Способ работы компрессорной станции магистральных газопроводов
OPERATION METHOD OF A COMPRESSOR STATION OF MAIN GAS PIPELINES

Изобретение относится к энергетике, а именно к энергообеспечению крупных газотранспортных систем (ГТС) в части привода компрессорных установок, и может быть использовано для выравнивания графиков электрических нагрузок, и, прежде всего, для увеличения базовой части графиков нагрузки атомных электрических станций (АЭС).
Известен способ работы газокомпрессорной станции (статья УДК 621.314 И.И. Артюхов, Д.И Бочкарев, А.А. Тримбач / Повышение эффективности газоперекачивающего агрегата, оснащенного генератором собственных нужд. / Проблемы энерго- и ресурсосбережения. Сборник научных трудов, СГТУ, Саратов, 2014), который заключается в присоединении со стороны газового компрессора электрического генератора собственных нужд, вал которого можно соединять с валом отбора мощности газоперекачивающего агрегата (ГПА) без редуктора. Генератор собственных нужд ГПА представляет собой синхронную машину, в которой скорость вращения магнитного поля в ее рабочем зазоре равна скорости вращения ротора. Скорость вращения вала поддерживается постоянной. Недостатком данного способа является понижение надежности работы генератора в следствие безредукторного подключения.
Известен способ получения пиковой электроэнергии (RU 383859), содержащий электрогенератор, воздушную турбину, компрессор, аккумуляторы тепла, холода и выдачи тепла, наземное водохранилище, подземный резервуар, воздуховод, уравнительную шахту, теплообменники, где аккумулируют тепло, выделяемое при сжатии воздуха в воздушной турбине в момент выработки электрической энергии электрогенератором, подключенным к воздушным турбинам и компрессору в период провала электрических нагрузок, для нагревания сжатого воздуха перед подачей в турбину в период пиковых нагрузок.
Недостатками этого способа являются высокие затрат на строительство подземных резервуаров сжатого воздуха и воды, оснащение компрессорной станции дополнительным технологическим оборудованием, что увеличивает срок окупаемости.
Известна также полезная модель «Система энергосбережения энергоресурсов магистральных нефте/газопроводов на компрессорных станциях» (RU 95788), содержащая камеру сгорания с отводным каналом, турбину с теплоотводящим каналом, соединенную приводным валом с компрессорным агрегатом, а теплоотводящим каналом с паросиловой установкой, котел утилизатор и связанную с ним паропроводом паровую турбину, соединенную своим валом с приводным валом компрессорного агрегата через управляемую сцепную муфту, тахогенераторами, установленными на валу паровой турбины и приводном валу компрессорного агрегата, заключающийся в подключении дополнительной приводной мощности паровой турбины к компрессорному агрегату в момент выравнивания оборотов приводного вала турбины нефте/газотурбинной установки и вала паровой турбины. И минимизации потерь энергии в моменты изменения режимов работы компрессорной станции.
Недостатками этого способа являются высокие затраты на паросиловую установку, значительное увеличение промплощадки.
Известен способ работы компрессорной станции магистральных газопроводов с электроприводными газоперекачивающими агрегатами (патент №2272937 от 27.03.2006), заключающийся в выработке электроэнергии компрессорной станции с электроприводными газоперекачивающими агрегатами. При изменении расхода газа через магистральный газопровод производят частотное регулирование нагрузки электродвигателей газоперекачивающих агрегатов, при этом электропитание последних производят частично или полностью от электрогенераторов дополнительных энергетических газотурбинных установок. При пуске неработающих газоперекачивающих агрегатов, а также при изменении расхода газа через магистральный газопровод производят частотное регулирование электродвигателей газоперекачивающих агрегатов путем изменения оборотов электрогенераторов дополнительных энергетических газотурбинных установок, в камеры сгорания которых подают топливный газ из магистрального газопровода. При значительном уменьшении расхода газа через магистральный газопровод останавливают электродвигатели части газоперекачивающих агрегатов, избыточную электрическую энергию, вырабатываемую электрогенераторами работающих дополнительных энергетических газотурбинных установок, подают во внешнюю высоковольтную электрическую сеть.
Недостатком этого способа является невозможность работы газоперекачивающего агрегата от газотурбинного привода при отказе электропривода, что снижает надежность оборудования КС МГ.
Наиболее близким аналогом к заявляемому решению является способ работы компрессорной станции магистрального газопровода (SU 1539396), включающий сжатие газа в параллельно подключенных компрессорах с газотурбинным приводом и электроприводом и подачу его в газопровод, где с целью повышения экономичности работы станции путем бесступенчатого регулирования ее производительности, изменение производительности станции в пределах производительности одного компрессора с электроприводом осуществляют изменением частоты вращения компрессоров с газотурбинным приводом при их числе производительности, а изменение диапазона регулирования осуществляют включением или отключением одного из компрессоров с электроприводом.
Недостатками этого способа являются повышенные затраты на электроэнергию при позонной тарификации, повышенное использование электроэнергии в пиковые периоды времени графиков электрических нагрузок объединенной энергосистемы.
Многие компрессорные станции газотранспортной системы Российской Федерации находятся вблизи линий электропередачи уже или могут быть переведены на электропривод. Однако у того и другого типов приводов имеются недостатки. К недостаткам газотурбинного привода относятся:
- низкий КПД равный 20-22%;
- экологическое загрязнение окружающей среды оксидами азота и углекислым газом;
- зависимость мощности и КПД двигателя от температуры наружного воздуха.
Электроприводные газоперекачивающие агрегаты имеют ряд других недостатков:
- высокие цены на электроэнергию;
- использование нерегулируемых по частоте вращения электродвигателей.
Частично избежать их можно используя комбинированный привод компрессора (газотурбинный и электрический).
Задачей предлагаемого технического решения является снижение потребления энергоресурсов - электроэнергии из внешней электрической сети при повышении надежности энергоснабжения и ресурса газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции.
Поставленная задача решается тем, что в способе работы компрессорной станции магистральных газопроводов, газоперекачивающие агрегаты которой оснащены комбинированным типом привода - электроприводным и газотурбинным, при падении электрической нагрузки общей энергосистемы для газоперекачивающих агрегатов в качестве привода используют обратимый двигатель-генератор, оснащенный преобразователем частоты для работы в режиме двигателя и генератором - для работы в режиме выработки электроэнергии, соединенного с газовым компрессором через автоматическую центробежную расцепную муфту с силовым валом и валом компрессорного агрегата; при значительном увеличении электрической нагрузки объединенной энергосистемы используют газотурбинный привод, образующиеся отработанные газы направляют через газоход в котел-утилизатор для дальнейшей утилизации с целью получения тепловой энергии, при этом останов газотурбинного привода и пуск обратимого двигателя-генератора осуществляют синхронизировано.
Технический результат состоит в разработке способа работы компрессорных станций магистральных газопроводов с целью экономии энергоресурсов - природного газа, затрачиваемого на собственные нужды компрессорной станции как ценного экспортного ресурса; выравнивании графиков электрических нагрузок и снижении себестоимости электроэнергии прилежащей энергосистемы, в том числе и АЭС.
Заявляемый способ работы, когда электроэнергия на нужды основного оборудования компрессорной станции, в периоды падения графиков электрической нагрузки объединенной энергосистемы потребляется от АЭС, позволяет повысить загрузку атомных электрических станций в непиковые периоды времени, например в ночное время суток, выходные и праздничные дни, что влечет за собой снижение затрат на выработку электрической энергии и повышение коэффициента использования установленной мощности АЭС. Также повышается энергонезависимость объекта транспорта газа (компрессорной станции) от неблагоприятных воздействий, возникающих в системе энергоснабжения.
Оснащение обратимого двигателя- генератора преобразователем частоты позволяет получить ряд преимуществ:
- возможна работа ГПА с регулируемой производительностью для оптимизации режима транспорта газа, благодаря чему снижается расход электроэнергии;
- возможна передача избытка электроэнергии, вырабатываемой обратимым двигателем-генератором, другим электроприемникам компрессорного цеха (компрессорной станции), что снижает затраты на покупку и передачу электроэнергии.
Заявляемый способ может быть реализован для следующих типов компрессорных станций:
- головных компрессорных станции,
- линейных компрессорных станций магистральных газопроводов,
- компрессорных станций подземных газовых хранилищ,
- дожимных компрессорных станций.
Предлагаемое изобретение позволит обеспечить выработку электроэнергии при работе газотурбинного привода в пиковые периоды потребления электроэнергии на нужды компрессорной станции и прилежащей инфраструктуры, и экономию газа при работе электропривода, а так же повысить надежность основного оборудования компрессорной станции при внедрении второго привода.
Изобретение поясняется чертежами, представленными на Фиг. 1 - блок-схема газоперекачивающего агрегата и на Фиг. 2 - принципиальная схема работы газоперекачивающего агрегата, оснащенного комбинированным типом привода- газотурбинным и электроприводом.
Блок-схема на Фиг. 1 состоит из трех блоков: блока газотурбинного привода, блока газового компрессора, блока обратимого двигателя-генератора.
Принципиальная схема работы газоперекачивающего агрегата, оснащенного комбинированным типом привода-газотурбинным и электрическим на Фиг. 2 выполнена в виде геометрических фигур в качестве обозначения элементов, связанных функциональными линиями.
Позициями на чертеже обозначены:
1 - воздушный компрессор;
2 - камера сгорания;
3 - газовая турбина;
4 - газовый компрессор;
5 - обратимый двигатель-генератор;
6 - угловой редуктор;
7 - автоматические центробежные расцепные муфты;
8 - вал газовой турбины;
9 - котел-утилизатор;
10 - газоход;
11 - силовой вал;
12 - вал газового компрессора.
Блок газотурбинного привода включает в себя воздушный компрессор 1, соединенный валом газовой турбины 8 с камерой сгорания 2 и газовой турбиной 3, на выходе которой установлен газоход 10, соединяющий газовую турбину 3 с котлом-утилизатором 9. С помощью силового вала 11 блок газотурбинной установки соединен автоматическими центробежными расцепными муфтами 7 с газовым компрессором 4.
Блок обратимого двигателя-генератора включает в себя обратимый двигатель- генератор 5, оснащенный преобразователем частоты для работы в режиме двигателя и генератором - для работы в режиме выработки электроэнергии. Обратимый двигатель-генератор 5 соединен через автоматические центробежные расцепные муфты 7 силовым валом 12 и валом газового компрессора 12 с газовым компрессором 4 для работы в режиме электропривода. С блоком газотурбинной установки обратимый двигатель-генератор 5 соединяется через автоматические центробежные расцепные муфты 7 валом газовой турбины 8 и силовым валом 11 через угловой редуктор 6 для работы в режиме генератора.
Блок газового компрессора включает в себя газовый компрессор 4, соединенный с помощью вала газовой турбины 8 с блоком газотурбинного привода с одной стороны и соединенный с помощью вала газового компрессора 12 с блоком обратимого двигателя-генератора с другой.
Предлагаемый способ работы позволяет осуществлять дальнейшую работу в нескольких режимах.
1. Режим работы компрессорной станции при энергоснабжении газового компрессора от газотурбинной установки.
Воздух поступает на вход воздушного компрессора 1, который представляет собой роторную турбомашину с проточной частью, состоящей из вращающихся и неподвижных решеток. В воздушном компрессоре 1 нагнетаемый воздух сжимается в процессе действия силы инерции, которая возникает в процессе наличия вращательного движения, совершаемого лопатками колеса. Поток сжатого воздуха подается в камеру сгорания 2. При этом поток воздуха, идущий из компрессора, разделяется на два потока. Первый поток направляется к горелочным устройствам, куда также подается топливо (природный газ). При сжигании топлива образуются продукты сгорания топлива высокой температуры. К ним подмешивается более холодный воздух второго потока с тем, чтобы получить рабочие газы с допустимой для деталей газовой турбины 3 температурой.
Полученный в результате химической реакции высокоэнергетический тепловой поток преобразуется в механическую работу за счет вращения струями рабочей газовоздушной смеси лопаток газовой турбины 3. Часть полученной энергии расходуется на привод воздушного компрессора 1. Остальная часть полученной энергии используется для привода газового компрессора 4. Отработанные газы направляются через газоход 10 в котел-утилизатор 9, установленный на выходе газовой турбины 3 для дальнейшей утилизации с целью получения тепловой энергии. Останов газотурбинной установки и пуск обратимого двигателя-генератора 5 осуществляется синхронизированно.
2. Режим работы компрессорной станции при энергоснабжении газового компрессора от обратимого двигателя-генератора, работающего в режиме электропривода газового компрессора.
При работе газового компрессора в часы провала графиков электрической нагрузки общей энергосистемы с целью их выравнивания и экономии газа, как ценного экспортного ресурса, целесообразно привод газового компрессора осуществлять с помощью обратимого двигателя-генератора 5. Это особенно выгодно при многозонных тарифах, когда в ночные часы стоимость электроэнергии существенно ниже, чем в дневные часы.
Двигатель-генератор 5 в режиме электропривода газоперекачивающего агрегата работает следующим образом.
Синхронный двигатель - генератор 5 состоит из ротора с полюсами, несущими обмотку возбуждения, и статора с трехфазной обмоткой. Ток возбуждения подводится к полюсам ротора через щитки и контактные кольца от внешнего источника постоянного тока. Магнитная связь между ротором и полем статора служит синхронизирующей силой. Ротор синхронного двигателя имеет кроме полюсов, еще коротко замкнутую асинхронную обмотку, с помощью которой осуществляется пуск двигателя. Возбуждение полюсов ротора включается после того, как ротор разовьет полную асинхронную частоту вращения. Синхронные двигатели работают с коэффициентом мощности, равным единице. В соответствии с принципом обратимости электрических машин синхронная машина может работать не только в режиме двигателя, но и в режиме генератора. Для того, чтобы перевести обратимый двигатель-генератор 5 в генераторный режим, надо увеличить вращающий момент со стороны первичного двигателя.
Принцип обратимости электрических машин заключается в следующем: если в обмотку якоря генератора подать ток от постороннего источника, то генератор будет работать в качестве двигателя, так как при этом электромагнитный момент машины будет оказывать не тормозящее действие, а вращающее.
Объектом управления для обратимого двигателя-генератора 5 является газовый компрессор 4, на вход которого подводится газ. Повышение давления (компримирование) газа происходит за счет политропной работы сжатия компрессоров ГПА. Газовый компрессор, вращаемый обратимым двигателем-генератором 5, создает требуемое давление газа на выходе компрессорной станции.
3. Режим работы компрессорной станции при выработке электроэнергии с помощью газотурбинной установки и двигателя-генератора, работающего в режиме генератора.
В нерабочие часы одного или нескольких газовых компрессоров 5 из установленных на компрессорной станции, выработка электроэнергии может осуществляться блоками газотурбинной установки и обратимого двигателя-генератора. При этом обратимый двигатель-генератор 5, соединенный при помощи автоматической центробежной расцепной муфты 7 с валом газовой турбины 8 и силовым валом 12 через угловой редуктор 9, способен вырабатывать электроэнергию на нужды компрессорной станции или близлежащего поселка (и в отдельных случаях отдавать электрическую энергию в сеть).
Вал газовой турбины 8, силовой вал 11 и вал газового компрессора 12 соединяются друг с другом при помощи автоматических центробежных расцепных муфт 7, допускающих осевую подвижность, благодаря чему уменьшается осевое смещение при температурных деформациях. Угловой редуктор 6 позволяет повысить надежность и эффективность работы обратимого двигателя-генератора 5 за счет снижения угловых скоростей.
Известно, что в период снижения нагрузки газотурбинной установки существенно снижаются показатели их экономичности. Возможна частичная компенсация этого недостатка в летний период, когда (пока в большинстве российских энергосистем) наблюдается некоторый сезонный провал потребительской нагрузки, т.н. «ремонтная полка».
Предлагаемый способ работы компрессорной станции магистральных газопроводов с использованием комбинированного привода (газотурбинного и электрического) имеет преимущества как перед известными аналогами, так и перед прототипом и обеспечивает энергопитание основного оборудования компрессорных станций как от газотурбинного привода, так и от электродвигателя. Привод газового компрессора в часы провала нагрузки осуществляется от электропривода. Электроэнергия при этом потребляется из сети. В часы пиковой нагрузки (рабочие дни в осенне-зимний период особенно) при высоких тарифах на электроэнергию работает газотурбинный привод. Так же, когда нет необходимости в работе компрессора, возможна работа по схеме ГТУ-компрессор с целью выработки электроэнергии. Также в рассматриваемой схеме предусмотрен котел - утилизатор для утилизации теплоты уходящих газов.
Эффект от внедрения предлагаемого изобретения заключается:
1) в повышении коэффициента использования установленной мощности АЭС (действующих);
2) в росте той доли АЭС, которая может быть введена в европейской части России по условиям базовой части графиков нагрузки;
3) в частичном вытеснении газа из систем газотранспортной системы (ГТС), как ценного экспортного ресурса.
4) в повышении надежности ГТС.
5) В повышении надежности электроснабжения компрессорных станций и прилежащей инфраструктуры.