CC BY
890
МЕХАНИКА, МАШИНОСТРОЕНИЕ
А. Д. ВАНЯШОВ А. Н. КАБАКОВ С. В. КОНОНОВ
Омский государственный технический университет
ОАО «Транссибнефть» УДК 621.6: 621.515
СОСТОЯНИЕ И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ МОДЕРНИЗАЦИИ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ_
ПРИВЕДЕН ОБЗОР ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ, ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАГНЕТАТЕЛЕЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА, ВЫПУСКАЕМЫХ ОТЕЧЕСТВЕННЫМИ И НЕКОТОРЫМИ ЗАРУБЕЖНЫМИ ПРЕДПРИЯТИЯМИ. ПРОАНАЛИЗИРОВАНЫ НЕОБХОДИМОСТЬ И ПУТИ МОДЕРНИЗАЦИИ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ. АВТОРЫ СИСТЕМАТИЗИРОВАЛИ ДАННЫЕ О ВЫПУСКАЕМОМ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕМ ОБОРУДОВАНИИ, СВЕДЕНИЯ О КОТОРОМ В РАЗЛИЧНЫХ ИЗДАНИЯХ СОДЕРЖАТСЯ В ОГРАНИЧЕННОМ ОБЪЕМЕ. СТАТЬЯ НАПИСАНА ПО МАТЕРИАЛАМ МЕЖДУНАРОДНЫХ СИМПОЗИУМОВ И КОНФЕРЕНЦИЙ, А ТАКЖЕ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АНАЛИЗА ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОБЛЕМ НА РЯДЕ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ОАО «ТЮМЕНЬТРАНСГАЗ», ОАО «ГАЗПРОМ».
Газовая промышленность, является важным звеном топливно-энергетического комплекса, составляя одну из основ экономики России, и представляет собой динамично развивающуюся отрасль. Одной из важнейших целей и одним из приоритетов развития газовой промышленности России является реконструкция единой системы газоснабжения с целью повышения надежности поставок газа, экономической эффективности и конкурентоспособности на международном рынке.
Россия обладает крупнейшими запасами природного газа из всех стран мира. Добыча природного газа в России по состоянию на 01.01.2000 года составляла около 35% мировой добычи [1]. Разведанные запасы газа нашей страны в основном сосредоточены в Западной Сибири - около 77,8%. В России имеется 22 круп-
нейших месторождения, с запасом более 500 млрд. м3 природного газа - Оренбургское (Оренбургская область), Ямбургское, Уренгойское, Медвежье, Заполярное, Комсомольское, Бованенковское (Ямало-Ненецкий АО), Ковыткинское (Иркутская область) и др. [1]. По прогнозам, на действующих месторождениях, запасов газа хватит на 200 лет, т.е. в ближайшей перспективе газ останется одним из основных источников энергии. Перспективы развития и увеличения добычи газа связаны с освоением месторождений в Западной Сибири, в основном на севере Тюменской области и Восточной Сибири.
Главной газодобывающей компанией России является ОАО «Газпром», учрежденное в феврале 1993 года. Это крупнейшая газовая компания, на долю которой
приходится 22% мировой и 92% российской добычи газа [2].
Протяженность магистральных газопроводов, находящихся в ведении ОАО «Газпром» на 01.01.2000 года составляла более 150 тыс. км, что превышает протяженность российских нефтепроводов и нефте-продуктопроводов вместе взятых. Более 60% газопроводов имеют диаметр 1220-1420 мм, а свыше 35% работают с давлением 7,5 МПа [3].
Газотранспортную систему, по данным ОАО «Газпром», образуют 247 компрессорных станций, включающих около 700 компрессорных цехов, на которых установлено более 4 тыс. газоперекачивающих агрегатов суммарной установленной мощностью около 40 ГВт. На период до 2015 г. намечено строительство около 38 тыс. км газопроводов и около 240 компрессорных станций [3].
Начиная с 1991 года, объемы добычи природного газа в России постепенно снижаются, что связано с истощением на 80% основных месторождений - Ямбург-ского и Уренгойского. Лишь в 2002 году прирост добычи газа по сравнению с 2001 годом составил 3,3% [2], главным образом за счет месторождения Заполярное.
Не останавливаясь на политическом и экономическом аспектах низкой обеспеченности природным газом российского рынка, а рассматривая лишь техническую сторону этой проблемы, следует отметить, что для поддержания и увеличения объемов добычи и поставок газа ОАО «Газпром» вынуждено вкладывать огромные средства в развитие газотранспортных объединений.
В структуру газотранспортных объединений входят дожимные компрессорные станции (ДКС), устанавливаемые непосредственно на газовых месторождениях и служащие для создания требуемого давления газа перед подачей его в магистральные газопроводы и линейные компрессорные станции (ЛКС), предназначенные для компенсации потерь давления газа при его транспортировке по трубопроводам. Большинство компрессорных станций были введены в эксплуатацию в 1960-70-е годы, в период начала интенсивного развития газовой промышленности. Основным видом оборудования компрессорных станций являются газоперекачивающие агрегаты (ГПА), которые на сегодняшний день физически изношены, морально устарели и выработали свой ресурс. По данным ОАО «Газпром», около 13% ГПА имеют наработку более 100000 часов, 49% - более 50000 часов. Около 9% добываемого газа расходуется на привод компрессоров, т.е. используется как топливный газ [4]. Вопросы повышения эффективности компрессорных станций магистральных газопроводов ОАО «Газпром» решает путем замены или модернизации существующих ГПА.
Основной причиной необходимости модернизации ГПА ДКС является уменьшение количества добываемого газа, и, как следствие, снижение пластового давления газа на месторождении. Другой, не менее важной причиной, является требование улучшения экологических и шумовых характеристик ГПА.
В период ввода в эксплуатацию месторождений, в которых пластовое давление достаточно велико, необходимость в ДКС отсутствует. Они начинают вводиться в действие в так называемый «период падающей добычи». Месторождения с изначально невысоким пластовым давлением (Медвежье, Уренгой, Ям-бург) оснащаются ДКС с момента начала выработки месторождения.
ГПА ДКС в начальный период выработки оснащаются одно- , двух- или трехступенчатыми центробежными нагнетателями природного газа с газотурбинным приводом.
Падение добычи газа на месторождении стечением времени, происходящее со снижением пластового давления газа, приводит к уменьшению массового расхо-
90
во
70
во
so
40 30
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
гши эксплуатации месторождение
Рис. 1. Графики снижения объема добычи (1) и пластового давления газа (2) по годам эксплуатации месторождения Медвежье.
да газа через нагнетатель, а изменившиеся начальные условия (снижение давления, а значит, и плотности газа) обуславливают либо увеличение, либо уменьшение объемной производительности нагнетателя по условиям всасывания в соответствии с формулой
ЯТ
(Я
т
Ри
где уы- объемная производительность, м3/с; т- массовая производительность, кг/с; р„,Т„,р„- начальное давление, температура и плотность газа, (Па, К, кг/м3); Я - газовая постоянная Дж/(кг-К).
Изменение режима работы нагнетателя по расходу в ту или иную сторону зависит от соотношения интенсивности снижения добычи газа и пластового давления на месторождении. На основании прогнозов геологоразведки на ближайшие годы можно определить требуемые параметры нагнетателей природного газа и ГПА в целом. На рис. 1 приведены данные по снижению добычи и пластового давления газа в процентах к 1995 году для одной из скважин дожимного комплекса месторождения Медвежье ООО «Надымгазпром». Как видно из графиков, в более поздние периоды эксплуатации, интенсивность снижения пластового давления превышает интенсивность снижения расхода добываемого газа. Это приводит к увеличению объемной производительности нагнетателя по условиям всасывания на 20-30 %.
В этом случае рабочая точка на газодинамической характеристике нагнетателя (рис. 2) смещается от расчетной точки вправо, вследствие чего нагнетатель переходит на режим работы с пониженными политропным КПД (т]л) и степенью сжатия (як). При этом затрачиваемая мощность (Л/,.) снижается в связи с переходом на новые начальные условия, а именно пониженное р'н , в соответствии с зависимостью [5]
Р» В2
(2)
где N], р'к, е'г - мощность, начальная плотность, коэф-
- &
фициент сжимаемости при новых начальных
условиях (/>;,).
Например, для двухступенчатого нагнетателя Ц-16-76, которым оснащены ГПА дожимного комплекса Медвежье, увеличение объемного расхода ЛУ„ на 22% дает снижение политропного КПД Дт)„ и степени сжатия Ал, примерно на 6 %, а мощности ДМ, около 3,5 % (рис. 2).
Иная ситуация складывается на ЛКС магистральных газопроводов. Так как давление после ДКС требуется поддерживать на определенном уровне, обычно 7,45 МПа, то в соответствии с формулой (1) при Римке » const , объемная производительность нагнетателей ДКС, пересчитанная на условия нагнетания, в период падающей добычи будет снижена
_ m -R-T. mr
Гидравлические потери давления по длине газопровода между ДКС и Л КС находятся в прямой зависимости от объемной производительности УкДКС и также будут снижены
8 К.
1 ./
ДКС 'тр
тр
где !mp,Dmp - длина и диаметр магистрального газопровода; Я - коэффициент сопротивления по длине газопровода, Re)-
Объемная производительность нагнетателей ЛКС VulKC по условиям всасывания в период падающей добычи будет снижаться одновременно за счет уменьшения ш и увеличения риЖС.
В результате снижения количества добываемого газа на 10%, начальное давление перед нагнетателями ЛКС возрастает примерно на 8%, в такой же пропорции возрастает и затрачиваемая мощность в соответствии с формулой (2). Это приводит к смещению рабочей точки на газодинамической характеристике нагнетателя ЛКС влево по расходу. На рис. 3 приведены характеристики одноступенчатого нагнетателя Н-370-19-1, установленного в одном из цехов на ЛКС Туртасского ЛПУ МГ ООО «Сургутгазпром».
В результате изменения режима работы нагнетатель создает избыточное сжатие газа, а так как давление в газопроводе требуется поддерживать постоянным, то приходится прибегать к дросселированию газа после ЛКС. В этом случае возникает перерасход топливного газа в связи увеличением внутренней мощности нагнетателя и снижением КПД. По данным ОАО «Тюменьтрансгаз», перерасход топливного газа в связи с этим в 1999 году составил около 900 млн. м3.
Таким образом, при снижении объемов добычи газа на ДКС формируется избыток установленной мощности, т.е. ГПА работают в режиме неполной загрузки. С другой стороны, на ЛКС возникает недостаток установленной мощности в период падающей добычи. Эта тенденция показана на рис. 4 [3].
Требование поддержания постоянного давления на выходе из ДКС может быть обеспечено на короткий период времени переходом на более высокую частоту вращения ротора нагнетателя, а это вызывает снижение КПД приводной газовой турбины, т.е. перерасход топливного газа.
Таким образом, в период падающей добычи в связи с необходимостью перехода на более высокую степень сжатия на ДКС, необходим ввод новых мощностей, который может быть реализован, например, путем последовательного подключения дополнительных нагнетателей для наращивания общей степени повышения давления ДКС. Однако этот путь не обеспечивает работу центробежных нагнетателей в зоне максимального внутреннего КПД в соответствии с газодинамической характеристикой.
Другим путем поддержания требуемого конечного давления газа является применение в унифицированных корпусах базовых нагнетателей высоконапорных сменных проточных частей (СПЧ), рассчитанных на пониженную номинальную мощность и на степени сжатия я, = 1,7; 2,2; 3,0 вместо 1,23 и 1,44. Это направление модернизации ДКС является на сегодняшний день приоритетным, так как позволяет поддержать загрузку ГПА для обеспечения расчетного давления в газопроводе.
Сегодня все предприятия, занимающиеся проектированием и изготовлением нагнетателей природного газа, предусматривают возможность монтажа в базовом корпусе сменной проточной части, рассчитанной на другие исходные данные: производительность и степень повышения давления (до ^,=3,0), причем с изменением количества ступеней сжатия от 1-5 до 3-8 Имея пакет СПЧ на базовый нагнетатель
250 300 350 400 450 500 550 V., м'/мин
Рис. 2. Газодинамические характеристики нагнетателя Ц-16-76: л=4900 об/мин; fc=1,31; R=518 Дж/(кг-К); Г„=288 К, Ря=5,17 МПа, ¿>'„=4,29 МПа.
МВт
10
П»
0,85
0,80
0,75
г^
к
Р" <
AV,, \
ТЬг
1,3
1,2
1.1
300 350 400 450 500 550 600 V,. м?мин
Рис. 3. Газодинамические характеристики нагнетателя Н-370-19-1; п=5300 об/мин; А=1,31; Я=518 Дж/(кг-К); Т=288 К; Р= 5,17 МПа, р\= 5,6 МПа.
N з
2
1
0
.............] ............
----------------
1
!
4 Рн, МПа
Рис. 4. Перераспределение мощности между ДКС и ЛКС: 1 - загрузка ЛКС; 2 - загрузка ДКС; _(РИ - давление газа перед ДКС, N - относительные энергозатраты).
предприятие-потребитель получает возможность оперативно с минимальными затратами приспосабливать нагнетатель к постоянно меняющимся условиям в период падающей добычи. К тому же, применение СПЧ позволяет сокращать расход топливного газа.
Цепи, преследуемые в результате модернизации ЛКС, а именно снижение энергоемкости ГПА ЛКС, могут быть достигнуты уменьшением числа рабочих ГПА. Для этого в центробежных нагнетателях ЛКС предусматривается установка в базовые корпуса СПЧ на другие параметры, а именно:
1. Установка СПЧ на удвоенную производительность в период падающей добычи, т.е. производится замена двух параллельно работающих ГПА на один, обеспечивающий ту же производительность.
2. Установка СПЧ, обеспечивающей требуемую степень сжатия на ЛКС в одном корпусе, т.е. производится
замена неполнонапорных нагнетателей на полнонапорные.
Такие мероприятия помогают эффективно задействовать имеющиеся корпуса. Например, в случае реализации 1-го мероприятия удельная мощность, т.е. мощность, приходящаяся на 1 м3/мин расхода газа, будет снижена на 5-7% (ЛКС «Ординская» ООО «Пермьтрансгаз»),
Использование двух последовательно работающих так называемых неполнонапорных одноступенчатых нагнетателей со степенью сжатия 1,22-1,23 было принято на раннем этапе развития газотранспортной системы. Эта схема имеет существенные недостатки. Во-первых, усложненная технологическая схема обвязки неполнонапорного нагнетателя за счет большого количества режимных вентилей, которые, в свою очередь, создают дополнительное гидравлическое сопротивление. Во-вторых, повышенные затраты мощности, а значит, и перерасход топливного газа. Например, на ЛКС «Туртасская» ООО «Сургутгазпром» суммарная мощность привода двух последовательно работающих неполнонапорных нагнетателей Н 370-19-1, имеющих степень сжатия л = 1,22 составляет Л/=20 МВт (по 10 МВт на каждый нагнетатель). Тогда как на привод одного полнонапорного нагнетателя на степень сжатия 1,44 потребуется 16 МВт, при той же производительности, т.е. ниже на 20 %. При этом снижение потребления топливного газа составит около 12,1 млн. м3/год.
Газоперекачивающие агрегаты и тенденции их совершенствования
Компрессорные станции газотранспортных объединений России, введенные в эксплуатацию в 60-70-е годы, оснащены, как правило, газоперекачивающими агрегатами с приводом стационарного исполнения, в качестве которого используются газовые турбины. Такие ГПА размещены в цехах, т.е. сооружениях капитального типа. Следует заметить, что в то время обозначение типа газоперекачивающих агрегатов совпадало с маркировкой газотурбинного привода.
В таблицах 1-4 приведен обзор ГПА с приводом стационарного типа, выпускаемых российскими и зарубежными предприятиями и эксплуатируемых в газотранспортных объединениях России. Значения эффективного КПД привода даны в соответствии с международным стандартом ISO 2314.
Паспортное значение эффективного КПД приводных турбин указанных агрегатов составляет 24-29 %. Газотурбинные установки, отработавшие около 25-30 лет, имеют КПД еще ниже - около 18-22 %. Например, приводной агрегат ГТК-10-4 на ЛКС «Туртасская» выдает 7,5-8,5 МВт мощности вместо требуемых 10 МВт, в результате чего давление газа на выходе из станции составляет 7,1 МПа вместо требуемого 7,45 МПа. Это приводит к недогрузке магистрального газопровода и увеличению транспортных затрат.
Повышение технического уровня ГПА на современном этапе связано с перепрофилированием газотурбинных двигателей (ГТД), применяющихся в авиации и морском флоте, для газовой промышленности. Эти двигатели характеризуются высокой надежностью (наработка на отказ не менее 3,5 тыс. час, межремонтный ресурс на уровне 20-25 тыс. час). Эффективный КПД таких приводных двигателей достигает 32-36%. Экономия топливного газа на компрессорных станциях, оснащаемых ГТД, за счет более высокого их КПД составляет порядка 20-95 млн. м3 в год [6].
Основные направления реконструкции ГПА действующих компрессорных станций и создания ГПА нового поколения с улучшенными характеристиками сформулированы в работе [6] и заключаются в следующем:
Уральский турбомоторный завод (УТМЗ) им. К.Е. Ворошилова, г Екатеринбург
ГПА и привод нагнетатель N. МВт КПД. % год начала выпуска кол-во. шт.
ГТ-6-750 Н-300-1,23 6 24% 1965 140
ГТН-6 Н-6-76-2 Н-6-56-2 6.4 24% 1975 83
ГТН-16 Н-16-76 Н 800-1,25 16 25% 1981 60 3
ГГН-25-1 2Н-2 5-76-1.35 25 31% 1983 48
Таблица 2
Невский завод им. Ленина (НЭЛ), г. Санкт - Петербург
ГПА и привод нагнетатель N, МВт КПД, % год начала выпуска кол-во, шт.
ГТК-5 Н 26-12-1 4,4 26 1965 31
ГТ-700-5 Н 280-12-4 4,2 24 1960 133
ГТ-750-6 Н 370-14-1 6 27 1963 99
ГТК-10-2 Н 520-12-1 10 28 1970 229
ГТК-10-4 Н 370-18-1 10 29 1973 791
ГТНР-10 Н 520-12-1 10 28 1987 16
ГТНР-12 Н 295-22-1 12 28 1990 3
ГТНР-16 Н 520-21-1 16 33 1994 3
ГТН-25 Н 650-21-2 25 25 1981 126
Таблица 3
Фирма General Electric (США)
ГПА привод нагнетатель N. МВт КПД, % Год начала выпуска кол-во, шт.
MS-3000 ГТН-10И PCL-802-24 10,3 25,7 1972 150
MS-5000 ГТК-10И PCL-804-2 25 27,5 105
Первый Брненский завод (Чехия), г. Брно
Таблица 4
ГПА нагнетатель Л/с, МВт КПД, % год начала выпуска (ОЛ-ВО, шт.
Аврора Н 370-14-1 6 28 1982 50
Дон -1 Н 370-14-1 6 29,5 1987 2
Дон-2 Н 370-14-1 6,5 30,5 1991 4
Дон - 3 Н 370-14-1 5 30,5 1995 1
- создание ГПА с приводом на основе новейших конструкций авиационных и судовых газотурбинных двигателей (ГТД), осваиваемых или применяемых в авиации и морском флоте;
- создание автоматизированных систем управления на основе микропроцессорной техники с расширенными функциональными возможностями, способных, в частности, использовать достижения авиационной техники и компрессоростроения в области диагностирования и прогнозирования технического состояния эксплуатируемого оборудования;
- освоение производства ГПА блочно-модульного исполнения, включающих две самостоятельные установки -газотурбинную и нагнетательную, каждая из которых состоит из отдельных блоков,
- освоение новых типов центробежных нагнетателей, в частности, бессмазочного исполнения с газодинамическими концевыми уплотнениями и электромагнитными подшипниками роторов;
-расширение номенклатуры сменных проточных частей (СПЧ) к нагнетателям, что позволяет более гибко учитывать и реализовать режимы работы газотранспортных и газораспределительных систем;
-существенное улучшение экологических характеристик агрегатов, обусловленное использованием
новых, более эффективных конструкций камер сгорания газогенераторов ГТД.
В связи с наметившейся тенденцией использования в качестве привода в ГПА ГТД транспортного типа, существенно расширился круг предприятий, занимающихся разработкой и поставкой ГПА в систему ОАО «Газпром». Причем генеральными разработчиками и поставщиками ГПА становятся бывшие предприятия ВПК, на которых сосредоточено изготовление ГТД.
Блочно-модульная комплектация ГПА позволяет в сжатые сроки создавать новые модификации агрегатов на основе опробованных в условиях эксплуатации конструкторских решений, а также совершенствовать и модифицировать разработанные ранее агрегаты в различных вариантах.
Большим преимуществом ГПА блочно-модульного исполнения является соответствие их современным экологическим требованиям. Уровень звукового давления на расстоянии 1 метра от агрегата не превышает 80 дБА, что обеспечивается за счет размещения ГТД в шумо-изолирующем кожухе.
В таблицах 5-10 приведен обзор ГПА нового поколения, в которых в качестве привода использованы ГТД.
Одним из первых предприятий, освоивших выпуск ГПА блочно-модульного исполнения в бывшем СНГ стало ОАО «Сумское НПО им. М.В. Фрунзе» (г. Сумы, Украина). Этим предприятием осуществляется сборка ГПА на основе двигателей, выпускаемых ОАО «Казанское моторостроительное производственное объединение», Николаевским судостроительным заводом, ЗМКБ «Прогресс» (г. Запорожье), СНТК им. Н.Д. Кузнецова (г. Самара), АО «Люлька-Сатурн» (г. Москва), АО «Авиадвигатель» (г. Пермь). Нагнетатели в этих ГПА применяются собственного изготовления.
С 1993 года начинается сотрудничество ОАО «Газпром» и группы предприятий авиационно-космического комплекса Пермской области: ОАО «Авиадвигатель», являющееся разработчиком газотурбинных установок, ОАО «Пермский моторный завод» - изготовитель ГТУ на базе конвертированных авиационных двигателей типа ПС-90, ОАО НПО «Искра» - головной разработчик и поставщик блочно-контейнерных ГПА. Ниже приводится перечень ГПА, освоенных ОАО НПО «Искра» в кооперации сдругими предприятиями Пермской области.
Агрегаты ГПА-6.3МТ71, ГПА-16МГ90, ГПА-16МЖ59 созданы ОАО «Заря» при реконструкции устаревших агрегатов производства ОАО «Сумское НПО им. М.В. Фрунзе» - ГПА-Ц-6,3 и Невского завода им. Ленина - ГТ-750-6, ГТК-10-4, ГТН-25 путем замены газотурбинного привода и вспомогательных агрегатов на оборудование блочно-модульного исполнения [7]. Единичные экземпляры ГПА нового поколения разработаны и изготовлены на предприятиях ОАО КМПО, г. Казань, и ОАО «Кировский завод», г. Санкт-Петербург.
К агрегатам с авиационным приводом, эксплуатируемым на газотранспортных предприятиях в России, относятся и установки импортного производства типа «Коберра-182» с нагнетателем RFB-30 фирмы Cooper-Bessemer.
Обзор приводов ГПА на основе транспортных ГТД
ГПА первого поколения с приводом стационарного исполнения имеют высокий уровень выбросов N0, и СО. Например, установленная в одном из цехов КС «Туртасская» ООО «Сургутгазпром» газотурбинная установка ГТК-10-4 имеет уровень выбросов N0, 380 мг/нм3, тогда как действующими нормативами (ГОСТ 28775-90) установлены предельные уровни no NOa 150 мг/нм3 и 300 мг/нм3 по СО.
ОАО «Сумское НПО им. М.В. Фрунзе» (г. Сумы, Украина)
ГПА привод (ГТД) нагнетатель Л/, МВт год начала выпуска кол-во, шт.
ГПА-Ц-25 НК-36СТ НЦ-16/76-1,5 25 1995 1
ГПА-Ц-25С ДН80 НЦ-16/76-1,5 25 1996 1
ГПА-Ц-25Б НК-Э6СТ НЦ-18/76-1,5 25 1995 1
ГПА-Ц-16 НК-16СТ НЦ-16/76-1,44 16 1996 536
ГПА-Ц-16А НК-38СТ НЦ-16/76-1,44 16 1997 1
ГПА-Ц-16Л AJ1-31CT НЦ-16/76-1,44 16 1997 1
ГПА-Ц-16С ДГ-90 НЦ-16/76-1,44 16 1999 в
ГПА-Ц-6.3А Д-336 НЦ-6,3/56-1,44 0.3 1995 1
ГПА-Ц-6,3 ДТ-71П НЦ-6,3/56-1,44 6.3 1994 25
Таблица 6
ОАО НПО «Искра» (г. Пермь)
ГПА привод (ГТД) нагнетатель N. МВт год начала выпуска (ОЛ-ВО, шт.
ГПА-12Р «Урал» ГТУ-12П СПЧ-235/1,44 12 1995 6
ГПА-12 «Урал» ГТУ-12П Н 295-24-1 12 1996 1
ГПА-12Р2 «Урал» ГТУ-12П СПЧ-370/1,23 12 1997 6
ГПА-12М «Урал» ГТУ-12П НЦ 12/56-1.44 12 2001 1
ГПА-16 «Урал» ГТУ-16П Н 390-24-1 16 2001 1
ГПА-16М «Урал» HK-16-18 НЦ 16/76-1,44 16 2001 3
ГПА-16В/12 «Урал» ПС-90 НЦ 16/76-1.44 СПЧ 12/56-1,44 16 12 2001 1
ГПА-10 ДКС «Урал» ГТУ-10П H-106-51-1 10 2000 2
ГПА-16 ДКС «Урал »-03 ГТУ-16П 16ГЦ2-450/45 16 2000 1
ГПА-16 ДКС «Урал»-02Я ГТУ-16П Н-498-31-1 16 2000 1
ГПА-25Р-ПС «Урал» ГТУ-25П СПЧ 650-1,37/76 25 2000 1
Таблица 7
ОАО «Заря» (Николаевский судостроительный завод, г. Николаев, Украина)
ГПА привод (ГТД) нагнетатель N. МВт год начала выпуска кол-во, шт.
ГПУ-10 ДН-70 Н 370-18-1 10 1998 249
ГПА-6.3МТ71 ДТ71П НЦ-6,3/56-1,44 6,3 1994 7
ГПА-16МГ90 ДГ-90 Н 370-18-1 16 1994 20
ГПА-16МЖ59 ДЖ59Л2 Н 650-21-2 16 1994 27
Таблица В
ОАО «Казанское моторостроительное производственное объединение»
ГПА привод (ГТД) ЦБН N. МВт год начала выпуска кол-во. шт.
ГПА-16 «Волге» НК-38СТ НЦ-16-76/1,44 НЦ-16-56/1,44 16 1998 3
Таблица 9 ОАО «Кировский завод», г. Санкт-Петербург
ГПА привод (ГТД) нагнетатель N, МВт год начала выпуска кол-во, шт.
ГПА-16 «Нева» AJV31CT Н 395-21-1 СПЧ 395-24-1 16 1998 1
«Cooper Rolls» (Великобритания)
Таблица 10
ГПА привод (ГТД) нагнетатель Л/, МВт год начала выпуска кол-во, шт.
Коберра-182 Эйвен 15341016 RFB-30 12,9 1972 42
d>
Улучшенные экологические характеристики приводов на основе авиационных и судовых ГТД достигаются обеспечением пониженного уровня загрязнения окружающей среды (по выбросам NO„ 50 мг/нмэ). В НПП «Машпроект» (г. Николаев) создан привод ГПА судового типа ДГ-90 с впрыском пара в камеру сгорания, в результате чего уровень вредных эмиссий N0, снижен до 40 мг/нм3 [8].
Авиационные и судовые ГТД имеют более высокую экономичность работы. Потребление топливного газа в них на 25-30 % ниже, чем у газотурбинного привода стационарного типа [6]. Произведенные расчеты по реконструкции ЛКС «Туртасская» ООО «Сургутгазпром», связанной с заменой привода ГТК-10-4 на привод ДГ-90, а также с установкой полнонапорных СПЧ в базовые корпуса непононапорных нагнетателей Н 370-19-1 показали ожидаемое снижение потребления топливного газа на 15,2 млн. м3в год.
Таким образом, введение в эксплуатацию ГПА, создаваемых на основе авиационных и судовых газотурбинных двигателей, обеспечивает: - уменьшение расхода топливного газа; -снижение эксплуатационных затрат за счет экономии масел;
-улучшение экологической обстановки в районе КС за счет уменьшения химического загрязнения окружающей среды;
-улучшение условий труда обслуживающего персонала за счет снижения уровня шума.
На сегодняшний день модернизацией транспортных ГТД для использования их в качестве привода ГПА занимается ряд предприятий-изготовителей и проектных организаций. Эти сведения приведены в таблице 11.
Обзор нагнетателей природного газа
Производство центробежных нагнетателей природного газа и сменных проточных частей к ним сосредоточено на следующих предприятиях России: ОАО «Компрессорный комплекс» (АООТ «Невский завод»), ОАО «Казанькомпрессормаш», ОАО НПО «Искра» и ближнего зарубежья - ОАО «Сумское НПО им. М.В. Фрунзе». В таблицах 12-15 приведены типы и основные технические характеристики центробежных нагнетателей, выпускаемых перечисленными фирмами.
В таблице 12 приведен перечень нагнетателей, производство которых поддерживается на сегодняшний день ОАО «Компрессорный комплекс», в том числе и разработанных бывшим Невским заводом им. Ленина. Такими конструкциями являются нагнетатели типов Н 370-19-1, Н 650-21-2. Разработчиком конструкции нагнетателей типа Н 235 и СПЧ к ним, а также СПЧ 650 является АОЗТ НИКТИТ («Научно-исследовательский конструкторско-технологический институт турбо-компрессоростроения», г. Санкт-Петербург). Нагнетателями типа Н 398 разработки и производства ОАО «Компрессорный комплекс» комплектуются ГПА «Урал», генеральным разработчиком и поставщиком которых является ОАО НПО «Искра» (г. Пермь) [9].
В 1999 г проведены испытания базового нагнетателя разработки и изготовления НПО «Искра» НЦ 16/76-1,44 «Урал» с масляными опорно-уплотнительными узлами, модернизация которого была проведена в 2001 г с целью установки «сухих» газодинамических уплотнений и электромагнитного подвеса ротора [9].
Базовая модель нагнетателя НЦ-16-76/1,44, которым комплектуются агрегаты типа ГПА-Ц-16, была модернизирована (ГПА-Ц-16М) за счет установки «сухих торцевых газодинамических уплотнений разработки ОАО «Грейс» (г. Сумы, Украина) и электромагнитными подшипниками конструкции НПП ВНИИЭМ [10].
предприятие-изготовитель разработчик ГТД тип N, МВт КПД %
ОАО «Казанское моторостроительное производственное объединение» (КМПО), г. Казан, СНТК им. НД. Кузнецова (г. Самера) HK-16CT НК-38СТ авиационной 16 16. 27,0 38,0
ОАО «Моторостроитель», г. Самара СНТК им. НД. Кузнецова, г. Самара НК-14СТ НК-36СТ авиационной 9 25 32,0 34.5
Николаевский судостроитель май завод АО «Заря», г. Николаев. Украина НПП «Машлроект», г. Николаев, Украина ДТ71П ДН-70 ДГ-90 ДЖ59Л2 дн-ео судовой 6,3 10 16 16 25 30,5 34,0 34,0 30,0 35,0
ЗМКБ «Прогресс», г. Запорожье -//- Д-146 Д-336 авиационный 4 6,3 31,0 32.0
ОАО «Моторшй завод», г Уфа ОАО «Люлька-Сэтурн», г. Москва АЛ-31СТ авиационный 16 35,0
ОАО «Пермский моторный завод» ОАО «Авиадвигатель», г. Пермь ПС-90 авиационный 25 39,4
Таблица 12
Центробежные нагнетатели и сменные проточные части производства ОАО «Компрессорный комплекс» (АООТ «Невский завод»)
марка на-нетателя тип ком-гр ВС сорной станции MOllflOCTb «(МВт) объемная производите /ъность V (Mi/MHH) конечное давление Р.(МПа) степень сжатия п,
Н 108-51-1Л СПЧ 108-71-1 СПЧ 106-81-1 ДКС 10 47 12,3 1.7
7,5 64 12,3 2Л
8 81 12,3 3
Н498-31-1Л СПЧ 499 2,2/40 СПЧ 498 3,0/30 ДКС 16 455 450 500 4,41 4,02 3,0 1.7 2.2 3,0
Н4В8-21-1Л ДКС 16 360 7,45 1.45
Н 398-23-1Л ЛКС 16 340 7.45 1.5
Н 398-22-1 ЛКС 16 375 7,45 1,4
Н 398-24-1Л лкс 16 540 5,49 1,44
Н 295-24-1 ЛКС 12 390 5,49 1.44
H 295-21-1 ЛКС 16 398 7.45 1.44
Н 235-28-1 СПЧ 235-1,45/78 СПЧ 235-1.45/76 СПЧ 235-1,4/76-16 ЛКС 16 408 7.45 1.4
12 264 7,45 1.45
16 377 7.45 1,45
16 408 7,45 1,4
Н 370-19-1 СПЧ 370-1,45/76 СПЧ 370-1,23/76 СПЧ 370-1,5/78 СПЧ 370-1,2/78-12 СПЧ 370-1,4/78-16 ЛКС 16 860 7,45 1,28
12 284 7,45 1,45
12 430 7,11 1,23
16 340 7.45 1,5
12 550 7,45 1,2
16 385 7.45 1,4
Н 850-23-1 СПЧ 850-1,37/76 ЛКС 16 420 7.45 1,44
25 610 7.45 1,37
Таблица 13
Центробежные нагнетатели и сменные проточные части производства ОАО НПО «Искра» (г. Пермь)
Марка нагнетателя Тип компрессорной станции моц^гсстъ N (МВт) Объемная производительность ^(Mi/Мин) Конечное давление Р, (МПа) степень сжатии л»
НЦ 16/76-1,44 ■Урал» ЛКС 16 360 7.45 1.44
СПЧ 16/73-1,35 «Урал» ЛКС 16 460 7,16 1,35
СПЧ 16/51-1,64 «Урал» ЛКС 16 254 5.98 1,64
Центробежные нагнетатели производства ОАО «Сумское НПО им. М.В. Фрунзе»
Таблица 14
Марка негнетатега Тип комгрессорной станции мощюстъ N (МВт) Объемная гроиэводи-' те/ьностъ У (М1/МИН) конечное давление Р,(МПа) степень сжатия »JT
НЦ-18-78/1,44 ЛКС 16 400 7.45 1,44
18ГЦ2-450/45 ДКС 16 450 4.41 1.7
Таблица 15
Центробежные нагнетатели и сменные проточные части производства ОАО «Казаныюмпрессормаш» (г Казань)
Марка нагнетателя тип комгрес-сорной станции моц^остъ N (МВт) объемная гроюводи-твгьноетъ V(Mi Длин) конечное давление Ры (МПа) ствпвм, сжатия %
НЦ-16-76/1.44 ЛКС 16 400 7.45 1,44
Щ-12-76/1,44 ЛКС 12 285 7,45 1,44
НЦ-12-56/1,44 ЛКС 12 350 5.49 1,44
СПЧ-18/76-1.7 ДКС 18 344 7,45 1.7
СПЧ-18/56-1.7 ДКС 16 460 5.49 1.7
СПЧ-16/56-1 ,44 ЛКС 16 545 5,-19 1,44
СПЧ-16/76-1,7 ДКС 16 308 7,45 1.7
СПЧ-18/70-1,7 ДКС 18 360 6,86 1,7
СПЧ-16/76-1.44С ЛКС 16 415 7,45 1,44
Таблица 16
Центробежные нагнетатели «Cooper-Bessemer» (США)
марка нагнетателя Тип компрессорной станции MOllfftOCTb N (МВт) объемная Фоизеоди-тельность V (ui/мин) конечное давление Р. (МПа) степень окатия »
RFB-30 ЛКС 12 274 7,5 1,51
Таблица 17
Центробежные нагнетатели «Nuovo Pignone» (Италия)
марка нагнетателя тип компрессорной станции моифюстъ N (МВт) объемная фоизаодн-тельность V(Mi/MHH) конечное давление Р. (МПа) степень сжатия
PCL-802/24 ЛКС 12 219 7,52 1,49
PCL-1001/40 ЛКС 25 520 7,52 1,51
Таблица 18
Центробежные нагнетатели и сменные проточные части Mitsubishi (Япония)
марка нагнетателя тип компрессорной станции моц^юсть N (МВт) объемная гроиэводи-тельностъ f(Mi/MHH) конечное давление Р. (МПа) степень сжатия я»
6V-3 ЛКС 12 - 7,46 1,56
СПЧ 6V-3 ЛКС 16 - 9,91 1.71
7V-3 ЛКС 16 - 8.35 1.54
Таблица 19
Центробежные нагнетатели Termodin (Франция)
марка нагнетателя тип компрессорной станции мощность N (МВт) объемная производительность У (MifaHH) конечное давление Р. (МПа) степень окатия »*
RC7-6B ДКС 12 7,46 1,56
RC-7S ДКС 12 - 9,91 1,71
Нагнетатели и СПЧ производства ОАО «Казань-компрессормаш» выполнены по проектам ЗАО «НИИ турбокомпрессор им. В.Б. Шнеппа», причем все СПЧ спроектированы для ранее изготовленных нагнетателей ОАО «Сумское НПО им. М.В. Фрунзе». Нагнетателем НЦ-12-56/1,44 укомплектован ГПА-12М «Урал». Эта машина оснащена «сухими» торцевыми газодинамическими уплотнениями фирмы John Crane (Великобритания) и электромагнитным подвесом ротора разработки НПП ВНИИЭМ (г. Москва) [11].
В таблицах 12-15 приведены технические параметры нагнетателей, предназначенных для комплектации ГПА нового поколения, т.е. в блочно-модульном исполнении с приводом от транспортных ГТД. Газодинамические схемы и конструктивное исполнение нагнетателей выпускаемых различными заводами для одних и тех же параметров (N, Рк, я) практически мало чем отличаются. Корпуса таких ЦБН представляют собой цилиндрическую толстостенную отливку. В боковых крышках размещены опорные и опорно-упорные узлы и уплотнительные системы (с плавающими коль-
цами или контактные). Укрепилась тенденция использования безлопаточных диффузоров в ступенях ЦБН.
Аналогичные нагнетатели производятся и зарубежными фирмами. Приведем технические параметры импортных ЦБН, установленных на КС ОАО «Газпром» (таблицы 16-19).
Следует заметить, что, несмотря на активное стремление зарубежных производителей продвинуть свою технику на российский рынок, в последнее время проявляется устойчивая тенденция ОАО «Газпром» к использованию отечественного оборудования, о чем свидетельствует рост производства ГПА и комплектующих к ним на ряде упомянутых выше предприятий. С другой стороны, оживление конкуренции на российском рынке заставляет проектные организации и предприятия создавать более совершенную технику, конкурентоспособную по отношению к зарубежным аналогам.
Газовая промышленность является динамично развивающейся отраслью, о чем свидетельствует многообразие типоразмеров ГПА и нагнетателей. Можно быть уверенным в том, что в ближайшее время их появится еще больше. В данной статье приведены практически все ГПА и нагнетатели, на которые имелись ссылки в литературе по состоянию на первое полугодие 2002 года. В обзор не вошли газоперекачивающие агрегаты и нагнетатели для станций подземного хранения газа (СПХГ), имеющие свои особенности.
Омская область не относится к числу богатых запасами природного газа регионов, в эксплуатации одно газоконденсатное месторождение в Тевризском районе с объемом добычи около 15 млн. м3 в год. Поэтому в населенных пунктах области и в городе Омске используется природный газ в основном из месторождений соседних Тюменской и Томской областей, поступающий к потребителям через газораспределительные станции (ГРС), где происходит понижение давления газа до 1,2-0,3 МПа. С освоением новых месторождений на севере Омской области, область безусловно войдет в число крупных потребителей этого перспективного источника энергии. В перспективных планах газификации Омской области стоит повышение рабочего давления в магистральных газопроводах «Тевриэ - Знаменское - Тара» с 0,6 до 0,9 МПа, «Крутинка - Наэываевск - Исилькуль» с 5,5 до 7,5 МПа [12], что возможно при вводе в действие новых дожим-ных и линейных компрессорных станций на территории Омской области.
Имеющийся технологический и кадровый ресурс промышленных предприятий г. Омска позволяет производить диверсификацию производства, ориентируясь на газовую промышленность, участвуя, таким образом, в межрегиональной целевой программе «СибВПК нефть и газ ТЭК». Свое место в применении авиационных газотурбинных технологий для газовой промышленности могли бы занять омские предприятия авиационного двигателестроения Омское моторостроительное предприятие им. П.И. Баранова, ОАО «Моторостроительное конструкторское бюро», тем более что опыт сотрудничества предприятий авиационной промышленности с ОАО «Газпром» уже имеется, о чем было сказано выше. Очевидно, что одним из сдерживающих факторов разработки и создания в г. Омске ГПА и отдельных их узлов, является отсутствие проектно-конструкторской базы стационарного турбокомпрессоростроения.
Кафедра «Компрессорные и холодильные машины и установки» Нефтехимического института Омского государственного технического университета готовит инженеров по специальности «Вакуумная и компрессорная техника физических установок» со специализацией
«Компрессорные установки для систем добычи, транспорта, переработки и хранения нефти и газа». Одними из основных заказчиков инженеров указанной специальности могут являться предприятия, входящие в систему ОАО «Газпром» или работающие по заказам ОАО «Газпром».
Материалы настоящей статьи могут быть полезны специалистам в области эксплуатации компрессорных станций магистральных газопроводов, находящихся в ведении ОАО «Газпром», руководителям предприятий военно-промышленного комплекса г. Омска, а также могут быть использованы студентами вузов при выполнении курсовых и дипломных проектов по тематикам, связанным с транспортом природного газа.
Литература
1. Сырьевые промышленные товары. Минерально-сырьевая база нефтегазодобывающей, угольной и урановой промышленности РФ // Технология машиностроения, 2002,- №5.- С. 65-68.
2. Симонов К. Газ в ожидании реформы // Экономика России: XXI век,- 2003.-№10.
3. Седых А.Д., Лезнов A.C., Барцев И В. Тенденции развития центробежных компрессоров, применяемых в газовой промышленности // Труды 6-го международного симпозиума «Потребители-производители компрессоров и компрессорного оборудования».- Санкт-Петербург, 2000.- С. 14-17.
4. Шайхутдинов А.З., Хабибуллин М.Г., Хисамеев И.Г., Проккоев В.В. Некоторые результаты совместной деятельности потребителей и производителей в области создания новых и реконструкции действующих ГПА для предприятий ОАО «Газпром» // Компрессорная техника и пневматика.- 2000.- Ne 5.- С. 17-21.
5. Ден Г.Н. Проектирование проточной части центробежных компрессоров. - Л.: Машиностроение, 1980,- 232 с.
6. Соляник В.Г., Роговой Е.Д., Бухолдин Ю.С., Пара-фейник В.П., Тимофеев И.И., Костенко Д.А. Опыт эксплуатации блочно-модульных газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом нового поколения // Труды 6-го международного симпозиума «Потребители-производители компрессоров и компрес-сорного оборудования»,- Санкт-Петербург, 2000,- С. 169-174.
7. Сухиненко В.Е., Парафейник В.П., Емельянен-ко Е.И., Костенко Д.А., Мартыненко Л.И., Бацула А.Л.
П. Д. БАЛАКИН Г. И. ГОЛОЛОБОВ О. С. МИХАЙЛИК
Омский государственный технический университет
УДК 621. 839. 86
В [1-6] изложено научное обоснование принципа конструирования машинных механических систем наделением систем свойством адаптации к первичным, силовым, температурным ошибкам элементов конструкции, к режимам эксплуатации машины, указаны
Использование опыта создания и производства агрегатов типа ГПА-Ц и их систем при реконструкции компрессорных станций газовой промышленности // Компрессорная техника и пневматика.-1997,- № 3-4,- С. 107122.
8. Романов В.И., Казанович В.Я., СташокА.Н. Работы НПП «Машпроект» и ПО «Заря» по конверсии корабельных газотурбинных двигателей // Химическое и нефтегазовое машиностроение.- 1997 - №5.- С. 66-68.
9. Соколовский М.И.. Варин В.В., Глушков Б.К., Кислицын Г.Ф., Макаревич Ю.Л., Митин Е.М. Проектирование и производство газонефтяного оборудования в ОАО НПО «Искра» // Труды 8-го международного симпозиума «Потребители-производители компрессоров и компрессорного оборудования»,- Санкт-Петербург, 2002,- С. 26-35.
10. Наумов Е.Д., Овсиенко А.Г., Парафейник В.П., Пшик В.Р., Емельяненко Е.И., Даниленко В.И. Опыт внедрения и эксплуатации бессмазочных центробежных компрессоров природного газа мощностью 16 МВт // Компрессорная техника и пневматика.-2001.- № 8,-С. 7-10.
11. Шайхутдинов А.З., Лезнов A.C., Хабибуллин М.Г., Сафиуллин А.Г., Верещагин В.П., Сарычев А.П., Спирин A.B. Разработка и испытания нагнетателя с магнитными подшипниками для ГПА-16 «Волга» // Труды 7-го международного симпозиума «Потребители-производители компрессоров и компрессорного оборудования»,- Санкт-Петербург, 2001,- С. 14-19.
12. Лушников В.П. Отраслевой институт «Омскгаз-технология» в программе газификации Омской области» И Энергосбережение и энергетика в Омской области,- 2001.- №1- С. 50-51.
ВАНЯШОВ Александр Дмитриевич, кандидат технических наук, доцент кафедры КХМУ, заместитель директора по учебной работе нефтехимического института Омского государственного технического университета.
КАБАКОВ Анатолий Никитович, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой КХМУ Омского государственного технического университета. КОНОНОВ Сергей Владимирович, кандидат технических наук, ведущий инженер технического отдела ОАО «Транссибнефть».
средства, реализация которых способствует приобретению системой нового качества.
Правильное строение адаптивных механических систем позволяет трансформировать передаваемый ими силовой поток без искажений, а дополнительное к ос-
МОДЕЛИРОВАНИЕ ЦЕПИ УПРАВЛЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКОГО АВТОВАРИАТОРА_
ПРЕДЛАГАЕТСЯ ВТОРОЕ ПРИБЛИЖЕНИЕ ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ ПОВЕДЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКОГО ПРИВОДА С ВСТРОЕННЫМ АВТОВАРИАТОРОМ. ПРИБЛИЖЕНИЕ СОСТОИТ В РАЗДЕЛЕНИИ СЛОЖНОЙ МОДЕЛИ И ВЫДЕЛЕНИИ ЦЕПИ УПРАВЛЕНИЯ, В КОТОРОЙ УЧИТЫВАЕТСЯ ПЕРЕХОДНОЙ ПРОЦЕСС ПРИ ПЕРЕМЕННОМ ВНЕШНЕМ НАГРУЖЕНИИ ПРИВОДА. ВТОРОЕ ПРИБЛИЖЕНИЕ ПОЛНЕЕ УЧИТЫВАЕТ СВОЙСТВА АВТОМАТИЧЕСКОЙ ТРАНСМИССИИ И ПОЗВОЛЯЕТ ОПРЕДЕЛИТЬ ДИАПАЗОН РАЦИОНАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕМЕНТОВ ПРИВОДА ПРИ ЕГО СИНТЕЗЕ.
