Визначення ефективності роботи газоперекачувального агрегату компресорної станції за даними її експлуатації

Abstract

У статті вперше проведено аналіз ефективності роботи газоперекачувального агрегату компресорної станції за даними її експлуатації на основі розгляду газодинамічних процесів, що відбуваються в робочому колесі нагнітача в процесі переміщення природного газу вздовж нього. За робочими параметрами приводу ГПА та нагнітача визначено граничні режими та можливість роботи багатоступене-вої компресорної станції газового родовища на пізній стадії його експлуатації при низьких пластових тисках, що дасть можливість провести комплекс заходів по підбору обладнання та вибору режимів роботи ГПА. Реалізація заходів дозволяє мінімізувати негативний вплив роботи ГПА на навколишнє середовище та оптимізу-вати матеріальні та грошові затрати на транспортування природного газу. На основі представленого алгоритму розроблено методику розрахунку ефективності роботи газоперекачувального обладнання другого ступеня компресорної станції, що перекачує газ власного видобутку з групи газових родовищ на пізній стадії їх експлуатації в магістральний газопровід. В якості апробації запропонованої методики розглянуто диспетчерські дані роботи другого ступеня компресорної станції в двох варіантах: робота з одним та двома ГПА. Результати розрахунку надано у відповідних таблицях. Зроблено висновок, що не зважаючи на те, що тиск на вході є порівняно невисокий, а проточна частина нагнітача семиступінчаста, робота сил тертя та робота теплових сил в робочому колесі нагнітача є порівняно незначними у порівнянні з адіабатною роботою, яка безпосередньо використову-ється для стиснення природного газу. Конструкція та геометричні розміри, кількість лопаток для кожного ступеня нагнітача, виходячи з умов експлуатації, підібрані вдало. Індикаторний коефіцієнт корисної дії нагнітача дорівнює 71 %. Витрата паливного газу приводу нагнітача для перекачки 1000 м3 при цьому становить 17 м3. При роботі компресорної станції з двома ГПА продуктивність одного нагнітача зменшилася до 75 тис м3/год при середній продуктивності компресорної станції 150 тис м3/год. Степінь стиснення газу при цьому збільшився до ε =3,2, а показник політропи зменшився з 1,44 до 1,34. Робота сил тертя та робота теплових сил є ще меншою у порівнянні з адіабатною роботою, а індикаторний коефіцієнт корисної дії нагнітача збільшився до 85%. Отже, робота компресорної станції з двома ГПА є ефективнішою, ніж з одним. Однак витрата паливного газу приводу нагнітача для перекачки 1000 м3 при роботі компресорної станції з двома ГПА становить 23 м3 , а ефективна потужність на валу нагнітача — 3750 кВт, що значно менше номінального значення. Це свідчить про те, що ефективна робота паралельно двох нагнітачів неможлива за недостатньої продуктивності родовища природного газу. При цьому збільшується обсяг паливного газу, що призводить до збільшення викидів оксиду вуглецю в атмосферу. Тому для ефективної роботи компресорної станції в цілому, необхідно виконати реконструкцію першого ступеня з метою збільшення її продуктивності та підвищення величини робочого тиску на вході в нагнітачі другого ступеня компресорної станції.

For the first time, the article analyzes the efficiency of the booster compressor station's TCU based on the data of its operation based on the gas-dynamic processes that take place in the gas compressor impeller. The limiting modes and the possibility of work of a multistage booster compressor station of a gas field at a late stage of its operation at low reservoir pressures have been determined, which makes it possible to carry out a set of measures for the choice of equipment and modes of work TCU. The implementation of the measures makes it possible to minimize the negative impact work of TCU on the environment and to optimize the material and monetary costs of natural gas transportation. On the basis of the presented algorithm, a method has been developed for calculating the efficiency of the gas pumping equipment of the second sa late stage of their operation into the main gas pipeline. As an approbation of the proposed methodology, the dispatching data of the second stage of the compressor station in two versions: operation with one and with two gas compressor units are considered. The calculation results are presented in tables. It is concluded that, regardless of the fact that the inlet pressure is low, and the flow path of the gas compressor is seven-stage, the work of friction forces and the work of thermal forces in the impeller of the gas compressor are relatively small relative to the value of adiabatic work, which is directly used to compress natural gas. The design and geometrical dimensions, the number of blades for each stage of the gas compressor, based on the operating conditions, are well chosen. The indicator efficiency of the gas compressor is 71%. The fuel gas consumption of the blower drive for pumping 1000 m3 is 17 m3. During the operation of a compressor station with two gas compressor units, the productivity of one compressor decreased to 75 thousand m3 / hour with an average productivity of the compressor station of 150 thousand m3 / hour. In this case, the gas compression ratio increased to ε = 3.2, and the polytrophic index decreased from 1.44 to 1.34. The work of the frictional forces and the work of thermal forces are even smaller in comparison with the adiabatic work, and the indicator efficiency of the gas compressor increased to 85%. Therefore, the operation of a compressor station with two TCU is more efficient than with one. However, the fuel gas consumption of the blower drive for pumping 1000 m3 when the compressor station operates with two TCU is 23 m3, and the effective power on the blower shaft is 3750 kW, which is much less than the nominal value. This means that efficient operation of two blowers in parallel is impossible due to insufficient productivity of the natural gas field. This increases the consumption of fuel gas, which leads to an increase in emissions of carbon dioxide into the atmosphere. Therefore, for the effective operation of the compressor station, it is necessary to reconstruct the first stage in order to increase its productivity, to increase the working pressure at the inlet to the compressor of the second stage of the booster compressor station.