Содержание к диссертации
Введение
I. Основные направления энергосбережения при магистральном транспорте природного газа 7
1.1. Состояние, режимы работы и перспективы развития газотранспортной системы страны 7
1.2. Системы компримирования компрессорных станций и газоперекачивающие агрегаты, используемые в этих системах: состояние, перспективы развития и модернизации 20
1.3. Термогазодинамические задачи и основные направления энергосбережения при магистральном транспорте природного газа 28
1.4. Цель и задачи диссертационной работы 35
Выводы по первой главе 39
II. Оценка эффективности режимов работы систем компримирования и математические модели процессов транспорта природного газа 41
2.1. Критерии оценки эффективности режимов работы систем компримирования природного газа на компрессорных станциях 41
2.2. Методика оценки эффективности режимов работы основных систем компрессорных станций, компрессорных станций в целом и технологических участков магистральных газопроводов 57
2.3. Термодинамические и теплофизические свойства природного газа 63
2.4. Аналитическое определение действительной работы и мощности сжатия природного газа на компрессорных станциях 72
2.5. Определение температуры и давления природного газа
на границах линейных участков магистральных газопроводов 84
Выводы по второй главе ПО
III. Оптимизация режимов работы систем компримирования компрессорных станций магистральных газопроводов 112
3.1. Определение оптимального распределения нагрузки между компрессорными станциями магистральных газопроводов 112
3.2. Регулирование режима работы газопровода за счет отключения компрессорных цехов и компрессорных станций 123
3.3. Выбор системы компримирования природного газа на компрессорных станциях и распределение нагрузки между газоперекачивающими агрегатами 135
3.4. Регулирование режимов работы системы компримирования при изменении коммерческого расхода и степени сжатия на КС 146
3.5. Определение целесообразности регулирования режимов работы газоперекачивающих агрегатов при изменении их технического состояния 154
3.6. Оценка эффективности выбора системы компримирования 159
Выводы по третьей главе 166
Основные выводы и результаты
Диссертационной работы 168
Литература
- Системы компримирования компрессорных станций и газоперекачивающие агрегаты, используемые в этих системах: состояние, перспективы развития и модернизации
- Термогазодинамические задачи и основные направления энергосбережения при магистральном транспорте природного газа
- Методика оценки эффективности режимов работы основных систем компрессорных станций, компрессорных станций в целом и технологических участков магистральных газопроводов
- Регулирование режима работы газопровода за счет отключения компрессорных цехов и компрессорных станций
Введение к работе
Важнейшей функцией газотранспортной системы России является обеспечение требуемых объемов транспортировки газа и бесперебойности поставок природного газа потребителям. При проектировании, строительстве, эксплуатации, реконструкции и модернизации газотранспортной системы, ее основных объектов и используемого энерготехнологического оборудования решаются задачи повышения надежности эксплуатации газотранспортной системы (ГТС) и снижения энергетических затрат при магистральном транспорте природного газа.
Среди множества проблем, стоящих перед газовой промышленностью и, в значительной степени, определяющих перспективы ее дальнейшего развития, снижение энергозатрат на собственные нужды и, в частности, при магистральном транспорте природного газа является одной из основных проблем.
В настоящее время отрасль, добывая около 550 млрд. м3 газа и транспортируя порядка 700 млрд. м3 газа в год, ежегодно расходует на собственные технологические нужды примерно 55 + 60 млрд. м газа, более 17 млрд. кВт-ч электрической энергии и свыше 13 млн. Гкал тепловой энергии. При этом свыше 90 % природного газа и около 80 % электроэнергии, расходуемой в отрасли на собственные технологические нужды, приходится на магистральный транспорт природного газа [3, 4, 25].
Приоритетным направлением энергосбережения при магистральном транспорте природного газа, как и во всей газовой отрасли, является экономия газа на всех этапах его транспортировки - от газовых месторождений до потребителей.
Решению различных аспектов проблемы энергосбережения при магистральном транспорте природного газа посвящены работы Н.И. Белоконя, Р.Н. Бикчентая, Б.В. Будзуляка, З.Т. Галиуллина, С П . Зарицкого, В.А. Иванова, А.Ф. Калинина, Б.Л. Кривошеина, Е.В. Леонтьева, А.С. Лопатина, В.И. Никишина, Б.П. Поршакова, Б.С. Ревзина, А.Д. Седых, В.А. Щуровского, Е.И. Яковлева и др. [10, 12, 23, 34, 37, 49, 54, 68, 73, 76, 83, 89, 100, 101].
Основными потребителями природного газа при его транспорте являются газоперекачивающие агрегаты (ГПА), которыми оснащены системы компримирования компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов (МГ): на системы компримирования приходится более 80 % от всех затрат газа при его трубопроводном транспорте, включая потери [12, 96].
Исходя из этого, решение задачи снижения затрат энергоресурсов в отрасли в первую очередь должно проводится за счет повышения эффективности работы систем компримирования КС МГ. Эффективность работы систем компримирования определяется распределением нагрузки между КС, организацией систем компримирования, энерготехнологическими характеристиками ГПА, их техническим состоянием и регулированием режимов работы агрегатов в процессе эксплуатации.
Оценить эффективность работы систем компримирования КС можно по результатам энергетических обследований технологических участков и компрессорных станций, проведение которых позволяет оценить эффективность реализуемых режимов эксплуатации и проводимых энергосберегающих мероприятий, выявить источники нерационального расхода топливноэнергетических ресурсов и разработать программу их сбережения. В программе энергосбережения, представленной в Энергетической стратегии России до 2020 г. энергетические обследования промышленных предприятий признаны одним из основных механизмов решения задачи энергосбережения [51,52,65,84,92,98,100,102].
Реализация программы энергетического обследования технологических участков и компрессорных станций МГ с целью энергосбережения требует разработки критериев оценки эффективности работы систем компримирования КС, методик проведения обследования и обработки полученных эксплуатационных данных. Решению этих задач и посвящена представленная работа.
Для решения этих задач необходимо знание: • структуры, принципов построения, работы, управления и развития ГТС; • фактических и планируемых режимов работы технологических участков и компрессорных станций магистральных газопроводов; • обустройства и особенностей эксплуатации систем компримирования КС; • эксплуатационных характеристик систем компримирования и газоперекачивающих агрегатов, которыми оснащены эти системы; • методов регулирования режимов работы систем компримирования и газоперекачивающих агрегатов, включенных в них; • методов определения термодинамических и теплофизических свойств природного газа; • математического описания рабочих процессов, происходящих в основных объектах и энерготехнологическом оборудовании магистральных газопроводов.
Исследование этих вопросов также включено в представленную работу.
I. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ПРИ МАГИСТРАЛЬНОМ ТРАНСПОРТЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА Газотранспортная система России обеспечивает поставки газа от промысла до конечного потребителя. Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию параллельных маршрутов транспортировки, ГТС обладает существенным запасом надежности и способна обеспечивать бесперебойные поставки газа.
Газотранспортная система характеризуется непрерывностью технологического процесса, постоянным технологическим взаимодействием всех объектов ГТС, большими транспортными расстояниями, расположением объектов Единой системы газоснабжения (ЕСГ) в различных климатических и временных поясах, сложившимися газотранспортными направлениями (коридорами) и возможностью перераспределения газовых потоков между ними.
Системы компримирования компрессорных станций и газоперекачивающие агрегаты, используемые в этих системах: состояние, перспективы развития и модернизации
Основными системами, обеспечивающими работу компрессорных станций магистральных газопроводов являются системы очистки, компримирования и охлаждения природного газа.
При этом системы компримирования выполняют основную функцию КС - сжимают природный газ. Кроме того, важность этой системы на КС определяет тот факт, что до 80 % всех энергозатрат при магистральном транспорте природного газа приходится именно на нее. Сжатие природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов осуществляется в системах компримирования, оснащенных газоперекачивающими агрегатами. Газоперекачивающие агрегаты состоят из компрессоров, в которых происходит сжатие природного газа, и энергопривода - двигателей. В настоящее время на КС МГ используются ГПА с газотурбинным, электрическим и поршневым энергоприводом. Большие расходы природного газа на технологических участках МГ при относительно невысоких степенях сжатия на линейных КС предопределили преимущественное использование для компримирования газа центробежных нагнетателей (ЦБН), а в качестве их энергопривода - газотурбинных установок различной мощности и типов (промышленных, судовых и авиационных, включая агрегаты и ряда зарубежных фирм) и электродвигателей. Особенностями этих видов энергопривода являются: возможность высокой концентрации мощности в отдельных агрегатах, непосредственное вращательное движение, возможность автоматизации и т.п.
На линейных КС магистральных газопроводов, дожимных компрессорных станциях на газовых месторождениях и КС ПХГ газотранспортной системы страны используются параллельная, последовательная и смешанная обвязка ГПА, при реализации которых агрегаты работают параллельно, последовательно или в параллельно работающих группах. На ДКС используются все три типа обвязки ГПА в зависимости от производительности установок комплексной подготовки природного газа (УКПГ), пластового давления и рабочего давления природного газа в магистральном газопроводе, а на линейных КС МГ и КС ПХГ используются параллельная и смешанная обвязки ГПА в системах компримирования в зависимости от типов используемого оборудования режимов работы объектов ГТС.
На линейных КС МГ при использовании полнонапорных нагнетателей природного газа реализуется параллельная обвязка ГПА, которая признается в настоящее время наиболее перспективной. Вид обвязки ГПА определяет обвязку всей компрессорной станции.
Вид энергопривода ГПА в значительной степени определяет величину энергозатрат на транспорт газа по газопроводу. К каждому виду энергопривода ГПА, которыми оснащены системы компримирования компрессорных станций, предъявляются повышенные требования по экономичности, надежности, моторесурсу, ремонтопригодности, экологической чистоте и т.д.
На конец 2007 г. парк газоперекачивающих агрегатов на КС ОАО «Газпром» распределялся следующим образом: газотурбинный привод (ГГПА) составлял примерно 86,9 % от общей установленной мощности, электропривод (ЭГПА) 12,6 % и поршневой (ГМК) 0,5 % (табл. 1.2) [38, 93, 94, 95].
В настоящее время на КС ОАО «Газпром» эксплуатируются различные типы газотурбинных установок (основной вид энергопривода ЦБН) с паспортным значением коэффициента полезного действия (КПД) от 24 % до 36,5 % (табл. 1.3, 1.4, 1.5). Среднее паспортное значение КПД газотурбинных двигателей (ГТД) газотурбинного парка составляет примерно 29,0 %, а по-литропный КПД процесса сжатия природного газа в ЦБН находится в пределах от 75 до 85 %. Основу парка составляют агрегаты со сроком эксплуатации от 10 до 20 лет.
Приведенные данные свидетельствуют о необходимости предотвращения дальнейшего снижения технического состояния парка ГПА, что должно привести к повышению надежности ГТС и снижению энергозатрат при транспорте газа. В этих условиях, особое значение приобретают вопросы модернизации и восстановления технического состояния газоперекачивающих агрегатов, а также замена физически изношенных и морально устаревших ГПА на агрегаты нового поколения, при реконструкции компрессорных станций (табл. 1.6) [44, 45, 48, 49, 50, 94, 100]. Газоперекачивающие агрегаты нового поколения призваны обеспечить высокий уровень эксплуатационных показателей, высокую надежность и улучшенные экологические показатели и т.п.
Газоперекачивающие агрегаты нового (четвертого) поколения это в основном ГПА с газотурбинным приводом авиационного типа, работающие по простому циклу и имеющие, за счет повышения температуры продуктов сгорания перед турбиной высокого давления (ТВД) до уровня tz= 1000-1200 С и увеличения степени повышения давления воздуха в осевом компрессоре (ОК) пк до уровня %к=10-25, значения эффективного КПД ГТУ в диапазоне от 27 % до 38 % (табл. 1.6).
Использование газоперекачивающих агрегатов нового поколения в системах компримирования компрессорных станций магистральных газопроводов позволит на 25 -І- 30 % снизить потребление газа на технологические нужды, снизить выбросы окислов азота и существенно повысить надежность газотранспортной системы [12, 52, 53, 78].
За период с 1999 по 2006 гг. на компрессорных станциях Единой системы газоснабжения страны в результате строительства новых КС и реконструкции работающих КС были установлены 489 агрегатов с газотурбинным приводом суммарной мощностью более 7,2 млн. кВт (табл. 1.7) [44, 45].
Термогазодинамические задачи и основные направления энергосбережения при магистральном транспорте природного газа
Повышение надежности и снижение энергозатрат при магистральном транспорте природного газа возможно на основе решения комплекса энерготехнологических задач транспорта природного газа на стадии проектирования, строительства, эксплуатации, реконструкции и модернизации основных объектов магистральных газопроводов.
На стадии проектирования газопроводов к основным энерготехнологическим задачам магистрального транспорта природного газа относятся: оптимизация рабочего давления природного газа в МГ; оптимизация расстояния между КС; подбор энерготехнологического оборудования и обвязки КС; оптимизация систем очистки, компримирования и охлаждения природного газа на КС; целесообразность использования внутреннего гладкостного покрытия и новых типов гидроизоляции труб газопроводов и т.д.
Реконструкция объектов ГТС используется как средство обеспечения планируемых газовых потоков, надежности транспорта газа и снижения эксплуатационных затрат при магистральном транспорте природного газа. При системном подходе каждый реконструируемый газопровод рассматривается во взаимодействии с другими, проложенными в данном технологическом коридоре. Это соответствует современной тенденции проектирования многониточных систем с объединением компрессорных цехов, укрупнением агрегатной мощности и сокращением числа рабочих и резервных ГПА.
В результате вынужденной разгрузки части технологических участков газопроводов ГТС страны в период 1991 - 2004 гг. степень сжатия на многих КС снизилась до Б = 1,3 +1,35 и даже ниже; соответственно снизились энергетические затраты на магистральный транспорт газа в абсолютном выражении. Однако расчеты показывают, что при упомянутой разгрузке газопроводов удельные энергетические затраты, наоборот, увеличились [23, 24, 37]. Это указывает на наличие резервов энергосбережения, часть которых может быть реализована за счет реконструкции объектов, предусматривающих замену и модернизацию ГПА, упрощения структуры КС за счет укрупнения единичной мощности ГПА, создания перемычек между цеховыми коллекторами многоцеховых КС, повышения разрешенного давления на линейных участках и т.п.
Ведущей и малозатратной статьей снижения эксплуатационных затрат при магистральном транспорте природного газа является оптимизация технологических режимов основных объектов ГТС. Анализ выполнения «Программы энергосбережения ОАО «Газпром» на 2002 - 2003 г.г.» показал, что экономия энергоресурсов за счет оптимизации технологических режимов работы объектов магистрального транспорта природного газа за рассматриваемый период составила около 30 % от общих объемов экономии [53, 78]. Эффект оптимизации режимов работы объектов газотранспортной системы значительно возрастает, если она сопровождается ликвидацией «энергетически узких мест», обуславливающих повышенное энергопотребление.
На стадии эксплуатации газопроводов, помимо реализации мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту оборудования КС и линейных участков МГ на основе реализации системы технической диагностики, включающих очистку полости труб, замену запорной арматуры, ремонт линейных участков МГ с утилизацией природного газа из ремонтируемых участков газопроводов, с целью снижения энергозатрат при магистральном транспорте природного газа следует рассматривать решение следующих энерготехнологических задач: оптимизация и рациональное регулирование режимов работы технологических участков газопроводов и основных объектов и систем, входящих в них, с применением современных оптимизационных программно-вычислительных комплексов; энергетически рациональное распределение нагрузки между КС технологических участков МГ; определение энергетической целесообразности отключения компрессорных цехов и КС при недозагрузке технологических участков МГ; оптимизация значений давления и температуры на выходе КС; определение способов увеличения пропускной способности газопроводов и устранения запирающих участков МГ; оптимизация систем компримирования многоцеховых КС; энергетически обоснованное распределение нагрузки между ГПА в системах компримирования КС рациональное регулирование режимов работы ГПА в системах компримирования компрессорных станций; рациональное регулирование аппаратов воздушного охлаждения (АВО) в системе охлаждения КС; регулирование режимов работы систем очистки природного газа на компрессорных станциях; разработка и реализация методов утилизации отработавших продуктов сгорания ГТУ; использование перемычек между нитками многониточных газопроводов; использование перемычек между цехами КС; использование перемычек между цеховыми системами охлаждения КС и т.д.
Анализ комплекса энерготехнологических задач транспорта природного газа показывает, что существенная их часть связана с работой систем ком примирования КС. Это связано с тем, что более 80 % энергетических затрат при магистральном транспорте природного газа приходится именно на системы компримирования, и поэтому корректные решения задач формирования и реконструкции систем компримирования КС технологических участков МГ, регулирования эксплуатационных режимов работы этих систем, выбора, модернизации и регулирования режимов работы газоперекачивающих агрегатов в этих системах могут привести к существенным результатам по энергосбережению при магистральном транспорте природного газа.
Оценку эффективности работы систем компримирования КС следует проводить в рамках энергетического обследования компрессорных станций и технологических участков магистральных газопроводов. В документе «Энергетическая стратегия России до 2020 г.», одобренном правительством Российской Федерации, энергетические обследования (энергоаудит, энергоэкономические обследования) отнесены к одним из основных механизмов решения проблемы энергосбережения при транспорте газа и во всей газовой отрасли [84, 98, 100,102].
Создание методики и программы энергетического обследования систем компримирования природного газа требует решения комплекса энерготехнологических задач и разработки системы критериев сопоставления энергетической эффективности их работы, что возможно только на основе анализа и выбора корректных математических моделей процессов, происходящих в системах компримирования, теплотехнического обеспечения расчета этих процессов, анализа возможных энергосберегающих мероприятий и методики технико-экономического сопоставления и выбора наиболее рационального метода с учетом технического состояния энерготехнологического оборудования.
Методика оценки эффективности режимов работы основных систем компрессорных станций, компрессорных станций в целом и технологических участков магистральных газопроводов
Для оценки целесообразности реконструкции КС МГ, модернизации и проведению работ по повышению технического состояния энерготехнологического оборудования основных систем компрессорных станций предлагается использовать коэффициент КрКС, определяемый по сопоставлению значений относительной суммарной энергетической составляющей эксплуатационных издержек при работе всех систем рассматриваемых станций при их работе на оптимальных режимах где Con.j.onm энергетическая составляющая эксплуатационных затрат в у -й системе рассматриваемой КС при оптимальном режиме ее работы; Ок - коммерческий расход технологического газа через рассматриваемую КС. Те компрессорные станции, для которых этот коэффициент К кс выше, требуют в первую очередь либо проведения работ по повышению технического состояния и ремонта используемого энерготехнологического оборудования, либо его модернизации, либо реконструкции станции. Выбор же методов и объектов реконструкции и модернизации производится по результатам энергетического обследования основных систем компрессорной станции.
Анализ значений и причин перерасходов энергетической составляющей эксплуатационных издержек при работе всех систем компрессорной станции ЛСЭН . дает возможность определить приоритетность проведения энергосберегающих мероприятий по основным технологическим системам на обследуемой КС за счет оптимального регулирования энерготехнологического оборудования с использованием межцеховых перемычек.
В процессе определения энергоэкономической эффективности КС МГ необходимо оценить эффективность режимов работы всех систем станции с учетом их взаимодействия, принимая во внимание влияние режима работы обследуемой КС на другие объекты МГ. В качестве критерия эффективности работы КС МГ предлагается использовать сумму перерасходов эксплуатационных затрат при работе всех систем станции, связанных с неоптимальными т режимами эксплуатации ]AC3HJ-. j=J
При сопоставлении эффективности режимов эксплуатации КС МГ можно рекомендовать критерий эффективности работы КС МГ Кэфкс, который определяется как сумма перерасходов эксплуатационных издержек при работе всех систем сопоставляемых станций AC3Hj, связанных с неоптимальными режимами их эксплуатации, отнесенная к коммерческому расходу природного газа через КС т K KC = T&C3HJ/QK. (2.36)
На тех компрессорных станциях, для которых этот коэффициент КэфКС принимает более низкое значение, регулирование режимов работы основных технологических систем станции проводится более эффективно. В случае, если этот коэффициент стремиться к нулю {КэфКС 0), то реализуемые режимы основных систем станции и всей КС в целом близки к оптимальным. Компрессорные станции, для которых этот коэффициент КэфКС принимает наибольшие значения, имеет существенные резервы снижения энергетических затрат за счет оптимизации режимов работы основных технологических систем станций.
Эффективность режимов работы технологических участков МГ предлагается оценивать по величине критерия КэфшТУ - удельного перерасхода суммарных значений энергетической составляющей эксплуатационных затрат на всех КС Кф.ту = І CMmXC.t /(QK -LTy). (2.37) где ЛСЭН KCi - перерасход энергетической составляющей эксплуатационных затрат на г-й КС; п — число КС на технологическом участке; QK — средний коммерческий расход технологического газа через рассматриваемый технологический участок МГ; LTy — длину технологического участка МГ.
Регулирование режима работы газопровода за счет отключения компрессорных цехов и компрессорных станций
Анализ результатов теоретических и экспериментальных исследований режимов работы технологических участков магистральных газопроводов показывает, что минимизация энергетических и эксплуатационных затрат на транспорт газа только за счет изменения степени сжатия природного газа на компрессорных станциях (s = р2 /Pi) без учета режимов работы линейных участков и соседних станций не возможна. Это обуславливается тем, что при любых возможных режимах работы МГ энергетически и экономически целесообразно поддерживать давление природного газа на выходе из КС равное оптимальному значению на линейном участке р2 = р1лу_опт, а давление природного газа на входе КС р1 определяется режимом работы предыдущей КС и гидравлическими потерями на предшествующем линейном участке [23, 72].
Таким образом, изменение степени сжатия природного газа на КС является лишь следствием изменения режима работы технологического участка МГ. Изменение степени сжатия на КС может быть связано с изменениями расхода природного газа через технологический участок QK, коэффициента гидравлической эффективности внутренней поверхности труб линейного участка Е, режима работы систем компримирования и охлаждения на предыдущей КС. Предельным случаем изменения режима работы КС можно считать ее отключение.
Метод регулирования режима работы технологических участков магистрального газопровода за счет отключения- компрессорных цехов используется достаточно широко в газовой отрасли на многониточных газопроводах, оборудованных перемычками. Метод регулирования режима работы технологических участков магистрального газопровода за счет отключения компрессорных станций используется значительно реже [85].
Вопрос об анализе и использовании этого метода регулирования режима работы технологических участков магистрального газопровода возник в связи с тем, что в настоящее время определенное число технологических участков МГ страны работают при производительности природного газа ниже проектной. Снижение подачи природного газа по газопроводу приводит к не-дозагрузке линейных участков МГ и КС, к снижению степени сжатия на КС, что при использовании полнонапорных нагнетателей ведет к снижению эффективности процесса сжатия на КС и росту удельных энергетических и эксплуатационных затрат на транспорт природного газа.
Теоретические исследования показывают, что отключение КС с целью минимизации энергетических затрат на транспорт природного газа в принципе не является целесообразным [49]. Однако следует отметить, что при получении теоретических выводов о нецелесообразности отключения КС с целью минимизации энергетических затрат на транспорт природного газа не учитывается, что реализация этого метода регулирования дает возможность избежать гидравлических потерь в обвязке и энергетические затраты в системе охлаждения отключенных компрессорных цехов и КС [100]. Использование этого метода регулирования режима работы технологических участков МГ приводит к понижению средней температуры природного газа на линейном участке, что также способствует снижению падения давления природного газа на участке. Отключение цехов и КС вызывает понижение температуры природного газа на входе в следующую КС и приводит к повышению степени сжатия на последующей КС, приближая режим работы системы компри-мирования к оптимальному, что дает возможность понизить энергетические затраты на компримирование [100].
Указанные причины дают возможность предположить, что при определенной загрузке технологических участков МГ для оптимизации режима работы с точки зрения сокращения энергетических затрат на транспорт природного газа целесообразно отключать компрессорные цеха и КС. При этом возникает задача выбора критериев, определяющих возможность и целесообразность использования этого способа регулирования, и определения режимов, при которых отключение компрессорных цехов и КС технологически возможно, а также энергетически и экономически выгодно.
В качестве критерия, определяющего технологическую возможность работы технологического участка МГ в режиме с отключенной КС, может быть рассмотрено значение степени сжатия на КС, следующей за отключенной станцией Е 2 . Если на КС, следующей за отключаемой, применяется одноступенчатое сжатие природного газа, а ГПА работают по параллельной схеме с использованием полнонапорных нагнетателей, значение степени сжатия на КС, следующей за отключенной станцией, после отключения предыдущей КС должно быть Б 2 1,4 - 1,45
