ВВЕДЕНИЕ Выступая с посланием народу Казахстана, ... Назарбаев поручил правительству запланировать и приступить к реализации

ВВЕДЕНИЕ
Выступая с посланием народу Казахстана, президент Нурсултан
Назарбаев поручил правительству запланировать и приступить к реализации
трубопроводной системы, которая обеспечит газификацию центрального
региона страны, включая столицу. "Это капиталоемкая, важная работа. Мы
должны это сделать, чтобы уйти от зависимости по газу. Казахстан - страна,
добывающая нефть и газ. Мы обязаны газифицировать нашу страну", подчеркнул Н.Назарбаев. Для этой цели был проектирован магистральный
газопровод «Тобол – Кокшетау – Астана», или по другому, магистральный
газопровод «Запад-Север-Центр». Окончательная проектная мощность
магистрального газопровода составляет порядка 6 млрд. м3/год газа и
учитывает охват всех категорий потребителей вдоль маршрута газопровода.
Предполагалось, что 1-й этап - строительство основного магистрального
газопровода Тобол-Кокшетау-Астана начнется в 2013 г., а в 2014-2015 годах
начнется 2-й этап - строительство газопроводов-отводов на Караганду и
Петропавловск.
При
значительной
протяженности
газопровода
возникает
необходимость восполнения потерь давления газа в нем путем содержания
промежуточных компрессорных станции. Назначение компрессорной станции
поддержание в магистральном газопроводе рабочего давления одного из
основных параметров, влияющих на пропускную способность магистрального
газопровода. Одной из таких компрессорных станций в составе сооружении
проектируемого магистрального газопровода «Запад-Север-Центр» является
компрессорная станция «Сарыколь», которая расположена в Сарыкольском
районе (районный центр - п. Сарыколь (бывший п. Урицкий)) Кустанайской
области.
Однако в связи с различными ситуациями, как и в мире, так и в стране
(мировые политические и экономические кризисы, ЭКСПО – 2017, проблемы
месторождений «Кашаган») реализация проекта была на некоторое время
отложена. Тем не менее, проект будет реализован и проект компрессорной
станции «Сарыколь», который является частью проекта «Строительство
магистрального газопровода «Запад-Север-Центр» не теряет свою
актуальность.
1 Технико-технологическая часть
Проектируемый объект находится в северо-восточной части
Костанайской области, на территории Сарыкольского района (бывший
Урицкий). Административным центром района является поселок Сарыколь,
расположенный неподалеку от одноименного озера. Рельеф района
представлен в виде малохолмистой степной зоной.
Климат резко континентальный и засушливый, что обуславливается
большой удаленностью от больших водных масс океанов и морей. Большое
влияние на погодные условия оказывают сильные ветра. Которые имеют ярко
выраженные сезонные направления. В зимний период преобладают ветра
северных и северо-восточных направлений. Зимы на территории района
достаточно холодные, продолжительные и малоснежные. Величина снежного
покрова к концу холодного периода составляет 20-25 см. Температуры в
январе в среднем достигают -16…-17 градусов, не исключены дни, когда
воздух выхолаживается и ниже отметок в -40 градусов. Сильные морозы, как
правило, сопровождаются малооблачной и достаточно сухой погодой.
Относительная влажность воздуха в этот период составляет 45-50%.
Весна приносит пасмурную и неустойчивую погоду. Температуры
быстро преодолевают нулевую отметку. Обильные дожди и талая вода
приносят на территорию района распутицу и разлив малых рек, которые в
летний период в большинстве своем пересыхают. Лето жаркое и засушливое.
Большое количество солнечных и малооблачных дней сопровождают
большую часть периода. Средние температуры в июле составляют +22…+23
градуса.
Осень продолжительная, первые заморозки могут возникать уже в середине
октября. Среднегодовая норма осадков составляет 320 мм.
1.1 Принципиальная схема газопровода
Маршрут магистрального газопровода «Запад-Север-Центр» начинается
от точки врезки в существующий газопровод «Карталы – Рудный - Костанай»
Ду 700 мм, давлением Рраб=3,4 МПа, Рпроектное = 5,4 МПа на 131,8 км, по
направлению к г. Кокшетау, с отводом на Щучинско-Боровскую курортную
зону, затем до г. Астана, длина маршрута составляет 829,5 км. Пропускная
способность 1,5 млрд. м3/год, где порядка 500 млн. м3/год - на г. Кокшетау, в
том числе на Щучинско - Боровскую курортную зону.
Принципиальная схема магистрального газопровода принята
однониточной:
- пропускная способность 1,5 млрд.м3/год, где порядка 500 млн. м3/год
- на г. Кокшетау, в том числе на Щучинско - Боровскую курортную зону;
- протяженность - 829,5 км;
- рабочее давление - 5,4 МПа;
- температура газа на выходе с КС не более + 45 0С (ограничение по
температуре эксплуатации и надежности изоляционного покрытия
трубопроводов);
- диаметр трубопровода - 720 мм от врезки в существующий газопровод
«Карталы – Рудный - Костанай» на 131,8 км;
- прокладка трубопровода - подземная;
- газопровод - отвод Д 325 х 8 мм на г. Кокшетау до АГРС,
протяженностью 15,2 км. от основного газопровода Д 720 х 8 мм на 639,4 км;
- газопровод - отвод Д 219 х 6 мм на г. Щучинск до АГРС,
протяженностью 10 км. от основного газопровода Д 720 х 8 мм на 693,4 км;
- газопровод - отвод Д 426 х 9 мм на г. Астану до АГРС - 15,
протяженностью 6,1 км от основного газопровода Д 720 х 8 мм на 902,61 км;
- газопровод - отвод Д 426 х 9 мм на г. Астану до АГРС - 16,
протяженностью 0,3 км от основного газопровода Д 720 х 8 мм на 932,5 км;
В состав сооружений линейной части трубопровода входят следующие
сооружения :
- узел замера расхода газа (УЗРГ);
- автоматизированные газораспределительные станции (АГРС);
- линейные крановые узлы;
- охранные крановые узлы;
- узел подключения КС-1 «Тобол» с узлом запуска и приема очистного
устройства;
- узел подключения КС-2 «Сарыколь» с узлом запуска и приема
очистного устройства;
- узел подключения КС-3 «Теренколь» (перспектива) с узлом запуска и
приема очистного устройства;
- крановые узлы с отводам к АГРС;
- крановые узлы для перспективного подключения газопроводов
отводов;
- узлы запуска и приема очистных устройств совмещенные с узлом
подключения КС (УЗПОУ);
- узлы запуска-приема очистного устройства (УЗПОУ);
- узел запуска очистного устройства (УЗОУ);
- узел приема очистного устройства (УПОУ);
- вертолетные площадки.
1.2 Технологическая схема КС
В данной работе принята установка блочно-контейнерных
компрессорных станций.
Ниже
приводится
общий
вид
КС
с
установленными
газоперекачивающими агрегатами с газотурбинным приводом.
Рисунок 1 - Общий вид КС
Технологическая
схема
КС
предусматривает
следующие
технологические процессы:
- очистка газа перед компримированием, в две ступени;
- сжатие (компримирование) газа;
- охлаждение газа после сжатия;
- хранение, очистка, подача масел к ГПА и сбор отработанных масел;
- подготовка топливного, пускового и импульсного газа;
- сбор продуктов очистки газа.
На КС предусмотрены следующие основные системы:
- технологическая;
- электроснабжения;
- водоснабжения;
- канализации;
- вентиляции;
- теплоснабжения;
- пожаротушения;
- технологическая связь;
- автоматизации;
- ремонтообеспечения;
- жизнеобеспечения вахтенного персонала.
Технологическая схема КС принята параллельная, с подключением
каждого ГПА в общий коллектор входного газопровода и в общий коллектор
выходного газопровода.
Диаметры коллектора КС приняты 720 мм, при скорости полного объема
газа до 20 м/сек.
Расчетная категория по взрывоопасности -1.
На входе в КС предусматривается установка очистки газа, на выходе из
КС - установка охлаждения газа.
Все ГПА могут работать по независимой схеме. Исходя из давлений,
принятых для системы МГ и расчетных расходов, принята схема установки
(рабочие + резервные) в соответствие с требованиями ОНТП 51-1-85.
По газопроводу размещаются линейные компрессорные станции
(промежуточные) КС, оснащенные одинаковым количеством ГПА.
Головная КС отличается от линейной КС коэффициентом сжатия и
мощностью оборудования.
Расстояния между компрессорными станциями по существующей
системе газопроводов составляют от 150 до 430 км.
1.3 Режим работы газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и выбор
оборудования
В зависимости от режима перекачки: нормального (зимний расчетный),
летнего (с учетом снижения объемов подачи газа за счет уменьшения расходов
потребителей РК), аварийного (при аварийных ситуациях: разрывы,
повреждения трубопроводов и т.д.), при чрезвычайных ситуациях (форс мажорные
условия),
к
установке
принимается
количество
газоперекачивающих агрегатов, обеспечивающее возможности регулирования
всех перечисленных режимов.
Для расчета принят зимний режим с более полной загрузкой по
сравнению с летним.
Выбор основного оборудования - газоперекачивающих агрегатов на КС
выполнен на основе требуемых объемов перекачиваемого газа, наилучших
технических характеристик и удовлетворительных стоимостных показателей.
Для решения задач по выбору ГПА и строительству КС применяются
следующие технико-экономические критерии: минимум приведенных затрат
для обеспечения заданной производительности; минимум капитальных затрат
для обеспечения заданной производительности при строительстве; минимум
ввода мощностей (ГПА); максимум надежности работы КС при заданной
производительности.
Руководствуясь
общепринятыми
нормами
проектирования в нефтегазовой промышленности, рекомендуемое количество
ГПА, их единичная мощность, технологические характеристики определяются
по результатам соответствующих расчетов и сравнительных анализов.
Мною на основании вышеуказанных критериев анализа была выполнена
оценка возможного к применению в проекте ряда ГПА различных
производителей, включая заводы СНГ, Европы, США. В результате был
определён перечень заводов - производителей ГПА, выпускаемая продукция
которых обладает наилучшими технико-технологическими характеристиками,
а также интервал единичной мощности ГПА в пределах 16 - 30 МВт, которые
в наибольшей степени удовлетворяли бы требованиям рациональной работы
проектируемого газопровода.
Применение ГПА с единичной мощностью менее 16 МВт приведёт к
увеличению количества требуемых ГПА, увеличению капитальных затрат,
эксплуатационных расходов и, в результате, приводит к ухудшению
экономических показателей проекта.
В тоже время, применение ГПА с единичной мощностью более 30 МВт
ведёт к созданию необоснованного запаса мощности КС, увеличению
капитальных вложений, эксплуатационных расходов и, в результате, приводит
к ухудшению экономических показателей проекта.
Для проведения сравнительного анализа и выбора типа ГПА были
рассмотрены
коммерческие
предложения
производителей
газоперекачивающего оборудования:
- Сумское объединение имени Фрунзе, г. Сумы - ГПА Ц16/98,1-1,44-16
МВт, ГПА Ц25/98,1-1,44-25 МВт,
- НПО «Искра», г Пермь - ГПА 10 МВт, ГПА 16 МВт,
- General Electric - PGT25| PCL 602-24 МВт, PGT25+| PCL 802-31 МВт,
PGT25+G4| PCL 802-34 МВт;
- Rolls-Royce - RB311-6761| RF2BB36 – 28 МВт и RB211-6761| RF2BB36
- 33 МВт;
- Siemens - SGT-600| STC-SV – 25 МВт и SGT-700| STC-SV – 30 МВт.
Характеристики ГПА различных производителей приведены в таблицах
1-5.
Были выполнены расчеты по определению необходимой мощности КС
на транспортировку заданных объемов газа. Расчеты выполнены в
соответствии с ОНТП 51-1-85, п.12.36.
По результатам расчетов определены компоновка КС и коэффициенты
загрузки каждого типа ГПА.
Для сравнения в таблице 6 приведены основные технико-экономические
характеристики ГПА, производимые различными заводами.
Таблица 1 - Основные технические и стоимостные характеристики
ГПА производства ОАО Сумского НПО имени Фрунзе (Украина)
№ Наименование параметров
Ед. изм.
Ц16/98,11,44
4.41
Ц25/98,11,44
4.41
3,89
4,61
16
25
1
Расчетные объемы газа на КС
2
Расчетный объем газа по ГПА единичный
3
Мощность единичная, расчетная
млн.
м3/сутки
млн.
м3/сутки
МВт
4
5
Степень сжатия компрессора
К.П. Д. компрессора
%
1.44
80
1.44
80
К.П. Д. ГТУ
Расход топливного газа при номинальном
режиме на агрегат
8 Электрическая мощность 1-ГПА
установ./потребл.
9 Полный моторесурс
10 Моторесурс до капитального ремонта
%
м3/час
35
4450
35
5028
кВт/ч
380/230
500/300
час
час
100 000
25 000
100 000
25 000
11 Масса ГПА
12 Стоимость одного агрегата
13 Стоимость вспомогательного оборудования КС
т
млн. тг.
млн. тг.
180
937,3
655,2
195
1419,6
556,9
6
7
Таблица 2 - Основные технические и стоимостные характеристики
ГПА производства «НПО Искра» (г. Пермь, Россия)
№ Наименование параметров
1
Расчетные объемы газа на КС
Ед. изм.
ГПА –
10
ГПА 16
4.41
4.41
2,9
4,8
10
16
%
1.44
78
1.44
81
36,2
6268
млн.
м3/сутки
2
Расчетный объем газа по ГПА единичный
млн.
м3/сутки
МВт
3
Мощность единичная, расчетная
4
5
Степень сжатия компрессора
К.П. Д. компрессора
6
7
%
м3/час
36,3
4352
8
К.П. Д. ГТУ
Расход топливного газа при номинальном режиме на
агрегат
Электрическая мощность 1-ГПА установ./потребл.
кВт/ч
380/129 500/90
9
Полный моторесурс
час
10 Моторесурс до капитального ремонта
час
100 000 100
000
25 000 25 000
11 Масса ГПА
12 Стоимость одного агрегата
13 Стоимость вспомогательного оборудования КС
т
млн. тг.
млн. тг.
220
1388,7
873,6
310
1428,7
900,9
Таблица 3 - Основные технические и стоимостные характеристики
ГПА производства компании «General Electric» («G.E.»)
№ Наименование параметров
Ед. изм.
PGT 20
PCL 602
4.41
PGT 25
PCL 603
4.41
3,23
6,83
13
26
1
Расчетные объемы газа на КС
2
Расчетный объем газа по ГПА единичный
3
Мощность единичная, расчетная
млн.
м3/сутки
млн.
м3/сутки
МВт
4
5
Степень сжатия компрессора
К.П. Д. компрессора
%
1.44
86,4
1.44
86,1
К.П. Д. ГТУ
Расход топливного газа при номинальном
режиме на агрегат
8 Электрическая мощность 1-ГПА
установ./потребл.
9 Полный моторесурс
10 Моторесурс до капитального ремонта
%
м3/час
36,5
4500
41,1
8600
кВт/ч
680/430
680/430
час
час
100 000
50 000
100 000
50 000
11 Масса ГПА
12 Стоимость одного агрегата
13 Стоимость вспомогательного оборудования КС
т
млн. тг.
млн. тг.
90
2602,6
1656,6
110
3075,8
1938,3
6
7
Таблица 4 - Основные технические и стоимостные характеристики
ГПА производства компании «Rolls-Royce» («R.R.»)
№ Наименование параметров
Ед. изм.
RB2116562
RF2BB36
4.41
RB2116761
RF2BB36
4.41
6,0
7,1
27,9
32,9
1
Расчетные объемы газа на КС
2
Расчетный объем газа по ГПА единичный
3
Мощность единичная, расчетная
млн.
м3/сутки
млн.
м3/сутки
МВт
4
5
Степень сжатия компрессора
К.П. Д. компрессора
%
1.44
87,95
1.44
87,95
К.П. Д. ГТУ
Расход топливного газа при номинальном
режиме на агрегат
8 Электрическая мощность 1-ГПА
установ./потребл.
9 Полный моторесурс
10 Моторесурс до капитального ремонта
%
м3/час
38
8 547
40,5
9 260
кВт/ч
<250
<250
час
час
219 000
25 000
219 000
25 000
11 Масса ГПА
12 Стоимость одного агрегата
13 Стоимость вспомогательного оборудования КС
т
млн. тг.
млн. тг.
165
2457,0
1563,4
170
2602,6
1656,6
6
7
Таблица 5 - Основные технические и стоимостные характеристики
ГПА производства компании «Siemens»
№ Наименование параметров
Ед. изм.
1
Расчетные объемы газа на КС
2
Расчетный объем газа по ГПА единичный
3
Мощность единичная, расчетная
млн.
м3/сутки
млн.
м3/сутки
МВт
4
5
Степень сжатия компрессора
К.П. Д. компрессора
%
К.П. Д. ГТУ
Расход топливного газа при номинальном
режиме на агрегат
8 Электрическая мощность 1-ГПА
установ./потребл.
9 Полный моторесурс
10 Моторесурс до капитального ремонта
%
м3/час
11 Масса ГПА
12 Стоимость одного агрегата
13 Стоимость вспомогательного оборудования КС
т
млн. тг.
млн. тг.
6
7
кВт/ч
час
час
SGT-600
STC-SV
SGT-700
STC-SV
4.41
4.41
8,0
8,0
25
1.44
80
35.1
30
1.44
80
37.3
6 944
7 818
100
100
100 000
24 000
130
2275,0
1434,2
100 000
24 000
140
2548,0
1605,2
Как видно из вышеуказанных таблиц:
- наилучшими показателями КПД компрессора и ГТУ обладают
агрегаты General Electric и Rolls-Royce. Это, соответственно, следующие ГПА
PGT 25/ PCL 802 - 23,58МВт, PGT 25/PCL 802 – 31,3МВт, PGT 20/ PCL 802 –
18,12 МВт, RB211-6562/ RF2BB36 – 27,9МВт и RB211-6761/ RF2BB36 – 32,9
МВт.
- наилучшими показателями полного моторесурса обладают агрегаты
Rolls-Royce 219 000 часов против 100 000 часов у остальных производителей.
- наилучшими показателями по моторесурсу до капитального ремонта
обладают агрегаты General Electric - 50 000 часов против 25000 часов у
остальных производителей.
- наименьшими значениями капитальных затрат на ГПА обладают
агрегаты Сумского объединения имени Фрунзе - ГПА: Ц16/98,1-1,44-16 МВт,
ГПА Ц25/98,1-1,44-25 МВт и «НПО Искра» (г. Пермь, Россия). Однако, они
имеют одни из самых наихудших значений по уровню расхода топливного газа
как на единицу мощности одного ГПА, так и суммарно на все ГПА.
- наименьшими значениями расхода топливного газа обладают агрегаты
General Electric и Siemens. Это, соответственно, PGT 25| PCL 802 – 23,58МВт,
PGT 20| PCL 802 – 18,12МВт; SGT-600| STC-SV – 25 МВт и SGT-700| STC-SV
– 30 МВт.
- ГПА производства General Electric, Rolls-Royce и Siemens примерно
сопоставимы по стоимости капитальных вложений. Однако агрегаты
производства General Electric, как по значениям расхода топливного газа на
единицу мощности одного ГПА, так и суммарно на все ГПА, выглядят более
предпочтительно по сравнению с агрегатами Rolls-Royce и Siemens.
По годовым приведенным затратам рассматриваемые ГПА примерно
сопоставимы между собой.
Выводы:
- технически все рассматриваемые в настоящем проекте ГПА способны
обеспечить работу проектируемого газопровода на заданном техническим
заданием режиме эксплуатации.
- для целей данного проекта возможно применение ГПА мощностью в
диапазоне 10-30 МВт, соответственно, с различными схемами компоновки
ГПА на компрессорных станциях.
- для целей учёта в проекте и определения сметной стоимости объекта
приняты агрегаты «НПО Искра» (г. Пермь, Россия) – ГПА-10.