книги из ГПНТБ / Фурман И.Я. Регулирование неравномерности газопотребления

днях могут, сохранив принятый уровень надежности, переключаться на резервное топливо. Таким образом, в системах газоснабжения возникают две задачи, требующие последовательного решения:

определение уровня надежности топливоснабжения; распределение резервов между элементами газоснабжающей си­

стемы и других топливоснабжающих систем.

Обе эти задачи сложны. Несмотря на то, что по методике опреде­ ления необходимого уровня надежности имеется обширная литера­ тура, окончательного решения она не получила.

В решении научного совета по комплексным проблемам энерге­ тики отделения физико-технических проблем энергетики АН СССР

рекомендованы два метода определения необходимого уровня надеж­ ности:

нахождение решения, которое требует минимума народнохозяй­ ственных денежных затрат, что предполагает соизмерение дополни­ тельных расходов на повышение надежности с уменьшением стои­ мости ущерба потребителям от перебоев энерголибо топливоснаб­ жения;

при отсутствии возможностей расчета ущербов оптимальный уровень надежности определяется зоной, где дальнейшее повышение надежности достигается за счет резкого увеличения дополнительных денежных затрат на производство и распределение соответствую­ щего энергоресурса.

Мы не будем останавливаться здесь на вопросах, связанных с мето­

промышленности эти трудности усугубляются отсутствием накоплен­ ных данных о последствиях аварийных перерывов поставки газа. Поэтому, очевидно, в настоящее время для определения оптималь­ ного уровня надежности газоснабжения наиболее целесообразно пользоваться вторым из рекомендованных методов. Однако для этого необходимо определить зависимость общих затрат на резервирование единой газоснабжающей системы (ЕГС) всеми указанными выше методами от принятого уровня надежности. В свою очередь, эта задача упирается в необходимость определения экономических пока­ зателей резервирования каждого из возможных методов и техникоэкономическое обоснование оптимального состава средств резерви­ рования, которое необходимо проводить в каждом конкретном случае. Не ставя перед собой такую цель в настоящей работе, попытаемся изложить некоторые соображения о наиболее вероятных изменениях параметров подземных хранилищ в связи с выполнением ими (кроме задач регулирования) функций обеспечения надеж­ ности газоснабжения.

1 Эти трудности подробно освещены в том же решении бюро подсекции научного совета по комплексным проблемам энергетики.

93

Как отмечалось, подземные хранилища характеризуются двумя основными параметрами — объемным и мощностным. Очевидно, и анализ количественных показателей необходимых резервов должен вестись по ним. Рассмотрим вначале, каковы должны быть прибли­ женные количественные значения резервов, классификация которых

факторов, обуславливающих их необходимость, так и в силу отсут­ ствия представительных данных о возникших отклонениях факти­ ческих потребностей в газе от запланированных по каждой из причин, перечисленных в табл. 33.

В исследовании по обеспечению надежности северной системы газопроводов даны предварительные соображения о численном значении каждого из рассмотренных видов резервов [22].

В соответствии с этими соображениями перспективные резервы для компенсации допустимой надежности исходных данных и покрытия возможной сверхплановой нагрузки принимаются в размере 7-—10% общего объема газопотребления. Нагрузочный резерв должен составить в соответствии с этими же рекомендациями 2—3% .

Весьма значителен по объему компенсирующий резерв. Исходя из многолетних колебаний отопительной нагрузки в пределах 20— 30% при.средних долях этой категории потребностей в суммарном расходе газа (8—15%), можно определить диапазон колебаний компенсирующего резерва в размере 1,5—3,5% общего объема газопотребления.

средней продолжительности аварийного состояния системы; технологической схемы транспорта газа (числа ниток, схемы

расстановки газоперекачивающих агрегатов на компрессорных стан­ циях, расстояния между перемычками на газопроводе);

вероятностной характеристики возникновения аварийной ситуа­ ции на газопроводе (интенсивности отказов).

Средняя продолжительность аварийного состояния газопроводов, в свою очередь, обуславливается несколькими факторами, в первую очередь, как показали последние исследования, проведенные во ВНИИГазе [26], — диаметром газопроводов. В соответствии с этими

94

Существенное влияние на аварийные потери газа оказывает тех­ нологическая схема его транспорта, в первую очередь, число ниток на газопроводе. При двухниточной системе выход из строя какоголибо участка (кроме конечного) приводит к потере примерно 65—70% производительности, а при многониточной — производительность нитки в результате аварийной ситуации снижается всего на 35%.

Интенсивность отказов зависит от качества труб и строительно-

надежности ЕГС [26 ], в процессе которой были обработаны статисти­ ческие материалы Государственной газовой инспекции, показала, что в среднем по стране число аварий на 1 км трубопровода состав­ ляет 0,8х 10_ 3 в год.

Исходя из этих данных для укрупненных расчетов аварийный резерв может быть принят в размере 3—4% годового объема подачи газа.

В работах, посвященных вопросам функционирования ЕГС, указывается, что народнохозяйственный резерв для нее наиболее целесообразно создавать путем образования некоторого задела произ­ водительности основных вновь строящихся газопроводов по сравне­ нию с перспективной потребностью в газе на каждый расчетный период.

Оперативные резервы, как уже указывалось, могут быть созданы как в самой газоснабжающей системе, так и у потребителей в виде запасов других видов топлива. Такое резервирование в основном может осуществляться энергетическими потребителями — электро­ станциями и крупными котельными.

Значительные возможности по резервированию за счет создания вторых топливных хозяйств имеют также предприятия промыш­ ленности строительных материалов, в первую очередь цементные заводы. Ленинградским филиалом Гипромеза исследуются вопросы резервирования газоснабжения предприятий металлургической про­ мышленности.

При анализе возможностей использования энергетических пот­ ребителей для резервирования необходимо иметь в виду, что значи­ тельная часть их в зимнее время переводится на другие виды топлива в целях регулирования неравномерности газопотребления и поэтому функций резервирования в этот период выполнять не сможет. Прак­ тически большое затруднение представляет создание вторых топлив­ ных хозяйств в отопительных котельных. По уровню 1970 г. при­ мерно 28% общего объема газа использовалось электростанциями, 7% — отопительными котельными и 13% — промышленными. Из общего количества газа, используемого на электростанциях, зимой этот вид топлива расходуется примерно в размере 35—40%, или 10% общего объема газопотребления.

Следовательно, остальная часть общего объема газа, подаваемого электростанциям в зимнее время, резервироваться вторым топливным хозяйством не может и должна обеспечиваться за счет газа в подзем-

95

ных хранилищах. Этот же источник резервирования должен быть для газа, расходуемого на нужды населения, предприятий легкой, пищевой, машиностроительной промышленности, а также для хими­ ческих предприятий.

Таким образом, объем резервирования, который должен быть возложен на подземные хранилища, должен составить по самым укрупненным экспертным оценкам примерно 50—60% всех опера­ тивных резервов.

Следовательно, суммарные резервы должны составить 6,5—10% общего объема газопотребления, в том числе, очевидно, минимум 50% этого объема, т. е. 3,5—5% всего потребления, должно резервиро­ ваться подземными хранилищами. Учитывая, что в среднем а = 10-^- 12%, можно полагать, что объем хранилищ с учетом задач резервирования должен быть увеличен на 35—50%. При определении этой величины необходимо сделать существенную оговорку: каждое из событий, определяющих необходимость создания какого-то ре­ зерва, является вероятностным и имеет соответствующую вероят­ ностную характеристику. Наряду с этим все эти события незави­ симы друг от друга.

При суммировании объемов всех видов резервов необходимо одновременно с этим установить суммарную вероятность влияния всех рассмотренных выше факторов, которая будет равна произ­ ведению вероятностных характеристик каждого события (или фак­ тора). К сожалению, в настоящее время не представляется возмож­ ным это сделать, так как по нескольким факторам такие характерис­ тики отсутствуют. Однако можно смело утверждать, что интеграль­ ный показатель вероятности ввода в систему всех видов резервов будет ничтожно мал и составит величину, на один—два порядка более низкую, чем значение 100—р, где р — принятая расчетная надежность всей системы газоснабжения. Исходя из этого впредь до установления достоверных вероятностных характеристик рас­ смотренных выше событий, вызывающих необходимость создания различного вида резервов, можно, на наш взгляд, примерно в 1,5—2 раза снизить необходимый суммарный объем резерва и считать достаточным увеличение для целей резервирования объема храни­ лища на 15—30%. Такое решение было принято в уже упоминав­ шейся работе по обоснованию надежности северной системы.

Кроме роста объема резервирование надежности при помощи подземных хранилищ требует увеличения их мощностной характе­ ристики, т. е. максимально-суточной производительности.

Следует отметить кардинальное отличие во влиянии функций резервирования на изменение объемных и мощностных параметров

96

хранилищ. Если первый параметр (объемный), как было показано выше, должен вырасти примерно на 15—30%, то второй будет ме­ няться гораздо существенней.

Если в общем случае принять проектное время использования максимума газопровода hc равным 310 суткам, то среднесуточная

С другой стороны, как уже отмечалось, при выполнении хранили­ щем только функций регулирования значение соотношения его активного объема к суммарному объему потребляемого газа (пока­ затель а) может быть для укрупненных расчетов принято в раз­

Если считать, что в среднем хранилище рассчитывается на 80—

Иначе говоря, максимально-суточная производительность храни­ лища для целей регулирования должна составить примерно 30—40% среднесуточной подачи газа потребителю.

С учетом многолетних колебаний, т. е. необходимости создания компенсирующего резерва, который составляет примерно 25—30% производительности хранилища, рассчитанного по средним данным, максимально-суточная производительность для целей регулирования должна составить примерно 40—50% среднесуточной подачи газа потребителям.

При аварийном выходе из строя системы газоснабжения суточный недоотпуск будет колебаться в широких пределах. Для потреби­ теля, который снабжается газом по однониточной системе, этот недоотпуск будет равен величине Gr.

Как было показано выше, в многониточной системе суточный недоотпуск при аварийной ситуации существенно снижается. Необ­ ходимо также иметь в виду, что, как правило, большинство промыш­ ленных узлов снабжается газом с нескольких направлений. Это также снижает необходимую максимально-суточную производитель­ ность хранилищ для целей резервирования.

С учетом всех указанных выше обстоятельств, в зависимости от общего возможного аварийного недоотпуска по системе газоснаб­ жения производительность подземных хранилищ для резервирова­ ния должна, по нашей оценке, колебаться в пределах 20—60% производительности газоснабжающей системы.

Таким образом, необходимая дополнительная производительность подземных хранилищ для резервирования может колебаться от 50 до 200% производительности хранилищ, необходимой для регу­ лирования неравномерности газопотребления. Такое увеличение является довольно значительным. Однако при этом надо иметь в виду следующее обстоятельство. Как известно, использование подземных хранилищ для регулирования характеризуется перемен­

постоянной. Поэтому определенную часть производительности хра­ нилищ, созданную для регулирования, можно рассматривать как дополнительный источник резервирования.

При расчете необходимой производительности хранилища, кото­ рое будет использоваться как для покрытия зимних пик, так и в случае аварийных ситуаций, необходимо, на наш взгляд, исходить из следующих соображений.

Газопровод и хранилищеэксплуатируются в единой системе газоснабжения.

Таким образом, общая производительность системы газоснабже­ ния Gc определяется по формуле

G c - G r + Grp r .

Указанная производительность обеспечивается с вероятностью, равной сумме N -г Р, где N — вероятность наступления темпера­ туры наружного воздуха, требующая максимально-суточного отбора из хранилища; Р — вероятность обеспечения производительности газопровода Gr с учетом возникновения аварийных ситуаций.

Производительность системы газоснабжения с учетом вероятно­ стных факторов

G'e = Ge(N + P).

Если задаться определенным количественным значением надеж­ ности системы Н 3 , то ей должна соответствовать производитель­ ность системы Gc. С учетом вероятностных факторов

Gc — H3 GC .

Следовательно,

H3Gc = Ga(N + P).

Если резервирование надежности газоснабжения производится только за счет хранилища, то

С с = Gr + GXp,

98

тельная производительность хранилища для целей резервирований. Нетрудно заметить, что если N + Р ^ Н 3 , то нужна дополни­ тельная производительность хранилища для целей резервирования. В обратном случае такой дополнительной производительности не потребуется. По мере эксплуатации хранилища в режиме отбора газа максимально-суточная производительность хранилища для целей регулирования 6?хр падает. С учетом этого при конкретных расчетах, если обозначить начальную максимально-суточную произ­

созданных для регулирования, может быть использована для резер­ вирования надежности газоснабжения, должно быть учтено при определении сравнительной экономичности разных методов регули­ рования. Для этого необходимо ту часть затрат на хранилище, которая зависит от его максимально-суточной производительности, распределить между функциями регулирования и резервирования. Это уменьшит приведенные затраты на хранение газа для регулиро­ вания и повысит конкурентоспособность подземного хранения в сравнении с другими методами регулирования, что представляется правомерным. Указанное выше распределение затрат предлагается провести пропорционально соотношению между необходимой на­ чальной производительностью хранилища для целей регулирования и его необходимой производительностью для целей резервирования:

7*

Г л а в а I V

ЭКОНОМИКА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ-РЕГУЛЯТОРОВ

1, С П Е Ц И Ф И К А РЕГУЛИРОВАНИЯ НЕРАВНОМЕРНОСТИ Б У Ф Е Р Н Ы М И ПОТРЕБИТЕЛЯМИ

Одним из методов регулирования неравномерности потребления газа является его подача определенным предприятиям в период провала графика нагрузки и их перевод в период повышенного расхода газа на другие виды топлива. Таких потребителей, работаю­ щих часть года на газе и регулирующих суммарный график неравно­ мерности газопотребления промышленного узла или района, принято называть потребителями-регуляторами, или буферными потребите­ лями. Сущность буферного регулирования заключается в том, что при взаимозаменяемости газа и других видов топлива создание его запасов из-за сезонных колебаний потребления газа исключается из сферы систем газоснабжения и переводится в систему углелибо нефтеснабжения. С точки зрения ведомственной подчиненности, использование буферных потребителей означает, что сезонные запасы должны создавать не Министерство газовой промышленности, а дру­ гие ведомства, чьи предприятия летом переводятся на газ, а зимой работают на угле либо мазуте (при обеспечении равномерной работы угольных шахт и нефтеперерабатывающих заводов).

Рассматривая применение буферных потребителей для регули­ рования неравномерности газопотребления, необходимо, в первую очередь, остановиться на специфике этого метода, так как до сих пор по этому вопросу нет полного единства мнений. С одной стороны, как будет показано ниже, в последние годы имеет место широкое использование потребителей-регуляторов, которые в условиях пока еще недостаточного развития подземного хранения газа в стране несут основную нагрузку по регулированию неравномерности газо­ потребления, с другой стороны, до настоящего времени бытует весьма распространенное мнение, что использование буферных потреби­ телей является неполноценным методом регулирования, который не решает всех задач, связанных с этой проблемой. Такая точка зрения сформулирована в некоторых работах [7, 30].

Детальное изучение проблемы буферного регулирования пока­ зало, что эта точка зрения необоснованна.

Бесспорно, характер регулирования неравномерности буферными потребителями кардинально отличается от характера регулирования с помощью подземных хранилищ либо резервных мощностей газо­ снабжающей системы. Если подземное хранилище позволяет в лет-

100

нее время добиться высокой загрузки газопроводов, а зимой обеспе­ чивает покрытие повышенных расходов газа, то вторую задачу буферный потребитель решает иначе: переключаясь в зимнее время на использование других видов топлива, он позволяет существенно уменьшить в этот период повышенные (против среднегодовых) потребности в газе. Иначе говоря, если подземное хранилище регу­

Рис. 12. Использование буферных потребителей для регулирования неравно­ мерности газопотребления:

V i , Qi — соответственно объем потребления и максимально-суточный расход газа на комму­ нально-бытовые нужды; Уг, Qt — то же, на технологические потребности промышленности! V j , Q, — то же, для потребителей, которые могут быть переведены (а), либо работают (б)

в режиме регуляторов; Vu Qi — то же, для отопления.

На рис. 12 а, б видно, каким образом происходит регулирование при помощи буферных потребителей и как при этом меняется конфи­ гурация сезонного графика неравномерности.

Для успешного регулирования при помощи буферных потреби­ телей как величины, так и интенсивности неравномерности газо­ потребления необходимо наличие двух условий:

доля газа, подаваемого в данном районе буферным потребителям, должна быть не меньше объема неравномерности;

суточный расход газа у буферных потребителей должен также быть выше либо равен разнице между максимально-суточной потреб­ ностью района в газе и его среднесуточной подачей по трубопроводу с учетом того, что в случае необходимости наиболее пиковая часть графика неравномерности может быть покрыта за счет использо­ вания методов краткосрочного регулирования. (К ним мы относим создание хранилищ сжиженных газов, перевод в наиболее холодные

101

На рис. 12 показано, при каких условиях может быть осуще­ ствлено буферное регулирование. Для этого необходимо, чтобы

Предполагается, что в противном случае дополнительная потребность обеспечивается за счет создания хранилища сжижен­ ного газа.

Принципиально в качестве буферного потребителя может быть использовано любое предприятие, работающее на газовом топливе. Однако при этом надо учитывать следующее.

Буферные потребители должны быть крупными потребителями топлива в годовом разрезе, а также должны иметь возможность принимать достаточно большие объемы газа в единицу времени. Кроме того, переход на другой вид топлива должен быть осуществлен этими потребителями без какого-либо существенного ущерба для производственного процесса.

Технологические потребители газа, как правило, резко ухуд­ шают свои экономические показатели при частом переходе с одного вида топлива на другой, иногда такой переход у этих потребителей вовсе не возможен. Поэтому в качестве буферных предприятий у нас в стране в основном используются электростанции. Они яв­ ляются крупными потребителями газового топлива, могут прини­ мать достаточно большие объемы газа в единицу времени, а главное — могут без ущерба для производственного процесса быстро пере­ ходить с одного вида топлива на другой.1

В качестве буферных потребителей могут, в принципе, быть использованы как теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), так и конденса­ ционные электростанции (КЭС). Однако первые, как правило, рас­ положены на территории обычно густозаселенной. Их перевод в зимнее время на сжигание других видов топлива крайне нежела­ телен в силу трудностей с его доставкой, а также в связи с необхо­ димостью сохранения чистоты воздушного бассейна. К тому же масштабы использования ТЭЦ в качестве потребителей-регуляторов ограничены, так как в летнее время их потребность в топливе резко

1 Так, по данным [27], перевод с одного вида топлива на другой специали­ зированных газомазутных котлов типа ТГМ-84, ТГМ-94 и некоторых других типов, на которых установлены комбинированные газомазутные горелки, можно осуществить с помощью дистанционного управления за 30 с. Д л я перехода с газового топлива на пылеугольное требуется, конечно, значительно большее время, что связано с вводом в действие механизмов топливоподачи и пылеприготовления. Однако и здесь это время сравнительно невелико — примерно 4 ч.

102