Министерство образования и наук

и Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего

профессионального образования

«Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

На правах рукописи

Махалин Александр Николаевич

ОБОСНОВАНИЕ СТРУКТУРЫ И ПАРАМЕТРОВ

ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ ОБЪЕКТОВ

ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ

Специальность 05.09.03 – Электротехнические комплексы и системы

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ

доктор технических наук, профессор Б.Н. Абрамович Санкт-Петербург –

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

Глава 1 Научно технические проблемы надежности и экономичности систем электроснабжения объектов газотранспортных систем

1.1 Структурные компоненты объектов газотранспортных систем

1.1.1 Компрессорные станции магистральных газопроводов

1.1.2 Станции подземного хранения газа

1.4 Характеристики восстанавливаемых объектов

1.5 Основные причины отказа оборудования электротехнических комплексов газотранспортных систем

1.6 Анализ существующих вариантов систем электроснабжения газотранспортных предприятий

1.7 Анализ нормативных документов регламентирующих надежность систем электроснабжения

1.8 Обоснование целей и задач исследования

Глава 2 Оценка надежности систем электроснабжения объектов газотранспортных систем

2.1 Оценка надежности и структурной избыточности электротехнических комплексов станций подземного хранения газа

2.2 Общая характеристика и основные этапы логико-вероятностных методов при оценке надежности сложных систем.

2.3 Выводы к главе 2

Глава 3 Обоснование структуры Системы электроснабжения с учетом резервных источников питания

3.1 Методологические принципы построения схем функциональной целостности структурно сложных систем

3.2 Выбор схемы резервирования источников питания систем электроснабжения

3.3 Оценка влияния надежности отдельных элементов на надежность системы электроснабжения в целом

3.4 Анализ влияния надежности системы электроснабжения на безопасность компрессорной станции «Торжокская»

3.4.1 Оценка вероятности развития аварий работающих газоперекачивающих агрегатов из-за срыва электроснабжения

3.4.2 Оценка вероятности срыва основного производственного цикла КС «Торжокская» из-за низкой надежности системы электроснабжения.............. 3.4.3 Оценка вероятности развития аварий АСГ-1360 из-за низкой надежности системы электроснабжения

3.5 Выводы к главе 3

Глава 4 Обоснование топологии и параметров Электротехнических комплексов газотранспортных систем удовлетворяющих требованиям структурной достаточности

4.1 Структурное и временное резервирование в электротехнических комплексах газотранспортных систем

4.2 Алгоритм достижения структурной, параметрической и временной достаточности системы электроснабжения

4.3 Результаты логико-вероятностного моделирования в соответствии с алгоритмом поиска рациональной структуры электротехнических комплексов газотранспортных систем

4.4 Обоснование рационального варианта электротехнических комплексов газотранспортных систем

4.5 Обоснование рационального количества генераторных установок в структуре системы электроснабжения

4.6. Технические средства компенсации высших гармоник в кривой тока и напряжения

4.7 Обобщенная схема СЭС компрессорной станции с ГПА

4.8 Выводы к главе 4

Заключение

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Газотранспортная система (ГТС) включает в себя предприятия подготовки, перекачки и хранения газа, включая компрессорные станции, линейнопроизводственные участки магистральных газопроводов, осуществляющие обеспечивается надежной работой их электротехнических комплексов (ЭК), причем даже кратковременный перерыв в электроснабжении может привести к значительному материальному ущербу. ЭК ГТС имеют сложную структуру, преобразования и распределения электроэнергии. Надежность их систем характеристиками электрооборудования, определяющих их работоспособность, а также степенью резервирования источников питания. Электроснабжения объектов ЭК осуществляется напряжением 110 кВ, 35 кВ, 6(10) кВ, 0,4 кВ, что приводит к необходимости иметь значительное количество ступеней трансформации и является причиной снижения надежности ЭК ГТС. Эксплуатируемые в настоящее избыточность, что приводит к существенному перерасходу материальных ресурсов.

газотранспортных систем является комплексной задачей. Для ее решения существенно влияют на общую надежность системы, определять минимально необходимый уровень резервирования элементов и при этом учитывать значения нормативных показателей надежности и качества электроэнергии. Кроме того при электротехнического комплекса необходимо обосновать параметры входящих в него элементов для максимально эффективного, экономичного и безопасного процесса его эксплуатации.

Для решения задачи обоснования структуры систем электроснабжения при соблюдении заданного уровня надежности и сравнения различных вариантов схем электроснабжения объектов газотранспортных систем целесообразно применять логико-вероятностный метод, включающий аппараты теории вероятностей и алгебры логики.

Степень разработанности Проблемой повышения надежности структурно-сложных технических систем занимались Диллон Б., Э. Дж. Хэнли, Вилесов А.А., Рябинин И.А., Можаев А.А., Барановский В.В. Вопросом повышения надежности ЭК газотранспортных систем с использованием логико-вероятностным методом посвящены работы Абрамовича Б.Н., Петрова С.П., Беленко А.В., Бабурина С.В., Поплевина В.М. и др.

В работах Бабурина С.В, Поплевина В.М. рассмотрены варианты повышения надежности систем электроснабжения за счет усовершенствования существующей элементной базы и резервирования источников питания. Однако в них не рассматривается вопрос минимизации количества резервных источников и топологии системы.

В работе Петрова С.П. рассмотрена возможность применения логиковероятностного метода моделирования для оценки надежности систем электроснабжения компрессорных станций и определения вкладов отдельных элементов в общую надежность системы. Однако не рассмотрены вопросы ограничения структурной избыточности компрессорных станций, станций подземного хранения газа и др. с учетом вкладов элементов с низкими показателями надежности, а также минимизации числа ступеней трансформации, при котором обеспечивается рациональная топология системы электроснабжения.

Цель работы Обоснования их структуры и параметров ЭК ГТС при ограничении структурной избыточности на уровне, достаточном для обеспечения непрерывности технологических процессов подготовки, транспортировки и хранения газа.

Идея работы Структурная достаточность ЭК ГТС выявляется на основе логиковероятностных оценок его топологии, параметров источников внешнего и внутреннего электроснабжения, включая источники бесперебойного питания, с реализацией алгоритма поиска структурной достаточности при минимизации ступеней трансформации и достижении заданных параметров надежности.

Задачи исследования:

технологического процесса транспортировки газа при достижении заданных параметров надежности;

логико-вероятностная оценка топологии ЭК ГТС при ограничении структурной избыточности;

достаточности ЭК ГТС.

обоснование структур систем электроснабжения объектов ГТС с учетом временного резервирования при минимизации числа ступеней трансформации.

Научная новизна работы 1. Выявлены элементы ЭК ГТС, выравнивание относительных значений вкладов которых, приводит к ограничению структурной избыточности на уровне, достаточном для обеспечения непрерывности технологических процессов подготовки, транспортировки и хранения газа.

2. Разработан алгоритм поиска рациональной структуры ЭК ГТС на основе логико-вероятностный оценок вариантов систем электроснабжения с учетом временного резервирования при минимизации ступеней трансформации и достижении заданных параметров надежности.

Практическая ценность работы заключается в том, что разработанные положения по обоснованию структурной достаточности систем электроснабжения позволят на стадии проектирования и реконструкции электротехнических комплексов в условиях ООО «Газпром Трансгаз Санкт-Петербург» выполнять системы электроснабжения с минимально необходимым количеством элементов и заданными показателями надежности, что в свою очередь приведет к снижению капитальных затрат при строительстве и текущих затрат при обслуживание объектов газотранспортных систем.

Методы исследований В работе использовались методы теории электрических цепей, теории систем электроснабжения, теории надежности, численные методы решения уравнений, статистический анализ, компьютерное моделирование, логиковероятностный метод.

Научные положения:

1. Ограничение структурной избыточности электротехнических комплексов объектов газотранспортных систем должно производиться путем выравнивания относительных значений вкладов элементов электротехнических комплексов с учетом их интегральных показателей надежности при снижении относительных значимостей и вкладов элементов с низкими показателями надежности.

2. Обоснование структуры и параметров электротехнических комплексов газотранспортных систем следует выполнять на основе логико-вероятностных оценок ее топологии, параметров источников внешнего и внутреннего электроснабжения, включая источники бесперебойного питания, с реализацией алгоритма поиска структурной достаточности с учетом временного резервирования при минимизации ступеней трансформации и достижении заданных параметров надежности.

Степень достоверности научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается использованием известных положений теории электрических цепей, математической статистики и теории вероятностей, методов математического моделирования и теории оптимизации.

Апробация Основные положения и научные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Всероссийской конференции студентов выпускного курса (Санкт-Петербург, СПбГГУ, 2011г), Всероссийской научнопрактической конференции: «Теплогазоснабжение: состояние, проблемы, перспективы» (Оренбург, 2011г), 10-й международной научно-практической конференции «Освоение минеральных ресурсов Севера: проблемы и решения»

(Воркута, 2012г).

Публикации По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ, из них 3 – в изданиях, рекомендованных перечнем ВАК.

Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, изложенных на страницах. Содержит 31 рисунок, 9 таблиц, список литературы из наименований.

ГЛАВА 1 НАУЧНО ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ НАДЕЖНОСТИ И

ЭКОНОМИЧНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЪЕКТОВ

ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ

1.1 Структурные компоненты объектов газотранспортных систем В настоящее время ОАО «Газпром» является крупнейшим Обществом мирового уровня, обеспечивающим природным газом объекты страны и поставку за рубеж. Для функционирования всех его подразделений необходима надёжная работа, как объектов добычи газа, так и его транспортировки, распределения и переработки. В ходе работы были рассмотрены вопросы обеспечения надёжной работы систем электроснабжения (СЭС) газотранспортной системы (ГТС) ОАО «Газпром» на примере ряда технологических объектов общества. Это потребители электроэнергии, в основном, компрессорных станций, станций подземного хранения газа, газораспределительных станций и линейной части магистральных газопроводов (МГ). Необходимо обеспечить доставку природного газа от удалённых мест месторождений Ямала и Западной Сибири к местам потребления природного газа и границам России, за счет надежного функционирования электротехнического комплекса ГТС [11,29].

Газотранспортная система имеет в своем составе ряд потребителей электроэнергии, бесперебойное электроснабжение которых необходимо для нормального режима транспортировки газ, при этом даже кратковременный перерыв в электроснабжении может привести к недоотпуску продукции и серьезным авариям. К таким объектам можно отнести компрессорные станции магистральных газорпроводов, подземные хранилища газа и линейные участки газопровода.

Технология подземного хранения газа состоит в том, что в качестве резервуаров для хранения газа используют поровое пространство пласта, находящегося на значительной глубине под поверхностью Земли. В определенные периоды года (как правило, весенне-летние) природный газ закачивают в такой пласт, затем некоторое время хранят в нем (межсезонные промежутки) и, наконец, (в осенне-зимние периоды) отбирают из пласта для подачи потребителям. [50] На магистральных газопроводах сооружают компрессорные станции (КС), предназначенные для повышения давления газа до величин, определяемых прочностью труб и оборудования. Применяют два вида КС, имеющих разные технологические схемы: КС, оборудованные газомоторными поршневыми компрессорами; КС, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок (КСГП) или электродвигателей. КСГП являются наиболее распространенными из выше перечисленных. Количество КСГП составляет более 80% от общего числа КС магистральных газопроводов.

Предприятия нефтегазовой отрасли имеют в своём составе технологические установки, принадлежащие к особой группе первой категории по надежности электроснабжения, которые совершенно не допускают перерыва электропитания.

К данным установкам относятся добычные установки нефтепромыслов, погружные электроцентробежные насосы, установки извлечения технологической жидкости на поверхность, установки подготовки газа к заполнению участков трубопроводов (УПГЗ), маслонасосы смазки подшипников турбин, станции подземного хранения газа.

После реформирования РАО «ЕЭС России» не выявлено каких-либо тенденций повышения эффективности работы систем внешнего электроснабжения как для объектов ОАО «Газпром», так и для других предприятий РФ. Наоборот, ситуация с надёжностью внешнего электроснабжения из года в год обостряется, о чем могут свидетельствовать неоднократные случаи сбоев электроснабжения от внешних источников. Тарифная политика, проводимая энергосбытовыми компаниями, также не является понятной и предсказуемой на ближайшую и отдаленную перспективы. Все это приводит к необходимости оснащения промышленных объектов электростанциями собственных нужд (ЭСН), аварийными дизельными электростанциями (АДЭС), гарантирующие им бесперебойную подачу электроэнергии, другими техническими устройствами для поддержания требуемой категорийности электроснабжения ЭП.

Газотранспортная система помимо самого трубопровода состоит из ряда элементов обеспечивающих ее нормальное функционирование. Приблизительно через каждые сто километров ветки трубопровода сооружается компрессорная станция для повышения давления газа в трубе до необходимого значения, там же сооружаются агрегаты воздушного охлаждения газа. Кроме того для понижения давления газа до уровня, необходимого по условиям его безопасного потребления, на ответвления магистральных газопроводов сооружают газораспределительные станции. Они понижают начальное давление газа (например, 5 МН/м, то есть кгс/см) по одно-, двух- или трёхступенчатой схеме до 0,1 МН/м и менее. Там же происходит измерение количества потребляемого газа и его параметров:

температуры и давления. Для передачи данных о параметрах газа в диспетчерские пунты используются пункты релейной связи (ПРС). Для удовлетворения сезонного возрастания спроса сооружаются станции подземного хранения газа, которые в низкий сезон закачивают газ в подземные резервуары и в зимний период компенсируют нехватку транспортируемого газа.

1.1.1 Компрессорные станции магистральных газопроводов Компрессорные станции магистральных газопроводов, как потребители электрической энергии, имеют ряд технических особенностей. [1,15,27,45-51,56,57] Компрессорные станции относятся к первой категории электроприемников и их электроснабжение следует осуществлять от двух независимых, взаимно резервируемых источников, каждый из которых должен взять на себя полную нагрузку всех электроприемников и обеспечить самозапуск электродвигателей ответственных механизмов. при выходе из строя другого источника питания.

Компрессорные станции являются мощными потребителями электроэнергии, особенно электроприводные станции, где мощности двигателей установок компремирования газа достигают 12500 кВт [45], а цеха комплектуются большим количеством машин. Учитывая вспомогательные технологические системы, необходимые для нормального функционирования, установленная мощность потребителей электроэнергии компрессорных станций требуемая для питания электроустановок открытых и закрытых высоковольтных распределительных устройств, может достигать мощности сравнимой с подстанциями районных систем.

Электродвигатели газоперекачивающих агрегатов (ГПА), а так же электроприводы некоторых вспомогательных механизмов, системы КИПиА требуют бесперебойного электроснабжения и даже кратковременое прекращение питания может привести к нарушению технологического процесса. Кроме того данные потребители чувствительны к изменениям параметров качества электроэнергии.

В большинстве случаев выбор местоположения компрессорной станции происходит исключительно на основе технологических факторов, следовательно в ряде случаев сооружение питающих линий электропередач от энергосистемы является затруднительным, поэтому необходимо решать вопрос о применении автономных источников питания. Это происходит путем проведения техникоэкономических расчетов и сравнения возможных вариантов реализации схемы электроснабжения.

Структура системы электроснабжения (СЭС) компрессорных станций определяется вышеуказанными особенностями. Внешнее питание электроэнергией КС осуществляется по линиям электропередач напряжением 35-220 кВ от районных подстанций энергосистем. Для приема и распределения электроэнергии на территории компрессорных станций сооружается открытое распределительное устройство (ОРУ) с двумя или более вводами со стороны высшего напряжения и не менее чем с двумя главными понизительными трансформаторами. При наличии электроприводных ГПА, ОРУ сооружаются исходя из конкретных условий работы станции и технических условий энергосистемы. В ОРУ со стороны высшего напряжения в могут применяться следующие схемы:

-упрощенная с короткозамыкателями и отделителями или масляными выключателями;

- мостик с короткозамыкателями, отделителями и масляными выключателями или только с масляными выключателями.

При использовании на компрессорной станции ГПА с газотурбинным приводом, установленная мощность которых во много раз ниже, чем у электроприводных агрегатов, на территории КС сооружаются локальные открытые или закрытые распределительные устройства (ЗРУ). При расположении районных электростанций энергосистем вблизи КС, электроснабжение осуществляется по двум воздушным или кабельным линиям напряжением 6- 35 кВ.

От трансформаторов ОРУ пониженное напряжение (6-10 кВ) подается на шины ЗРУ- 10 кВ, к которым присоединены электроприводы компрессоров, а так же цеховые трансформаторные подстанции.

Цеховые электрические сети имеют большое количество конфигураций вследствии многообразия возможных конструкций ГПА. Однако требования, предъявляемые к СЭС, одинаковые и зависят в основном от типа приводного двигателя ГПА.

В настоящее время в качестве приводного двигателя установок компремирования газа применяются газовые турбины и электрические двигатели.

Оба типа привода имеет свои достоинства и недостатки, которые учитываются на стадии проектирования при выборе привода ГПА. Газотурбинные агрегаты имеют более сложную конструкцию, по сравнению с электроприводными, соответственно они сложнее в эксплуатации и имеют более низкую надежность, представляют большую пожаро- и взрывоопасность и для их обслуживания необходимо привлечения в 2 раза большего количества эксплуатационного персонала. КС с электроприводом требуют на 35-40% меньше капитальных затрат (без учета затрат на строительство электростанций) и на 20% меньше эксплуатационных затрат (без учета энергетической составляющей)[19]. Газотурбинные агрегаты потребляют в качестве топлива только один вид - природный газ, однако это дает возможность создать простую схему топливоснабжения с отбором газа из магистрального газопровода. Использование электроприводных агрегатов позволяет уменьшить число резервных ГПА по сравнению с газотурбинными благодаря большей надежности электропривода. Мощность потока газа на участках с компрессорными станциями на которых используются электроприводные ГПА выше из-за отсутствия отбора газа на собственные нужды.

Однако использование на КС электроприводных агрегатов ограничено (электроприводные составляют 20% от общего числа ГПА, газотурбинные - 80% [37]) вследствии следующих факторов:

- в районах преимущественного пролегания магистральных газопроводов отсутствуют развитые энергетических систем;

- продолжительность нового строительства и высокая капиталоемкость энергетических мощностей в данных районах;

- низкая надежность линий электропередачи (ЛЭП) при удалении от сетей энергосистемы;

сложность регулирования частоты вращения электропривода и необходимость использовать регуляторы.

Электроприводные агрегаты характеризуются большой потребляемой мощностью (4000 - 12500 кВт на агрегат) и высокими требованиями к надежности электроснабжения и качеству электроэнергии. В качестве электропривода применяются синхронные или асинхронные электродвигатели, рассчитанные на напряжение 6-10 кВ.

Из магистрального газопровода газ поступает по шлейфу к блоку пылеуловителей ПУ. Газ, прошедший очистку, попадает во всасывающий коллектор и оттуда в центробежные нагнетатели. Количество одновременно работающих ГПА зависит от режима работы станции. Сжатый газ после нагнетателей охлаждается в специальных установках - воздушных холодильниках газа ХГ. Охлажденный газ поступает далее в магистральный газопровод. Кроме основного привода, для нормального функционирования агрегатов необходимы следующие вспомогательные устройства:

- насосы смазочного масла;

- насосы уплотнения масла;

- вентиляторы охлаждения масла;

- приточные вентиляторы здания компрессоров-аварийные вытяжные вентиляторы;

- освещение, рабочее и аварийное;

- системы КИПиА;

- система оперативного тока;

- вентиляторы холодильников газа.

В качестве электропривода вентиляторов и насосов применяются асинхронные электродвигатели на напряжение 0,4 кВ.

Электроустановки вспомогательных устройств КС подключаются к агрегатным щитовым станциям управления (АЩСУ) ГПА, которые получают электроэнергию от устройства 0,4 кВ цеховой подстанции. В цеху устанавливается два трансформатора 6-10/0,4 кВ и предусматривается резервирование на стороне низкого напряжения.

К электроприемникам особой группы на электроприводных КС относятся системы КИПиА, система оперативного тока и аварийное освещение. Их питание осуществляется постоянным током напряжением 24, 48, 110 или 220 В. Для их бесперебойной работы создается система гарантированного электроснабжения, с использование двух выпрямительных устройства, подключенных к разным секциям шин 0,4 кВ цеховой подстанции и взаиморезервирующих друг друга. Все ответственные потребители получают питание от одного выпрямителя, к которому подключена аккумуляторная батарея, находящаяся в режиме постоянного подзаряда. При исчезновении напряжения от первого выпрямителя второй, находящийся в резерве, подключается автоматически. При исчезновении напряжения от обоих выпрямительных устройств, электроснабжение электроприемников особой группы осуществляется от аккумуляторной батареи [39,51].

Установленная мощность ГПА с газотурбинным приводом значительно ниже электроприводных, при этом их требования к надежности электроснабжения ниже.

Принцип работы газотурбинных КС аналогичен электроприводным. Главным отличием является технологическая обвязка ГПА. Существенной особенностью является наличие аварийных источников электроснабжения в дополнение к питающим линиям. Вспомогательные устройства агрегатов с газотурбинным приводом схожи с механизмами электроприводных агрегатов. Отличие заключается в том, что дополнительно необходимо устанавливать вспомогательный насос гидравлического питания с асинхроным приводом и аварийный насос смазочного масла с приводом постоянного тока. К особой группе потребителей КС с газотурбинным приводом относятся системы КИПиА, система оперативного тока, электродвигатели аварийных насосов смазочного масла и аварийное освещение.

Кроме того, электроснабжение газотурбинной КС может быть реализовано с использование генераторов собственных нужд. При этом в схеме будет предусмотрено два выпрямительных устройства, подключенных к распределительным устройствам - 0,4 кВ цеховой подстанции, одно из них питает двигатели постоянного тока и обеспечивает подзаряд аккумуляторов, другое обеспечивает электричеством системы КИПиА и оперативного тока, аварийное освещение. Выпрямительные устройства резервируют друг друга. При отсутствии питания от выпрямителей, электроснабжение потребителей особой группы осуществляется от аккумуляторных батарей.

В ряде случаев на ГПА устанавливаются генераторы собственных нужд, которых обеспечивают питание всех вспомогательных устройств этого агрегата.

Генераторы в автоматическом режиме подключаются к шинам АЩСУ при достижении газоперекачивающим номинальной частоты. При остановке ГПА электрооборудования агрегата осуществляется от шин 0,4 кВ цеховой ТП.

В зависимости от типа газоперекачивающих агрегатов на компрессорной станции СЭС может видоизмениться [4,16,20,28,66,67,72]. Например, аварийный источник может быть выполнен на напряжение не 6 (10) кВ, а на 0,4 кВ и подключаться непосредственно к шинам распределительного устройства 0,4 кВ.

При использовании на агрегатах генераторов собственных нужд, компрессорные станции могут запитываться от одной линии, с установкой аварийного источника электроснабжения. Отличия схемы от типовой вызваны требованиями электроприемников и особенностями размещения рассматриваемых объектов.

Источники электроснабжения КС могут находиться в рабочем режиме, а таже использоваться в качестве нагруженного или ненагруженного резерва, выполняя функции аварийного резерва. Основной и резервный источники питания необходимы для обеспечение нормального технологического процесса. Аварийный должен обеспечить работу потребителей электроэнергии КС при отсутствии напряжения основного и резервного источников в течении 90 минут и остановку ГПА, если электроснабжение от основного или резервного источников не будет восстановлено.

Большинство КС с газотурбинными ГПА имеют такую структуру СЭС, при которой основными источниками являются сети энергосистемы, а аварийнымдизельный или газотурбинный электроагрегат. В качестве аварийного источника наибольшее распространение получили отечественные агрегаты типов АС-804, АС-814 и зарубежные- «Солар», «Викинг».

Проанализировав используемы в настоящее время схемы электроснабжения компрессорных станций с различными типами ГПА можно описать их недостатки.

На главной понизительной подстанции некоторых компрессорных станций с короткозамыкателем, которая не обеспечивает маневренности питающих линий и главных силовых трансформаторов. Кроме того при аварийном отключении одной из питающих ВЛ или трансформатора происходит аварийная остановка электропривода ГПА [46]. Коме того в распределительных устройствах КС применяются масляные выключатели, которые имеют среднее время срабатывания 0,25 с; при работе АВР, когда отключается вводной выключатель одной из секций шин и включается секционный выключатель, суммарное время перерыва питания превышает максимально допустимое для электропривода ГПА (0,25 с) [68]. Синхронный электродвигатель выходит из синхронизма, а его самосинхронизация типовой схемой не предусмотрена.

Компрессорных станций с газотурбинными ГПА также обладают рядом недостатков [37,72]. При резервировании основных источников аварийным время перерыва электроснабжения имеет большое значение, обусловленное быстродействием систем защит и автоматики, коммутационных аппаратов и временем пуска аварийного источника (20-30 с для дизельных, 30-60 с для газотурбинных электроагрегатов). Следовательно время перерыва электроснабжения при переходе на резерв может составляет от 30 до 70 с. Для некоторых типов ГПА недопустимо такое длительное отсутствие питания, вследствии чего возникает необходимость применения дополнительного источника электроснабжения - генераторов собственных нужд. В системах электроснабжения большинства КС отсутствуют устройства автоматической разгрузки при питании от аварийного источника. Мощность аварийного электроагрегата ограничена (630кВА) и при отсутствии электроснабжения от основных источников возможны его перегрузки, которые могут привести к вынужденной остановке агрегата и отключению ответственных потребителей. На ряде КС система автоматики построена таким образом, что пуск автоматического ввода резерва производится по сигналу от реле минимального напряжения, которые установлены до вводных выключателей. Это приводит к тому, что АВР не работает при ошибочном или самопроизвольном отключении вводных выключателей.

Наиболее актуальной является проблема повышения надежности электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов именно с газотурбинными ГПА. Для решения этой задачи необходимо решение ряда вопросов:

- переход от электроснабжения от сетей энергосистемы к электроснабжению от собственных источников, - использование аварийных источников, которые имеют меньшее время пуска или находящихся в постоянной готовности к принятию нагрузки, - применение схемы пуска АВР, учитывающей все причины исчезновения напряжения на шинах потребителей, относящиеся к разным категориям, применение устройства автоматической разгрузки при осуществлении питания от аварийного источника.

1.1.2 Станции подземного хранения газа Технология подземного хранения газа заключается в том, что в качестве резервуаров для хранения газа используют поровое пространство пласта, находящегося на значительной глубине под поверхностью Земли. В определенные периоды года природный газ закачивают в такой пласт, затем некоторое время хранят в нем, а во время большой нагрузки на газовую систему отбирают из пласта для подачи потребителям.

Эксплуатация подземных газохранилищ имеет циклический характер.

Летом, при отсутствие большого спроса на природный газ, его излишки из газопровода закачивают под землю, создавая в них хранилище газа. Осенью такое хранилище, как правило, простаивает. Зимой, когда потребление газа увеличивается из-за холодов, газ из подземных хранилищ газа (ПХГ) частично извлекают и направляют в газовую сеть или возвращают в газопровод. Весной, после потепления, газохранилище некоторое время простаивает, а с появлением излишков газа в газопроводе с закачки начинается следующий цикл [8-10, 53].

Все технологические процессы на ПХГ по своему назначению разделяются на два периода:

- закачка газа в пласт;

- отбор газа из пласта.

Закачка газа в пласт осуществляется в летний период с мая по сентябрь.

Закачка производится компрессорными цехами. По окончанию закачки следует нейтральный период, длительность которого в основном зависит от потребностей газотранспортной системы, но в среднем составляет 15-20 дней.

При возрастании потребности газотранспортной системы в газе, станция подземного хранения газа переводится в режим отбора для компенсации недостающего количества [3].

В ряде случаев могут возникнуть аварийные режимы:

1. если произошло авария в газотранспортной системе, в результате чего возникает необходимость в отборе газа из газохранилищ.

2. при отказе электрооборудования станций подземного хранения газа, в результате чего происходит срабатывание устройств релейной защиты и сетевой автоматики.

Одновременное возникновение обоих видов аварийных режимов может привести к серьёзным последствиям. Для нейтрализации возможных последствий необходимо обеспечить надёжное электроснабжение за счёт применения дополнительных источников электроснабжения (электростанций собственных нужд), при этом необходимо учитывать требования к надежности СЭС и уметь находить рациональное количество источников резервного питания[71].

В качестве примера объекта подземного хранения газа была рассмотрена Невская СПХГ. Невское ПХГ создано в 1976 году для обеспечения компенсации сезонной неравномерности потребности в газе по Северо-Западному региону. В настоящее время объем хранимого газа в ПХГ составляет 3 млрд. м3, из них 1, млрд. м3 – активного газа, а суточная производительность – 15 млн. м3 [8].

Для обеспечения требуемого уровня надёжности электроприемники СПХГ объединяются в отдельные группы, назначение, категория надежности, расположение и мощность которых определяется основным технологическим циклом станций.

Приемники электрической энергии СПХГ относятся к первой группе по надежности. Это обусловлено важностью данного объекта для народного хозяйства страны и особенностями технологического цикла транспортировки и хранения газа. В нормальном режиме электроснабжение технологических объектов хранения и перекачки газа, происходит от двух взаимно резервирующих независимых источников питания (основной и резервный источники).

В составе групп электроприемников первой категории выделяются электроприемники особой группы, бесперебойная работа которых необходима для обеспечения безаварийного останова производства и обеспечения приемников осуществляется от трёх источников питания: основного, резервного и аварийного.

оборудование КИП и А, аварийные насосы смазки газоперекачивающих агрегатов (ГПА), уплотнительные масляные насосы, циркуляционные насосы аппарата воздушного охлаждения (АВО) масла и др.). Это в значительной степени определяет требования к первичной схеме соединений системы электроснабжения и, в первую очередь, к количеству используемых независимых источников электроэнергии [81,87,89].

электроснабжения Невской СПХГ. Рассматриваемая СЭС включает в себя двух трансформаторную подстанцию 35/10,5 кВ (тип трансформатора: ТМН-1600/35мощность: 1,6 МВА) и ЭСН с двумя генераторами 1,36 МВт с газопоршневыми первичными двигателями. Питающая подстанция построена по схеме «полный мостик» с двумя поперечными связями на 35 и 10,5 кВ.

Нормальный режим работы трансформаторов – раздельный. На подстанции располагается закрытое распределительное устройство (ЗРУ-10,5 кВ) с двумя секциями шин.

Основное закрытое распределительное устройство напряжением 10,5 кВ расположено на промышленной площадке и имеет одиночную секционированную систему шин, к каждой из секции подключается по одному генератору.

Заземление нейтрали выполнено через вспомогательный бетэловый регулируемый резистор с рабочим сопротивлением 150 Ом. Номинальный ток замыкания на землю при этом составляет 40 А. Резисторов подключены через трансформаторы со схемой соединения обмоток Y0/ типа ТСЗК-63/10 (Sн = 63 кВА; Uн = 10/0, кВ; Uк = 5,5 %).

Обе секции ЗРУ-10,5 кВ связаны двумя линиями электропередачи (ЛЭП) с шинами низкого напряжения (10,5 кВ) питающей подстанции 35/10,5 кВ. К шинам ЗРУ-10,5 кВ подключаются трансформаторные подстанции и пункты, которые обеспечивают питание потребителей напряжением 0,4 кВ.

Трансформаторные подстанции и пункты включают в себя по два или одному трансформатору в зависимости от категории электрических приемников. Они подключаются к различным секциям ЗРУ-10,5 кВ и оборудуются устройствами автоматического ввода резерва (АВР) [115, 116].

Кроме того через шины ЗРУ-10,5 кВ подключено распределительное устройство (РУ-10,5 кВ), обеспечивающее электроснабжения 1-го цеха и циркуляционных насосоа.

Электроснабжение СПХГ «Невская» осуществляется по двум ЛЭП:

- одна – от ПС 110/35/10 кВ «Пролетарий» через секцию шин 35 кВ ПС 35/10 кВ «Зайцево» (длина 47,1 км до ПС «Невская»);

- вторая – от ПС 110/35/10 кВ «Крестцы» (длина 11,8 км до ПС «Невская»).

Обе одноцепные линии при подходе к СПХГ располагаются на одной опоре и в случае повреждения опоры, произойдет одновременный выход из строя двух линий, следовательно эти два источника нельзя назвать полностью электроснабжении станции на время до одних суток, что может подвергнуть опасности жизнь и здоровье людей, привести к значительному экономическому ущербу. Кроме того, для проведения обслуживания или ремонта одной из линий, расположенной на одной опоре со 2-ой линией, необходимо обесточить все линии, расположенные на одной опоре, что в свою очередь приведет к перерыву в электроснабжении станции. С целью повышения надежности электроснабжения потребителей электроэнергии в газовой промышленностях и обеспечения I категории электроснабжения при уменьшении роста затрат на централизованное электроснабжение используются электростанции собственных нужд (ЭСН) небольшой мощности [78].

1.4 Характеристики восстанавливаемых объектов восстанавливаемых элементов и систем характеризуется двумя основными случайными величинами:

T - случайное время безотказной работы объекта;

T - случайное время восстановления (ремонта) отказавшего объекта.

функционирования восстанавливаемого объекта.

Рисунок 1.2 - Схема работы восстанавливаемого объекта На рисунке 1.2 используются следующие обозначения:

t pj - значение реализации случайного времени T работы объекта после t вj - значение реализации времени TВ ремонта объекта после очередного отказа до восстановления его работоспособности.

Статистические определения показателей надежности восстанавливаемого объекта:

PВС (t ) e t - вероятность безотказной работы.

Коэффициент готовности ( КГ ) объекта имеет двойное смысловое содержание. Во-первых, КГ определяет среднюю ожидаемую долю времени КГ * t от заданной наработки t, в течение которого объект будет работать по назначению. Оставшаяся доля этого времени (1 КГ ) * t равна той части наработки, в течение которого (в среднем) объект не функционирует, т.е. отказал и восстанавливается. Во-вторых, КГ равен вероятности того, что в любой момент времени объект окажется в состоянии работоспособности, а 1 КГ - вероятность, что объект окажется в состоянии отказа (ремонта). [3,75-77] Аналитические показатели безотказности восстанавливаемого объекта, при экспоненциальном законе распределения времени его безотказной работы ( const ), и восстановления ( const ), составляют:

- средняя наработка на отказ восстанавливаемого объекта;

На рисунке 1.3 приведены типовые графики указанных характеристик надежности для экспоненциальных законов распределения времени безотказной работы и времени восстановления объекта. [74] Рисунок 1.3 - Типовые графики показателей надежности восстанавливаемого Обобщая сказанное, можно выделить следующие (часто используемые на практике) показатели надежности восстанавливаемых объектов:

КГ - коэффициент готовности восстанавливаемого объекта, TO - средняя наработка на отказ восстанавливаемого объекта, TB - среднее время восстановления.

восстанавливаемых объектов, могут потребоваться вычисления ряда других характеристик, например, значимостей и вкладов элементов в КГ системы, а также:

Э - эквивалентная интенсивность (частота) отказов восстанавливаемой PВС (t ) e t - вероятность безотказной работы восстанавливаемой системы.

Существует явное подобие в постановке и решении задач моделирования и расчета вероятности безотказной работы PC (t ) невосстанавливаемой системы и коэффициента готовности КГ C восстанавливаемой системы. В первой задаче, на основе вероятностей безотказной работы pi pi (t ) невосстанавливаемых элементов определяется вероятность безотказной работы PC (t ) всей системы в течение заданного периода t времени функционирования.

работоспособности восстанавливаемых элементов, с помощью того же многочлена вероятностной функции, определяется вероятность работоспособности всей системы в любой момент времени ее функционирования, т.е. коэффициент готовности КГ C исследуемого системного объекта. Это позволяет, почти без изменений, применять рассмотренную выше методику моделирования и расчета вероятности безотказной работы невосстанавливаемой системы для определения коэффициента готовности восстанавливаемой системы.

Методика моделирования и расчета коэффициента готовности, включает следующие действия:

1. Определяется многочлен вероятностной функции Pc рассматриваемого режима функционирования исследуемой системы;

2. Задаются или вычисляются значения коэффициентов готовности pi i и коэффициентов неготовности qi 1 pi 1 КГ i всех системы;

3. Эти аналитические или числовые значения параметров элементов подставляются в многочлен Pc c вероятностной функции.

В результате получается расчетная формула (расчетная математическая модель), по которой вычисляется коэффициент готовности восстанавливаемой системы любой заданной структуры системы. Следует отметить, что данная методика правомерна только для гипотезы о независимости отказов и неограниченности восстановлений всех элементов. [23,24,35] 1.5 Основные причины отказа оборудования электротехнических комплексов газотранспортных систем В [26,43,54] проведены также исследования по различным производственным газотранспортным объединениям с целью выявления количества вынужденных остановок по различным причинам. Исследования проводились для двух типов ГПА с газотурбинным приводом. В таблице 1 представлены данные для агрегатов без генераторов собственных нужд, а в таблице 2- для агрегатов с генераторами собственных нужд, установленными на одном валу с газовой турбиной.

Необходимо отметить тот факт, что для газоперекачивающих агрегатов без генераторов собственных нужд основной причиной вынужденных остановок являются перерывы в электроснабжении. Для ГПА с собственными генераторами таких остановок намного меньше, однако и такой уровень (7,1% по Мингазпрому) требует принятия мер по повышению надежности электроснабжения.

Путем анализа вынужденных остановок доказано, что на общее количество отказов в работе электрооборудования газоперекачивающих станций приходится свыше 70% отказов внешнего электроснабжения и до 30% отказов внутрицеховых распределительных сетей и электрооборудования [52]. В основном отказы внешнего электроснабжения обусловлены неисправностями в линиях электропередачи энергосистем. Наиболее часто это происходит в районах со сложными природноклиматическими условиями. Нарушение внешнего электроснабжения имеет более тяжелые последствия по сравнению с неисправностями внутреннего электроснабжения, поскольку приводит к остановке большого числа агрегатов, а нередко- и всей станции; соответственно требуется больше времени на восстановление нормального режима работы. Структура магистрального газопровода такова, что на всей его протяженности, на расстояниях, определяемых расчетом, расположены компрессорные станции, газ поступает последовательно- от одной станции к другой, остановка одной из компрессорных станций может существенно отразиться на режиме работы магистрали и в конечном счете привести к потерям, связанным с недоотпуском газа потребителям. Помимо этих затрат возникают дополнительные затраты, обусловленные:

Таблица 1 - Причины вынужденных остановок ГПА без собственных генераторов Причины остановок Доля вынужденных остановок в отрасли и производственных объединениях, % неисправности механической части нии жения систем причины Таблица 2 - Причины вынужденных остановок ГПА с собственными генераторами Причины остановок Доля вынужденных остановок в отрасли и производственных объединениях, % неисправности механической части нии жения систем причины -расходом природного газа на остановку, пуск и работу ГПА на обвод, -расходом турбинного масла на остановку и пуск агрегата (0,025 т), -сокращением межремонтного периода ГПА (до 100 ч), -снижением КПД турбин, приводящем к перерасходу топливного газ Таблица 3 - Составляющие расхода газа при пусках и остановках для некоторых типов ГПА Составляющие расхода Объемы газа по типам ГПА, тыс. м. куб контура нагнетателя нагнетателя при пуске при пуске Вынужденные остановки ГПА помимо экономического, наносят и экологический ущерб, так как при этом происходит стравливание природного газа в атмосферу.

Актуальным для компрессорных станций является так же вопрос усовершенствования существующих систем гарантированного электроснабжения, так как известны случаи отказа этих систем, вызванные в первую очередь недостаточной эксплуатационной надежностью применяемых в этих системах аккумуляторных батарей. Необходимо учесть, что отказы систем гарантированного электроснабжения имеют наиболее тяжелые последствия, поскольку способны привести к взрывам или пожарам, тем самым создать угрозу жизни людей и нанести большой экономический ущерб. Немаловажно учесть так же тот факт, что в последнее время наблюдается тенденция к увеличению доли затрат на электроэнергию в общей структуре производственных затрат газотранспортных предприятий.

Газотранспортная сеть России формировалась при достаточно низких ценах на энергоресурсы, вопрос энергосбережения в то время не был актуальным. В результате этого удельная энергоемкость действующих газопроводов неоправданно велика (в 1,5- 1,7 раза выше удельной энергоемкости западных газопроводов [83]).

Существующие в настоящее время рыночные отношения приводят к непрерывному росту цен на электроэнергию, отпускаемую энергосистемой, что, соответственно, при высокой энергоемкости производства приводит к снижению его рентабельности. Согласно материалам Научно-технического совета РАО "Газпром" 1996 года на предприятиях с газотурбинными ГПА на энергозатраты в структуре себестоимости транспорта газа приходится 10- 20%, а на предприятиях с большим количеством электроприводов эта статья превышает 50%. Таким образом, при питании газотранспортных предприятий от сетей энергосистемы значительную долю производственных затрат составляет плата за электроэнергию, что существенно отражается на экономике предприятия и отрасли в целом. Пути решения этой проблемы- проведение энергосберегающих мероприятий, переход на электроснабжение от собственных источников. Исходя из вышесказанного можно сделать вывод, что проблема надежности электроснабжения промышленных предприятий, рассматриваемая на примере газотранспортного комплекса, весьма актуальна. Немаловажен также и экономический аспект, связанный с непрерывным ростом цен на электроэнергию, приводящим к снижению рентабельности транспорта газа вследствии его высокой энергоемкости ти. Таким образом созданы экономические предпосылки для разработки и усовершенствования элементов системы электроснабжения компрессорных станций. Это и определяет цели и задачи настоящей диссертационной работы.

газотранспортных предприятий осуществляться от внешних источников питания или от электростанций собственных нужд. Существует несколько возможных вариантов питания как только от внешних или только от собственных источников, так и от обоих типов одновременно. Все рассматриваемые варианты должны удовлетворять требованиям ПУЭ по надежности электроснабжения и качеству поставляемой электроэнергии, предъявляемым к электроснабжению потребителей.

Первым является самый распространенный на данный момент вариант электроснабжения по двум одноцепным независимым линиям электропередач.

Использование именно двух одноцепных линий необходимо для соблюдения требований Пуэ для приемников 1 категории.

Согласно ПУЭ для электроприемников первой особой категории необходимо кроме двух независимых взаимнорезервируемых источников использовать резервный источник питания. В качестве такого источника могут быть использованы дизельные электростации или газопоршневые электростанции.

Рисунок 1.5 - Схема электроснабжения от двух ЛЭП и генератора ЭСН Кроме того если это экономически целесообразно, есть возможность использования в качестве основных источников питания электростанции собственных нужд, а внешнюю линию электропередач использовать как резервный источник. Но это рентабельно только если стоимость генерируемой электроэнергии ниже той что можно купить на внешнем рынке.

Рисунок 1.6 - Схема электроснабжения от ЛЭП и двух генератора ЭСН В тех случаях, когда строительство линий электропередач невозможно или его стоимость значительно превышает затраты на строительство электростанции собственных нужд, можно использовать вариант питания только от внутренних источников. Но при этом необходимо рассчитать количество генераторных установок с учетом горячего и холодного резерва для обеспечения требуемого уровня надежности и безопасности.

Рисунок 1.6 - Схема электроснабжения от генераторов ЭСН 1.7 Анализ нормативных документов регламентирующих надежность систем электроснабжения Существующие схемы систем электроснабжения должны обеспечивать энергетическую безопасность на объектах предприятий минерально-сырьевого комплекса. Зачастую эти системы могут обладать структурной избыточностью.

Все это приводит к снижению надежности электроснабжения.

Существующими нормативными документами допускается перерыв в электроснабжении потребителей первой категории на 72 часа в год, что соответствует коэффициенту готовности Кг=0,992. Данный уровень надежности является недопустимым для многих технологических процессов на газотранспортных предприятиях и приводит к нарушению технологических процессов. Во многих отраслях существуют свои нормативные документы регламентирующие уровень надежности системы электроснабжения. Так, например, в ОАО «Газпром» для регламентирования уровня надежности принят стандарт ВРД 39-1.10-071-2003. По этому стандарту допустимым значением коэффициента готовности системы электроснабжения является 0,99 и более.

Для соответствия таким жестким требования к надежности, следует уже на стадии проектирования новых объектов газотранспортных систем оценивать уровень надежности системы электроснабжения. Кроме того необходимо выявить пути по ее повышению, а также рассмотреть различные варианты схем систем электроснабжения для определения оптимальной структуры разрабатываемой системы.

Основным нормативным документом ОАО «Газпром», регламентирующим оценку надежности электростанций собственных нужд и используемые при этом показатели надежности являются «Правила технической эксплуатации электростанций собственных нужд ОАО«Газпром»» ВРД 39-1.10-071-2003 [73].

С точки зрения оценки надежности, указанный документ разработан в соответствии с ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Основные понятия.

Термины и определения» [22]. Поэтому, все последующие рассуждения по оценке надежности ЭСН будут строиться в соответствии с указанными документами [94,95] 1.8 Обоснование целей и задач исследования электроснабжения являются сложными и многосвязными. Зачастую при разработки систем электроснабжения в ним закладываю структурную и параметрическую избыточность, для обеспечения необходимого уровня надежности. При этом в настоящее время отсутствуют методы оценки структурной достаточности систем электроснабжения объектов ГТС.

диссертационной работы:

Цель работы: обоснования их структуры и параметров ЭК ГТС при ограничении структурной избыточности на уровне, достаточном для обеспечения непрерывности технологических процессов подготовки, транспортировки и хранения газа.

Задачи исследования:

технологического процесса транспортировки газа при достижении заданных параметров надежности;

логико-вероятностная оценка топологии ЭК ГТС при ограничении структурной избыточности;

достаточности ЭК ГТС.

обоснование структур систем электроснабжения объектов ГТС с учетом временного резервирования при минимизации числа ступеней трансформации.

ГЛАВА 2 ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ОБЪЕКТОВ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ

электротехнических комплексов станций подземного хранения газа целесообразно применять метод эквивалентных преобразований. Это возможно благодаря тому, что структурная схема СЭС СПХГ не является структурносложной и для определения надежности ЭК СПХГ может быть преобразована путем исключения и упрощенных преобразований последовательных и параллельных элементов и цепей.

С точки зрения оптимального планирования, сооружения и развития СЭС промышленных предприятий наиболее предпочтительным является минимум среднегоовых затрат. Кроме того могут быть использованы и другие критерии например, надежность СЭС, минимум потерь мощности или энергии, минимум ущерба, обусловленного отклонениями напряжения.

В данной работе за критерий оптимальности принимается надежность системы электроснабжения. Основываясь на данных нормативных документов и используя методы расчета надежности мы имеем возможность выбрать структуру системы электроснабжения, которая будет иметь минимальное количество элементов, минимально необходимую степень резервирования и при этом ее надежность не будет опускаться ниже требований нормативных документов.

При оценки надёжности приведённых выше вариантов электроснабжения СПХГ используются понятия безотказность и ремонтопригодность.

Безотказность – это свойство объектов СЭС непрерывно сохранять работоспособность в течение некоторого времени.

Ремонтопригодность – это свойство объектов СЭС, заключающееся в их приспособленности к предупреждению и обнаружению причин возникновения отказов, повреждений и устранения их последствий.

Одним из основных понятий теории надежности является отказ, т.е.

нарушение работоспособности объекта или входящих в его состав элементов. До наступления отказа объект находится в работоспособном состоянии, в котором он способен выполнять все или часть заданных функций. В результате отказа объект переходит в неработоспособное состояние, в котором он не способен выполнять заданные функции [1, 19, 60].

Безотказность характеризуют следующие показатели:

наработка на отказ Т – это время, в течение которого изучаемый объект или его элемент будут правильно выполнять все свои функции. Обычно считают, что в момент начала наблюдения за объектом независимая переменная (время) t = 0.