Эффективность использования различных типов энергопривода на компрессорных станциях

Одной из основных проблем, стоящих перед газовой промышленностью и определяющих перспективы ее дальнейшего развития можно назвать проблему снижения расхода энергоресурсов на нужды отрасли. В настоящее время, когда отрасль добывает немногим более 500 млрд. м3 газа в год и имеет на большинстве месторождений падающую добычу газа, ежегодно расходуя на собственные нужды около 45−50 млрд. м3 газа и порядка 12−15 млрд. кВтч в год электроэнергии, эта проблема выглядит особенно остро.

Анализ структуры и масштабов потребления топливно-энергетических ресурсов по отрасли свидетельствует о том, что их расходы составляют около 80 млн. т. у. т. или примерно 9% от всего национального потребления первичных энергоресурсов. При этом расход энергоресурсов в наибольшей степени приходится на магистральный транспорт газа из. отдаленных районов страны в центральные и промышленные регионы России (свыше 80%).

Это свидетельствует о том, что проблема снижения затрат энергоресурсов по отрасли в первую очередь должна быть направлена на повышение эффективности работы магистральных газопроводов и прежде всего компрессорных станций (КС), как основных потребителей топливно-энергетических ресурсов. Эта задача в значительной степени усиливается, если принять во внимание, что КПД эксплуатируемых на газопроводах газотурбинных установок (ГТУ), суммарная мощность которых составляет свыше 80% от мощности всех других установленных видов энергопривода, в ряде случаев, по разным объективным причинам находится на уровне 2022%.

Режим работы современного крупного газопровода характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года и из года в год. В зимнее время газопроводы работают, как правило, в режиме максимальной подачи газа, а в летнее время, когда потребление газа снижается, в режиме минимальной подачи газа по газопроводу.

Сезонное колебание в подаче газа по газопроводу из-за неравномерного потребления газа в течение года промышленными, коммунально-бытовыми и другими потребителями приводит к неравномерному использованию установленного оборудования, его простою, снижению среднегодовой загрузки газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и, как следствие, перерасходу топливного газа из-за отклонения режимов работы станции от оптимальных.

На компрессорных станциях ОАО «Газпром» в настоящее время в эксплуатации находится более 4000 ГПА различных типов. Наибольший удельный вес в структуре парка ГПА имеют при этом газотурбинные агрегаты — около 75%. Электроприводные ГПА составляют около 18%, а газомотокомпрессоры (поршневые компрессоры с приводом от двигателей внутреннего сгорания, работающие на газе) — около 5% от общего числа установленных агрегатов.

В настоящее время к ГПА любого типа, устанавливаемого на газопроводах, должны предъявляться следующие основные требования: возможность варьирования по степеням сжатия в большом диапазоне режимов (особенно на головных КС), высокая надежность работы агрегатов, их максимальная автономность, высокая экономичность, экологическая чистота и т. п.

В наибольшей степени этим требованиям отвечают ГПА с газотурбинным видом привода.

По сравнению, например, с поршневыми агрегатами они имеют более простую конструкцию, позволяют сконцентрировать большую мощность в одном агрегате, относительно просты в эксплуатации, полностью уравновешены, хорошо подаются автоматизации, имеют относительно небольшие габаритные размеры. По сравнению с электроприводными ГПА они представляют собой автономный вид привода, работая на том же газе, что и перекачивают.

Сопоставление газотурбинного и электрического привода, как основных видов привода для магистральных газопроводов большого диаметра, проводилось не раз многими организациями. При этом в подавляющем случае все исследователи отдавали предпочтение газотурбинному типу привода.

Определение приведенного КПД на муфте нагнетателя при использовании газотурбинных агрегатов осуществляется при этом относительно просто, исходя прежде всего из паспортных данных о КПД установок, их текущего состояния и режимов работы на газопроводе.

Сложнее обстоит дело с определением приведенного КПД на муфте нагнетателя при использовании электропривода в силу зависимости его от многих факторов: КПД тепловых станций, повышающих и понижающих трансформаторов, КПД линий электропередач, КПД самого электродвигателя и его редуктора и т. п.

Очевидно, что приведенные КПД электродвигателя практически не зависят от мощности самого электропривода и в зависимости от типа электростанций будут находиться примерно в диапазоне 29−33%.

КПД газотурбинных установок, как правило, несколько возрастает с увеличением мощности установок и для современных ГТУ они находятся на уровне 34−36%.

Газотурбинные ГПА нового поколения призваны обеспечить высокий уровень основных эксплуатационных показателей, включая высокую экономичность (КПД на уровне 32−36%), улучшенные экологические показатели, высокую надежность: наработка на отказ не менее 3,5 тыс. час, межремонтный ресурс на уровне 30−35 тыс. час. и т. п.

Опыт эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что проектные и фактические данные их работы редко совпадают между собой. Например, фактическое давление газов на целом ряде газопроводов, как правило, на 5 — 10% ниже проектных. Причины отклонения разные: не всегда на оптимальном режиме работают компрессорные станции, стенки газопроводов повреждены коррозией, что приводит к необходимости эксплуатировать газопроводы на давлениях ниже проектных и т. п. Все это приводит к затрате дополнительной мощности на компримирование газа и перерасходу энергии на его транспортировку.

Опыт использования газотурбинного энергопривода на компрессорных станциях показывает, что далеко не вся теплота, образующая в камере сгорания ГТУ в результате сгорания топлива, полезно используется для выработки мощности на валу нагнетателя. Значительная часть ее теряется безвозвратно, особенно с уходящими из турбины отработавшими продуктами сгорания с температурой 400 — 500 °C.

Рациональное и наиболее полное использование подведенной теплоты топлива в камере сгорания ГТУ, т. е. прежде всего уменьшение потерь теплоты с уходящими газами, следует считать задачей большой важности для отрасли как на стадии проектирования ГПА, так и в условиях их эксплуатации на газопроводах. Расчеты показывают, что для перспективных газотурбинных установок коэффициент эффективного использования теплоты сгорания топлива может достигать величины порядка 80% и даже выше, в т. ч. на уровне 34−36% для выработки мощности на валу нагнетателя, а остальное за счет рационального использования теплоты отходящих газов.

Следует отметить, что решению задачи по наиболее полному использованию теплоты отходящих газов ГТУ посвящено много работ, однако и в настоящее время эта задача остается для отрасли весьма актуальной и требует своего дальнейшего комплексного решения.

Одним из наиболее важных и радикальных направлений по снижению энергозатрат на транспорт газа следует считать реконструкцию газотранспортных объектов с внедрением в практику эксплуатации новых типов ГПА и энергосберегающих технологий транспорта природных газов.

Важнейшим направлением развития энергосберегающих технологий транспорта газа следует признать и дальнейшее совершенствование эксплуатации агрегатов на КС. Здесь, прежде всего, следует выделить такие направления как оптимизация режимов работы КС, развитие систем технической диагностики, улучшение качества ремонтных работ, сокращение потерь газа на технологические нужды, повышение гидравлической эффективности линейных участков газопроводов за счет периодической очистки их проточной части, эффективное использование аппаратов воздушного охлаждения газа на КС, устранение разного рода утечек и перетоков в системе запорной арматуры и т. д.

В условиях дефицита денежных средств, все намечаемые мероприятия по энергосбережению должны быть ранжированы по величине получаемой экономии с использованием термодинамических, газодинамических и основанных на них технико-экономических расчетах.

Следует отметить, что вопросы оптимизации выбора вида энергопривода КС при сооружении и реконструкции газотранспортных систем, повышения эффективности эксплуатации электроприводных и газотурбинных ГПА, в том числе и за счет их совместного использования на компрессорных станциях, исследовались многими авторами и организациями [2, 4, 7, 8, 10, 14, 15, 20, 28, 34, 38,47, 48, 50, 54, 55 и др.].

Однако, изменение коньюктуры цен на электрическую энергию и природный газ, появление новых типов ГПА, внедрение энергосберегающих технологий транспорта газа с учетом все возрастающего объема предстоящих работ по реконструкции и техническому перевооружению магистральных газопроводов требуют периодического возобновления исследований в указанном направлении.

В связи с вышеизложенным целью диссертационной работы является сопоставление основных видов энергопривода компрессорных станций в современных условиях и разработка методов повышения эффективности их использования на магистральных газопроводах.

Научная новизна работы заключается, прежде всего, в том, что автором впервые:

• исследованы и аналитически описаны режимы работы магистрального газопровода по кварталам года;

• предложен метод технико-экономического сопоставления газотурбинного и электрического видов привода в современных условиях при замене единичных газоперекачивающих агрегатов на КС и реконструкции всей компрессорной станции;

• предложены уравнения для оценки экономии топливного газа в условиях замены физически изношенных и морально устаревших агрегатов на новые и определения срока их эксплуатации на КС;

• предложен комплекс энергосберегающих технологий при использовании различных типов электропривода КС.

Практическая ценность работы заключается в том, что она выполнялась исходя из конкретных потребностей отрасли и направлена на реализацию «Концепции энергосбережения в ОАО „Газпром“ на 2001;2010 г. г.», «Комплексной программы реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа, ДКС и КС ПХГ на период 2002;2006 г. г.» и «Целевой комплексной программы по созданию отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций ОАО «Газпром». Методика сопоставления различных видов энергопривода предложена для использования в ОАО «Газпром».

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ.

1. Проведен анализ неравномерности подачи газа по магистральным газопроводам и получено его аналитическое описание по кварталам года.

2. Предложена методика технико-экономического сопоставления газотурбинного и электрического видов привода в современных условиях при замене единичных ГПА на КС и реконструкции компрессорной станции. В качестве основного критерия при сопоставлении различных ГПА выбрана и обоснована стоимость кВт-ч энергии выработанной агрегатами на валу нагнетателя.

3. Проведены развернутые комплексные расчеты по определению дисконтированных затрат при реконструкции КС с учетом неравномерности подачи газа по газопроводу, свидетельствующие в пользу несомненного преимущества газотурбинных агрегатов по сравнению с электроприводными. При существующих ценах на электроэнергию и топливный газ стоимость одного кВт-ч энергии у газотурбинных агрегатов примерно в 2,5−3 раза ниже, чем у электроприводных.

4. Предложены уравнения для оценки экономии топливного газа в условиях замены физически изношенных и морально устаревших агрегатов на новые, определения сроков эксплуатации и окупаемости ГПА на компрессорных станциях.

5. Проведена оценка экономии топливного газа при реконструкции регенеративных ГТУ с заменой пластинчатых регенераторов на трубчатые с повышением численного значения коэффициента регенерации.

6. Предложены модели оптимизации режимов работы компрессорных станций по условию минимума затрат топливного газа на нужды перекачки.

7. Исследована возможность регулирования режимов работы КС при совместном использовании газотурбинных и электроприводных агрегатов.