Porshakov_B.P._Osnovnye_napravl._razrabotki_energosbereg._tehnologiy_truboprovod._transporta

Приведеиные данные показывают, насколько правильный и обо­

снованный выбор вида энергопривода компрессорных станций для того или иного региона эксплуатации оказывает влияние на эф­

фективность и экономичность транспорта природных газов по га­

зопроводам.

В настоншее время к ГПА любого типа, устанавливаемым на

газопроводах, должны предъявляться следующие основные требо­ вания: возможность варьирования по степени сжатия в большом

диапазоне (особенно на головных КС), высокая надежность рабо­

ты агрегатов, их максимальная автономность, высокая экономич­

ность, экологическая чистота и т. п.

В наибольшей степени этим требованиям отвечают ГПА с газо­

турбинным видом привода.

По сравнению, например, с поршневыми агрегатами они имеют

более простую конструкцию, позволяют сконцентрировать боль­

шую мощность в одном агрегате, относительно просты в эксплуа­

тации, полностью уравновешены, хорошо поддаются автоматиза­

ции, имеют относительно небольшие габаритные размеры. По срав­ нению с электроприводными ГПА они представляют собой авто­

номный вид привода, работая на том же газе, что и перекачивают.

В известном Постановлении ОАО <<Газпром>) от 28.09.2000 г. NQ 52 <<0 концепции развития энергетики ОАО <<Газпром>) на ос­ нове применения собственных электростанций и энергоустано­ ВОК>) отмечалось, что потенциал электроприводных ГПА на газо­

проводах в 1999 г. составлял 5,6 млн кВт (примерно 13% от общей

установленной мощности ГПА). В силу высоких тарифов и низ­

кого качества отпускаемой электроэнергии электроприводные аг­

регаты использовались всего на 13-15%.

Фактически на территории северных районов страны и прежде

всего Тюменской области в сетях <<Тюменэнерго>) происходили

постоянные аварийные отключения или осуществлялся так назы­

ваемый <<Режим ожидания>> аварийной остановки.

В настоящее время стала отчетливо проявляться тенденция к

снижению эффективности работы энергетической отрасли России в целом, чему в значительной степени способствует старение энер­

гетического оборудования, снижение объемов и эффективности ин­ вестиций в электроэнергетику. По мнению ОАО <<Газпром>), выбы­

тие энергетических мощностей по причине выработки ресурса к

12

2005 г. составит примерно 40, а к 201 О г. - 55% от действующих

мощностей.

Не менее остро стоит и проблема надежности работы элект­

рических сетей. Уже в настоящее время около 5 тыс. км высоко­ вольтных линий напряжением 100 и 220 кВ и подстанций мощ­ ностью 8 млн кВ подлежат полной замене. К 201 О г. потребуется

реконструкция примерно 20 тыс. км высоковольтных линий на­ пряжением 11 О кВ и выше. Все это и приводит к резкому сниже­

нию надежности поставки электроэнергии на КС. Только в 19981999 гг. было зарегистрировано 117 случаев нарушения электро­ снабжения, прежде всего - в северных районах страны, по при­ чине аварийной ситуации в сетях АО <•Тюменэнерго•>.

Возникает необходимость самому ОАО <<Газпром•> создавать ус­ тановки небольшой мощности для выработки электроэнергии на

собственные нужды и внимательно подходить к выбору типа при­ вода компрессорных станций при их реконструкции. Это большая

и важная проблема, стоящая сегодня перед <•Газпромом•> по обес­

печению КС электроэнергией на нужды станции.

Сопоставление газотурбинного и электрического приводов, как основных видов привода для магистральных газопроводов большого диаметра, проводилось не раз и многими организациями и будет

проводиться далее, в силу изменения цен на газотрансnортное обо­ рудование и энергоносители, хотя в подавляющем большинстве ис­

следователи отдавали предпочтение газотурбинному типу привода.

Определение приведенного КПД на муфте нагнетателя nри использовании газотурбинных агрегатов решается при этом от­

носительно просто, исходя, прежде всего, из паспортных данных

КПД установок, их текущего состояния и режимов работы на

газопроводе.

Сложнее обстоит дело с определением приведенного КПД на

муфте нагнетателя при использовании электроnривода в силу за­

висимости его от многих факторов: КПД тепловых станций, по­

вышающих и понижающих трансформаторов, КПД линий элект­

ропередач, КПД самого электродвигателя и его редуктора и т. п.

Очевидно, что приведенные КПД электропривода на муфте нагнетателя практически не зависят от мощности самой установ­ ки и, в зависимости от типа электростанций, будут находиться в

диапазоне примерно 29-33%.

13

Основная масса компрессорных цехов и устаноuленных в них

агрегатов была введена в эксплуатацию свыше 20 лет тому назад.

За это время значительная часть оборудования уже выработала

свой срок эксплуатации, физически износилась и работает с КПД

на уровне 18-20%. Трубная обвязка компрессорной станции так­

же поизносилась, что приводит к необходимости работать на по­

ниженных давлениях при транспортировке газа, увеличивая тем

самым расход энергии на нужды перекачки.

Проблема реконструкции оборудования компрессорных стан­ ций - это большая проблема и без сушественных инвестиций ее

не решить, а в связи с дальнейшим старением оборудования веро­ ятность отказов, естественно, будет возрастать.

Проведенный анализ состояния газотранспортных систем стра­ ны показывает, что развитие энергосберегаюших технологий траl!с­

порта природных газов должно идти по самым различным направ­

лениям, обусловленным экономией топливных и энергетических

ресурсов на транспорт газа.

Оптимизация режимов работы магистральных газопроuодов и,

следовательно, минимальные расходы материальных и энергети­

ческих ресурсов на транспорт газа определяются многими услови­

ями, которые должны быть учтены и реализованы при реконст­ рукции и модернизации газотранспортного оборудования, орга­

низации качественной службы эксплуатации и обслуживания га­ зоперекачиваюшего оборудования с развитой системой его диаг­

ностирования.

Опыт эксплуатации магистральных газопроводов показывает,

что проектные и фактические данные их работы практически мало когда совпадают между собой. Например, фактическое даuление

газов на целом ряде газопроводов как правило на 5-I О % ниже

проектных. Причины отклонения разные: не всегда в оптималь­

ном режиме работают компрессорные станции, стенки газопрово­

дов повреждаются коррозией, что приводит к необходимости экс­

плуатировать газопроводы на давлениях ниже проектных и т. п.

Все это ведет к затрате дополнительной мошности на комприми­

рованис газа и перерасходу энергии на его транспортировку.

Особо следует отметить необходимость повышения квалифи­

кации обслуживаюшего персонала комnрессорных станций, уме­ ния проводить расчеты для определения основных показателей

ГПА, широкого развития и использования различных видов диаг­

ностики оборудования.

15

Так как наш университет регулярно nроводит курсы по nовы­

шению квалификации обслуживающего nерсонала КС, то мы ре­

шили nоnросить инженеров, nриезжающих на стажировку, отве­

тить на воnрос <<Что оnределяет и от чего зависит эффективность работы любой станции?>>, оценивая каждый ответ по десятибалль­

ной системе. Построив по результатам ответов (число эксnертов

- до 70 человек из разных регионов страны) своеобразную гис­

тограмму, мы выявили, что на nервом месте стабильно отмечалась квалификация обслуживающего nерсонала станции; на втором ме­

сте - надежность работы оборудования. К сожалению, воnросы

экономии энергоресурсов отмечались несколько ниже, что свиде­

тельствует о том, что этим воnросам на комnрессорных станциях

сегодня уделяется мало внимания. Работает машина- и хорошо, а с какими показателями она работает, как улучшить режим ее работы - зачастую остается от ремонта к ремонту агрегата вне nоля зрения обслуживающего nерсонала. Действительно, очень

многое зависит от грамотного обслуживания агрегатов КС. Даже

ориентировочные расчеты nоказывают, что только за счет nовы­

шения качества проводимых ремантов ГПА, nовышения относи­ тельных КПД осевого комnрессора и газовой турбины, расход тоn­

ливного газа на газотурбинном nриводе можно сократить на 5-6 %. Примерно в этом же диаnазоне можно nоднять и мощность

самого агрегата.

В условиях исnользования газотурбинных установок на маги­ стральных газоnроводах их необходимо рассматривать как агрега­ ты, вырабатывающие два вида энергии: механическую - на валу нагнетателя для его nривода, и тепловую- в форме теплоты отхо­ дящих газов, наиболее полное и рациональное использование ко­

торых является одним из направлений по дальнейшему развитию

энергосберегаюших технологий трубопроводного транспорта nри­

родных газов.

Опыт исnользования газотурбинного энергопривода на комn­ рессорных станциях показывает, что далеко не вся теплота, обра­ зуюшалея в камере сгорания ГТУ в результате сгорания топлива,

полезно используется для выработки мощности на валу нагнета­

теля. Значительная часть ее теряется безвозвратно, особенно с

отработавшими продуктами сгорания, уходящими из турбины с

темnературой 400-500°С.

Рациональное и наиболее nолное использование подведенной теплоты топлива в камере сгорания ГТУ, т. е., прежде всего, умень-

16

шение потерь теплоты с уходящими газами, следует считать зада­

чей большой важности для отрасли как на стадии проектирования

ГПА, так и в условиях их эксплуатации на газопроводах. Расчеты

показывают, что для перспектинных газотурбинных установок ко­

эффициент эффективного использования теплоты топлива может достигать величины порядка 80% и даже выше; из них для выра­ ботки мощности на валу нагнеппеля - на уровне 34-36%, а ос­

тальноеза счет рационального использования теплоты отходя­

ших газов.

Следует отметить, что решению задачи по наиболее полному

использованию теплоты отходящих газов ГТУ посвяшено много работ, однако и в настояшее время эта задача остается для отрасли весьма актуальной и требует своего дальнейшего комплексного

решения.

Наиболее реальным и быстро реализуемым способом рацио­ нального использования теплоты отходящих газов ГТУ считается

введение разного рода утилизационных устаноuок для целей теп­

лоснабжения -отопления и горячего водоснабжения помсшений

компрессорных станций и прилегаюших поселков u осенне-зим­ ний период, создания теплиц и т. п., что в обшем-то отчасти и

делается.

При решении задач утилизации теплоты отходяших газов целе­

сообразны следующие основные направления: утилизация тепло­

ты за счет использования тепла в цикле установки (регенератив­

ные ГПА); использование, безрегенеративных ГТУ, но с глубокой

утилизацией теплоты отходящих газов, в частности, для полу'Iе­

ния горячей воды и пара на отопление помешений станции и при­

легаюших поселков в осенне-зимний период эксплуатации; выра­

ботки дополнительной электроэнергии на нужды компрессорной

станции и т. д.

Особым направлением следует признать возможность глубо­

кой утилизации теплоты отходяших газов в условиях использова­

ния на КС парагазотурбинных установок (ПГУ), когда отработав­

шие продукты сгорания используютел u котлах-утилизаторах для

получения пара и последуюшей выработки электроэнергии в па­ ровой турбине на собственные нужды.

Следует отметить, что каждое из указанных направлений по утилизации теплоты отходящих газов требует своего специального

исследования и обоснования для использования.

17

Одним из наиболее важных и радикальных н;шравлсний по

снижению энергозатрат на транспорт газа следуст считать рекон­

струкцию газотранспортных объекто[) с внедрением в практику эксплуатации новых энергосберегающих технологий.

В направлении решения этой проблемы 000 <<Мострансr<lЗ•> в период 1999-2001 гг. провел реконструкцию КС <<Белоусово» с

установкой на станциях ГПА нового поколения с различной удель­

ной мощностью: 16, 12 и 6,3 МВт.

Предварительно <<Мострансгаз•> с участием РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, на основе данных о периодических колебани­ ях в подаче газа по КС, провел развернутые расчеты по выбору и обоснованию использования различных типов ГПА на КС, на­ чиная от четырех ГПА мощностью 16 МВт каждый и заканчивая агрегатами мощностью 12 и 6,3 М Вт в различном их сочетании.

Для ГПА мощностью 16 МВт рассматривалась установка ГПА­

U-16 << В•> с двигателем Н К-16СТ и с КПД на уровне 29%; для ГПА

мощностью 12 МВтустановка ГПА-U-12 <<В» «УраЛ» с двигате­

лем ПС-90 и КПД на уровне 33,5%; для ГПА 6,3 МВтустановка

ГПА-U-6,3 с двигателем НК-14СТ и КПД на уровне 31%.

В настоящее время компрессорная станция <•Тума•>, построен­ ная на базе вышедшей из строя КС с электроприводными агрега­

тами, состоит из двух агрегатов мощностью 16 М Вт и двух - мощ­ ностью 12 М Вт.

Компрессорная станция <<Белоусово•> введена в эксплуатацию в 1959 г., когда подача газа осуществлялась 10 порщневыми агре­

гатами типа 10 ГКМ-1-4 мощностью 735 кВт каждый; в 1961 г.

пущен еще один порщневой цех с 12 поршневыми агрегатами

того же типа и в 1967 г. - цех с 3 газотурбинными агрегатами

типа ГТК-5 мощностью 4250 кВт каждый. Это значит, что все установленные на КС ГПА выработали свой временной срок эк­

сплуатации и станция подлежала реконструкции с установкой

агрегатов нового поколения.

Предварительно проведенный анализ режимов работы Бе­

лоусовского УМГ за период 1998-1999 гг. и оценка этих ре­

жимов на перспектину показали, что среднесуточная подача

газа в году при численном значении относительной амплиту­

ды колебаний в диапазоне 0,25-0,27 может изменяться от 40 млн м3/сут в летний период эксплуатации до 75 млн м3jсут в

зимний, с соответствующим колебанием мощности станции в

19