Технологические аспекты газоснабжения застроенных территорий

Природный газ - наиболее эффективное топливо, занимает доминирующее положение в структуре топливного баланса России. В перспективе ожидается увеличение потребления газа и рост его доли в топливно-энергетическом балансе почти всех стран мира. Эксперты Международной топливно-энергетической ассоциации провозгласили наступающий XXI век - "Эпохой метана". Это означает, что природный газ должен стать в ближайшем будущем стержнем перестройки на новых принципах всего энергетического хозяйства Мира [1].

В России сосредоточено более одной трети разведанных мировых запасов газа - около 50 трлн.мЗ. Основные газовые, газоконденсатные и нефтепромысловые месторождения, а также химический состав добываемого на них газа приведены в Приложении А.

Годовая добыча газа в России составляет около 600 млрд м. Газовая промышленность - единственная отрасль в стране, которая не только сохранила объемы производства, но продолжает работу по развитию Единой системы газоснабжения и укреплению позиций на внешних рынках. Газификация России - важный фактор в решении задач научно-технического прогресса и улучшения благосостояния народа. Применение газа дает значительный экономический эффект. Бесперебойная работа отрасли обеспечивает надежное тепло- и электроснабжение промышленности и населения в большей части регионов России.

Газораспределительная сеть России представляет собой сложный инженерный комплекс. Для обеспечения поставок газа создана и эксплуатируется уникальная газотранспортная система. Протяжённость газораспределительных сетей высокого, среднего и низкого давления в городах и сельской местности составляет 350 тыс. км, из них 240 тыс. км - подземные газопроводы (газопроводы диаметром 1020, 1220 и 1420 мм составляют более 62%). Функционируют 30 тыс. газорегуляторных пунктов (ГРП). В систему входят газоперекачивающие агрегаты (ГПА) установленной мощностью около 42,6 млн. кВт и 3645 газораспределительных станций (ГРС), обеспечивающих выдачу газа в газораспределительные системы - системы газопроводов низкого и среднего давления, обеспечиваю­щие доставку газа непосредственно на застроенные территории розничным потребителям [1,2,3]. Природный газ подаётся в 22 млн. квартир. Уровень газификации жилых домов природным газом составляет 54,6% в городах и 23,1% в сельской местности [2].

Сформировавшаяся в газовой отрасли в течение последних десятилетий производственная структура обеспечивает непрерывность процесса газоснабжения от бурения скважин, добычи, транспортировки газа до поставки его непосредственно потребителям. Важным звеном в общей системе газоснабжения страны являются городские газопроводы, по которым газ поступает непосредственно к жилым домам, коммунально-бытовым и промышленным предприятиям. Газовые сети вместе с расположенными на них сооружениями являются составной частью городского газового хозяйства. Эксплуатацией городского газового хозяйства занимаются акционерные общества "Горгаз". Многие километры газовых сетей эксплуатируются десятилетиями. Стальные трубы, гидроизоляция, установки катодной защиты, газорегуляторные пункты, газораспределительные станции, различное оборудование газопроводной сети изнашивается, технически и морально устаревает и не отвечает предъявляемым сегодня требованиям надёжности и культуры эксплуатации. В настоящее время остро стоит вопрос замены и реконструкции объектов газового хозяйства, отслуживших свой срок эксплуатации. Протяжённость газопроводов, со сроком службы более 25 лет, составляет 18 765 километров. Особенно остро вопрос реконструкции существующих систем газораспределения возникает в крупных городах, газификация которых началась 40 и более лет назад. При этом самую большую опасность представляют газопроводы низкого давления, снабжающие газом жилые дома, удельный вес которых в общей протяжённости составляет 65 - 75%, а замене уже сегодня подлежит 8 - 10%, или порядка 2,4 тыс. км. Именно поэтому техническое состояние газораспределительной системы требует ее существенной модернизации: износ основных производственных фондов составляет 56%, в том числе оборудования компрессорных станций - более 89% [3,4]. По мере старения фондов и увеличения расхода газа требуется реконструкция действующих и строительство новых газораспределяющих сетей.

Технически возможная производительность газораспределительной системы также ограничена, и составляет 518,1 млрд. м^З/год, что ниже ее проектной производительности (577,8 млрд. м^З/год) на 59,7 млрд. м^З/год [4,5]. Для обеспечения возможности дальнейшей бесперебойной подачи газа необходимо обследовать системы газоснабжения и производить санацию всех устаревших элементов системы. Несвоевременная реконструкция и замена газопроводов и оборудования в системах распределения природного газа ведут к возрастанию потенциальной опасности возникновения чрезвычайных ситуаций, напрямую связанных с негативным воздействием на окружающую среду. Поэтому главной задачей газораспределительных организаций становится внедрение новых технологий, разработка более эффективных методов контроля и учета расходов газа, восстановления и реконструкции газопроводов, бытовых газовых приборов и оборудования [3].

В последние 5 лет в российской экономике, наблюдается заметное увеличение потребления газа с ежегодным темпом роста в среднем 3,3% [6]. Эта тенденция связана не только с продолжающимся экономическим ростом, но, главным образом, в связи со значительно более низкой стоимостью газа, который в значительной степени обусловлен чрезвычайно низким уровнем цен.

Росту газопотребления способствует и искусственное сдерживание цен на газ. В результате диспропорции цен на топливно-энергетические ресурсы потребность в газе как наиболее дешевом виде топлива искусственно завышается. В результате, в структуре потребления энергоресурсов России доля нефти и нефтепродуктов составила 21%, угля - 17%, а газа - до 48,8% [7]. До 63,7% возрос удельный вес газа в котельно-печном топливе. В таких промышленно развитых регионах России, как Поволжский, Центральный, Северо-Кавказский и Северо-Западный, за счет сокращения использования мазута и угля в 2 раза доля газа в котельно-печном топливе достигла 77-83%. В Москве этот показатель уже превышает 95%. Между тем удельный вес газа в запасах топливно-энергетических ресурсов России (уголь, газ, нефть) составляет только 27% [6,8,9].

Сложившаяся на сегодняшний день структура потребления газа в отраслях промышленности России выглядит следующим образом.

Основным потребителем является электроэнергетика, ежегодно использующая около 140 млрд. м^З/год (около 40% от объема внутреннего газопотребления). Крупные компании - основные потребители газа в России (например, только ОАО "Мосэнерго" потребляет почти 21 млрд. м^З/год, или более 30% от всего объема газа независимых производителей). Спрос на газ со стороны электроэнергетических компаний постоянно растет, в первую очередь в результате действия экономических факторов (низкие цены и ряд дополнительных, в том числе технологических, преимуществ по сравнению с альтернативными видами топлива), а также из-за неэффективной системы расхода газа на топливные цели - значительная его доля сжигается в базисной части графика нагрузок на станциях с паросиловым циклом, КПД которых не превышает 30%. В Европейской части России на тепловых электростанциях конденсационного типа сжигается таким образом около 30 млрд. м^З/год. Переход от паротурбинных к парогазовым установкам обеспечит повышение КПД сжигания топлива до 55%, а в перспективе и до 60%, что могло бы обеспечить сужение спроса на газ со стороны электроэнергетических компаний, однако экономические стимулы для инвестиционных решений в области снижения потребления газа отсутствуют [8,9].

Значительно возросло сжигание газа в котлах тепловых электростанций, доля газа на электростанциях объединенных энергетических систем (ОЭС) Средней Волги, Центра, Северного Кавказа и Урала в настоящее время составляет уже соответственно 85%, 80%, 75% и 73%. При этом необходимо иметь в виду, что преобладающая доля в структуре мощностей тепловых электростанций приходится на газомазутные (порядка 60%) и газоугольные (порядка 30%) станции, а на чисто газовые - лишь 7%.

Даже краткий анализ представленных статистических данных свидетельствует о преобладании нерациональной модели использования природного газа у основных потребителей. Последнее является следствием, прежде всего, несовершенства организационно-экономического механизма использования природного газа.

Расточительная модель потребления газа характерна и для других групп потребителей газа, газоемкость технологических процессов которых существенно выше зарубежных аналогов. Это относится и к предприятиям металлургической промышленности (8% внутреннего газопотребления или 28 млрд. м^З/год), агрохимии и нефтехимии (7% или 24,5 млрд. м^З/год), коммунально-бытового сектора (14%). Для коммунальных котельных также характерен низкий КПД использования газа - в среднем он не превышает 30%.

Приоритетными потребителями природного газа в ближайшие годы и в перспективе должны стать химия, сельское хозяйство, производство стройматериалов для жилищного строительства, коммунально-бытовой сектор и население при сокращении поставок газа электростанциям.

Возрастающая роль природного газа в энергетике и экономике России и зарубежных стран - импортеров газа еще более обостряет всегда приоритетную для РАО «Газпром» проблему энергоснабжения и снижения потерь газа. Переход предприятий к политике более интенсивного снижения потерь и расхода природного газа был положен утвержденной «Программой работ по снижению потерь и расходов природного газа при его добыче, транспортировке и хранении на 1996-2000 годы и на период до 2010 года», целевой установкой которой является 30%-е снижение суммарных потерь газа.

Одной из задач развития полноценного рынка газа является стимулирование внедрения газосберегающих технологий при транспортировке газа и при его использовании, поскольку без этого невозможно рассчитывать на создание конкурентоспособной российской экономики, ее адаптирование в мировую экономику и стабильное обеспечение страны энергоресурсами.

Однако в настоящее время в силу ряда причин постепенно утрачены экономические стимулы к энергосбережению, включая газ.

Эту проблему без активной и последовательной политики и поддержки инвестирования газосберегающей техники и технологии не решить. Необходимой предпосылкой для интенсификации энергосбережения является выход внутренних цен энергоносителей на уровень, обеспечивающий полное самофинансирование (включая предстоящие инвестиции) газораспределяющих предприятий. При реализации такой ценовой политики можно будет рассчитывать на максимальные объёмы газосбережения.

Правильная ценовая политика служит необходимым, но не достаточным условием интенсификации газосбережения. Повышение действенности газосберегающей политики предполагает разработку и осуществление целостной системы правовых, организационных, экологических и экономических мер, стимулирующих эффективное использование и контроль за использованием природного газа с применением экономических санкций за его перерасход. В рамках этой системы необходимо осуществить:

· ужесточение существующих норм, правил и регламентов, определяющих расходование газа и совершенствование правил учёта и контроля газопотребления;

· в балансах газа распределение объемов газа по сферам потребления с учетом установленных заданий по газосбережению;

· проведение регулярного энергетического аудита предприятий, в первую очередь газоемких, а также обязательной энергетической экспертизы проектов соответствующих новых предприятий, производств и представление государственных гарантий и прямой финансовой поддержки газосберегающих проектов;

· освобождение от налога на прибыль инвестиций, направляемых на внедрение газосберегающих техники и технологии.

Внутреннее потребление газа предприятиями РАО «Газпром» также далеко от рационального уровня, составляя около 8% от объема его добычи. Этот показатель включает данные по расходам газа в качестве топлива для газоперекачивающих установок, для отопления, восстановления сорбентов в установках осушки газа и нагрева газа на ПХГ и ГРС.

Основными факторами относительно высокого уровня расходов природного газа на собственные нужды предприятиями газовой промышленности в России остаются [10]:

· недостаточная степень учета и контроля за расходом газа;

· -большая протяженность и энерговооруженность газораспределительной системы;

· -относительно высокая доля газовых турбин (82%) в общей удельной мощности установок по перекачке газа;

· -относительно низкая средняя эффективность турбинных установок по перекачке газа (26,4%).

Одновременно потери природного газа ежегодно составляют 1,2-1,5% от общей его добычи. В этот показатель включены балансовые данные о потерях транспортируемого газа, которые обусловлены прежде всего утечками из-за низкой герметизации газопроводов, выбросами при включении и остановках газовых насосных турбин, при аварийных и планомерных ремонтах, а также техническом обслуживании линейной части и на компрессной станциях. Таким образом, Газпром опережает все зарубежные газотранспортные компании как по абсолютным, так и по удельным энергозатратам и потерям газа.

Расчетные данные и экспертные оценки суммарной эмиссии метана от российских нефтегазовых объектов различных авторов весьма противоречивы и нередко имеют конъюнктурный характер [11]. В то же время работа газораспределительных предприятий в рыночных условиях с учетом актуальных экологических требований предъявляет новые, более жесткие требования к оперативности обнаружения источников утечек природного газа (метана) и достоверности оценки их уровня для современного принятия действенных мер по их устранению. Этим требованиям в полной мере отвечают прямые инструментальные методы обнаружения утечек и количественного определения потерь метана, возникающих при эксплуатации газораспределяющих систем.

Однако имеющиеся в настоящее время газоанализаторы предназначены, как правило, для обеспечения безопасности в газовом хозяйстве и не могут отвечать в должной мере требованиям системного технического надзора за герметичностью трубопроводов и технологического оборудования [12]. Оснащение подразделений технического обслуживания газораспределяющих предприятий современным контрольно-измерительным оборудованием позволит организовать системный учет и количественный контроль эффективности мероприятий по снижению потерь природного газа. В этой связи весьма актуальными остаются вопросы выбора комплекса технических средств измерения, номенклатура которых в значительной степени зависит от типа утечки, источника, ее интенсивности и методики обработки полученных данных. Результаты анализа мирового рынка измерительных средств и имеющегося опыта проведения этих работ позволяют рекомендовать наиболее эффективные методы и минимально необходимый состав средств поиска и измерение эмиссий метана из различного типа источников в нефтегазовом секторе (таблица 1.1).

В относительно недавнем прошлом, в условиях практического отсутствия рыночных отношений, учету газа, а тем более - для коммерческих расчетов, уделялось весьма недостаточное внимание. В связи с этим во многих случаях учет газа просто отсутствовал, а там, где он осуществлялся, производился с использованием или стандартных сужающих устройств, укомплектованных самописцами, или при помощи ротационных счетчиков РГ, не отвечающих современным требованиям ни по точности, ни по диапазону измерения, ни по допустимым значениям рабочего давления газа.

Переход России к рыночной экономике заставил потребителей газа искать пути снижения необоснованных затрат на газопотребление. При этом наиболее дальновидные потребители, естественно, обратили внимание на то, как данная проблема решается в странах со сформированной рыночной экономикой. В результате, после соответствующей сертификации, на нашем рынке появились первые импортные счетчики газа и электронные корректоры.

Первым шагом отечественных производителей к повышению точности учета газа стало появление на российском рынке турбинных счетчиков газа.

Одновременно различными производителями стали предприниматься попытки использовать для коммерческого учета газа новые методы измерения: вихревой, ультразвуковой, струйно-генераторный, кориолисовый и другие.

Таблица 1.1.Примерный состав необходимых средств
поиска и измерения утечек метана

Как правило, новые разработки опирались на результаты современных исследований в области аэродинамики, термодинамики и электроники и ставили своей целью повышение точности и расширение диапазона измерения расхода газа, обеспечение работоспособности в широком температурном диапазоне, на загрязненном газе, а также в условиях пневмоударов и пульсаций газа. Анализу различных вариантов построения узлов коммерческого учета газа посвящены, в частности, работы [13,14].

До этого учет газа осуществлялся с использованием трех типов средств измерения расхода:

· расходомеров переменного перепада давлений, при котором расход газа определяется по результатам измерений перепада давлений на стандартном сужающем устройстве (чаще всего - стандартной диафрагме), а также абсолютного давления и абсолютной температуры в зоне установки этого устройства;

· расходомеров объемного типа, в которых в процессе работы происходит перемещение фиксированных объемов газа от входа к выходу, а количество прошедшего газа определяется как сумма перемещенных объемов. Из приборов данного типа наибольшее распространение получили диафрагменные (или мембранные) и ротационные счетчики газа;

· расходомеров скоростного типа (в основном - турбинных), в которых расход газа определяется, как величина, пропорциональная скорости вращения ротора.

Перечисленные методы измерения нашли широкое применение до настоящего времени. Однако необходимо учитывать, что каждый из перечисленных методов имеет свои достоинства и недостатки и, применять их целесообразно в случаях, когда максимально используются достоинства и минимально проявляются недостатки каждого из них.

Для расходомеров переменного перепада (на базе стандартных сужающих устройств) к достоинствам следует отнести простоту конструкции преобразователя расхода и возможность поверки при отсутствии расходомерных стендов. Такая возможность обусловлена наличием наиболее полной научно-технической, в том числе - стандартизованной информации по этому методу измерения. Недостатками являются малый диапазон измерения, а также высокая чувствительность к неравномерности эпюры скоростей потока на входе в сужающее устройство, обусловленной наличием в трубопроводах гидравлических сопротивлений (запорной арматуры, колен и т.д.). Это обстоятельство определяет необходимость наличия перед указанными устройствами прямых участков длиной не менее 10 диаметров условного прохода трубопровода (Ду), а в ряде случаев достигающих значений 50Ду и более.

Для расходомеров объемного типа на базе мембранных и ротационных преобразователей расхода основными недостатками являются: неработоспособность на загрязненном газе, возможность поломки при резких пневмоударах и перекрытие газопровода при поломке, связанной, например, с заклиниванием роторов счетчика газа, относительно большие габариты, а также стоимость по сравнению с приборами других типов. Достоинствами, сделавшими этот метод измерения наиболее распространенным по количеству установленных приборов, являются: во-первых, то, что это - единственный метод измерения, обеспечивающий прямое, а не косвенное измерение объема проходящего газа, во-вторых, полная нечувствительность к любым искажениям эпюр скоростей потока на входе и выходе и возможность обеспечения самых широких диапазонов измерения. Соответственно, счетчики газа такого типа вполне подходят для случаев учета газа при его циклическом потреблении, например, оборудованием с импульсным режимом работы.

Достоинствами расходомеров скоростного типа на базе турбинных преобразователей расхода являются малые габариты и вес, а также относительно низкая стоимость, относительно низкая чувствительность к пневмоударам, значительный диапазон измерения расхода, который существенно превосходит аналогичный показатель для сужающих устройств. К недостаткам следует отнести некоторую чувствительность к искажениям потока на входе и выходе расходомера, неработоспособность на малых расходах (менее 8... 10 м^З/ч), а также повышенную погрешность при измерении пульсирующих потоков газа.

Однако самым главным достоинством расходомеров объемного и скоростного типа является стабильность коэффициента преобразования в самом широком диапазоне скоростей потока газа. Обеспечить достоверную сходимость показаний возможно только в случае, если расходомер изначально имеет стабильный коэффициент преобразования, т.е. постоянное отношение его естественного выходного сигнала к проходящему через прибор расходу газа. Например, для турбинного или ротационного счетчика газа этот коэффициент определяется как количество оборотов ротора, соответствующее прохождению единицы объема газа.

Тем не менее, при течении газа по трубопроводу, особенно при его расширении или сжатии при повороте трубопровода или обтекании потоком каких-либо препятствий наблюдаются сложные аэродинамические и термодинамические процессы. Соответственно, зависят они не только от величины числа Рейнольдса 11е, но и от значений других аэро- и термодинамических критериев, в частности - чисел Струхаля 81, Нусельта N11, Фруда Бг. А для проведения коррекции с учетом этих значений, во-первых, отсутствует необходимый экспериментальный материал, а во-вторых, для их определения, как минимум, нужна непрерывная информация о составе газа, которая, по крайней мере, в случаях установки приборов учета газа у потребителей, отсутствует.

С учетом изложенного рассмотрим возможность применения расходомеров, разработанных на основе упомянутых выше методов измерения расхода, для коммерческого учета газа.

Несомненными достоинствами вихревых расходомеров являются их нечувствительность к пневмоударам и возможность работы на загрязненных газах. К основным недостаткам следует отнести: повышенную чувствительность к искажениям эпюры скоростей потока и относительно большие невозвратимые потери напора, связанные с интенсивным вихреобразованием при обтекании потоком тела обтекания. Кроме того, если узел съема сигнала расходомера термоанемометрический, прибор становится энергозависимым и возникают весьма серьезные проблемы с обеспечением помехозащищенности при наличии внешних механических вибраций газопровода. Однако самым серьезным недостатком вихревых расходомеров является недостаточная стабильность коэффициента преобразования в необходимом диапазоне, что практически не позволяет рекомендовать приборы данного типа для коммерческого учета газа без предварительной калибровки изделия непосредственно в условиях эксплуатации или крайне близких к ним. Анализу данных проблем посвящена работа [15].

Достоинствами ультразвуковых расходомеров являются: отсутствие подвижных частей или частей, выступающих в поток, они практически не создают дополнительных потерь напора и могут потенциально иметь весьма высокую надежность. Также они могут обеспечивать измерения в широком диапазоне изменения расхода газа и быть энергонезависимыми, т.е. в течение длительного времени работать от встроенного, автономного источника питания. К недостаткам следует, прежде всего, отнести то, что для исключения влияния искажений потока газа на точность измерения необходимо применение многолучевых ультразвуковых расходомеров (двух лучевых и трех лучевых), с последующей обработкой информации по весьма сложной программе. Такие приборы действительно пригодны для коммерческого учета газа.

Струйные автогенераторные расходомеры представляют собой бистабильный струйный элемент, охваченный отрицательными обратными связями, выполненными в виде пневматических каналов, соединяющих выходные каналы струйного элемента с одноименными каналами управления. При наличии расхода газа через сопло питания струйного элемента его струя попадает в один из выходных каналов и создает в нем повышенное давление, которое через соответствующий канал обратной связи подается в одноименный канал управления и переключает струю, выходящую из канала питания, в другое устойчивое положение. Затем процесс переключения струи повторяется. Частота переключений пропорциональна расходу газа через сопло питания струйного элемента. В этом методе измерения используется принцип создания аэродинамического генератора колебаний с частотой, пропорциональной расходу газа. Струйному автогенераторному расходомеру кроме недостатков, которыми обладает вихревой расходомер, присущи также следующие: во-первых, струйный элемент прибора имеет крайне большие размеры по отношению к величине измеряемого расхода проходящего через измерительное сечение расхода газа, во-вторых, нестабильность коэффициента преобразования у данного прибора еще больше, чем у вихревого расходомера [16]. Отмеченные недостатки вряд ли позволяют рассчитывать на серьезное использование этого метода для коммерческого учета газа.

Основным достоинством кориолисовых расходомеров является высокая точность измерений. Они широко применяются для коммерческого учета сжатых газов, в частности, для учета количества природного газа, отпускаемого на АГНКС. В этом случае газ сжат до давления примерно в 20 МПа (200 бар) и имеет плотность, достаточную для применения этого метода. К недостаткам следует отнести: большую массу, габариты и цену, а также влияние внешней механической вибрации на показания изделий.

Достоинствами термоанемометрических расходомеров являются: отсутствие подвижных частей и потенциально высокая надежность работы в условиях пневмоударов, перегрузок и т.д. Основной недостаток термоанемометрических расходомеров, относящихся к классу тепловых, является то, что они фактически измеряют теплосъем с нагревательного элемента, который связан с массовым расходом газа, то есть являются фактически счетчиками массового расхода газа. Это было бы их потенциальным достоинством, если бы расчет за газ производился с оплатой за единицу массы. Однако в России потребитель платит за объем газа, приведенный к нормальным условиям. Соответственно, для перехода от массового расхода природного газа к объемному расходу при нормальных условиях необходимо знать плотность газа, которая, в свою очередь, зависит от состава газа и может изменяться в течение короткого времени в диапазоне 10% и более от своего среднего значения. Тем не менее, благодаря постоянному совершенствованию конструктивных особенностей термоанемометрических расходомеров, они находят все большее применение для коммерческого учета газа. Таким образом, проанализировав основные особенности различных методов и технологий коммерческого учета природного газа в городских системах газоснабжения можно заключить, что:

1. Основным критерием применимости методов измерения для коммерческого учета газа является стабильность его «естественного» коэффициента преобразования в максимально широком диапазоне изменения режимов течения газа в трубопроводе. Только это позволяет с полным основанием производить градуировку и поверку приборов учета газа на расходомерных стендах с последующим распространением полученных результатов на случаи измерения природного газа в реальных условиях, в том числе, при давлении и температуре, отличающихся от условий градуировки или поверки.

2. Проведенный анализ показывает, что из появившихся в последние годы новых методов измерения расхода для коммерческого учета газа низкого и среднего давления потенциально применимы ультразвуковой метод измерения с преобразователями расхода в многолучевом исполнении и термоанемометрический метод.

3. Коммерческий учет газа в газопроводах городских систем газоснабжения малого и среднего диаметров (до 300 мм) при расходах газа до 6000 м^З/ч наиболее целесообразно производить с использованием диафрагменных, ротационных, термоанемометрических и турбинных счетчиков.

4. Расходомеры переменного перепада наиболее целесообразно применять для коммерческого учета газа в газопроводах больших диаметров (свыше 400 мм), ограничивая по возможности диапазоны измерения расхода.