15. Совместное использование газотурбинного и электрического типов привода на компрессорных станциях

Оценка состояния газопроводов страны показывает, что значительная часть компрессорных станций оборудована газотурбинными и электроприводными агрегатами. среди которых эксплуатируются ГТУ различного типа и мощности и электроприводные ГПА типа СТД-12500 с нагнетателем 370-18-2 с паспортной мощностью 12,5 МВт СТД-4,5 мощностью 4,0 МВт. При этом каждый тип ГПА работает на свою «нитку», хотя в целях обеспечения оптимального технологического режима они и оборудованы между собой перемычками.

Одной из характерных особенностей эксплуатации электроприводных агрегатов является то, что они не имеют возможности регулировать свою частоту вращения при изменении подачи газа по газопроводу.

Вместе с тем, целом ряде случаев газотурбинные агрегаты по установленной мощности не всегда могут обеспечить технологические требования по перекачке планируемого количества газа, что вызывает необходимость подключать к работе и электроприводные агрегаты, т.е. возникает необходимость осуществить совместную работу цехов компрессорной станции с разным видом привода.

В первом приближении технологический режим работы таких КС, исходя из особенностей рабочего процесса ГТУ и электродвигателя, представляется целесообразным в зимний период времени использовать в работе прежде всего газотурбинные агрегаты, а покрытие недостающей мощности и ее резервирование осуществлять за счет электроприводных агрегатов. В летний период времени (особенно при повышенной температуре наружного воздуха) целесообразнее использовать электроприводные ГПА с резервированием мощности за счет использования газотурбинных установок.

Соединение газотурбинных и электроприводных цехов компрессорных станций перемычками позволяет упростить регулирование режимом работы компрессорной станции в целом. Несмотря на некоторое перераспределение потоков газа между газотурбинными и электроприводными ГПА их технологически совместный режим работы естественно должен будет осуществляться при одинаковой степени сжатия по цехам данной станции ( = idem) и, в принципе, возможной различной частоте вращения валов нагнетателей.

Одновременно, возможность совместного использования разнотипных агрегатов дает возможность оптимизировать режим работы компрессорной станции как с технологической, так и с технико-экономических точек зрения.

16. Сопоставление газотурбинных и электроприводных агрегатов и определение срока их службы на кс.

У каждого из указанных типов привода есть свои плюсы и минусы, потенциальные возможности и ограничения дальнейшего развития, последующего совершенствования и повышения эффективности использования. Анализ преимуществ различных видов энергопривода позволяет укрупнено сформировать области их наиболее эффективного использования.

Газотурбинные агрегаты – для линейных и дожимных компрессорных станций, расположенных в удаленных регионах и сложных климатических условиях;

Электроприводные агрегаты - для компрессорных станций, расположенных в районах крупных энергосистем и при ограниченном их использования во времени;

Решение задачи сопоставления можно рассматривать с двух направлений.

Во-первых, когда речь идет о выборе вида привода при строительстве новых компрессорных станций или реконструкции КС.

Во-вторых, когда речь идет о сопоставлении и определении эффективности работы уже установленных на станции агрегатов.

В первом случае расчеты необходимо проводить с использованием метода дисконтированных затрат с отнесением их к первому году начала строительства или реконструкции КС. Во втором случае, все расчеты целесообразно проводить с определением всех расходов по агрегатам отнесенных к году их эксплуатации.

Это объясняется в основном тем, что постоянно меняющиеся цены на оборудование, топливный газ и электроэнергию вызывают необходимость практически периодически (особенно в период реконструкции компрессорных станций) возобновлять и проводить технико-экономические расчеты по обоснованию и выбору оптимального вида энергопривода для эксплуатации компрессорных станций на очередной период их работы.

Сравнение электрического и газотурбинного видов привода практически всегда приводило к незначительным отклонениям в итоговых показателях сравнения. В частности, результаты сопоставления этих видов привода показывают, что протяженность линий электропередачи для питания электроэнергией ГПА компрессорной станции, в зависимости от цены на электроэнергию и силовое оборудование, должно находиться в пределах не свыше 50-60 км.

Накопленный опыт эксплуатации электроприводных и газотурбинных ГПА свидетельствует о том, что использование электроприводных ГПА, особенно в последние годы, ограничивается и возросшими ценами на электроэнергию. Сдерживающими факторами использования электроприводных агрегатов на КС являются также относительно низкая надежность в поставке электроэнергии на станцию и отсутствие у электроприводных агрегатов возможности регулирования частотой вращения силового вала в условиях неравномерности подачи газа по газопроводу в течение года и из года в год.

Одним из подходов к решению задачи о приоритетном использовании уже установленных на станции агрегатов газа является метод, основанный на использовании в качестве привода центробежного нагнетателя такого двигателя, который имел бы минимальный расход топлива и денежных средств на выработку одного кВтч энергии на муфте нагнетателя [4], (руб/кВтч). При этом всегда справедливым остается условие, что оптимальным вариантом будет тот, когда в рамках данного типа привода, перекачка заданного количества газа осуществляется минимальным количеством эксплуатируемых агрегатов.

При определении эксплуатационной себестоимости энергии наиболее характерными являются следующие слагаемые: расходы на топливо, воду и смазку, энергетическое обслуживание основных агрегатов, ремонтно-техническое обслуживание, заработную плату производственного персонала. Для электроприводных установок статья расходов за топливо заменяется статьей расходов за электроэнергию.

Оценка срока эксплуатации элетроприводного агрегата на КС. (5.45)

где С - приведенная удельная стоимость эксплуатируемого типа привода, руб./кВт.; Р – приведенная стоимость энергии на муфте нагнетателя для того или иного типа двигателя, руб./кВтч.; Т- среднее время эксплуатации агрегата в году, ч/год; ( - разница в КПД между старым типом ГПА и агрегатом нового поколения, предлагаемого на замену при реконструкции КС.