CC BY
32УДК 622.691
Э.С. Иванов, заместитель начальника производственно-диспетчерской службы, ООО «Газпром трансгаз Уфа» (Уфа, Республика Башкортостан, Россия), e-mail: ernest.ivanov@mail.ru; С.В. Китаев, д.т.н., профессор кафедры транспорта и хранения нефти и газа, ФГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, Республика Башкортостан, Россия)
Ресурсосберегающая технология отключения участка магистрального газопровода в ремонт с выработкой газа компрессорной станцией на ГПА и потребителя через газораспределительную станцию
Российская Федерация - единственная крупная промышленно-развитая страна, которая полностью обеспечивает себя топливом и энергией за счет собственных природных ресурсов и одновременно осуществляет экспорт топлива и электроэнергии.
Основным энергоносителем является природный газ, без него невозможно динамичное развитие ни одной отрасли народного хозяйства страны. Месторождения данного природного ресурса в большинстве своем сгруппированы в северных районах России, поэтому для его доставки в центральные регионы и зарубежным партнерам необходимо его перемещение на многие тысячи километров. Основным способом транспортировки энергоносителя является трубопроводный транспорт, зарекомендовавший себя как наименее затратный способ.
Энергоэффективное управление магистральным транспортом газа является одним из приоритетных направлений устойчивого развития и оптимизации затрат в газовой промышленности.
В настоящее время на газотранспортных предприятиях ОАО «Газпром» обращают серьезное внимание на проблемы рационального использования природного газа на собственные технологические нужды при соблюдении условий обеспечения промышленной безопасности и оптимального управления газотранспортной системой, а также вопросы достоверной оценки и прогноза режимов транспорта газа в процессе оперативного регулирования с учетом фактического технического состояния оборудования.
ОАО «Газпром» последовательно реализует политику энергоресурсосбережения, снижения негативного воздействия на окружающую среду и повышения энергетической эффективности производственных процессов. В работе предложена ресурсосберегающая технология, заключающаяся в предварительной выработке природного газа на компрессорные станции и потребителя через газораспределительные станции (ГРС) из отключаемого в ремонт участка газопровода большого диаметра. Технология может применяться для решения задач производственно-диспетчерского управления энергосбережения и энергоэффективного управления газотранспортной системой магистральных газопроводов.
Ключевые слова: газораспределительная станция, эксплуатация, оптимизация, компрессорная станция, газопровод, энергосбережение, энергоэффективность, экологическая эффективность.
E.S. Ivanov, Deputy Head of Production Dispatch Service, Gazprom Transgaz Ufa LLC (Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia), e-mail: ernest.ivanov@mail.ru; S.V. Kitayev, Doctor of Science (Engineering), Professor of Oil and Gas Transportation and Storage Department, Ufa State Petroleum Technological University Federal State Educational Institution of Higher Professional Education (Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia)
Resource saving technology of the main gas pipeline section shutdown for repair with gas generation by the compressor station for GPU and consumer via gas distribution plant
The Russian Federation is the only large industrially advanced country that completely provides fuel and energy for itself due to own natural resources and exports fuel and electric power at the same time.
Natural gas is the main energy carrier. Dynamic development of the country's sectors of the national economy is impossible without natural gas. The fields of this natural resource are foremost located in the Russian northern regions; therefore it
has to be transported for many thousands of kilometers to be delivered to the central regions and foreign partners. The main method of the energy carrier transportation is the pipeline transport that proved itself as the least costly method. Energy efficient management of gas main transport is one of the priority lines of stable development and costs optimization in the gas industry.
The gas transportation enterprises of Gazprom JSC currently pay serious attention to the problems associated with sustainable use of natural gas for own process needs complying with the requirements for industrial safety and optimal management of the gas transportation system, as well as to the issues associated with reliable assessment and forecast of gas transportation modes during operational control taking into account the equipment actual technical condition. Gazprom JSC consistently implements the policy of energy and resource saving, mitigation of adverse environmental effects and increase in production processes energy efficiency.
The paper proposes the resource saving technology implying preliminary generation of natural gas for compressor stations and consumer via gas distribution plants (GDP) from a large diameter gas pipeline section shut down for repair. The technology can be used to solve the problems of energy saving production dispatch management and energy efficient management of main gas pipelines gas transportation system.
Keywords: gas distribution plant, operation, optimization, compressor station, gas pipeline, energy saving, energy efficiency, environmental efficiency.
Энергоэффективное управление магистральным транспортом газа является одним из приоритетных направлений устойчивого развития и оптимизации затрат в газовой промышленности. В настоящее время на предприятиях ОАО «Газпром» обращают серьезное внимание на проблемы рационального использования природного газа на собственные технологические нужды при соблюдении условий обеспечения промышленной безопасности и оптимального управления газотранспортной системой, а также на вопросы достоверной оценки и прогноза режима транспорта газа в процессе оперативного регулирования с учетом фактического технического состояния оборудования [1]. Указанные аспекты, несомненно, влияют на энергосбережение, энергетическую и экологическую эффективность производства.
ОАО «Газпром» последовательно реализует политику энергоресурсосбережения, снижения негативного воздействия на окружающую среду и повышения энергетической эффективности производственных процессов. В настоящее время в газовой промышленности разработан целый комплекс мероприятий, направленных на раци-
ональное использование природного газа на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа:
• выработка газа потребителям (ГРС) из отключенных участков газопроводов перед проведением ремонтных работ;
• оптимизация режимов работы компрессорных станций (КС);
• замена газоперекачивающих агрегатов в процессе реконструкции КС;
• внедрение систем электрического запуска газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на КС;
• очистка проточной части осевых компрессоров газотурбинных установок (ГТУ);
• улучшение технического состояния ГТУ и центробежных компрессоров (ЦБК) за счет проведения ремонтов;
• выработка газа ГПА КС из участков газопроводов перед проведением ремонтных работ;
• выработка газа из контура ремонтируемой КС за счет контура топливного газа параллельной КС (через монтируемую перемычк у);
• перепуск газа в смежные или параллельные участки газопроводов;
• использование технологий врезки под давлением при проведении огневых работ;
• внедрение систем безрасходной продувки узлов очистки газа (пылеуловителей, сепараторов, адсорберов, фильтров);
• снижение потерь давления в обвязке КС (в том числе за счет спрямления участков трубопроводной обвязки);
• очистка (промывка) котлов котельных, подогревателей газа;
• режимная наладка (настройка) котлов котельных, подогревателей газа;
• монтаж котлов-утилизаторов (по обводной схеме) на ГПА КС;
• выявление и устранение технологических потерь (утечек) газа;
• выявление и устранение перетоков газа в трубопроводной арматуре (в том числе линий рециркуляции КС);
• проведение очистки полости газопроводов внутритрубными поршнями;
• применение эжекторов для процессов выработки участков газопроводов и контуров КС перед проведением ремонтных работ;
• применение мобильных компрессорных установок для выработки газа из ремонтируемого участка в смежный или параллельный участок газопровода;
• очистка наружной и внутренней поверхностей трубных пучков АВО газа;
Ссылка для цитирования (for references):
Иванов Э.С., Китаев С.В. Ресурсосберегающая технология отключения участка магистрального газопровода в ремонт с выработкой газа компрессорной станцией на ГПА и потребителя через газораспределительную станцию // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 6. - С. 40-46. Ivanov E.S., Kitayev S.V. Resursosberegajushhaja tehnologija otkljuchenija uchastka magistral'nogo gazoprovoda v remont s vyrabotkoj gaza kompressornoj stanciej na GPA i potrebitelja cherez gazoraspredeHtel'nuju stanciju [Resource saving technology of the main gas pipeline section shutdown for repair with gas generation by the compressor station for GPU and consumer via gas distribution plant]. Territorija «NEFTEGAZ.» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 6. P. 40-46.
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ И СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
Рис. 1. Структура потребления природного газа на собственные технологические нужды газотранспортного предприятия на примере ООО «Газпром трансгаз Уфа»
Fig. 1. Structure of natural gas consumption for own process needs at a gas transportation enterprise as demonstrated by Gazprom Transgaz Ufa LLC
• совершенствование технологии проведения огневых работ (в том числе продувка газопроводов после ремонтов с применением газоанализаторов);
• совершенствование методологии расчета и учета расхода газа на собственные технологические нужды. Перечисленные мероприятия направлены на рациональное использование газа на собственные технологические нужды, уменьшение эмиссии метана и выбросов оксидов азота и углерода в атмосферу.
На рисунке 1 показана структура потребления газа за год на собственные технологические нужды (СТН) и потери газотранспортного предприятия на примере ООО «Газпром трансгаз Уфа». Из рисунка следует, что около 10% расхода газа на СТН приходится на стравливаемый природный газ из участков магистральных газопроводов перед проведением ремонтных работ и 80% природного газа СТН приходится на топливный газ ГПА на компримирование. Таким образом, существенная доля сбережения природного газа может производиться за счет выработки газа из отключаемых участков магистральных газопроводов перед производством ремонтных работ и оптимизации режимов работы газотранспортной системы (ГТС) на основе подбора оптимальной схемы включения ГПА и режима работы газоперекачивающих агрегатов [2].
СРЕДИ ВОЗМОЖНЫХ СПОСОБОВ ВЫРАБОТКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ИЗ ВЫВОДИМЫХ В РЕМОНТ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ МОЖНО ВЫДЕЛИТЬ СЛЕДУЮЩИЕ:
• выработка газа потребителям через ГРС из отключенных участков газопроводов перед проведением ремонтных работ;
• выработка газа на ГПА из участков газопроводов перед проведением ремонтных работ;
• выработка газа из контура ремонтируемой КС или прилегающего к КС участка газопровода за счет контура топливного газа параллельной КС (через монтируемую перемычку);
• перепуск газа в смежные или параллельные участки газопроводов;
• применение эжекторов для процессов выработки участков газопроводов и контуров КС перед проведением ремонтных работ;
• применение мобильных компрессорных установок для выработки газа из ремонтируемого участка в смежный или параллельный участок газопровода. На процедуру оценки эффективности и подбора предполагаемого метода выработки газа из отключаемых участков газопроводов перед проведением ремонтных работ влияют следующие критерии:
• ограниченное время проведения ремонтных работ, что предъявляет допол-
нительное требование по минимизации времени выработки;
• глубина выработки или минимальное остаточное давление;
• материально-технические затраты на проведение подготовительных мероприятий;
• обеспечение промышленной безопасности, надежности работы ГТС и газоснабжения потребителей через ГРС;
• обеспечение надежности работы оборудования ГРС и КС;
• эффективное планирование ремонтных работ;
• обеспечение необходимых объемов транспорта газа в соответствии с плановым заданием при условии обеспечения критериев энергоэффективности ГТС. Среди перечисленных методов выработки газа из отключаемых участков перед проведением ремонтных работ наиболее эффективными по критерию глубины выработки являются два метода:
• выработка газа потребителям через ГРС из отключенных участков газопроводов перед проведением ремонтных работ;
• применение мобильных компрессорных установок (МКУ) для выработки газа из ремонтируемого участка в смежный или параллельный участок газопровода.
Применение МКУ сопряжено с дополнительными материально-техническими затратами на проведение подготовительных работ (в том числе по монтажу трубопроводной обвязки). Выработка газа на потребителей ГРС не требует дополнительных затрат на материально-технические ресурсы, однако возникает проблема обеспечения минимального времени простоя и выработки ремонтируемого участка, которое обеспечивается при наличии крупных ГРС с большим объемом газопотребления.
Таким образом, при планировании ресурсосберегающих мероприятий необходимо учитывать вышеуказанные факторы.
Кроме того, при отключении транзитного участка магистрального газопровода в целях сохранения планового объема перекачиваемого газа зачастую требуется загрузка дополнительных ГПА на
42
№ 6 июнь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Посещение новой производственной площадки делегацией от Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа Управления по эксплуатации ГРС и объектов газового хозяйства ОАО «Газпром» | Апрель 20151 г.Челябинск
ГАРТАРИМИ.РФ
ДУМАЕМ ПО-РУССКИ
Производство регуляторов давления серии «Н.» - это первый шаг по локализации газового оборудования ТАРТАРИНИ в РФ.
№119 об организации работы по локализации сборочного производства регуляторов давления газа ТАРТАРИНИ в России»: 11 декабря 201Д г. официально открыто сборочное производство регуляторов давления ТАРТАРИНИ в г, Челябинск на производственных мощностях ЗАО ПГ «МЕТРАН».
Во исполнение «Протокола встречи представителей ОАО «Газпром» и компании EMERSON Process Management от 2k сентября 2012 г.
Рис. 2. Схема выработки природного газа из ремонтного участка на потребителя через ГРС
Fig. 2. Diagram of natural gas generation from a maintenance section for the consumer via gas distribution plant
КС, что увеличивает расход топливного газа в целом по ГТС, поэтому время дополнительного простоя участка, необходимого для выработки газа, должно быть минимальным, а объем сэкономленного газа должен превышать величину увеличения расхода топливного газа за время дополнительного простоя газопровода.
С учетом изложенного можно отметить, что вопрос энергосбережения должен решаться с использованием комплексного подхода и рассматриваться с позиции работы всей ГТС в целом. При расчете режимов работы ГТС должны использоваться фактические эксплуатационные характеристики, полученные на основе паспортных характеристик оборудования [3-5]. Целью работы является разработка ресурсосберегающей технологии, заключающейся в предварительной выработке природного газа на ГПА КС и потребителя через ГРС из отключаемого в ремонт участка газопровода большого диаметра.
Реализацию технологии рассмотрим на примере отключения участка ма-
гистрального газопровода Ду1400 длиной 13 км перед проведением ремонтных работ для выработки природного газа на крупную ГРС с большим объемом газопотребления Q = 241 тыс. м3/ч (рис. 2).
В ПРОЦЕССЕ ПЛАНИРОВАНИЯ РАССМАТРИВАЛИСЬ СЛЕДУЮЩИЕ ЗАДАЧИ:
1) разработка плана мероприятий и последовательности переключения трубопроводной арматуры;
2) расчет режимов работы компрессорных станций с выбором необходимых комбинаций и оборотов ГПА для поддержания заданного объема перекачиваемого газа;
3) расчет первоначального запаса газа в участке газопровода до отключения;
4) расчет запаса газа в участке после выработки;
5) расчет времени выработки отключаемого участка.
Как было отмечено ранее, процедура планирования и управления энергоэффективными процессами является комплексной и затрагивает режим
работы всей газотранспортной системы [6].
С учетом изложенного задача моделировалась в нестационарной постановке с использованием программного комплекса и компьютерной модели (рис. 3). В первую очередь отключался первый по ходу газа линейный крановый узел на 1900 км и моделировалось «оттягивание» газа следующей по ходу КС «Москово» (1-й этап), при этом первоначально удалось снизить остаточное давление газа с 62 до 59 кгс/см2. Далее отключался второй по ходу газа крановый узел на 1913 км и моделировалась дальнейшая выработка участка на потребителя ГРС (2-й этап), при этом расчетное остаточное давление составило 15-17 кгс/см2.
Дальнейшая выработка до более низких давлений нецелесообразна из условия обеспечения стабильной работы узла редуцирования ГРС и обеспечения надежного газоснабжения потребителей. Таким образом, моделировалась ситуация двухступенчатого снижения давления газа в ремонтируемом участке за счет выработки («оттягивания») газа
следующей по ходу КС и выработки газа ГРС, в результате чего удалось снизить остаточное давление с 62 до 15 кгс/см2 и сэкономить при стравливании более 1 млн м3 природного газа. После отключения и вывода из гидравлического режима участка 1900-1913 км рассматриваемого магистрального газопровода произошло увеличение выходного давления КС «Поляна» и уменьшение входного давления на КС «Москово» вследствие ухудшения пропускной способности трехниточной системы магистральных газопроводов. Далее моделировались режимы работы компрессорных станций с определением необходимых оборотов ГПА из условия сохранения объема перекачиваемого газа при отключении и выводе из гидравлического режима участка магистрального газопровода.
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА РАССМАТРИВАЛИСЬ ДВЕ МОДЕЛИ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ:
• модель 1: на основе паспортных (формулярных) характеристик ГПА;
• модель 2: на основе фактических (идентифицированных) характеристик ГПА по результатам материалов диагностического обследования.
На рисунке 4 приведен пример результата нестационарного моделирования режима работ КС-17А «Поляна» при отключении участка 1900-1913 км для производства ремонтных работ для двух конфигураций с использованием модели 1 и модели 2. Аналогично моделировались режимы работы остальных КС газотранспортной системы (рис. 2).
Для сохранения расхода транспортируемого газа определялось необходимое значение оборотов ГПА, а также производился анализ изменения расхода топливного газа ГПА. Согласно модели 1, на основе паспортных характеристик требовалось увеличение оборотов ГПА с 4362 до 4425 об./мин., а при использовании модели 2 на основе фактических характеристик, учитывающих текущее техническое состояние ГПА, необходимо увеличение оборотов до величины 4673 об./мин., что на 5% больше по сравнению с эта-
кгс/см
Время процесса, ч.
Рис. 3. Зависимость нестационарного процесса выработки газа из отключаемого участка газопровода на потребителя ГРС
Fig. 3. Dependence of the time-dependent process of gas generation from the gas pipeline section to be shut down for the gas distribution plant consumer
Индекс «1» - эталонная модель КС на основе паспортных характеристик; Индекс «2» - эталонная модель КС на основе фактических характеристик; Q - расход перекачиваемого КС природного газа; Рв, Рн - соответственно давление на входе и выходе КС.
Index «1» - the compressor station reference model based on data sheet characteristics; Index «2» - the compressor station reference model based on actual characteristics; Q - flow of natural gas pumped by the compressor station; Pj, Po - compressor station input and output pressure, respectively.
Рис. 4. Графические зависимости изменения параметров работы газопроводов при отключении участка 1900-1913 км для производства ремонтных работ с увеличением оборотов ГПА после закрытия линейных кранов
Fig. 4. Graphical dependencies of change in the gas pipelines operation parameters during shutdown of 1,900-1,913 km section to perform repair works increasing the revolutions of the GPU after shutdown of line valves
лонной величиной при одном и том же расходе перекачиваемого газа. При использовании паспортной модели 1 расход топливного газа КС-17А (в работе 2-го ГПА) после отключения участка 1900-1913 км и поднятия оборотов ГПА вырос с 8,125 до 8,583 тыс. м3/ч, а при использовании модели 2 расчетный расход топливного газа увеличился 8,875 тыс. м3/ч.
Аналогичный анализ произведен и для остальных компрессорных станций. Суммарный расход топливного газа ГПА всей ГТС (в работе 23 ГПА) после отключения участка 1900-1913 км и поднятия оборотов КС на основе модели 1 вырос с 87,875 до 89,125 тыс. м3/ч, а с использованием модели 2 - соответственно с 87,875 до 95,986 тыс. м3/ч, что на 7% больше эталонной величины. Указанный пример наглядно иллюстрирует, что для повышения точности планирования и прогнозирования показателей режимов работ ГПА КС в процессе производственно-диспетчерского управления режимами работы ГТС при осуществлении переключений и энергосберегающих мероприятий необходимо использовать фактические характеристики оборудования. Как видно из рисунка 3, расчетное время выработки участка 1900-1913
км составило 17 часов, при этом объем сэкономленного газа составляет порядка 1 млн м3. Таким образом, время дополнительного простоя участка в процессе проведения ремонтных работ увеличится на 17 часов для обеспечения выработки газа на потребителя ГРС.
Для сохранения объема транспорта газа потребовалось увеличение оборотов и потребляемой мощности ГПА КС, что привело к увеличению расхода топливного газа суммарно по всем КС на 8,111 тыс. м3/ч.
За 17 часов дополнительного простоя для выработки участка на потребителя ГРС прирост расхода топливного газа ГПА составил 0,138 млн м3, что меньше объема сэкономленного газа 1 млн м3 при выработке участка магистрального газопровода.
Таким образом, в условиях данной задачи, выработка участка 1900-1913 км магистрального газопровода на потребителя ГРС экономически целесообразна.
Аналогичный подход может применяться при рассмотрении процессов выработки участка с применением МКУ. При этом важными для оценки целесообразности энергосберегающего мероприятия будут являться следующие
критерии: время выработки, стоимость подготовительных работ, объем потенциальной экономии стравливаемого газа, величина увеличения объема топливного газа при загрузке или увеличении оборотов ГПА. Указанный пример показывает, что для реализации и планирования методов энергосбережения необходимо использовать комплексный многофакторный подход, учитывающий режимы работы всей газотранспортной сети.
ВЫВОДЫ
1. В работе предложен комбинированный способ сбережения природного газа, заключающийся в предварительной выработке природного газа на ГПА КС и потребителя через ГРС из отключаемого в ремонт участка газопровода большого диаметра.
2. Обоснована технология применения ресурсосберегающего мероприятия на основе программного комплекса и компьютерной модели с учетом фактического состояния оборудования ГПА на КС.
3. Разработанные рекомендации могут применяться для производственно-диспетчерского управления ГТС и соответствуют Перечню научно-технических проблем ОАО «Газпром».
References:
1. STO Gazprom 2-1.20-122-2007. Metodika provedenija jenergoaudita kompressornojstancii, kompressornyh cehovsgazoturbinnymi i jelektroprivodnymi GPA [Procedure for energy audit performed at compressor station, compressor shops with gas turbine and electrically driven GPU]. Moscow, VNIIGAZ, 2007. P. 99-123.
2. Ivanov E.S., Golyanov A.I. Sovershenstvovanie processov jekspluatacii gazoperekachivajushhih agregatov [Improving the operational processes of gas pumping units]. Neftegazovoe delo = Oil and Gas Engineering, 2012, No. 1. P. 42-48.
3. STO Gazprom 2-2.3-250-2008. Metodika po opredeleniju vyhodnyh pokazatelej GTU agregata GPA-C-8, GPU-10, GPU-16 [Procedure for determination of the output indicators of the gas turbine plant at GPA-C-8, GPU-10, GPU-16 unit]. Moscow, Orgenergogaz, 2008. 24 pp.
4. R Gazprom 2-3.5-438-2010. Raschet teplotehnicheskih, gazodinamicheskih i jekologicheskih parametrovgazoperekachivajushhih agregatov na peremennyh rezhimah [Calculation of thermal and technical, gas dynamic and environmental parameters at gas pumping units under variable modes]. Moscow, VNIIGAZ, 2010. 70 pp.
5. Volkov M.M., et al. Spravochnik rabotnika gazovojpromyshlennosti [Reference book of the gas industry worker]. Moscow, Nedra, 1989. 286 pp.
6. Seleznev V.Ye., et al. Sovremennye kompjuternye trenazhery v truboprovodnom transporte [Modern computer simulators in the pipeline transport]. Moscow, MAKS Press, 2007. 200 pp.
Литература:
1. СТО Газпром 2-1.20-122-2007. Методика проведения энергоаудита компрессорной станции, компрессорных цехов с газотурбинными и электроприводными ГПА. - М.: ВНИИГАЗ, 2007. - С. 99-123.
2. Иванов Э.С., Гольянов А.И. Совершенствование процессов эксплуатации газоперекачивающих агрегатов // Нефтегазовое дело. - 2012. - № 1. -С. 42-48.
3. СТО Газпром 2-2.3-250-2008. Методика по определению выходных показателей ГТУ агрегата ГПА-Ц-8, ГПУ-10, ГПУ-16. - М.: Оргэнергогаз, 2008. - 24 с.
4. Р Газпром 2-3.5-438-2010. Расчет теплотехнических, газодинамических и экологических параметров газоперекачивающих агрегатов на переменных режимах. - М.: ВНИИГАЗ, 2010. - 70 с.
5. Волков М.М. и др. Справочник работника газовой промышленности. - М.: Недра, 1989. - 286 с.
6. Селезнев В.Е. и др. Современные компьютерные тренажеры в трубопроводном транспорте. - М.: МАКС Пресс, 2007. - 200 с.
