- 8 -

2.3. Особенности эксплуатационных режимов магистральных газопроводов

в отличие от нефтепроводов, магистральные газопроводы эксплуатируются в нестабильных теплогидравлических режимах. Отклонения от проектных или расчетных режимов тем значительнее, чем больше диаметр трубопровода и больше его гидравлическая мощность. Отклонения от оптимальных режимов всегда вызывает увеличение удельных энергозатрат на транспорт газа и потому являются нежелательными.

Возникает проблема экономичной эксплуатации магистральных газопроводов в нестабильных режимах, характеризующихся нестационарным теплообменом и неравномерностью газопотребления, которая может быть решена только с применением новейших ресурсосберегающих технологий, позволяющих стабилизировать теплогидравлические режимы работы системы и повысить КПД основного оборудования КС.

2.3.1. Влияние сезонного фактора на энергетические параметры мг и расход топливного газа

Обратим внимание на тот факт, что эксплуатация магистральных газопроводов характеризуется значительными колебаниями производительности, что приводит, в свою очередь, к еще более значительным изменениям режимов компримирования газа на КС. Неравномерность работы газопроводов в течение года приводит к неэффективной работе ГПА и существенному перерасходу топливного газа.

Изменение пропускной способности магистральных газопроводов закономерно, т. к. основными причинами изменения являются:

- сезонная неравномерность газопотребления;

- климатические изменения температурных режимов и условий теплообмена в основных технологических процессах;

- сезонные изменения гидравлической мощности газопровода и колебания мощности КС.

Климатические условия Российских регионов характеризуются холодными зимами с повышенными расходами тепла и электроэнергии как в коммунально-бытовом секторе, так и на промышленных предприятиях. Практика эксплуатации МГ нашей страны показывает, что с развитием сети трубопроводов неравномерность в газопотреблении увеличивается. Это происходит по следующим причинам:

- для всех наших газопроводов характерно увеличение потребления газа в зимний период и снижение летом;

- в наших тепловых хозяйствах и производственных комплексах, которые характеризуются неравномерным сезонным потреблением топлива, все меньше используется мазут. В зимний период возрастает спрос на газ, как на более дешевое топливо;

- недостаток газовых хранилищ, значительная часть которых, после распада СССР осталась за рубежом, также приводит к увеличению нестабильности работы КС. Отсутствие буферных систем не дает возможности выравнивать пропускную способность газопровода.

Практика эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что в результате колебания производительности магистрального газопровода гидравлическая мощность может изменяться в несколько раз.

Поршаковым Б.П., на основе обширного практического материала, полученного на магистральных газопроводах Средней Азии и системы Мострансгаз, разработан метод оценки влияния сезонной неравномерности газопотребления и учета изменения в связи с этим энергетических показателей газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом за годовой период эксплуатации.

С целью выявления количественных соотношений были проведены специальные исследования на магистральных газопроводах Бухара – Урал и Средняя Азия – Центр. Промышленные исследования показали, что колебания мощности газотурбинных приводов за период с 1971 г. по 1975 г. достигали величин .

В результате статистической обработки диспетчерских данных был получен результат, показывающий, что изменение гидравлической мощности* находится примерно в кубической зависимости от пропускной способности газопровода

. (3.1)

Значение показателя m = 3,29 было получено на газопроводах Средней Азии, величина m = 2,70 – значительно позднее, на газопроводах ООО "Мострансгаз" и предприятия Сургургазпром.

Для примера, на рис. 3.1 показано изменение производительности одного из газопроводов Уренгойского коридора с характерными сезонными колебаниями за период с 01.01.97 г. по 31.12.98 г. График изменения загрузки МГ может быть апроксимирован и представлен уравнением гармонического колебания с годовым периодом эксплуатации (3.2). На основании этого уравнения можно получить формулы для определения и прогнозирования гидравлической мощности N магистрального газопровода, удельного расхода топливного газа В и коэффициента загрузки σ газоперекачивающих агрегатов. Рассмотрим последовательно эти зависимости:

_____________________________________________________________________________

* Пояснение. Под гидравлической мощностью понимается мощность N в необратимом процессе транспорта газа по газопроводу с производительностью G = Qρ и компримирования его на последующей КС от давления р₂ до давления р₁

.

Рисунок 3.1 – Изменение производительности одного из газопроводов Уренгойского коридора, диаметром 1420 мм.

1. Неравномерность подачи газа по газопроводам в течение года описывается уравнением (3.2):

, (3.2)

где - относительная амплитуда колебаний производительности газопровода;

Q_max , Q_m – соответственно максимальная и средняя (за годовой период эксплуатации) производительность газопровода;

; τ – время в месяцах;

φ₀ – сдвиг по фазе на начало отсчета.

В реальных условиях величина β изменяется в пределах: β =0,08…0,25.

Анализ приведенных на рис. 3.1 графиков показывает, что величина относительной амплитуды колебаний производительности газопроводов ООО "Баштрансгаз" значительна:

в 1997 г. и в 1998 г.

Здесь; Q_m = 7,763 млрд.м³/мес и Q_max = 9,026 млрд.м³/мес. в 1997 г.;

Q_m = 7,739 млрд.м³/мес и Q_max = 8,609 млрд.м³/мес. в 1998 г.

2. Принимая во внимание (3.1), т.е., полагая, что гидравлическая мощность N газопровода пропорциональна величине Q³ , получаем:

, (3.3)

где N_m – среднегодовая гидравлическая мощность, потребная для перекачки газа со среднегодовой производительностью Q_m.

При численных значениях β = 0,11…0,14 отношение наибольшей N_max мощности КС к осредненной мощности составляет

. (3.4)

3. На основании выражения (3.3) можно определить также диапазон изменения гидравлической мощности за годовой период эксплуатации. Отношение максимальной и минимальной мощности определяется выражением:

. (3.5)

Размах колебания гидравлической мощности в реальном диапазоне изменения относительной амплитуды колебания  = 0,08…0,25 определяется выражением (3.6):

(3.6)

Для определения мощности энергопривода КС вводят коэффициент ξ_КС, учитывающий потери в обвязке системы КС, к.п.д. нагнетателей, а также возможное отклонение от кубической зависимости изменения мощности при изменении пропускной способности:

. (3.7)

В результате неравномерности работы газопроводов в течение года недоиспользуется установленная мощность ГПА, а сами агрегаты работают в режимах недогрузки. Недогрузка агрегатов по мощности вызывает увеличение удельных затрат на перекачку и увеличивает себестоимость транспорта газа.

4. Удельный расход топливного газа В_от также зависит от амплитуды колебания производительности β. Чтобы прогнозировать увеличение объемов топливного газа, можно считать, что расход топливного газа находится в линейной зависимости от мощности КС в рабочем диапазоне режимов:

, (3.8)

где ; - относительные расходы топливного газа;

В_хх, В₀ – соответственно расход топливного газа на холостом ходу и на расчетном режиме работы для одного агрегата;

N_oт – относительная гидравлическая мощность, представляет собой отношение среднегодовой гидравлической мощности газопровода к мощности газопровода при средней его пропускной способности, т.е. к расчетной мощности. В соответствии с (3.2), относительная мощность N_от зависит от относительной амплитуды колебаний β и определяется в результате интегрирования выражения (3.3) за годовой период эксплуатации Т:

. (3.9)

Учитывая, что относительный расход топливного газа на холостом ходу примерно равен В_хх,от  0,25, на основании (3.8 – 3.9), получим выражение (3.10), показывающее, что относительный расход топливного газа находится в квадратичной зависимости от относительной амплитуды колебаний производительности:

. (3.10)

5. Для обеспечения заданного графика пропускной способности газопровода необходимо, чтобы КС были укомплектованы агрегатами, обеспечивающими экономичные режимы работы во всем диапазоне мощностей N_{е max}…N_{е min}, т.е., необходимо выполнение условия (3.11):

. (3.11)

Потребная мощность в течение года меняется и определяет коэффициент загрузки турбоагрегатов σ, который является функцией относительной амплитуды колебаний пропускной способности газопровода β, а также зависит от расчетной температуры циклового воздуха на входе в осевой компрессор и максимальной температуры наружного воздуха Т_{а max} .

Относительное изменение мощности газотурбинного привода при изменении температуры наружного воздуха можно приближенно определить по уравнению Н.И. Белоконя (3.12):

, (3.12)

где Т_а , Т_a⁰ – соответственно температуры наружного воздуха: реальная и в расчетном номинальном режиме;

λ₀ = N_к/N_т – соотношение мощностей компрессора и газовой турбины в условиях номинального режима.

Если температура наружного воздуха Т_{а max} не превышает расчетную Т_а⁰, то среднегодовой коэффициент загрузки σ_m остается неизменным. Приближенно его можно определить по выражению (3.13):

, (3.13)

В действительности, коэффициент запаса мощности агрегата К_з, хотя и зависит от температуры наружного воздуха, но не может быть чрезмерно большим, т.к. ограничивается, в основном, по условию прочности узлов ГТУ:

.

N_{e max} и N_e⁰ – мощности на муфте нагнетателя, соответственно максимально допустимая и при номинальном режиме.

Среднегодовые показатели загрузки ГТУ, рассчитанные по (3.13) приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1 – Среднегодовые показатели загрузки ГТУ (без учета температурного влияния)

	0,0	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,35
	1,0	0,763	0,680	0,613	0,560	0,517	0,481
Вот	1,0	1,011	1,025	1,045	1,070	1,101	1,134

Если температура наружного воздуха Т_{а max} превышает расчетную Т_а⁰, то коэффициент загрузки агрегатов определяется с учетом влияния температуры воздуха по выражению (3.14):

. (3.14)

С учетом температурного влияния диапазон возможных колебаний мощности газопровода определяется выражением (3.15):

. (3.15)

Подробный анализ среднегодового коэффициента загрузки, с учетом температурного влияния выполнен Б.П. Поршаковым. Анализ показывает, что на северных газопроводах в летний период температура газов перед турбиной относительно невысока и составляет примерно 0,9 от номинальной. Даже при высоком коэффициенте загрузки ГТУ располагаемая мощность ГТУ используется не полностью.

В южных районах страны средний коэффициент использования располагаемой мощности ниже, чем в северных районах, на 10 – 15 %, но по другой причине: из-за ограничения высшей температуры цикла, т. к. Т_{а max} значительно превышает расчетную Т_а⁰.

Исследования режимов работы КС на различных газопроводах страны показывают, что загрузка ГПА на КС ОАО "Газпром", в среднем, находится на уровне 0,75…0,80, а в ряде случаев достигает уровня 0,65…0,70, что является причиной снижения КПД агрегатов до уровня 0,19…0,20 и приводит к значительному перерасходу топливного газа.

Проведенный анализ убеждает в необходимости учета сезонных колебаний режима работы газопровода при решении задач энергосбережения при транспорте газа.

Влияние сезонного фактора на работу системы газопровода в определенной мере изучено, существуют методики для прогнозирования режимов работы ГПА и нормативные документы для расчета потребного расхода топливного газа, в зависимости от степени загрузки по производительности и времени года. Но остается нерешенной проблема надежной эксплуатации ГПА в нестабильных режимах.