Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние и перспективы развития энергопривода компрессорных станций 10
1.1 Анализ развития и оценка состояния газотранспортной системы страны 10
1.2 Режимы работы магистральных газопроводов и компрессорных станций 19
1.3 Особенности эксплуатации газотурбинных агрегатов, их преимущества и недостатки 31
1.4 Особенности эксплуатации электроприводных агрегатов, их преимущества и недостатки 38
1.5 Основные направления развития энергосберегающих технологий 46 Выводы по первой главе 54
ГЛАВА 2. Сопоставление газотурбинного и электрического типов привода компрессорных станций магстральных газопроводов 56
2.1 Исходные предпосылки для сопоставления электроприводных и газотурбинных агрегатов на КС 56
2.2 Методика сопоставления газотурбинного и электрического типов привода 71
2.3 Результаты сопоставления газотурбинного и электрического типа приводов 79 Выводы по второй главе 91
ГЛАВА 3. Энергосберегающие технологии транспорта газа при использовании различных типов энергопривода 92
3.1. Снижение топливно-энергетических затрат при замене морально устаревших и физически изношенных ГПА на агрегаты нового поколения 92
3.2 Снижение энергозатрат на транспорт газа за счет реконструкции регенеративных установок 98
3.3 Оптимизация режимов работы ГПА и компрессорных станций 110
3.4 Совместная работа газотурбинных и электроприводных агрегатов на компрессорных станциях 123
3.5 Определение сроков замены физически изношенных и морально устаревших ГПА на агрегаты нового поколения 130
Выводы по третьей главе 136
Основные выводы и результаты 137
Литература
- Анализ развития и оценка состояния газотранспортной системы страны
- Особенности эксплуатации газотурбинных агрегатов, их преимущества и недостатки
- Исходные предпосылки для сопоставления электроприводных и газотурбинных агрегатов на КС
- Снижение топливно-энергетических затрат при замене морально устаревших и физически изношенных ГПА на агрегаты нового поколения
Введение к работе
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. м 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 20-22%.
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
7 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 С.
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
8 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».
Анализ развития и оценка состояния газотранспортной системы страны
Единая система газоснабжения (ЕСГ) страны начала свое развитие в 1943 г. после ввода в эксплуатацию газопровода Похвистнево-Куйбышев диаметром 325 мм и протяженностью 160 км. За время своего существования и развития ЕСГ прошла три основных этапа своего развития.
На первом этапе (период примерно середина сороковых-шестидесятых годов) создавались и объединялись в единую систему разрозненные газодобывающие регионы с локальной системой газопроводов. Ежегодно в эксплуатацию вводилось примерно 8 тыс. км газопроводов (с учетом отводных участков) на рабочее давление 5,5 МПа. Газопроводы сооружались в конце этого периода из труб диаметром 820-1020 мм. Уровень добычи газа к концу 1965 г. достигал 19 млрд. м3.
На втором этапе своего развития (период примерно 1966-1980 г.г.) разрабатывалась и создавалась уже закольцованная система газоснабжения промышленных и центральных регионов страны. В эксплуатацию вводилось ежегодно более 10 тыс. км газопроводов, которые в основном строились из труб диаметром 1220 мм, рассчитанных на рабочее давление 5,5 МПа. Во второй половине 70-х годов начинается строительство газопроводов из труб 1420 мм на рабочее давление 7,5 МПа с охлаждением транспортируемого газа на КС. Уровень добычи газа к началу 1980 г. достиг 35 млрд.м3.
Третий этап развития ЕСГ приходится на период примерно 1981-1990 г.г. Первая половина этого периода характеризовалась дальнейшим ростом строительства магистральных газопроводов, а вторая половина - снижением роста сети газопроводов (в эксплуатацию вводилось в среднем не более 7- тыс. км газопроводов). Технология транспорта газа по газопроводам диаметром 1420 мм на давление 7,5 МПа становится базовой. В начале 90-х годов практически завершилось создание Единой системы газоснабжения страны.
В настоящее время единая система газоснабжения страны, сформированная в основном на базе газовых месторождений Севера Тюменской области, Оренбургского и Астраханского месторождений, позволяет полностью обеспечить транспорт запланированного количества газа потребителям России, стран СНГ и Западной Европы. Общая протяженность магистральных газопроводов на территории России превышает 153 тыс. км, из которых более 60% приходится на долю газопроводов большого диаметра (1020-1420 мм). Средняя дальность транспортировки газа составляет более 2500 км.
В настоящее время в состав ЕСГ входят 22 газотранспортных предприятия, около 250 компрессорных станций. На компрессорных станциях ОАО «Газпром» находится в эксплуатации более 4000 газоперекачивающих агрегатов различных типов общей мощностью более 40 млн, кВт. Наибольший удельный вес в структуре парка ГПА имеют газотурбинные газоперекачивающих агрегаты (ГТПА) - около 75%, из которых около 65% - на базе стационарных ГТУ, а около 35% - на базе авиационных и судовых ГТУ, Электроприводные ГПА (ЭГПА) составляют около 18%, а газомотокомпрессоры (ГМК) - около 7%.
По установленной мощности газотурбинные ГПА составляют примерно 85,5% от общей мощности парка ГПА ОАО «Газпром», в то время как электроприводные =13,5%, а газомотокомпрессоры =1%.
У каждого из указанных видов привода есть свои плюсы и минусы, потенциальные возможности и ограничения дальнейшего развития, последующего совершенствования и повышения эффективности использования.
Анализ преимуществ различных видов энергопривода КС магистральных газопроводов позволяет сформировать области их наиболее эффективного использования [18, 55]: газотурбинные агрегаты целесообразно использовать на линейных и дожимных КС, расположенных в удаленных регионах и сложных климатических условиях; электро приводные агрегаты — для компрессорных станций, расположенных в районах крупных энергосистем с относительно дешевой электроэнергией; поршневые агрегаты - для различных технологических модификаций, связанных с широким диапазоном изменения степеней сжатия и давлений при относительно небольших объемных расходах и единичных мощностях (до 2 МВт), в частности, на подземных газохранилищах.
Использование для транспорта газа центробежных нагнетателей на линейных КС сразу выявило их очевидные технологические преимущества, прежде всего, большой расход транспортируемого газа при относительно невысоком напоре, возможность высокой концентрации мощности в отдельных агрегатах, непосредственное вращательное движение, возможность автоматизации и т.п.
Это положение практически и определило, что основными типами энергопривода на КС для привода центробежных нагнетателей могут быть либо газотурбинные агрегаты, либо электродвигатели. При этом численные значения их паспортных КПД на валу нагнетателя незначительно отличаются друг от друга (табл. 1.2).
Особенности эксплуатации газотурбинных агрегатов, их преимущества и недостатки
Как показывает анализ состояния энергохозяйства компрессорных станций, основным видом привода на них, как отмечалось выше, являются газотурбинные установки различной единичной мощности.
В настоящее время на газопроводах страны эксплуатируется более 20 их различных типоразмеров и модификаций. Это с одной стороны свидетельствует о большом внимании к использованию этого вида привода на газопроводах, а с другой стороны, несмотря на более чем 30-летний период эксплуатации, об отсутствии единых базовых типов ГГПА, специально разработанных (а не адаптированных) к условиям эксплуатации на газопроводах. Рассмотрение существующих конструкций и показателей ГПА, находящихся в эксплуатации показывает на значительное расхождение в параметрах эксплуатируемых агрегатов. В таблице 1.5 представлены показатели эксплуатируемых на магистральных газопроводах ГПА.
Из таблицы следует, что нет научно-обоснованного подхода к выбору и согласованию расчетных частот вращения осевой силовой турбины (СТ) и центробежного нагнетателя (ЦН), а также сочетания числа ступеней в СТ и ЦН. В частности, разброс номинальных частот вращения для ГПА составил: при N= 6... 10 МВт примерно 34,4%, при N=16 МВт - около 27,7% и при N= 25 - МВт около 52%. При этом, как видно из таблицы, ГПА существенно отличаются по экономичности.
Широкое распространение ГТУ на газопроводах обусловлено целым рядом его положительных качеств сравнительно с другими типами приводов: высокая удельная агрегатная мощность на единицу массы; непосредственно вращательное движение и полная уравновешенность, что исключает необходимость в строительстве мощных фундаментов; полная автономность и возможность работы на перекачиваемом газе; малый расход воды и масла, возможность регулирования производительности за счет изменения частоты вращения силового вала.
Газотурбинный агрегат на КС необходимо рассматривать как ГПА, вырабатывающий два вида энергии - механическую для привода нагнетателя и тепловую при рациональном использовании тепла отходящих газов ГТУ.
Расчеты показывают, что в современных типах ГПА можно полезно использовать до 80% от общего тепла топлива, подведенного в камере сгорания ГТУ.
К недостаткам этого типа ГПА следует отнести относительно большой расход топливного газа из-за невысокого эффективного КПД установки на валу нагнетателя и относительно высокий уровень шума в районе воздухозаборной камеры.
Следует отметить, что в настоящее время КПД современных ГПА уже находится на уровне 34-36%, что значительно выше КПД агрегатов, установленных на газопроводах в период 70-80 г.г. прошлого столетия (с КПД на уровне 24-26%).
Агрегаты ГТ-700-5 (ГТК-5), которые эксплуатируется на газопроводах с 1962-1968 г.г., имеют наработку до 170-190 тыс. ч, фактическую мощность на муфте нагнетателя на уровне 3,2-3,4 МВт, а КПД на уровне 18-19%, что приводит к перерасходу топливного газа сравнительно с паспортным значением КПД на величину порядка 12-14 млн.м3 газа в год.
Средняя мощность довольно распространенного на газопроводах агрегата типа ГТ-750-6 после наработки в 80-90 тыс. ч. имеет значение 5-5,5 МВт, а КПД на уровне 22-23%.
Анализ результатов многочисленных исследований о работе агрегатов типа ГТ-700-5, ГТК-5 и ГТ-750-6, проведенных ВНИИГАЗом, ПО «НЗЛ», ДО АО «Оргэнергогаз», РГУ Нефти и газа им. И.М, Губкина и другими организациями показывает, что эти установки имеют существенные недостатки в конструкции газовой турбины, что вызывает коробление ее корпуса и дисков, они весьма чувствительны к пускам и остановкам, практически исключают возможность проведения модернизации в эксплуатационных условиях, что и объясняет существенное снижение показателей этих ГПА в эксплуатационных условиях [7, 15, 19, 41, 60, 66, 76].
Наиболее распространенным агрегатом на магистральных газопроводах является агрегат ГТК-10 и его различные модификации. Эти агрегаты эксплуатируются с 1962-1969 г.г. и после наработки 100-150 тысч. имеют мощность в среднем на уровне 6-9 МВт, а КПД на уровне 20-24%.
Существенным недостатком регенеративных агрегатов является крайне низкая надежность работы пластинчатых регенераторов, прежде всего из-за утечек воздуха через неплотности воздухоподогревателей. Эти агрегаты практически неремонтопригодны в эксплуатационных условиях. Заварка внешних трещин регенератора в цепях устранения утечек воздуха сохраняется не более 1,0 - 1,5 тыс. часов работы.
Фактический ресурс работы пластинчатых регенераторов находится в среднем на уровне порядка 40 тыс. часов (вместо 100 тыс. часов самого агрегата по техническим условиям). Существенным недостатком агрегатов типа ГТК-10 до модернизации является значительный выброс окислов азота в атмосферу, достигающий величины 350 мг/м , что в 2,3 раза выше установленного в стране стандарта (150мг/м3).
Агрегаты ГТ-6-750 обладают относительно хорошей стабильностью характеристик по сравнению с рассмотренными выше ГПА. Средняя мощность после наработки 70-90 тыс. час. составляет величину порядка 5,5 -5,7 МВт и КПД на уровне 22-23%.
Одним из наиболее распространенных агрегатов авиационного типа на газопроводах является агрегат ГПА-Ц-6,3, принадлежащий к первому поколению отечественных ГПА этого типа. Имея в целом неплохие теплотехнические показатели работы на середину и вторую половину 80-х годов (КПД на уровне 27%), эти ГПА в настоящее время, хотя и имеют КПД на муфте нагнетателя примерно 22-24%, не могут считаться агрегатами, отвечающими требованиям, предъявляемым к современным агрегатам для работы на газопроводах.
Можно сказать, что все рассмотренные выше типы ГПА практически выработали установленный моторесурс и требуют замены.
Опыт эксплуатации ГПА на КС показывает, что при каждых примерно 20 тыс. час. работы ГТУ происходит снижение ее КПД на 1%. Наиболее интенсивное снижение мощности КПД ГПА происходит в первые 15-20 тыс. час. работы после пуска, что, как правило, связано с нарушениями технологии изготовления и сборки агрегата, качеством монтажа и т.д.
Одновременно необходимо отметить, что существующая программа по реконструкции КС с заменой и модернизацией установленных ГПА дает основание утверждать, что газотурбинный тип привода остается основным типом газоперекачивающего агрегата на обозримую перспективу развития газотранспортной системы страны.
Исходные предпосылки для сопоставления электроприводных и газотурбинных агрегатов на КС
Вопросам сопоставления электрического и газотурбинного типа привода на газопроводах уделялось и постоянно уделяется достаточное внимание; Исследования проводились многими авторами и организациями [4, 5, 23, 25, 26, 33, 47, 48], что в определенной степени свидетельствует о важности предмета исследования и трудности решения поставленной задачи.
Это объясняется в основном двумя причинами. С одной стороны газотурбинные и электроприводные ГПА являются основными видами привода для крупных газопроводов, а с другой стороны - постоянно меняющиеся цены на оборудование, топливный газ и электроэнергию вызывают необходимость периодически возобновлять технико-экономические расчеты по обоснованию и выбору оптимального вида энергопривода компрессорных станций.
Следует отметить, что задача технико-экономического сопоставления и выбора вида энергопривода ГПА возникает в периоды проектирования КС, когда необходимо выбрать вид привода при строительстве новой станции, реконструкции КС, когда происходит частичная замена физически изношенных и морально устаревших агрегатов на ГПА нового поколения, и эксплуатации, когда решается задача определения целесообразности использования того или иного вида привода из числа установленных на компрессорной станции.
Решение каждой из указанных задач имеет свои особенности. В то же время можно выделить и ряд общих характерных черт.
Одним из подходов к решению задачи о выборе типа энергопривода для перекачки газа может служить метод, в котором в качестве критериев выбора используется расход топливного газа и денежных средств на выработку одного кВт-ч энергии на муфте нагнетателя (MV(KBT-H) или руб/(кВт-ч)), Оптимальным считается тот вид энергопривода, при использовании которого эти критерии минимальны.
При определении оптимального вида привода нагнетателей, в расчеты целесообразно вводить лишь переменные величины, как по капиталовложениям, так и по издержкам производства, зависящие от особенностей сравниваемых вариантов, причем эти переменные устанавливаются путем исключения общих слагаемых для всех вариантов сопоставления.
Так, в состав капиталовложений не следует включать затраты на жилищное строительство и бытовое обслуживание КС, ибо эти расходы мало различаются по сравниваемым вариантам энергопривода.
При определении эксплуатационной себестоимости энергии наиболее характерными являются такие слагаемые как: расходы на топливо, воду и смазку, энергетическое обслуживание основных агрегатов, ремонтно-техническое обслуживание, заработную плату производственного персонала. Для электроприводных установок статья расходов за топливо заменяется статьей расходов за электроэнергию.
Накладные расходы и общие эксплуатационные расходы по КС (освещение, отопление и т.п.), как незначительно различающиеся при всех вариантах сравнения также могут быть исключены из общего состава слагаемых сравнительной эксплуатационной себестоимости энергии на муфте нагнетателей.
В условиях проведения сопоставления для реконструируемых КС следует учесть, что монтаж ГПА осуществляется на те же фундаменты, что позволяет проводить сопоставление между этими видами привода практически по эксплуатационным затратам и стоимостным показателям самих агрегатов с учетом стоимости их демонтажа (при замене старого ГПА) и монтажа нового ГПА.
В качестве одного из критериев оценки при сопоставлении вариантов энергопривода можно принять численное значение КПД ГПА на валу нагнетателя.
Вопрос определения приведенного КПД на муфте нагнетателя при использовании газотурбинных агрегатов решается относительно просто, исходя прежде всего из паспортных данных о КПД установок, их текущего состояния и режимах работы ГПА на газопроводе.
Сложнее обстоит дело с определением приведенного КПД на муфте нагнетателя при использовании электропривода, как привода неавтономного, в силу его зависимости от многих факторов вне КС, и, прежде всего, от КПД тепловых электростанций, вырабатывающих эту электроэнергию и транспортируемую в ряде случаев на десятки километров.
В общем виде приведенный КПД на муфте нагнетателя при использовании электропривода можно определить по следующему соотношению: где гэс - КПД собственно электростанции; гтр.п и "П он - КПД соответственно уже установленных повышающих (т\тр.п) и понижающих (Лірію:і) трансформаторов; г\юп - КПД линий электропередачи; г[эл - КПД собственно электродвигателя и его редуктора.
Решение задачи об определении приведенного КПД на муфте нагнетателя при использовании электроприводных ГПА сводится, таким образом, к определению численных значений коэффициентов, входящих в вышеприведенное уравнение (2.1).
Электростанции разных типов (тепловые электростанции - ТЭС, работающие на органическом топливе, атомные электростанции - АЭС, работающие на ядерном горючем, гидроэлектростанции - ГЭС) имеют разные КПД.
Снижение топливно-энергетических затрат при замене морально устаревших и физически изношенных ГПА на агрегаты нового поколения
Снижение топливно-энергетических затрат при замене морально устаревших и физически изношенных ГПА на агрегаты нового поколения Анализ работы компрессорных станций на различных газопроводах страны и, в частности, в ООО «Мострансгаз», которое в данной работе представлено как полигон для исследований, показывает, что в настоящее время значительная часть ГПА на КС имеют эксплуатационный КПД существенно ниже паспортного значения, что приводит к значительному перерасходу топливного газа на нужды перекачки. Это связано с двумя факторами — снижением технического состояния ГПА в процессе эксплуатации и их недозагрузкой. Так, среднегодовая загрузка ГПА на КС ООО «Мострансгаз» находится на уровне 0,75-0,80 от номинальной. В целом ряде случаев загрузка агрегатов достигает и величины 0,60-0,70 (рис.3.1).
Как уже отмечалось, расход топливного газа на КС весьма сильно зависит от степени и характера загрузки газопровода и компрессорной станции, а следовательно и самих ГПА, в течение года, вынужденных работать с показателями отличными от оптимальных (по мощности и КПД) в условиях недозагрузки газопровода.
Относительный расход топливного газа по станции при отмеченных режимах их работы изменяется в диапазоне 0,0046-0,0058, что существенно превышает соответствующий нормативный показатель 0,0043 (рис. 3.2)
Сокращение перерасхода топливного газа, вызванное недозагрузкой ГПА, во многом может быть осуществлено за счет оптимизации режимов КС (см. раздел 3.3). В то же время, не умаляя достоинств этого направления энергосбережения, нельзя не отметить, что кардинальным способом сокращения топливно-энергетических затрат на транспорт газа является замена морально устаревших и изношенных ГПА на новые газоперекачивающие агрегаты.
Фактическую (или планируемую) экономию топливного газа в этом случае можно определять по следующему соотношению: QT=q Tp-n, (3.1) где q - возможная годовая экономия топливного газа в расчете на один заменяемый агрегат; Тр - фактическое время работы ГПА в году (в расчетах эта величина принимается на уровне 6000 час/год); п - количество замещаемых агрегатов на предприятии.
Данные таблицы 3.1 по КС ООО «Мострансгаз» показывают, что значительная часть агрегатов имеет достаточно большой срок эксплуатации и, согласно нормативным документам, ряд ГПА должны быть заменены на агрегаты нового поколения.
Естественно, что фактические значения их КПД после стольких лет эксплуатации не могут соответствовать исходным (номинальным) КПД.
Обработка результатов испытаний ГПА в эксплуатационных условиях, проведенных различными организациями, показывает, что изменение КПД газотурбинных агрегатов в зависимости от наработки, в первом приближении, можно описать следующим обобщенным уравнением [11]: le=rieo[l-d(l-e IT)], (3.2) где Гео- номинальный (паспортный) КПД агрегата; Т - общая наработка агрегата с момента пуска его в эксплуатацию; d - численный коэффициент, зависящий от типа ГТУ.
Использование уравнения (3.2) позволяет в первом приближении определить их реальные «паспортные» значения КПД, т.е. такие КПД, которые могут быть достигнуты на номинальном режиме работы при фактическом техническом состоянии ГПА (табл. 3.1).
