页岩气外输离心式压缩机运行分析与对策研究

2022-08-03江胜飞王志寰

压缩机技术 2022年3期

邱静，江胜飞，王志寰，蒋伟，彭阳

(1.中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川泸州 646000；2.中国石油西南油气田分公司输气管理处，四川成都 610051；3.中国石油西南油气田分公司重庆气矿，重庆 404100；4.中国石油西南油气田分公司集输工程研究所，四川成都 610051)

1 引言

为能顺利实现页岩气外输需求，国内某气田公司已投运3座大功率离心式压气站，共6台压缩机。其中，A压气站和B压气站关联度大，同时运行时相互之间会产生较大影响，导致能耗上升，目前仅凭操作人员的经验调节，不能够实现压气站的联动优化。

A压气站主要作用为川南页岩气区块页岩气外输增压输送，降低输气干线管输压力，以发挥川南页岩气区块页岩气产能。该站于2019年9月建成投用，场站设计压力6.3 MPa，设计进站压力3.83～4.3 MPa，排气压力5.30～5.87 MPa。该站建设有PCL402型3.6 MW离心式压缩机组2台，两用无备，设计增压气量为1460×104m3/d，截至4月底，2台压缩机组累计运行21427 h，累计增压气量46×108m3。

B压气站于2020年9月建成投产，主要接收川南页岩气来气，一部分增压后上载国家管道，其它部分通过输气干线管网输往重庆地区，同时根据管网运行情况通过调压向中、低压系统分输补充调配。该站建设有PCL405型6.7 MW离心式压缩机组3台。设计上载能力50×108m3/a，设计下载能力800×104m3/d，有包括10.0 MPa、6.3 MPa、4.0 MPa 3个压力系统。截至目前已累计3329 h，累计增压气量14×108m3。

2 运行情况

2.1 A压气站

(1)运行分析

截止2021年4月30日，A压气站1号机组年度累计运行时间2484 h，年累处理气量52715万方，2号机组年度累计运行时间2520 h，年累处理气量53602万方，年累耗电量1744.22万度。

(2)能耗分析

2台机组的能耗情况见表2。其中，不同月份的处理气量和耗电量的变化趋势如图2和图3所示。

由表2、图1和图2可知，机组能耗情况整体变化趋势与处理气量的整体变化趋势相同，但变化幅度不同，主要原因为机组压比不同，导致机组负荷大小不同，能耗值变化。

图1 压缩机累计处理气量

表2 机组能耗情况统计

(3)性能曲线对比

取1月1日～10日A压气站1号机组运行数据进行分析计算，并根据多变效率和计算公式计算得出机组多变效率，计算结果见表3。效率性能曲线和功率性能曲线如图4和图5所示。

由表3、图3及图4可知，根据压缩机实际运行数据计算的效率多集中在70%左右，但厂家性能曲线中的效率最低值为71%左右，最高值为82%左右。根据压缩机实际运行数据计算的机组功率多集中在2200～2500 kW之间，但从功率性能曲线看，当前转速下的机组功率多集中在2200 kW以下。考虑实际进气条件与性能曲线计算条件差异，选取第2个工况点(效率为69.47%，功率为2396)进行对比，仍与性能曲线偏离较多，因此，厂家所给性能曲线指导价值不大。

表3 机组多变效率及功率消耗

图3 效率性能曲线

图4 功率性能曲线

2.2 B压气站

(1)运行分析

截止2021年4月30日，B压气站1号机组年度累计运行达到1017 h(总累2541 h)，2号机组年度累计运行达到1736 h(总累3312 h)，3号机组年累计运行达到1473 h(总累2715 h)，总计增压气量为65522万方。B压气站机组运行情况见表4。

表4 机组运行情况统计

(2)能耗分析

3台机组的能耗情况见表5。其中，不同月份的处理气量和耗电量的变化趋势如图5和图6所示。

表5 机组能耗情况统计

图5 压缩机累计处理气量

图6 压缩机累计耗电量

由表5、图6和图7可知，机组能耗与机组处理气量的整体变化趋势相同，但变化幅度不同，全站处理气量越低，单位能耗越高，单台机组负荷大小不同，能耗值发生变化。

(3)性能曲线对比

B压气站现役3台压缩机组，每台机组额定功率6.7 MW，额定电流733 A，额定转速12155 r/min。忽略机械损失，根据能耗分析，调阅3月生产数据报表，3月下旬仅2号机组24 h运转，且压比较大，根据3月15日～24日运行数据进行分析计算，并根据多变效率和计算公式，可计算出机组多变效率，如表6所示。效率性能曲线和功率性能曲线如图7和图8所示。

由表6、图7和图8可知，根据压缩机实际运行数据计算的效率多集中在83%左右，但厂家性能曲线中的效率最低值约为76%，最高值约为85%，与多变效率曲线基本吻合，同时根据压缩机实际运行数据计算的机组功率多集中在4700～5600 kW之间，功率性能曲线看，考虑实际进气条件与性能曲线计算条件的差异，与图4进行对比，确定该机组约在图8、9中E曲线上，压缩机运行最优经济点与实际运行区间点对比，理论上技术人员应保持机组压比不变，适当减少流量，向最优经济点进行调整。

图7 效率性能曲线

图8 功率性能曲线

表6 机组多变效率及功率消耗

3 存在的问题

通过对机组运行情况分析及日常运行过程中的总结，A压气站及B压气站存在以下问题：

(1)A压气站厂家所提供的机组性能曲线与实际运行情况偏离较大，导致对实际生产的指导意义不大。

(2)根据川南某地页岩气区块近期页岩气产量波动及A压气站低压输气量的上升，A压气站处理气量由年初双机1300×104m3/d，下降到目前的700～800×104m3/d，机组单双机运行选择缺少指导，机组运行经济性不能保证。

(3)部分情况下，B压气站运行存在气量不满足单台机组运行所需最小气量的要求，导致机组运行需开小循环，运行经济型差。

4 工况计算与分析

针对以上问题，主要通过经济性对比确定A压气站单双机运行选择和A压气站与B压气站的联合运行是否具有经济性价值。

4.1 工况一

由于A压气站单台与2台机组运行的临界点在700～800×104m3/d之间，因此选择总处理气量在1400×104m3/d左右、单台机组处理量在700×104m3/d的运行数据进行计算[1]。

效率计算根据公式

(1)

其中，天然气绝热指数k值取1.32。

再根据公式

(2)

可计算得出m的值。

将m带入公式

(3)

其中，天然气气体常数R=518.75 J/(kg·K)，可计算得出多变功Wpol。

再根据公式

(4)

可计算压缩总耗功Wtot。

机组运行数据计算结果见表7，运行数据曲线见图9。

将处理气量、多变效率、压比、功率变换成同一个数量级得出曲线，由表7和图9可知，随着流量的增加，压比降低，多变效率和功率随着流量的增加而增加，但增加到一定程度又会降低，主要原因是流量的增加通常比总耗功的下降要快一些，所以功率通常随着流量的增加而增加，只是在流量很大时才会出现功率下降的情况。从计算结果看，转折点的流量范围在710×104m3/d左右，且此点效率最高，因此，在今后日常运行中，压比范围在1.1～1.3之间时，应尽量控制单台机组气量不超过710×104m3/d，保持机组高效运行。

表7 机组运行数据计算

图9 运行数据曲线

4.2 工况二

选取该站2台机组运行总处理气量在700×104m3/d左右和单台机组运行，并且处理气量在700×104m3/d的工况进行对比。带入式(1)～(4)进行计算，结果见表8。

由表8计算结果可知，在总气量在700×104m3/d左右时，2台机组运行效率高于单台机组运行，但从功率看仍是单台机组运行有优势，但此时单台机组运行压比相对较小，若考虑充分发挥川南页岩气区块页岩气产能，需要综合评估川南区块管网输压降低后该地区页岩气的增产气量与增加的功率消耗进行经济性对比。

表8 机组运行数据计算

4.3 工况三

在总气量在700×104m3/d左右，单台机组运行的工况下，对进排气压力、吸入排气温度、处理气量进行改变。带入式(1)～(4)进行计算，结果见表9。

由表9可知，在机组能够承受的压比范围内，且机组流量、进排气温度不变的情况下，提高压比可提高机组效率，且功率不变化；在机组压比、进排气温度不变的情况下，提高机组流量，机组效率不变，但功率消耗增加。

表9 机组运行数据计算

4.4 工况四

实际生产过程中，为保证压缩机组正常运转，单独设置了“压缩机工作点离喘振线近”报警，设定当压缩机工作点与喘振线水平距离小于6%时，会产生报警，为避免前端工况突变波动导致压缩机组停机，需开启回流阀提高压缩机入口流量稳定机组运行，通过观察压缩机工作点与喘振线水平距离变化量来决定全站回流阀开度量，降低上载气量指标，此种工况可考虑由A压气站增加处理气量用于补充B压气站气量，选取2021年2月7日B压气站双机上载国家管网755×104m3/d，站内开启全站小循环的工况进行经济性对比计算见表10。

表10 B压气站运行数据

带入式(1)～(4)进行计算，B压气站单台机组多变效率80%～82%，多变功98313 J/kg，双机压缩机总功率7539 kW，但在2月上旬双机运转过程中，当压缩机入口压力逐步降低或出口压力逐步升高，压比增大达到2.0左右，转速增至高转速后工作点距喘振线过近，为避免前端工况异常波动导致停机，技术人员均次开启全站回流流量50万流量控制，增加全站压缩机组无用功率501 kW。如果A压气站补充50×104m3/d气量，B压气站可减少全站压缩机组这部分无用功率浪费。A压气站调整前与调整后对比数据见表11。