CC BY
31
ГЕОТЕХНИКА, ЭНЕРГЕТИКА И АВТОМАТИКА
УДК 622.691.4
А.А.ГРИГОРЬЕВ
Горно-электромеханический факультет, аспирант кафедры электротехники и электромеханики
ВЫСОКОВОЛЬТНЫЙ ЭЛЕКТРОПРИВОД ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ
Рассмотрены некоторые аспекты применения различных вариантов приводов для быстроходных турбокомпрессоров (ТК) магистральных газопроводов. Проведена сравнительная оценка показателей эффективности газоперекачивающих агрегатов (ГПА), оснащенных частотно-регулируемыми электроприводами и газовыми турбинами. Описана методика выбора типа привода для турбокомпрессоров.
Some aspects in application of various designs of drives for high-speed turbocompressors (ТС) for gas-main pipelines are considered. A comparative estimation of the efficiency parameters is carried out for gas-compressor units (GCU) equipped with variable-frequency electric drive and gas turbines. A technique to select the drive type for turbocompressors is described.
Режимы работы турбокомпрессоров компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов являются переменными, что, в основном, обусловлено суточной неравномерностью газоподачи, увеличением газоподачи при изменении температуры окружающего воздуха, сезонными изменениями газоподачи, подключением дополнительных потребителей и др. Кроме того, значительное влияние на изменение режима работы КС может оказать поэтапный ввод в эксплуатацию газопровода и соответствующее этому постепенное увеличение его мощности, а также изменение давления газа на приеме турбокомпрессора вследствие изменения пластового давления и появления ответвлений к промежуточным потребителям [1].
Известно, что неравномерность газопередачи может колебаться от 75 до 100 % от номинальной производительности газопровода. Для регулирования производительности КС применяют дросселирование газа на выходе ТК, пропуск газа по байпасу, используют направляющие аппараты, закру-
чивающие поток газа на входе в ТК, или изменяют частоту вращения ТК [3].
В подавляющем большинстве случаев электроприводы технологических установок транспорта углеводородного сырья являются нерегулируемыми, что не обеспечивает режим рационального электропотребления. Выбранные по максимуму производительности рассматриваемые технологические установки могут значительную часть времени работать с меньшей производительностью и со значительным удельным расходом энергии на транспорт перекачиваемого компонента.
Значительная экономия электроэнергии достигается регулированием частоты вращения ТК. Необходимый диапазон регулирования частоты вращения приводного электродвигателя при изменении подачи ТК составляет (1-0,7)пн (пн - номинальная частота вращения вала двигателя) [2]. За последние годы в качестве основных вариантов при выборе типа привода ТК рассматриваются три типа приводов:
• газотурбинный привод;
• частотно-регулируемый электропривод с быстроходным электродвигателем;
• частотно-регулируемый электропривод на основе электродвигателя с частотой вращения не более 3000 об/мин и мультипликатором.
Сравнительная оценка эффективности газоперекачивающих агрегатов, оснащенных частотно-регулируемыми электроприводами и газовыми турбинами, приведена в таблице [1].
Выбор наиболее эффективного варианта привода ТК газоперекачивающего агрегата является сложной технико-экономической задачей. На выбор типа привода оказывают существенное влияние следующие факторы:
• стоимость электроэнергии, отпускаемой с шин электроэнергетической системы;
• стоимость газа;
• КПД частотно-регулируемого электропривода и его изменения при регулировании частоты вращения;
• КПД газовой турбины и его изменения при регулировании частоты вращения;
• КПД линии электропередачи от линии электроэнергетической системы до КС;
• удаленность КС от источников централизованного электроснабжения;
• капитальные затраты на привод;
• эксплуатационные расходы и др.
В настоящее время нет общепринятой методики, позволяющей оценить предпочтительность и экономичность того или иного варианта привода быстроходного ТК. Наиболее часто используют две методики. Первая методика основана на использовании КПД газовой турбины и электропривода в качестве параметров, а переменными являются стоимости газа и электроэнергии. На
Сравнительная оценка эффективности газоперекачивающих агрегатов, оснащенных электроприводами
и газовыми турбинами
Показатель эффективности
Электропривод
Газотурбинный привод
Примечание
Условия электроснабжения
Категория электроприемников
КПД по использованию энергоресурсов
Расход транспортируемого газа
Срок службы
привода Трудоемкость в эксплуатации
Имеет большое преимущество в тех местах, где можно получить дешевую электроэнергию от АЭС, ГЭС или ТЭЦ
Относится к электроприемникам, для которых необходимо принятие специальных мер для обеспечения электроэнергией от двух независимых взаиморезерви-рующих источников питания
Общий КПД, включая электростанцию, систему передачи и преобразования электроэнергии 36-37 %
Отсутствует, что позволяет беречь полезный и ценный природный продукт
15-20 лет
Имеет преимущества в местах, где существует дефицит электроэнергии, т.е. в местах добычи и переработки газа Практически исключается необходимость в подаче электроэнергии благодаря использованию газа, транспортируемого по магистральному газопроводу
КПД равен 26-28 %
В качестве топлива расходуется газ, транспортируемый по магистральному газопроводу, что приводит к необходимости использования дополнительных ГПА для подачи заданного объема газа потребителю
10 лет
Количество эксплуатационного персонала при использовании электроприводов на 25 % меньше, чем аналогичного персонала при использовании газовых турбин
Общий КПД по использованию энергоресурсов для электропривода с быстроходным электродвигателем примерно на 30 % выше, чем для газотурбинного привода
Экспертная оценка
рисунке приведена типичная кривая, разделяющая плоскость в координатах стоимость электроэнергии - цена продажи газа на две зоны: предпочтительного применения газовых турбин и электроприводов с определенным КПД соответственно в зависимости от соотношения стоимостей газа и электроэнергии (данные фирмы «Mitsubishi Heavy Industries») [1].
Множество таких кривых определяется множеством сочетаний КПД газовой турбины и электропривода. Нахождение точки на кривой означает, что по показателям стоимости электроэнергии и газа варианты использования электропривода и газовой турбины для привода компрессора равнозначны, и для принятия решения о выборе предпочтительного варианта следует использовать другие показатели.
Вторая методика выбора привода для ТК основана на оценке приведенных расчетных затрат, т.е. с учетом первоначальных капиталовложений, текущих затрат и срока службы привода. Годовые затраты на техническое обслуживание и планово-предупредительные ремонты (ППР) быстроходного электропривода переменного тока ТК примерно в 4 раза меньше, чем аналогичные затраты на привод ТК с газовой турбиной [1]. Экономичность того или иного варианта привода быстроходного ТК должна оцениваться с учетом первоначальных капиталовложений и текущих затрат. Капиталовложения в частотно-регулируемый быстроходный электропривод и связанное с ним электрооборудование и запчасти, как правило, ниже, чем капиталовложения в привод с газовой турбиной и связанное с ней оборудование и запчасти. Однако для упрощения получения экономических оценок сделаем предположение, что капиталовложения равны. Тогда с учетом данных таблицы, приведенных показаний о годовых затратах на техническое обслуживание и ППР и сделанного предположения о капитальных вложениях, качественная оценка значения отношения приведенных годовых расчетных затрат при использовании для ТК-привода с газовой турбиной и быстроходного регулируемого электропривода мо-
в F
® t-c
о m
^ х
л О н t-
о С 2 Й Я
S
[2 о
14 12 10 8
6 4
Зона газовой турбины
Зона электропривода
3 4 5 6 7 8 Цена продажи газа, дол. США/BTU
Области предпочтительного использования газовых турбин и электроприводов для турбокомпрессоров ВТО - британская единица теплоты, 1ВТи = 1,055 кДж
жет быть получена из следующего выражения [1]:
Q = KJ Tx + С1 Q K2/ T2 + С2
= (1,5 - 2,0)
1+-
(20-25)С2 K2 + (15-20)С2
где З1, С\ и Т\ - соответственно приведенные годовые затраты, первоначальная стоимость, годовые эксплуатационные расходы и срок службы привода с газовой турбиной для компрессора; З2, С2 и Т2 - соответственно приведенные годовые затраты, первоначальная стоимость, годовые эксплуатационные расходы и срок службы регулируемого электропривода компрессора. Данный результат получен с учетом = Т1 = 10, Т2 = 15-20, С1 = 4 С2.
Как видно из выражения, приведенные годовые расчетные затраты на привод с газовой турбиной как минимум в 1,5-2 раза выше, чем аналогичные затраты на регулируемый электропривод компрессора.
Таким образом, при выборе типа привода ТК магистральных трубопроводов по показателям капитальные вложения и эксплуатационные расходы следует отдавать предпочтение быстроходным частотно-регулируемым электроприводам переменного тока. Однако при этом необходимо учитывать стоимость электроэнергии и природного газа, а также наличие мощных электроэнергетических систем в регионе, где функционирует КС. Тогда в регионах-потребителях природного газа, где развиты
2
мощные электроэнергетические системы, разумно использовать быстроходные частотно-регулируемые электроприводы переменного тока.
Следует также отметить экологический аспект целесообразности применения частотно-регулируемого электропривода, так как это позволяет снизить выбросы вредных газов в атмосферу. Снижение происходит за счет более высокого КПД синхронных двигателей по сравнению с газовыми турбинами и возможности использования электроэнергии, полученной на ГЭС и АЭС. В качестве примера использования частотно-регулируемого электропривода можно привести компрессорную станцию компании <^аЮП» (Норвегия), где функ-
Научный руководитель д.т.н. проф. А.Е.1
ционируют шесть регулируемых электроприводов мощностью 40 МВт. Потребляемая электроэнергия при этом вырабатывается на ГЭС, что обеспечивает высокую эко-логичность работы КС.
ЛИТЕРАТУРА
1. Дацковский Л.Х. К вопросу применения быстроходных частотно-регулируемых электроприводов для турбокомпрессоров магистральных газопроводов / Л.Х.Дацковский, И.С.Кузнецов, В.И.Роговой и др. // Электротехника. 2001. № 1. С.17-26.
2. Новые технологии и современное оборудование в электроэнергетике газовой промышленности / И.В.Белоусенко, Г.Р.Шварц, С.Н.Великий и др. М.: Недра, 2002. 300 с.
3. Меньшов Б.Г. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности / Б.Г.Меньшов, М.С.Ершов, А.Д.Яризов. М.: Недра, 2000. 415 с.
