О нормировании эксплуатационных затрат на АГНКС

m

Транспорт на КПГ

О нормировании эксплуатационных затрат на АГНКС

С.В. Люгай,

заместитель начальника Центра «Использование газа»

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»,

В.Б. Перетряхина,

старший научный сотрудник ООО «Газпром ВНИИГАЗ»,

Л.А. Гнедова,

старший научный сотрудник ООО «Газпром ВНИИГАЗ»,

К.А. Гриценко,

научный сотрудник ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

В статье изложены подходы к оценке эксплуатационных расходов на производство компримированного природного газа (КПГ) на автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС) всех типов с учетом сложившейся практики эксплуатации АГНКС и их технического состояния. Представлена структура расхода газа на собственные нужды и технологические потери на АГНКС.

Ключевые слова: автомобильная газонаполнительная компрессорная станция, компримированный природный газ, эксплуатационные расходы, компрессор, эффективность.

On regulating operating costs at AGFCS

S.V. Lyugay, V.B. Peretryakhina, L.A. Gnedova, K.A. Gritsenko

The article covers the approach to the evaluation of operating costs for the production of compressed natural gas (CNG) at automobile gas filling compressor stations (AGFCS) of all types taking into account the established practice of AGFCS operation and their technical state. The article describes the structure of gas consumption for own needs and process losses at AGFCS.

Keywords: automobile gas filling compressor station, compressed natural gas, operating costs, compressor, efficiency.

В России, как и во всем мире, проводятся крупномасштабные мероприятия по улучшению структуры топливно-энергетического баланса страны за счет снижения в нем доли нефтепродуктов, как топлива, и замены их газом.

Важнейшее значение в этом направлении придается переводу на природный газ двигателей внутреннего сгорания автомобильного транспорта, что позволяет одновременно решать следующие задачи:

снижение вредного воздействия отработавших газов на окружающую среду;

сдерживание роста тарифов на транспортные перевозки;

высвобождение традиционных видов моторного топлива для использования в тех областях, где им нет альтернативы.

Решение этих задач становится все более актуальным, так как транспортный сектор в мировой экономике относится к числу наиболее динамично развивающихся.

Ожидается, что в ближайшее десятилетие ежегодный спрос на энергоносители для транспорта будет возрастать на 2,5%. Сегодня транспортный сектор почти на 99% зависит от нефти. Если эта зависимость сохранится, то объемы выбросов двуокиси углерода (СО2) вырастут к 2020 г. не менее чем на 70%. Переход в этих условиях к более чистым с экологической точки зрения видам топлива на транспорте, прежде всего к природному газу, является особенно актуальным.

Снабжение природным газом автотранспорта ведется ОАО «Газпром» и его структурными подразделениями через созданную в стране сеть автомобильных газонаполнительных компрессорных станций. В отличие от АЗС, заправляющих автомобили традиционными моторными топли-вами, и АГЗС, заправляющих автомобили сжиженным углеводородным газом (СУГ), которые лишь реализуют различные виды моторного топлива, АГНКС являются объектами, на которых из сырьевого природного газа, поступающего по газопроводу, производится моторное топливо -компримированный природный газ (КПГ), качество которого определяет ГОСТ 27577-2000.

Основу российской сети АГНКС составляют станции большой производительности АГНКС-500 и АГНКС-250, рассчитанные соответственно на 500 и 250 заправок в сутки.

Эффективность эксплуатации АГНКС характеризуется следующими основными технико-экономическими показателями:

наработкой стационарной компрессорной установки (СКУ) за отчетный период времени (месяц, полугодие, год), ч;

средней производительностью СКУ за отчетный период времени, м3/ч;

удельным расходом электроэнергии за отчетный период времени, кВтч/м3;

удельным расходом масла, кг/м3;

объемом реализации КПГ за отчетный период времени, тыс. м3;

отношением реализации КПГ за отчетный период к предыдущему отчетному периоду, %;

загрузкой АГНКС от проектной производительности, %.

Основным условием улучшения технико-экономических показателей работы АГНКС, наряду с совершенствованием технологических процессов и оборудования станции, является снижение затрат на производство КПГ. Для этого имеются следующие возможности:

увеличение наработки компрессорных установок за счет повышения качества технического обслуживания и ремонтов, оптимизация алгоритма работы СКУ;

сокращение удельных расходов масла путем перевода СКУ на поршневые кольца из фторопластовых материалов;

сокращение расхода электроэнергии и потерь газа.

В целях контроля и стимулирования совершенствования эксплуатационных показателей работы АГНКС разработан СТО (стандарт организации) Газпром «Нормы эксплуатационных расходов на производство компримированного природного газа», в котором, помимо нормативных показателей, представлена методика их расчета. Предлагаемые нормы эксплуатационных расходов учитывают сложившуюся практику эксплуатации АГНКС и их техническое состояние.

Нормируемыми показателями являются:

материалы (масло, кг/1000 м3; охлаждающая жидкость, л/1000 м3; адсорбент, кг/1000 м3);

газ на собственные нужды и технологические потери (расход газа на собственные нужды при газовом отоплении АГНКС, м3/г.; технологические потери газа при производстве КПГ, % от объема реализованного газа);

удельный расход электроэнергии, кВтч/м3.

Налаживание четкого учета основных затрат, относимых именно к АГНКС, в соответствии с нормами даст более реальную картину деятельности сети АГНКС, что позволит точнее

определять возможные резервы снижения эксплуатационных расходов и планировать энергосберегающие мероприятия.

Одной из существенных статей эксплуатационных расходов на АГНКС является расход электроэнергии.

Сравнительный анализ статистической отчетности дочерних обществ ОАО «Газпром», эксплуатирующих АГНКС, показал, что на отдельных станциях при примерно равном объеме произведенного КПГ расход электроэнергии существенно различается, а на станциях с низкой загрузкой этот показатель неоправданно завышен.

Завышенные расходы электроэнергии могут быть по следующим причинам:

понижение входного давления, что значительно влияет на энергоемкость производства КПГ;

энергетически не сбалансированы алгоритмы работы технологического оборудования, неоптимальны с точки зрения энергозатрат;

потери тепла в технологических помещениях из-за несоответствующей теплоизоляции.

Суммарное потребление электроэнергии на АГНКС характеризуется двумя параметрами: удельным расходом электроэнергии на технологические нужды (непосредственно на компримирование газа) и расходом электроэнергии на вспомогательные нужды станции. Эти параметры в полной мере характеризуют энергетическую эффективность АГНКС.

Одним из эксплуатационных показателей, характеризующих работу компрессорных установок АГНКС, является расход масла.

Проведенный анализ статистической отчетности дочерних обществ ОАО «Газпром», эксплуатирующих АГНКС, показал, что в отрасли на сегодняшний день практически отсутствуют единые нормы расхода масел для различных типов компрессоров, эксплуатирующихся на АГНКС.

Указанные заводами (фирмами-изготовителями) в технических условиях и инструкциях по эксплуатации

ориентировочные нормы не всегда выдерживаются, а зарубежные марки масел повсеместно заменены на отечественные, что, как правило, требует пересмотра ранее предусмотренных норм.

На многих действующих АГНКС проведена модернизация поршневой группы компрессоров, бронзовые и чугунные маслосъемные и компрессионные кольца заменены кольцами, изготовленными из полимерно-графитовых материалов (капролона, флубона, графитофто-ропласта), различных модификаций и технологий производства. В одних условиях, в зависимости от применяемого материала, удельный расход масла на смазку цилиндров и сальников был уменьшен, в других (если кольца изготовлены из самосмазывающихся антифрикционных материалов) - смазка цилиндров вообще не производится.

Создание компрессоров без смазки цилиндропоршневой группы (ЦПГ) и сальников штоков обычно представляется, как достижение. Однако применительно к производству КПГ ситуация не так однозначна.

Компрессоры без смазки характеризуются, по меньшей мере, следующими недостатками:

более высокой сложностью конструкции и соответственно стоимостью;

повышенным удельным расходом энергии на сжатие;

меньшим, чем со смазкой, сроком службы ЦПГ;

более высокой стоимостью запасных или ремонтных комплектов для ЦПГ и сальников штоков;

меньшей средней скоростью поршня и, как следствие, невысокой частотой вращения коленчатого вала двигателя.

К преимуществам компрессоров без смазки относятся:

отсутствие расхода масла в ЦПГ;

отсутствие насоса-лубрикатора;

увеличение срока службы адсорбента в блоках осушки, установленных на нагнетании (отсутствует замасливание адсорбента).

<т

Транспорт на КПГ

Примером служат испытания компрессоров без смазки в составе АГНКС-125/250 (производства завода «Киров-Энергомаш») в г. Касимов Рязанской области, которые выявили увеличение суммарного удельного расхода электроэнергии на производство КПГ, как минимум, на 20%.

Модернизация поршневой группы компрессоров подтверждает необходимость дифференциации норм расхода масел для соответствующих типов компрессоров на АГНКС различной производительности.

Все это, с учетом применения для отдельных типов компрессоров различных марок масел для смазки механизма движения и цилиндропор-шневой группы, убеждает в целесообразности строгого разделения норм расхода масел даже применительно к одному типу компрессора - норма для смазки механизма движения и отдельно норма для цилиндров и сальников.

На практике в настоящее время чаще всего оперируют суммарным расходом масла (даже в случае применения различных марок масел) на компрессорную установку, что не дает реальной картины использования масла по назначению, а в отдельных случаях при расчете приводит к завышению потребности масла.

Таким образом, с учетом анализа статистической отчетности дочерних обществ ОАО «Газпром», эксплуатирующих АГНКС, был выполнен расчет индивидуальных технических норм эксплуатационного расхода смазочных масел для стационарных компрессорных установок различных модификаций как отечественного, так и зарубежного производства.

Одной из задач на пути совершенствования эксплуатации АГНКС является сокращение расхода на технологические потери и собственные нужды. Точное определение расхода газа на технологические операции, по-видимому, невозможно как из-за сложности сопутствующих выполнению операций термодинамических процессов (критическое течение, сжимаемость, течение через микронеплотности и др.), так и из-за

неопределенности технологических параметров, таких как, например, периодичность и продолжительность продувки аппаратов, давление в аппаратах, производительность компрессоров и др.

Для практики представляет интерес выявление наиболее крупных источников потерь и нормирование величины этих потерь.

Структура расхода газа на технологические нужды на АГНКС представлена на рисунке ниже.

Анализ характера операций, связанных с безвозвратными потерями газа, позволяет выделить ряд характерных операций, «зависимых» и «не-

зависимых» от производительности АГНКС.

К безвозвратным потерям относятся:

периодическая продувка газосепаратора, конденсатосборников, аккумуляторов газа, влагомаслоотде-лителей блока осушки;

потери газа при заправке автомобилей (сброс газа «на свечу» из заправочных шлангов) и в виде утечек через сальниковые уплотнения компрессора как на работающем, так и на резервном компрессоре;

сброс газа из участков газопроводов, аппаратов и устройств перед проведением ревизий и ремонтов;

ПОТЕРИ ГАЗА НА АГНКС

Потери, зависимые от производительности Потери, независимые от производительности

Потери на продувку аппаратов Утечки через сальники штоков компрессоров при простое

Сброс газа из шлангов газозаправочных колонок Утечки через неплотности в трубопроводах и арматуре

Утечки через сальники штоков компрессоров при работе

Сброс газа из аппаратов при ревизиях и осмотрах через регламентное количество часов

Сброс газа из аппаратов, регламентированный в зависимости от наработки компрессоров Сброс газа из аппаратов и аккумуляторов при переосвидетельствовании по правилам Ростехнадзора

Сброс газа из аппаратов блока осушки Расход газа на отопление помещений

Сумма «зависимых» потерь Сумма «независимых» потерь

Расход газа на технологические нужды АГНКС

Структура расхода газа на технологические нужды АГНКС

Таблица

Расчетная тепловая мощность для обогрева АГНКС

Тип АГНКС Максимальная тепловая мощность для различных климатических зон, кДж/ч

южная зона, 134 дня

АГНКС-500 («Борец») 330374 391044 407910

АГНКС-500 (Германия) 343940 407102 424750

АГНКС-250 (МНПО им. Фрунзе, г. Сумы); АГНКС-250 (Германия) 94442 111784 116633

АГНКС-125 60099 71136 74220

АГНКС-75 10044 11889 12407

АГНКС-50,40 3690 4370 4559

предпусковая продувка газопроводов, аппаратов и устройств после проведения плановых ревизий и ремонтов;

сброс газа из установки осушки при отключении блока осушки газа;

потери газа при остановке компрессоров.

Кроме перечисленных потерь, следует учитывать утечки через затворы арматуры, в том числе предохранительных клапанов, а также через неплотности в разъемных соединениях трубопроводов и аппаратов.

Количество газа для отопления АГНКС пропорционально объему помещений станций. Необходимая для обогрева АГНКС максимальная тепловая мощность рассчитывается с учетом продолжительности отопительного периода для различных климатических зон (см. таблицу). Для расчета выделены три климатические зоны, характеризующиеся различной продолжительностью отопительного периода:

южная зона - 134 дня (4,5 мес.);

средняя зона - 205 дней (6,8 мес.);

северная зона - 281 день (9,4 мес.).

Оценка расхода газа на отопление АГНКС показала, что газовое отопление станций при малых загрузках резко изменяет величину расхода газа на собственные нужды. При загрузке на уровне 2% на АГНКС-500 расход газа на отопление в холодные месяцы может составить около 65% от производительности, а на АГНКС-250 - до 60%. При загрузке на уровне 5% на АГНКС-500 и АГНКС-250 соответственно 26 и

29%. При загрузке на уровне 10% (100 тыс. нм3/мес. для АГНКС-500 и 50 тыс. нм3/мес. для АГНКС-250) на АГНКС-500 и АГНКС-250 соответственно 13 и 12%. Только при производительности выше 200-300 тыс. нм3/мес. расход газа на отопление находится на уровне 4-6% от производительности. Поэтому при нормировании расход газа на цели отопления должен учитываться отдельной статьей.

По результатам оценки величины технологических потерь газа на АГНКС сделаны следующие выводы:

1. Суммарные потери на продувку аппаратов (40-55% от общих) и потери на утечку (35-50% от общих) приблизительно одинаковы по величине и вносят основной вклад в общую величину потерь.

2. Среди потерь на продувку наиболее велика доля потерь на продувку шлангов газозаправочных колонок, составляющая 30-40% от потерь на продувку и 17-20% от общих технологических потерь.

3. 85-90% потерь на утечки представляют собой утечки через сальники штоков компрессоров. В общих технологических потерях их доля составляет 30-50%.

4. Потери газа при регламентных операциях контроля и ремонта оборудования составляют 6-13% от общих технологических потерь.

5. Расчетный расход газа на технологические потери составляет 0,650,78% от паспортной производительности АГНКС, а расход газа с учетом газового обогрева 1,19-0,92% от паспортной производительности.

Для обеспечения безаварийной эксплуатации СКУ на АГНКС предусмотрена система охлаждения, включающая насосы, воздушные холодильники, емкости, работающие в замкнутом контуре охлаждения.

Межступенчатое и конечное охлаждение газа на компрессорных установках, а также охлаждение газа регенерации производится антифризом в системе замкнутого цикла. Для охлаждения на АГНКС может быть применен антифриз следующего состава: раствор - 65% диэтиленгликоля + вода; раствор - 45% этиленгликоля + вода; раствор - вода + гликоль; антифриз марки 40, а также тосол марки А-40М и др. Срок отработки охлаждающей жидкости составляет три года.

Для обеспечения качества газа, как моторного топлива для автотранспорта, по ГОСТ 27577-2000 он подлежит осушке до 0,009 г/м3. В целях обеспечения требований ГОСТа по влаге и с учетом режима эксплуатации АГНКС для осушки с переменной подачей газа был выбран адсорбционный процесс. В стандарте представлены нормы расхода охлаждающей жидкости и адсорбента и методика их расчета с учетом загрузки АГНКС.

В процессе апробации СТО Газпром на АГНКС дочерних обществ ОАО «Газпром» возникла необходимость корректировки методики расчета расхода газа на собственные нужды и технологические потери. В связи с этим в настоящее время проводится процедура внесения изменений в СТО Газпром «Нормы эксплуатационных расходов на производство КПГ».