бл. 3-7 видно, що наведені витрати з розвитку всієї системи за 30-річний період виявляються більш сприятливими при поступовому нарощуванні пропускної здатності за рахунок укладання додаткових труб через 7-10 років, хоча загальна витрата металу при цьому зростає.
4. Компресорні станції. Економічні показники. Види приводу, їх характеристика
В даний час на компресорних станціях встановлено агрегати потужністю 6, 10 і 25 тис. кВт.
У табл.4.1 показані капіталовкладення та експлуатаційні витрати по компресорної газотурбінної станції з відцентровими нагнітачами різної робочою потужністю. Дані таблиці відображають не тільки ефект від укрупнення агрегатів, а й від підвищення їх надійності та стійкості реалізації розрахункових потужностей.
Таблиця 4.1. Капіталовкладення і експлуатаційні витрати по компресорної газотурбінної станції
Більш сприятливі економічні показники при агрегатах потужністю по 16 тис. кВт пояснюються меншою часткою резервної потужності - 33% проти 50% при агрегатах потужністю в 10 і 25 тис. кВт. Якнайшвидше освоєння агрегатів оптимальної потужності дасть можливість не тільки скоротити витрати на спорудження й експлуатацію компресорних станцій на 27-33%, але підвищити оптимальну пропускну спроможність (продуктивність) трубопроводу, так як при більш дешевих компресорних станціях ефективно їх більш щільне розміщення і форсоване використання найбільш дорогий лінійної частини газопроводу.
Для створення газопроводів великої протяжності одним з важливих питань є надійність компресорних станцій.
Дослідження показали, що аварія одночасно більше трьох агрегатів на газопроводі, що має близько 10 компресорних станцій, малоймовірна. Підвищити надійність газопроводу можна шляхом установки резервних агрегатів на компресорних станціях. Кількість резервних агрегатів на кожній станції визначається з урахуванням усіх імовірнісних станів при аварії агрегатів і відповідних цим ситуацій снижениям продуктивності газопроводу. Надійність, а газопроводу, будь j-й компресорної станції, визначається як математичне очікування ефективності газопроводу, тобто. Е.
;
де;
;
- фактична продуктивність газопроводу при аварійних ситуаціях; - проектна продуктивність газопроводу; п - кількість робочих агрегатів; i -кількість робочих агрегатів в аварії;- Число сполучень із n по i; р - надійність одного агрегату. У табл. 4.2 наведено дані про надійність компресорної станції з трьох робочих агрегатів при коефіцієнті готовності кожного агрегату 0,95 з урахуванням режимів роботи газопроводу.
Таблиця 4.2. Дані про надійність компресорної станції
Коефіцієнт надійності 0,998, що враховує умови роботи газопроводу і падіння його продуктивності при випадковому відмові окремих агрегатів, можна визнати цілком прийнятним. Отже, до трьох робочих агрегатів досить мати один резервний агрегат. Особливістю магістральних газопроводів є те, що вихід з ладу компресорної станції не призводить до відмови газопроводу, причому частка зниження кінцевої продуктивності залежить від розташування станції по трасі: вихід головний і двох наступних станцій призводить до 30-15% -го зниження продуктивності, виходи кінцевих станцій знижують продуктивність на 2-5%.
Велика кількість розрахунків, виконаних для різних сполучень агрегатів компресорних станцій з урахуванням проведення планово-попереджувального ремонту в графіку зниження навантаження газопроводу в літні місяці, дозволило встановити, що для забезпечення надійної роботи компресорних станцій необхідно на кожні 2-5 робочих агрегату встановлювати один резервний. Це прийнято в чинних нормах технологічного проектування газопроводів. У ряді випадків внаслідок можливих відмов агрегату встановлюють два - три резервних агрегату.
а) Ступінь стиснення
Як показує досвід проектування та експлуатації магістральних газопроводів, ступінь стиснення знаходиться в діапазоні 1,2-1,5. Енергетичні розрахунки показують, що застосування ступеня стиснення, рівний 1,2, дає економію енерговитрат у порівнянні з 1,45 близько 40%, але для забезпечення заданої проізодітельний призводить до необхідності збільшення кількості компресорних станцій на 30%. Таким чином, економія енергії становить лише близько 10%. Отже, остаточне вирішення питання про ступінь стиснення залежить від співвідношень вартості компресорних станцій і вартості енергії або газу на власні потреби газопроводу.
Таблиця 4.3. Техніко-економічні показники для КС різної потужності
У той же час капіталовкладення та експлуатаційні витрати зі збільшенням встановленої потужності компресорних станцій істотно знижуються.
З даних табл. 10, в якій наведено техніко-економічні показник...
