автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Сопоставление и выбор вида энергопривода компрессорных станций магистральных газопроводов в условиях их реконструкции

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА им. И. М. ГУБКИНА

На правах рукописи

УДК 621.51 : - 83 + 622. 6У 1.4

СОПОСТАВЛЕНИЕ И ВЫБОР ВИДА ЭНЕРГОПРИВОДА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ИХ РЕКОНСТРУКЦИИ.

05.15.13 - "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ,"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1996.

Работа выполнена в Государственной ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени академии нефти и газа имени И. М. Губкина.

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Поршаков Б. П.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Козобков А. А.

кандидат технических наук, с. н. с. Коршунов В. М.

Ведущее предприятие: ПО "Мострансгаз".

Защита

1996 г. в

Ц0Х/

аудитории

../у. ча

часов на заседании диссертационного совета

Д 053. 27.02 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора наук , по специальности 05.15.13 "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов , баз и хранилищ" при Государственной академии нефти и газа имени И. М. Губкина по адресу: 117917 Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ имени И. М. Губкина.

Автореферат разослан

мал 1996

г.

Ученый секретарь

доктор технических

диссертационного

Г. Г. Васильев

- з -

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы. Меняющаяся конъюнктура на оборудование, вменение цен на оборудование,газ и электроэнергия, переход газотранспортных предприятий на рыночные отношения заставляют вновь обратиться к вопросу выбора типа знергоприЕо-да компрессорных станций и, в частности, сопоставления газотурбинного и электрического видов привода, как основных типов энергопривода газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на газопроводах. Накопленный опыт эксплуатации по каждому из рассматриваемых типов привода, оценка основных показателей перспективных агрегатов в преддверии реконструкции газотранспортных систем несомненно отображают и подчеркивают, актуальность темы по определению перспективных ГПА для компрессорных станций. Замена знергопривода компрессорных станций магистральных газопроводов (ЫГ) на агрегаты нового поколения сводится прежде Есего к получению дополнительного товарного газа, снижению энергозатрат и,прежде всего , топливного газа на нужды перекачки .

В связи с этим актуальными задачами исследования становятся :

- анализ загру.тенности энергопривода КС в течении года и определение на этой основе эффективности использования газотурбинного и электрического типов привода;

- разработка способов оптимизации.режимов работы энергопривода по условия максимума производительности и минимума энергозатрат на сранспорт газа;

- разработка методик! и проведение развернутого технико-экономического сопоставления газотурбинного к электрического видов привода с оценкой возможности повышения их показателей на перспектизу,

- разработка методов подхода к определению оптимальных ' срокоЕ эксплуатации силового оборудования КС в зависимости от изменения эксплуатационных затрат на его ремонт и обслуживание.

Решению этих задач и посвящено настоящее исследование.

Педь работы. Разработать и научно обосновать подходы к реконструкции и модернизации КС с определением основного типа привода для компрессорных станций на перспективу, с учетом рыночных отношений.

Основные задачи исследования. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

- рассмотреть особенности развития трубопроводного транспорта газа , дать оценку его состояния' в современных условиях и на перспективу;

- проанализировать показатели эксплуатируемых и перспективных газоперекачивающих агрегатов, предложить критерий, оп-ределякгпий целесообразность использования тех или иных типов ГПА на КС;

- проанализировать и сопоставить различные методы регулирования производительности КС при использовании электропривода с постоянной частотой вращения силового вала;

- разработать методику технико-экономического сопоставления электрического и газотурбинного энергоприЕода КС;

- исследовать возможность совместного использования газотурбинного и электрического видов привода на КС;

- разработать подходы к определению оптимальных сроков использования ГПА на КС.

Научная нозизна ._ Предложена методика комплексного технико-экономического сопоставления газотурбинного и электрического видов привода В качестве критериев приняты: приведенный

К. П. Д. энергопривода на муфте нагнетателя , дисконтированные затраты^отнесенные к начальному году реконструкции КС, соотношение цен на топливный газ и электроэнергию, определяюгос совместно с соотношением приведенных К. П. Д. сравниваемых видов энергопривода, зоны их оптимального использования в эксплуатационных условиях.

Предложен метод по сопоставления приведенных характеристик КС с различным числом установленных ГПА-с целью построения (при замене старого оборудования на новое) "соЕмеиенных характеристик ГПА и трубопровода для обеспечения заданного режима работы станции.

Предложены подходы к определению оптимальных сроков эксплуатации ГПА на КС в зависимости от величины эксплуатационных затрат на их ремонт и обслуживание.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Результаты проведенных в диссертации исследования переданы в форме отчетов для практической реализации на предприятия "Мострансгаз" и "Сургутгазпром", компрессорные станции которых "Давыдовская" и "Агаяская" рассматривались как полигон при со-постановлении газотурбинного и электрического видов привода. Результаты проведенных исследований учитывались в планах реконструкции КС указанных предприятий. Предложения по совместному использованию цехов с газотурбинным и электрическим видом привода, посредством объединения их перемычками на входе и выходе позволяют , исходя из цены на топливный газ и электроэнергию обеспечить оптимальный режим работы КС по условию минимума расходов на энергоносители.

Апробация работы Основные результаты работы докладывались и обсуждались на :

- всесоюзной конференции " Проблемы развития нефтегазового

комплекса страны". С Красный Курган, 4-6 июня 1991.)

- научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России." ( Москва, 11-13 октября 1994.)

- первой международной конференции " Энергодиагностика " (Москва, 4-8 сентября 1995.)

- конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России ( Москва,26-28 сентября 1995. )

- научно-техническом семинаре кафедры "Термодинамики и тепловых двигателей" ( Москва, ГАНГ им. Л Н., Губкина , 1995.)

-ведущем предприятии "Мострансгаз" (пос. Коммунарка, Московская обл. 1995.)

Публикации. По результатам выполненных исследований опуб-ликоезнно 6 печатных работ.

Объём работы. Диссертация состоит из введения .трех глав, общих выводов, списка литературы на 68 наименований и изложена на 143 страницах , содержит 27 рисунков и 14 таблиц.

Основное содержание работы Во введение дано обоснование актуальности выбранной темы, сформулированы цель и задачи исследований, показана практическая ценность работы.

В первой главе рассмотрена особенность современного состояния трубопроводного транспорта природных газов , проанализирован опыт эксплуатации газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом и с приводом от электродвигателя.

Для электропркводных ГПА с постоянной частотой вращения силового вала проанализированы различные методы регулирования производительности компрессорных станций: изменением режима работы нагнетателя, дросселированием газа на линии нагнетания,

на линии всасывания , закручиванием потока газа на входе в нагнетатель , изменением частоты вращения .рабочего колеса нагнетателя; дано их сопоставление на базе определения общего приведенного К. К Д. на муфте нагнетателя.

Решение этих и последующих задач , направленных на повышение эффективности эксплуатации энергопривода КС занимается многие организации: ВНИИГАЗ, ВНШЗГАЗпром, КЗЛ , ВНИИШТ-рансгаз, Оргэнергогаз.ГАНГ им. И. М. Губкина, а тага® ученые страны: Д. Т. Аксенов, Р. Н. Бикчентай, 3. Т. Галиулин, С. П. Зариц-кий, А. А. Козобкоз, А.Ф. Комягин, В. И. Никишин, Б. С. Ревзин, ЕФ.Рис, А. Д. Седых, Е А. Пуровский, и другие , создавшие осноеу и заложившие направление дальнейших исследований по повышению эффективности работы систем трубопроводного транспорта природных тазов. *

Оценка развития систем транспорта газа показывает , что все возраставшая газификация городов и населенных пунктов, отсутствие необходимого числа буферных потребителей газа , физическое состояние знергопривода КС, цены на природный газ и электроэнергию приводят ко все возрастающей неравномерности в загрузке газопроводов, увеличению числа газопроводов, работающих ниже проектных показателей и , как следствие, снижению практически гсех технико-экономических показателей транспорта газа

Обработка опытных данных эксплуатации ГПА на примере газотранспортных систем предприятий "Мострансгаз" и "Сургутгазп-ром" показывает , что наиболее распространенный на газопроводах агрегат типа ГГК-10, эксплуатирующийся' с 1968-70 г. г. после наработки 90-100 тыс. ч. имеет мощность на уровне 7-8 МВт, а К. П. Д. на уровне 23-24 7. . Существенным недостатком этого типа агрегатов является крайне низкая надежность

пластинчатых регенераторов, фактический ресурс работы которых находится на уровне 40-50 тыс. часов. Агрегаты этого типа имеют значительный выброс окислов азота в атмосферу , достигающий Ееличины 320-350 мг/ м^ что в два с лишним раза выше установленного в стране стандарта. Одновременно , анализ ГТК-5, ГТ-750-6, ГТ-б-750, ГПА-ц-б. 3 и ряда других типов эксплуатируемых агрегатов показывает , что в своем значительном числе они требуют замены на ГПА нового поколения . В настоящее Еремя ГПА с К. П. Д. на уровне 23-25 7. уже не могут считаться агрегатами отвечающими требованиям, предъявляемыми к современным ГПА для работы на газопроводах.

В качестве основных показателей эксплуатации ГТУ на газопроводах использовались такие хорошо известные показатели, как: коэффициент технического использования {Кти) коэффициент готовности С/й и наработка на отказ {Ки). Численные значения коэффициента готовности (Кг) давали возможность определить и коэффициент аварийности в работе ГПА

Обработка опытных данных о 'работе ГТУ на газопроводах за-последние пять лет показывает, что численные значения коэффициента готовности изменяются в диапазоне 0.80-0.95, численные значения коэффициента технического использования в диапазоне 0. 60-0.80. Эти данные свидетельствуют с одной стороны о недостаточной надежности используемых ГТУ, а с другой стороны о недостаточном использовании установленного оборудования и относительно низкой его загрузке по установленной мощности. В определенной степени это объясняется недоподачей газа сравнительно с проектными данными, все возрастающим отбором газа вдоль трассы газопровода, что приводит к недозагрузке последующа КС, в силу того, что все станции спроектированы едоль трассы газопровода по типовому проекту.

Согласно требованиям ГОСТ 23690-79 и ГОСТ .21199-82, коэффициент готовности для ГТУ должен быть не менее 0.98, а коэффициент технического использования не менее 0.92. Снижение мощности в межремонтный период не должно превышать 5Х мощности ГТУ. ' Однако, как показывает опыт эксплуатации ГТУ на КС, зти требования практически не выполняются.

Обработка большого числа опытных данных по эксплуатации стационарных ГТУ мощностью-5-10 мВт на газопроводах позволила получить эмпирические уравнения для определения средних значений снижения мощности и К1Щ от времени эксплуатации:

= 0.96 <0.04.

у

- ¿-0.84- /о*Г+0.19-fo^T&S-lÖrU )

Г* jf

где Ki - коэффициент технического состояния по КПП, г»

определяемый как отношение фактического его значения в данный момент времени к паспортному /^г - коэффициент технического состояния ГТУ по мощности;

Т - полное время эксплуатации агрегата,тыс. час.

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 и КПД ГШ происходило в первые 15-20 тыс. час. работы после пуска, что надо полагать, связано прежде всего с нарушениями технологии изготовления и сборки агрегата, качеством монтажа и т.д.

Среднегодовой коэффициент загрузки рабочих агрегатов с газотурбинным приводом ( при относительной амплитуде колебаний производительности газопровода Р = 0.15) находится- на уровне .

0. 80 - 0. 83 .

Анализ опыта эксплуатации злектроприводных агрегатов - ( ЗГПА ) на КС показывает , что этот вид энергопривода на КС используется в работе значительно меньше времени, чем газотурбинные установки, с одновременным увеличением времени нахождения их в резерве и ремонте. Наиболее интенсивное использование ЭГПА на газопроводах ( после периода 1964-1965г.г.) приходилось на период конца 70-ых, начала 80-ых годов.

После начала 80-годое использование ЭГПА на газопроводах стало заметно снижаться и к началу 90-годов находилось на уровне 30-35%. Относительное время нахождения агрегатов в резерве достигло величины 55-60% . - ;

Основными видами ЭГПА на КС в настоящее время являются агрегаты типа СТД-12500 (примерно 66%. от общей установленной мощности ). Эти агрегаты хотя и оснащены синхронными электродвигателями, имеют ряд технических и технологических недостатков. К ним относятся прежде всего отсутствие возможности изменения частоты вращения при изменении производительности нагнетателя, что приводит к непроизвольным потерям электроэнергии на уровне 25-30 % при регулировании рзботой КС ; неудовлетворительные пусковые характеристики. Повторные пуски агрегата после аварийной остановки требуют значительных затрат времени на охлаждение ротора и т. д.

Несмотря на значительное количество современных ЭГПА, среднее время наработки на отказ за период 1985-1690 г. г, в системе РАО "Газпром" не превышало 300-500 часов работы, а количество аварийных остановок на ряде КС доходило до 60-70 случаев в год. Следует заметить, что одной из основных причин низкой надежности работы ЭГПА на газопроводах является нарушение, в электроснабжении КС, доля которых в общем числе аварий-

ных остановок достигает величины 40 и более процентов. На уменьшение времени использования ЭГПА в системе транспорта газа в последнее время оказывает влияние и конъюнктура цен на электроэнергию и топливный газ. Резкий рост цен на электроэ-„ .нергию, Еысокие штрафы, как за недоиспользованную электроэнергию, так и за ее перерасход, априорно приводят к варианту использования газотурбинных ГПА вместо электропроводных агрегатов.

Вместе с тем следует отметить , что электропривод сравнительно с газотурбинным видом привода имеет целый ряд неоспоримых преимуществ, к числу которых, как показывает опыт эксплуатации ГПА на газопроводах,следует отнести: удобство и простота эксплуатации агрегатов на КС, экологическая чистота использования, меньшие затраты на ремонт и обслуживание, относительная легкость автоматизации .привода, большая пожаро- и ,взрьшобезо-пасность , невысокие уровни шумов и т. п.

Все зто свидетельствует о том, что электропривод имеет неплохие предпосылки для дальнейшего развития и использования на газопроводах, прежде в сего в районах с относительной низ-ной ценой на электроэнергии^ В сзязи с этим^ -^вод в пдльзу использования того или иного вида привода должен безусловно базироваться на развернутых технико-экономических расчетах, подход к проведению которых должен носить комплексный характер, определяться условиями и местом использования ГПА на газопроводах.

Во второй главе проанализированы показатели производства электроэнергии на тепловых электростанциях и сделана оценка эффективности передачи её на компрессорные станции , предложена методика технико-экономического сопоставления газотурбинного и электрического видов пригода, а- также даны ре-

■ - 12.-. •

зультаты сопоставления этих видов привода в условиях эксплуатации. Следует отметить, " что вопросам технико-экономического сопоставления газотурбинного ¿.электрического видов привода на КС магистральных газопроводов" посвящено относительно большое число работ, проведенных как отдельными исследователями, так и разного рода организациями .Это в определенной степени свидетельствует о важности предмета исследования и трудности решения поставленной задачи в силу, меняющихся исходных данных.

В настоящее время, когда" переход к рыночным отношениям ведения хозяйства, как никогда ранее, остро ставит проблему экономии невозобновляемых энергорессурсов страны ( к которым принадлежит и природный газ ), возникает актуальная проблема в очередной раз определить перспективы развития того или иного вида знергопривода КС, тем более, что газовая промышленность в силу этих же причин стоит' перед проблемой реконструкции своих газотранспортных систем.

В качестве одного из критериев сопоставления указанных видов привода может служить приведенный К. П. Д. ГПА на муфте '• нагнетателя.

При использовании ГТУ определение этого показателя осуществляется относительно просто с использованием паспортных данных о КЕД. установок и условий их эксплуатации' ка газопроводах. '

Приведенный К П. Д. на муфте нагнетателя при использовании электропривода определяется следующим соотношением:

/у в /зс ■ Ьп ■ /V

/

где - КЕД. собственно электростанции;

^¿ип -КЕД. линий электропередач;

/ и -КЕД. повышающих (_ ) и

Сгр.п СФ^он 17г,п-

понижающих

{(■р'нон ) трансформаторов, включенных в сеть между электростанцией и КС;

-КЕД. собственно электродвигателя.

Решение задачи по определению приведенного К П. Д. ЭГПА практически сводится к определению численных значений коэффициентов, входящих в уравнение ( 3 ).

Приведенный анализ показывает , что К П. Д. тепловых электростанций в среднем можно оценивать на уровне 34-35 7. ; потери электроэнергии от районных подстанций до электропривода КС на уровне 5 7. , К. П. Д. собственно электропривода, типа СТД-12500 на уровне 957.. Это дает основание, считать , что приведенный К. П. Д. на муфте нагнетателя при использовании ЭГПА в лучшем случае можно оценивать величиной порядка 32 7. ,а при использовании атомных электростанций на уровне 29 X. * Реальные показатели ГТУ нового поколения находятся на уровне 34 35%, что свидетельствует о том,- что приведенный К. П. Д. на валу нагнетателей в условиях реконструкции КС и замены изношенных ГПА на агрегаты нового поколения, у газотурбинного привода будет выше, чем у электропривода. Следует учесть также и то, что мощность и К. П. Д. газотурбинного приво-дз в отличие от электропривода,в зимнее время, в связи с понижением температуры наружного воздуха, будут несколько возрастать, что также говорит в пользу использования газотурбинного энергопривода на магистральных газопроводах по этому Крите

При выборе вида привода для КС в период её реконструкции показано ,что необходимое число рабочих ГПА {Л/в&гд при заданной мощности КС, с учетом переменного режима работы газопровода, довольно сильно зависит от возможной степени регулирования частотой вращения силового вала ГПА.

■ //7,1 41

где - среднегодовая относительная амплитуда

колебаний производительности >газопровода;

/7 - диапазон возможного регулирования мощностью ГПА в пределах КС.

Соотноиение (4) по' свое.й сути отражает разницу в минимальном числе рабочих ГПА в условиях установки регулируемого Еида привода ( П$1 ), каким в качестве примера и является газотурбинный агрегат , и привода с постоянной частотой вращения силового вала ( П=1 ), каким в качестве примера и является выпускаемые нашей промышленностью электропривод.

При проведении технико-экономического сопоставления в качестве расчетного уравнения по определению экономического эффекта при сравнении энергоприводов принято соотношение:

Э о а ^ г'У^'ЛК/*/./* ( _ ^

э^ = Г(Г//о т) 'I Г(Г//0т] /

1-й 1 *

где Р,- - экономический эффект от использования того или иного вида привода за расчетный период работы■оборудования ;

- норматив приведения разновременных затрат и получения результатов прибыли , численно равный нормативу эффективности капитальных вложений {£ц =0.1) ; ■£ - год , затраты и полученные результаты которого приводятся к начальному году реконструкции. X/ и Кг - приведенные , дисконтированные капитальные Еложения при использовании одного (К) ) и второго ( ) вида

привода;

и/?- приведенные ,дисконтированные эксплуатационные расходы при использование одного (/•} ) и торого (/^ ) видов приводу' !

0! - среднее количество энергии ( КВг-ч ),' выработанное каждым видом привода в течении года {А^ - номинальная мощность ГПА^ Т -время работы агрегата в году, О*- коэффициент загрузки агрегата в году) .

В качестве начального года расчетного периода принимается год начала финансирования работ на реконструкцию или модернизацию . Конечный год расчетного периода определяется годом завершения эксплуатации вновь установленного оборудования, т. е. годом замены на новое оборудование .

В качестве полигона по сопостанозлению ГГПА и ЭГПА были приняты КС "Давыдовская" предприятия "Мостргнсгаз" и КС "Аганская" Сургутгазпрома с агрегатами СТД-12500. На КС "ДаЕЫ-довскзя" эти агрегаты эксплуатируются с 1933 года, а на КС "Аганская " с 1979 года . Практически те и другие агрегаты выработали свой моторесурс и могут рассматриваться как агрегаты, * требующие замены на себя подобные или на ГПА других типов. В обоих случаях рассматривался вариант замены агрегатов СТД-12500 ( 8 агрегатов , работающих по схеме 6+2) на ГПА с газотурбинными двигателями типа ГПА-16 на КСДавыдовская" ( 6 агрегатов, работавших по схеме 4+2) и типа ДГ-90 на КС "Аганская " (6 агрегатов работавздах по схеме 4+2 ).

При сопостанозлении газотурбинного и электрического ГПА на КС "Аганская" и "Давыдовская" использовались показатели стоимости и технического перевооружения действующих объектов магистрального транспорта природных газов , разработанные ВНИ-ПИТрансгазом._ Капитальные вложения , стоимость демонтажа обо-

рудования, строительных работ и др., определенные в ценах 1991г. для перевода к текущим ценам конца 1694 г. изменялись за счет введения в расчеты существующих переводных коэффициентов.

В числе исходных предпосылок принято, что установка газотурбинных ГПА осуществляется на фундаменте электродвигателя СТД - 12500 без строительства здания нового цеха

При определении эксплуатационных затрат по вариантам реконструкции цена на топливный газ принята е размере 14200 руб/тыс м3, а цена за расходуемую электроэнергию в размере 42 руб/КВг • ч. Расчетное время работы агрегата в году для каждого вида привода принято в среднем на уровне 7000 часов. КЕД. газотурбинного агрегата нового поколения на валу нагнетателя принят 34 % . Другие статьи эксплуатационных затрат ( зарплата,амортизация,ремонт,соцстрах и т.д.) определялись с использованием справочных данных, приведенных к показателям конца 1994 г.

Результаты проведенных расчетов указывают на существенную разницу в величине приведенных дисконтированных затрат в пользу газотурбинного привода сравнительно с электроприводом. Этот гывод сохраняется при различных сроках эксплуатации ГПА, от 10 до 25 лет.

Обработка результатов расчетов по условию равенства затрат на обустройство и эксплуатацию цеха с газотурбинным приводом и прибыли,получаемой за счет его использования,сравнительно с электроприводом дает основание утверждать , что срок окупаемости установленного оборудования (ГТУ) при принятых* исходных данных составляет примерно 2.5 - 3.5 года .

Обработка результатов технико-экономических расчетов по условиям равенства приведенных затрат позволяет установить зо-

ны целесообразности использования газотурбинного или электрического вида привода ( при условии их наличия на КС) в зависимости от соотношения 'цен на топливный газ и электроэнергию. Показано , что разделение этих зон в первом приближении определяется линией с тангенсом наклона, оцениваемым соотношением:

Увеличение численных значений К 41 Д. газотурбинной установки сравнительно с приведенным К. П. Д. электропривода расширяет зону целесообразности использования ГТУ на КС.

В третьей главе проанализированы перспективы развития энергопривода КС и показаны подходы к определению оптимальных сроков его использования на газопроводах. Рассмотрены случаи совместной работы цехов компрессорной станции с различными видом энергопривода ( газотурбинный и электропривод ),включая возможность регулирования производительности КС за счет изменения частоты вращения нагнетателя газотурбинной установки. В последнем случае , установление режима совместной параллельной работы цехов с различными видами агрегатов будет определяться равенством степени сжатия по станции. При этом электропривод работает в базовом режиме при паспортной частоте вращения вала нагнетателя, а газотурбинная установка выполняет роль регулятора режима совместной работы за счет изменения частоты Ераще-ния вала силовой турбины.

Подробно рассмотрена методология построения приведенных характеристик компрессорной станции в целом при работе группы нагнетателей в зависимости от приведенной производительности , что позволяет оценить возможность сохранения режима эксплуатации КС и прилагающих участков газопровода при замене одних ГПА

( 6 )

на другие в условиях реконструкции.

( 7 ) ( 8 )

( 9 )

Развернутые термодинамические расчеты по определению показателей перспективных ГТУ и фактические данные заводов изготовителей свидетельствуют о том, • что ГПА нового поколения как отечественного,так и зарубежного производства мощностью 6-25 мВт реально могут иметь КЕД. на уровне 34-36 %, что дает основание рассматривать этот вид энергопривода КС как наиболее перспективный для использования на газопроводах. Для агрегатов большой мопщости ( 25 мВт ), в которых расход р^Зочего тепла достигает величины порядка 100 кг/с , в ряде случаев целесообразным может оказаться использование установок парогазового цикла с КЕД. на уровне 43-45 7. . В условиях применения таких установок достаточно хорошо решается и задача утилизации теплоты отходящих газов ГТУ на компрессорных станциях . Однако , несмотря на довольно высокий К. Е Д. таких установок, использование их на КС будет ограничена прежде всего из-за высокой Гкапиталсги металлоемкости, сложности эксплуатации их в зимних условиях, необходимости еодоподготовки и т. п.

Исходной предпосылкой для определения времени замены одного ргрегя^а на другой в условиях реконструкции КС может служить зависимость изменения суммарных эксплуатационных затрат ( 3 ) от времени эксплуатации агрегатов (¿ ), которая может быть выражена соотношением следующего вида:

Численные значения коэффициентов а, в, с эмпирического

= а + ¿V ->■ с^

э-

( ю )

уравнения ( 10 ) определяются для 'каждого агрегата путем обработки эксплуатационных затрат за прошедший "период эксплуатации.

Решение вопроса о замене старого агрегата на новый определяется условием, что эксплуатационные затраты на новый агрегат будут меньше соответствующих затрат по эксплуатируемому агрегату, причем на такую величину, которая не только полностью перекроет за последующий период эксплуатации расходы на приобретение нового ГПА со вспомогательным оборудованием, его доставку, монтаж и проведение пуско-наладочных работ, но и обеспечит определенную прибыль за счет перекачки большего количества природного газа .

Решение этого вопроса может быть основано и на использовании так называемых среднегодовых затрат, учитывающих в том или ином виде капитальные вложения и эксплуатационные затрзты за период использования установленного оборудования. Капитальные затраты на приобретение нового оборудования соответствуют той цене, которую предприятие должно заплатить заводам-изготовителям оборудования. По мере роста общего срока эксплуатации оборудования, среднегодовые капитальные вложения уменьшаются, так как сумма единовременных затрат должна распределяться на все количество лет эксплуатации, а среднегодовые эксплуатационные затраты будут расти, в силу ухудшения показателей оборудования, его старения и физического износа.

Следовательно, общие среднегодовые затраты,как сумма эксплуатационных и капитальных затрат ( без учета остаточной стоимости осноеных фондов ), вначале срока эксплуатации будут снижаться, достигнут определенного минимума, а затем начнут интенсивно возрастать .

Имея данные о характере изменения эксплуатационных затрат

при использования оборудования, а также величину его первоначальной стоимости можно найти такой срок замены оборудования на новое , при котором и будет достигаться минимум общих среднегодовых затрат. Этот срок будет определять и оптимальную периодичность замены старого" оборудования на новое.

Следует отметить, что описанный качественный способ определения срока службы оборудования является естественно укрупненным, так как не учитывает, различия в показателях старого и нового оборудования, разновременности производимых затрат и т.д. Однако приведенный способ Есе же несет полезную информацию для управления установленным оборудованием.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ .

1. Исследования переменного режима работы магистральных газопроводов показывают, что сезонные колебания в подаче газа по газопроводам имеют тенденцию к увеличению, несмотря на наличие в ряде районов страны подземных хранилищ газа Это в первую очередь определяется Есе возрастающей газификацией прилегающих к газопроводу жилых поселков и городов, что приводит к существенному влиянии расхода газа в.разрезе года на коммунальные нужды и, как следствие, к увеличению неравномерности подачи газа. Сезонная неравномерность в подаче газа по газопроводу приводит к недоиспользованию установленной на КС мощности, не дсзагрузке работающих ГПА и, как следствие, перерасходу топливного газа (или электроэнергии) на нужды перекачки.

2. Анализ опыта эксплуатации ГПА и ЭГПА свидетельствуют о том, что значительная часть из них на сегодня морально устарела, выработала сеой моторесурс и требует замены.

3. Анализ различных способов регулирования производительности магистральных газопроводов показывает, что наилучшим способом остается регулирование прризво^ительности газопровода за счет изменения частоты вращенюГ нагнетателя. Использование машинных каскадов с целью регулирования частоты вращения ГПА при изменении производительности газопровода приводит к значительному снижению приведенного К1Щ электропривода, что е определенной степени снижает'' его конкурентоспособность при сравнении с газотурбинным видом привода, по значению приведенного К1Щ на муфте нагнетателя.

• 4. Результаты проведенных исследований показывают , что приведенный КПД на муфте нагнетателя при использовании электропривода составляет величину не выше 30 - 32 7. . В то же Ере-мя ГТУ ноеого поколения имеет КШГ на муфте нагнетателя порядка 34 - 36 % , что свидетельствует в пользу использования на КС прежде всего ГПА с газотурбинным приводом.

5. Предложена методика технико-экономического допостанов- • ления газотурбинного к электрического видов привода . В качестве критерия приняты дисконтированные затраты отнесенные к начальному году реконструкции КС и количеству энергии выработанной на валу нагнетателя в течении года.

6. Результаты приведенных расчетов свидетельствуют в пользу использования газотурбинного энергопривода , как наиболее экономичного вида привода. Срок окупаемости зкергопривода при существующих ценах на оборудование и эксплуатационные расходы составляет 2. 5 - 3.5 года .

- 7. Проанализированы режимы работ существующих КС с электроприводом и газотурбинным приводом и сделано обоснование возможности их совместного использования при работе на единую сеть при соблюдении условия (<5- ьо/еМ). Регулирсгание произво-

дительности КС в этом случае осуществляется за счет работы газотурбинной установки изменением частоты вращения вала нагнетателя.

8. Предложен метод составления приведенных характеристик КС с различным числом установленных ГПА с целью построения ■ (при замене старого оборудования на ногое) совмещенных харак- : теристик ГПА и трубопровода для обеспечения заданного режима работы станции. i

.' 9. Рассмотрена методика определения оптимальных сроков эксплуатации оборудования (ГПА) на газопроводах. В качестве i критерия выбраны дисконтированные затраты, отнесенные к первому году реконструкции КС.

Основные результаты исследований опубликованы в следующих работах :

1. Назарьин К. В. Выбор вида привода компрессорных станций при их реконструкции Тез. докл. Конференция молодых ученых, спец и студентов по проблемам гэзоеой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности" Москва, 1995. -с 120

2. Назарьин К. В. Сопоставление газотурбинного и электрического видов привода в условиях использования их на магистральных газопроводах. // Тез. докл. Научно-техн. конф. "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России." Москва, 1994. -с 150

3. Назарьин К. R , Никишин В. И. Выбор типа энергопривода компрессорных станций при их реконструкции // Тез. докл. Кауч-но-техн. конф. "Актуальные проблемы состояния и развит;« нефтегазового комплекса России. " Москва, 1994. -с 151

4. Матвеев A. R , Дубров С. )1, Назарьин К. В. Сопоставление технико-экономических и режимных показателей газотурбинного и

электроприводного цехов. //Проблемы развития к?$тега?озого комплекса страны: Тез. докл. Всесоюз. кокф. Красный Курган, 1991. -с. 69.

5. Матгеев А. Е , Лопатин А. С., Назарьин К Е , Дубров С. М. Экспресс метод определения технического состояния центробежных нагнетателей с использованием характеристики политропы. // Труды первой международной конференции "Энергодиагностика". Москва, 1995. т 2 -с. 119-123.

6. Рябченко А. С., Лопатин А. С., Беликов С. V. , Казарьин К. Е Некоторые аспекты оценки сроков эксплуатации газоперекачивающих -агрегатов на газопроводах. // Инф. сборник ЕНйКЭгазпрома, сер.: Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. - Москва, еьш. 6. 1991. -с. 48-53.