science-review.ru
Данная статья посвящена проблеме, имеющей высокую значимость в настоящее время – разработке технически и экономически обоснованной методики перераспределения потоков газа на трубопроводах газотранспортных систем. Эта методика будет полезной для применения как при эксплуатации чрезвычайно разветвлённой системы газопроводов России, так и при проектировании и закладке строительства новых веток трубопроводов. Разработанная методика является обобщённой и учитывает основные действующие факторы. Эта обобщённая методика сможет помочь разработать более детальные математические модели функционирования газотранспортных систем, с минимальным количеством допущений и упрощений. Данная методика с некоторой переработкой может стать полезной также при проектировании и эксплуатации нефтепроводов и иных трубопроводных сетей.
Цель исследования: совершенствование методики проектирования магистральных газопроводов с целью повышения их технико-экономических показателей, а также снижение затрат при добыче и транспортировке природного газа.
Материалы и методы исследования
При разработке методики необходимо произвести математическое моделирование [1], заключающееся в оптимизации управления транспортированием продуктов по трубопроводам при нормальной эксплуатации, при реконструкциях и аварийных ситуациях (экстремальная задача линейного программирования). Взаимосвязь между элементами проектируемой системы целесообразно осуществлять с помощью формирования систем равенств и неравенств, содержащих основные эксплуатационные параметры оборудования и граничные условия (ограничения) для каждого элемента транспортной системы. Обобщённые технико-экономические характеристики каждого узла газотранспортной системы также описываются в виде систем равенств и неравенств.
Целевой оптимизируемой функцией задачи линейного программирования (объектом оптимизации) будут являться экономические показатели, характеризующие рассматриваемую часть газодобывающей и газотранспортной системы в целом. Наиболее целесообразно и удобно в качестве такого показателя принять себестоимость газа для заказчика (продавца природного газа).
Для формирования исходных данных для задачи оптимизации необходимо определить основные составляющие себестоимости газа в пределах затрат на добычу и на транспортировку. Принято производить расчёт себестоимости добычи и транспортировки 1000 куб. м газа.
Согласно [2, 3] себестоимость добычи газа складывается из следующих основных составляющих:
а) затраты при добыче и промысловой подготовке газа, зависящие от используемых технологий и организации процессов (в том числе затраты топлива и электроэнергии);
б) затраты на подготовку, освоение и совершенствование производственных процессов;
в) затраты при эксплуатации очистных сооружений;
г) дополнительные затраты, связанные с осуществлением работ вахтовым методом;
д) отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы;
е) затраты по обеспечению нормируемых условий труда и техники безопасности;
ж) затраты на управление производством;
з) затраты, связанные с подготовкой и переподготовкой кадров;
и) платежи банкам по кредитам и т.п.;
к) отчисления в отраслевые, внебюджетные фонды;
л) затраты на содержание производственных и вспомогательных помещений;
м) отчисления на социальные нужны, налоги, сборы, платежи и другие обязательные отчисления.
Среди рассмотренных затрат крупной газодобывающей компании сильно зависят от её месторасположения лишь пункты а)–г), поэтому при разработке методики перераспределения потоков газа в первом приближении остальные пункты затрат можно считать постоянными на 1000 куб. м добытого газа.
Согласно [4], себестоимость транспортировки газа складывается из затрат на техническое обслуживание и ремонт магистральных и вспомогательных газопроводов, а также оборудования, с помощью которого осуществляется транспорт, очистка газа и т.п.
Расход перекачиваемого газа можно рассчитать следующим образом:
G = Gconst – Gsn – Gpot,
где Gconst – расчётный расход поступающего в трубопроводы газа;
Gsn – расход газа на собственные нужны транспортной сети;
Gpot – потери газа при транспортировке.
Cебестоимость транспортировки газа складывается из тех же составляющих, что и себестоимость добычи, кроме пунктов а)–г), остальные пункты можно также считать в первом приближении постоянными на 1000 куб. м транспортируемого газа. К остальным пунктам добавляются:
– стоимость химических добавок;
– затраты на транспорт газа;
– неизбежные потери расхода при хранении и транспорте газа, расход на собственные нужды.
При расчёте потерь газа при транспортировке необходимо учитывать утечки газа из хранилищ и из трубопроводов.
При расчёте расхода газа на собственные нужды учитывается потребление газа газовыми турбинами и прочим энергетическим оборудованием, котельными, химическими лабораториями, механическими мастерскими и другими подразделениями.
К собственным нуждам также относится расход газа, стравливаемого при пусках и остановках компрессорных агрегатов, при заправке метанола в газопроводы, при продувке пылеуловителей, сепараторов и конденсатоотводчиков, расходуемый на продувку трубопроводов для освобождения его от конденсата, воды, грязи и т.п.
Таким образом, можно обобщить, что себестоимость добычи и транспортировки газа состоит из совокупности постоянных затрат, на которые влиять практически невозможно, и переменной части затрат, которая зависит главным образом от месторасположения пунктов добычи газа, конструкции и протяжённости трубопроводных систем и режимов работы газоперекачивающего и прочего оборудования (собственно транспортные затраты).
Для проведения расчётов по стоимости транспортировки газа по различным участкам сети вначале необходимо построить топологическую схему рассматриваемой сети. В настоящее время такие построения производятся с помощью так называемых компьютерных симуляторов [1].
Компьютерный симулятор состоит из трёх взаимосвязанных систем. Первой системой является интерактивный интерфейс для воспроизведения на компьютере реальной системы газопроводов, с учетом их диаметров, материалов, топологии прокладки, состава и месторасположения компрессорных станций, вентилей, регулирующих клапанов и т.д.
Как и в любой системе обработки информации, в компьютерном симуляторе присутствует база данных, состоящая из структурированной информации, полученной из первой системы (интерактивного интерфейса) и динамически изменяющейся информации по текущему расчёту перераспределения загрузки оборудования, расходов газа по веткам газотранспортной сети и т.д.
Двумя рассмотренными системами компьютерного симулятора управляет программно-расчётный комплекс, реализующий метод решения экстремальной задачи линейного программирования.
Таким образом, для проведения анализа работы реальной системы магистральных трубопроводов и компрессорных станций, с помощью визуальных редакторов топологии задаются паспортные характеристики и режимные параметры элементов исследуемой системы: турбоприводов, нагнетателей, данные об условиях транспортирования природного газа, о техническом состоянии оборудования и т.д. Параметры оборудования задаются исходя из проектной и технической документации, результатов испытаний.
Пример интерфейса компьютерного симулятора AMADEUS, работающего в многопользовательском режиме, приведён на рис. 1. Этот симулятор использовался для управления трубопроводной сетью Международной газотранспортной компании «SPP» [5].
Рис. 1. Интерфейс компьютерного симулятора AMADEUS
Оптимизация транспортирования газа через трубопроводную сеть газотранспортного предприятия осуществляется путём использования газодинамического симулятора для построения и решения задачи оптимизации путём численного анализа параметров и режимов работы магистральных газопроводов и станций компримирования газа.
Ядро компьютерного симулятора создано путём формализации математических моделей механики и газодинамики для описания процессов, происходящих в трубопроводах и прочем газотранспортном оборудовании при эксплуатации в паспортном режиме, испытаниях и при проведении модернизации. Конкретнее используются следующие хорошо отработанные физико-математические модели: система уравнений механики жидкостей и газов, система уравнений равновесия деформируемого твердого тела. Так как системы уравнений, описывающих данные процессы, являются очень громоздкими и сложными для вычисления, для решения задачи нахождения оптимума приходится вводить необходимые упрощения и допущения. Глубина упрощений ещё больше увеличивается в случае, если необходимо исследовать модель функционирования системы транспорта газа в динамике, тем более при необходимости обеспечения режима работы компьютерного симулятора в реальном времени.
Оптимизация, производимая симулятором, заключается в подборе параметров работы оборудования и загрузки газотраспортных веток с целью достижения максимума или минимума заданного параметра оптимизации (чаще всего, это минимум себестоимости транспортировки газа от начального пункта в конечный, рассчитанная только по стоимости потребляемой оборудованием энергии).
Результаты оптимизации параметров работы оборудования и загрузки магистральных трубопроводов отображаются графически на составленном при задании исходных данных изображении расчетной схемы (мнемосхемы) с помощью гистограмм, эпюр, текста и т.п.
Также можно вывести на экран результаты расчёта стоимости транспортировки газа до и после оптимизации (рис. 2).
Рис. 2. Результаты оптимизации системы транспортировки газа
К сожалению, используемые в настоящее время симуляторы при оптимизации не учитывают иных затрат, кроме затрат на энергию и поэтому требуют дальнейшего совершенствования. Для этого в структуру учитываемых факторов необходимо включить дополнительные затраты, указанные выше в данной статье. Это потребует увеличения вычислительной мощности компьютеров либо проведения вычислений в течение довольно длительного времени, но результаты расчётов преобретут гораздо большую достоверность.
Результаты исследования и их обсуждение
Преимущество рассмотренной методики с учётом её доработки состоит в том, что она на протяжении всего жизненного цикла оборудования магистральных трубопроводов (при проектировании, эксплуатации и реконструкции) позволит более точно корректировать перераспределение потоков газа, а также состав и загрузку оборудования.
Для внедрения в процесс расчёта и оптимизации магистральных трубопроводов предложенной методики необходимы будут дополнительные расходы. Потребуется разработка нового, более совершенного, программного обеспечения, существенное повышение мощности используемой компьютерной техники, на обучение инженеров-проектировщиков и техников применению компьютерных симуляторов и т.д.
Предложенный метод проектирования позволит повысить глубину оптимизации за счёт учёта описанных выше дополнительных статей затрат и уменьшения количества допущений, поэтому затраты на внедрение новых методик, безусловно, окупятся.
Окупаемость метода достигается за счет повышения безопасности эксплуатации и большего срока службы газотранспортных систем, а также сокращения затрат на строительство и эксплуатацию трубопроводных веток [6].
Для снижения расхода газа на собственные нужды (и тем самым минимизации материальных затрат) можно порекомендовать безусловное внедрение рационализаторских предложений и технических усовершенствований. Уменьшение расхода газа на собственные нужды и потери также позволяет обеспечить бесперебойный режим обеспечения газом потребителей, из-за чего эффективность работы газотранспортной сети существенно повышается. Это является одним из путей решения народнохозяйственных задач, сформулированных Правительством РФ.
Одновременно необходимо стремиться к постоянному сокращению потерь природного газа за счет внедрения следующих мероприятий:
– своевременное проведение ремонтов и технического обслуживания агрегатов и оборудования с целью улучшения их характеристик, в частности КПД;
– эксплуатация скважин добычи, газоперекачивающего оборудования и газопроводов без сброса газа в атмосферу.
Заключение
Таким образом, цель данной работы выполнена – произведён обзор и анализ наиболее современных методов оптимизации перераспределения потоков природного газа по участкам транспортной системы. Выработан ряд рекомендаций по дальнейшему совершенствованию и отработке данных методов на практике. Также даны рекомендации по уменьшению потерь природного газа при добыче и транспортировке.