Электроснабжение компрессорных станций

Задание по курсовой работе

1. Введение

2. Роль и значение газопровода для РБ. Ценность газа. Экономические и физические показатели

3. Магистральные газопроводы

3.1 Технико-экономические показатели магистральных газопроводов

3.2 Магистральные газопроводы небольшой длины

3.3 Отводы от магистральных газопроводов

4. Компрессорные станции. Экономические показатели. Виды привода, их характеристика

5. Повышение эффективности газопроводов

5.1 Качество металла труб

5.2 Шероховатость труб

5.3 Охлаждение газа

6. Оптимальные параметры магистральных газопроводов

7. Дальнейшее совершенствование параметров магистральных газопроводов

8. Критериальные параметры и зависимости, характеризующие ЛЭП для электроснабжения компрессорных станций

8.1 Исходные данные

8.2 Основные теоретические сведения

8.3 Выбор конструкции и типов проводов

8.4 Построение зависимости стоимости передачи электроэнергии от КПД ЛЭП

8.5 Расчет критериальных параметров ЛЭП и их зависимостей

9. Выводы

10. Литература

1.

Введение

Трубопроводный транспорт получил широкое распространение для передачи газа. Ускоренное развитие добычи газа приводит к систематическому увеличению его доли в топливно-энергетическом балансе. Развитие газовой промышленности характеризуется интенсивным введением в эксплуатацию месторождений северных районов Западно-Сибирской низменности, Оренбургских и Среднеазиатских месторождений и быстрым увеличением дальности транспортировки газа.

В настоящее время уже сформирована единая газотранспортная система СНГ, включающая региональные и функциональные системы магистральных газопроводов. Наряду с магистральной системой газопроводов создана разветвленная распределительная сеть.

Если первый магистральный газопровод имел диаметр трубы 340 мм, то сегодняшние — 1000 — 1400 мм. Для того чтобы газопроводы работали эффективно и имели необходимую пропускную способность, на них через определенные интервалы (например, 100 км) размещаются компрессорные станции, поддерживающие давление газа в трубопроводах в определенных пределах. Компрессор — это насос для получения и подачи сжатых газов; в насосах механическая энергия двигателя превращается в потенциальную энергию сжатых газов и теплоту. Насосы разделяются на поршневые, лопаточные (центробежные и осевые), шестереночные, винтовые ротационные, струйные и др.

Компрессорные станции различают в зависимости от типа установленных на них компрессорных машин. Их в свою очередь можно разделить на два обширных класса. К первому относятся машины, у которых сжатие газа происходит за счет сокращения первоначального объема полости, в которой газ находится перед началом сжатия. Этот класс включает поршневые, ротационные и винтовые компрессоры. Ко второму классу относятся машины, в которых сжатие производится путем сообщения газу большой скорости и последующего преобразования кинетической энергии потока в работу сжатия нагнетаемого газа. Этот класс включает центробежные и осевые компенсаторы инжекционного действия (струйные компенсаторы).

На компрессорных станциях магистральных газопроводов применяются машины первого и второго классов: поршневые, ротационные, центробежные и осевые.

Для сжатия перекачиваемого газа используются поршневые и центробежные компрессоры, а для вспомогательных нужд — поршневые, ротационные и осевые компрессоры. Независимо от того, к какому классу относятся те или иные компрессоры, их также различают по давлению всасывания, давлению нагнетания, области применения и типу привода. В СНГ компрессорные станции с агрегатами мощностью 6, 10, 25 МВт работают с турбинным приводом. Газовые нагнетатели с электрическим приводом применяются при относительно небольшой мощности агрегатов.

В странах Западной Европы получил распространение в основном электрический привод, что объясняется прежде всего относительно высокой стоимостью газового топлива. В США выбор типа привода компрессоров для газопроводов делается на основе технико-экономических сопоставлений. Существенное снижение энергетических затрат по сравнению с другими типами приводов дает применение поршневых компенсаторов с электроприводом, но этот тип установок требует значительно больше капиталовложений и в итоге оказывается менее рентабельным, чем центробежные нагнетатели.

Применение электрического привода нагнетателей на газопроводах СНГ позволит повысить надежность компрессорных станций и срок службы, улучшить эксплуатационные характеристики и технико-экономические показатели газопроводов.

Довольно быстрыми темпами газотранспортная система СНГ развивается в настоящее время. На территории Беларуси строится газотранспортная система Ямал — Западная Европа, оснащаемая технологическим оборудованием, соответствующим самым передовым мировым стандартам надежности, экономичности, безопасности и отвечающим нормам экологичности. Длина участка газопровода на территории Беларуси составляет 575 км, на котором будет построено 5 компрессорных станций для перекачки 70 млрд м3 газа. Общая протяженность магистрального газопровода Ямал — Западная Европа — 4104 км с 29 компрессорными станциями.

2. Роль и значение газопровода для РБ. Ценность газа. Экономические и физические показатели магистральный газопровод электроснабжение компрессорный Природный газ является одним из наиболее эффективных видов топлива. Потребители газа даже при одинаковой стоимости 1 т условного газового топлива и угля получают дополнительный эффект от улучшения условий сжигания, который может быть оценен от 3 до 18 руб., а в отдельных случаях и выше. Наименьший эффект получается при потреблении газового топлива на крупных электростанциях, наибольший — в мелких печах и бытовых приборах, а также при использовании газа в качестве сырья химической промышленности.

Громадным достоинством газового топлива является высокая степень его сгорания и незначительные вредные выбросы в атмосферу, что делает крайне желательным его применение на предприятиях, расположенных в городах.

О высокой эффективности применения газового топлива, особенно в высокотемпературных технологических процессах, на предприятиях, расположенных в крупных городах, и для бытовых нужд, т. е. в тех сферах, где оно дает наибольший потребительский эффект, можно судить и по быстрому развитию импорта газового топлива индустриально развитыми странами по трубопроводам большой длины и морским транспортом в сжиженном состоянии с затратами, значительно превосходящими затраты на получение других видов топлива, в том же топливном эквиваленте.

Высокая экономичность газового топлива дает основание считать, что одним из основных направлений совершенствования энергетического баланса нашей страны должно быть повышение удельного веса и эффективности использования газового топлива. Использование газа в народном хозяйстве позволило не только повысить темпы роста экономики страны, качество продукции, но и во многих случаях резко улучшить экологические условия городов. На удельный вес газового топлива в топливном балансе страны большое влияние оказывают показатели транспорта.

Газотранспортная система СНГ представляет в настоящее время взаимосвязанный комплекс промыслов, магистральных трубопроводов, газохранилищ, распределительных трубопроводов. По количеству газа, подаваемого потребителям, газотранспортная система СНГ уступает лишь системе США.

Создание газотранспортной системы началось с 1946 г. строительством первого магистрального газопровода Саратов — Москва диаметром 300 мм. Затем были построены газопроводы Дашава — Киев и Кохтла-Ярве — Ленинград диаметром 400 — 500 мм. Особенно быстрыми темпами начали вводиться в эксплуатацию газопроводы с 1956 г. в связи с открытием Шебелинского, Ставропольского и Краснодарского месторождений и месторождений Средней Азии. Была создана четырех-ниточная газотранспортная система Северный Кавказ — Центр протяженностью около 2000 км и производительностью 42 млрд. м3/год и система Бухара — Урал, положившая начало введению в топливное хозяйство Урала и европейских районов страны газа месторождений Средней Азии.

В 60-х годах началось сооружение крупной газотранспортной системы из четырех ниток Средняя Азия — Центр. В 1971 г. началось освоение месторождений Западной Сибири и были построены газопроводы Уренгой — Надым-Пунга — Пермь — Ижевск — Казань — Горький и др. Особенно быстрыми темпами газотранспортная система страны развивается в последнее время.

Развитие газовой промышленности в настоящее время характеризуется интенсивным введением в эксплуатацию месторождений северных районов Западно-Сибирской низменности, Оренбургских и Среднеазиатских месторождений и быстрым увеличением дальности транспортировки газа. Ускоренное развитие добычи газа приводит к систематическому увеличению его доли в топливно-энергетическом балансе страны.

В настоящее время уже сформирована единая газотранспортная система, включающая региональные и функциональные системы магистральных газопроводов. Система Средняя Азия — Центр позволяет подавать около 56 млрд. м3/год газа из месторождений Средней Азии в европейскую часть. Протяженность системы 3070 км, состоит из двух ниток диаметром 1220 мм и одной нитки диаметром 1020 мм, рассчитанных на давление 56 кгс/см2 и одной нитки 1420 мм на давление 75 кгс/см2. Одна из ниток газопровода диаметром 1420 мм сооружается в содружестве со странами — членами СЭВ. Северокавказская система служит в основном для распределения газа месторождений Северного Кавказа потребителям и частично для подачи в районы Донбасса. Среднеазиатская система подает газ в районы Узбекистана, Таджикистана, Казахстана и Киргизии от месторождений Средней Азии и по импорту из Афганистана. Закавказская система обеспечивает газом потребителей Грузии, Армении и Азербайджана, а также районы Северного Кавказа, т. е. по ней распределяется газ местных месторождений, а также импортируемый газ из Ирана.

Центральная система распределяет газ месторождений Средней Азии, Западной Сибири, Восточной Украины и осуществляет транзит газа в другие районы. Восточно-Украинская система обеспечивает газом Восточную Украину и транспортирует газ на запад. По Западной системе газ подается потребителям Литвы, Латвии, Беларуси, Украины и на экспорт. Поволжская система служит для распределения среднеазиатского и сибирского газа потребителям Поволжья. Уральская система закольцована с Центральной, Поволжской и системой Средняя Азия — Центр. К ней подключен газ сибирских месторождений. Служит для распределения газа на Урале.

Наряду с магистральной системой газопроводов в СНГ создана разветвленная распределительная сеть, обеспечивающая подачу газа к большинству сколько-нибудь крупных населенных пунктов европейской части СНГ, Урала и частично Средней Азии. Удельный вес протяженности распределительных сетей в общей протяженности газопроводов в СНГ составляет около 30%. Это меньше, чем в США и странах Европы, что объясняется прежде всего более высокой концентрацией потребления газа. Следует отметить, что в настоящее время в СНГ намечается увеличение удельного веса газа, расходуемого на технологические и коммунально-бытовые нужды, что приведет к ускоренному развитию разводящих сетей.

Стремление к повышению пропускных способностей крупных магистралей и изменение структуры потребления повысили требования к надежности газоснабжения, что в свою очередь потребовало проведения мероприятий по созданию системы резервирования и покрытия пиковых расходов газа у потребителей другим видом топлива и созданию системы подземных хранилищ. В настоящее время имеются хранилища газа с активным объемом в 34 млрд. м3.

Транспортная система газовой промышленности СНГ по объему подачи газа, протяженности магистральной сети, применению труб большого диаметра, грузонапряженности магистралей и ряду других показателей вышла на второе место в мире после США.

Газопроводный транспорт в СНГ развивался быстрыми темпами, с улучшением технико-экономических показателей, что позволило достичь благоприятных результатов, несмотря на увеличение дальности транспортировки газа и перемещения добычи в районы с неблагоприятными климатическими и гидрогеологическими условиями. Это явилось результатом широкого использования достижений научно-технического прогресса и прежде всего применения труб больших диаметров и перехода к давлению в 75 кгс/см2.

Трубопроводный транспорт газа является практически незаменимым для подачи газа в условиях любого континента. Однако для эффективной работы необходимо обеспечение загрузки трубопроводов на срок их службы, что обеспечивается только при наличии соответствующих запасов.

Структуры потребления газа в СНГ и США резко отличаются. Так, в СНГ потребление газа электростанциями составляет около 25%, технологическими потребителями — около 70%, а коммунально-бытовыми потребителями — около 5%, в США на долю тех же потребителей приходится соответственно около 15, 60 и 25%.

Одной из основных задач дальнейшего развития топливного баланса СНГ является совершенствование структуры потребления газа: уменьшение объема газа, подаваемого низкоквалифицированным потребителям. Это должно привести к созданию большой распределительной сети и росту средств регулирования и резервирования газоснабжения.

Начиная с 1967 г. начал развиваться магистральный газопроводный транспорт в странах Западной Европы. Основной собственной ресурсной базой газопроводов являются месторождения в Нидерландах, в шельфах Северного моря. Но поскольку ресурсная база стран Западной Европы довольно ограничена, газ импортируется из СНГ, Алжира и других стран.

Протяженность магистральных газопроводных систем стран Западной Европы приведена в табл.2.1. Распределительные системы ряда стран превышают развитие магистралей в 2—5 раз, т. е. газ в основном подается на коммунально-бытовые нужды.

Таблица 2.1. Магистральные газопроводные системы стран Западной Европы Таким образом, в странах Западной Европы, прежде всего в Германии и Франции, формируется довольно разветвленная система газопроводов относительно небольших производительностей с максимальным диаметром труб 1000 мм и производительностью до 10 млрд. м3/год.

3. Магистральные газопроводы

3.1 Технико-экономические показатели магистральных газопроводов Современный уровень техники магистральных газопроводов СНГ может быть охарактеризован применением труб диаметром 1220 мм при давлении 57—75 кгс/см2 с пропускной способностью соответственно 15—16 и 20—22 млрд. м3 и труб диаметром 1420 мм при давлении 75 кгс/см2 с пропускной способностью около 28—30 млрд. м3/год; широким применением центробежных нагнетателей, преимущественно с газотурбинным приводом мощностью 6,0 и 10,0 тыс. кВт и формированием многониточных систем с перемычками, обеспечивающими относительно высокую степень надежности эксплуатации. Структура газопроводной системы СНГ в процентах от общей протяженности по диаметрам труб показана в табл.3.1.

Как видно из данных табл.3.1, почти половина газопроводов построена из труб диаметром более 820 мм. В США только 16% газопроводов создано из труб больших диаметров.

Для магистральных газопроводов в СНГ применяются, как правило, прямошовные стальные трубы больших диаметров (табл.3.1).

Таблица 3.1. Структура газопроводной системы СНГ Часть труб диаметром 1420 мм закупается по импорту. Однако стоимость импортных труб относительно высока.

Таблица 3.2. Показатели трубопровода Основным наиболее распространенным типом нагнетательных агрегатов в настоящее время в СНГ являются газотурбинные и электроприводные агрегаты.

Таблица 3.3. Типы нагнетательных агрегатов Применение труб диаметром 1020, 1220 и 1420 мм на рабочее давление до 75 кгс/см2 позволило получить благоприятные технико-экономические показатели транспорта газа (табл.3.4).

Таблица 3.4. Технико-экономические показатели транспорта газа Строительство газопроводов, особенно в северных районах, показало, что принятая технология транспорта, методы строительства требуют дальнейшего совершенствования, прежде всего по охлаждению газа. Транспортировка газа при температурах 50—30°С может приводить к нарушению гидрогеологического режима, в частности к заболачиванию трасс.

Основные технико-экономические показатели развития газопроводного транспорта СССР за период 1965—1977 гг. приведены в табл.3.5.

Таблица 3.5. Технико-экономические показатели развития газопроводного транспорта СССР за период 1965—1977 гг.

В период 1965—1977 гг. резко возросли энергетические затраты. Здесь сказалось происходившее в этот период широкое строительство компрессорных станций, вызванное увеличением дальности подачи газа и повышением интенсификации использования труб. Пересмотр цен на электроэнергию и газ привел также к увеличению затрат на энергию. До 1967 г. газ для собственных нужд газопроводов оплачивался по ценам, соответствующим затратам на его добычу на промыслах и на транспорт до компрессорной станции. Изменение структуры эксплуатационных расходов, руб/(млн. м3-км), приведено в табл.3.6.

Таблица 3.6. Структура эксплуатационных расходов Особый интерес представляет распределение эксплуатационных расходов на часть, зависящую и не зависящую от объема работ.

Расходы, не зависящие от объема работ, при данном техническом оснащении газопровода практически постоянны, несмотря на колебания в его загрузке. По ориентировочным расчетам зависящие расходы составляют около 25% общей суммы эксплуатационных расходов. От объема работ не зависят и амортизационные отчисления. В результате только около 10% всех приведенных затрат зависят от объема работ. Эти соотношения указывают на высокую экономическую эффективность максимальной загрузки пропускной способности газопроводов прежде всего путем снижения коэффициента неравномерности подачи газа.

В этих условиях повышение коэффициента использования пропускной способности газопроводов необходимо рассматривать как одно из решающих мероприятий дальнейшего улучшения экономических показателей газопроводов.

Принятое в СНГ направление на снижение неравномерности потребления газа за счет средств регулирования уже позволило уменьшить потребность в летние месяцы до 0,87—0,88, а повысить расход зимой до 1,18—1,19 среднегодового. Однако имеются еще большие резервы для дальнейшего улучшения загрузки трубопроводов за счет увеличения удельного веса газа, расходуемого потребителями-регуляторами и особенно строительством хранилищ в местах потребления. Последнее мероприятие необходимо также и для обеспечения надежности газоснабжения.

Трубопроводный транспорт газа является энергоемким и металлоемким видом транспорта. Затраты энергии на единицу грузооборота примерно в 4 — 5 раз больше, чем при железнодорожном транспорте.

Однако для некоторых газопроводов наблюдается отставание в строительстве компрессорных станций, что привело к снижению производительности газопроводов, а следовательно, и ухудшению их технико-экономических показателей, в том числе удельных затрат металла. Большие резервы для дальнейшего снижения удельного расхода металла заложены в повышении качества металла труб. Существенные резервы для сокращения численности обслуживающего персонала и увеличения производительности труда заложены прежде всего в повышении надежности работы оборудования и в правильной организации его ремонта на централизованных предприятиях, широкой автоматизации управления, учета и отчетности. Повышение производительности труда может быть достигнуто за счет овладения обслуживающим персоналом несколькими профессиями.

3.2 Магистральные газопроводы небольшой длины Для обеспечения высоких технико-экономических показателей газоснабжения народного хозяйства лри установлении производительности газопроводов небольшой длины, подключающих месторождения с относительно скромными запасами к общей газоснабжающей системе страны, необходимо учитывать ряд условий, повышающих надежность и маневренность газоснабжения ближайших районов.

Месторождения, расположенные вблизи центров потребления, могут использоваться как регуляторы для покрытия пиковых нагрузок, в связи с чем максимальный уровень отбора газа может быть весьма высоким, а среднегодовая нагрузка трубопровода будет ниже возможной при постоянном круглогодичном отборе. По мере истощения запасов месторождения могут использоваться как хранилища газа для покрытия пиковых нагрузок.

Для обеспечения темпов развития экономики страны может потребоваться форсированная разработка месторождений, которые для отраслевой экономики газовой промышленности представляются и не совсем выгодными. В этом случае особого внимания заслуживает вопрос использования месторождений, расположенных в районах потребления газа, как регуляторов для покрытия пиковых нагрузок с учетом более равномерной и высокой загрузки магистральных газопроводов большой длины. В свою очередь магистральные газопроводы должны быть рассчитаны на высокую загрузку в течение короткого срока, после чего они смогут использоваться как хранилища газа, необходимые для выравнивания неравномерности потребления и бесперебойности подачи газа при аварийных ситуациях.

Если учесть короткий срок работы таких газопроводов при полной нагрузке, представляется целесообразным проектировать их для работы в форсированном режиме.

Так, при работе газопровода в расчетном режиме в течение 4 лет и при подаче 22—25 млрд. м3 газа в год целесообразна укладка двух ниток диаметром 1020 мм при шаге между компрессорными станциями 90—100 им вместо трех виток и шаге 130—140 км, как это было бы целесообразно при работе газопровода в расчетном режиме длительное время. Система из двух ниток позволит сократить суммарные затраты за период 15—20 лет по сравнению с системой газопроводов из трех ниток на 40%.

Очевидно, что выбор параметров и режима работы систем для каждого конкретного случая требует детального анализа их загрузки за весь период эксплуатации. Ориентация на отбор 5% утвержденных запасов и расчет исходя из этого отбора всех параметров системы при ее длительной эксплуатации может привести к неоправданным потерям.

3.3 Отводы от магистральных газопроводов Магистральные разводящие газопроводы, обеспечивающие подачу газа от магистральных систем к отдельным потребителям, характеризуются постепенным увеличением подачи газа по мере развития промышленности района; могут быть периоды ускоренного роста, вызываемые пуском какого-либо крупного потребителя газа, или замедления темпов роста потребления вследствие ввода предприятий, работающих на другом виде топлива, и других причин. Однако в первом приближении можно принять для таких трубопроводов примерно равномерный рост производительности во времени с темпами, характерными для того или иного района.

При разработке основных направлений развития хозяйства страны в первом приближении получают данные о потребности крупных экономических районов (областей). Для более отдаленного времени практически возможна только экстраполяция показателей потребления, что может дать только приближенные результаты. Однако они во многих случаях достаточны для выбора основных параметров таких газопроводов. В табл. 3−7 приведены технико-экономические показатели различных вариантов трубопроводной системы, подающей газ от магистрального газопровода к промышленнным центрам, где ожидается прирост потребления газа в среднем 0,5 и 1,0 млрд. м3/год, а пропускная способность существующих газопроводов практически исчерпана. За расчетный период в 30 лет подача газа к этим районам достигнет соответственно 15 и 30 млрд. м3/год. Подача газа может быть решена несколькими вариантами укладки труб различного диаметра. Результаты расчета приведены для нескольких характерных вариантов при условной длине трубопровода 500 км.

Таблица 3.7. Технико-экономические показатели различных вариантов трупопроводной системы Из данных табл. 3−7 видно, что приведенные затраты по развитию всей системы за 30-летний период оказываются более благоприятными при постепенном наращивании пропускной способности за счет укладки дополнительных труб через 7—10 лет, хотя общий расход металла при этом возрастает.

4. Компрессорные станции. Экономические показатели. Виды привода, их характеристика В настоящее время на компрессорных станциях установлены агрегаты мощностью 6, 10 и 25 тыс. кВт.

В табл.4.1 показаны капиталовложения и эксплуатационные затраты по компрессорной газотурбинной станции с центробежными нагнетателями разной рабочей мощностью. Данные таблицы отражают не только эффект от укрупнения агрегатов, но и от повышения их надежности и устойчивости реализации расчетных мощностей.

Таблица 4.1. Капиталовложения и эксплуатационные затраты по компрессорной газотурбинной станции Более благоприятные экономические показатели при агрегатах мощностью по 16 тыс. кВт объясняются меньшей долей резервной мощности — 33% против 50% при агрегатах мощностью в 10 и 25 тыс. кВт. Быстрейшее освоение агрегатов оптимальной мощности даст возможность не только сократить затраты на сооружение и эксплуатацию компрессорных станций на 27—33%, но повысить оптимальную пропускную способность (производительность) трубопровода, так как при более дешевых компрессорных станциях эффективно их более плотное размещение и форсированное использование наиболее дорогой линейной части газопровода.

Для создания газопроводов большой протяженности одним из важных вопросов является надежность компрессорных станций.

Исследования показали, что авария одновременно более трех агрегатов на газопроводе, имеющем около 10 компрессорных станций, маловероятна. Повысить надежность газопровода можно путем установки резервных агрегатов на компрессорных станциях. Количество резервных агрегатов на каждой станции определяется с учетом всех вероятностных состояний при аварии агрегатов и соответствующих этим ситуациям снижениям производительности газопровода. Надежность, а газопровода, любой j-й компрессорной станции, определяется как математическое ожидание эффективности газопровода, т. е.

;

где ;

;

— фактическая производительность газопровода при аварийных ситуациях;- проектная производительность газопровода; п — количество рабочих агрегатов; i —количество рабочих агрегатов в аварии; — число сочетаний из n по i; р — надежность одного агрегата. В табл. 4.2 приведены данные о надежности компрессорной станции из трех рабочих агрегатов при коэффициенте готовности каждого агрегата 0,95 с учетом режимов работы газопровода.

Таблица 4.2. Данные о надежности компрессорной станции Коэффициент надежности 0,998, учитывающий условия работы газопровода и падение его производительности при случайном отказе отдельных агрегатов, можно признать вполне приемлемым. Следовательно, для трех рабочих агрегатов достаточно иметь один резервный агрегат. Особенностью магистральных газопроводов является то, что выход из строя компрессорной станции не приводит к отказу газопровода, причем доля снижения конечной производительности зависит от расположения станции по трассе: выход головной и двух следующих станций приводит к 30—15%-ному снижению производительности, выходы конечных станций снижают производительность на 2—5%.

Большое количество расчетов, выполненных для различных сочетаний агрегатов компрессорных станций с учетом проведения планово-предупредительного ремонта в графике снижения нагрузки газопровода в летние месяцы, позволило установить, что для обеспечения надежной работы компрессорных станций необходимо на каждые 2—5 рабочих агрегата устанавливать один резервный. Это принято в действующих нормах технологического проектирования газопроводов. В ряде случаев вследствие возможных отказов агрегата устанавливают два — три резервных агрегата.

а) Степень сжатия Как показывает опыт проектирования и эксплуатации магистральных газопроводов, степень сжатия находится в диапазоне 1,2—1,5. Энергетические расчеты показывают, что применение степени сжатия, равной 1,2, дает экономию энергозатрат по сравнению с 1,45 около 40%, но для обеспечения заданной произодительности приводит к необходимости увеличения количества компрессорных станций на 30%. Таким образом, экономия энергии составляет только около 10%. Следовательно, окончательное решение вопроса о степени сжатия зависит от соотношений стоимости компрессорных станций и стоимости энергии или газа на собственные нужды газопровода.

Таблица 4.3. Технико-экономические показатели для КС различной мощности В то же время капиталовложения и эксплуатационные расходы с увеличением установленной мощности компрессорных станций существенно снижаются.

Из данных табл. 10, в которой приведены технико-экономические показатели для компрессорных станций различной мощности с агрегатами по 10 тыс. кВт, следует что с увеличением мощности компрессорной станции даже при неизменной мощности агрегатов удельные капиталовложения и численность персонала несколько снижаются. Эксплуатационные расходы практически остаются на одном уровне и колеблются в зависимости от числа резервных агрегатов. При одинаковой резервной мощности, кроме того, имеет место снижение удельных эксплуатационных расходов. Так, на компрессорных станциях с числом резервных агрегатов, равным 50% числа рабочих агрегатов, эксплуатационные затраты составляют соответственно 32 руб. при двух рабочих агрегатах, 29 руб.— при четырех агрегатах и 28 руб.— при шести агрегатах.

Эти данные указывают на целесообразность концентрации мощностей компрессорных станций и уменьшения их числа. Детальные расчеты с учетом характеристик агрегатов и изменения энергозатрат в зависимости от степени сжатия и других факторов приводят к выводу о целесообразности применения коэффициента сжатия в пределах 1,45—1,50.

б) Электрический привод нагнетателей Газовые нагнетатели с электрическим приводом применяются преимущественно при относительно небольшой мощности агрегатов.

В странах Западной Европы получил распространение в основном электрический привод, что объясняется прежде всего относительно высокой стоимостью газового топлива.

В США выбор типа привода компрессоров для газопроводов производят, как правило, по сопоставлению затрат.

Существенное снижение энергетических затрат по сравнению с другими типами приводов дает применение поршневых компрессоров с электроприводом, но этот тип установок требует значительно более высоких капиталовложений и в итоге оказывается менее рентабельным, чем центробежные нагреватели.

Результаты расчетов сравнительной эффективности электрического и газотурбинного привода для абстрактной модели газопровода из двух ниток диаметром 762 мм, выполненные для условий США, приведены в табл. 4.4 (в млн. долл.). В расчетах учитывалось, что при газотурбинном приводе потребуется расходовать на собственные нужды около 10% газа, а получение одинакового количества товарного газа потребует строительства четырех дополнительных компрессорных станций.

Таким образом, приведенные затраты при газотурбинном приводе оказываются примерно на 47% выше, чем при электрическом.

Таблица 4.4. Сравнительная эффективность электрического и газотурбинного привода Приведенные примеры подтверждают целесообразность применения электрического привода, особенно при высокой стоимости газа, но при проектировании тщательно выявляются зоны, для которых рационально применить электрический или газовый привод.

Применение электрического привода нагнетателей на газопроводах СНГ позволит:

— упростить условия эксплуатации газопроводов, уменьшить штат компрессорных станций, упростить все условия автоматизации управлением технологическими процессами компрессорных станций, сократить численность трудящихся приблизительно на 25—27%;

— повысить надежность работы компрессорных станции. Количество вынужденных остановок на один электроприводной агрегат в 2,2 раза меньше, чем агрегата с газотурбинным приводом. Кроме того, стоимость капитального ремонта электроприводного агрегата в 10 раз ниже газотурбинного;

— сократить расход топлива на транспорте, так как итоговый коэффициент полезного использования топливных ресурсов при электрическом приводе нагнетателей выше примерно на 30%, чем при газотурбинном. В первом случае с учетом потерь в линии электропередачи, трансформаторных подстанциях расход электроэнергии на собственные нужды составляет 36—37%; фактический к. п. д. газовой турбины в эксплуатационных условиях обычно составляет не выше 26—27%;

— улучшить условия труда обслуживающего персонала, поскольку возможна полная автоматизация компрессорных станций и уменьшение уровня шума;

— существенно снизить потребность в приводных агрегатах за счет уменьшения числа резервных установок и увеличения срока их службы: для электрических агрегатов 15 лет и газотурбинных агрегатов 10 лет. Для обеспечения срока службы газопровода 30 лет потребуются два электроприводных или три газоприводных агрегатов. Кроме того, снижение потребности газа для собственных нужд почти на 30% дает возможность при проектировании газопровода под электроприводы и неизменной подаче товарного газа несколько уменьшить число компрессорных станций и дополнительно сократить число агрегатов;

— при электрическом приводе с питанием компрессорных станций от электростанций, работающих на угольном топливе, гидроэлектростанций или атомных электростанций может быть сэкономлено наиболее квалифицированное топливо, которое можно использовать как сырье для химической промышленности или как топливо для высокотемпературных технологических процессов, где применение его дает повышенный экономический эффект по сравнению с использованием в качестве топлива для электростанций или газовых турбин.

При проведении расчетов по определению эффективности электрического и газотурбинного привода решающей является народнохозяйственная оценка затрат на газовое топливо.

Исходя из перспектив развития газопроводного транспорта как части топливно-энергетического комплекса страны при выборе привода компрессорных станций необходимо учитывать:

— фактические затраты на подачу газа с учетом его добычи и транспорта из вновь вовлекаемых месторождений северных районов;

— эффект у потребителя при замене высвобождаемого на компрессор

ных станциях газа и возможности его использования высококвалифицированными потребителями.

Препятствием для широкого распространения электрического привода являются высокие капиталовложения на строительство электростанции и других объектов энергоснабжения. При выборе типа привода, очевидно, необходимо сравнение их с учетом конкретных условий района строительства. При этом надо учитывать, что для совершенствования структуры энергетического баланса страны желательно более широкое применение привода, обеспечивающего более высокий к. п. д. и работающего на электроэнергии, вырабатываемой на наименее дефицитном и квалифицированном топливе, кроме того, существенно больший эффект можно получить, увеличивая единичную мощность агрегатов электростанций и нагнетателей.

5. Повышение эффективности газопроводов

5.1 Качество металла труб Увеличение прочности стали, а следовательно, и уменьшение толщины стенок и массы труб могут быть достигнуты термической обработкой.

В табл. 5−1 приводится технико-экономическое сопоставление труб диаметром 1020 мм Новомосковского металлургического завода: в числителе приведены данные для неупрочненных труб, в знаменателе — для термически упрочненных труб.

Таблица 5.1. Технико-экономическое сопоставление труб диаметром 1020 мм При применении термически упрочненных труб затраты металла уменьшаются на 17 — 20%, а приведенные затраты—на 14—17%. По мере освоения и совершенствования техники и технологии термического упрочнения труб эффективность этого метода будет возрастать.

Примерные изменения стоимости 1 т труб из стали различной прочности и влияние на затраты производства 1 км труб легирующих добавок приведены в табл. 5−2.

Повышение качества металла применением легирующих добавок и другими способами приводит к существенному повышению затрат на изготовление труб, но благодаря уменьшению толщины стенок затраты на 1 км трубопровода повышаются незначительно. Однако при этом резко сокращается потребность в металле, что является решающим фактором ускорения развития трубопроводного транспорта.

Таблица 5.2. Примерные изменения стоимости 1 т труб из стали различной прочности Особенно высокие требования к металлу труб предъявляются при строительстве трубопроводов в районах Севера. По СНиП П-45−75 трубы, рассчитанные на давление 75 кгс/см2, должны удовлетворять ударной вязкости 8—8,5 кгс/см2 (вместо 3−4 кгс/см2 для труб, укладываемых в не северных районах). Для выполнения этих требований необходимо применять легирующие добавки, что приводит к удорожанию труб: так, по предварительным оценкам, трубы диаметром 1420 мм, отвечающие указанным требованиям по ударной вязкости, будут дороже на 75—80 тыс. руб. на 1 т. Поскольку повышенные требования к ударной вязкости стали приводят к существенному удорожанию труб, применение их для газопроводов должно быть обосновано технико-экономическими показателями.

Одним из весьма перспективных направлений совершенствования конструкции труб является применение тонкостенных многослойных труб для трубопроводов высокого давления на основе использования низколегированных рулонных горячекатаных сталей, производство которых широко освоено отечественной металлургией. Особенностью тонкой листовой стали является повышение прочности и однородности с уменьшением толщины листа.

Несмотря на трудоемкость изготовления многослойных труб, ожидается, что за счет использования дешевого металла они будут дешевле труб со сплошной стенкой, особенно при большой толщине стенок, необходимой для давления 100—120 кгс/см2. Очевидно, что применение многослойных труб даст возможность не только применить значительно более дешевый металл без ущерба для прочности труб и надежности работы трубопровода, но и существенно повысить производительность трубопроводов за счет перехода на давление 120 кгс/см2 и улучшить таким образом технико-экономические показатели магистральных газопроводов.

5.2 Шероховатость труб Трубы, выпускаемые в настоящее время отечественной промышленностью и закупаемые по импорту, как правило, имеют внутреннюю поверхность с шероховатостью около 30 мк, поскольку изготавливаются без дополнительной обработки.

Расчеты показывают, что снижение шероховатости в 2 раза, до 15—17 мк, дает повышение производительности газопровода на 4—6%. Снижение шероховатости до 3—5 мк приведет к повышению производительности на 8—10% без какого-либо увеличения капиталовложений и эксплуатационных затрат, кроме затрат, связанных с уменьшением шероховатости внутренней поверхности труб и предотвращением их загрязнения. Экономический эффект от снижения шероховатости в 2 раза и увеличения производительности трубопровода диаметром 1420 мм, например, длиной 3000 км выразится в увеличении подачи газа на 1,5 млрд. м3/год и экономии приведенных затрат на 18— 20 млн. руб/год. Обеспечение подачи такого количества газа по трубопроводу рассматриваемого диаметра потребовало бы около 100 тыс. т металла.

Снижение шероховатости может быть достигнуто несколькими способами и прежде всего шлифовкой внутренней поверхности труб и сварных швов или покрытием их эпоксидными смолами, дающими поверхность с очень малой шероховатостью, около 5—8 мк. Этот способ экономичен и сравнительно легко осуществим в заводских условиях при изготовлении труб. Очевидно, что он должен сочетаться со шлифовкой швов на заводе перед покрытием поверхности труб эпоксидными смолами и на месте производства работ для снятия грата и покрытия смолами участков поперечных швов, выполняемых при строительстве. Снижение сопротивления движению газа может быть достигнуто также применением полнопроходной арматуры и квалифицированным изготовлением обвязки нагнетателей компрессорных станций, обеспечивающих минимум потерь напора.

5.3 Охлаждение газа Как известно, компримирование газа сопровождается повышением его температуры, но во время движения газа по трубопроводу имеет место охлаждение газа за счет дроссельного эффекта (расширения) и передачи тепла в грунт через стенки трубы. Газ в трубах диаметром меньше 1020 мм за время движения от одной компрессорной станции до другой успевает охладиться до температуры входа в компрессорную станцию. В трубах большого диаметра потери тепла через грунт и за счет дроссельного эффекта оказываются недостаточными для охлаждения газа. Это связано с тем, что производительность газопровода растет пропорционально диаметру в степени 2,5, а поверхность теплопередачи пропорциональна диаметру трубы, т. е. удельные (на единицу поверхности трубопровода) тепловые нагрузки существенно возрастают. При большой протяженности газопроводов уровни температур газа могут достигнуть таких величин, при которых расплавятся изоляционные покрытия (50—60°С). Таким образом, на современном этапе развития техники и технологии транспортировки с применением труб большого диаметра и высоких давлений охлаждение газа до температур не выше 10 °C является технологически обязательным мероприятием. В настоящее время по действующим нормативам на магистральные газопроводы диаметром 1420 мм с рабочим давлением 75 кгс/см2 установка аппаратов воздушного охлаждения считается обязательной.

На рис. 5−1 показаны изменения температур наружного воздуха, температур грунта и производительности газопровода. Необходимо учитывать, что на графике показана температура грунта вне зоны действия газопровода. Практически охлаждение газа через стенки трубы и температура грунта около газопровода довольно тесно связаны с температурой наружного воздуха. Из кривой возможной пропускной способности видно, что среднегодовая производительность газопровода даже при постоянной полной загрузке рабочих компрессорных агрегатов и полной непрерывности работы линейной части может быть на уровне примерно 0,9—0,93. Выравнивание загрузки газопровода по сезонам года является существенным резервом повышения эффективности магистрального транспорта газа.

При применении газопроводов без тепловой изоляции могут быть рассмотрены следующие уровни охлаждения:

до температуры газа, закачиваемого в трубопровод, не выше 50 °C, что уже частично применяется на сооружаемых газопроводах;

до температуры газа, равной температуре грунта в конечной части участка (1—4°С); в этом случае на всем протяжении участка трубопровод будет иметь положительные температуры и его воздействие на грунт и окружающую среду будет минимальным;

до температуры газа, равной температуре грунта около станции нагнетания; по мере удаления от компрессорной станции газ за счет дроссельного эффекта будет несколько охлаждаться, однако глубина этого охлаждения, если учитывать отсутствие потерь тепла через стенки трубопровода, будет незначительной.

Таблица 5.3. Результаты охлаждения газа для трубопровода диаметром 1420 мм и при рабочем давлении 75 кгс/см2

В табл. 5−3 приведены результаты охлаждения газа для трубопровода диаметром 1420 мм и при рабочем давлении 75 кгс/см2 до указанных уровней.

При расчетах принято, что до температуры не выше 40—50°С охлаждение ведется аппаратами воздушного охлаждения, при более низком охлаждении комбинированными установками: аппаратами воздушного охлаждения и пропан-бутановыми компрессорными холодильниками.

Как видно, общая мощность энергетических установок и затраты энергии на компримирование и охлаждение хотя несколько увеличиваются, однако это увеличение незначительно. В то же время годовая производительность газопровода увеличивается за счет более полного использования производительности в летние месяцы. Увеличение производительности газопровода делает охлаждение газа при применении труб без тепловой изоляции экономически эффективным мероприятием и средством экономии металла.

Осложнением при эксплуатации газопроводов с охлаждением газа до отрицательных температур в конце участков может явиться их обмерзание, что может вызвать некоторые затруднения при проведении аварийных ремонтных работ на трассе.

При изучении этого вопроса особый интерес представляет проблема обеспечения устойчивости положения трубопроводов, прокладываемых в сложных гидрогеологических условиях северных районов страны по болотам и участкам с обводненными грунтами с низкой несущей способностью. Эксплуатация таких трубопроводов без охлаждения газа приводит к нарушению установившегося экологического равновесия, обводнению трассы трубопроводов, образованию своего рода обводненных траншей и нарушению устойчивой работы трубопроводов.

Охлаждение газа с тем, чтобы приблизить температуру трубопрововодов к температурам грунта, очевидно, позволит свести до минимума нарушение экологического равновесия и обеспечить устойчивость работы трубопроводов, возможность их обслуживания и ремонта.

Необходимо отметить, что оборудование охлаждающими установками действующих трубопроводов приведет к улучшению их экономических показателей и может рассматриваться как мероприятие по повышению эффективности действующих систем.

6. Оптимальные параметры магистральных газопроводов При выборе оптимальных параметров газопроводов требуется учет многочисленных факторов и прежде всего возможностей смежных отраслей промышленности, обеспечивающих поставку труб и оборудования. Этот фактор в большинстве случаев оказывается решающим. Однако основной задачей при выборе параметров газопроводов является при реализации всех возможностей смежных отраслей промышленности и импорта получение требуемой подачи газа при минимальных приведенных затратах.

На рис. 6−1 даны графики изменения удельных приведенных затрат для газопроводов диаметром от 720 до 1620 мм в зависимости от реализуемой производительности (пропускной способности).

Расчет удельных затрат производится исходя из срока службы газопровода 30 лет, равномерной подачи газа при среднем коэффициенте загрузки 0,90, при рабочем давлении 56 и 75 кгс/см2 и коэффициентах эффективности капиталовложений 0,10 и 0,15; затраты на топливо — по ценам «замыкающего топлива» для центральных районов страны.

Анализ результатов дает возможность прежде всего высказать ряд соображений по параметрам магистральных газопроводов большой протяженности.

1. С увеличением диаметра трубопровода снижаются удельные транспортные издержки. Снижение весьма существенно для труб диаметром до 1020 мм, для труб большего диаметра снижение происходит в меньших размерах, но оно имеет место и для труб диаметром более 1420 мм; при увеличении диаметра газопровода от 1020 до 1220 мм приведенные затраты снижаются на 12—15%, от 1220 до 1420 мм на 10—12%, от 1420 до 1620 мм на 5—8%.

Показатели для труб диаметром 1620 мм являются в значительной степени условными. Они получены при сохранении организации работ по их сварке и укладке в траншею, принятой в настоящее время для труб диаметром до 1420 мм без учета затрат на переоснащение строительной базы. Предусматриваются сварка труб на бровке траншеи и опускание в траншею сваренной плети с увеличенным числом трубоукладчиков, применяемых при строительстве трубопроводов 1420 мм. Такая организация работ предусматривает при опускании трубы в траншею изгиб уже сваренной и изолированной трубы. Эта операция при увеличении диаметра трубы резко усложняется, так как гибкость трубы пропорциональна диаметру в четвертой степени. Следовательно, укладка трубы диаметром 1620 мм в траншею потребует увеличения усилий от изгиба примерно на 65%. Увеличение диаметра трубы может потребовать полного переоснащения строительной техники и изменения технологии строительства с укладкой в траншею отдельных звеньев труб и сварки и изоляции места швов в траншее. Применение труб диаметром 1620 мм требует тщательного технико-экономического анализа с учетом конкретных условий поставки более мощной строительной техники. Кроме того, при трубах 1620 мм существенно увеличивается выталкивающая сила и для обеспечения устойчивости. Анализ результатов дает возможность прежде всего высказать ряд соображений по параметрам магистральных газопроводов большой протяженности.

1. С увеличением диаметра трубопровода снижаются удельные транспортные издержки. Снижение весьма существенно для труб диаметром до 1020 мм, для труб большего диаметра снижение происходит в меньших размерах, но оно имеет место и для труб диаметром более 1420 мм; при увеличении диаметра газопровода от 1020 до 1220 мм приведенные затраты снижаются на 12—15%, от 1220 до 1420 мм на 10—12%, от 1420 до 1620 мм на 5—8%.

Показатели для труб диаметром 1620 мм являются в значительной степени условными. Они получены при сохранении организации работ по их сварке и укладке в траншею, принятой в настоящее время для труб диаметром до 1420 мм без учета затрат на переоснащение строительной базы. Предусматриваются сварка труб на бровке траншеи и опускание в траншею сваренной плети с увеличенным числом трубоукладчиков, применяемых при строительстве трубопроводов 1420 мм. Такая организация работ предусматривает при опускании трубы в траншею изгиб уже сваренной и изолированной трубы. Эта операция при увеличении диаметра трубы резко усложняется, так как гибкость трубы пропорциональна диаметру в четвертой степени. Следовательно, укладка трубы диаметром 1620 мм в траншею потребует увеличения усилий от изгиба примерно на 65%. Увеличение диаметра трубы может потребовать полного переоснащения строительной техники и изменения технологии строительства с укладкой в траншею отдельных звеньев труб и сварки и изоляции места швов в траншее. Применение труб диаметром 1620 мм требует тщательного технико-экономического анализа с учетом конкретных условий поставки более мощной строительной техники. Кроме того, при трубах 1620 мм существенно увеличивается выталкивающая сила и для обеспечения устойчивости их положения в болотах в обводненном грунте потребуются дополнительные затраты на пригрузку по сравнению с трубами меньшего диаметра.

На ближайшее время основным направлением повышения единичной производительности является применение труб диаметром 1420 мм с охлаждением транспортируемого газа и повышением давления.

2. Повышение рабочего давления от 56 до 75 кгс/см2 приводит к увеличению оптимальной производительности трубопровода при прочих неизменных параметрах примерно пропорционально изменению давления. Увеличение давления сверх указанного значения, например до 120 кгс/см2, приводит к дальнейшему повышению производительности и улучшению технико-экономических показателей.

Для создания газопроводов высокого давления (до 120 кгс/см2) потребуется организация производства многослойных труб.

3. Оптимальная производительность зависит от коэффициента эффективности капиталовложений, рабочего давления и условий строительства (коэффициентов удорожания строительства и эксплуатации линейной части и компрессорных станций). Так, производительность газопровода диаметром 1020 мм при давлении 56 кгс/см2 в условиях средней полосы европейской части СНГ может быть доведена до 12 млрд. м3/год и более, а минимум приведенных затрат сказывается при 7,5 — 8 млрд. м3/год при коэффициенте эффективности капиталовложений 0,1 и 8—9 млрд. м3 при коэффициенте 0,15. Для трубопровода диаметром 1220 мм — соответственно 16 — 18 и 18 — 20млрд. м3/год.

При давлении 75 кгс/см2 в условиях центральных районов европейской части СНГ минимум приведенных затрат для трубопровода 1420 мм оказывается соответственно на уровне 27—28 и 29 — 31 млрд. м3/год при расстоянии между компрессорными станциями 130—140 км и коэффициентом сжатия 1,45—1,50. Эти расчеты получены из условий минимума затрат по отрасли газовой промышленности. Представляется желательным форсированное использование технических средств газопроводов с тем, чтобы получить большое количество газа и обеспечить этим повышенный эффект от рационального использования газа в отраслях, где он дает высокий народнохозяйственный эффект, т. е. с производительностью газопроводов, полученной при более высоком коэффициенте эффективности капитальных вложений.

4. Оптимальная производительность магистральных газопроводов в значительной степени зависит и от коэффициента его использования во времени. Проектирование газопроводов обычно ведется при коэффициенте загрузки 0,9. Однако несмотря на наличие потребителей-регуляторов, на практике магистральные газопроводы редко реализуют коэффициент использования производительности более 0,80—0,82. Увеличение коэффициента использования пропускной способности газопроводов большой длины оказывается весьма эффективным мероприятием, так как при снижении его загрузки уменьшаются только энергетические затраты.

Развитие хранилищ газа в районах потребления, использование газа в летнее время потребителями, обеспеченными другим видом топлива на зимний период, и проведение других мероприятий по совершенствованию структуры топливно-энергетического баланса в направлении полной загрузки газопроводных магистралей большой протяженности позволяют рассчитывать на повышение коэффициента использования производительности магистральных газопроводов, например, до 0,95, т. е. до практически возможного по условиям ремонта и обслуживания.

Достижение такого показателя позволит довести пропускную способность трубопровода диаметром 1420 мм при рабочем давлении 75 кгс/см2 до 32 — 34 млрд. м3/год и снизить приведенные затраты на транспорт газа на 15—16% без увеличения потребности в металле и оборудовании для строительства газопроводов.

5. На оптимальную производительность газопровода и размещение компрессорных станций большое влияние оказывают цены на трубы, а следовательно, и затраты на строительство линейной части газопровода, затраты по компрессорным станциям и прежде всего затраты на топливный газ или электроэнергию и уровень механизации, а следовательно, и затраты на заработную плату.

Анализ основных факторов, влияющих на технико-экономические показатели магистральных трубопроводов (диаметр труб, рабочее давление, коэффициент использования, условия строительства, цены на трубы и другие факторы), показал, что для дальнейшего развития транспорта газа целесообразно форсированное использование газопроводов и доведение их производительности, например для труб диаметром 1420 мм при рабочем давлении 75 кгс/см2, до 32—34 млрд. м3/год.

Таблица 6.1. Технико-экономические показатели магистральных газопроводов

7. Дальнейшее совершенствование параметров магистральных газопроводов Основная цель научно-технического прогресса на трубопроводном транспорте — повышение единичной мощности газопроводов и уменьшение металлозатрат, энергозатрат и приведенных затрат на транспорт газа.

При этом эффективность традиционного пути — увеличение пропускной способности газопровода за счет применения труб большого диаметра уменьшается по мере роста диаметра, т. е. огибающая оптимальных параметров всегда представляет экспоненту, градиент которой уменьшается по мере увеличения диаметра и зависит от технико-экономических показателей средств транспорта, условий строительства и т. д.

Переход к трубам диаметром 1620 мм потребует замены оборудования для изготовления труб большого диаметра и оснащения строительных организаций необходимой техникой.

Ряд станов, установленных в трубных цехах отечественных заводов, уже рассчитан на выпуск труб диаметром 1620 мм, чем созданы предпосылки для перехода к трубам такого диаметра с минимальными затратами на перевооружение.

Целесообразность же замены строительной техники для укладки труб диаметром 1620 мм должна быть выявлена в результате всесторонних исследований.

Особого внимания заслуживает проблема создания труб диаметром 1420 мм многослойной конструкции, что дало бы возможность получить трубы, рассчитанные на высокое давление, например 120 кгс/см2, при относительно умеренных требованиях к качеству сталей.

Как известно, увеличить производительность газопроводов любого диаметра можно повышением давления и снижением температуры, т. е. увеличением плотности перекачиваемого газа. Главным при этом является подбор таких температур и давлений, при которых каждое изменение указанных параметров наиболее эффективно повышало бы пропускную способность газопроводов. Исследования показали, что такую зону можно выделить путем изучения физических закономерностей движения газа в трубопроводах.

Таблица 7.1. Влияние давления на пропускную способность газопровода Повышение давления не одинаково сказывается на увеличении пропускной способности газопроводов (табл. 7−1). Так, переход к давлению 100 кгс/см2 наиболее эффективен при температуре минус 30 °C; к давлению 120 кгс/см2 при температуре от минус 15 до минус 30 °C, к давлению 160 кгс/см2 при температуре 0 °C и т. д. При этом переход от давления 75 к 100 кгс/см2 характеризуется увеличением производительности для соответствующих температур, равным 28, 34, 31, 30, 31, 39,30%.

Переход от давления 100 к 120 кгс/см2 даст увеличение производительности на 33, 32, 29, 38, 38 и 18%. Это объясняется тем, что при изменении температуры и давления изменяется состояние газа. Одной из характеристик состояния газа является коэффициент сжимаемости.

Окончательный выбор параметров зависит от энергозатрат, стоимости технических средств, особенно изоляции, условий строительства и т. д.

Для оценки различных параметров были проведены многовариантные оптимизационные расчеты для различных давлений и охлаждений газа:

плюс 30 °C — охлаждение аппаратами воздушного охлаждения;

0 °C — трубопроводы из углеродистых сталей всех марок (могут работать без изоляции);

минус 20 — 30 °C — теплоизолированные трубопроводы из углеродистых и низколегированных сталей с учетом требований по ударной вязкости;

минус 60 — 70 °C — теплоизолированные трубопроводы из легированных сталей, работающих на границе газообразного состояния.

Выбор указанных уровней охлаждения объясняется в основном этапами возможного развития смежных отраслей промышленности, производящих трубы и изоляционные трубы, а также возможностями строительства и эксплуатации.

Охлаждение газа до 30 °C и ниже до 0 °C является основной задачей для улучшения параметров газопроводов. Для перспективы большое значение имеет исследование вопросов более глубокого охлаждения до 20—30 или 60—70°С.

Наименьшая металлоемкость оказывается при температуре минус 70 °C. Повышение давления при этой температуре выше 100 кгс/см2 приводит к увеличению металла. Для температур 0 °C и минус 30 °C минимальная потребность в металле оказывается при давлении 120 кгс/см2.

При складывающихся ценах и требованиях к качеству труб реально можно рассматривать выпуск промышленностью труб, которые могут работать при температуре до минус 20 — 30 °C. Таким образом, понижая температуру перекачки газа до 20 — 30 °C, можно увеличить пропускную способность газопровода на 40 — 50% при умеренном охлаждении без существенного увеличения цен на трубы. Следовательно, при одновременном снижении температуры перекачки и повышении давления следует ожидать существенной экономии удельной стоимости труб.

Таблица 7.2. Основные технико-экономические показатели транспорта газа по трубам диаметром 1420 мм В качестве примера в табл. 7−2 приведены основные технико-экономические показатели транспорта газа по трубам диаметром 1420 мм.

Из данных табл. 4−21 следует, что наиболее благоприятные экономические и другие результаты, по расчетам авторов, дает охлаждение до минус 20 — 30 °C, причем показатели (приведенные затраты) по сравнению с системами, работающими без охлаждения даже при повышенном давлении (120 кгс/см2), снижаются на 14— 16%, а по сравнению с показателями при охлаждении до минус 70 °C до 15 — 20%.

Решающими здесь являются повышение стоимости сталей, усложнение изоляции и всего оборудования компрессорно-холодильных станций, поэтому необходимы детальная разработка оборудования для указанных параметров и сравнение их по всем показателям, включая и затраты на оснащение строительной техникой, поддержание экологического равновесия и другие факторы.

Результативные показатели системы при 0 °C также уступают показателям при умеренном охлаждении. Однако она может быть реализована значительно быстрее. Это объясняется главным образом тем, что система с охлаждением до 20—30°С полностью использует возможности уже освоенных марок сталей и переход на этот уровень охлаждения не вызывает коренного изменения требований к качеству металла труб и оборудования* однако требует дополнительных затрат на изоляцию трубопроводов.

Для реализации оптимальных параметров транспорта газа потребуется создание трубопроводов, газоперекачивающих агрегатов, холодильных машин, изоляции и другого оборудования. Возможность применения термоупрочненных труб на давление 75 кгс/см2 и температуру до минус 20 °C не вызывает сомнений, такие трубы могут поставляться уже в десятой пятилетке. Предрешен переход к организации производства многослойных труб на давление до 120 кгс/см2.

Для охлаждения до 20—30°С на головных и промежуточных компрессорных станциях можно использовать парокомпрессионные холодильные установки на основе пропановых турбохолодильных агрегатов. Конструкции таких агрегатов на относительно меньшие производительности созданы и широко применяются. На промежуточных станциях в этом случае можно устанавливать и рекуперативные системы охлаждения. По энергетическим затратам оба варианта охлаждения близки между собой.

Температура минус 70 °C потребует, создания специальных труб, новых холодильных установок, причем в этом случае парокомпрессионные установки малы по мощности, а криогенные установки велики. Для транспорта газа при минус 70 °C потребуется создать и новые нагнетатели.

Таким образом, представляется целесообразным создание газотранспортных систем с охлаждением газа до температур минус 20 — 30 °C.

Необходимы создание опытно-промышленных установок для рассматриваемых параметров газа с целью отработки конструкции изоляции, разработки способа организации работ по укладке теплоизолированных трубопроводов, а также создание умеренного и глубокого охлаждения газа как следующего этапа в совершенствовании систем магистрального транспорта газа с улучшенными технико-экономическими параметрами.

8. Критериальные параметры и зависимости, характеризующие ЛЭП для электроснабжения компрессорных станций

8.1 Исходные данные Протяженность ЛЭП: l=575 км.

Номинальное напряжение ЛЭП: U=220 кВ.

Число часов использования максимума ч.

Для нагрузки .

Рекомендуется 0.95 cos1, принимаем cos= 1.

Расчет ведем в ценах 1985 года.

— стоимость 1 кВтч энергии,.По [1, с. 317, рис. 8.1], по характеристике 1 для европейской части СССР, при /мТм=6000 ч, гдевремя потерь, ч, м-коэффициент попадания нагрузки в максимум энергосистемы, берем (учитывая поправочный коэффициент 1.5)

8.2 Основные теоретические сведения При технико-экономических расчетах ЛЭП значительную роль играет соотношение капиталовложений и стоимости потерь электроэнергии. Оптимальное значение этого соотношения можно определить из условия минимума стоимости передачи электроэнергии, которая определяется:

(8.1);

Или

(8.2);

гдедоля ежегодных отчислений от капиталовложений

(8.3);

— отчисления на амортизацию,

— эксплуатационные отчисления,

— капиталовложения в линию, тыс. руб.,

l-длина линии,

— коэффициент, учитывающий экологический фактор, Эпереданная за год потребителю электроэнергия, Рмощность, МВт,

— число часов использования максимума, ч,

— потери электроэнергии в линии за год, МВт ч,

— время потерь, ч,

— стоимость 1 кВт ч потерянной энергии, .

Потери мощности в линии:

(8.4);

Разделив на Р получим:

(8.5);

(8.6);

где U-напряжение линии, кВ,

— удельное активное сопротивление линии, Ом/км,

— КПД ЛЭП.

Подставляя выражения (8.5),(8.6) в (8.2) получим:

(8.7);

или

(8.8).

Из (8.8) получаем:

(8.9);

(8.10),

где — критериальная длина.

Стоимость передачи электроэнергии через критериальную длину:

(8.11);

Или

(8.12);

Для определения минимальной стоимости передачи энергии найдем производную, получим:

(8.13);

Приравняв производную к нулю, получим уравнение для экономического КПД ЛЭП, соответствующего минимальной стоимости передачи энергии:

(8.14);

или

(8.15);

преобразуя, получим:

(8.16);

Подставляя (8.16) в (8.11) получим минимальную стоимость передачи энергии:

(8.17);

Стоимость передачи можно выразить через минимальную стоимость в виде :

(8.18);

или

(8.19);

Используя выражение (5.16) получим:

(8.20);

или

(8.21);

(8.22);

Экономическая плотность тока, соответствующая экономическому КПД ЛЭП определится из выражений:

(8.23);

Из равенства (8.22) и (8.23)вытекает:

(8.24);

(8.25);

где F — сечение провода,.

Из выражения (8.23) найдем напряжение:

(8.26);

Если принять =0,9, то критериальная длина будет равна:

(8.27);

Подставим (8.27) в (8.26) получим выражение напряжения, которое обеспечивает передачу :

(8.28).

Напряжение ЛЭП зависит от передаваемой мощности, дальности передачи и для повышения ее пропускной способности необходимо повысить напряжение.

8.3 Выбор конструкции и типов проводов Для линии 220 кВ по условию короны выбираем провод марки АС-240/39.

По [7, с. 90, приложение 2], для выбранного сечения находим:

Удельное активное сопротивление: =0.124 Ом/км .

Удельное реактивное сопротивление: =0.435 Ом/км.

Удельная реактивная проводимость: =2.60 См/км.

Потери мощности на корону: кВт/км.

Цены 1985 года.

Стоимость сооружения 1 км линии

8.4 Построение зависимости стоимости передачи электроэнергии от КПД ЛЭП

Воспользуемся выражением (8.29) и (8.30)

или

Используя формулу:

(8.31)

Определим

ч

Определим критериальную длину по формуле (8.10):

км

Найдем отношение :

Изменяя значение, построим зависимость .

Результаты сведем в таблицу 8.1.

Таблица 8.1.

По полученным значениям строим график зависимости стоимости передачи электроэнергии от КПД ЛЭП.

График зависимости стоимости передачи электроэнергии от КПД ЛЭП.

Рис. 8.1

8.5 Расчет критериальных параметров ЛЭП и их зависимостей Расчет критериальной длины:

Критериальная длина линии — это длина, при которой экономический КПД равен 0.5 .

Определим из выражения (8.10):

км, Экономический КПД определим из выражения (2.16):

Экономическим называется КПД соответствующий минимуму стоимости передачи электроэнергии.

Определим из выражения (8.17):

руб/кВтч или

Определим экономическую мощность линии по формуле (8.22)

МВт

Рассчитаем экономическую плотность тока по выражению (8.25):

А/

Приведенные выше значения соответствуют выбранному сечению провода.

Изменим сечение провода и повторим расчет для и

Результаты расчета сведены в таблицу 8.2.

Таблица 8.2.

Справочные данные по [7, с. 90, приложение 2].

Зависимость критериальной длины от сечения:

Рис. 8.2

Зависимость от сечения:

Рис. 8.3

Построим зависимость =

и зависимость =.

Результаты расчета сведены в таблицу 8.3.

Таблица 8.3.

Зависимость от .

Рис. 8.4

Зависимость от

Рис. 8.5

Построим зависимость =

и зависимость =.

Результаты расчета сведены в таблицу 8.4

Таблица 8.4.

Зависимость от, км Рис. 8.6

Зависимость от, км Рис. 8.7

Построим зависимость =;

Результаты расчета сведены в таблицу 8.5

Таблица 8.5.

Зависимость, км от U, кВ Рис. 8.8

Зависимость от U, кВ Рис. 8.9

9. Выводы Проведенные расчеты критериальных параметров и построение зависимостей, характеризующие ЛЭП для электроснабжения компрессорных станций показали, что увеличение эквивалентной длины lк дает значительное уменьшение стоимости передачи электроэнергии и увеличение экономического КПД.

Эквивалентная длина нагрузки определяет основные пути улучшения экономических показателей электропередачи. Чем больше эквивалентная длина, тем лучшие экономические показатели имеет электропередача. Эквивалентная длина тем больше, чем больше напряжение и площадь сечения проводов линии, чем больше нагрузка. Дальнейшим средством, позволяющим увеличить эквивалентную длину lк и улучшить экономические показатели электропередачи, является снижение стоимости одного километра линии.

Выбранный нами электрический привод для электроснабжения компрессорной станции позволит:

— упростить условия эксплуатации газопроводов, уменьшить штат компрессорных станций, упростить все условия автоматизации управлением технологическими процессами компрессорных станций, сократить численность трудящихся приблизительно на 25—27%;

— повысить надежность работы компрессорных станции;

— сократить расход топлива на транспорте;

— улучшить условия труда обслуживающего персонала, поскольку возможна полная автоматизация компрессорных станций и уменьшение уровня шума;

— существенно снизить потребность в приводных агрегатах за счет уменьшения числа резервных установок и увеличения срока их службы; кроме того, снижение потребности газа для собственных нужд почти на 30% дает возможность при проектировании газопровода под электроприводы и неизменной подаче товарного газа несколько уменьшить число компрессорных станций и дополнительно сократить число агрегатов.

10.Литература

1.Справочник по проектированию электроэнергетических систем./ Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. — 3-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1985. — 352 с.: ил.

2.Поспелов Г. Е., Федин В. Т. Электрические системы и сети. Проектирование: Учеб. пособие для втузов. — 2-е изд., испр. и доп. — Мн., Выш. шк., 1988. 308 с.: ил.

3.Лычев П. В., Федин В. Т. Электрические системы и сети. Решение практических задач: Учебное пособие для втузов. — Мн.: ДизайнПРО, 1997. 192 с.: ил.

4.Поспелов Г. Е. Элементы технико-экономических расчётов систем электропередач. — Мн., Выш. шк., 1967. — 312 с.: ил.

5.Поспелов Г. Е., Федин В. Т. Энергетические системы.- Мн., Выш. шк., 1974. 272 с.: ил.

6.Поспелов Г. Е., Федин В. Т. Передача энергии и электропередачи.- Мн.: Адукацыя i выхаванне, 2003. — 544 с.: ил.

7.Электрические системы и сети. Терминология и задачи для решения: Методическое пособие к практическим занятиям./ Под ред. В. Т. Федина.- Мн., БНТУ, 2004. 96 с.: ил.

8.Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для втузов.- М.: Энергоатомиздат, 1989. — 592с.: ил.

9.Примеры анализа и расчетов режимов электропередач, имеющих автоматическое регулирование и управление. / Под ред.: Веникова В. А. — Мн., Выш. шк., 1967. 297 с.: ил.