ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА

ASSESSMENT OF THE TECHNOLOGICAL EFFICIENCY OF THE HEAT EXCHANGER EQUIPMENT OF THE INTEGRATED GAS TREATMENT PLANT

В соответствии с технологическими и эксплуатационными параметрами, газ из газо- и газоконденсатных месторождений, поступающий на головные сооружения магистральных газопроводов, должен удовлетворять определенным требованиям и характеристикам. С этой целью проводится подготовка природного газа к дальнейшему транспорту, т.е. отделение влаги и тяжелых углеводородов.

Основной технологией подготовки конденсатсодержащих газов практически на всех месторождениях Крайнего Севера является низкотемпературная сепарация (НТС). Большое значение во всех модификациях этого способа подготовки газа играет рекуперативный теплообмен «газ – газ»: он участвует в достижении низких температур подготавливаемого газа наряду с дросселями, эжекторами и турбодетандерами. Основным типом рекуперативных теплообменников являются кожухотрубчатые аппараты, однако в последнее время делаются попытки применить на промысловых установках пластинчатые теплообменники. Аппараты данного типа нашли применение в различных отраслях промышленности: химической, нефтяной, при производстве сжиженного природного газа, на воздухоразделительных установках и др.

Известно, что пластинчатые теплообменники характеризуются высокой эффективностью теплопередачи. Применительно к промысловым установкам комплексной подготовки газа (УКПГ) по технологии НТС разработчики такого оборудования для рекуперативных теплообменников «газ – газ» дают расчетные значения коэффициента теплопередачи K = 900…1400 Вт/(м2·К). Это значительно выше уровня K = 350…500 Вт/(м2·К), достигнутого для традиционных кожухотрубчатых теплообменных аппаратов. Коэффициент K является расчетным показателем.

Для интегральной оценки эффективности рекуперативных теплообменников используется комплексный параметр теплообмена K·F, представляющий собой произведение коэффициента теплопередачи и площади теплопередающей поверхности.

Для типовых технологических линий НТС с турбодетандерными агрегатами (ТДА) на УКПГ Крайнего Севера этот параметр должен составлять не менее 52 кВт/К на каждый миллион метров кубических в сутки производительности технологической линии. Таким образом, применительно к широко распространенным линиям производительностью 10…11 млн м3/сут параметр теплообмена должен находиться в диспазоне 520…570 кВт/К. Отметим, что с точки зрения технологии НТС площадь поверхности и эффективность рекуперативного теплообменника «газ – газ» неважны – лишь бы значение параметра K·F обеспечивало достижение требуемой температуры НТС.

В этой связи пластинчатые теплообменники с указанной высокой эффективностью теплопередачи могут иметь значительно меньшую теплопередающую поверхность –370…407 м2 при K = 1400 Вт/(м2·К) – по сравнению с кожухотрубчатыми теплообменниками, площадь поверхности которых обычно составляет 1300 м2

Приведенные показатели, казалось бы, однозначно свидетельствуют о преимуществах пластинчатых аппаратов по сравнению с кожухотрубчатыми. Однако промысловая практика наличия таких преимуществ не подтверждает.

Результаты расчёта коэффициента теплопередачи кожухотрубчатых теплообменников и пластинчатых теплообменников для обследуемых режимов приведены в таблице 1. (Для пластинчатых теплообменников ТН № 10 приведены наилучшие показатели).

Таблица 1 – Результаты расчёта коэффициента теплопередачи теплообменника 20Т-1

 

 

ГП

 

 

ТН

Рас- ход, тыс. м3

Температура, трубный поток

(прямой), °С

Температура, межтрубный поток

(обратный), °С

К

расчёт (пря-мой), Вт/м2К

К

расчёт (обрат-ный), Вт/м2К

 

Отклоне-ние, %

 

k·F кВт/К

вход

выход

вход

выход

Режим регламентной температуры НТС

 

 

 

 

1

1

445

26,1

0,9

-10,7

15,4

473,0

427,3

10,7

576,6

3

458

26,1

0,1

-13,4

15,4

464,6

449,0

3,5

585,1

4

450

26,1

1,1

-11,1

16,7

492,4

477,6

3,1

621,3

5

455

26,1

0,8

-13,1

13,8

413,5

383,5

7,8

510,5

7

436

26,1

-2

-16,7

15,2

453,2

448,8

1,0

577,8

8

450

26,1

0,7

-10,2

15,3

495,1

433,6

14,2

594,9

10

407

26,1

0

-17,2

10,4

710,8

649,2

9,5

367,2

Режим пониженной температуры НТС

 

 

 

 

1

1

449

26,1

-13,5

-35

7

412,1

381,3

8,1

508,2

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

454

26,1

-15,1

-36

8,3

455,3

427,1

6,6

565,2

5

430

26,1

-14,7

-37,7

5,9

382,3

356,4

7,3

473,1

7

440

26,1

-12,7

-33,2

9,2

430,4

410,3

4,9

538,5

8

451

26,1

-14,7

-34,2

7,4

452,9

402,8

12,4

548,0

10

419

26,1

-7,9

-30,6

0,9

654,9

524,0

25,0

318,3

 

 

 

 

 

 

 

2

103

455

25

-1

-13,2

15,3

510,0

487,7

4,6

639,0

104

440

25

-1,4

-17

14,4

421,9

437,8

3,6

550,6

106

450

25

-0,6

-16,1

13,5

404,0

407,5

0,9

519,8

108

437

25

-0,3

-9,7

14,9

533,2

452,3

17,9

631,2

109

460

25

0,1

-13,9

15,3

459,4

469,9

2,2

595,2

110

454

25

-1,2

-16,1

14,5

444,7

453,1

1,8

575,0

201

434

25,9

4,5

-9

17,1

397,5

422,9

6,0

525,4

202

458

25,9

3,8

-7,1

17,1

484,8

463,1

4,7

607,1

204

426

25,9

4,6

-5,5

16,2

430,8

382,9

12,5

521,2

205

462

25,9

3

-10,3

17,8

474,2

507,6

6,6

628,8

208

457

25,9

4,2

-5,5

18

531,5

502,1

5,9

662,0

209

467

25,9

3,5

-5,6

15,1

495,3

399,3

24,0

573,0

Расчет проведен по упрощенным формулам, разработанным ООО «Газпром ВНИИГАЗ» для оперативного определения коэффициентов теплопередач 20Т-1 на основе показаний штатных средств измерения:

,

.

где ∆Tлогсреднелогарифмический температурный напор.

Для расчёта по трубному потоку:

где ∆tхол – разность температур между трубным и межтрубным потоками на холодном конце теплообменника, град;

∆tтепл – разность температур между трубным и межтрубным потоками на тёплом конце теплообменника, град.

Для расчёта по межтрубному потоку:

Полученные коэффициенты теплопередачи показывают высокую эффективность теплообменников: практически по всем аппаратам они составили более 400 Вт/м2К. Также высокие значения имеет и основной показатель – интегральный параметр теплообмена K*F (произведение коэффициента теплопередачи и поверхности): более 550 кВт/К.

Коэффициенты теплопередачи 20Т-1 опытной линии №10 ГП-1 (пластинчатый теплообменник) в период проведения обследования оказались несколько выше кожухотрубчатых: 600…680 Вт/м2К, однако параметр теплообмена K*F оказался значительно ниже требуемого минимального значения: 367…318 против 550 кВт/К. В результате на этой линии не удалось достигнуть пониженные температуры НТС. Кроме того, при понижении температуры НТС ниже минус 35 оС наблюдается рост гидравлического сопротивления, что объясняется гидратообразованием по сырому потоку. При прочих равных условиях этого не наблюдается на кожухотрубчатых аппаратах.

При добыче газа на максимальных значениях – 264 млн м3/сут, т.е. загрузка технологических линий составила в среднем 11 млн м3/сут. Однако по опытной нитке (ТН 10) она не превысила 10,5 млн м3/сут. Несмотря на это, при большей подаче метанола перед 20Т-1 (0,72 г/м3 против 0,65…0,70 г/м3 по другим линиям) по сухому потоку наблюдалось высокое гидравлическое сопротивление – около 150 кПа, что свидетельствовало о гидратообразовании. В результате коэффициенты теплопередачи снизились до небывало низких значений – около 300 Вт/м2К против 350…400 Вт/м2К по кожухотрубчатым теплообменникам остальных технологических линий. По всей видимости, этого количества подачи метанола недостаточно.

Это подтверждает тезис о том, что пластинчатые теплообменники крайне чувствительны к гидратным проявлениям и требуют значительно большей подачи метанола в сырой поток на входе в 20Т-1.

Максимально допустимое технологическое давление в пластинчатых теплообменниках составляет 10 МПа, но большинство компаний производителей могут выпускать теплообменники с ограничениями по давлению 4,0 МПа.

Таким образом, опыт применения пластинчатых теплообменников в качестве важнейшего элемента промысловых установок НТС – рекуперативного теплообменника – следует признать негативным. При проектировании новых УКПГ с использованием технологии НТС целесообразно и в дальнейшем ориентироваться на кожухотрубные теплообменники.

Литература

Гриценко А.И. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России – Москва, Недра, 1999. – 473 с.

3. Истомин В.А. Низкотемпературные процессы промысловой обработки природных газов. Часть 2 / В.А. Истомин. – Москва, ИРЦ Газпром, 1999. – 58 с.

4. Истомин В.А. Низкотемпературные процессы промысловой обработки природных газов. Часть 1 / В.А. Истомин. – Москва, ИРЦ Газпром, 1999. – 74 с.

Literature

Gricenko A.I. Sbor i promyslovaja podgotovka gaza na severnyh mestorozhdenijah RossiiMoskva, Nedra, 1999. – 473 s.

3. Istomin V.A. Nizkotemperaturnye processy promyslovoj obrabotki prirodnyh gazov. Chast' 2 / V.A. Istomin. – Moskva, IRC Gazprom, 1999. – 58 s.

4. Istomin V.A. Nizkotemperaturnye processy promyslovoj obrabotki prirodnyh gazov. Chast' 1 / V.A. Istomin. – Moskva, IRC Gazprom, 1999. – 74 s.