПГ) Pвход ведет технологический процесс, добиваясь обеспечения всех потребителей осушенным газом в требуемых объемах.A special feature of the operation of the booster compressor station is that each stage of the GGPU group pumps the same volume of produced raw gas, sequentially, stepwise, raising its pressure at the inlet to the gas treatment plant to the level P inlet . Maintaining these parameters is required for the functioning of its technological equipment, which produces dried gas in the volume necessary to fulfill the plan for the production of dried gas, to provide it to its consumers and gas turbine drives of the BCS superchargers. That is why the automatic process control system of the DCS, by controlling the pressure at its outlet (at the inlet of the gas treatment plant) P input , carries out the technological process, ensuring that all consumers are provided with dried gas in the required volumes.
Энергоэффективность Ei ГГПА i-й очереди ДКС определяют как отношение перепада давления ΔPi, который получают при сжатии газа, перекачиваемого этой очередью, к расходу топливного газа в единицу времени QТГ_i, потребляемого этой же очередью:The energy efficiency E i of the GGPU of the i-th stage of the booster compressor station is determined as the ratio of the pressure drop ΔP i , which is obtained by compressing the gas pumped by this line, to the fuel gas consumption per unit time Q TG_i consumed by the same line:
Величина подъема давления Pвход, который должна реализовать ДКС определяется из соотношения:The amount of pressure rise P input that the booster compressor must implement is determined from the relationship:
где Pксг - давление газа во входном коллекторе сырого газа ДКС; n - число очередей компримирования газа в ДКС.where P kg is the gas pressure in the raw gas inlet manifold of the booster compressor station; n is the number of gas compression queues in the booster compressor station.
Целью заявляемого технического решения является автоматическое поддержание фактического расхода осушенного газа Qфакт, подаваемого в МГП внешним потребителям, соответствующего плану подготовки осушенного газа Qплан по УКПГ, т. е. автоматическое соблюдение равенства Qфакт = Qплан, и обеспечить осушенным газом своих внутренних потребителей. Одновременно с этим реализовать распределение перепада давления сырого газа между очередями ДКС, обеспечивая его подачу на вход УКПГ в необходимом объеме для подготовки суммарного количества осушенного газа, снижая при этом потребление приводами ГПА топливного газа благодаря учету фактической энергоэффективности каждой очереди ГГПА.The purpose of the proposed technical solution is to automatically maintain the actual flow rate of dried gas Q fact supplied to the MGP to external consumers, corresponding to the dry gas preparation plan Q plan for the gas treatment plant, i.e., automatic compliance with the equality Q fact = Q plan , and to provide dried gas to its internal consumers . At the same time, implement the distribution of the pressure drop of raw gas between the stages of the booster compressor station, ensuring its supply to the inlet of the gas treatment plant in the required volume to prepare the total amount of dried gas, while reducing the consumption of fuel gas by the GPU drives by taking into account the actual energy efficiency of each stage of the gas compressor unit.
Техническим результатом, достигаемым от реализации заявляемого способа, является автоматическое распределение перепада давления газа между очередями ДКС в режиме реального времени при различных режимах ее эксплуатации с учетом их энергоэффективности.The technical result achieved from the implementation of the proposed method is the automatic distribution of the gas pressure drop between the BCS queues in real time under various modes of its operation, taking into account their energy efficiency.
Заявляемый способ обеспечивает в реальном режиме времени распределение перепада давления газа между очередями ДКС с учетом текущей энергоэффективности их ГГПА, снижая себестоимость подготовки газа к дальнему транспорту и уменьшая углеродный след при добыче природного газа.The inventive method ensures real-time distribution of the gas pressure drop between the BCS queues, taking into account the current energy efficiency of their gas pumping units, reducing the cost of preparing gas for long-distance transport and reducing the carbon footprint during natural gas production.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ снижения потребления топливного газа последовательно работающими очередями газоперекачивающих агрегатов дожимной компрессорной станции включает загрузку очередей параллельно работающих газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. ДКС повышает давление Pвход на входе УКПГ до уровня, обеспечивающего поступление на ее вход объема сырого газа, необходимого для выполнения плана Qплан по подаче осушенного газа в МГП.The stated problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the method of reducing fuel gas consumption by sequentially operating queues of gas pumping units of a booster compressor station involves loading queues of parallel operating gas pumping units with a gas turbine drive. The BCS increases the pressure P at the inlet of the gas treatment plant to a level that ensures that the volume of raw gas required to fulfill the plan Q plan for supplying dried gas to the MGP is supplied to its inlet.
УКПГ производит подготовку осушенного газ в объеме . Одну часть из этого осушенного газа расходуют как топливный газ для ГГПА ДКС в объеме , где i - порядковый номер очереди ГГПА ДКС, n - число очередей ГГПА ДКС, а - объем топливного газа, потребляемый газотурбинными приводами ГПА i-ой очереди ГГПА. Другую часть осушенного газа в объеме ГП расходует на собственные нужды (снабжение котельных, цеха регенерации и других потребителей). Третью, основную часть подготавливаемого осушенного газа, в объеме Qфакт направляют в МГП.The gas treatment facility prepares dried gas in the amount of . One part of this dried gas is consumed as fuel gas for the BCS GGPU in the amount of , where i is the serial number of the GGPU DCS queue, n is the number of queues of the GGPU DCS, and - the volume of fuel gas consumed by the gas turbine drives of the gas turbine units of the i-th stage of the gas compressor units. Another part of the dried gas in volume The state enterprise spends it on its own needs (supplying boiler houses, regeneration workshops and other consumers). The third, the main part of the prepared dry gas, in the volume Q, is actually sent to the MGP.
Реализуя этот процесс, АСУ ТП УКПГ в реальном масштабе времени непрерывно контролирует соответствие значения Qфакт уставке Qплан, добиваясь выполнение обязательного условия Qфакт = Qплан, где Qплан - план подготовки осушенного газа, подаваемого УКПГ в МГП.By implementing this process, the automated process control system of the gas treatment plant in real time continuously monitors the compliance of the value Q fact with the set point Q plan , achieving the fulfillment of the mandatory condition Q fact = Q plan , where Q plan is the plan for the preparation of dried gas supplied by the gas treatment plant to the MGP.
Величину уставки Qплан задает диспетчерская служба газодобывающего предприятия (ГДП) и обслуживающий персонал вводит ее в базу данных (БД) АСУ ТП УКПГ.The value of the Q plan set point is set by the dispatch service of the gas production enterprise (GPE) and the maintenance personnel enters it into the database (DB) of the automated process control system of the gas processing plant.
В случае выявления разницы между Qфакт и Qплан АСУ ТП УКПГ выдает задание АСУ ТП ДКС на изменение объема подачи сырого газа на вход УКПГ. АСУ ТП ДКС реализует задание путем управления создаваемым ДКС перепадом давления для подготовки осушенного газа в объеме , обеспечивающего ликвидацию не соответствия текущих значений Qплан и Qфакт АСУ ТП ДКС реализует поставленную задачу изменяя расход сырого газа, проходящего через ДКС и одновременно перераспределяет создаваемый перепад давления между входом и выходом ДКС между ее очередями параллельно работающих ГГПА. Это перераспределение перепада давления АСУ ТП ДКС осуществляет с помощью ПИД-регуляторов и блоков расчета коэффициента пропорциональности для них, реализованных на базе АСУ ТП ДКС. Перераспределение перепада давления АСУ ТП ДКС осуществляет в направлении снижения потребления топливного газа, т. е. повышения общей энергоэффективности ДКС. Для этого АСУ ТП ДКС непрерывно контролирует энергоэффективность Ei каждой i-ой очереди ГГПА ДКС, которую она определяет путем вычисления отношения перепада давления ΔPi, который получают при сжатии газа, перекачиваемого этой очередью, к расходу топливного газа в единицу времени QТГ_i потребляемого этой же очередью, из соотношения:If a difference is detected between Q fact and Q, the process control system of the gas treatment plant issues a task for the automated process control system of the gas treatment plant to change the volume of raw gas supplied to the gas treatment plant inlet. The automated process control system of the booster compressor station implements the task by controlling the pressure drop created by the booster compressor station for the preparation of dried gas in volume , ensuring the elimination of discrepancies between the current values of Q plan and Q fact The process control system of the booster compressor station implements the task by changing the flow rate of raw gas passing through the booster compressor station and at the same time redistributes the created pressure difference between the inlet and outlet of the booster compressor station between its queues of parallel operating gas pumping units. This redistribution of the pressure drop is carried out by the automated process control system of the booster compressor station using PID controllers and blocks for calculating the proportionality coefficient for them, implemented on the basis of the automated process control system of the booster compressor station. The pressure drop is redistributed by the automated process control system of the booster compressor station in the direction of reducing fuel gas consumption, i.e., increasing the overall energy efficiency of the booster compressor station. For this purpose, the automated process control system of the BCS continuously monitors the energy efficiency E i of each i-th stage of the BCS GGPU, which it determines by calculating the ratio of the pressure drop ΔP i , which is obtained by compressing the gas pumped by this line, to the fuel gas consumption per unit time Q TG_i consumed by this in turn, from the relation:
И если в результате сравнения значений Qплан и Qфакт АСУ ТП УКПГ выявит, что (Qплан - Qфакт)>0, то АСУ ТП ДКС устанавливает на вход I1 блоков расчета коэффициента пропорциональности сигнал логическая «единица», что означает необходимость увеличить подготовку осушенного газа . А если АСУ ТП УКПГ выявит, что (Qплан - Qфакт)<0, то АСУ ТП ДКС устанавливает на вход I2 блоков расчета коэффициента пропорциональности сигнал логическая «единица», что означает необходимость уменьшить подготовку осушенного газа . При этом каждый i-ый блок расчета определяет значение коэффициента пропорциональности Кп_i для своего i-ого ПИД-регулятора, управляющего производительностью i-ой очереди ГГПА по следующим формулам:And if, as a result of comparing the values of Q plan and Q fact, the automated process control system of the gas treatment facility reveals that (Q plan - Q fact )>0, then the automated process control system of the BCS sets a logical “one” signal at the input I 1 of the blocks for calculating the proportionality coefficient, which means the need to increase dry gas preparation . And if the process control system of the gas treatment facility detects that (Q plan - Q fact )<0, then the process control system of the booster compressor station sets a logical “one” signal at the input of I 2 blocks for calculating the proportionality coefficient, which means the need to reduce the preparation of dry gas . In this case, each i-th calculation block determines the value of the proportionality coefficient K p_i for its i-th PID controller, which controls the performance of the i-th stage of the GGPU using the following formulas:
если (Qплан - Qфакт)>0, то:if (Q plan - Q fact )>0, then:
а если (Qплан - Qфакт)<0, то:and if (Q plan - Q fact )<0, then:
В этих формулах используют значения и , которые вычисляют для каждого i-ого ПИД-регулятора на основе паспортных данных оборудования i-ой очереди ГГПА и введенных в БД АСУ ТП ДКС перед запуском системы в работу. При этом величину определяют для режима с максимальным значением перепада давления на i-ой очереди ГГПА и учетом допустимого уровня перерегулирования. Величину определяют для режима с минимальным значением перепада давления на i-ой очереди ГГПА с учетом технологических норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом ГГПА, используемых в этой очереди. Значения определяют для каждой i-ой очереди ГГПА экспериментально, при вводе ее в эксплуатацию, а также после каждого профилактического ремонта и периодически по графику, на режимах с максимальным и минимальным перепадом давления, соответственно. Значение текущей энергоэффективности Ei i-ой очереди ГГПА АСУ ТП ДКС определяет в реальном режиме времени по формуле (1). После запуска УКПГ в эксплуатацию изменение и подержание требуемого перепада давления между входом и выходом ДКС АСУ ТП ДКС производит с помощью всей группы ПИД-регуляторов, каждый из которых управляет изменением перепада давления газа, создаваемого управляемой им очередью ГГПА. Для реализации этого АСУ ТП ДКС на вход задания SP всех ПИД-регуляторов подает сигнал уставки Qплан - план подготовки осушенного газа по УКПГ, подаваемого в МГП внешним потребителям. Одновременно с этим АСУ ТП УКПГ на вход обратной связи PV всех ПИД-регуляторов подает сигнал фактического расхода осушенного газа Qфакт по УКПГ, подаваемого в МГП внешним потребителям. Также, одновременно с этим, каждый блок расчета коэффициента пропорциональности подает на вход Kp своего ПИД-регулятора сигнал значения коэффициента пропорциональности Кп_i, который рассчитан блоком либо по формуле (2), либо по формуле (3). И только если одновременно с этим на вход start\stop ПИД-регулятора i-ой очереди ГГПА поступит разрешающий сигнал, который формирует система автоматического управления (САУ) этой очереди ГГПА при условии отсутствия технологических ограничений на разрешение изменить перепад давления на i-ой очереди ГГПА. Вот в этом случае ПИД-регулятор на своем выходе CV формирует управляющий сигнал на увеличение, либо на уменьшение перепада давления газа между входом и выходом очереди, и подает его в САУ очереди ГГПА как задание на увеличение, либо на уменьшение создаваемого ей перепада давления ΔPi.These formulas use the values And , which are calculated for each i-th PID controller based on the passport data of the equipment of the i-th stage of the GGPU and entered into the database of the automated process control system of the booster compressor station before the system is put into operation. At the same time, the value determined for the mode with the maximum value of the pressure drop at the i-th stage of the GGPU and taking into account the permissible level of overshoot. Size determined for the mode with the minimum value of the pressure drop on the i-th stage of the GGPU, taking into account the technological standards and limitations provided for by the technological regulations of the GGPU used in this line. Values determined for each i-th stage of the GGPU experimentally, when putting it into operation, as well as after each preventive repair and periodically according to the schedule, in modes with maximum and minimum pressure drop, respectively. The value of the current energy efficiency E i of the i-th stage of the GGPU ACS TP BCS is determined in real time using formula (1). After the gas treatment plant is put into operation, the change and maintenance of the required pressure difference between the inlet and outlet of the BCS is carried out by the automated process control system of the BCS using the entire group of PID controllers, each of which controls the change in the gas pressure difference created by the GGPU queue it controls. To implement this automated process control system, the BCS sends a signal to the set point SP of all PID controllers, Q plan - a plan for the preparation of dried gas from the gas treatment facility supplied to the MGP to external consumers. At the same time, the automated process control system of the gas treatment plant sends a signal to the feedback input PV of all PID controllers of the actual flow rate of dried gas Q fact for the gas treatment plant, supplied to the MGP to external consumers. Also, at the same time, each block for calculating the proportionality coefficient supplies the signal of the value of the proportionality coefficient K p_i to the input Kp of its PID controller, which is calculated by the block either according to formula (2) or formula (3). And only if, at the same time, a permissive signal is received at the start\stop input of the PID controller of the i-th stage of the GGPU, which is generated by the automatic control system (ACS) of this line of the GGPU, provided that there are no technological restrictions on permission to change the pressure drop on the i-th stage of the GGPU . In this case, the PID controller at its CV output generates a control signal to increase or decrease the gas pressure difference between the input and output of the queue, and submits it to the automatic control system of the GGPU queue as a task to increase or decrease the pressure difference ΔP i created by it .
В результате последовательно работающие очереди ГГПА ДКС обеспечивают подачу на вход УКПГ сырой газ в объеме, необходимом для подготовки валового объема осушенного газа , и при этом реализуют процесс снижения величины этого соотношения As a result, sequentially operating queues of the GGPU BCS ensure the supply of raw gas to the inlet of the gas treatment plant in the volume necessary for the preparation of the gross volume of dried gas , and at the same time implement the process of reducing the value of this ratio
На фиг. 1 приведена укрупненная структурная схема ГП в период компрессорной добычи газа (для простоты изложения сути заявки в каждой очереди показано по одному ГГПА). В этой схеме использованы следующие обозначения:In fig. Figure 1 shows an enlarged block diagram of a gas pumping unit during the period of compressor gas production (to simplify the presentation of the essence of the application, one gas pumping unit is shown in each phase). The following notation is used in this diagram:
1 - коллектор сырого газа;1 - raw gas collector;
2i - датчик расхода топливного газа i-ой очереди;2 i - fuel gas flow sensor of the i-th stage;
3i - САУ i-ой очереди;3i - self-propelled guns of the i-th stage;
4i - ГГПА i-ой очереди ДКС;4 i - GGPU of the i-th stage of the booster compressor station;
5i - датчик перепада давления на i-ой очереди ДКС;5 i - differential pressure sensor on the i-th stage of the booster compressor station;
6 - АСУ ТП ДКС;6 - automated process control system of the DCS;
7 - АСУ ТП УКПГ;7 - automated process control system for gas treatment facility;
8 - УКПГ;8 - CGTU;
9 - датчик расхода осушенного газа на УКПГ;9 - flow sensor of dried gas at the gas treatment plant;
10 - МГП.10 - IHL.
На фиг. 2 приведена структурная схема автоматического распределения перепада давления газа между очередями ДКС в период компрессорной добычи газа на ГП. В ней использованы следующие обозначения:In fig. Figure 2 shows a block diagram of the automatic distribution of gas pressure drop between the BCS queues during the period of compressor gas production at the gas station. It uses the following notation:
11i - сигнал, поступающий с САУ ГГПА 3i на вход start\stop ПИД-регулятора 22i, разрешающий/запрещающий изменить перепад давления газа i-ой очереди ДКС;11 i - signal received from the ACS GGPU 3 i to the start\stop input of the
12 - сигнал, разрешающий повысить перепад давления газа, создаваемый i-ой очередью ДКС;12 - signal allowing to increase the gas pressure drop created by the i-th stage of the booster compressor station;
13 - сигнал, разрешающий понизить перепад давления газа, создаваемый i-ой очередью ДКС;13 - signal allowing to reduce the gas pressure drop created by the i-th stage of the booster compressor station;
14i - сигнал - минимальное значение коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора 22i;14 i - signal - minimum value of the proportionality coefficient for the
15i - сигнал - максимальное значение коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора 22i;15 i - signal - maximum value of the proportionality coefficient for the
16i - сигнал фактической энергоэффективности Ei i-ой очереди ДКС;16 i - signal of actual energy efficiency E i of the i-th stage of the booster station;
17i - сигнал уставки минимального значения энергоэффективности i-ой очереди ДКС;17 i - signal for setting the minimum energy efficiency value i-th stage of the booster station;
18i - сигнал уставки максимального значения энергоэффективности i-ой очереди ДКС;18 i - maximum energy efficiency value setting signal i-th stage of the booster station;
19 - сигнал уставки плана подготовки УКПГ осушенного газа Qплан, подаваемого в МГП;19 - signal for setting the plan for preparing the gas treatment unit for dry gas Q plan supplied to the MGP;
20 - сигнал фактического расхода осушенного газа Qфакт, подаваемого УКПГ в МГП;20 - signal of the actual flow rate of dried gas Q fact supplied by the gas treatment unit to the MGP;
21i - блок расчета коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора 22i;21 i - block for calculating the proportionality coefficient for the
22i - ПИД-регулятор, формирующий задание на изменение перепада давления, создаваемого i-ой очередью ДКС;22 i - PID controller that generates a task for changing the pressure drop created by the i-th stage of the booster compressor station;
23i - сигнал задания на изменение перепада давления, создаваемого i-ой очередью ДКС.23 i - task signal for changing the pressure drop created by the i-th stage of the booster compressor station.
Блоки расчета коэффициента пропорциональности 21 и ПИД-регуляторы 22 реализованы на базе АСУ ТП ДКС 6.Blocks for calculating the
Сырой газ через коллектор сырого газа 1 подают на вход ДКС, где он подвергается компримированию до давления Pвход, обеспечивающего подачу сырого газа на вход УКПГ в объеме, достаточном для выполнения плана Qплан по подаче осушенного газа внешним потребителям и обеспечения своих внутренних потребителей осушенного газа. При вводе в эксплуатацию ДКС имеет всего одну очередь ГГПА. Далее, по мере понижения давления на устье скважин, производят необходимую замену проточных частей нагнетателей, повышая их степень сжатия, вводят в эксплуатацию вторую очередь ГГПА, затем третью очередь и т. д., при необходимости.Raw gas through the
Способ снижения потребления топливного газа последовательно работающими очередями (две и более) газоперекачивающих агрегатов дожимной компрессорной станции реализуют следующим образом.A method for reducing fuel gas consumption by sequentially operating queues (two or more) of gas pumping units of a booster compressor station is implemented as follows.
Давление сырого газа, поступившего через коллектор сырого газа 1 на вход первой очереди ГГПА, повышается до заданного для нее уровня на ее выходе. Далее газ по трубопроводу подают на вторую очередь ГГПА, где он подвергается компримированию до следующего заданного уровня давления. С ее выхода газ по трубопроводу подают на третью очередь ГГПА, где он также подвергается компримированию до заданного уровня давления, и т. д. В результате ДКС повышает давление сырого газа на своем выходе до уровня, обеспечивающего подачу сырого газа на вход УКПГ в объеме, достаточном для подготовки осушенного газа, обеспечивающего потребности как внешних, так и внутренних потребителейThe pressure of the raw gas entering through the
В настоящее время ДКС на НГКМ Крайнего Севера РФ используют не более трех очередей ГГПА. Каждая очередь оснащена датчиком перепада давления газа 5i, регистрирующего ΔPi, создаваемого ею в результате компримирования. С выхода последней очереди ГГПА сырой газ сразу подают на вход УКПГ 8, где его подвергают очистке и осушке в соответствии с СТО Газпром 089-2010. Далее осушенный газ подают по трубопроводу, оснащенному датчиком расхода 9, измеряющим его фактический расход Qфакт, в МГП 10. В качестве газа на собственные нужды и топливного газа для очередей ГГПА используют осушенный газ, отбор которого осуществляют с выхода УКПГ 8 до точки установки датчика расхода 9. Поток топливного газа разделяют и по отдельным трубопроводам, оснащенным датчиком расхода 2i, подают в ДКС для питания приводов i-ой очереди ГГПА 4i. Соответственно, датчик расхода 2i регистрирует расход топливного газа , который потребляет i-ая очередь ГГПА 4i. Кроме этого, на ГП работают: цех регенерации ингибитора, цех регенерации осушителя, котельные и т. д., постоянно потребляющие осушенный газ - газ на собственные нужды в объеме . Таким образом ГП в каждую единицу времени обеспечивает подготовку осушенного газа в объеме, определяемом соотношением: , со строгим соблюдением условия Qфакт = Qплан.Currently, no more than three stages of gas pumping units are used at the oil and gas condensate fields of the Russian Federation. Each line is equipped with a gas differential pressure sensor 5 i that registers ΔP i created by it as a result of compression. From the exit of the last stage of the GGPU, raw gas is immediately supplied to the inlet of
Для этого АСУ ТП УКПГ 7 в реальном масштабе времени непрерывно контролирует разность значений между уставкой Qплан - план подготовки осушенного газа по УКПГ 8, который должны подавать внешним потребителям, т. е. в МГП, и фактическим значением расхода осушенного газа Qфакт, подаваемого в МГП 10. Одновременно с этим УКПГ 8 обеспечивает топливным газом все функционирующие очереди ДКС и потребителей газа на собственные нужды. Их потребность в осушенном газе удовлетворяется полностью, т. к. в противном случае ГП просто остановится. Но эти потребители могут включать и отключать отбор газа на собственные нужды, либо менять его потребление достаточно случайным образом. Естественно, это не должно сказывается на объеме подачи осушенного газа Qфакт в МГП. Именно поэтому АСУ ТП УКПГ 7 должна непрерывно обеспечивать соответствие фактического расхода осушенного газа Qфакт, подаваемого в МГП, уставке плана подготовки осушенного газа Qплан по УКПГ. А это достигается путем воздействия на клапаны регуляторы, стоящие в конце газосборных шлейфов в здании пункта переключающей арматуры (ЗПА) УКПГ 8, и изменением мощности очередей ГГПА, т. е. путем управления объемом подачи сырого газа на вход УКПГ. Соответственно, для этого АСУ ТП УКПГ 7 выдает задание АСУ ТП ДКС 6 на изменение объема подачи сырого газа на вход УКПГ, которое достигается путем управления перепадом давления, создаваемым ДКС. В результате этих операций добиваются подготовки осушенного газа в объеме , ориентируясь лишь на необходимость четкого соответствия друг другу текущих значений Qплан и Qфакт, т. е. равенства Qфакт = Qплан. Очевидно, что подготовка осушенного газа в объеме осуществляется путем изменения перепада давления между коллектором сырого газа и входом УКПГ, т. е. между входом и выходом ДКС. А это, в свою очередь, требует решения задачи эффективного перераспределения перепада давления между ее очередями, реализуемого в направлении снижении их энергопотребления. Управление этим процессом происходит следующим образом.For this purpose, the automated process control system of
АСУ ТП УКПГ, поддерживая план добычи Qплан осушенного газа, подаваемого в МГП, через АСУ ТП ДКС подает на вход задания SP всех ПИД-регуляторов, управляющих производительностью очередей ГГПА, сигнал уставки плана добычи товарного газа Qплан. На вход обратной связи PV этих ПИД-регуляторов АСУ ТП УКПГ одновременно подает сигнал значения фактической подачи товарного газа Qфакт в МГП. Обрабатывая эти сигналы каждый из ПИД-регуляторов в штатном режиме формирует сигнал задания на перепад давления ΔPi добываемого газа при его компримировании i-ой очередью ГГПА с учетом ее энергоэффективности, используя для этого коэффициент пропорциональности Ki значение которого в реальном масштабе времени вычисляет i-ый блок расчета коэффициента пропорциональности. Блок расчета подает его на вход Kp i-ого ПИД-регулятора, к которому он подключен.The automated process control system of the gas treatment facility, supporting the production plan Q plan of the dried gas supplied to the MGP, through the automated process control system of the BCS, sends to the input of the SP task of all PID controllers that control the performance of the GGPU queues, the set signal for the commercial gas production plan Q plan . At the feedback input PV of these PID controllers, the automated process control system of the gas treatment plant simultaneously supplies a signal of the value of the actual supply of commercial gas Q fact to the MGP. By processing these signals, each of the PID controllers in the normal mode generates a task signal for the pressure drop ΔP i of the produced gas when it is compressed by the i-th stage of the GGPU, taking into account its energy efficiency, using for this purpose the proportionality coefficient K i the value of which is calculated in real time by i- th block for calculating the proportionality coefficient. The calculation block supplies it to the Kp input of the i-th PID controller to which it is connected.
Если в результате сравнения выяснится, что (Qплан - Qфакт)>0, то АСУ ТП ДКС 6 устанавливает на вход I1 блоков расчета коэффициента пропорциональности 21 сигнал логическая «единица». Это означает необходимость увеличить поступление сырого газа на вход УКПГ. А если (Qплан - Qфакт)<0, то АСУ ТП ДКС 6 устанавливает на вход I2 блоков расчета коэффициента пропорциональности сигнал логическая «единица». Это означает необходимость уменьшить поступление сырого газа на вход УКПГ.If, as a result of the comparison, it turns out that (Q plan - Q fact )>0, then the automated process
Блок расчета 21i определяет значение коэффициента пропорциональности Kп_i для ПИД-регулятора 22i, управляющего перепадом давления между очередями ГГПА 4i, по следующим формулам:The
если (Qплан - Qфакт)>0, то:if (Q plan - Q fact )>0, then:
а если (Qплан - Qфакт)<0, то:and if (Q plan - Q fact )<0, then:
Значение и вычисляют для каждого ПИД-регулятора 22i на основе паспортных данных оборудования очереди ГГПА 4i и вводят в БД АСУ ТП ДКС 6 перед запуском системы в работу. При этом величину определяют для режима с максимальным значением перепада давления на очереди ГГПА 4, и учетом допустимого уровня перерегулирования, а величину - для режима с минимальным значением перепада давления на очереди ГГПА 4i с учетом технологических норм и ограничений, предусмотренных техническими условиями на ГГПА, используемых в этой очереди.Meaning And calculated for each
Значения и определяют для каждой очереди ГГПА 4i экспериментально, при вводе ее в эксплуатацию, при замене проточных частей нагнетателей, а также после каждого профилактического ремонта и периодически по графику, при режимах с максимальным и минимальным перепадом давления, соответственно (объектно-ориентированный подход).Values And determined for each stage of the GGPU 4 i experimentally, when putting it into operation, when replacing the flow parts of the superchargers, as well as after each preventive repair and periodically according to the schedule, under modes with maximum and minimum pressure drop, respectively (object-oriented approach).
Значение текущей энергоэффективности Еi очереди ГГПА 4i АСУ ТП ДКС 6 определяет в реальном режиме времени, производя необходимые расчеты по формуле (1).The value of the current energy efficiency E i of stage GGPU 4 i is determined by the automated process control system of the
Изменение и подержание требуемого расхода осушенного газа по УКПГ АСУ ТП ДКС 6 производит с помощью всей группы ПИД-регуляторов 22, каждый из которых управляет изменением перепада давления газа, создаваемого управляемой им очередью ГГПА. Для этого АСУ ТП ДКС 6 на вход задания SP всех ПИД-регуляторов 22 подает сигнал 19 - уставка плана подачи осушенного газа Qплан УКПГ 8 в МГП 10. Одновременно с этим АСУ ТП ДКС 6 на вход обратной связи PV всех ПИД-регуляторов 22 подает сигнал 20 - фактический расход осушенного газа Qфакт по УКПГ 8, подаваемого в МГП 10. Также одновременно с этим каждый блок расчета коэффициента пропорциональности 21i подает на вход Kp своего ПИД-регулятора 22i сигнал коэффициента пропорциональности Кп_i, рассчитанный блоком либо по формуле (2), либо по формуле (3). И если одновременно с этим на вход start\stop ПИД-регулятора 22i поступит разрешающий сигнал 11i который формирует САУ ГГПА 3i при условии отсутствия технологических ограничений на разрешение изменить перепад давления на очереди ГГПА 4i, то ПИД-регулятор 22i на своем выходе CV формирует управляющий сигнал на увеличение, либо на уменьшение перепада давления газа между входом и выходом очереди, и подает его в САУ i-ой очереди ГГПА, тем самым выдавая задание на увеличение, либо на уменьшение создаваемого ей перепада давления, т. е. на увеличение или уменьшение подачи сырого газа в УКПГ для производства осушенного газа в объеме , гарантирующего выполнение обязательного условия Qфакт = Qплан.Changing and maintaining the required dry gas flow rate according to the gas treatment plant, the automated process
Повышение и понижение расхода сырого газа по УКПГ 8 для гарантированного выполнения обязательного условия Qфакт = Qплан производят следующим образом:Increasing and decreasing the flow of raw gas at
Если расход газа УКПГ 8 необходимо повысить, т. е. (Qплан - Qфакт)>0, то АСУ ТП ДКС 6 распределяет это повышение расхода в зависимости от текущего значения энергоэффективности Ei каждой очереди ГГПА 4i. Это распределение базируется на значениях вычисленного по формуле (2) коэффициента пропорциональности Кп_i для каждой очереди ГГПА 4i.If the gas flow of the
Если значение вычисленного коэффициента Кп_i по формуле (2) будет ближе к значению уставки , тогда значение энергоэффективности ГГПА 4i Еi, будет ближе к максимальному значению уставки , а если значение Кп_i будет ближе к уставке , тогда энергоэффективность Еi ГГПА 4i будет ближе к минимальному значению уставки , т. е. при повышении расхода сырого газа по УКПГ 8 самое большое повышение перепада давления газа будет у самой энергоэффективной очереди ГГПА 4i.If the value of the calculated coefficient K p_i according to formula (2) is closer to the set value , then the energy efficiency value of the GGPU 4 i E i will be closer to the maximum set value , and if the value of K p_i is closer to the setting , then the energy efficiency E i GGPU 4 i will be closer to the minimum set value , i.e., with an increase in the flow of raw gas at the
Если расход сырого газа по УКПГ 8 необходимо понизить, т. е. (Qплан - Qфакт)<0, то АСУ ТП ДКС 6 распределяет это понижение расхода в зависимости от текущего значения энергоэффективности Еi каждой очереди ГГПА 4i. Это распределение зависит от вычисленного по формуле (3) коэффициента пропорциональности Кп_i для каждой очереди ГГПА 4i. Если значение вычисленного коэффициента Кп_i по формуле (3) будет ближе к уставке , тогда значение энергоэффективность ГГПА 4i Еi будет ближе к максимальному значению уставки , а если значение Кп_i будет ближе к уставке , тогда энергоэффективность Еi ГГПА 4i будет ближе к минимальному значению уставки , т. е. при понижении расхода сырого газа по УКПГ 8 самое большое снижение перепада давления газа будет у самой не энергоэффективной очереди ГГПА 4i.If the raw gas flow rate at the
В итоге необходимый объем подачи сырого газа в УКПГ 8, необходимый для выполнения обязательного условия Qфакт = Qплан, будут поддерживать все очереди ГГПА. При этом, по факту, организован непрерывный итерационный процесс, связанный с индивидуальной энергоэффективностью каждой очереди агрегатов (объектно-ориентированный подход), приводящий к снижению затрат топливного газа на компримирование сырого газа, объем которого обеспечит потребность в осушенном газе и внутренних потребителей ГП, и выполнение плана подачи осушенного газа в МГП. Это также снижает углеродный след в процессе подготовки газа к дальнему транспорту.As a result, the required volume of raw gas supply to
Настройку используемых ПИД-регуляторов проводит обслуживающий персонал в момент запуска системы в работу под конкретный режим работы установки согласно методу, изложенному, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД-регулятор, ресурс: http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.The PID controllers used are configured by maintenance personnel at the time the system is put into operation for a specific operating mode of the installation according to the method set out, for example, in the “Encyclopedia of Process Control Systems”, clause 5.5, PID controller, resource: http://www.bookasutp .ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.
Способ снижения потребления топливного газа последовательно работающими очередями газоперекачивающих агрегатов дожимной компрессорной станции частично апробирован и готовится к внедрению на действующих НГКМ ООО «Газпром добыча Ямбург».A method for reducing fuel gas consumption by sequentially operating queues of gas pumping units of a booster compressor station has been partially tested and is being prepared for implementation at the existing oil and gas condensate fields of Gazprom Dobycha Yamburg LLC.
Применение данного способа позволяет в реальном режиме времени обеспечить перераспределение перепада давления сырого газа между очередями ГГПА ДКС, подаваемого на вход УКПГ, чтобы обеспечить подготовку необходимого объема осушенного газа для удовлетворения потребности в нем внешних и внутренних потребителей. Это перераспределение перепада давления производится с учетом текущей энергоэффективности каждой очереди ГГПА, снижая при этом потребление топливного газа ДКС с учетом текущих параметров разработки месторождения и состояния оборудования ДКС. В результате обеспечивается снижение себестоимости подготовки осушенного газа к дальнему транспорту и уменьшается углеродный след при добыче природного газа.The use of this method makes it possible in real time to ensure redistribution of the pressure difference of raw gas between the stages of the gas compressor compressor station supplied to the inlet of the gas treatment plant in order to ensure the preparation of the required volume of dried gas to meet the demand for it from external and internal consumers. This redistribution of the pressure drop is carried out taking into account the current energy efficiency of each stage of the gas pumping unit, while reducing the fuel gas consumption of the booster compressor station, taking into account the current parameters of field development and the condition of the booster compressor station equipment. As a result, the cost of preparing dried gas for long-distance transport is reduced and the carbon footprint of natural gas production is reduced.
Claims (8)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2819130C1 true RU2819130C1 (en) | 2024-05-14 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2084704C1 (en) * | 1992-06-22 | 1997-07-20 | Компрессор Контролз Корпорейшн | Method for adjustment of compressor station |
| RU2181854C1 (en) * | 2001-06-18 | 2002-04-27 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственная фирма "Система-Сервис" | Method for controlling operation of set of aggregates of compressor shop |
| CN105674054A (en) * | 2014-11-17 | 2016-06-15 | 罗纳德·格兰特·肖莫迪 | Waste gas treatment and transportation for conserving resources and reducing emission |
| RU2591984C1 (en) * | 2015-02-26 | 2016-07-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие федеральный научно-производственный центр "Научно-исследовательский институт измерительных систем им. Ю.Е. Седакова" | Method for control of compressor shop |
| RU2743870C1 (en) * | 2020-06-04 | 2021-03-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines at gas treatment plants of oil and gas condensate fields of northern russia |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2084704C1 (en) * | 1992-06-22 | 1997-07-20 | Компрессор Контролз Корпорейшн | Method for adjustment of compressor station |
| RU2181854C1 (en) * | 2001-06-18 | 2002-04-27 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственная фирма "Система-Сервис" | Method for controlling operation of set of aggregates of compressor shop |
| CN105674054A (en) * | 2014-11-17 | 2016-06-15 | 罗纳德·格兰特·肖莫迪 | Waste gas treatment and transportation for conserving resources and reducing emission |
| RU2591984C1 (en) * | 2015-02-26 | 2016-07-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие федеральный научно-производственный центр "Научно-исследовательский институт измерительных систем им. Ю.Е. Седакова" | Method for control of compressor shop |
| RU2743870C1 (en) * | 2020-06-04 | 2021-03-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic load distribution between low-temperature gas separation lines at gas treatment plants of oil and gas condensate fields of northern russia |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1659294B1 (en) | Compressor control unit and gas turbine power plant including this unit | |
| CN1869532A (en) | Automatic control method for central cold supply system | |
| CN106150996A (en) | The air compressor machine team control control system calculated based on demand gas consumption and method | |
| RU2647288C1 (en) | Method for automatic control of technological process for supply of gas condensate into main condensate line | |
| CN112254237B (en) | Air conditioner circulating water system pressure difference control system | |
| CN113536684A (en) | Intelligent cooperative optimization scheduling method for water taking and supplying pump station of water supply plant | |
| CN109058762B (en) | Gas quantity balanced scheduling method for multi-gas-source natural gas pipeline network | |
| RU2819130C1 (en) | Method of reducing fuel gas consumption by successively operating lines of gas compressor units of booster compressor station | |
| CN109064033A (en) | A kind of tolerance dispatching method of gas distributing system | |
| RU2709045C1 (en) | Method of automatic control of capacity of low-temperature gas separation unit | |
| CN114396327B (en) | Method for adjusting power grid frequency by steam extraction of steam turbine | |
| RU2545204C1 (en) | System of cluster water injection to reservoir | |
| RU2821718C1 (en) | Method of reducing fuel gas consumption by successively operating lines of gas transfer units of booster compressor station in far north of russian federation | |
| JP2023531454A (en) | Method and system for monitoring and controlling a hybrid gas turbine system | |
| RU2819129C1 (en) | Method of reducing fuel gas consumption by parallel operating gas compressor units of booster compressor station | |
| CN110320803B (en) | Method for calculating optimal load-rise rate of ultra-supercritical coal-fired unit | |
| RU2822436C1 (en) | Method of reducing fuel gas consumption by parallel operating gas compressor units of booster compressor station in far north of russian federation | |
| CN116733431A (en) | Optimizing operation of a hydraulic fracturing system | |
| RU2819122C1 (en) | Method for automatic control of productivity of gas fields taking into account their energy efficiency in conditions of the far north | |
| CN111368246B (en) | Condensate pump energy-saving modification evaluation method based on performance actual measurement | |
| CN110048468B (en) | Method and device for distributing unit load of thermal power plant | |
| CN116906142A (en) | Particle swarm optimization-based multi-furnace multi-machine combined operation optimization system for thermal power plant | |
| CN112558560A (en) | Cold volume transmission and distribution dynamic optimization and energy-saving regulation and control system of data center refrigerating system | |
| RU2811812C1 (en) | Method for automatic control of productivity of gas fields, taking into account their energy efficiency in conditions of the far north of the russian federation | |
| RU2463515C1 (en) | Modular compressor station |