Full Text

Введение. Проблема эффективности эксплуатационных режимов центробежных нагнетателей (ЦБН) природного газа возникает в связи с неизбежными отклонениями в реальной работе магистральных газопроводов (МГ) от проектных условий [1-3]. Это объясняется тем, что при проектировании МГ и установленной мощности ЦБН на компрессорных станциях (КС) в основном рассматриваются 3 расчетных режима: зимний, летний и среднегодовой (межсезонный) [4-6]. Реже выполняется более детальное исследование с помесячными расчетами режимов ЦБН [7-10]. Практика проектирования и эксплуатации газоперекачивающих агрегатов (ГПА) показала, что в большинстве случаев для этого достаточно рассмотреть только стационарные режимы подачи газа [3, 11-13]. Однако в результате развития структуры Единой системы газоснабжения РФ, появления новых крупных источников и потребителей газа, изменения объемов добычи и потребления величина и даже направление газопотоков могут значительно изменяться, вплоть до реверсивных поставок [1, 14-17]. Поэтому режимы работы МГ и особенно производительность его ЦБН на отдельных участках могут существенно отличаться от расчетных. Кроме того, причинами возникновения нерасчетных режимов являются непроектное давление и температура газа у его поставщиков, которые чаще всего изменяются случайным образом [18-22]. Как правило, снижение начального давления МГ служит причиной снижения его производительности и увеличения удельной энергоемкости [23-26]. Таким образом, нерасчетные режимы связаны с техническим, технологическим и климатическим состоянием МГ и возникают по причинам: - отклонения от проекта по конфигурации газопровода; - изменения по составу и характеристикам производственных мощностей; - неудовлетворительного состояния оборудования ГПА, КС и линейного производственного участка (ЛПУ); - значительных колебаний метеорологических факторов (по сравнению с расчетными), связанных с изменениями климата в России в последние годы; - неоптимального управления МГ, включая нештатное распределение нагрузки между КС, цехами на многоцеховых КС и отдельными ГПА в КС. Поскольку режим работы КС МГ практически определяется производительностью газопровода, главной задачей ГПА является необходимость постоянно поддерживать номинальное давление газа на выходе КС независимо от влияния всех внешних возмущений детерминированной или стохастической природы [27-30]. Системное решение этой задачи позволяет обеспечить оптимальную загрузку ГПА, максимальную энергоэффективность линейных участков, КС МГ и высокую надежность [31-35]. Все это обусловливает необходимость внедрения комплекса современных инновационных энергосберегающих технологий при реконструкции и модернизации КС с ГПА, а также при новом строительстве КС [3, 36-38], а именно: 1) увеличение единичной мощности ГПА до 50 МВт с учетом планируемых объемов транспортируемого газа и долгосрочных перспектив МГ; 2) применение осевых компрессоров на ГПА с КПД до 90 %, обеспечивающих снижение энергопотребления, в том числе снижение потерь газа до 8 %; 3) повышение эффективности низконапорных режимов транспорта газа на разгруженных МГ или на отдельных участках с экономией до 10 %; 4) согласование газодинамических и энергетических характеристик ГПА и газопроводов за счет внедрения новых высокоэкономичных сменных проточных частей ЦБН и перевода цехов на более экономичное полнонапорное сжатие с переобвязкой агрегатов (эффект экономии электроэнергии до 10 %); 5) внедрение новых конструкторских решений ГПА с объединением ЦБН и привода в едином корпусе с реализацией безредукторных и безмасляных технологий электромагнитного подвеса с минимизацией площадей, повышения надежности и снижения эксплуатационных расходов. При этом обеспечивается также возможность реализации инновационных энергосберегающих технологий эксплуатации МГ: - оптимизация режимов электроприводных КС на основе применения системных программно-оптимизированных комплексов с экономией газа до 4 %; - регулирование режимов работы аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа на основе применения преобразователей частоты (ПЧ) в приводе вентиляторов АВО газа с эффектом экономии электроэнергии до 20 %; - внедрение турбодетандерных установок на газораспределительных станциях с возможностью выработки электроэнергии до 50 млрд. кВт·ч/год; - повышение гидравлической эффективности ЛПУ с учетом потоковой загрузки ЛПУ МГ на основе установки комплектов камер приема-запуска очистных устройств, позволяющих проводить очистку полости трубопроводов, своевременную диагностику и ремонт для поддержания гидравлической эффективности МГ на нормативном уровне (сокращение затрат до 2 %). Характеристики нагнетателей и их влияние на привод. Как известно, центробежные нагнетатели представляют собой лопаточные компрессорные машины с соотношением давления сжатия свыше 1,1, которые не имеют специальных устройств для охлаждения газа в процессе его сжатия. Они могут быть неполнонапорными (одноступенчатые) и полнонапорными. Первые, имеющие степень сжатия в одном ЦБН 1,25-1,27, используются при последовательной схеме компримирования газа на КС, вторые - полнонапорные, имеющие ε = 1,45…1,51, используются при коллекторной схеме обвязки КС. Типовой параметрический ряд ЦБН, используемых в транспорте природного газа, представлен в табл. 1, а современный технический уровень эффективности серийно выпускаемых газовых компрессоров - в табл. 2. Важной характеристикой нагнетателя является его производительность. Применительно к МГ различают объемную Q (м3/мин), массовую G (кг/ч) и коммерческую подачу газа Qк (млн·Нм3/сут). Перевод величин в другие осуществляется с использованием уравнения Клапейрона с поправкой на сжимаемость газа: z, Pv = zRT. Таблица 1 Типовой параметрический ряд ЦБН При использовании G, характеризующей количество газа, протекающего в единицу времени через сечение всасывающего патрубка, применяется уравнение Клапейрона-Менделеева с использованием также поправки на сжимаемость газа z, PQ = GzRT. Таблица 2 Технический уровень эффективности серийно выпускаемых газовых ЦБН Класс мощности, МВт Отношение давления Политропный КПД (%) при выходном давлении, МПа 2,0 2,8 4,0 4,5 5,5 6,0 6,5 7,45 9,5 12,5 14,7 15,7 2-4 1,25 84 2,7 72 6-8 1,25 82 85 85 85 1,44 80 80 82 84 1,70 80 78 78 80 80 82 76 2,20 77 75 76 75 75 76 76 74 74 10-12,5 1,25 85 85 1,35 83 1,44 84 85 1,50 1,70 78 80 2,40 70 5,00 78 16-25 1,25 85 85 1,35 84 1,44 82 85 86 82 1,70 74 80 78 80 78 78 70 2,20 80 80 80 75 70 3,00 74 78 Примечание. Показатели относятся к серийной товарной продукции. Перспективные разработки и прототипы могут иметь показатели КПД на 1,5-3 % больше Коммерческая подача Qк определяется по параметрам состояния во всасывающем патрубке, приведенным к нормальным физическим условиям (t = 20 °С; P = 0,101 МПа). Для определения коммерческой подачи используется уравнение Клапейрона для стандартных условий: и Особенности и эксплуатационные качества каждого ЦБН определяются его характеристиками при натурных испытаниях. Совокупность характеристик нагнетателей - это зависимости степени сжатия e, политропического КПД (ηпол) и удельной приведенной мощности от приведенного объемного расхода газа Qпр. Строятся такие характеристики для заданного значения газовой постоянной Rпр, коэффициента сжимаемости zпр, показателя адиабаты, принятой расчетной температуры газа на входе в нагнетатель в принятом диапазоне изменения приведенной относительной частоты вращения Типовая характеристика нагнетателя типа 370-18-1 приведена на рис. 1. 1,1 1,05 1,0 0,95 0,9 0,8 0,75 0,85 1,05 1,1 1,15 1,25 1,2 1,3 e 0,5 0,6 0,7 0,8 150 200 250 300 350 400 450 500 550 Рис. 1. Характеристики ЦБН 370-18-1 при Tн пр = 288 К; zпр = 0,9; Rпр = 490 Дж/(кг·К) По этим характеристикам определяют политропический КПД hпол и приведенную внутреннюю мощность нагнетателя (1) (2) Внутренняя мощность, потребляемая ЦБН, определяется соотношением: (3) В соотношениях (1)-(3) индексом «0» отмечен номинальный режим работы нагнетателя; индексом «в» - параметры на входе в нагнетатель. Плотность газа r при всасывании, кг/м3, определяется по соотношению: (4) где - абсолютное давление (МПа) и температура (К) при всасывании. Несмотря на различие характеристик ЦБН, условий их работы и особенностей режимов отдельных МГ, все турбокомпрессоры природного газа имеют следующие закономерности, определяющие их нагрузочные свойства для привода ГПА: 1) зависимость момента нагрузки (квадратическая) и мощности на валу (кубическая) от скорости вращения в соответствии с выражениями (1)-(3); 2) продолжительный режим работы (S1 - по общепринятой классификации) с постоянной нагрузкой и редкими пускорегулирующими режимами; 3) отсутствие реверсов и интенсивных торможений, включая противовключение и рекуперативное торможение; 4) ограниченный диапазон регулирования скорости по условиям штатного режима МГ (чаще всего до 2:1); 5) отсутствие перегрузок, скачков момента, рывков и толчков момента; 6) обеспечение высокой надежности ЦБН запасом устойчивости и моторесурса в связи с максимальной категорийностью технологического процесса; 7) приоритетами достижения максимальных энергетических характеристик (КПД и коэффициент мощности) в отличие от динамики. При разработке и модернизации систем электропривода ЦБН следует также учитывать, что каждой скорости вращения соответствует определенная критическая производительность компрессора, ниже которой возникает неустойчивый помпажный режим. Однако регулирование скорости вниз от номинальной приводит к сокращению зоны помпажа. Испытания нагнетателей со сменными проточными частями. В настоящее время экономичность компримирования единицы объема газа электроприводными ГПА уступает соответствующим газотурбинным установкам в связи с отсутствием плавного регулирования скорости СТД. Однако, как показали испытания и анализ работы электроприводных КС, имеются резервы по снижению расхода электроэнергии на компримирование газа даже в нерегулируемом варианте ГПА. Это относится, прежде всего, к нагнетателям серии 235 с приводом от электродвигателей СТД-12500. Газодинамические испытания, проведенные в ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» на четырех из 94 аналогичных ЦБН, имеющих суммарную установленную мощность 1,175 млн кВт (19,5 % всего парка ГПА ПАО «Газпром»), показали, что два из этих ЦБН имели штатную СПЧ 235-21-3 с номинальной степенью сжатия εном = 1,44, а два других - новую низконапорную проточную часть 235 СПЧ 1,32/76-5000 (εном = 1,32), созданную на ОАО «Невский завод». Результаты испытаний штатной СПЧ 235-21-3 показали, что ее реальные газодинамические характеристики близки к паспортным. Однако, как установили исследования, штатные ЦБН работали на КС с низкими степенями сжатия (εном = 1,22÷1,30), большими объемными расходами (Qпр > 300 м3/мин) и низкими паспортными значениями КПД (ηпол = = 0,635÷0,73). Такая работа приводит к перерасходу электроэнергии на 8÷15 % и более по сравнению с штатной работой в номинальном режиме. Данные неэффективные режимы работы ЭГПА на КС объясняются: - начальным несогласованием газодинамических характеристик компрессоров и гидравлических характеристик сети газопроводов; - снижением производительности ГТС по сравнению с проектом. Как свидетельствуют результаты комплексных испытаний и сопоставление характеристик нагнетателей 235-21-1 и 235 СПЧ 1,32/76 - 5000 ЭГПА по температуре (рис. 2) и по потребляемой мощности (рис. 3), эффект от установки новой низконапорной СПЧ для одного компрессора достигает: - повышение КПД более 8-15 %; - рост производительности ЭГПА на 6-8 %; - снижение потребляемой мощности на 500-700 кВт; - уменьшение температуры компримированного газа на 3,0-3,3 °С. Dt, °С Q0, м3/мин 100 200 300 400 500 10 1,6 e 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1 0,9 hпол 0,8 0,7 0,6 0,5 Обозначения: 1 - нагнетатель 235-21-1 2 - нагнетатель 235СПЧ 1,32/76 Начальные условия: Частота вращения, об/мин 5000 Температура начальная, К 288 Давление конечное, МПа 7,45 Показатель адиабаты 1,311 Газовая постоянная, ДЖ/кг×К 452,6 20 30 40 Рис. 2. Сопоставление характеристик нагнетателей 235-21-1 и 235 СПЧ 1,32/76 - 5000 ЭГПА по температуре 12000 Nпотр, кВт Q0, м3/мин 10000 8000 100 200 300 400 500 600 1,6 e 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1 0,9 hпол 0,8 0,7 0,6 0,5 Обозначения: 1 - нагнетатель 235-21-1 2 - нагнетатель 235СПЧ 1,32/76 Начальные условия: Частота вращения, об/мин 5000 Температура начальная, К 288 Давление конечное, МПа 7,45 Показатель адиабаты 1,311 Газовая постоянная, ДЖ/кг×К 452,6 Рис. 3. Сопоставление характеристик нагнетателей 235-21-1 и 235 СПЧ 1,32/76 - 5000 ЭГПА по потребляемой мощности Кроме того, имеются косвенные резервы по снижению расхода электроэнергии на КС с различными типами агрегатов за счет: дозагрузки ГПА по производительности и по мощности; устойчивой работы 2-4 ГПА в одном цехе в широком диапазоне производительности как при совместной, так и при автономной работе цехов без попадания ЦБН в помпажную зону. Проведенный анализ позволяет определить технологический облик современного ЦБН с учетом адаптации к режимам МГ и возможностям ГПА: - мощностной ряд: 2,5-4-6,3(8,2)-10(12,5)-16-25-32; - компрессор разрабатывается на основе базового корпуса с вертикальным разъемом, предусматривающего возможность установки комплекта сменных проточных частей с номинальными параметрами в диапазоне значений степени сжатия из типоразмерного ряда, определяемом ГПА: · линейные модификации: 1,25-1,35-1,44(1,50)-1,70; · дожимные модификации: 1,25-1,44-1,70-2,20-3,00-5,00; - для линейных КС предпочтителен вариант применения полностью «сухого» исполнения ЦБН (магнитный подвес с системой уплотнений); - для дожимных модификаций ЦБН предпочтительным вариантом является «полусухое» исполнение центробежных компрессоров; - базовые корпуса и их «крышки» должны без доработок допускать применение СПЧ в «масляном», «полусухом» или «сухом» исполнении. Таким образом, можно выделить следующие перспективные направления совершенствования ГПА: 1) замена неполнонапорных проточных частей ЦБН на полнонапорные с реконструкцией «гитары» в коллекторную; 2) повышение мощности ГПА и установка СПЧ большей напорности; 3) повышение рабочего давления магистральных газопроводов; 4) применение ЦБН модульного исполнения на мощности до 50 МВт; 5) двухсекционные ЦБН в одном корпусе с охлаждением между секциями; 6) замена ротора ЦБН и подрезка его рабочего колеса.

About the authors

O. V Kryukov

JSC «Giprogazcenter»

Email: o.kryukov@ggc.nnov.ru

References

Statistics

Views

Abstract - 68

PDF (Russian) - 56

Refbacks

• There are currently no refbacks.