В настоящее время привод всех насосов нефтеперекачивающих станций отечественных магистральных нефтепроводов осуществляется исключительно электроприводом. Благодаря определенным преимуществам электропривода такая тенденция сохранится. Это обусловливается достаточно высокой надежностью самого электродвигателя, относительной простотой его конструкции, простотой обслуживания, отработанной технологией его ремонта, наличием разветвленной сети энергоснабжения и другими факторами.
В то же время ресурсы нефти в освоенных районах страны уменьшаются. Дефицит нефти в ближайшее время будет расти и встает задача освоения новых месторождений Восточной Сибири, Крайнего Севера, шельфов Ледовитого и Тихого океанов.
Одновременно возникают проблемы выработки электроэнергии для снабжения отраслей промышленности. Это связано с большими вложениями и длительностью строительства гидроэлектростанций, уменьшением доли энергии, вырабатываемой атомными электростанциями, дефицитом топлива для тепловых электростанций.
Следует также иметь ввиду, что строительство линий электропередач в суровых районах страны представляет собой
большую проблему. Во-первых, строительство ЛЭП требует значительных капитальных затрат, во-вторых при их протяженности в одну-две тысячи километров потери электроэнергии будут доходить до 8-12 %.
При отсутствии внешнего энергоснабжения или значительных сроках и затратах в сооружение ЛЭП, а также при частых изменениях режимов перекачки и большом времени ввода нефтепровода на расчетный режим эксплуатации в качестве привода магистральных нефтяных насосов целесообразно использовать газотурбинный двигатель.
Учитывая конверсию оборонных предприятий, в первую очередь выпускающих газотурбинные двигатели, создание отечественных автономных насосных установок становится реальным, и их применение в нефтепроводном транспорте является актуальной проблемой.
Существование сферы применения турбонасосных установок в нефтепроводном транспорте подтверждается объективными причинами и наличием потенциальных возможностей повышения его эффективности и надежности. Так практика сооружений магистральных нефтепроводов показывает, что одной из основных причин медленного ввода в эксплуатацию магистральных нефтепроводов является отставание строительства насосных станций и линий электропередач. Причем, период стадийного пуска нефтепровода на полную производительность, доходящий иногда до 6-8 лет, характеризуется неэкономичной работой насосно-силового оборудования и вызывает большие эксплуатационные затраты.
Особенно остро эти проблемы стоят при сооружении НПС в малоосвоенных районах, где они являются единственными крупными потребителями энергии.
Снижение эффективности до 10 % и более по КПД насоса имеет иногда место и после выхода нефтепровода на расчетный режим работы, из-за смены режимов перекачки.
Успешное решение указанных проблем возможно за счет создания блочных насосных установок с регулируемым по оборотам газотурбинным приводом.
В зависимости от назначения и условий эксплуатации насосные установки с приводом от газотурбинного двигателя могут выполняться в блочном, транспортабельном исполнении и как стационарные установки. В первом случае они могут быть использованы в качестве временного насосно-силового оборудования для ускорения ввода в эксплуатацию нефтепроводов, в ремонтных, пиковых и аварийных ситуациях.
Газотурбинный двигатель наиболее подходит и для привода
высокооборотных магистральных нефтяных насосов, так как создание надежного регулируемого электропривода с частотой вращения ротора более 50 об/с требует решения многих специфических вопросов, усложняет конструкцию установки, увеличивает габариты и массу, уменьшает надежность.
Из различных типов газотурбинных двигателей, применяемых в качестве силового привода насосов и компрессоров магистральных трубопроводов за рубежом, наибольшее распространение получили ГТД со свободной силовой турбиной, созданные на базе авиационных двигателей, темпы развития и совершенствования которых очень высоки и опережают темпы развития энергетического газотурбостроения. Выпускаемые крупными сериями, что ведет к низкой удельной стоимости, ГТД авиационного типа характеризуется компактностью, простотой конструкции, обслуживания и ремонта, малой массой и габаритами, высокой надежностью, допускают для питания применение газообразного и жидкого топлива, в качестве которых могут быть использованы попутные и природные газы, керосины, дизельные топлива, а также нефть, прошедшая предварительную подготовку, работоспособны в любых климатических условиях, обладают высокой степенью автоматизации.
Удельная масса авиационных ГТД составляет 0,40-0,70 кг/кВт, а удельный объем 0,01-0,04 м3/кВт; для промышленных ГТД эти показатели соответственно равны 3,5-8,5 Í„/ÍÇÚ Ë 0,05-0,15 Ï3/ÍÇÚ.
Некоторое промежуточное положение занимают ГТД судового типа, получающие в последнее время развитие в качестве силового привода газоперекачивающих агрегатов и по некоторым своим показателям не уступающие авиационным.
Насосные установки на базе ГТД мобильны, требуют малых капитальных затрат, легки в монтаже, имеют высокий коэффициент готовности, делают возможным осуществление блочно-комплектных поставок турбонасосных агрегатов.
Широкие возможности у газотурбинного привода открываются при его использовании для привода полнонапорных высокооборотных насосов, соединенных на НПС по параллельной схеме. В этом случае достигается наибольшая компактность, уменьшаются размеры и масса нефтяного насоса и трубопроводной обвязки, появляется возможность дальнейшего совершенствования блочно-комплектного изготовления установки в состоянии полной заводской готовности, сокращаются строительно-монтажные работы на НПС. Количество типоразмеров насосов и газовых турбин существенно сократится, достигается унификация вспомогательного оборудования.
Параллельная схема насосов способствует повышению надежности насосных агрегатов и эксплуатации нефтепровода, проложенного в горной местности, увеличивает эффективность регулирования режима работы трубопровода.
Возможность при газотурбинном приводе со свободной силовой турбиной более медленного снижения частоты вращения ротора насоса при остановке и постепенного увеличения оборотов при пуске создает благоприятные, по сравнению с электроприводом, условия работы нефтепровода и оборудования НПС. Снижается величина гидравлического удара, облегчается работа торцовых уплотнений, сокращается время выхода насоса на рабочий режим, повышается надежность нефтепроводной системы.
Использование ГТД для привода насосов уменьшило сроки строительства и снизило эксплуатационные затраты на крупнейших зарубежных нефтепроводах: Трансаляскинском и Трансканадском, где ГТД авиационного типа приспособлены для работы на газообразном и жидком топливе. Последнее получается из перекачиваемой нефти с помощью специальных отгоночных аппаратов, рассчитанных на автоматическое управление. Газотурбинные насосные установки используются также в Иране, Ираке, на шельфах Северного моря и пр.
Интересно применение 16 насосных установок с газотурбинным приводом, из которых 3 передвижные резервные, на 800-километровом нефтепроводе Тейлор - Камлупс и Канаде. Каждая из 12 насосных станций трубопровода имеет специально подготовленную площадку для быстрого подключения мобильных резервных установок в случае ремонта или аварии.
Такую же цель для исключения убыточного простоя нефтепровода от Хауд-эль-Махры до Беджайм в Алжире преследовала компания Сопег, применившая пять блочных автоматизированных насосных агрегатов на базе газовой турбины ТНМ-1102 и высокооборотного насоса Гуинард (пн = = 7200 Ó·/ÏËÌ).
В отечественном нефтепроводном транспорте газотурбинные насосные установки ПГНУ-2 успешно использовались для увеличения производительности нефтепровода Салават- Орск.
Эффективность их применения признана и для перекачки нефти по нефтепроводу Тенгиз-Новороссийск.
Коэффициент эксплуатационной надежности ГТД, эксплуатируемых на магистральных трубопроводах составляет 99,0-99,8 %, коэффициент готовности 95-99,7 %. Ресурс до первого ремонта составляет 7-30 тыс. ч, а общий срок службы 366
доходит до 100 тыс. ч. Коэффициент полезного действия ГТД определяется в основном особенностью конструкции и для двигателей, работающих по простому циклу, обычно находится в пределах 20-26 %, а для ГТД с регенерацией - в пределах 28-36 %.
Утилизация тепла выхлопных газов может повысить КПД до 38-46 % и даже более. Тепло выхлопных газов можно использовать для подогрева и снижения вязкости перекачиваемой нефти, особенно высоковязкой.
Экономия электроэнергии при этом может доходить до 20 %.
Указанные преимущества позволили использовать насосные установки с газотурбинным приводом в различных случаях эксплуатации магистральных нефтепроводов во многих странах мира.
Низкие эксплуатационные затраты получены благодаря высокой степени автоматизации, телеуправлению и за счет использования в качестве топлива перекачиваемой нефти. Капитальные вложения составили величину в 6 раз меньше, по сравнению с аналогичными станциями с электроприводом.
Основным недостатком ГТД, эксплуатируемых на магистральных трубопроводах, является сравнительно низкая экономичность. Но возможность применения дешевых сортов топлива, включая нефть и мазут, и использование тепла отработанных газов может скомпенсировать этот недостаток.
Кроме того, при использовании газотурбинного привода химическая энергия топлива переходит непосредственно в механическую работу на валу двигателя, в то время как при электроприводе значительные потери, доходящие до 10 % и более, возникают при передаче энергии к потребителю. Необходимо также учесть, что свыше 80 % электроэнергии в нашей стране вырабатывается на тепловых электростанциях, КПД которых редко превышает 40 %, и их роль в энергетике будет еще долгое время оставаться определяющей.
Определенные мощности в энергетике вырабатываются также на пиковых и полупиковых газотурбинных электростанциях, экономические показатели которых находятся на одном уровне с показателями газотурбинного привода нефтяных насосов магистральных трубопроводов.
Так же можно отметить, что значительная длина ЛЭП, наличие большого количества вспомогательных элементов системы энергоснабжения делают надежность работы электропривода зависимой от большого числа внешних факторов, которые являются одними из основных причин отказов в работе существующих отечественных НПС.
Транспортабельные блочные насосные агрегаты могут быть созданы на базе газотурбинных двигателей авиационного и судового типа.
Для привода центробежных нефтяных насосов наиболее подходят газотурбинные двигатели со свободной (силовой) турбиной.
Наличие свободной турбины дает возможность снизить мощность пускового устройства и облегчить пуск агрегата, а также позволяет наиболее удачным образом сочетать характеристики газотурбинного двигателя с характеристиками насоса в широком диапазоне изменения режимов работы нефтепровода.
Из газотурбинных двигателей, выпускаемых в настоящее время, наиболее подходят двигатели авиационной и судовой промышленности.
Для агрегирования с газовой турбиной наиболее целесообразно использовать высокооборотный насос (п = 5000-*-+6000 об/мин), обеспечивающий одним агрегатом создание напора, необходимого для перекачки. Параллельное соединение таких насосов может обеспечить широкий диапазон объемов перекачки, что позволит значительно сократить число типо-раз-меров насосного оборудования для магистральных нефтепроводов. Существующее поле рабочих режимов магистральных нефтепроводов перекрывается двумя типоразмерами полнонапорных высокооборотных насосов производительностью 1250 и 2500 м3/ч. Напор, развиваемый насосами, равен 500-710 м.
В конструкции турбонасосной установки могут быть использованы выпускаемые промышленностью блоки и узлы газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом.
Эксплуатация газотурбинных насосных установок возможна на открытом воздухе, при температурах -50 °С до +50 °С и относительной влажности от 60 % до 90 %.
Режим работы турбонасосной установки — круглосуточный, в течение ресурса без остановки и без постоянного присутствия обслуживающего персонала.
Топливом для газотурбинного двигателя может служить: нефтяной газ, авиационный керосин и дизельное топливо, а также широкая фракция нефти или подготовленная нефть.
Турбонасосная установка состоит из:
o турбонасосного блок-бокса;
o воздушно-очистительного устройства с шумоглушением;
o всасывающей камеры с контейнером автоматики;
o маслоохладителей;
o выхлопного устройства с шумоглушением.
Блок-бокс состоит из 2-х отсеков: двигательного и насосного, отделенных друг от друга герметической перегородкой. Необходимая жесткость конструкций достигается за счет установки блока турбоагрегата на железобетонную фундаментную плиту.
Таким образом, анализ современного состояния и развития газотурбостроения, зарубежный опыт, особенности дальнейшего развития добычи и транспорта нефти подтверждают актуальность развития направления, позволяющего создать и оснастить нефтепроводный транспорт нашей страны блочными, автономными насосными установками на базе газотурбинного привода со свободной силовой турбиной.
Пропускная способность свободной турбины на основных режимах почти не зависит от ее частоты вращения, поэтому при постоянной частоте вращения турбокомпрессора сохраняются неизменными значения давления и температуры за турбиной компрессора и расход воздуха. Кроме того, поскольку турбокомпрессор работает на одном и том же режиме, то остается одинаковым и относительный расход топлива.
При этих условиях зависимость основных показателей двигателя от частоты вращения свободной турбины обусловлена изменением КПД свободной турбины при работе с переменной окружной скоростью рабочих лопаток и постоянной адиабатической работой турбины. В подобных случаях зависимость свободной турбины по оборотам имеет максимум и соответственно такой характер имеет и зависимость мощности от оборотов.
Поскольку при этом сохраняется постоянный расход топлива GT = const, то удельный расход топлива Судизменяется обратно пропорционально мощности (рис. 14.1).
Сложность протекания рабочих процессов, особенности конструкции двигателей и характеристик их элементов, необходимость одновременного учета многих факторов практически не позволяют получить для двигателей со свободной турбиной строгую аналитическую зависимость между основными эксплуатационными параметрами - оборотами свободной турбины пст, расходом топлива GT и мощностью NCT. В то же время при назначении режима работы насосного агрегата в системе нефтепровода возникает необходимость определения рабочих параметров насосной установки и двигателя и оценки экономичности того или иного режима, определения взаимосвязи между оборотами, расходом топлива и мощностью.
За номинальные параметры принимают значения величин на расчетном режиме, соответствующие, как правило, максимальному КПД двигателя.
Несмотря на отличие двигателей по мощности, степени совершенства элементов конструкции и рабочего процесса, исполнению отдельных узлов и пр., выявлено, что относительные изменения параметров (температуры, давления, расхода воздуха, КПД компрессора и турбин, коэффициентов потерь полного давления, механических потерь и т.д.) при регулировании рабочего режима имеют одинаковый характер и мало отличаются по своей величине.
Таким образом, применительно к исследуемым вопросам в области нефтепроводного транспорта, можно получить более прос-тую зависимость между относительными величинами мощности, расходом топлива, частотой вращения ротора насоса, в то время как зависимость между указанными величинами в размерном виде включала бы многие другие параметры, характеризующие физический процесс в составляющих двигателях элементах, конструкцию двигателя, физические свойства рабочего тела и пр., и связанных друг с другом сложными функциями.
