Газокомпрессорная станция на месторождении: Компрессорная станция

Содержание

Компрессорная станция попутного газа на Варандейском месторождении – 10 лет надежной эксплуатации в условиях Крайнего Севера

5 августа 2022, 19:22

2 мин

…

Станция состоит из трех газодожимных установок низкого давления и задействована в процессе транспортировки низконапорного ПНГ.

Источник: Пресс служба Энергаз

Москва, 5 авг — ИА Neftegaz.RU. Компрессорная станция (КС) действует на площадке установки подготовки нефти (УПН) Варандейского месторождения с 2012 года. Режим работы КС в составе объекта нефтегазодобывающего комплекса – непрерывный, с плановыми остановами на техническое обслуживание. Станцию поставила и ввела в эксплуатацию компания ЭНЕРГАЗ.

Это технологическое оборудование предназначено для транспортировки попутного газа, поступающего с последней ступени сепарации нефти УПН. КС осуществляет доочистку и компримирование низконапорного ПНГ и обеспечивает его закачку в транспортный трубопровод под давлением 0,5 МПа.

Станция состоит из трех дожимных компрессорных установок (КУ), выполненных на базе винтовых маслозаполненных компрессоров. Объемная производительность каждого агрегата составляет 450 м3/ч, расход газа контролируется специальной двухуровневой системой регулирования.

Заданные параметры перекачиваемого газа по чистоте гарантирует многоступенчатая система фильтрации КУ: защитный стрейнер, входной фильтр-скруббер 1-й ступени очистки, газо-масляный сепаратор 2-й ступени и коалесцирующий страховочный фильтр 3-й ступени.

Линии нагнетания установок оборудованы теплообменными аппаратами (со встроенным сепаратором и сборником конденсата), которые охлаждают компримированный попутный газ и удаляют образовавшуюся при этом влагу. В результате достигается обеспечивается расчетная температура рабочей среды, установленная проектными требованиями, понижается точка росы и исключается выпадение конденсата в ходе транспортировки ПНГ.

Одна из особенностей проекта – практически нулевое давление газа на всасывании (0…0,01 МПа изб.), что было учтено на этапах проектирования и производства. В частности, агрегаты оснащены системой быстродействующих клапанов, которая позволяет своевременно отсекать входной трубопровод от основной магистрали и тем самым предотвращает так называемую «обратную тягу» (выброс масла из маслосистемы во входной фильтр-скруббер).

Проблемы, сопровождающие сжатие ПНГ высокой плотности, который поступает от УПН, решены через повышение в установках рабочих температур масла и газа, а также за счет применения более вязкого масла, имеющего повышенную устойчивость к насыщению тяжелыми углеводородами.

КУ низкого давления специально разработаны для эксплуатации в условиях Заполярья, с учетом удаленности и труднодоступности Варандейского месторождения. При изготовлении оборудования использованы специальные сплавы и антикоррозийные материалы, выполнено резервирование ряда элементов и узлов.

Модульные компрессорные установки размещены в компактных укрытиях блочно-контейнерного типа, полностью автоматизированы, оснащены системами жизнеобеспечения (отопление, вентиляция, освещение) и безопасности (пожарообнаружение и пожаротушение, газодетекция, сигнализация).

СПРАВКА:

Варандейское нефтяное месторождение расположено в Ненецком автономном округе, севернее Полярного круга, в непосредственной близости от береговой линии Баренцева моря. Относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, по величине запасов входит в категорию крупных. Первая скважина пробурена здесь в 1974 году, а в 1985-м в Архангельск был отправлен первый танкер с промышленной нефтью Варандея. Разработку месторождения ведет ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

Установка подготовки нефти «Варандей» предназначена для обезвоживания и обессоливания нефти, поступающей с Варандейского, Торавейского, Тобойского, Мядсейского, Перевозного и других месторождений с целью получения товарной нефти первой группы качества. Кроме того, здесь же производится переработка некондиционной нефти, возвращаемой с берегового резервуарного парка (БРП) и поступающей с концевых сооружений нефтепровода ЦПС «Южное Хыльчую» – БРП «Варандей».

Автор: Е. Данильчук

Источник : Neftegaz.RU

#энергаз
#компрессорная станция
#Варандейское месторождение

Газокомпрессорная станция запущена сегодня на месторождении Корпедже в Туркменистане — oilcapital.ru

14 сентября 2005, 14:57

Сюжет

Туркменистан

Сегодня перечень объектов производственной инфраструктуры месторождения Корпедже, расположенного в Гогерендаг-Экеремском нефтегазоносном районе Туркменистана, пополнился еще одним современным промышленным комплексом, предназначенным для подачи природного газа в межгосударственную магистраль Туркменистан-Иран. Этот крупный инвестиционный проект стоимостью почти 114 млн евро осуществлен Госконцерном «Туркменнефть» совместно с немецкой компанией «Манн Ферросталь Индустрианланген ГмбХ» и ее основным субподрядчиком – Иранской нефтяной проектной и строительной компанией. Оснащенный современным оборудованием, комплекс соответствует самым высоким международным стандартам и помимо газокомпрессорной станции включает в себя работающие на основе новейших технологий установки очистки, осушки и охлаждения «голубого топлива», диспетчерский пункт автоматизированного управления, газотурбинную электростанцию мощностью 8 мегаватт/час, опреснитель воды с резервуарами, административно-бытовое здание и другие объекты.

Мощность станции составляет 4 млрд компремированного газа в год. Кроме природного газа здесь также будет утилизироваться и попутный нефтяной газ. Ввод новой газокомпрессорной станции позволит более полно использовать экспортный потенциал страны в данной области, значительно увеличить объемы и повысить надежность поставок «голубого топлива» в туркмено-иранский газопровод Корпедже — Курт-Куи.

Промышленная разработка нефтяных кладовых Корпедже началась летом 1995 г. Значение месторождения значительно выросло после завершения строительства туркмено-иранского газопровода Корпедже — Курт-Куи. Генеральным подрядчиком реализации этого проекта стоимостью $195 млн выступила Национальная иранская нефте-инжениринговая строительная компания (НИНИСК). Протяженность трубопровода — около 200 км, из которых 135 проходит по территории западного региона Туркмении. Проектная мощность газопровода – 8 млрд куб. м топлива в год. В перспективе она может быть увеличена до 13 млрд куб. м: контракт купли-продажи, заключенный в 1995 г. между Туркменистаном и Ираном, предусматривает поставки углеводородного сырья в северные провинции соседнего государства в течение 25 лет. Ввод в действие этой магистрали состоялся 29 декабря 1997 г. и прошел с участием глав двух соседних государств. Эксплуатационный фонд Корпедже сейчас насчитывает более 100 газовых и нефтяных скважин.

В рамках своего рабочего визита в Балканский велаят в этот же день президент Туркменистана Сапармурат Ниязов посетил месторождение Корпедже, где и принял участие в церемонии ввода в действие нового объекта — газокомпрессорной станции. Об этом сообщает Turkmenistan.ru.

#Новости#Туркменнефть#Туркменистан#Месторождения#Рынки#Денис Объедкин

Подпишитесь

Газ без Союза

Вчера, 11:00

Отобрать ПХГ, трубу и НПЗ — это норма, это Европа!

15 декабря 11:11

Журнал «Нефть и Капитал», декабрь 2022

14 декабря 11:43

Алексей Громов: Хорошо, что не поддержали введение предельного уровня скидки

13 декабря 13:00

Охрана объектов ТЭК: будьте реалистами — требуйте невозможного!

13 декабря 09:55

Финансовые результаты транснациональных компаний ударятся о «потолок»?

12 декабря 10:22

Газокомпрессорная станция | Sargent & Lundy

View Business Contact

Газовая компрессорная станция

Объем работ Sargent & Lundy включал подробное проектирование и проектирование, закупки и поддержку строительства на месте эксплуатации

Напечатать эту страницу

Газовая компрессорная станция
. Район Великих озер. )
Клиент: Confidential Utility

Основные характеристики проекта:

Мощность станции (л.с.): 18 750 л.с.
ДВИГАТЕЛЬ: General Electric Waukesha 12V275GL+
Тип компрессора: возврат
Компрессор: Neuman & Esser
Топливо: природный газ

Средства: Компрессор. помещения, диспетчерская станции и административные помещения) — 11 000 кв. футов. Данная газокомпрессорная станция представляет собой станцию передачи природного газа в сети трубопроводов компании, которая получает газ из четырех трубопроводов, два из которых принадлежат клиенту и два принадлежат межгосударственной транспортной трубопроводной компании, и возвращает газ в эти же трубопроводы в дополнение к подаче локальная распределительная сеть.

Газокомпрессорная станция представляет собой двухступенчатую компрессорную станцию передачи природного газа с обслуживающим персоналом, состоящую из восьми газоперекачивающих агрегатов мощностью 1000 л. с., четырех компрессорных агрегатов мощностью 1000 л.с. и одного компрессорного агрегата мощностью 3000 л.с. в двух отдельных зданиях, Завод 1 и Завод 2.

Проект состоит в замене двух существующих компрессорных установок третьей новой установкой, Заводом 3. В целом проект состоит из двух этапов. Фаза 1, уже завершенная, добавляет две новые компрессорные установки, установленные во временном месте и подключенные к существующему объекту. Эти две компрессорные установки были введены в эксплуатацию осенью 2017 г.

Этап 2 состоит из совершенно новой автономной газокомпрессорной станции. Новая станция будет иметь пять поршневых компрессорных агрегатов и сможет работать полностью в автоматическом режиме. Задачей Sargent & Lundy на этапе 2 является выполнение детального проектирования и поддержка пуско-наладочных работ.

Проект будет поддерживать строительство Фазы 2 в два этапа. На первом этапе будут установлены и введены в эксплуатацию первые три компрессора. Два блока временной установки Фазы 1 будут перемещены на новый завод 3 на этапе 2. Проект позволит обеспечить безопасную изолированную работу первых трех блоков во время строительства двух последних блоков.

Компрессорная установка двигателя состоит из промышленного двигателя, работающего на природном газе (GE Waukesha 12V275GL+), который приводит в движение пять промышленных высокоскоростных отделяемых поршневых компрессорных агрегатов Neuman & Esser мощностью 3750 л. с. каждый.

СПАСИОДНЫЕ ПЕРЕПЛОНА:

Премия Проекта: 2016
Engineering Полность: 2018
GWC / Награда / Строительство Старт: 2018

Фаза. Сервисы.

Печать на этой стр.

Контакт:

Джеймс Мэлоун

Директор по разработке бизнеса

312-269-6890

Электронная почта

ПЕЧАТЬ ЭТОГО СТРАНИЦА

СТАТИЗЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СТАТИВНЫЕ СТАТЫ

Многие. использовать несколько центробежных компрессоров с приводом от газовой турбины. Эксперты компании Solar Turbines описывают различные методы оптимизации и иллюстрируют возможности методов, сочетающих оптимизацию турбомашин и гидравлики трубопроводов.

Оптимизация топлива для компрессоров должна учитывать характеристики применения, а также характеристики задействованных приводов и компрессоров.

В настоящем исследовании делается попытка дать обобщенное представление, включающее рассмотрение оборудования на станции. Я также могу включить поведение всей системы сжатия, используя в качестве примера трубопровод с несколькими компрессорными станциями. Рассматриваются различные режимы управления компрессором и вводятся как очень простые, так и более сложные понятия.

В данной статье предполагается, что двухвальные газовые турбины используются в качестве приводов, а центробежные компрессоры — в качестве приводного оборудования. Он рассматривает влияние изменения КПД газовой турбины в зависимости от нагрузки и скорости.

Доступная мощность газовой турбины зависит от условий окружающей среды, а также от скорости силовой турбины. Кроме того, КПД газовой турбины зависит от нагрузки газовой турбины с наилучшей теплоотдачей при полной нагрузке.

Компрессор с приводом для рассматриваемых применений обычно представляет собой центробежный компрессор, который напрямую или через редуктор с фиксированным передаточным числом соединен с силовой турбиной. Поэтому изменение его скорости является наиболее эффективным и действенным способом управления работой компрессора.

Следует отметить, что «управление путем изменения скорости» не означает «управление скоростью». Режим управления обычно применяется к параметру процесса, например давлению всасывания, давлению нагнетания или расходу. Любое отклонение от контролируемого параметра приведет к корректировке выходной мощности двигателя, что приведет к изменению скорости компрессора.

Возможны различные способы распределения нагрузки, если на станции работает несколько блоков. Два часто используемых метода заключаются в том, чтобы либо удерживать все двигатели при одинаковой относительной нагрузке, либо удерживать все приводные компрессоры на одинаковом расстоянии от их помпажной линии, то есть с одинаковым диапазоном регулирования. Диапазон регулирования определяется как расстояние от рабочей точки компрессора до линии помпажа при постоянном напоре.

Рабочая точка приводного компрессора определяется системой, в которой он работает. Система, например трубопровод до и после компрессорной станции, возлагает давление на всасывание и нагнетание на компрессор. И компрессор реагирует на это, исходя из имеющейся мощности, с определенным расходом.

Поток, в свою очередь, может изменить давление всасывания и нагнетания, которое система оказывает на компрессор. В некоторых системах расход сильно влияет на уровни давления, так как потери давления в трубопроводах напрямую связаны с расходом по этим трубопроводам. В других системах давление всасывания и нагнетания может незначительно изменяться в зависимости от расхода.

Минимизация расхода топлива — не единственная используемая цель оптимизации. Другие характеристики, которые играют роль, включают максимальную доступность, возможно, также для краткосрочных событий, что приводит к частичной загрузке блоков в ожидании быстрого увеличения нагрузки (в мире производства электроэнергии это называется вращающимся резервом). Другими требованиями могут быть минимизация количества пусков или минимизация часов работы.

При планировании компрессорной станции или нескольких связанных компрессорных станций в трубопроводе необходимо принять во внимание определенные соображения. Первое соображение связано с возможностью справляться с изменениями пропускной способности во всех временных масштабах, то есть ежечасно, ежедневно, сезонно.

Необходимо учитывать контрактные требования и обязательства, такие как давление и объемы в точках перекачки. Второе соображение касается того факта, что номинальная пропускная способность трубопровода может увеличиться, когда дополнительные потребители потребуют увеличения поставок природного газа. На самом деле, многие новые трубопроводы начинаются с пропускной способности 50 и менее процентов и вырастают до полной мощности в течение нескольких лет или рассчитаны на легкое расширение.

В других применениях, например, при установке вверх по течению, также будут наблюдаться изменения давления всасывания и расхода из-за снижения полей.

Общая стоимость владения отражает стоимость установки, эксплуатации и вывода станций из эксплуатации. В то время как первые два соображения отражают возможность получения дохода, последний фокусируется на необходимых затратах. Эти затраты (ci) могут возникнуть в любой момент времени при монтаже, эксплуатации и выводе станции из эксплуатации. Снижение доходов в результате простоя оборудования является важным элементом общей стоимости владения.

Исследования в начале процесса планирования обычно оценивают размер станции. Для трубопроводов отправной точкой является расстояние, которое должен пройти трубопровод, и количество газа, которое необходимо транспортировать. Затем исследования по оптимизации оценят влияние диаметра трубы, рабочего давления, количества компрессорных станций.

Компромиссы включают стоимость трубы, стоимость компрессорного оборудования и стоимость эксплуатации для различных вариантов. Трубы большего размера снижают мощность сжатия, которую необходимо установить, но увеличивают стоимость трубы.

Расположение станций ближе друг к другу снижает количество устанавливаемой мощности и снижает стоимость топлива, но увеличивает требования к техническому обслуживанию. На Рисунке 1 показан результат такой оценки с рекомендацией для 28-дюймовой трубы и степени повышения давления компрессорной станции примерно от 1,3 до 1,4.

Рис. 1. Результаты оптимизации конвейера

Изменение рабочих условий
В то время как некоторые компрессорные станции работают более или менее при постоянной нагрузке, на многих установках рабочие условия сильно колеблются. Эти колебания теоретически предсказуемы на этапе планирования.

Задайте зависимость эффективности водителя от нагрузки. Станция, работающая в широком диапазоне нагрузок, часто будет работать с частичной нагрузкой, что приведет к более высокому расходу топлива. То есть, если у вас нет нескольких блоков с возможностью отключения блоков, а не работы с частичной нагрузкой.

Сначала мы обсудим желаемое количество компрессоров на станции в зависимости от диапазона колебаний нагрузки. Затем мы обсудим влияние изменения температуры окружающей среды. Поскольку выходная мощность двигателя изменяется в зависимости от температуры на входе, даже при постоянном расходе станции (то есть когда компрессоры потребляют постоянную мощность), нагрузка двигателя (относительно их максимально доступной мощности) может колебаться при изменении температуры окружающей среды.

Сравнение влияния изменчивости
Вариант A (рис. 2) для станции с большими колебаниями нагрузки демонстрирует явное преимущество станций с несколькими блоками. Поскольку меньшие блоки большую часть времени работают ближе к полной нагрузке, в результате расход топлива ниже, чем на станциях с одним блоком. Это верно для обоих наклонов эффективности при частичной нагрузке, даже если меньшие блоки достигают более низкой базовой эффективности, чем более крупные блоки. Практически во всех случаях станция с тремя или четырьмя агрегатами минимизирует расход топлива. Дополнительные единицы не дают дополнительных преимуществ.

Случай B, типичный для крупных трубопроводов с небольшим количеством отводов, дает другую картину. Сравнение рисунка 3 показывает, что вывод об оптимальном количестве станций сильно зависит от базовой эффективности задействованных пакетов. Если меньшие агрегаты имеют такую же конструктивную эффективность, как и более крупные агрегаты, то предпочтительнее станция из трех агрегатов. Если мы предположим более низкую эффективность для меньших блоков, чем для более крупных блоков, то одно- или двухблочная станция потребляет меньше топлива.

На обоих рисунках 6 и 7 различаются газовые турбины с более крутым (серия 2) и менее крутым снижением (серия 1) КПД при частичной нагрузке. На обоих рисунках слева предполагается преимущество в эффективности для более крупных блоков. Минимальное потребление топлива также подразумевает минимальное производство CO2.

Рис. 2. Случай A демонстрирует явное преимущество многоблочных станций

Рис. 3. Вариант B показывает, что оптимальное количество станций сильно зависит от базовой эффективности задействованных пакетов.

Следует еще раз подчеркнуть, что выход из строя станции может привести к значительному увеличению затрат из-за упущенной выгоды, а не из-за стоимости топлива в течение всего года. Резервный блок значительно снижает воздействие. Если на станции используется несколько блоков, то недоступность одного из этих блоков оказывает меньшее влияние на количество газа, которое может быть добыто. Следует признать, что вероятность того, что одна из четырех единиц выйдет из строя, выше, чем вероятность того, что одна из двух единиц выйдет из строя.

Рис. 4. Два агрегата против трех, возможность отключения агрегата

Помимо колебаний требуемой мощности компрессора, мы также сталкиваемся с ситуациями, когда температура окружающей среды сильно колеблется, особенно между летними и зимними условиями.

Ситуация при низких температурах окружающей среды может привести к полному отключению агрегата, в зависимости от количества агрегатов на станции. Работающие компрессоры будут иметь больший расход (Рисунок 4), если поток на станции будет поддерживаться.

На рис. 4 показано преимущество небольших блоков (три блока на станции) по сравнению с более крупными блоками (два блока на станции). Станция с тремя блоками может обеспечить отключение блока. Тем не менее, оставшийся в работе компрессор не сможет справиться с возросшим потоком для станции с двумя агрегатами. Останов агрегатов вместо работы агрегатов с частичной нагрузкой оказывает положительное влияние на расход топлива (рис. 5) и затраты на техническое обслуживание (на остановленном агрегате не начисляются часы работы, а на агрегате, работающем с частичной нагрузкой).

Рисунок 5: Останов агрегатов вместо запуска агрегатов с частичной нагрузкой положительно влияет на расход топлива

В случаях, когда условия эксплуатации значительно меняются со временем, что часто встречается при установке вблизи нефтяных или газовых месторождений, можно рассмотреть концепции, использующие преимущества гибкости упаковки.

В примере (рис. 6) показана ситуация на падающем газовом месторождении, где расход газа и давление всасывания со временем упали.

Было запланировано добавление еще одного компрессора к линии для компенсации снижающегося давления всасывания и, как следствие, увеличение степени сжатия, поэтому раму подготовили для размещения дополнительного корпуса компрессора. Вместе с целевыми переустановками, которые позволили повторно использовать существующее аэродинамическое оборудование, был охвачен широкий диапазон условий эксплуатации (рис. 6).

Рис. 6: Месторождение газа, снижающееся с течением времени, где расход газа и давление всасывания упали (сверху и снизу)

Оптимизация основных операций
Простые, но очень эффективные методы включают концепцию равномерной загрузки всех задействованных модулей и запуска наименьшего количества необходимых модулей.

Недостатком этого подхода является то, что при последовательном выполнении количество пусков и остановок агрегатов может увеличиться. Равномерная загрузка агрегатов может быть достигнута либо путем запуска всех компрессоров на одинаковом расстоянии от соответствующих им помпажных линий, либо путем запуска всех газовых турбин с одинаковыми настройками нагрузки, например, путем выравнивания скорости их газогенераторов относительно скорости на полном ходу.

Дополнительные соображения необходимы, если задействованные блоки различаются по размеру и рабочим характеристикам. Многие компрессорные станции сочетают в себе агрегаты разного размера и года изготовления. Новые блоки могут быть менее дорогими в эксплуатации, могут иметь более высокую эффективность использования топлива и могут быть больше (с точки зрения выходной мощности) по сравнению со старыми блоками. Одной из ключевых задач может быть перенастройка компрессоров старых агрегатов, чтобы иметь возможность внести свой вклад в работу станции по разумной цене. Для целей настоящего исследования мы предполагаем, что это произошло.

Более сложные методы включают моделирование целых систем. Например, трубопровод с несколькими компрессорными станциями и несколькими компрессорными установками на станцию) с использованием численного моделирования.

Вот пример простой, но очень эффективной схемы. Предположим, у нас есть компрессорная станция с одним большим агрегатом (КС) и тремя меньшими агрегатами (ТС), которые работают параллельно. Для простоты меньший блок производит половину мощности большего блока:

А компрессоры представляют собой аэродинамические весы, таким образом сохраняя аэродинамическое сходство. Параллельная работа заставляет все агрегаты работать при одинаковом давлении всасывания и нагнетания. Исходя из вышеизложенного, общая располагаемая мощность станции P = 5 PTC.

Теперь мы можем определить различные шаги нагрузки:

Шаг 1 P=PTC;

Этап 2 P=PKC или P=2 PTC;

Этап 3 P=PKC + PTC или P=3 PTC;

Этап 4 P=PKC + 2PTC, и;

Этап 5 P=PKC + 3PTC.

Для всех потребностей в мощности, которые выше, чем у шага n, но ниже, чем у шага n+1, работающие блоки загружаются одинаково.

Чтобы решить, какие варианты следует использовать для шагов 2 и 3, необходимо принять дополнительные меры. Одним из соображений может быть стоимость обслуживания. Вполне может быть, что большая установка требует меньших затрат на техническое обслуживание в расчете на час работы, чем две меньшие единицы. Точно так же, если более крупная единица более эффективна, чем малые единицы, можно выбрать запуск более крупной единицы на шагах 2 и 3.

Другим вариантом может быть анализ типичного цикла загрузки станции. Если нагрузка, как правило, выходит за пределы шага 3 относительно быстро, может оказаться выгодным запустить большой блок на шаге 2. Если нагрузка часто просто остается между шагами 1, 2 и 3 (как в случае со станциями, которые имеют сезонно более низкие нагрузки). ), то эти Шаги могут лучше выполняться меньшими подразделениями.

Моделирование в этом разделе предполагает рабочие точки компрессора при постоянном напоре. Таким образом, расход изменяется в зависимости от количества энергии, подаваемой на компрессор. При моделировании учитывается изменение эффективности компрессора и рабочей скорости. Кроме того, выходная мощность газовой турбины и тепловая мощность регулируются в зависимости от частоты вращения и нагрузки силовой турбины. Доступная мощность основана на реальных условиях площадки.

Рассматриваемая станция анализируется на основе одного или двух компрессорных агрегатов мощностью 15 МВт (20 000 л.с.) и 22,5 МВт (30 000 л.с.) (рис. 7).

Предполагается, что установки мощностью 22,5 МВт (30 000 л.с.) имеют более высокий общий КПД, чем установки мощностью 15 МВт (20 000 л.с.). Индивидуальные газовые турбины используются для очень малых расходов. С увеличением расхода количество используемых комбинаций увеличивается с двух блоков мощностью 15 МВт (20 000 л.с.) до одного блока мощностью 15 МВт (20 000 л.с.) и одного блока мощностью 22,5 МВт (30 000 л.с.) и, наконец, до двух блоков мощностью 22,5 МВт (30 000 л.с.). Существует перекрытие между различными конфигурациями. Добавление агрегата изначально увеличивает расход топлива, так как два агрегата теперь работают с частичной нагрузкой вместо одного агрегата с полной нагрузкой.

Рисунок 7: Различные комбинации оборудования в работе, зависимость расхода топлива от расхода сжатого газа

Аналогичным образом, для всех случаев с более высоким расходом целесообразно запускать комбинации агрегатов до их полной грузоподъемности, прежде чем включать дополнительные или более крупные агрегаты.

На рис. 8 показаны результаты моделирования для различных методов управления на компрессорной станции с двумя компрессорными агрегатами разной мощности (блок 1 мощностью в 1,5 раза больше, чем блок 2). Сравниваются случаи, когда блоки одинаково загружены (с ведущим либо малым, либо большим блоком) или когда они контролируются для одинакового диапазона.

Рисунок 8: Выравнивание нагрузки. Равная нагрузка с ведущим двигателем мощностью 15 МВт или 22,5 МВт по сравнению с равным диапазоном регулирования для компрессора.

Равномерная нагрузка обычно достигается за счет регулирования скорости газогенератора газовой турбины. Расход топлива для определенного расхода станции примерно одинаков для любого метода управления. Существует значительное преимущество метода с равным динамическим диапазоном при низких и высоких расходах, когда метод с равной нагрузкой ограничен либо линией помпажа на одном блоке, либо максимальной скоростью на другом.

Регулировка динамического диапазона имеет более широкий допустимый диапазон расхода, поскольку она больше привязана к картам компрессора, и первоначально выбор компрессора производился на основе оценки динамического диапазона, а не нагрузки двигателя. Возможно найти компрессоры, которые обеспечат такой же рабочий диапазон, если мы занимаемся проектированием станции и если есть конкретный запрос на поиск оптимизированного решения, основанного на равном распределении нагрузки. Тем не менее, может быть проще просто использовать динамическую коррекцию.

Оптимизация, включающая несколько, но соединенных между собой компрессорных станций, требует моделирования соединительных труб, а это означает, что необходимо учитывать гидравлику трубопровода. Это приведет к ряду ограничений для отдельной компрессорной станции, которые не очевидны на уровне станции. Ключевой особенностью является то, что для трубопровода поток в трубопроводе и давление на станции не являются независимыми. Это означает, что если поток через трубопровод увеличивается, степень повышения давления для компрессорной станции должна увеличиваться.

Центробежные компрессоры с регулируемой скоростью идеально подходят для этого типа рабочих характеристик. Это связано с тем, что все точки устойчивого состояния могут быть помещены рядом с коэффициентом полезного действия компрессора, в то время как широкий диапазон допускает подходящие отклонения, вызванные неустановившимся режимом работы. Даже при значительных изменениях нагрузки (например, при изменении нагрузки привода с 50% до 100% менее чем за минуту) компрессор не будет работать с постоянным напором и изменяющимся расходом более чем на несколько секунд.

На рис. 9 показана схема такого трубопровода заданной длины (Ltot), пяти компрессорных станций (станции с 1 по 5) примерно на равном расстоянии и бокового потока, входящего в магистраль непосредственно перед станцией 3.

При моделировании учитывается потребление топлива каждой из пяти станций, а также линейный пакет (т. е. газ, хранящийся в самой трубопроводной системе). Известны геометрия трубопровода (диаметр, шероховатость), максимально допустимое рабочее давление (МДРД), отметки площадки и местные температуры окружающей среды.

Рис. 9: Схема трубопровода, учитывающая расход топлива каждой из пяти станций, а также линейный блок

На компрессорных станциях используются различные центробежные компрессоры, все они приводятся в действие двухвальными газовыми турбинами. Повторное использование отдельных блоков, а также отключение отдельных блоков возможно и должно рассматриваться как часть моделирования. Также можно обойти всю станцию. Сводная информация об установленных блоках представлена в Таблице 1.

В качестве отправной точки исследования использовались фактические условия эксплуатации всех агрегатов. В этой ситуации работали все агрегаты, кроме двух, на станции 5, и все они с относительно низкой нагрузкой (таблица 2). Оптимизированный сценарий потреблял 74% топлива по сравнению с исходной ситуацией.

Двумя основными факторами являются меньшее количество агрегатов, работающих при более высокой нагрузке, и в целом более низкая скорость газа в трубе (рис. 10), что значительно снизило потери давления. Это было достигнуто путем запуска второй станции с большим количеством блоков при более высокой нагрузке. Более высокая нагрузка на станции 2 была достигнута за счет работы с более высоким напором, несмотря на то, что она находилась в режиме рециркуляции.

Таблица 1: Установленная мощность

Станция	Количество единиц	Класс мощности блоков (МВт)	Общая установленная мощность (МВт)
1	0	0	0
2	2	14,5	2,9
3	2	15,3	30,9
4	2	15,3	30,9
5	5	3 шт. 6 1 шт. 7,8 1 шт. 11.2	37

Рисунок 10: Оптимизация расхода топлива. Перенос нагрузки между станциями позволяет снизить скорость потока и падение давления в трубопроводе.

Помимо оптимизации гидравлики трубопровода, также можно увидеть, что рецепт, данный в предыдущем разделе, похоже, приблизительно воспроизводится численной оптимизацией.

Таблица 2: Нагрузка станции

Станция	Количество работающих блоков	Средняя нагрузка погонных единиц	Количество работающих блоков (оптимизированных)	Нагрузка погонных единиц (оптимизированная)
1	0	н/д	0	н/д
2	2	56%	2	70%
3	2	57%	1	94%
4	2	63%	1	83%
5	3	96,6%	1	97%

Понимание поведения турбомашинного оборудования и системы в целом позволяет использовать соответствующие методы для топливной и эксплуатационной оптимизации на уровне станции и для целых трубопроводов. Оптимизация может и должна происходить как при планировании системы, так и при эксплуатации системы.

Ключевые факторы влияния на этапе планирования включают количество станций и блоков, основанное на оценках изменчивости условий эксплуатации. Изменчивость будет происходить в различных временных масштабах.

Во время операции относительно простые правила могут быть получены на основе концептуального понимания или оценки более сложных исследований. Описанные концепции работают, даже если единицы не идентичны, и могут полностью основываться на измеряемых параметрах.

Задача состоит в том, чтобы управлять агрегатами так, чтобы определенные рабочие параметры, например расход топлива, были оптимизированы. Система управления должна полагаться на измеряемые параметры, даже если параметры, которые не измеряются напрямую (например, состав газа для компрессора), изменяются во время работы.

Методы управления всеми компрессорами для одного диапазона регулирования обеспечивают хорошие результаты в отношении эффективности и рабочего диапазона по сравнению с управлением всеми газовыми турбинами для одной и той же нагрузки.