Обоснование схемы и параметров газораспределительной сети производственной базы

Введение Газовая отрасль включается в себя процессы и оборудования для добычи, очистки и транспортировки газа. Все технологические процессы постоянно совершенствуются на основе многочисленных научных разработок.

Большинство исследований по разработке моделей прогнозирования аварий, моделей по оптимизации работы газораспределительных станций проводятся применительно к магистральным газопроводам. Эти исследования носят фундаментальный и прикладной характеры.

Также проводится много экспериментальных исследований по совершенствованию работы бурового оборудования, оборудования газокомпрессорных станций, газотранспортного оборудования для сетей среднего и высокого давлений.

Однако существует и последнее звено в системе транспортирования газа. Это подача его к потребителю. Данный процесс осуществляется при помощи газораспределительных систем низкого давления. В данном звене имеется множество проблем. Это и коррозионная неустойчивость трубопроводов, завышенное или заниженное давление газа у потребителя, повышенные материальные затраты на строительство и эксплуатацию газовых сетей.

Исследования по газораспределительным сетям низкого давления носят либо прикладной, либо экспериментальный характер. В большинстве случаев рассматривается какой-то определенный объект для газификации. Применительно к этому объекту и проводятся исследования по определению оптимальной конфигурации газораспределительной сети. Критерием оптимизации преимущественно являются приведенные затраты и материальные характеристики [5,6]. Основными факторами, влияющими на эти критерии, являются диаметры трубопроводов, их протяженность [4] и потери давления по длине транспортирования [3].

В данной работе объектом газификации является предприятие, переходящее на систему децентрализованного теплоснабжения

Основная часть. Рассматриваемое предприятие является производственной базой филиала ООО «Газпром трансгаз Краснодар». На предприятии планируется внедрение энергосберегающей системы отопления на основе инфракрасных излучателей в цехах. Там же будут располагаться газовые накопительные бойлеры, посредством которых будет обеспечена подача воды для нужд горячего водоснабжения. Обеспечение параметров микроклимата в административном корпусе будет осуществляться с помощью низкотемпературного водогрейного котла, установленного в этом же здании. Для проведения данных мероприятий требуется строительство новой газораспределительной сети и замена оборудования в существующем газораспределительном пункте (ГРП).

Особенностью системы газоснабжения предприятия является то, что поступающий из магистральных трубопроводов через сеть газораспределительных станций (ГРС) энергоноситель может иметь различную теплоту сгорания. Характериска газов, поступающих в систему газоснабжения производственной базы, приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Характеристика используемых энергоносителей

Месторождение газа	Теплота сгорания, кДж 3 м	Плотность газа, ρ, кг 3 м
Газовые месторождения
Ставропольское	35740,7	0,724
Деминское (Тюменская область)	34148,5	0,763
Уренгойское(Ямало-Ненецкий АО)	35196	0,724
Газоконденсатные месторождения
Усть   -Вилюйское   (Республика Саха- Якутия))	37919,5	0,815
Оренбургское	39553,6	0,815
Нефтегазовые месторождения
Бованенское (Ямало-Ненецкий АО)	58618,1	1,358
Ромашкинское (республика Татарстан)	59958,9	1,409
Туймазинское (республика Башкортостан)	59791,3	1,396

Таким образом, надо подобрать такую схему и параметры газораспределительной сети, для которых критерий оптимизации был минимальным при использовании газа из любого месторождения. За критерий оптимизации приняты потери давления. Выбор обоснован тем, что коэффициент полезного действия газоиспользующего оборудования существенно зависит от величины давления газа. Обеспечение номинального рабочего давления приводит к максимальному коэффициенту полезного действия, что позволяет снизить затраты природных энергетических ресурсов и обеспечить экономический эффект[3].

Используя данные предприятия по потреблению тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение был проведен расчет расхода газа по формуле

Q = ³»Ф q п

м ³

где – Q–расход газа,    ;

ч

Ф – тепловая нагрузка объекта газоснабжения, Вт ;

кДж

• q –удельная теплота сгорания газа,   ₃ ;

м ³

• η –коэффициент газоиспользующего оборудования.

По результатам расчетов получилось, что расход газа на предприятии колеблется от мм

89 до 156    .

ч

ч

На основе существующей классификации газораспределительных сетей и требований к ним [7,8] была выбрана надземная кольцевая прокладка газопроводов из стальных труб (рис.1).

Рисунок 1 – Схема А газораспределительной сети.

Для схемы А проведен выбор диаметров газопроводов при помощи специальных номограмм [2] . Получены два варианта исполнения по типоразмерному ряду труб [1]. Первый вариант получился при использовании топлива из газовых и газоконденсатных месторождений, второй–при использовании попутного нефтяного газа (табл.2).

По расходу газа на участках и выбранному стандартному диаметру газопровода определены фактические потери давления. Величины потерь определялись при помощи тех же номограмм [2]. Номограммы для определения потерь давления в газопроводах низкого давления разработана для двух видов природных газов. Первая номограмма позволяет рассчитывать параметры при использовании для газа с плотностью р = 0,73 кг- . Вторая м ³

номограмма разработана для

фактических потерь давления поправочный коэффициент

газа с плотностью р = 2— . Поэтому при нахождении м ³

величину, получившуюся на номограмме, умножали на

∆ Р удф =∆ Р уд

ρ

•---------- т

ρ _т

где ^Руд ф -фактические удельные потери, Па ;

м кРуД т' - удельные потери давления, определенные по номограмме по рассчитанному расходу и принятому диаметру трубопровода, ---;

м

• р - плотность выбранного газа, —. Принимается по данным табл. 1;

м3

кг

• р т - плотность газа, для которого разработана номограмма, —.

м ³

Таблица 2 - Результаты выбора диаметров газопроводов

Участок (рис.1)	Вариант исполнения 1 Трубы ГОСТ 3262-75	Вариант исполнения 2 Трубы ГОСТ 3262-75
	Газовые и газоконденсатные месторождения	Нефтегазовые месторождения
11-10	32х3,2	25х3,2
10-9	80х4	65х4
12-9	65х4	50х3,5
9-8	80х4	65х4
13-8	50х3,5	40х3,5
8-1	80х4	65х4
4-10	80х4	65х4
4-5	65х4	50х3,5
4-3	80х4	65х4
3-6	25х3,2	20х2,8
3-2	80х4	65х4
2-7	50х3,5	50х3,5
2-1	80х4	65х4
0-1	80х4	65х4

Рассмотрены два режима работы: проектный и аварийный. При проектном режиме газ движется по контурам 0-1-2-3-4 и 0-1- 8-9-10-11. В аварийном режиме газ вынужден двигаться по . контуру 0-1-2-3-4-10-9-8-13 или по контуру 0-1-8-9-10-4-3-2-7. Когда газ движется по основным контурам 0-1-2-3-4 и 0-1-8-9-10 потери давления в сети (табл.3) не превышают допустимого значения в 1200 Па [8].

В случае возникновения аварийных ситуаций, когда газ вынужден двигаться практически по всему кольцу (контуры 0-1-2-3-4-10-9-8-13 или 0-1-8-9-10-4-3-2-7), суммарные потери давления по магистральному контуру значительно больше величины 1200Па для газа из газовых и газоконденсатных месторождений. Аналогичная ситуация наблюдается и при использовании газа из нефтегазовых месторождений (табл.3). Это говорит о том, что схема А не является рациональной, и необходимо рассмотреть другие варианты трассировки газораспределительной сети.

Таблица 3 - Результаты расчетов по определению фактических потерь давления в трубопроводах газораспределительной сети, выполненной по схеме А

Месторождение	Потери давления, ΔР , Па
	Основные контуры 0-1-8-9-10-11 и 1-2-3-4-5	Контур 0-1-2-3-4-109-8-13	Контур 0-1-8-9-10-43-2-7
Вариант исполнения 1 по типоразмерному ряду труб
Деминское	504,87	1433,6	2175,65
Уренгойское	532,61	1391,67	2064,44
Старопольское	540,65	1345,85	2050,01
Усть-Вилюйское	546,08	1307,26	2016,68
Оренбургское	553,63	1245,86	1991,50
Вариант исполнения 2 по типоразмерному ряду труб
Бованенское	777,97	2702,61	3226,36
Туймазинское	799,74	2780,72	3531,88
Ромашкинское	807,18	2806,61	3564,77

Для снижения потерь давления в газораспределительной сети предлагается использовать схему Б, представленную на рисунке 2. Основное отличие данной схемы от предыдущей схемы состоит в том, что появляется новый участок 8-14. Газ в случае возникновения аварийной ситуации может перемещаться по контурам 0-1-2-3-14-4-5 и 14-8-9-10-11или по контурам 0-1-8-9-12-10-11, 8-14-4-5, 14-3-2-7.

Рисунок 2 – Схема Б газораспределительной сети

Для схемы Б был проведен расчет потерь давления таким же образом, как и для схемы А. Результаты расчетов представлены в таблице 4.

При добавлении перемычки 8-14 энергоносители газового и газоконденсатного месторождения проходят по новым контурам с потерями давления, которые не превышают проектного нормируемого значения.

Что же касается газов, добываемых на нефтегазовых месторождениях, то введение в схему перемычки 8-14 уменьшило потери давления при транспортировании энергоносителя, но не до нормируемого значения.

Таблица 4 - Результаты расчетов по определению фактических потерь давления в трубопроводах газораспределительной сети, выполненной по схеме Б

Месторождение	Потери давления, ΔР , Па
	Контуры 0-1-8-9-10-11 и 8-14-3-72 и 14-4	Контуры 0-1-2-3-14-4-5 и 14-89-10-11
Вариант исполнения 1 по типоразмерному ряду труб
Деминское	1154,92	913,99
Уренгойское	1117,17	869,82
Старопольское	1107,35	860,00
Усть-Вилюйское	1127,69	837,47
Оренбургское	999,49	771,49
Вариант исполнения 2 по типоразмерному ряду труб
Бованенское	1685,40	1319,40
Туймазинское	1625,29	1249,42
Ромашкинское	1640,42	1368,95

Поэтому был рассмотрен вопрос об использовании варианта исполнения 1 по типоразмерному ряду диаметров для газораспределительной сети при работе на газах Бованенского, Туймазинского и Ромашкинского месторождений. Расчет был проведен также при помощи номограмм [2] для диаметров, принятых для первого варианта исполнения. Результаты расчета представлены в виде гистограммы на рисунке 3.

Месторождения

^^ Оснобные контуры 0-1-8- 9-10-11 и 1-2-3-4-5

^^ Контуры 0-1-8-9-10-11, 8-14-3-7-2 и 14-4

И Контуры 0-1-2-3-14-4-5 и 14-8-9-10-11

• У«\ Допустимые потери дабления

Рисунок 3– Изменение потерь давления в контурах схемы Б при варианте исполнения 1 по типоразмерному ряду труб и использовании попутных нефтяных газов

Таким образом, при увеличении диаметров трубопроводов, потери давления при транспортировании газа через добавленный участок 8-14 не превышают проектные значения. Следовательно, рациональной схемой трассировки газораспределительной сети на предприятии является схема 2 с размерами диаметров по варианту 1.

Полученные при данном сочетании схемы и варианта исполнения величины позволили установить зависимости потерь давления от теплоты сгорания используемого топлива (рис.4) при помощи корреляционно-регрессионного анализа.

ф оснобные контуры 0 1 8 9 10 11 и 1-2-3-4-5

А контуры 0-1-2-3-14-4-5 и 14 -8- 9-10-11

• ■ контуры 0-1-8- 9-10-11, 8-14-3- 7-2 и 14-4

Рисунок 4–Изменение потерь давления в контурах схемы Б в зависимости от теплоты сгорания топлива

Для всех трех математических выражений коэффициент аппроксимации практически равен единице. Поэтому для данной трассировки сети с достаточно выскокой степенью вероятности можно спрогнозировать потери давления при использованиии газа с различной температурой сгорания.

Выводы. Используя метод последовательных исключений была получена схема и выбраны параметры газораспределительной сети, при которых потери давления в газопроводах будут минимальными. Полученные числовые массивы позволили установить зависимости изменения потерь давления от теплоты сгорания топлива. Используя полученные выражения можно спрогнозировать величину изменения давления при обеспечении предприятия голубым топливом с различной теплотой сгорания.