Концепция применения электропривода на объектах транспорта газа

        КОНЦЕПЦИЯ ПРИМЕНЕНИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДА НА ОБЪЕКТАХ ТРАНСПОРТА ГАЗА


Монография

Под общей редакцией доктора технических наук О. В. Крюкова и доктора технических наук И. В. Гуляева





















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2023

УДК 621.3
ББК 31.2
     К65

Авторы:
Крюков О. В., Гуляев И. В., Жеребцов А. Л., Сычев М. Н., Сычев Н. И.

Рецензенты:
доктор технических наук, профессор, заслуженный деятель науки РФ, профессор кафедры электрооборудования, электропривода и автоматики
НГТУ им. Р. Е. Алексеева В. Г. Титов;
доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой электропривода Липецкого государственного технического университета В. Н. Мещеряков

К65       Концепция применения электропривода на объектах транспор-
     та газа : монография / [Крюков О. В. и др.] ; под общ. ред. д-ра техн. наук О. В. Крюкова и д-ра техн. наук И. В. Гуляева. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2023. - 288 с. : ил., табл.
           ISBN 978-5-9729-1209-4

      Представлена концепция применения современного автоматизированного электропривода в основных технологических установках на линейных компрессорных станциях магистрального транспорта природного газа - газоперекачивающих агрегатах, вентиляторах аппаратов воздушного охлаждения газа и масла, а также для различных насосных установок собственных нужд. Систематизированы инновационные возможности электрического привода по реализации задач повышения энергоэффективности, безопасности и экологичности газотранспортных систем. Приведены примеры алгоритмов и схемных решений по проектированию и комплексной автоматизации компрессорных станций.
      Для специалистов электротехнических, электроэнергетических и электромеханических направлений, занятых в проектировании, модернизации и эксплуатации современного оборудования нефтегазопроводов.

УДК 621.3
ББК 31.2







ISBN 978-5-9729-1209-4

     © Издательство «Инфра-Инженерия», 2023
© Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2023

СОДЕРЖАНИЕ

Список принятых сокращений.........................................6
Введение.......................................................... 8
Глава 1. Актуальность проблемы....................................10
Глава 2. Современное состояние парка электроприводных ГПА.........16
2.1. Состав парка ЭГПА............................................16
   2.1.1. Распределение ЭГПА по моделям...........................16
   2.1.2.    Распределение ЭГПА по КС добычи, транспорта и ПХГ ПАО «Газпром»...............................................17
   2.1.3.    Распределение ЭГПА в диапазонах наработки с начала эксплуатации......................................................24
   2.1.4. Распределение ЭГПА по срокам службы.....................24
   2.1.5. Распределение ЦБН по моделям............................31
   2.1.6. Распределение приводных двигателей по моделям...........31
2.2. Распределение ЭГПА по времени эксплуатации...................33
   2.2.1.    Распределение относительного времени нахождения ЭГПА в работе  33
   2.2.2.    Распределение относительного времени нахождения ЭГПА в резерве...........................................................36
   2.2.3.  Распределение относительного времени нахождения ЭГПА в ремонте ... 36
   2.2.4.    Распределение относительного времени нахождения парка ЭГПА в вынужденном простое...............................................41
2.3. Показатели надежности парка ЭГПА...............................44
   2.3.1. Средняя наработка на отказ парка ЭГПА...................44
   2.3.2. Средняя наработка на отказ парка ЭГПА по газотранспортным и
газодобывающим обществам и обществам подземного хранения газа.......49
   2.3.3. Классификация проявившихся отказов парка ЭГПА...........49
2.4. Применение регулируемых гидродинамических муфт «Фойт Турбо» в составе регулируемого привода ЭГПА..............................53
2.5. Динамика изменения коэффициента технического использования Кти.56
2.6. Динамика изменения коэффициента готовности Кг парка ЭГПА.......61
2.7. Динамика изменения коэффициента оперативной готовности Ког парка ЭГПА....................................................61
2.8. Прогнозирование наработки парка ЭГПА.........................68
2.9. Выводы и рекомендации........................................76
Глава 3. Состояние нормативно-технической базы применения электропривода для ГПА в ГТС......................................78
Глава 4. Новая техника и технологии электропривода для ГПА. Состав основного оборудования, рекомендуемого к применению при реконструкции, модернизации и новом строительстве КС с ЭГПА.......80
4.1. Устройства плавного и безопасного пуска приводных электродвигателей ЭГПА................................................................80
   4.1.1.    Сопоставление технических характеристик высоковольтных МП для ЭГПА............................................................80

3

   4.1.2.   Основные параметры и конструктивы применения МП ЭГПА...91
   4.1.3.   Технико-экономические аспекты применения МП............94
4.2. Средства регулирования технологических параметров ЭГПА........96
   4.2.1.    Актуальность и сравнительный анализ способов регулирования производительности ЭГПА............................................96
   4.2.2.   Оценка потребности в высоковольтных ЧРП...............105
   4.2.3.   Основные схемные решения и примеры реализации ЧРП......107
   4.2.4.   Технико-экономические аспекты применения ЧРП..........112
4.3. Системы автоматического регулирования возбуждения синхронных электродвигателей.................................................123
   4.3.1. Актуальность модернизации систем возбуждения СД ЭГПА.....123
   4.3.2.    Направления и технические средства модернизации систем возбуждения СД....................................................124
   4.3.3.    Законы регулирования тока возбуждения для обеспечения устойчивости СД...................................................126
   4.3.4. Цифровые тиристорные возбудители нового поколения.......132
4.4. Реализация безмасляных технологий ЭГПА на основе электромагнитного
подвеса ротора и валов агрегатов..................................137
   4.4.1. Особенности использования ЭМП для турбоагрегатов и ЭГПА..137
   4.4.2. Современное состояние развития и внедрения ЭМП..........139
   4.4.3. Особенности применения ЭМП в газокомпрессорах...........141
   4.4.4. Оценка эффективности применения ЭМП в ЭГПА КС...........143
4.5. Организация встроенных систем мониторинга и прогнозирования
технического состояния ЭГПА и ТОиР по фактическому состоянию.......145
   4.5.1. Современные методы диагностики технического состояния ЭГПА .... 145
   4.5.2.    Анализ отраслевой нормативной документации по мониторингу ЭГПА      152
   4.5.3. Статистический анализ повреждаемости СД ЭГПА............155
   4.5.4. Техническая реализация ВСМП на СД ЭГПА..................166
4.6. Оптимизация выходных технологических параметров газа и согласование
механических характеристик МГ, ЦБН и СД...........................175
   4.6.1. Актуализация проблемы согласования характеристик системы
«трубопровод - ЦБН - электропривод»...............................175
   4.6.2.    Технические характеристики современных ЦБН и их влияние на привод.........................................................176
   4.6.3. Результаты натурных испытаний ЦБН со сменными проточными
частями на электроприводных КС....................................181
   4.6.4. Перспективные направления совершенствования ЦБН ЭГПА.....185
4.7. Координация работы группы ЭГПА на одну магистраль............185
   4.7.1. Особенности групповой работы ЭГПА в статических и динамических
режимах...........................................................185
   4.7.2. Принципы управления группой ЭГПА........................188
4.8. Согласование технологических параметров агрегатов в рамках КЦ.191

4

4.8.1.   Системный анализ взаимодействия оборудования КЦ как сложной технической системы.............................................191
   4.8.2.    Анализ функциональных возможностей АВО газа для повышения эффективности ЭГПА..............................................196
   4.8.3.   Локальные задачи совершенствования АВО газа в рамках модернизации электроприводных КЦ..................................202
   4.8.4.   Системный экономический подход к процессу охлаждения природного газа при его компримировании...........................206
4.9. Оптимизация и согласование технологических параметров ЛПУ
по энергопотреблению соседних КЦ..................................208
4.9.1.   Критерии оптимизации режимов и термодинамических параметров газа в рамках ЛПУ.................................................208
   4.9.2.   Синтез структуры линейных участков и агрегатов компрессорных станций МГ......................................................209
   4.9.3.   Исследование оптимизированных систем ЛПУ............217
   4.9.4.   Практическая оценка экономического эффекта оптимизации
режимов работы МГ...............................................223
4.10. Повышение надежности электроснабжения с использованием новых средств силовой и микропроцессорной техники.......................225
   4.10.1.    Современное состояние систем электроснабжения электроприводных КС...............................................225
   4.10.2.  Статистические данные по аварийности систем электроснабжения ... 231
   4.10.3.   Анализ надежности систем электроснабжения и энергооборудования..............................................234
   4.10.4.    Инновационные решения при модернизации систем электроснабжения ЭГПА.............................................239
4.11. Возможности значительного снижения экологических нагрузок на окружающую среду.............................................241
   4.11.1.   Актуальность задач охраны окружающей среды при транспорте газа.............................................241
   4.11.2.  Тарифные возможности использования электроэнергии АЭС.245
   4.11.3.   Конкурентоспособность возобновляемых источников энергии в газовой промышленности........................................248
   4.11.4.  Перспективы применения ЭГПА в Красноярском крае.....255
4.12. Реализация малолюдных технологий в электроприводных КС....257
   4.12.1.   Современные принципы и основные положения по организации малолюдных технологий...........................................257
   4.12.2.  Реализация основных принципов МТ на базе ЭГПА.......259
Глава 5. Информационная программа ЭГПА с БД для ПАО «Газпром» 263
5.1. Общее описание системы ИПЭ ЭГПА с БД.......................263
5.2. Структура и принципы функционирования программы............264
5.3. Общая структура системы ИПЭ................................266
Заключение......................................................268
Список литературы...............................................271

5

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ


АВО - аппарат воздушного охлаждения газа
АВР - автоматический ввод резерва
АД - асинхронный двигатель
АРВ - автоматический регулятор возбуждения
АСКУЭ - автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии
АСУТП - автоматизированная система управления технологическим процессом
АЭС - атомная электростанция
ВЛ - воздушная линия электропередачи
ВЭУ - ветроэнергетическая установка
ГДМ - гидродинамическая муфта
ГИС - газоизмерительная станция
ГПА - газоперекачивающий агрегат
ГПД - Газпром добыча
ГПТГ - Газпром трансгаз
ГТС - газотранспортная система
ГТУ - газотурбинная установка
ДУ - дистанционное управление
ЗРУ - закрытое распределительное устройство
ЗЦВ и РЦВ - замкнутый и разомкнутый циклы вентиляции
ЕСГ - Единая система газоснабжения России
КПТМ - контролируемый пункт телемеханики
КРУ - комплектное распределительное устройство
КС и КЦ - компрессорная станция и компрессорный цех
КТП - комплектная трансформаторная подстанция
ЛПУ - линейный производственный участок
ЛЭП - линии электропередач
МГ - магистральный газопровод
МП - мягкий пускатель
НВИЭ - нетрадиционные возобновляемые источники энергии
НВЩ - низковольтный щит
ОЗЗ - однофазное замыкание на землю
ОСОДУ - Отраслевая система оперативно-диспетчерского управления
ПВСД - приводной высоковольтный синхронный электродвигатель
ПНР - пуско-наладочные работы
ППР - планово-предупредительный ремонт
ПТЭ - правила технической эксплуатации
ПУ - пусковое устройство
ПХГ - подземное хранилище газа
ПЧ - преобразователь частоты
РЗиА - релейная защита и автоматика
РРС - радиорелейная станция
РУ - распределительное устройство

6

САРВ - системы автоматического регулирования возбуждения
САУ - система автоматического управления
СД - синхронный электродвигатель
СИД - системы интеллектуальных датчиков
СМР - строительно-монтажные работы
СН - собственные нужды
СПР - система принятия решений
СТН - собственные технологические нужды
СУСД - система управления и сбора данных
СЭС - система электроснабжения
ТОиР - техническое обслуживание и ремонт
ТП - технологический процесс
ТПО - трубопроводная обвязка
ТЭК - топливно-энергетический комплекс
УДЗ - установка дренажной защиты
УКВ - ультракороткие волны
УМП - устройство мягкого пуска
ЦБН - центробежный нагнетатель
ЦВУ - цифровое (микропроцессорное) возбудительное устройство
ЧДД - чистый дисконтированный доход
ЧРП - частотно-регулируемый электропривод
ЩПТ - щит постоянного тока
ЭГПА - электроприводной газоперекачивающий агрегат
ЭМП - электромагнитный подвес
ЭС - электроснабжение
ЭТТР - эквивалентная товаротранспортная работа
ЭХЗ - электрохимическая защита

7

ВВЕДЕНИЕ


     В соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2030 года одним из главных векторов развития топливно-энергетического комплекса являются инновации и энергоэффективность его развития [1-4]. К важнейшим стратегическим инициативам относятся развитие энергосбережения, надежности и экологичности в газовой отрасли при транспорте газа [5-8]. При этом одним из основных мероприятий является расширение использования электроприводных газоперекачивающих агрегатов (ЭГПА) как наиболее перспективных систем на объектах реконструкции и нового строительства ПАО «Газпром» [9-14].
     В настоящее время в состав Единой системы газоснабжения (ЕСГ) входят 215 линейных компрессорных станций (КС) с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов 42 тыс. МВт. На компрессорных станциях ПАО «Газпром» эксплуатируется 695 ЭГПА общей мощностью 5,74 тыс. МВт, что составляет около 14,5 % от общей установленной мощности ГПА [15-18].
     История применения электропривода на объектах газовой промышленности насчитывает около 70 лет. Первые электроприводные газоперекачивающие агрегаты 10 ГК были установлены в 1957 году на КС-9 «Щекинская» газопровода «Ставрополь - Москва» [19-21]. Положительный опыт эксплуатации привел к тому, что в конце 1960 года выходит Постановление Правительства о целесообразности широкого внедрения электроприводных газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях строящихся магистральных газопроводов.
     К концу 70-х годов парк ЭГПА уже насчитывает 200 электродвигателей общей мощностью 870 МВт. В основном это электроприводные газоперекачивающие агрегаты типа СТД-4000-2 единичной мощностью 4 МВт. В 1976 году на КС «Каракумская» впервые введены в эксплуатацию ЭГПА с электроприводом СТД-12500 [22-25].
     Применение ГПА с электроприводом наиболее интенсивно происходит в 80-е годы. В этот период установлено свыше 450 ЭГПА общей мощностью более 4500 МВт. В 1992 году на КС «Путятинская» и КС «Павелецкая» введены в эксплуатацию электроприводные ГПА единичной мощностью 25 МВт производства фирмы «Тесла», Чехия.
     Однако с этого времени до 2009 года электроприводные ГПА на объектах транспортировки газа не устанавливались. Сдерживающим фактором развития применения электропривода ГПА являлось [26-30]:
     •       значительное превышение цены электроэнергии над ценой природного газа (за энергетически эквивалентное количество энергии);
     •       снижение надежности энергосистемы ввиду материального и морального износа, ограничение пропускной способности электрических сетей;
     •       резкое снижение капитальных вложений в производство электроприводных ГПА, отсутствие инвестиций в разработку электропривода нового поколения;

8

     •       реформирование электроэнергетики и неопределенность в тарифной политике.
     В настоящее время электроприводные ГПА эксплуатируются на 15 предприятиях ПАО «Газпром», среди них 12 газотранспортных, использующих электропривод на компрессорных станциях магистральных газопроводов, 1 предприятие подземных хранилищ газа и 2 газодобывающих предприятия, использующих электропривод на дожимных компрессорных станциях. Более 90 % парка ЭГПА имеет срок службы свыше 15 лет, а отдельные агрегаты и КС находятся в эксплуатации свыше 40 лет.
     Учитывая вышеизложенное, одной из главных задач является повышение надежности КС с электроприводом, реконструкция или модернизация электроприводных ГПА с учетом внедрения современных технологий и новых технических решений [31-34].
     Несмотря на работу, которая ведется в ПАО «Газпром» в области применения ЭГПА, решений научно-технического совета ПАО «Газпром» по вопросам модернизации электропривода на существующих КС и применения ЭГПА на объектах нового строительства, до последнего времени интерес к применению электроприводных ГПА на объектах ПАО «Газпром» оставался низким. В последние годы благодаря либерализации рынка электроэнергии наблюдается относительная стабильность тарифов. Дальнейшее движение к конкурентному рынку будет ограничивать рост цен на электроэнергию для потребителей. За последние 5 лет рост тарифов на природный газ в среднем составил около 20 % в год. По мнению экспертов, этот рост продолжится и, по сути, будет ограничен только уровнем экспортных цен по контрактам ПАО «Газпром». Такое различие в динамике роста цен на природный газ и электроэнергию делает применение ЭГПА экономически выгодным [35-38].
     Начиная с 2000 г. ПАО «Газпром» приступило к осуществлению программы модернизации электроприводных компрессорных станций, что позволяет электроприводным цехам, построенным в 70-80-х годах, проработать еще 15-20 лет [39-41].
     В настоящей монографии определены основные положения (концепция) по модернизации электроприводных ГПА на существующих объектах и даны рекомендации по применению ЭГПА на объектах нового строительства, что является основой для подготовки программы использования ЭГПА на объектах ПАО «Газпром».
     Коллектив авторов выражают искреннюю благодарность рецензентам -заслуженному деятелю науки РФ, профессору кафедры «Электрооборудование, электропривод и автоматика» НГТУ им. Р. Е. Алексеева, профессору, д. т. н. В. Г. Титову и заведующему кафедрой «Автоматизированный электропривод» ЛГТУ (г. Липецк), профессору, д. т. н. В. Н. Мещерякову за ценные замечания по редактированию структуры и текста монографии.

9

ГЛАВА 1. Актуальность проблемы

     В настоящее время Россия располагает значительными запасами энергетических ресурсов и уникальным мощным топливно-энергетическим комплексом, который является базой развития экономики страны и инструментом проведения самостоятельной национальной политики ведущего государства мира [42-45]. Роль страны на мировых энергетических рынках во многом определяет ее геополитическое влияние.
     Именно энергетический сектор экономики обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей отечественной промышленности, консолидацию субъектов Российской Федерации и определяет формирование основных финансовоэкономических показателей, влияющих на благосостояние граждан страны. Экспорт энергоносителей дает до 60 % валютных поступлений России, а вопрос энергосбережения - это вопрос и финансовой безопасности страны. Поэтому природные топливно-энергетические ресурсы, производственный, научнотехнический и кадровый потенциал всех отраслей, составляющих ТЭК, является национальным достоянием России [46-49].
     Президент РФ В. В. Путин еще на совещании 11.10.2010 г. в Новом Уренгое, посвященном проекту Генеральной схемы развития газовой отрасли, заявил [50], что Россия за 20 лет может увеличить добычу газа в 1,5 раза, достигнув уровня 1 трлн м³/год. На это планируется направить инвестиций в размере 12,3-14,7 трлн руб. до 2030 года. При этом глава концерна ПАО «Газпром» А. Б. Миллер подтвердил перспективы развития [51]: «Потенциал рынка огромен, мы в газовых перспективах уверены. Это абсолютно реальные цифры».
     В этой же связи глава Минэнерго РФ С. В. Шматко на том же совещании отметил [52], что сейчас затраты на транспортировку составляют 52 % цены на газ. Поэтому «снижение издержек в транспортировке является ключевым моментом в обеспечении конкурентоспособности Газпрома на европейском рынке, иначе дальше Германии нам поставлять газ будет сложно с увеличением экспорта до 520 млрд кубов. При этом Китай примет любое количество газа, которое мы сможем туда поставить».
     Главной целью современной энергетической политики страны является бережное и максимально эффективное использование природных ресурсов и потенциала энергетического сектора для неуклонного роста экономики, поддержки новых наукоемких направлений промышленности и повышения качества жизни населения страны.
     Правительством РФ в рамках Энергетической стратегии перед ПАО «Газпром» поставлены следующие приоритетные задачи [53-57]:
     •       полное и надёжное обеспечение населения и промышленности России энергоресурсами по доступным, и, вместе с тем, стимулирующим энергосбережение ценам;
     •       снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении страны;

10

     •       снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счет их рационального потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, транспортировке и реализации продукции ТЭК;
     •       значительное снижение экологической нагрузки на природу от технологических процессов доставки энергоносителей потребителям в штатных режимах и оперативная локализация аварийных ситуаций.
     Анализ развития экономики России наглядно показывает, что газовая промышленность была и будет важнейшей составной частью ТЭК страны, а природный газ в обозримой перспективе останется главным видом не только уникального топлива, но и ценнейшим природным сырьем для многих отраслей промышленности. Последнее обстоятельство с учетом перспектив инновационного развития технологий глубокой переработки газа позволит стабильно обеспечивать страну новыми наукоемкими производствами и конкурентоспособными продуктами.
     Учитывая, что природный газ относится к невозобновляемым ресурсам, а основные газовые месторождения в настоящее время эксплуатируются в режиме падающей добычи, проблема энергосбережения в отрасли приобретает особое значение, так как освоение новых газовых месторождений требует несоизмеримо больших капиталовложений [58-60]. Общеизвестно, что сэкономить тонну условного топлива даже без учета экологической нагрузки в несколько раз дешевле, чем добыть.
     В настоящее время на КС для транспорта газа используются 3 варианта приводных установок [61-64]: поршневые ГПА, электроприводные агрегаты и газотурбинные установки различной мощности и типов (промышленные, судовые и авиационные), включая и агрегаты ряда зарубежных фирм.
     Как известно из технических характеристик современных электроприводов, они не имеют недостатков по сравнению с другими вариантами энергопривода ГПА, особенно в густонаселенных регионах страны [65-68]. Все доводы в пользу ГТУ или иных видов привода относятся к внешним конъектурным и субъективным факторам, включая главным образом перекосы тарифной политики ТЭК.
     Центральным электроэнергетическим агрегатом ЭГПА является приводная синхронная явнополюсная машина с синхронной скоростью вращения гоо = 3000 об/мин, предназначенная для работы в продолжительном режиме S1 на нагрузку вентиляторного типа [69-72]. От её характеристик и функциональных возможностей во многом зависят все эксплуатационные показатели турбокомпрессоров и КС в целом. Следует обратить внимание, что основные промышленно развитые страны мира давно поэтапно переходят на системы регулируемого электропривода нагнетателей КС [73-78]. Это обусловлено неоспоримыми преимуществами автоматизированного электропривода по сравнению с газотурбинным:
     1.      Точная отработка в реальном времени всех технологических режимов МГ с высокими энергетическими характеристиками (КПД, коэффициент мощности)

11

в статических, квазистатических и динамических режимах работы компрессорной станции.
     2.      Предельно высокий КПД электрических машин переменного тока (до 95-98 %) и преобразователей частоты (до 97-99 %), который практически неизменен во всем диапазоне регулирования скорости.
     3.      Высокая надежность работы со средней наработкой на отказ до 4000 час (ГТУ - 1300 час), а для новых ЭГПА - до 40000 час (4,5 года) и практически без сервисного обслуживания до 35000 часов (4 года).
     4.      Первоначальные капитальные затраты на электропривод в 3-9 раз (в зависимости от комплектации) ниже показателей ГТУ или конвертируемых авиационных двигателей, а простота блочного монтажа дает дополнительные выгоды.
     5.      Затраты на техобслуживание и ремонт составляют до 4 % эксплуатационных затрат (в случае безмасляных и безредукторных систем они отсутствуют), в то время как для газотурбинных они составляют 15-30 % стоимости двигателя.
     6.      Ниже и трудоемкость ремонтов в 1,5-2 раза.
     7.      Экологичность - отсутствие выбросов СОх и NOx в атмосферу и низкий уровень шума и вибраций и т. п.
     Однако исторически сложилось так, что формирование газовой отрасли происходило в 60-е годы XX века при чрезвычайно низких ценах на энергоресурсы и большом дефиците оборудования и труб. Это обусловило минимизацию затрат на металл и оборудование для транспорта газа, а задачи экономии энергоресурсов, включая электроэнергию, практически ушли на второй план. Именно эти обстоятельства определили специфические особенности отечественного состояния развития электрооборудования ЭГПА и систем автоматизации КС:
     1.      Грандиозные темпы строительства новых МГ и увеличения газоперекачивающих мощностей КС в период до 1986 г. с удвоением мощностей компрессорного парка каждые 5 лет (в среднем по 3,5 млн кВт ежегодно) привели к экстенсивному развитию отрасли в ущерб надежности и долговечности, эффективности и экономичности, а также перспектив развития и модернизации оборудования ЭГПА. Это привело к тому, что сейчас величина средних удельных энергозатрат на газопроводах у нас на 50-70 % превышает зарубежные показатели. Кроме того, в 1990-1992 гг. средняя энергоемкость валового национального продукта России увеличилась еще на 35 %. Эти цифры говорят лишь о минимальных резервах энергосбережения в отрасли [79-82].
     2.      В период 1986-2003 гг. в отрасли не разрабатывались какие-либо программы и не проводились работы по масштабной реконструкции и модернизации ЭГПА КС, что привело к устойчивой тенденции увеличения аварийности основного и вспомогательного электрооборудования. Это связано с наличием значительных газоперекачивающих мощностей, устаревших морально и физически, так как ряд действующих сегодня КС введены в эксплуатацию более 40 лет назад, в том числе 15 КЦ - до 1971 г.

12

     Как было показано выше ЭГПА, обладая более простой конструкцией, имеют соответственно и более высокие показатели надежности, чем газотурбинные ГПА. Однако, необходимо учитывать, что вынужденный или аварийный останов любого ГПА ведет не только к большим затратам на ремонтновосстановительные работы, но и снижению производительности газопровода в целом, а при отсутствии необходимых резервов на КС - потерям электроэнергии, пускового и топливного газа, ГСМ и др.
     Для определения наиболее критичных элементов влияющих на общую надежность в составе ЭГПА был выполнен анализа отказов 131 ЭГПА КС «ООО Газпром трансгаз Нижний Новгород» за период эксплуатации с 2006 по 2017 год [83-86]. Результаты его приведены в таблице 1.1. В таблице 1.2 приведена градация тяжести последствий отказов по пятибалльной шкале.


Таблица 1.1 - Статистика нарушений работы КС

                                               Процент     Последствия  
Тип отказавшего оборудования в составе ЭГПА   от общего       отказа    
                                            числа отказов (по 5-балльной
                                                              шкале)    
Внешнее электроснабжение (отклонение сети)       15             1       
    Высоковольтная ячейка в ЗРУ - 10 кВ           5            2-3      
        Пробой изоляции статора СД                3             5       
     Система возбуждения приводного СД           25             2       
     АЩСУ (щит питания 0,4 кВ СН ЭГПА)           10             2       
     ЩАВР (щит 0,4 кВ АВР возбудителя)            2             2       
    Подшипники скольжения двигателя ГПА           8             3       
  Насосы масляного уплотнения нагнетателя         2            2-3      
 САУ ЭГПА (отказ датчиков, сбой ПО и др.)        30             2       

Таблица 1.2 - Уровни тяжести последствий отказов

Тяжесть последствий Максимальное время, необходимое
                      для устранения отказа, час   
         1                      до 0,5             
         2                       4-16              
         3                       17-40             
         4                       41-80             
         5                      до 8000            

     Приведенные факты свидетельствуют о необходимости предотвращения дальнейшего снижения технического состояния и производительности оборудования ЭГПА ГТС, повышения эксплуатационных показателей и снижения энергозатрат при транспорте газа. Эти результаты могут быть достигнуты за счет реконструкции, модернизации и оптимизации режимов эксплуатации основного оборудования ЭГПА КС и поиска новых резервов повышения энергоэффективности и надежности работы нагнетателей, приводов и вспомогательного оборудования КС.


13