Эксплуатация газоперекачивающих станций с электроприводом

 

Введение

В процессе становления  и развитии газовой промышленности в России сложилась уникальная газотранспортная система (ГТС), которая играет одну из основополагающих ролей в надежном и бесперебойном газоснабжении  и газораспределении, обеспечивает энергетическую безопасность многих стран, что является фундаментом для устойчивого роста экономики, как самой России, так и стран импортеров российского природного газа.

Транспортировка газа от мест добычи до потребителя осуществляется по промысловым, магистральным и распределительным газопроводам. Протяженность только магистральных газопроводов ОАО “Газпром” составляет более 150 тыс. км. На компрессорных станциях  этих газопроводов установлено более четырех тысяч газоперекачивающих агрегатов (ГПА) общей мощностью более чем 40 млн. кВт. ОАО «Газпром» имеет также 21 подземное хранилище газа с объемом более чем 110 млрд. м3 газа, 6 газоперерабатывающих заводов и 3400 газораспределительных станций.

Современная газотранспортная система  России содержит парк ЭГПА, доля которых во всем парке газоперекачивающих агрегатов около 14 %. В электроприводе ГПА, как правило, используются синхронные двигатели большой мощности. Более    70 % парка ЭГПА имеет срок службы около 20 лет, а отдельные 30 - 40 лет. Практически все элементы ЭГПА (синхронные двигатели, возбудители, щиты) выработали свой ресурс. Характерной чертой для некоторых газопроводов  является работа в режиме падающей газоподачи и газопотребления. Это приводит к изменению режимов и энергетических свойств ЭГПА, которое, в конечном счете, выражается в повышенном энергопотреблении.

Цель работы – дать описание и объединить общие знания по устройству и эксплуатации газоперекачивающего агрегата с электропроводом, как альтернативный вариант газотурбинным установкам, с рассмотрением их отличий, а также общих преимуществ и недостатков.

1 Понятие и классификация ГПА

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) предназначены для использования  на линейных компрессорных станциях магистральных газопроводов, дожимных компрессорных станциях и станциях подземных хранилищ газа, а также для обратной закачки газа в пласт при разработке газоконденсатных месторождений.

Газоперекачивающие  агрегаты  можно классифицировать по функциональному признаку, принципу действия и типу привода.

По функциональному признаку газоперекачивающие  агрегаты  разделяются для применения на:

– головных КС;

– линейных КС;

– дожимных КС;

– подземных хранилищ газа;

– специальных технологий (обратной закачки газа в пласт, газлифта, сбора и транспортировки попутного газа и др);

По принципу действия. Газоперекачивающие  агрегаты  с компрессорами:

– объемного действия (в основном поршневыми компрессорами);

– динамического действия (в основном с центробежными компрессорами).

Поршневые компрессоры (газомотокомпрессоры) используются при малых производительностях (до 1,5 м3/с) из-за предпочтительности по КПД или где требуется значительное изменение режима работы по давлению.

Центробежные компрессоры  используются при высоких производительностях (от 1,5 м3/с и выше) и мощностях (4–25 МВт) из-за предпочтительности по КПД и малости габаритных размеров и масс ГПА.

По типу привода. Газоперекачивающие  агрегаты, в которых используются:

– электродвигатели;

– газовые двигатели  внутреннего сгорания;

– газотурбинные двигатели.

 

 

2 Особенности ГПА с электроприводом

Компрессорные станции  с приводом от электродвигателей  строились в основном на газопроводах, проходивших через развитые промышленные и центральные районы страны, имеющие  резерв электроэнергии.

По сравнению с другими  типами приводов основные преимущества электроприводных ГПА заключаются в следующем:

- высокая надежность, которая,  в значительной степени  зависит от внешних источников  питания (энергосистем);

- высокие энергетические (КПД, коэффициент мощности) и  регулировочные характеристки электропривода;

- минимальные затраты  на капитальный ремонт;

- большой моторесурс  узлов и деталей ГПА;

- простота автоматизации  и управления;

- экологическая чистота;

- пожаробезопасностъ.

К недостаткам данного  привода следует отнести прежде всего слабую приспособленность ГПА к переменным режимам работы газопровода из-за постоянной частоты вращения ротора электродвигателя, а также рост стоимости электроэнергии, который резко повышает эксплуатационные затраты и делает их в настоящий момент несоизмеримыми с затратами газотурбинных агрегатов. Большинство ЭГПА не имеют возможности регулирования скорости (нерегулируемые).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Технологическая схема компрессорных станций с центробежными нагнетателями

 

Компрессорные  станции  с центробежными нагнетателями  достаточно разнообразны по своим технологическим схемам. Объясняется это, главным образом, широким перечнем типоразмеров ГПА, используемых на подобных станциях –  здесь могут быть агрегаты с полнонапорными или неполнонапорными нагнетателями, с электродвигателями либо с газотурбинными установками различного исполнения.

В сочетании с различными вариантами дополнительных функций, возлагаемых  на КС, перечисленное порождает достаточное  число разновидностей технологических схем КС с центробежными нагнетателями. Однако в большинстве случаев эти схемы не имеют между собой существенных различий и сводятся, по сути, к одному типовому виду, приведённому на рисунке 1.

 

             Рисунок 1. Технологическая схема КС с центробежным нагнетателем

 

Функционирование КС осуществляется следующим образом.

Газ от узла подключения  станции к газопроводу УП поступает  на вход КС через кран №7 и проходит на установку очистки газа УО, где  очищается от механических примесей в пылеуловителях П. Затем основная часть очищенного газа направляется в

 

компрессорный цех КЦ для компримирования.

После сжатия в компрессорном  цехе газ подаётся на установку охлаждения УХ, состоящую из параллельно соединённых  аппаратов воздушного охлаждения АВО, затем через кран №8 и узел подключения  КС к газопроводу возвращается в магистраль.

Приведённая на рисунке 1 технологическая схема КС является самой общей. Она может дополняться различными элементами в зависимости от конкретных обстоятельств. К таковым, могут относится: вид используемых на КС нагнетателей, тип привода нагнетателей, принятое на станции количество ступеней очистки газа от механических примесей и т. д.

Из всего перечисленного на технологическую схему КС  наибольшее влияние оказывает вид установленных на станции нагнетателей. Это влияние ограничивается преимущественно компрессорным цехом станции.

На типовой технологической  схеме КС, приведённой на рисунке 1 использована единая нумерация основных технологических кранов КС, принятая в системе газовой промышленности России. Согласно данной нумерации все краны на площадке КС разбиты на две группы – обще станционные краны и краны обвязки нагнетателей.

К общестанционным кранам относятся краны узла подключения  станции к магистральному газопроводу (№7, №17, №8, №18, №19, №20, №21) и краны  большого или пускового контура компрессорной станции (№36 и №36р).

Краны №19 и №21 узла подключения  КС к магистрали являются охранными (входной охранный и выходной охранный соответственно), нормальное положение  их открытое. Данные краны предназначены  для отключения от магистрали участка газопровода, непосредственно примыкающего к КС, в случае аварии на станции. В частности, при аварии на узле подключения КС. Кран №20 называется секущим, нормальное положение его при работающей станции – закрытое. При отключении всей КС кран №20 открывается (№7 и №8 закрываются), и газ движется по магистрали, минуя станцию. Краны №17 и №18 свечные. Они служат для сброса в атмосферу газа из всех трубопроводов КС при остановках станции и при продувках коммуникаций КС при заполнении их газом.

Краны №7 и №8, служащие для отключения КС от магистрали, имеют обводные линии с дросселями. Обводные линии выполняются диаметром, меньшим диаметра

основного трубопровода с кранами №7 и №8, и служат для выравнивания давления по обе  стороны основных кранов перед их открытием. Это облегчает открытие данных кранов и предотвращает гидравлический удар, который имел бы место при резком открытии запорной арматуры №7 и №8 с большим проходным сечением. Для сглаживания скачка давления и предотвращения гидроудара при открытии кранов на обводных линиях последние оснащаются дросселями, создающими потоку газа дополнительное гидросопротивление.

Следующие по ходу рассмотрения общестанционные краны №36 и №36р  установлены на перемычке между  входным и выходным газопроводами  КС. Перемычка составляет элемент большого или пускового контура КС, который ещё называется «станционным кольцом»; с помощью перемычки можно часть газа перемещать с выхода станции на её вход.

Большой контур КС, включающий в себя краны №36 и №36р, предназначен для трёх целей:

для осуществления плавной  загрузки и разгрузки ГПА при  их пусках и остановках;

для регулирования режима работы КС методом перепуска;

для предотвращения у центробежных нагнетателей помпажа и вывода нагнетателей из режима помпажа.

 

3.1.  Устройство газоперекачивающих агрегатов с электроприводом

 

В состав электроприводных ГПА входит следующее основное оборудование (рисунок 2):

- синхронный электродвигатель 1 мощностью от 4 до 25 МВт;

- редуктор 2 (мультипликатор) для ГПА мощностью от 4 до 12,5 МВт;

- нагнетатель 3 полнонапорный,  характерен для мощностей 12,5-25 МВт,  неполнонапорный применяется  в составе агрегата мощностью  4-12,5 МВт.

 

Рисунок 2 Принципиальная компоновка ЭГПА с СТД-12500-2 в здании компрессорного цеха

1 - электродвигатель; 2 - редуктор; 3 - центробежный нагнетатель; 4 - обвязка ГПА (краны № 1, 2 и ОК); 5 - местный щит управления; 6 - АВО масла; 7, 8 - кран-балки; 9 - кабельный канал

 

Все это оборудование, как правило, устанавливается на двух рамах и связано между  собой промвалами, передающими крутящий момент от электродвигателя. Кроме этого, в состав ГПА входят:

- системы контроля, управления  и защиты;

- системы масло-смазки, масло-уплотнения;

- система электросилового  питания.

Крановые обвязки центробежных нагнетателей имеют такое же исполнение, как и на газотурбинных ГПА, и это исполнение зависит от типа нагнетателя: неполнонапорного или полнонапорного. Полнонапорный нагнетатель может один обеспечить на компрессорную станцию необходимую степень сжатия газа (полный напор). Как правило, за редким исключением, электроприводные ГПА устанавливаются в компрессорных цехах. Электродвигатель 1 устанавливается в машинном зале, а редуктор 2 и нагнетатель 3 - в галерее нагнетателей. Количество устанавливаемых агрегатов в цехе зависит от их мощности, требуемой степени сжатия и производительности газопровода.

Для ГПА мощностью 4-4,5 МВт количество агрегатов обычно колеблется от 7 до 10. Для ГПА мощностью 12,5 МВт их количество составляет примерно 7-8 - для полнонапорных нагнетателей и 4 - для неполнонапорных. Агрегаты мощностью 25 МВт устанавливаются из расчета - три агрегата на одну нитку газопровода. Новый тип агрегатов мощностью 6,3 МВт начал применяться в последнее время на станциях подземного хранения газа, и количество агрегатов здесь определяется объемом закачки газа в хранилище. Основные технические характеристики ГПА с электроприводом приведены в таблице 1.

 

Таблица 1 - Техническая характеристика ГПА с электроприводом

 

Тип ГПА	Тип ЦБН	Мощ ность, кВт	Частота вращения ЦНБ об/мин	Степень сжатия,%	КПД двига- теля ЦБН	Ток статора, А	Напря жение питания, В
АЗ-4500-1500	280-11-1	4500	7980	1,25	95,6	520	6000
СДСЗ-4500-1550	280-11-1	4500	7980	1,25	95,5	500	6000
СТД-4000-2	280-11-6	4000	7980	1,25	97,5	438	10000
СТД-12500-2	370-18-2	12500	4800	1,23	97,8	820	10000
СТД-12500-2	370-18-1	12500	4800	1,35	97,8	820	10000
ЭГПА-6,3	НЦ-6,3В/7,6	6300	8300	1,45	97,4	500	10000
ЭГПА-25	650-21-2	25000	2700/3900	1,45	96,3	950	10000