Енергозбереження в мережах передачі газу

При транспортуванні газу по трубопроводу від пункту видобутку до місця споживання легко можна визначити оптимальні розміри й робочі параметри газопроводу. При відсутності проміжних компресорних станцій розрахунки оптимальних траси й діаметра проводять за методикою для нафтопроводів.

Якщо по трасі газопроводу передбачене будівництво однієї або декількох проміжних компресорних станцій, то діаметр трубопроводу розраховують за методикою, розробленої Ренольдоном.

У реальних умовах розрахунки економічної оптимізації систем трубопровідного транспорту значно ускладнюється внаслідок необхідності обліку великої кількості факторів. Серед них газове родовище як складова частина газопровідної системи, запаси газу, запланований темп відбору, очікуваний строк розробки й ін.

На економічні показники впливають такі фактори, як запаси газу на родовищі, запланований темп відбору й очікуваний строк розробки.

Важливість цих факторів з економічної точки зору на простому прикладі була проілюстрована Мейер - Гэрром (1971 р.). На рис. 6-1,а показані перші дві ділянки кривої розробки газового родовища по трьом варіантам. Запаси газу, що видобуваються, по родовищу становлять 55 млрд. м³. Запроектовані також три темпи розробки. У всіх трьох варіантах перший період розробки становить 5 років. За цей період обсяг видобутку досягне максимуму й буде відібрано при першому варіанті (1) 4,5 млрд. м³, при другому (2) - 3,0 млрд. м³ і при третьому (3) 2 млрд. м³ газу. У першому варіанті період максимального видобутку становить 10 років, у другому - 15 і в третьому -20. На рис. 6-1,б показані строки розбурювання й число свердловин по трьом варіантам. Продовження буравлення свердловин через 5 років пов'язане з падінням пластового тиску й, відповідно, продуктивності свердловин. На рис. 6-1,в наведені значення капітальних витрат на спорудження свердловин і облаштованість родовища. Капітальні вкладення в першому варіанті рівно у два рази вище, ніж у третьому. Темп розробки й підтримка запланованого рівня видобутку газу з родовища впливають на економіку регіональної трубопровідної системи газопостачання.

Граф (1971 р.) до основних факторів, що впливають на експлуатацію системи газопостачання на оптимальному режимі, відносить наступні.

1. Коефіцієнт завантаження (відношення середньої витрати газу до максимального протягом години) газопровідної системи повинен бути по можливості максимальним. Коефіцієнт завантаження системи видобутку може відрізнятися від коефіцієнта завантаження системи газопостачання. Це пов'язане з тим, що в один газопровід може надходити газ із декількох родовищ. Для збільшення коефіцієнта завантаження використовують газопровід як буферну ємність для зберігання газу; створюють підземне стратиграфічне сховище; використовують зріджений газ, накачування пропану або газосховище високого тиску як додатковий резерв для використання в періоди пікових навантажень.

2. З перерахованих заходів вибирають тільки ті, які забезпечують найбільш економічний розв'язок.

3. Якщо є кілька газових родовищ, їх потрібно експлуатувати при найбільш економічній комбінації, можливо, одне родовище за іншим.

4. Забезпечення високого ступеня безпеки системи газопостачання. Ступінь безпеки газопостачання оцінюється двома коефіцієнтами. Перший - доступність - визначається як відношення тривалості періоду безперервної подачі газу до загального часу. Другий - коефіцієнт резерву. Доступність тем вище, чим менше потрібно резерву у вигляді паралельних труб, обсягів підземних сховищ або резервних систем для задоволення пікових потреб.

Розглянемо деякі основні проблеми підземного зберігання газу. Природний газ можна зберігати у виснажені або газових шарах, що наближаються до них, у виснажених нафтових або водоносних шарах за умови, що: покрівля повинна бути непроникна для газу; шар повинен мати високу пористість і проникність; шари в свердловині повинні бути добре ізольовані (бездоганне роз'єднання); газове сховище повинне бути максимально наближене до району споживання; породи шару повинні бути інертні стосовно газу.

Якщо газовий шар не має припливу води як з боку підошви, так і з боків, то з деяким допущенням його можна розглядати як закритий резервуар, обсяг якого дорівнює обсягу пор. У шарах, що мають живлення, при зниженні тиску почнеться приплив води до центру структури. У міру накачування газу рівень розподілу газ - вода буде знижуватися. У сховищах такого типу обсяг шару, зайнятого газом - величина змінна. У США підземні сховища для природного газу використовуються, починаючи з 1915 р. Обсяг таких сховищ до 1980 р. забезпечить 35% річного споживання газу по країні (Г. С. Гроу, 1965 р.).

Основне призначення підземних сховищ газу полягає в тому, щоб згладити економічно шкідливий вплив сезонних коливань попиту на газ. Вони особливо значні в районах, де газ використовують в основному для опалення. Для більш повного завантаження потужностей по видобуткові й транспорту газу в період низького попиту на газ у літні місяці створюється резерв у підземних сховищах, розташовуваних ближче до центру споживання. У зимові ж місяці газосховища служать для задоволення пікових потреб.

На мал. 6-2 представлена типова крива газопостачання. Крива до крапок перетинання показує число днів, коли добове споживання перевищує середнє протягом року. Площа нижче кривої дорівнює річному обсягу споживання за умови, якщо витримані відповідні масштаби координатних осей, q₀ - середньодобове споживання. Із припущення, що промислове встаткування добуває, а система транспорту щодня забезпечує перекачування газового потоку q, площа А позначає обсяг газу, який можна зберігати в період низької потреби. Площа В дорівнює площі А и відповідно пропорційна обсягу газу, що відбирається в період більшого попиту на газ. Кривою показано, що газ зі сховища відбирається протягом 150 днів. Площа В розділена на дві частини. Найбільш вигідне зберігання обсягу газу В₁, у той час як зберігання обсягу В₂ може бути економічне за рахунок використання додаткового палива з боку. Без цього відбір такого великого обсягу В₂ зі сховища потребуватиме значного збільшення відборів газу на родовищі, що є досить дорогою справою. У цьому випадку вигідним може виявитися забезпечення обсягу В₂, наприклад, за рахунок газу, що перебуває (під високим тиском у підземних ємностях, зі складів для зрідженого газу або пропану і т.д.

З погляду безперервних змін обсягів попиту й інших умов представляє велику складність підтримка на оптимальному режимі без допомоги людини регіональних систем газопостачання.

У цих умовах велике значення має встановлення належного контролю над роботою системи. У цей час визнане всіма, що перевагу потрібно віддати здійсненню спільного контролю людиною й машиною. На машину в цьому випадку покладають збір і передачу у відповідний час потрібної інформації. Після одержання цієї інформації диспетчер повинен прийняти оптимальні рішення й виконати їх, використовуючи канал зв'язку. На машину також покладає функція керування певними параметрами. Перші публікації із застосуванням машин для управління системи газопостачання з'явилися в 1966 р. (Пайп Лайн Ньюз, 1966 р.). Із цього часу керування системою газопостачання з використанням машин одержало широке поширення. Робертсом (1970 р.) описується система газопостачання в Паихэндл Истэрн, яка управляється диспетчером за допомогою машини IBM-1800. Загальна довжина газопроводу системи становить 2100 км, і природний газ надходить у 110 пунктів із загальним числом споживачів до 22 млн.

Дата добавления: 2013-12-13