Методическое пособие 205

Как показали результаты численной реализации математических моделей одно- и двухступенчатых газораспределительных систем, на оптимальную централизацию поселковых систем газоснабжения существенное влияние оказывают плотность населения газоснабжаемой территории (площадь приусадебных участков) и характер застройки зданиями (одно-, двухрядная, многорядная). По результатам проведенных исследований разработаны рекомендации по оптимальной централизации двухступенчатых поселковых систем газоснабжения на базе пунктов редуцирования газа шкафного типа (табл. 3). В таблице 3 представлены как детерминированные значения оптимума централизации, так и допустимый диапазон централизации с учетом зоны экономической неопределенности (погрешность исчисления затрат±3%).

Таблица 3 – Оптимальная централизация газораспределительных систем

В числителе приводятся оптимальные значения централизации систем газоснабжения nopt, кв, в знаменателе – оптимальные значения потери давления в газовой сети Рopt , Па.

Как следует из таблицы 3, оптимальная централизация систем газоснабжения поселков изменяется в очень широких пределах: от 17 квартир (ленточная застройка поселка, плотность населения q=6 чел./га) до 200 квартир (многорядная застройка поселка, плотность населения q=75 чел./га). В таблице 3 приводятся также численные значения оптимальной потери давления Рopt в системе газоснабжения в условиях ее оптимальной

централизации. Как показывает анализ, оптимальная потеря давления изменяется в зависимости от характера застройки населенного пункта, типа газоснабжаемых зданий, характера газоиспользующего оборудования в широком диапазоне: от 290 до 596 Па.

21

Вместе с тем, учитывая значительную пологость целевой функции в районе минимума с погрешностью рения задачи, не превышающей 4÷5%, в качестве обобщающих рекомендаций для проектной практики можно принять:

–для поселков с ленточной застройкой Рopt =400 Па;

–для поселков с многорядной застройкой Рopt =500 Па.

В целях оценки эффективности результатов исследований было проведено сравнение экономических показателей систем газоснабжения в условиях оптимальной централизации. В качестве объекта исследований был рассмотрен населенный пункт, застроенный усадебными домами, с плотностью населения q=75 чел./га. Застройка поселка была выбрана групповая (многорядная). Здания оборудованы газовыми плитами и печами периодического действия. Согласно таблице 3, оптимальное количество квартир, подключаемых к одной редуцирующей установке, составляет 150. В то же время по ранее предлагаемым автором рекомендациям оптимальная централизация составляла nopt = 325 квартир. Таким образом, можно сделать вывод, что реализация предложенных математических моделей существенно улучшает структуру распределительных систем газоснабжения. При этом, как показывают конкретные расчеты, обеспечивается снижение дисконтированных затрат в систему газоснабжения в размере 12,6%, при снижении капитальных вложений на 20 %, а также обеспечивается экономия газового топлива в размере 2÷3%.

Анализ результатов оптимизационных расчетов одноступенчатых газораспределительных систем доказал их экономическую целесообразность в населенных пунктах с однорядной застройкой при степени населенности q ≤ 65÷75 чел./га (размер индивидуального участка ≥ 4÷5 соток). В то же время для населенных пунктов с двухрядной застройкой область целесообразного применения одноступенчатых газораспределительных систем ограничена условием q ≤ 35÷40 чел./га (размер индивидуального участка ≥ 7÷8 соток). Для населенных пунктов с многорядной застройкой одноступенчатые газораспределительные системы экономически оправданны при степени населенности q ≤ 10÷20 чел./га (размер индивидуального участка ≥ 15÷30 соток). Данные рекомендации вошли в стандарт ОАО «Гипрониигаз» и рекомендованы для использования в проектной практике соответствующих организаций.

В пятой главе представлен комплекс математических моделей по оптимизации региональных (межпоселковых) систем газоснабжения на базе газораспределительных станций. С увеличением радиуса действия станции (с увеличением количества населенных пунктов, подключаемых к ГРС) снижаются удельные затраты в сооружение и эксплуатацию ГРС. Вместе с тем возрастают удельные затраты в сооружение и эксплуатацию межпоселковых газопроводов, а также газопроводов-отводов вследствие увеличения их протяженности и диаметра.

22

В качестве целевой функции задачи рассматривались удельные (на 1 человека газифицируемого населения) дисконтированные затраты по технологической цепочке: газопровод-отвод – ГРС – межпоселковый газопровод. Для наиболее распространенного в газовой практике радиальнолучевого варианта трассировки межпоселковых газопроводов (рис. 2) оптимальный радиус действия станции определяется по выражению

Как показывает анализ результатов конкретных расчетов, оптимальная централизация межпоселковых систем газоснабжения изменяется в широких пределах в зависимости от плотности населения газоснабжаемой территории и численности населенных пунктов.

Так, например, при плотности населения q 10 чел/км2 и численности населенных пунктов nc =100 человек оптимальный радиус действия станции составляет Ropt =5,9 км. В то же время при q 2 чел./км2 и nc =1000 человек оптимальный радиус действия станции Ropt =21,9 км, то есть из-

меняется в 3,7 раза. Аналогично изменяется и оптимальное количество населенных пунктов, снабжаемых газом от одной ГРС. При q 10 чел./км2 и

23

nc = 100 человек имеем Mopt = 11 сел, в то время как при q 2 чел./км2 и nc =1000 человек оптимальное количество населенных пунктов составляет Mopt = 3 села, то есть изменяется в 3,7 раза. Таким образом, при разработке

проектов межпоселковых систем газоснабжения следует руководствоваться следующими соображениями: к одной газораспределительной станции необходимо подключать в среднем 4-5 сел при допустимом диапазоне централизации от 3 сел (при повышенной плотности населения и пониженной численности населенных пунктов) до 11 сел (при пониженной плотности населения и повышенной численности населенных пунктов).

Для определения оптимального местоположения ГРС была составлена специализированная программа. В качестве целевой функции задачи рассматривались дисконтированные затраты в строительство и эксплуатацию межпоселковых газопроводов З. Оптимальному решению задачи соответствует условие

i 1

где di – диаметр i го межпоселкового газопровода, см; a,b – стоимостные показатели межпоселкового газопровода, руб./км и руб./ (км см); yi ,xi – координаты потребителей газового топлива; y,x – координаты ГРС.

Сравнительный анализ предлагаемой методики определения оптимального местоположения газораспределительной станции с реальными проектами показывает снижение дисконтированных затрат в систему газораспределения на 15 и более процентов.

После определения оптимального количества населенных пунктов и оптимального местоположения станции можно приступать к расчету оптимальных схем распределения газа между ГРС и потребителями газового топлива. Целевая функция задачи представляет собой дисконтированные затраты в сооружение головной магистрали и ответвлений:

24

Для существенного снижения металлоемкости магистральных газопроводов и возможности снабжать газом удаленные населенные пункты на практике часто прибегают к повышению давления газа. Однако в этом случае при редуцировании давления до величины, принятой в распределительных газопроводах (0,3÷1,2 МПа), степень перепада давления увеличивается. При этом наибольшие трудности вызывает образование гидратов углеводородных газов. В качестве методов по предотвращению гидратообразования в настоящее время применяются следующие: подогрев газа, снижение давления газа в газопроводе ниже равновесного давления образования гидратов; использование ингибиторов; прогрев регулятора и т.д. К сожалению, все перечисленные способы борьбы с гидратообразованием не столь практичны и удобны при использовании, к тому же они увеличивают затраты на эксплуатацию системы. В данной работе предлагается изменить существующую схему редуцирования давления газа на ГРС (с 8÷10 МПа до 1,2 МПа), используя регулятор давления со встроенным теплогенератором (рис. 3).

Рис. 3. Узел редуцирования и узел подогрева газа:

1 – узел редуцирования, 2 – узел подогрева газа, РД1 – основной регулятор давления первой ступени редуцирования (РДУ-Т), РД2 – резервный регулятор давления первой ступени редуцирования (РДУ-Т), РД3 – основной регулятор давления второй ступени редуцирования (FL), РД4 – резервный регулятор давления второй ступени редуцирования (FL), ТО1 – основной теплообменник (СN2),

ТО2 – резервный теплообменник (СN2)

26

Суть предлагаемого решения заключается в следующем. Если для понижения давления применяются две ступени редуцирования, то зачастую в таком случае используют две ступени подогрева газа, то есть газ подогревают, редуцируют, снова подогревают и редуцируют. Предлагается использовать в первой ступени регулятор с теплогенератором, и поскольку перед ним газ подогревать не требуется, из схемы можно исключить теплообменники с сопутствующей трубной обвязкой и арматурой. Подогрев газа происходит только после второй ступени редуцирования, где устанавливаются регуляторы давления, обеспечивающие погрешность редуцирования в 1%. Теплогенератор нагревается до температуры 40÷500С, что достаточно для предотвращения обмерзания запорно-регулирующего устройства. Проведенные расчеты показали, что при использовании регулятора давления с теплогенератором значительно уменьшается площадь теплообмена (примерно в 1,3÷1,6 раза) за счет увеличения интенсивности теплообмена. Это достигается умышленным понижением температуры газа. При этом выходные параметры остаются совершенно одинаковыми, а данное понижение температуры никак не сказывается на работе регулятора. Предлагаемая модернизация схемы позволяет сэкономить до миллиона рублей.

Детальный анализ мониторных схем редуцирования газа выявил их недостаточную эффективность. Как правило, в существующих схемах в качестве рабочего регулятора и в качестве регулятора-монитора применяются одинаковые по своей конструкции и принципу действия регуляторы давления, исходя из соображения обеспеченности одинаковых технических характеристик. Для повышения надежности функционирования в мониторную схему предлагается установить разные регуляторы: в качестве рабочего регулятора – регулятор, который при выходе из строя оказывается нормально открытым, а в качестве регулятора-монитора – регулятор, который при выходе из строя оказывается нормально закрытым, заставив тем самым, регулятор-монитор выполнять две функции: функцию регулятора и функцию предохранительно-запорного клапана (КПЗ) (рис. 4).

Рис. 4. Схема редуцирования газа мониторная: I – основная линия редуцирования; II – резервная линия редуцирования; 1, 4, 5, 8 – запорная арматура с ручным управлением; 3,7 – регулятор давления (при выходе из строя – нормально открытые); 2, 6 –регулятор-монитор (при выходе из строя нормально закрытый)

27

При этом в случае выхода из строя регулятора-монитора газопровод будет отключать не КПЗ, а сам регулятор-монитор. Таким образом, из узла редуцирования исключается наиболее ненадежный и металлоемкий элемент, каковым является предохранительно-запорный клапан, что значительно уменьшает габаритные размеры установки и снижает стоимость.

Данный материал был разработан под руководством автора совместно с магистром техники и технологий Поляковым А.С. и подготовлен для участия в программе СТАРТ.

В шестой главе представлены методические рекомендации по моделированию и оценке эффективности сберегающих автономных систем газораспределения. Современная технология газоснабжения с использованием магистральных газопроводов практически исключает из этого процесса целые районы с небольшими населенными пунктами и фермерскими хозяйствами. При значительном удалении потребителей и малой численности жителей этих поселений сетевая газификация становится неэффективной, и потребители, находящиеся на таких территориях, лишены возможности использовать природный газ. Обзор современного состояния газовой отрасли России показал, что наиболее приоритетным направлением развития регионов, не газифицированных сетевым природным газом на ближайшую перспективу, является широкая автономная газификация на базе сжиженных природного и углеводородного газов. Для определения зон конкурентного применения СПГ и СУГ по сравнению с сетевым газом были проведены соответствующие исследования.

Дисконтированные затраты в сравниваемые варианты определяются выражением

где КСПГ (ПГ) ,ИСПГ(ПГ)– капитальные затраты и расходы по эксплуатации систем газоснабжения на базе СПГ и сетевым газом,Уtсл – дисконтирую-

щий множитель:

где tсл – срок службы системы, лет.

Оптимальному варианту соответствует минимум целевой функции (32). Разработанный алгоритм определения составляющих затрат в варианты

газоснабжения потребителей на базе различных энергоносителей вошёл в стандарт организации СТО 03321549-020-2012, утвержденный и рекомендованный ОАО «Гипрониигаз» для использования в проектной практике.

Анализ полученных результатов показал, что величина затрат на транспорт СПГ (СУГ) очень в малой степени по сравнению с прочими влияет на итоговую величину затрат. В свою очередь, затраты в систему

28

снабжения сетевым газом принципиальным образом зависят от расстояния до объекта газификации. В этой связи рациональность применения того или иного варианта будет зависеть от отдаленности потребителей от источника газоснабжения. Интенсивное развитие газотранспортной системы требует решения задачи выбора и технико-экономического обоснования вида газообразного топлива в динамической постановке. При этом актуальность приобретает обоснование возможности газоснабжения потребителей в два этапа. На первом этапе газоснабжение потребителей осуществляется на базе сжиженного газа (СПГ или СУГ), на втором (по мере подключения опорного пункта к магистральным газопроводам сетевого газа) – перевод потребителей со сжиженного на сетевой газ. Принцип поэтапной газификации потребителей дает возможность снабжать население газообразным топливом независимо от темпов развития системы газоснабжения и позволяет обеспечить значительную экономию затрат в строительство и эксплуатацию.

Предельное расстояние lКР , при котором потребителя, газифициро-

ванного, например, сжиженным природным газом, целесообразно перевести на сетевой газ, определяется по выражению

В качестве альтернативных вариантов систем газоснабжения были рассмотрены:

снабжение потребителей СУГ на базе групповых резервуарных установок;

снабжение потребителей СУГ от групповых резервуарных установок с последующим (через t0 лет) снабжением сетевым природным газом от пунк-

тов редуцирования шкафного типа;

снабжение потребителей СПГ на базе хранилищ со средствами выдачи;

снабжение потребителей СПГ от хранилищ со средствами выдачи с последующим (через t0 лет) снабжением сетевым природным газом.

29

Анализируя результаты расчетов, можно сделать следующие выводы: с увеличением срока отдаленности газоснабжения потребителей t0 возможно-

сти конвертирования систем существенно сокращаются. Так, например, если источник газоснабжения (с годовым потреблением 1000 МВт·ч/год) имеет возможность перевода на сетевой газ через 10 лет, то на природный газ целесообразно переводить потребителей, удаленных от опорного пункта на расстояние до 20 км. Если отдаленность газификации населенного пункта

t сопоставима со сроком службы газораспределительной системы, пере-

0

вод потребителей со сжиженного на сетевой газ нерационален при любой удаленности от опорного пункта газоснабжения.

Основные научные положения технико-экономической оптимизации элементов системы газоснабжения на базе СПГ были разработаны под руководством автора совместно с Фроловым В.О. В результате анализа имеющегося на сегодняшний день криогенного оборудования для транспортирования газа в жидкой фазе потребителям, удаленным от магистралей сетевого газа, была разработана новая конструкция криогенной цистерны, позволяющая снизить теплопередачу к перевозимому топливу и улучшить эксплуатационные возможности устройства. Поставленная задача решается устройством в криогенной цистерне, содержащей основную оболочку с размещенным внутри сосудом для перевозки жидкой фазы, дополнительной оболочки и использования ее пространства для перевозки жидкостей, имеющих температуру кипения выше температуры окружающего воздуха, и температуру плавления, сопоставимую с температурой кипения перевозимого сжиженного природного газа (хладоносителей).

С использованием модернизированной конструкции криоцистерны был разработан оригинальный способ автономной газификации потребителей на базе СПГ, в котором холодильный потенциал, полученный в процессе регазификации СПГ, предлагается использовать для предварительного охлаждения природного газа в цикле сжижения на заводе по производству газа. В результате данного мероприятия происходит экономия энергии, затрачиваемой на получение холода, благодаря тому, что при использовании одного и того же вещества (хладоносителя, перевозимого в дополнительной оболочке цистерны) для предварительного охлаждения сетевого газа затрачивается меньшее количество энергии на последующее охлаждение и сжижение природного газа в блоке сжижения.

Экономический эффект от применения разработанной конструкции криогенной цистерны в размере 13% доказывает результативность модернизированного автономного способа снабжения потребителей, удаленных от магистралей сетевого газа, высокотехнологичным энергоносителем и обеспечивает необходимые предпосылки оптимального функционирования газораспределительной системы.

30