Технология компримирования газа на ПХГ к.т.н. Воронцов М.А. • На территории Российской Федерации расположены 22 подземных хранилища с объемом оперативного резерва свыше 72 млрд куб. м газа и максимальной потенциальной суточной производительностью в начале сезона отбора 2017/2018 гг. - 805,3 млн куб. м. Компрессорные станции подземных хранилищ газа применяются: - для повышения давления газа от давления в магистральном газопроводе до давления в пласте ПХГ в период компрессорной закачки газа в ПХГ; - для повышения давления газа от давления в пласте до давления в магистральном газопроводе в период компрессорного отбора газа. http://www.gazprom.ru/about/production/underground-storage/ Компрессорная станция ПХГ Закачка газа Природный газ из магистрального газопровода (1) по соединительному газопроводу (2) поступает на территорию подземного хранения газа (3). Подается на установку очистки газа (4), где из потока выделяются жидкие и механические примеси. Далее газ поступает в компрессорный цех (5), где происходит его компримирование. После сжатия происходит процесс охлаждения газа на станции АВО (7). Далее газ поступает на газораспределительный пункт (8), где измеряется расход по каждой скважине и производится распределение газа по эксплуатационным скважинам (10), через которые газ нагнетается в пласт. Отбор газа технологически представляет «обратный» процесс закачки Примечание: аналогичен технологическому процессу добычи газа из газовых месторождений, с одним существенным отличием: весь активный газ отбирается за период 60-180 суток. Особенности технологии на КС различного технологического назначения 1 1 0,95 0,95 Декабрь Ноябрь Октябрь Сентябрь Август Июль Июнь Май Апрель Март Февраль 0,9 Январь 0,9 1 1 давление нагнетания ДКС 0,9 0,9 0,8 0,8 производительност ь 0,7 0,6 0,6 0,5 0,5 0,4 0,4 давление на входе ДКС 0,3 0,3 0,2 0,2 0,1 0,1 1 2 3 Технологические параметры Технологическое назначение ЛКС повышения давления для компенсации гидравлических потерь при его транспортировке по МГП ДКС повышение давления природного газа непосредственно на промысле для его последующей подачи в МГП 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 год Особенности режимов работы КС Тип технологической схемы 5,5-9,8 (12) Практически постоянные режимы работы Параллельная, параллельнопоследовательная 5,5-9,8 (12) Непрерывно изменяется в течении всего срока эксплуатации Параллельнопоследовательная Отношение давлений давления на выходе, МПа 1,25-1,7 1,44-11,0 0,7 Производительность, млн.м3/сут давление нагнетания ДКС Давление, МПа давление на входе производительность Тип КС Характерное изменение режимов работы ДКС 1,05 Снижение производительности, доли Снижение давления, доли Характерное изменение режимов работы ЛКС 1,05 МГП – магистральный газопровод; КС – компрессорные станции; ЛКС – линейные КС; ДКС – дожимные КС; 4 Дожимные КС 9,2 % Общие технологические функции компрессорных станций (КС) – обеспечить подачу необходимого количества газа потребителю с заданным давлением КС ПХГ 1,6 % Основное технологическое оборудование КС – газоперекачивающий агрегат (ГПА) (компрессорная установка) Линейные КС 89,2 % Газовый компрессор Привод газового компрессора Схема ГПА 5 Газовый компрессор технологическая функция – обеспечить повышение заданного количества газа от одного значения давления до другого значения По принципу действия Динамические: осевые, центробежные Объёмные: поршневые, винтовые, роторные Поршневые Винтовые 6 Принципы классификации газового компрессора По принципу действия по рабочим параметрам 1.Производительность; 1. Объёмные (поршневые, винтовые, роторные) 2. Отношение давлений; 2. Динамические (центробежные, осевые, 3. Давление нагнетания; осерадиальные, меридиональные) 4. Тип рабочей среды 3. Струйные 5. Мощность 6. Частота вращения По типу корпуса 1. С горизонтальным разъёмом 2. Баррель По количеству корпусов, секций По типу уплотнений По типу опор 1. Одно-корпусный 1. Масляные 1. Масляные 2. Одно-секционный 2. Магнитные 2. Сухие 3. Двух (трёх и т.п) корпусный 4. Двухсекционный однокорпусный 3. Газовые 7 Применяются типы приводов: газотурбинный двигатель (ГТД); электродвигатель; поршневой двигатель (ПД). Электрический 12,1 % Поршневой 0,5 % Газотурбинный 87,4 % Тип привода Достоинства-Недостатки Поршневой Более высокий КПД (≈ до 42%) и эффективность на переменном режиме работы по сравнению с ГТД. Но более низкая надёжность, более высокая металлоёмкости и меньшая агрегатная мощность (до 6 ,0 МВт– 8,0 МВт) электродвигатель Высокая надёжность, высокая эффективность (КПД до 96%), в том числе и на переменном режиме работы, отсутствие вредных выбросов. Но необходим доступный источник электроэнергии. Газотурбинный Более высокая надёжность и меньшая металлоёмкость по сравнению с ПД . Высокая агрегатная мощность (до 32,0 МВт и более). Меньший КПД (≈ до 35-36%) ) и эффективность на переменном режиме работы по 8 сравнению с ПД. Поршневые ГПА Газомотокомпрессор 8ГК 9 Поршневой компрессор типа ПК32 Структура парка компрессорного оборудования В настоящее время центробежные газовые компрессоры (ЦБК) составляют основу парка компрессоров, применяемых в составе ГПА (99 %) на КС объектов добычи и транспортировки природного газа ОАО «Газпром». Помимо технологического назначения объекта применения (ЛКС, ДКС, КС ПХГ) применяемые ЦБК различаются по ряду технико-технологических показателей: •тип приводного двигателя (газотурбинный двигатель, электродвигатель); •давление на нагнетания; •отношение давлений; •единичная мощность (4,0-6,3-10-16-25-32 МВт ); •особенностям конструктивного исполнения основных элементов. Типы привода, % Электрический 12,1 % Поршневой 0,5 % Газотурбинный 87,4 % Технологические параметры Конструктивные особенности Тип КС Тип привода Отношение давлений давления на выходе, МПа Единичная мощность Подшипники Уплотнения Корпус ЛКС ГТД, ЭД 1,25-1,35-1,44-1,7 5,5-9,8 (12) 4,0-6,3-10-16-2532 М, МД СГУ «Баррель», с горизонтальным разъёмом М, СГУ «Баррель», с горизонтальным разъёмом ДКС ГТД 1,44-2,2-3,0 (5,0) 5,5-10,0 6,3-10-16-25 М – масляные, МД – магнитодинамические, СГУ – сухие газодинамические уплотнения 10 М Особенности режима работы КС ПХГ Закачка газа происходит при переменном давлении и расходе закачиваемого газа. Компрессорные станции на ПХГ с компрессорными закачкой и отбором должны иметь большой диапазон регулирования подачи - от 5 % в период первоначального заполнения до 100 % при проектной приемистости коллектора. Диапазон рабочих давлений КС определяется пластовым давлением, давлением в подводящем газопроводе и потерями давления в пласте, скважинах и шлейфах. Процесс хранения включает системный технологический, геологический и экологический контроль за объектом хранения газа и созданными производственными фондами. Отбор газа из подземного хранилища является практически таким же технологическим процессов, как и добыча газа из газовых месторождений, с одним существенным отличием: весь активный газ отбирается за период 60-180 суток. КC компрессорных станций ПХГ характеризуется: - цикличным режимом работы в годовом «разрезе», связанный с необходимостью непрерывно повышать, а потом снижать отношение давлений. - годовой цикл эксплуатации компрессорных станций подземных хранилищ газа (КС ПХГ) практически исключает применение сменных проточных частей (СПЧ) в период компрессорной закачки (или отбора) газа, если это не связано с наращиванием максимального уровня пластового давления газа на создаваемых ПХГ или с модернизацией газоперекачивающих агрегатов (ГПА). На КС ПХГ нашли применение следующие технологии компримирования газа: - одноступенчатое компримирование газа; компримирование газа двумя компрессорными цехами (КЦ) с возможностью их переключения на последовательную или параллельную схему работы; - компримирование газа в двухсекционных компрессорных установках, с возможностью включения секций компрессоров по параллельно-последовательной схемы за счет внешнего переключения запорно-регулирующей аппаратуры. Технологическая схема компримирования газа в одну ступень сжатия Одноступенчатое сжатие газа применяется на ПХГ с требуемой максимальной степенью сжатия до 3,0. Для организации такой схемы компримирования используют высоконапорные ЦБК. Данная технология применена на КС Касимовского ПХГ, Карашурского ПХГ. Главным недостатком является эксплуатация ГПА на начальном этапе компрессорной закачки (отбора) газа (при степени сжатия ниже 1,5). Требуется искусственное дросселирование давления газа на выходе КС, что негативно отражается на энергоэффективности процесса закачки (отбора) газа. На рисунке 1.26 представлена технологическая схема компримирования газа с одноступенчатым сжатием. Сжатие газа двумя компрессорными цехами (КЦ) с возможностью их переключения на последовательную или параллельную схему работы реализовано на КС СевероСтавропольского ПХГ с компрессорным отбором газа. В начальный период отбора при пуске и работе КС ПХГ работает одной ступенью сжатия, при падении пластового давления осуществляется переход с одно – на двухступенчатое сжатие, схема позволяет перевод КЦ на параллельную работу при возрастании объёмных расходов. Данная технология в отличие от одноступенчатого сжатия обеспечивает возможность работы на низких степенях сжатия в начальный период компрессорного отбора (закачки) газа. Однако ее реализация приводит к ряду недостатков: увеличению площади застройки, увеличению длины технологических трубопроводов, что отрицательно сказывается на энергоэффективности процесса закачки (отбора) газа. На рисунке 1.27 представлена технологическая схема компримирования газа двумя компрессорными цеха по последовательнопараллельной схеме. Компримирование газа в двухсекционных компрессорных установках, с возможностью включения секций компрессоров по параллельно-последовательной схемы за счет внешнего переключения запорно-регулирующей аппаратуры реализовано на КС Канчуринского ПХГ, Совхозного ПХГ. Применение этой технологии позволило совместить все положительные стороны двух предыдущих технологий компримирования: сокращение площади застройки и длины технологических трубопроводов с возможностью работы на низких степенях сжатия в начальный период компрессорного отбора (закачки) газа. На рисунке 1.28 представлен общий вид КС ПХГ с двухсекционными компрессорами по последовательно-параллельной схеме, а на рисунке 1.29 технологическая схема компримирования. Одноступенчатое компримирование газа Одноступенчатое сжатие газа применяется на ПХГ с требуемой максимальной степенью сжатия до 3,0. Для организации такой схемы компримирования используют высоконапорные ЦБК. Данная технология применена на КС Касимовского ПХГ, Карашурского ПХГ. Главным недостатком является эксплуатация ГПА на начальном этапе компрессорной закачки (отбора) газа (при степени сжатия ниже 1,5). Требуется искусственное дросселирование давления газа на выходе КС, что негативно отражается на энергоэффективности процесса закачки (отбора) газа. Компримирование газа двумя компрессорными цехами Сжатие газа двумя компрессорными цехами с возможностью их переключения на последовательную или параллельную схему работы реализовано на КС СевероСтавропольского ПХГ с компрессорным отбором газа. В начальный период отбора при пуске и работе КС ПХГ работает одной ступенью сжатия, при падении пластового давления осуществляется переход с одно – на двухступенчатое сжатие, схема позволяет перевод КЦ на параллельную работу при возрастании объёмных расходов. Данная технология в отличие от одноступенчатого сжатия обеспечивает возможность работы на низких степенях сжатия в начальный период компрессорного отбора (закачки) газа. Однако ее реализация приводит к ряду недостатков: увеличению площади застройки, увеличению длины технологических трубопроводов, что отрицательно сказывается на энергоэффективности процесса закачки (отбора) газа. Применение поршневых компрессоров Основные преимущества ГПА с поршневым компрессором (ПК) перед центробежным нагнетателем (ЦБН) – работа практически в любом диапазоне входного/выходного давлений, отсутствие необходимости смены проточной части при изменении параметров и, как правило, более высокие ресурсные показатели. Наиболее подходящим приводом для ПК являются поршневые газовые двигатели. В настоящее время на мировом рынке имеется большой выбор газовых двигателей, что позволяет подобрать двигатель с номинальной частотой вращения, равной частоте вращения ПК. При изменении частоты вращения ПК сохраняют постоянным требуемый крутящий момент, а газовые двигатели способны развивать постоянный крутящий момент в достаточно широком диапазоне частоты вращения. Современные газовые двигатели в условиях КС имеют эффективный КПД 0,39-0,43, а лучшие ГТ-0,27-0,32. В итоге расход топливного газа на сжатие одинакового количества газа у поршневых ГПА меньше, чем у ЦБН с приводом от ГТ. Компрессорное оборудование КС ПХГ Все компрессорные машины по подразделяются на объемные и динамические. принципу действия Центробежные компрессоры в настоящее время нашли свое применение как на линейных и дожимных компрессорных станциях, так и на компрессорных станциях подземного хранения газа. Центробежные компрессоры имеют следующие существенные преимущества: • Компактность и меньшую массу машин, что обусловлено непрерывностью потока газа и большой скоростью при течении его через машину. • Надежность в работе и долговечность вследствие почти полного отсутствия износа (при работе на чистых газах), так как единственными трущимися узлами являются подшипники. • Хорошая уравновешенность, отсутствие инерционных сил при работе, легкость фундаментов. • Равномерность подачи газа и отсутствие в нем смазочного масла. К недостаткам центробежных компрессорных машин следует отнести главным образом трудность выполнения машин малых производительностей и высоких степеней повышения давления. Компрессоры Объемного действия Поршневые Винтовые Динамического действия Центробежные Использование ПК совместно с ГТУ ГПА-4РМП — комбинированный газоперекачивающий агрегат с газотурбинным двигателем в качестве привода поршневого компрессора. ГПА-4РМП создан специально для объектов, где требуется работа в широком диапазоне давлений при высоких степенях сжатия природного газа, в том числе для ПХГ в отложениях каменной соли. Преимущества модификации ГПА4РМП с поршневым компрессором заключаются в возможности работы с высоким КПД практически в любом диапазоне изменения отношения давлений, а также в простоте регулирования производительности и отсутствии сложных антипомпажных систем. Применение на компрессорной станции комбинированного ГРА-4РМП позволяет совместить в одном агрегате преимущества поршневого компрессора и газотурбинного двигателя. Компримирование газа в двухсекционных компрессорных установках Компримирование газа в двухсекционных компрессорных установках, с возможностью включения секций компрессоров по параллельно-последовательной схемы за счет внешнего переключения запорно-регулирующей аппаратуры реализовано на КС Канчуринского ПХГ, Совхозного ПХГ. Применение этой технологии позволило совместить все положительные стороны двух других технологий компримирования: сокращение площади застройки и длины технологических трубопроводов с возможностью работы на низких степенях сжатия в начальный период компрессорного отбора (закачки) газа. Применение такой схемы компримирования газа на КС ПХГ способствует значительному повышению эффективности процесса компримирования газа и имеет весомый экономический эффект. Трехступенчатый центробежный компрессор с вертикальным разъемом ГПА «Волга» конструкции НИИтурбокомпрессор Схема трехсекционного шестиступенчатого центробежного компрессора Компрессорное оборудование КС ПХГ Все компрессорные машины по принципу действия подразделяются на объемные и динамические. Основные преимущества ГПА с поршневым компрессором (ПК) перед центробежным нагнетателем (ЦБН) – работа практически в любом диапазоне входного/выходного давлений, отсутствие необходимости смены проточной части при изменении параметров и, как правило, более высокие ресурсные показатели. Компрессоры Объемного действия Поршневые Винтовые Динамического действия Центробежные Кроме того, необходимо отметить и следующие преимущества применения ПК: Возможность работы с высокими значениями отношения давлений в одной ступени сжатия (до 3 и более) – одна ступень ПК может выполнять работу девяти ступеней сжатия ЦБН; Высокие значения адиабатного КПД Возможность работы с высоким КПД в широком диапазоне изменения отношения давлений; Простота регулирования производительности, в том числе отсутствие сложных антипомпажных систем; Низкая чувствительность к изменению температуры и плотности газа на всасывании.
