СПОСОБ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА

Технические решения, применяемые при строительстве новых и реконструкции действующих магистральных газопроводов, направлены в первую очередь на применение на магистральных газопроводах энергосберегающих технологий, позволяющих в полной мере сократить энергозатраты на транспортировку природного газа.

Как показывает практика, в условиях увеличения объемов добычи и транспортировки природного газа при нарастающих темпах старения эксплуатируемого оборудования линейной части и компрессорных станций магистральных газопроводов в проектах нового строительства и при реконструкции эксплуатируемых магистральных газопроводов необходимо совершенствовать способы обеспечения энерготехнологической эффективности магистральных газопроводов. Изобретение относится к энергосберегающим технологиям, направлено на повышение энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа и может быть использовано при проектировании новых, реконструкции и/или эксплуатации действующих магистральных газопроводов.

Известен способ обеспечения энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа (Панкратов В.С. и др. Информационно-вычислительные системы в диспетчерском управлении газопроводами. - Л.: Недра, 1988, с. 245, с. 50-52), применяемый для решения задач оперативного управления газотранспортной системой, согласно которому формируют давление и температуру сжатого газа по всей трассе магистрального газопровода с помощью газотурбинных и/или электроприводных газоперекачивающих агрегатов и вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения, установленных на всех компрессорных станциях в начале каждого линейного участка магистрального газопровода. Указанный способ формирует технологические параметры текущего режима работы магистрального газопровода и на их основе данный способ определяет энергозатраты на транспорт газа.

Недостатком такого способа является то, что при его реализации не определяют взаимосвязи потребляемой мощности компрессорной станции, рассчитанной с учетом удельного сопротивления потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода, с соответствующей производительностью магистрального газопровода, что, как следствие, не позволяет оптимизировать и обеспечить энерготехнологическую эффективность магистрального транспорта газа.

Наиболее близким к предлагаемому способу обеспечения энерготехнолопической эффективности магистрального транспорта газа по технической сущности и достигаемому результату является способ обеспечения энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа, основанный на формировании давления и температуры потока сжатого газа по всей трассе магистрального газопровода с помощью газотурбинных и/или электроприводных газоперекачивающих агрегатов и аппаратов воздушного охлаждения, установленных на всех компрессорных станциях в начале каждого линейного участка магистрального газопровода (RU №2502914, 2012).

Недостатком такого способа является то, что способ не предусматривает формирования модели базового (эталонного) участка магистрального газопровода, включающего линейный участок магистрального газопровода и компрессорную станцию, имеющую оптимальный энергетический баланс, соответствующий максимальному удельному сопротивлению потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода, а также такой способ не устанавливает соответствующие данной модели показатели энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа и параметрические критерии для интегральной оценки энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа путем оптимизации энергопотребления магистрального газопровода с газоперекачивающими агрегатами на компрессорной станции.

Проблема изобретения заключается в повышении энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа за счет:

- формирования модели базового участка магистрального газопровода, принятой в качестве эталона для сравнения показателей энерготехнологической эффективности проектируемых и/или действующих магистральных газопроводов;

- обеспечения взаимосвязи показателей оптимального энергетического баланса компрессорной станции и максимального удельного сопротивления потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода, определения параметрических критериев интегральной оценки показателей энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа;

- формирования показателей энерготехнологической эффективности соответственно компрессорной станции и линейного участка магистрального газопровода, соответствующих оптимальным энергозатратам;

- выполнения автоматической установки и плавного регулирования величин давления и температуры газа с помощью соответственно газоперекачивающих агрегатов и аппаратов воздушного охлаждения в зависимости от текущих значений давления и температуры газа в трубе, измеряемых соответственно датчиками давления и температуры газа, заданных величин удельного сопротивления потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода, суммарной мощности компрессорной станции и мощности сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов.

Указанная проблема решается описываемым способом обеспечения энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа, основанном на формировании давления и температуры потока сжатого газа по всей трассе магистрального газопровода с помощью газотурбинных и/или электроприводных газоперекачивающих агрегатов и аппаратов воздушного охлаждения, установленных на всех компрессорных станциях в начале каждого линейного участка магистрального газопровода, согласно изобретению, для магистрального транспорта газа в системе автоматического управления компрессорной станции формируют модель базового участка магистрального газопровода, состоящего из головной компрессорной станции, линейной компрессорной станции и линейного участка магистрального газопровода между последовательно расположенными головной и линейной компрессорными станциями, имеющими равные энергетические характеристики, равные давление газа и температуру газа на входе компрессоров газоперекачивающих агрегатов, определяют эквивалентную длину линейного участка магистрального газопровода, рассчитанную по заданному алгоритму с учетом заданных проектом магистрального газопровода параметров, включающих производительность, диаметр, рабочее давление газа, температуру газа, физико-химические свойства газа, давление газа на выходе головной компрессорной станции в начале линейного участка магистрального газопровода, давление газа в конце линейного участка магистрального газопровода на расстоянии от начала линейного участка магистрального газопровода, равном эквивалентной длине линейного участка магистрального газопровода. По заданному алгоритму определяют внутреннюю энергию потока газа, сжатого в полости линейного участка магистрального газопровода, и для головной компрессорной станции базового участка магистрального газопровода формируют энергетический баланс, состоящий из затрат энергии, обеспечивающих транспортировку газа с заданными проектом параметрами на расстояние, равное эквивалентной длине линейного участка магистрального газопровода и включающих мощность сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов, мощность охлаждения газа и масла в аппаратах воздушного охлаждения для поддержания в заданных пределах температуры газа на входе в линейный участок магистрального газопровода и температуры масла в системе смазки газоперекачивающих агрегатов. Затраты энергии головной компрессорной станции базового участка магистрального газопровода сравнивают с внутренней энергией потока газа, сжатого в полости линейного участка магистрального газопровода. Для линейного участка магистрального газопровода по заданному алгоритму определяют удельное сопротивление потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода -показатель, характеризующий энерготехнологическую эффективность линейного участка магистрального газопровода при транспортировке газа с заданными проектом производительностью и давлением газа. Для компрессорной станции магистрального газопровода определяют показатели энерготехнологической эффективности компрессорной станции, включающие удельные затраты энергии и мощность сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов, удельные затраты энергии и мощность охлаждения соответственно газа и масла для поддержания в заданных пределах температуры газа на входе в линейный участок магистрального газопровода и температуры масла в системе смазки газоперекачивающих агрегатов, соответствующие удельному сопротивлению потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода. Показатель энерготехнологической эффективности линейного участка магистрального газопровода и показатели энерготехнологической эффективности компрессорной станции, сформированные в системе автоматического управления компрессорной станции для модели базового участка магистрального газопровода, принимают в качестве параметрических критериев интегральной оценки энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа и автоматического управления режимами работы магистрального газопровода, обеспечивающих оптимальные энергозатраты на всех компрессорных станциях магистрального газопровода. Предпочтительно с целью обеспечения энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа в системе автоматического управления компрессорной станции устанавливают пороговые значения величин удельного сопротивления потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода и соответствующие им величины суммарной мощности компрессорной станции, мощности сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов и мощности охлаждения соответственно газа и масла в аппаратах воздушного охлаждения и при транспортировке газа системой автоматического управления компрессорной станции автоматически устанавливаются и плавно регулируются величины давления и температуры газа с помощью соответственно газоперекачивающих агрегатов и аппаратов воздушного охлаждения в зависимости от установленных величин удельного сопротивления потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода, суммарной мощности компрессорной станции и мощности сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов, тем самым минимизируются параметрические изменения давления и температуры газопровода, мощности сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов и мощности охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения, чем обеспечивается оптимизация энерготехнологической эффективности транспорта газа.

Полученный технический результат заключается в том, что формирование модели базового участка магистрального газопровода с заданными энергетическими характеристиками соответствует технологическому процессу магистрального транспорта газа. Автоматическая установка параметров и регулирование режима работы газопровода с учетом удельного сопротивления потерям энергии линейного участка магистрального газопровода создает условия для минимальных затрат энергии компрессорной станции, чем обеспечивается энерготехнологическая эффективность магистрального транспорта газа.

При проведении описываемого способа для оценки энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа приняли условия, основанные на взаимосвязи оптимального энергетического баланса компрессорной станции магистрального газопровода с максимальным удельным сопротивлением потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода.

Для действующих газопроводов закон сохранения энергии с учетом тепло-массопередачи представили в виде соотношения (Дубинский В.Г. и др. Теория и практика осушки полости газопроводов после испытаний. - М.: Макс Пресс, 2012, 414 с.)

где: Е_кин - кинетическая энергия - энергия движения газа, кДж;

U - внутренняя энергия, кДж;

dW - сумма всех сил, приложенных к частицам газа, кДж;

dQ - подведенная тепловая энергия, кДж;

М - масса транспортируемого газа в объеме линейного участка магистрального газопровода, кг;

dj - изменение теплосодержания газа в линейном участке магистрального газопровода, кДж/кг.

После замены в уравнении 1 энергий на соответствующие мощности получили формулу для баланса мощностей в системе «компрессорная станция - линейный участок магистрального газопровода» в виде

где: G - массовый расход газа, кг/с;

ω - скорость газа, м/с;

dU - внутренняя энергия, кВт⋅ч;

g - ускорение свободного падения, м/сек²;

К - средний по длине линейного участка магистрального газопровода коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м²К;

D_вн - внутренний диаметр магистрального газопровода, м;

Т_н - абсолютная температура газа в начале линейного участка магистрального газопровода, К;

Т_к - абсолютная температура газа в конце линейного участка магистрального газопровода, К;

l - протяженность линейного участка магистрального газопровода, м;

l_экв - эквивалентная длина линейного участка магистрального газопровода, км;

β - средний по длине линейного участка магистрального газопровода коэффициент массопередачи, кг/м²час;

dj - изменение теплосодержания газа в линейном участке магистрального газопровода, кДж/кг;

1/3600 - коэффициент соотношения размерностей, кВт⋅ч./кДж;

G_г - массовый расход газа, кг/с;

С_рг - изобарная удельная теплоемкость газа,

D_h - средний по длине линейного участка магистрального газопровода коэффициент Джоуля - Томпсона, К/МПа;

ΔР - градиент давлений газа на линейном участке магистрального газопровода, МПа;

ρ - плотность газа при средних давлении и температуре газа в полости линейного участка магистрального газопровода, кг/м³.

С учетом того, что на линейном участке магистрального газопровода величина внутренней мощности (Gωdω), соответствующей кинетической энергии, пропорциональной изменению скорости потока газа, и величина мощности работы сил тяжести частиц газа (GgdD) находятся в пределах погрешности средств измерения, формулу для определения суммарной мощности соответствующей затратам внутренней энергии для транспортировки газа по линейному участку магистрального газопровода на расстояние, равное его эквивалентной длине, для базового участка магистрального газопровода представили в виде

где: К - средний по длине линейного участка магистрального газопровода коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м²К;

D_вн - внутренний диаметр магистрального газопровода, м;

Т_н - абсолютная температура газа в начале линейного участка магистрального газопровода, К;

Т_к - абсолютная температура газа в конце линейного участка магистрального газопровода, К;

β - средний по длине линейного участка магистрального газопровода коэффициент массопередачи, кг/м² час;

Δj - разница между теплосодержанием газа в начале и в конце линейного участка магистрального газопровода, кДж/кг;

G_г - массовый расход газа, кг/с;

С_рг - изобарная удельная теплоемкость газа,

D_h - средний по длине линейного участка магистрального газопровода коэффициент Джоуля - Томпсона, К/МПа;

ΔР - градиент давлений газа на линейном участке магистрального газопровода, МПа;

ρ - плотность газа при средних давлении и температуре газа в полости линейного участка магистрального газопровода, кг/м³;

l_экв - эквивалентная длина линейного участка магистрального газопровода (км), рассчитанная по известной формуле пропускной способности на участке газопровода при проектных давлении газа и проектной производительности магистрального газопровода (СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов.- М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2006, 195 с).

где: Е_пр - проектный коэффициент гидравлической эффективности линейного участка магистрального газопровода;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления линейного участка магистрального газопровода;

Δ - относительный удельный вес газа по воздуху;

Т_ср - средняя абсолютная температура газа по длине линейного участка магистрального газопровода, К;

Z - коэффициент сжимаемости газа;

q₀ - проектная производительность магистрального газопровода, равная пропускной способности линейного участка магистрального газопровода, приведенная к 288 К и 0,1013 МПа, млн.м³/сутки;

Р_{н пр} - давление в начале линейного участка магистрального газопровода, равное проектному рабочему давлению в магистральном газопроводе, МПа;

Р_{к пр} - давление в конце линейного участка магистрального газопровода, равное проектному давлению на входе в компрессор газоперекачивающего агрегата, рассчитанному с учетом потерь давления газа в трубопроводной обвязке компрессорной станции, МПа.

Для постоянных параметров приняли следующие числовые значения: λ=0,009; Δ=0,6; Т_ср=280 К; z=0,9 и после подстановки в формулу 4 получили формулу для определения эквивалентной длины линейного участка магистрального газопровода в следующем виде

Энергетический баланс компрессорной станции магистрального газопровода, включающий сумму затрат мощности газоперекачивающих агрегатов для сжатия газа в компрессорах и затраты мощности приводов вентиляторов в аппаратах воздушного охлаждения для поддержания в заданных пределах температуры газа на входе в линейный участок магистрального газопровода и температуры масла в системе смазки газоперекачивающих агрегатов с учетом резерва мощности газоперекачивающих агрегатов для обеспечения заданных показателей надежности представили в виде соотношения

где: N_КС - суммарная мощность компрессорной станции для сжатия газа и охлаждения газа и масла, соответствующая оптимальным энергозатратам на транспортировку газа, кВт;

К_ОГ - коэффициент оперативной готовности газоперекачивающих агрегатов на компрессорной станции (ГОСТ 27.002-2015 Надежность в технике. Термины и определения. - М.: Стандартинформ, 2016, 24 с);

N_ГПА - мощность сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов, кВт;

К_ТИ - коэффициент технического использования газоперекачивающих агрегатов на компрессорной станции (ГОСТ 27.002-2015 Надежность в технике. Термины и определения. - М.: Стандартинформ, 2016, 24 с.);

N_АВОГ - мощность охлаждения газа, кВт;

N_АВОМ - мощность охлаждения масла, кВт.

Для определения составляющих соотношения 6 воспользовались аналитическими зависимостями:

мощность сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов:

где: N_ГПА - мощность сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов, кВт;

z - коэффициент сжимаемости газа;

q₀ - проектная производительность магистрального газопровода,

T_1К - абсолютная температура газа на входе в компрессор газоперекачивающего агрегата, К;

η_к - политропный КПД компрессора;

ε - степень сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов;

мощность охлаждения газа:

где: N_АВОГ - мощность охлаждения газа, кВт;

G_г - массовый расход газа, кг/с;

С_рг - изобарная удельная теплоемкость газа,

ΔТ_АВОГ - градиент абсолютных температур газа на входе и выходе аппаратов воздушного охлаждения газа, К;

мощность охлаждения масла:

где: N_АВОМ - мощность охлаждения масла, кВт;

G_м - массовый расход масла, кг/с;

С_рм - изобарная удельная теплоемкость масла, ккал/кг⋅°С;

ΔТ_АВОМ - градиент абсолютных температур масла на входе и выходе аппаратов воздушного охлаждения масла, К.

С учетом формул 7, 8, 9 формулу для определения суммарной мощности компрессорной станции для сжатия газа и охлаждения газа и масла, соответствующей оптимальным энергозатратам на транспортировку газа в изобретении представили в виде

где: N_КС - суммарная мощность компрессорной станции для сжатия газа и охлаждения газа и масла, соответствующая оптимальным энергозатратам на транспорт газа, кВт;

z - коэффициент сжимаемости газа;

q₀ - проектная производительность магистрального газопровода, млн. м³/гут;

T_1К - абсолютная температура газа на входе в компрессор газоперекачивающего агрегата, К;

η_k - политропный КПД компрессора;

ε - степень сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов;

G_г - массовый расход газа, кг/с;

С_рг - изобарная удельная теплоемкость газа, ккал /кг⋅°C;

ΔТ_АВОГ - градиент абсолютных температур газа на входе и выходе аппаратов воздушного охлаждения газа, К;

G_м - массовый расход масла, кг/с;

С_рм - изобарная удельная теплоемкость масла, ккал/кг⋅°С;

ΔТ_АВОМ - градиент абсолютных температур масла на входе и выходе аппаратов воздушного охлаждения масла, К.

Оптимальные энергозатраты компрессорной станции соответствуют максимальному удельному сопротивлению потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода при транспортировке газа на заданное расстояние.

Для базового участка магистрального газопровода связь между удельным сопротивлением потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода и внутренней энергией на сжатие газа в полости магистрального газопровода, с учетом формулы 3 в изобретении представили в виде:

где: R₀ - удельное сопротивление потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода, рассчитанное для базового участка магистрального газопровода, млн.м³⋅км/кВт⋅час;

q₀ - проектная производительность магистрального газопровода, млн.м³/сут;

l - протяженность линейного участка магистрального газопровода между компрессорными станциями, км;

Е - коэффициент гидравлической эффективности линейного участка магистрального газопровода;

D_вн - внутренний диаметр магистрального газопровода, м;

1_экв - эквивалентная длина линейного участка магистрального газопровода, км;

К - средний по длине линейного участка магистрального газопровода коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м² • К;

Т_н - абсолютная температура газа в начале линейного участка магистрального газопровода, К;

Т_к - абсолютная температура газа в конце линейного участка магистрального газопровода, К.

β - средний по длине линейного участка магистрального газопровода коэффициент массопередачи, кг/м² час;

Δj - разница между теплосодержанием газа в начале и в конце линейного участка магистрального газопровода, кДж/кг;

G_г - массовый расход газа, кг/с;

С_рг - изобарная удельная теплоемкость газа, кДж/кг⋅К;

D_h - средний по длине линейного участка магистрального газопровода коэффициент Джоуля - Томпсона, К/МПа;

ΔР - градиент давлений газа на линейном участке магистрального газопровода, МПа;

ρ - плотность газа при средних давлении и температуре газа в полости линейного участка магистрального газопровода, кг/м³;

Для компрессорной станции магистрального газопровода соотношение для определения оптимальной величины мощности сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов и ее задания в системе автоматического управления компрессорной станции в изобретении представили с учетом формул 6 и 7 в виде

где: q₀ - проектная производительность магистрального газопровода,

l - протяженность линейного участка магистрального газопровода между компрессорными станциями, км;

R₀ - удельное сопротивление потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода, рассчитанное для базового участка магистрального газопровода,

N_ГПА - мощность сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов, кВт;

К_ог - коэффициент оперативной готовности газоперекачивающих агрегатов на компрессорной станции (ГОСТ 27.002-2015 Надежность в технике.

Термины и определения. - М.: Стандартинформ, 2016, 24 с.);;

z - коэффициент сжимаемости газа;

Т_1К - абсолютная температура газа на входе в компрессор газоперекачивающего агрегата, К;

ε - степень сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов;

К_ти - коэффициент технического использования газоперекачивающих агрегатов на компрессорной станции (ГОСТ 27.002-2015 Надежность в технике. Термины и определения. - М.: Стандартинформ, 2016, 24 с.);.

Удельное сопротивление потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода Ro, рассчитанное по формуле 11, в изобретении приняли в качестве критерия интегральной оценки энерготехнологической эффективности магистрального газопровода.

В предлагаемом способе обеспечения энерготехнологической эффективности магистрального газопровода:

формирование модели базового участка магистрального газопровода, принятой в качестве эталона, позволяет, в отличие от прототипа, сравнивать показатели энерготехнологической эффективности проектируемых и/или действующих магистральных газопроводов;

обеспечение взаимосвязи показателей оптимального энергетического баланса компрессорной станции и максимального удельного сопротивления потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода с учетом тепло-массопереноса в условиях насыщения газа парами влаги, содержащейся в газопроводе, в отличие от прототипа, позволяет определить параметрические критерии интегральной оценки показателей энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа;

формирование показателей энерготехнологической эффективности компрессорной станции и линейного участка магистрального газопровода, соответствующих минимальным энергозатратам для автоматической установки и плавного регулирования величин давления и температуры газа с помощью соответственно газоперекачивающих агрегатов и аппаратов воздушного охлаждения в зависимости от текущих значений давления и температуры газа в трубе, измеряемых соответственно датчиками давления и температуры газа, заданных величин удельного сопротивления потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода, суммарной мощности компрессорной станции и мощности сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов в отличие от прототипа, позволяют оптимизировать энергозатраты проектируемых и/или действующих магистральных газопроводов с учетом максимального удельного сопротивления потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода.

Настоящее изобретение поясняется последующим описанием способа обеспечения энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа на примере участка магистрального газопровода со ссылкой на иллюстрации, представленные на фигурах 1 и 2.

На фигуре 1 в качестве примера реализации заявленных технических решений представлена схема предлагаемого способа обеспечения энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа для газопроводной системы, где 1 - магистральный газопровод, 2 - участок магистрального газопровода, 3 - головная компрессорная станция, 4 -линейная компрессорная станция, 5 - линейный участок магистрального газопровода, 6 - входной трубопровод головной компрессорной станции, 7 - выходной трубопровод головной компрессорной станции, 8 - узел подключения выходного трубопровода головной компрессорной станции к линейному участку магистрального газопровода, 9 - трубопровод длиной l₁ линейного участка магистрального газопровода, 10 - узел подключения трубопровода длиной l₁ линейного участка магистрального газопровода к трубопроводу-отводу к потребителю газа, 11 - трубопровод длиной l₂ линейного участка магистрального газопровода, 12 - трубопровод длиной l₃ линейного участка магистрального газопровода, 13 - узел подключения линейного участка магистрального газопровода к входному трубопроводу линейной компрессорной станции, 14 - входной трубопровод линейной компрессорной станции, 15 - выходной трубопровод линейной компрессорной станции, 16 - узел подключения выходного трубопровода линейной компрессорной станции, 17 - трубопровод-отвод к потребителю газа.

На фигуре 2 представлена схема базового участка магистрального газопровода, где 1 - магистральный газопровод, 2 - базовый участок магистрального газопровода, 3 - головная компрессорная станция, 4 - линейная компрессорная станция, 5 - линейный участок магистрального газопровода.

Газ из магистрального газопровода 1 с расходом q₀, под давлением Р₀, с температурой Т₀ через входной трубопровод 6 подают на головную компрессорную станцию 3, где газ сжимают в компрессорах газоперекачивающих агрегатов и после охлаждения в аппаратах воздушного охлаждения газ с головной компрессорной станции через выходной трубопровод 7 и затем через узел подключения 8 газ с расходом q₁=q₀, давлением Р_н и температурой Т_н подают в линейный участок магистрального газопровода 5. На линейном участке магистрального газопровода 5 от узла подключения 8 головной компрессорной станции 3 до узла подключения 13 линейной компрессорной станции 4 и от узла подключения 13 газ с давлением Р_к подают по трубопроводу 9 длиной l₁ с расходом 0,5q₀ и трубопроводу 11 длиной l₂ с расходом 0,5q₀ - q_отб и параллельно расположенному трубопроводу 12 длиной l₃ (l₃=l₁+l₂) с расходом 0,5q₀.

Газ из линейного участка магистрального газопровода 5 отбирают через узлы подключения 10 и 13. Через узел подключения 10 газ с расходом q_отб, давлением Р₁₀ и температурой Т₁₀ по трубопроводу-отводу 17 отбирают потребителю газа, а через узел подключения 13 газ с расходом q₂ (q₂=q₀-q_отб), под давлением Р_к, с температурой Т_к отбирают через входной трубопровод 14 и подают на линейную компрессорную станцию 4, где газ сжимают в компрессорах газоперекачивающих агрегатов, и после охлаждения в аппаратах воздушного охлаждения подают через выходной трубопровод 15 и затем через узел подключения 16 с расходом q₂, под давлением P_1н (P_1н=Р_н), с температурой Т_1н (T_1н=Т_н) из участка магистрального газопровода 2 в линейный газопровод 1.

Для рассматриваемой газопроводной системы (фигура 1) рассчитали 10 стационарных режимов с коэффициентом гидравлической эффективности Е=0,921 и коэффициентом теплопередачи К=1,4152 Вт/м²К.

Результаты моделирования режимов работы газопроводной системы приведены в таблице 1.

Использовали следующие числовые значения исходных данных: D₁=D₂=1,2 м; D₃=1 м; l₁=27,1 км; l₂=92,8 км; l₃=125,6 км; Т₀=288 К; Т_н=308 К; Т_к=288 К; Р_н=5,43 МПа; Р_к=3,86 МПа; Р_отб=4,62 МПа; Е_ср=0,931; Δ=0,6; С_р=2512 Дж/кгК; z=0,9; R=477,5 кДж/кг⋅К.

Сложную газопроводную систему (фиг. 1) заменили моделью базового участка магистрального газопровода (фиг. 2) диаметром 1420 мм, толщиной стенки 16 мм и имеющего длину, эквивалентную газопроводной системе (фиг. 1). Изменение внутренней энергии при транспортировке газа в рассматриваемой газопроводной системе и в базовом участке моделировали путем задания различных значений коэффициента гидравлической эффективности Е от 0,93 до 0,91 и коэффициента теплопередачи К от 1,354 до 1,197 Вт/м²К.

В таблице 2 приведены результаты идентификации коэффициентов Е и К газопроводной системы (Е - оценки коэффициента гидравлической эффективности; К - оценки коэффициента теплопередачи рассматриваемой газопроводной системы (фигура 1), Е_пр и К_пр - соответствующие проектные значения коэффициентов гидравлической эффективности и теплопередачи базового участка магистрального газопровода (фигура 2), - среднеквадратические отклонения (погрешности оценок).

Из таблицы 2 следует, что диагональные элементы матрицы оценок уменьшились более, чем на порядок:

что подтверждает точность оценок искомых параметров. Таким образом, показана принципиальная возможность предложенной в изобретении замены сложной газопроводной системы базовым участком магистрального газопровода путем параметрической идентификации технологических параметров режима его работы.

В системе автоматического управления компрессорной станции задают пороговые значения показателя энерготехнологической эффективности магистрального газопровода - удельное сопротивление потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода для автоматической установки и плавного регулирования давления и температуры газа системой автоматического управления компрессорной станции.

Например, для базового участка магистрального газопровода (фигура 2) задали следующие показатели: наружный диаметр D=1420 мм, толщина стенки δ=16 мм, коэффициент гидравлической эффективности Е=0,93, давление газа в начале линейного участка магистрального газопровода Р_{н пр}=5,43 МПа, давление газа в конце линейного участка магистрального газопровода Р_{к пр}=3,86 МПа, пропускная способность q_пр=70 млн.м³/сут., температура газа в начале линейного участка магистрального газопровода Т_{н пр}=308 К, температура газа в конце линейного участка магистрального газопровода

Т_{к пр}=286 К, коэффициент массопередачи β=0,68 кг/м²час, разность теплосодержаний газа в начале и конце линейного участка магистрального газопровода Δj=23 кДж/кг, средняя изобарная теплоемкость газа С_{р г}=2,19 кДж/кг⋅К.

Эквивалентную длину базового участка магистрального газопровода определили по формуле 5

Удельное сопротивление потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода рассчитали по формуле 11

С целью обоснования возможности использования принятой в изобретении модели базового участка магистрального газопровода для расчета показателей энерготехнологической эффективности сложной газопроводной системы рассчитали величину удельного сопротивления потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода.

Для принятой в качестве примера газопроводной системы, линейный участок которой состоит из трех участков, расчет удельного сопротивления потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода выполнили с учетом схемы соединения участков в две параллельные нитки (фигура 1).

Величина удельного сопротивления потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода, рассчитанная с учетом схемы соединения участков, составила

Величины удельного сопротивления потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода, рассчитанные для базового участка магистрального газопровода и для рассматриваемой газопроводной системы, находятся в пределах допустимой погрешности:

Таким образом, обоснована возможность определения и использования в системе автоматического управления компрессорной станции принятых в изобретении показателей энерготехнологической эффективности для автоматического регулирования режимов работы сложных газопроводных систем с применением предложенной в изобретении модели базового участка магистрального газопровода.

Для компрессорных станций 3 и 4 (фигура 1), имеющих равные энергетические характеристики, определили параметры оптимального энергетического баланса, включающего потери мощности в линейном участке 5 (фигура 2) магистрального газопровода, мощность сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов, мощность охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения и мощность охлаждения масла в системе смазки газоперекачивающих агрегатов, компенсирующие потери энергии газа в линейном участке магистрального газопровода и обеспечивающие запас энергии для устойчивой работы компрессоров следующей компрессорной станции (компрессорная станция 3 на фигуре 1).

Результаты расчета показателей оптимального энергетического баланса рассматриваемой газопроводной системы (фигура 1) представлены в таблице 3.

В условиях данного примера системой автоматического управления компрессорной станции автоматически устанавливаются и плавно регулируются величины давления и температуры газа с помощью соответственно газоперекачивающих агрегатов и аппаратов воздушного охлаждения в зависимости от установленных величин удельного сопротивления потерям энергии газа на линейном участке магистрального газопровода мощности сжатия газа в компрессорах газоперекачивающих агрегатов (23805,6 кВт), мощности привода аппаратов воздушного охлаждения (13378,2 кВт.), тем самым минимизируются параметрические изменения давления и температуры газопровода.

С учетом цены за газ, принятой для данного примера 100 у.е./1000 м³, рассчитали оптимальную величину удельной стоимости единицы энергии магистрального транспорта газа соответствующую

Таким образом, способ обеспечения энерготехнологической эффективности магистрального транспорта газа позволяет достичь заявленной цели: повышает энерготехнологическую эффективность магистрального транспорта газа за счет оптимизации энергетического баланса компрессорных станций при минимальных потерях энергии на линейных участках магистрального газопровода.