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

хозяйстве руководствуются при планировании развития электро­ энергетики, — должен быть (там, где он экономически обоснован) внедрен в практику проектирования и эксплуатации всех звеньев единой газоснабжающей системы.

В заключении настоящего раздела кратко остановимся на мето­ дических вопросах планирования показателя загрузки промыслов

игазопроводов.

Вгазовой промышленности основным показателем, характери­ зующим потенциальные возможности газоснабжающей системы,

является годовая производительность. Нам представляется, что для элементов газоснабжающей системы (промыслов и газопроводов) основным показателем должна стать, как в электроэнергетике, установленная мощность, показывающая добывные и пропускные возможности в сутки соответствующего звена газоснабжающей

При планировании годовых объемов добычи и транспорта газа нужно исходить из показателя установленной мощности и числа суток использования максимума, а следовательно, и оптимального коэффициента загрузки для каждого промысла и газопровода, определяемого с учетом комплекса факторов, в первую очередь, степени участия резервов газоснабжающей системы в оптимальной схеме регулирования неравномерности потребления.

Следует также изменить методику определения оптимальных параметров газопроводов. В настоящее время оптимальная произво­ дительность для газопроводов различных диаметров определяется исходя из 310 суток использования их максимума. Исследования, проводимые во ВНИИЭГазпроме В. А. Лукашовым, показали, что оптимальная суточная пропускная способность меняется в зависи­ мости от числа суток использования максимума [36 ]. Поэтому опти­ мальные параметры для газопроводов различных диаметров должны быть определены не для годового объема подачи газа, а для их суточ­ ной пропускной способности по дифференцированной шкале в зави­ симости от числа суток использования максимума.

2. ЭКОНОМИКА РЕЗЕРВИРОВАНИЯ МОЩНОСТЕЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ И ПРОМЫСЛОВ

При полном либо частичном регулировании за счет использования резервных мощностей промыслов и газопроводов изменение пара­ метров газоснабжающей системы, ведущее к изменению ее экономимических показателей, зависит только от мощностной характеристики неравномерности, обобщающим показателем которой является число суток использования максимума hc. В связи с этим возникает задача

133

определения зависимости расчетных затрат на добычу и магистраль­ ный транспорт газа от числа суток использования максимальной мощности промысла и газопровода.

Как известно, число суток использования максимальной мощ­ ности газопровода (промысла) зависит от двух показателей — годо­ вого объема подачи (добычи) газа Q и максимальной суточной произ­ водительности газопровода (промысла) Gf[£).

В общем случае изменение величины hc может быть вызвано изменением как величины Q, так и величины G™fn)- При этом вполне естественно, что, с интересующей нас точки зрения, небезразлично, изменением какого из этих показателей вызвано изменение значе­ ния hc. Например, на магистральном транспорте газа при тех же установленных мощностях и колебаниях объема подачи в основном меняется так называемая условно переменная доля затрат (по реа­ гентам, потерям газа и энергетическим затратам), составляющая значительно меньшую часть общих затрат. Основная доля прихо­ дится на условно постоянные расходы, не зависящие от объема транспортируемого газа.

Совершенно иная зависимость имеет место при условии постоян­ ства годового объема подачи газа и переменной величине установ­ ленных мощностей газопровода, что соответствует условиям нашего анализа. В этом случае меняются почти все статьи расходов в струк­ туре себестоимости подачи газа. Причем изменение экономических показателей магистрального транспорта газа может быть вызвано

Примерно такая же картина наблюдается при добыче газа посто­ янного годового объема при переменном значении максимальной суточной производительности промысла.

Для получения соответствующих зависимостей было определено изменение расчетной суточной производительности газопроводов при различных значениях показателей hc для широкого диапазона годового объема транспорта (от 3 до 15 млрд. мя в год). Результаты расчетов приведены в табл. 50.

Как видно из приведенных в табл. 50 данных, в рассматрива­ емом диапазоне колебаний, мощностных режимных характеристик у и hc от 1,0 до 1,8 и величины hc от 365 до 203 суток использования мак­ симума необходимая максимально-суточная производительность газо­ проводов вырастает почти в два раза. Для каждого из данных в табл. 50 суточных объемов транспорта газа были определены приведенные удельные затраты. Они определялись исходя из длины расчетного участка (с учетом гидравлической схемы транспорта газа каждого из значений суточной производительности) в расчете на единицу протяженности. Показатели удельных приведенных затрат рассчи­ таны для оптимальных условий транспорта заданного объема газа исходя из заданной суточной производительности при максимальной загрузке газопровода во времени. При этом оптимальные параметры транспорта различных объемов газа были приняты в соответствии

134

с расчетами, выполненными во ВНИИЭГазпроме, а также по данным более ранних исследований в этой области [37 ]. Повышение суточной производительности газопроводов (с уменьшением показателя hc) предусматривалось как путем повышения мощности и числа КС, так и путем увеличения диаметра газопровода до оптимального при заданном годовом объеме и режиме подачи. В расчетах предусмотрены одинаковые аварийный и ремонтный резерв газоперекачивающих агрегатов на КС и отчисления на амортизацию и текущий ремонт независимо от режима работы и загрузки газопровода. При этом топливный газ учтен по величине замыкающих затрат на газ на перспективу. Результаты расчетов приведены в табл. 51.

На основании данных, приведенных в табл. 51, был получен показатель удельных затрат на прирост суточной производительности. Зависимость этого показателя от принятого коэффициента загрузки газопроводов и, соответственно, числа суток использования их максимума показана на рис. 16, на котором видно, что эта зависи­ мость носит не линейный характер, а возрастает по мере увеличения коэффициента неравномерности. Наряду с этим совершенно четко прослеживается закономерность снижения удельных затрат на при­ рост производительности по мере увеличения объема транспортиру­ емого газа и, следовательно, диаметра газопровода, по которому он передается. Это означает, что, если принято решение полностью или частично регулировать неравномерность газопотребления за

135

Рис . 16. Зависимость затрат на прирост пропускной спо­ собности газопроводов от принятого режима их эксплуата­ ции.

136

счет создания определенного резерва производительности газо­ проводов, то более экономично (при прочих равных условиях) создавать такой резерв на газопроводах больших диаметров.

Основным фактором, вызывающим повышение удельных затрат на регулирование неравномерности за счет создания резерва мощ­ ности газопроводов, является дальность транспорта газа. Зависи­ мость эта является линейной, так как удельные показатели затрат на прирост производительности определены с учетом всех элементов, входящих в расчетный участок газопровода (линейная часть и ком­ прессорные станции).

При регулировании неравномерности газопотребления за счет создания резерва мощности газоснабжающих систем кроме произво­ дительности магистральных газопроводов необходимо повысить суточ­ ную производительность промыслов, сохраняя неизменным годовой объем добычи газа. В табл. 52 для средних по стране условий при­ водится зависимость удельных показателей добычи газа от числа

В добыче газа на изменение затрат в зависимости от принятого уровня резерва оказывают определенное влияние размеры годовых отборов. Это связано с тем, что при различных годовых объемах добычи (при заданном размере запасов) меняется срок разработки месторождения, а следовательно, и темп падения дебита скважин. Это можно подтвердить результатами расчетов, проведенных во ВНИИЭГазпроме на примере одной из структур Коми АССР (табл. 53).

Рассматривая вопрос об экономике регулирования неравно­ мерности за счет использования резервных мощностей газоснабжа­ ющих систем, необходимо кратко остановиться на факторах, которые могут способствовать повышению экономичности этого метода регу­ лирования. В первую очередь, эти факторы касаются магистрального транспорта.

1. С точки зрения рассматриваемой нами проблемы, весьма перспективным является предложение об установке на компрессор­ ных станциях машин, предназначенных для работы только в периоды

137

пиковых нагрузок, или (что реже) — специальных «пиковых» КС. Стоимость «пиковых» машин будет существенно меньше, чем обыч­ ных «базовых», в связи с пониженными требованиями к их ресурсу. Кроме того, для «пиковых» машин можно допустить более низкие к. п. д. и за счет этого отказаться от дорогостоящих и металлоемких регенераторов.

Весьма перспективна установка на компрессорных станциях авиационных двигателей для использования в пиковом режиме. Подобные агрегаты нашли широкое применение в газовой про­ мышленности США и Канады как аварийные, резервные и «пиковые». Могут быть использованы различные типы авиационных двигателей, как новых, так и отработавших свой летный ресурс. По мне­ нию специалистов, межремонтный срок авиационных газотурбин­

снизит затраты на резервирование мощностей газоснабжающих систем.

2. Важным фактором в повышении экономичности использования газопроводов для покрытия пиковых расходов газа может стать применение для этой цели резервных машин на КС. Большой интерес в этом отношении представляет предложение ВНИИПИТрансгаза об установке резервных агрегатов на КС не только на случай аварий и для более удобного проведения ремонтных работ, но и для покры­ тия пиковых расходов в холодное время года. Для этого предлагается схема из трехили шестимашинных КС с последовательным включе­ нием машин. Это позволит в периоды пиковых нагрузок повысить производительность газопровода по сравнению со среднесуточной примерно на 25%. Выход из строя одной из машин на КС в зимний период всегда можно компенсировать отключением каких-либо потребителей, имеющих аварийный запас другого топлива. Следует также учесть возможность использования дополнительной мощности, развиваемой газовой турбиной, путем установки в нагнетателях так называемых «зимних» рабочих колес.

Безрезервная работа газоперекачивающих агрегатов в зимнее время уже практикуется на некоторых КС Московского управления

138

газопроводов, в частности в Изобильном, Острогожске и Аксае, где одновременно осуществлена универсальная технологическая обвязка.

3. При анализе экономики такого метода регулирования, как создание резервов мощности газоснабжающих систем, необходимо учесть их специфические особенности, отличающие оптимизацию единой газоснабжающей системы от других задач этого типа. В иных топливодобывающих отраслях при осуществлении перевозок топлива универсальным транспортом в случае уменьшения ресурсов в опре­ деленном районе либо при изменении зон тяготения районов потреб­ ления к районам добычи можно на каждой последующей стадии оптимизации отменить ставший уже нерациональным транспортный поток. Иное дело при оптимизации систем газоснабжения. В силу разных причин может оказаться, что подача из какого-либо газо­ добывающего района в данном направлении на перспективу окажется нерациональной. Может уменьшиться оптимальный поток и, наконец, может случиться, что оптимальная схема транспорта газа, приуро­ ченная к определенному периоду, предусматривает неполную за­ грузку некоторых участков. Таким образом, в процессе оптимизации потоков газа может происходить моральное старение определенных звеньев транспортной системы, причем формой его проявления будет снижение загрузки основных фондов магистрального транспорта. Вот эти незагруженные участки или газопроводы могут быть на пер­ спективу частично или полностью (на тот или иной срок) использо­ ваны без дополнительных затрат для увеличения подачи в период повышенного спроса, т. е. для регулирования.

Изложенное выше можно наглядно иллюстрировать примером сопоставления современной и перспективной схемы газоснабжения, полученной в результате оптимизации газотранспортных потоков. Оно показывает, что на перспективу происходит существенное пере­ распределение рациональных сфер обеспечения потребителей из основных газоснабжающих районов страны.

К концу текущей пятилетки существенно сократится зона распро­ странения северо-кавказского и украинского газа. Наряду с этим зона рационального использования среднеазиатского газа продви­ нется далеко на север — до районов Прибалтики и Белоруссии, где этот газ встретится с тюменским, сфера распространения которого также существенно расширится. Оренбургский газ, который сейчас используется на местные нужды, обеспечит весь Средний Урал, Верхнее Поволжье, а в будущем будет направлен в центральные районы страны. В силу такого изменения зон тяготения потребляю­ щих и снабжающих районов к 1975 г. будет недогружена значитель­ ная часть системы Северный Кавказ — Центр (примерно от Ростова до Острогожска), перемычка Орджоникидзе—Тбилиси, по которой раньше северо-кавказский газ подавался в Закавказье. Часть газо­ провода Дашава—Киев—Брянск—Москва на участке Шостка— Брянск—Москва, а также часть газопровода Шебелинка—Белго­ род—Брянск на участке Курск—Брянск также будут недогружен-

139

ными к концу пятилетки в связи с резким сокращением объема подачи в этом направлении газа с украинских месторождений. Несколько лет будет недоиспользован газопровод Горький—Казань, так как изменится рациональная зона потребления ухтинского газа, подаваемого сейчас в этот район через Рыбинск. В связи с на­ правлением оренбургского газа на восток будет недогружен участок Стерлитамак—Магнитогорск и, наконец, в Прибалтике, которая будет обеспечиваться в основном среднеазиатским и частично тюмен­ ским газом, — участок газопровода, подающий в этот район газ из месторождений Западной Украины. Свободная пропускная спо­ собность всех этих газопроводов и участков может быть в той или иной степени использована для регулирования.

3. ВОПРОСЫ ОПТИМАЛЬНОГО СОЧЕТАНИЯ СИСТЕМЫ ГАЗОПРОВОД * - Х Р А Н И Л И Щ Е

Как уже отмечалось, оптимальная схема регулирования неравно­ мерности газопотребления района либо промышленного узла должна быть определена с учетом сравнительной эффективности всех рас­ смотренных в гл. 3—5 методов регулирования. Следует, однако, при этом иметь в виду принципиальные различия между этими мето­ дами с точки зрения их включения в звенья иерархической структуры топливно-энергетического баланса страны. Такие методы регули­ рования, как подземные хранилища и резервные мощности промыслов и газопроводов, входят в состав Единой газоснабжающей системы (ЕГС) в то время как потребители-регуляторы в зависимости от вида складируемого второго топлива находятся на стыке ЕГС с другими системами топливоснабжения. В связи с этим в процессе оптимиза­ ции ЕГС, и при рассмотрении других вопросов, связанных на уровне предпроектных соображений с выбором параметров проектируемых газопроводных систем, районов поисков структур для подземных хранилищ в водоносных пластах и их предполагаемых объемов, тактики перевода тех или иных истощаемых месторождений на режим хранилищ, а также при решении некоторых других задач возникает проблема выбора оптимального соотношения параметров системы газопровод-хранилище для регулирования заданной (фактической либо прогнозной) неравномерности газопотребления.

При анализе указанной проблемы можно выделить в ней два аспекта:

определение рациональных границ применения методов резерви­ рования мощностей по сравнению с использованием подземных хранилищ;

вопросы оптимального сочетания этих методов. Рассмотрим последовательно оба вопроса.

Как было показано выше, затраты, связанные с созданием резерв­ ных мощностей, в газоснабжающих системах зависят от многих факторов: горно-геологической характеристики месторождения, ве­ личины потока газа и дальности его транспортирования. Существен­

но

ное влияние на характер зависимости затрат на добычу и транспорт газа от уровня загрузки соответствующих мощностей оказывают также районные факторы. С другой стороны, как было показано в гл. 3, экономические показатели подземных хранилищ газа также колеблются в широких пределах в зависимости от типа хранилищ, горно-геологических условий, при которых они создаются, а также от принятой технологической схемы их обустройства и эксплуатации.

Существенное значение для решения вопроса о сравнительной экономичности регулирования неравномерности за счет создания резервов мощности в газоснабжающих системах либо резервов газа в хранилищах имеет также конфигурация графика неравномерности потребления. Уже отмечалось, что при регулировании неравномер­ ности за счет резервирования мощностей решающим фактором, определяющим уровень затрат на этот метод, является только интен­ сивность газопотребления.

При использовании подземного хранилища существенное значе­ ние имеет также и объем неравномерности. При этом в подземном хранении затраты, зависящие от нее, составляют значительную долю. Поэтому чем более пиковый характер носит график газопотребления, тем менее экономично регулирование за счет создания резерва мощ­ ностей, и наоборот.

Из всего изложенного следует, что на определение оптимальных пределов использования того или иного метода регулирования

всистеме газопровод — хранилище влияет такое большое число факторов, при котором рассматриваемый вопрос не имеет какоголибо однозначного решения. Наряду с этим во всем многообразии факторов, перечисленных выше, основное влияние оказывает рас­ стояние транспортирования, так как затраты, связанные с созданием резервных мощностей в газоснабжающих системах, почти линейно зависят от протяженности трубопроводов. Поэтому, несмотря на изложенные выше соображения, следует, на наш взгляд, попытаться

всамом укрупненном виде определить предельную длину газопро­ водов, при которой экономично вести регулирование за счет создания резерва мощностей для определенного диапазона условий, характе­ ризующих экономику подземного хранения газа и резервирование мощностей промыслов и газопроводов. Эти показатели могут быть полезны при перспективных укрупненных расчетах, а также на ста­ дии подготовки предпроектных соображений.

Всвое время в некоторых проектных и исследовательских инсти­ тутах Мингазпрома СССР были проведены расчеты сравнительной экономичности регулирования неравномерности потребления за счет создания резервов мощности на промыслах и газопроводах либо запасов в районах потребления в зависимости от дальности транс­ порта газа. Так как методики определения экономических показате­ лей подземных хранилищ, а также этих сопоставлений были раз­ личными, эти организации, естественно, получили неодинаковые результаты. Протяженность газопроводов, при которой выгодней создавать резервы мощности, а не резервы газа, колебалась по этим

141

расчетам от 200 до 800 км. Как уже отмечалось, однозначного реше­ ния указанной проблемы, очевидно, не существует. Поэтому была проведена серия расчетов для определения диапазона колебаний искомого показателя в зависимости от нескольких факторов: потока транспортируемого газа; коэффициента неравномерности газопотре­ бления, который регулируется за счет резервирования мощностей; объема подземных хранилищ и числа суток использования их макси­ мума. Увеличение затрат на добычу газа при росте коэффициента неравномерности влияет на искомый результат в степени, на не­ сколько порядков меньшей, чем затраты на транспорт. Отсюда зави­ симость изменения этих затрат от уровня использования произво­ дительности промысла была принята в соответствии с показателями (см. табл. 50) по усредненным параметрам.

Крайние значения указанных факторов были приняты такими:

производительности газопровода диаметром 1020 мм), а также для активного объема хранилища 1000 млн. м3 . Экономические показа­ тели определены в соответствии с данными табл. 27 для усредненных условий создания хранилищ в водоносных пластах. Результаты расчетов показаны на рис. 17. Из приведенных данных видно, что значение предельных расстояний, при которых эффективней созда­

расстояние (для рассмотренных условий) составляет около 900 км при крупном потоке транспортируемого газа (15 млрд. м3 /год), минимальном коэффициенте неравномерности 1,1 и наименее благо­ приятных показателях подземного хранения, определяемых неболь­ шим объемом хранилища (300 млн. м3 ) и сравнительно большим

оказывает характер эксплуатации хранилища. При неизменном активном объеме хранилища по мере увеличения его максимально-

142