RU2294460C2 - Способ оптимирования эксплуатации множества компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа - Google Patents

Способ оптимирования эксплуатации множества компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2294460C2
RU2294460C2 RU2004114846/06A RU2004114846A RU2294460C2 RU 2294460 C2 RU2294460 C2 RU 2294460C2 RU 2004114846/06 A RU2004114846/06 A RU 2004114846/06A RU 2004114846 A RU2004114846 A RU 2004114846A RU 2294460 C2 RU2294460 C2 RU 2294460C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
compressor
natural gas
station
rotational speeds
gas compressor
Prior art date
Application number
RU2004114846/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2004114846A (ru
Inventor
Дитер ЛАУ (DE)
Дитер ЛАУ
Original Assignee
Сименс Акциенгезелльшафт
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Сименс Акциенгезелльшафт filed Critical Сименс Акциенгезелльшафт
Publication of RU2004114846A publication Critical patent/RU2004114846A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2294460C2 publication Critical patent/RU2294460C2/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D27/00—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or pumping systems specially adapted for elastic fluids
    • F04D27/02—Surge control
    • F04D27/0261—Surge control by varying driving speed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D27/00—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or pumping systems specially adapted for elastic fluids
    • F04D27/02—Surge control
    • F04D27/0269—Surge control by changing flow path between different stages or between a plurality of compressors; load distribution between compressors
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B30/00—Energy efficient heating, ventilation or air conditioning [HVAC]
    • Y02B30/70—Efficient control or regulation technologies, e.g. for control of refrigerant flow, motor or heating

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Air Blowers (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Compressors, Vaccum Pumps And Other Relevant Systems (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу оптимирования эксплуатации множества компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа. За счет подрегулировки заданных значений частот вращения различных компрессорных агрегатов достигают оптимальное положение отдельных рабочих точек в различных семействах характеристик компрессорных агрегатов и тем самым минимальную загрузку топлива для требуемой от компрессорной станции природного газа компрессорной мощности. На основе достигнутого таким образом минимирования расхода топлива уменьшается количество выхлопных газов и тем самым эмиссия NOx и CO2. Описанное выше автоматическое программное управление с целью минимирования расхода топлива компрессорной станции природного газа может быть реализовано предпочтительно на основе инсталлированной для эксплуатации компрессорной станции природного газа программы автоматизации так, что не требуется никакой отдельной программы оптимизации или другого программного модуля. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Изобретение относится к способу оптимирования эксплуатации множества компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа.
Подобные компрессорные станции природного газа управляют или, соответственно, регулируют посредством так называемой станционной автоматики, задача которой состоит в реализации предписанных центральным диспетчерским управлением заданных значений для определенных параметров компрессорной станции природного газа в качестве действительных значений. В качестве подобных заданных значений могут действовать станционный расход, в случае которого речь идет о протекающем через компрессорную станцию природного газа количестве газа, о давлении всасывания на входной стороне компрессорной станции природного газа, конечном давлении на выходной стороне компрессорной станции природного газа или о конечной температуре на выходной стороне компрессорной станции природного газа.
Компрессорные агрегаты таких компрессорных станций природного газа часто отличаются как самым различным образом рассчитанными первичными двигателями, так и различными крыльчатками, посредством которых производится транспортировка газа через компрессорную станцию природного газа.
В основе изобретения лежит задача предоставить в распоряжение способ оптимизации эксплуатации множества компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа, посредством которого взаимодействие множества компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа оптимальным образом автоматизируют посредством регулирования семейств характеристик компрессорных агрегатов, причем семейства характеристик компрессорных агрегатов могут иметь относительно друг друга значительные отличия.
Эта задача решается согласно изобретению за счет того, что после запуска второго или, соответственно, следующего компрессорного агрегата компрессорной станции природного газа частоты вращения работающих компрессорных агрегатов ведут в жестком соотношении частот вращения относительно запомненных для каждого компрессорного агрегата данных семейств характеристик, после чего это жесткое соотношение частот вращения изменяют посредством равной в процентах перестановки расхода через частоту вращения до тех пор, пока не будут закрыты клапаны защиты от помпажа компрессорной станции природного газа, после этого рабочие точки компрессорных агрегатов в их семействах характеристик выводят, насколько возможно, на характеристику максимального коэффициента полезного действия, после чего при непрерывном режиме работы компрессорной станции природного газа путем попеременного согласованного друг с другом варьирования заданных значений частот вращения компрессорных агрегатов с учетом расхода топлива компрессорной станции природного газа определяют оптимальные заданные значения частот вращения и на основе определенных таким образом оптимальных заданных значений частот вращения запомненное жесткое соотношение частот вращения переставляют и запоминают.
За счет подрегулировки заданных значений частот вращения различных компрессорных агрегатов достигают оптимальное положение отдельных рабочих точек в различных семействах характеристик компрессорных агрегатов и тем самым минимальную загрузку топлива для требуемой от компрессорной станции природного газа компрессорной мощности. На основе достигнутого таким образом минимирования расхода топлива уменьшается количество выхлопных газов и тем самым эмиссия NOx и CO2.
Описанное выше автоматическое программное управление с целью минимирования расхода топлива компрессорной станции природного газа может быть реализовано предпочтительно на основе инсталлированной для эксплуатации компрессорной станции природного газа программы автоматизации так, что не требуется никакой отдельной программы оптимизации или другого программного модуля. Оптимизация при учете минимизации расхода топлива компрессорной станции природного газа происходит при способе согласно изобретению посредством взаимно согласованных сдвигов характеристик отдельных компрессорных агрегатов.
В предпочтительной форме выполнения соответствующего изобретению способа заданные значения частот вращения для отдельных компрессорных агрегатов задают станционным регулятором компрессорной станции природного газа на отдельные регуляторы частот вращения отдельных компрессорных агрегатов, причем в качестве регулируемой величины для станционного регулятора служит та из множества регулируемых величин, которая имеет наименьшее положительное отклонение регулируемой величины.
В качестве регулируемых величин могут служить станционный расход или, соответственно, расходуемое количество, давление всасывания, конечное давление или конечная температура компрессорной станции природного газа.
Подрегулировку или, соответственно, взаимно согласованное изменение заданных значений частот вращения отдельных компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа с учетом минимирования расхода топлива всей компрессорной станции природного газа можно производить предпочтительно посредством оптимирующей вычислительной машины, расположенной между станционным регулятором и отдельными компрессорными агрегатами.
В последующем изобретение поясняется более подробно с помощью формы выполнения, причем на чертеж показаны:
фиг.1 - семейство характеристик компрессоров компрессорных агрегатов и
фиг.2 - поле обслуживания и наблюдения используемого для управления компрессорной станции монитора персонального компьютера.
Компрессорная станция природного газа содержит множество отдельных компрессорных агрегатов, которые по крайней мере частично имеют различные первичные двигатели и различные крыльчатки, что, например, объясняется тем, что компрессорные агрегаты рассчитаны для покрытия базовой нагрузки и компрессорные агрегаты для покрытия пиковой нагрузки.
Для оптимирования работы множества компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа, после успешного запуска следующего или, соответственно, дополнительного компрессорного агрегата компрессорной станции природного газа станционный регулятор компрессорной станции природного газа будет вести частоты вращения находящихся в эксплуатации компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа в жестком соотношении частот вращения относительно отложенных для каждого компрессорного агрегата данных характеристик.
Это жесткое соотношение частот вращения после этого изменяют посредством равной в процентах перестановки расхода через частоту вращения отдельных компрессорных агрегатов до тех пор, пока не будут закрыты имеющиеся на компрессорной станции природного газа клапаны зашиты от помпажа. За счет закрытия клапанов защиты от помпажа происходит первое снижение расхода топлива при эксплуатации компрессорной станции природного газа. Одновременно за счет закрытия клапанов защиты от помпажа достигается то, что подлежащий сжатию или, соответственно, транспортированию посредством компрессорной станции природного газа газ нагревается меньше, в результате чего опять-таки энергетический баланс на компрессорной станции природного газа складывается более выгодно.
Если все клапаны защиты от помпажа закрыты, рабочие точки отдельных компрессорных агрегатов в их семействах характеристик, насколько возможно, выводятся на их максимальные кривые изменения коэффициента полезного действия.
При следующем после этого непрерывном режиме компрессорной станции природного газа путем попеременной подрегулировки или, соответственно, согласованного друг с другом варьирования заданных значений частот вращения отдельных компрессорных агрегатов и наблюдения общего расхода топлива компрессорной станции природного газа ищут оптимальные значения для заданных значений частот вращения отдельных компрессорных агрегатов. После того, как эти оптимальные значения для заданных значений частот вращения отдельных компрессорных агрегатов определены, упомянутое выше жесткое соотношение частот вращения относительно запомненных данных семейств характеристик переставляют в соответствии с определенными оптимальными заданными значениями частот вращения и затем запоминают.
В качестве регулируемой величины для стационного регулятора компрессорной станции природного газа служит регулируемая величина с наименьшим положительным отклонением регулируемой величины. На стороне выхода станционного регулятора в распоряжение предоставляется заданное значение частоты вращения для отдельных компрессорных агрегатов. Преобразование этих предоставленных в распоряжение на стороне выхода станционного регулятора заданных значений частоты вращения на отдельные компрессорные агрегаты происходит посредством регуляторов частоты вращения, присвоенных отдельным управляющим блокам отдельных компрессорных агрегатов.
Для учета различных выполнений отдельных компрессорных агрегатов заданные значения частоты вращения, до того как их задают на отдельные регуляторы частоты вращения отдельных компрессорных агрегатов, подрегулируют оптимирующей ЭВМ, включенной между станционным регулятором и этими отдельными регуляторами частоты вращения.

Claims (5)

1. Способ оптимирования эксплуатации множества компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа, при котором после запуска второго или соответственно следующего компрессорного агрегата частоты вращения работающих компрессорных агрегатов ведут в жестком соотношении частот вращения относительно запомненных для каждого компрессорного агрегата данных характеристик, после чего это жесткое соотношение частот вращения изменяют посредством одинаковой в процентах перестановки расхода через частоту вращения до тех пор, пока не будут закрыты клапаны защиты от помпажа компрессорной станции природного газа, после этого рабочие точки компрессорных агрегатов в их семействах характеристик выводят, насколько возможно, на характеристику максимального коэффициента полезного действия, после чего при непрерывном режиме работы компрессорной станции природного газа путем попеременного согласованного друг с другом варьирования заданных значений частот вращения компрессорных агрегатов с учетом расхода топлива компрессорной станции природного газа определяют оптимальные заданные значения частот вращения и на основе определенных таким образом оптимальных заданных значений частот вращения запомненное жесткое соотношение частот вращения переставляют и запоминают.
2. Способ по п.1, автоматическое программное управление которого реализуют на основе программы автоматизации, инсталлированной для эксплуатации компрессорной станции природного газа.
3. Способ по п.2, при котором заданные значения частот вращения для компрессорных агрегатов задают путем станционного регулятора на регуляторы компрессорных агрегатов, причем в качестве регулируемой величины для станционного регулятора служит та регулируемая величина из множества регулируемых величин, которая имеет наименьшее положительное отклонение регулируемой величины.
4. Способ по любому из пп.1-3, при котором в качестве регулируемых величин служат станционный расход или соответственно расходуемое количество, давление всасывания, конечное давление или конечная температура компрессорной станции природного газа.
5. Способ по п.4, при котором подрегулировку или соответственно взаимно согласованное варьирование заданных значений частот вращения компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа производят посредством оптимирующей вычислительной машины, расположенной между станционным регулятором и регуляторами частот вращения компрессорных агрегатов.
RU2004114846/06A 2001-10-16 2002-10-11 Способ оптимирования эксплуатации множества компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа RU2294460C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE10151032A DE10151032A1 (de) 2001-10-16 2001-10-16 Verfahren zur Optimierung des Betriebs mehrerer Verdichteraggregate einer Erdgasverdichtungsstation
DE10151032.2 2001-10-16

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2004114846A RU2004114846A (ru) 2005-05-20
RU2294460C2 true RU2294460C2 (ru) 2007-02-27

Family

ID=7702670

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2004114846/06A RU2294460C2 (ru) 2001-10-16 2002-10-11 Способ оптимирования эксплуатации множества компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа

Country Status (12)

Country Link
US (1) US7600981B2 (ru)
EP (1) EP1436510B1 (ru)
CN (1) CN1564912A (ru)
AT (1) ATE423909T1 (ru)
CA (1) CA2463662C (ru)
DE (2) DE10151032A1 (ru)
ES (1) ES2320537T3 (ru)
MX (1) MXPA04003495A (ru)
NO (1) NO20042046L (ru)
RU (1) RU2294460C2 (ru)
UA (1) UA80687C2 (ru)
WO (1) WO2003036096A1 (ru)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BE1015460A3 (nl) * 2003-04-04 2005-04-05 Atlas Copco Airpower Nv Werkwijze voor het sturen van een persluchtinstallatie met meerdere compressoren, stuurdoos daarbij toegepast, en persluchtinstallatie die deze werkwijze toepast.
DE102005006410A1 (de) 2005-02-11 2006-08-17 Siemens Ag Verfahren zur Optimierung des Betriebs mehrerer Verdichteraggregate und Vorrichtung hierzu
WO2007095537A1 (en) * 2006-02-13 2007-08-23 Ingersoll-Rand Company Multi-stage compression system and method of operating the same
NO329451B1 (no) * 2008-11-03 2010-10-25 Statoil Asa Fremgangsmate for a opprettholde trykket i eksportgassen fra en bronn
CN101956710B (zh) * 2010-10-27 2012-05-23 江苏大学 一种基于损失的离心泵多工况水力优化方法
CN102184305A (zh) * 2011-05-17 2011-09-14 江苏建筑职业技术学院 泵站技术改造数学模型
JP2013231396A (ja) * 2012-04-27 2013-11-14 Anest Iwata Corp 圧縮気体供給ユニット
US9605886B2 (en) * 2013-01-30 2017-03-28 Trane International Inc. Axial thrust control for rotary compressors
CN104968939B (zh) * 2013-02-08 2018-01-09 株式会社日立产机系统 流体压缩系统及其控制装置
DE102014006828A1 (de) * 2014-05-13 2015-11-19 Wilo Se Verfahren zur energieoptimalen Drehzahlregelung eines Pumpenaggregats
US10590937B2 (en) * 2016-04-12 2020-03-17 Toyota Motor Engineering & Manufacturing North America, Inc. Compressed air system and method of operating same
CN112797014A (zh) * 2019-11-13 2021-05-14 中国石油天然气股份有限公司 站场启动方法、装置及存储介质

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5108263A (en) * 1989-11-08 1992-04-28 Man Gutehoffnungshutte Ag Method of optimizing the operation of two or more compressors in parallel or in series
RU2098669C1 (ru) * 1995-08-21 1997-12-10 Открытое акционерное общество "Кировский завод" Способ стабилизации запаса газодинамической устойчивости турбокомпрессора
RU2162164C1 (ru) * 1999-12-10 2001-01-20 Центральный институт авиационного моторостроения им. П.И. Баранова Турбокомпрессор

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4142838A (en) * 1977-12-01 1979-03-06 Compressor Controls Corporation Method and apparatus for preventing surge in a dynamic compressor
US4330237A (en) * 1979-10-29 1982-05-18 Michigan Consolidated Gas Company Compressor and engine efficiency system and method
US4486148A (en) * 1979-10-29 1984-12-04 Michigan Consolidated Gas Company Method of controlling a motive power and fluid driving system
DE3544822A1 (de) * 1985-12-18 1987-06-19 Gutehoffnungshuette Man Verfahren zur pumpgrenzregelung von turbokomporessoren
US4807150A (en) * 1986-10-02 1989-02-21 Phillips Petroleum Company Constraint control for a compressor system
US5347467A (en) * 1992-06-22 1994-09-13 Compressor Controls Corporation Load sharing method and apparatus for controlling a main gas parameter of a compressor station with multiple dynamic compressors
US5743715A (en) * 1995-10-20 1998-04-28 Compressor Controls Corporation Method and apparatus for load balancing among multiple compressors
US5743714A (en) * 1996-04-03 1998-04-28 Dmitry Drob Method and apparatus for minimum work control optimization of multicompressor stations
EP1069314A1 (de) * 1999-07-16 2001-01-17 Abb Research Ltd. Regelung einer Kompressoreinheit
US6394120B1 (en) * 2000-10-06 2002-05-28 Scales Air Compressor Method and control system for controlling multiple compressors
US6602057B2 (en) * 2001-10-01 2003-08-05 Dresser-Rand Company Management and optimization of load sharing between multiple compressor trains for controlling a main process gas variable

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5108263A (en) * 1989-11-08 1992-04-28 Man Gutehoffnungshutte Ag Method of optimizing the operation of two or more compressors in parallel or in series
RU2098669C1 (ru) * 1995-08-21 1997-12-10 Открытое акционерное общество "Кировский завод" Способ стабилизации запаса газодинамической устойчивости турбокомпрессора
RU2162164C1 (ru) * 1999-12-10 2001-01-20 Центральный институт авиационного моторостроения им. П.И. Баранова Турбокомпрессор

Also Published As

Publication number Publication date
EP1436510A1 (de) 2004-07-14
MXPA04003495A (es) 2004-07-30
DE10151032A1 (de) 2003-04-30
CA2463662C (en) 2011-01-11
ES2320537T3 (es) 2009-05-25
CA2463662A1 (en) 2003-05-01
ATE423909T1 (de) 2009-03-15
NO20042046L (no) 2004-05-18
WO2003036096A1 (de) 2003-05-01
UA80687C2 (en) 2007-10-25
US7600981B2 (en) 2009-10-13
EP1436510B1 (de) 2009-02-25
CN1564912A (zh) 2005-01-12
RU2004114846A (ru) 2005-05-20
US20040265133A1 (en) 2004-12-30
DE50213320D1 (de) 2009-04-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101457695B (zh) 控制发电机组中燃气轮机的方法及执行该方法的发电机组
RU2294460C2 (ru) Способ оптимирования эксплуатации множества компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа
CN100425835C (zh) 控制包含几个压缩机的压缩空气设备的方法、应用于此的控制箱和应用该方法的压缩空气设备
US7762084B2 (en) System and method for controlling the working line position in a gas turbine engine compressor
JP4571273B2 (ja) 最適性能を得るための工業用ガスタービンの運転方法
US20080131258A1 (en) Method for Optimizing the Functioning of a Plurality of Compressor Units and Corresponding Device
AU2007347705B2 (en) Anti-bogdown control system for turbine/compressor systems
CN104895820A (zh) 一种动叶可调轴流式风机变频节能系统的节能优化控制方法
EP2339129A2 (en) Method of synchronizing a turbomachine generator to an electrical grid
US20160053721A1 (en) Gas turbine engine and method of operation
EP2196652A2 (en) Gas turbine base load control by chilling modulation
JP2016148330A (ja) 中間冷却ガスタービンエンジンの入口空気温度を制御するためのシステムおよび方法
US20050053469A1 (en) Multiple-compressor system having base and trim compressors
JP2001123852A (ja) ガスタービン発電制御装置
JP2001200730A (ja) ガスタービン設備の運転方法
JP4841497B2 (ja) 一軸コンバインドサイクル発電設備による熱併給発電設備及びその運転方法
Iliescu et al. Gas turbine modeling for load-frequency control
CN110985218A (zh) 一种燃气轮机的增压机压力调节方法及系统
JP2011027047A (ja) ２軸式ガスタービン及びその制御装置
CN114341467B (zh) 联合循环频率控制系统和方法
CN203925754U (zh) 具有到hrsg和风扇的气流旁路的增压联合循环系统
RU2219375C1 (ru) Способ управления работой комплекса газотурбинных компрессорных агрегатов
Kurz et al. Optimizing Transient Operation
RU2002130695A (ru) Способ управления работой комплекса газотурбинных компрессорных агрегатов
Edwards et al. Principles and Practicalities of Compressed Air Automation in Cement Plants

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20141012