CC BY
36
УДК 622.691 + 620.9.338.9
РАЦИОНАЛИЗАЦИЯ РАЗВИТИЯ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ ГАЗОСНАБЖАЮЩЕЙ СИСТЕМЫ СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО ФЕДЕРАЛЬНОГО ОКРУГА С УЧЕТОМ ЗАДАННОЙ НАДЕЖНОСТИ
© Н.И. Илькевич1, Т.В. Дзюбина2, Н.В. Сурнин3
12 3
, , Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
1,2Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Кратко изложен двухэтапный методический подход для определения рациональной структуры резервов газоснабжающей системы (ГСС) при многоуровневом моделировании ее развития, включающий определение эквивалентных характеристик надежности объектов ГСС и оптимизацию средств резервирования на основе задачи линейного программирования. На основе данного подхода осуществлен расчет рациональной структуры резервирования газоснабжающих систем Северо-Западного федерального округа Российской Федерации. Ключевые слова: многоуровневое моделирование; надежность; системы газоснабжения; расчет рациональной структуры.
GAS SUPPLY SYSTEM DEVELOPMENT RATIONALIZATION FOR THE CASE OF THE NORTHWESTERN FEDERAL DISTRICT GAS SUPPLY SYSTEM TAKING INTO ACCOUNT A RELIABILITY GOAL N.I. Ilkevich, T.V. Dzyubina, N.V. Surnin
Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, 130 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia. Irkutsk National Research Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The paper summarizes a two-stage methodological approach to the determination of the rational structure of gas supply system backup under multilevel modeling of its development. The approach includes the identification of equivalent reliability characteristics of all gas supply system facilities and optimization of backup means on the basis of linear programming problem. The methodological approach was tested on the case study calculations of a rational backup structure for the gas supply systems of the North-Western Federal District of the Russian Federation. Keywords: multi-level modeling; reliability; gas supply systems; computation of reasonable structure.
Введение
В данной работе в качестве объекта исследования рассматривается сложная газоснабжающая система (ГСС), включающая газодобывающие и газотранспортные предприятия, подземные хранилища газа (ПХГ), газораспределительные системы и различных потребителей газа. Газодобывающие, газотранспортные предприятия и ПХГ представляют собой сложные комплексы, состоящие из основного, вспомогательного оборудования и оборудования непроизводственного назначения. Газораспределительные системы доводят газ до потребителей энергетики (ТЭС и котельные), промышленности (установки технологических процессов), газовых приборов коммунально-бытовой сферы и населения.
Чтобы использовать методы сетевого анализа,
теории надежности и другие для определения рациональных способов резервирования ГСС, сложную систему газоснабжения в соответствии с [1] агрегируем в расчетную схему. Далее, в соответствии с теорией многоуровневого моделирования, решаются задачи трех уровней:
- На 1-ом уровне на сетевой потоковой модели [2, 3] определяются рациональные объемы добычи газа по газодобывающим центрам с выделением действующих и новых предприятий, находятся объемы и направления межузловых потоков газа (для каждого направления рассматриваются перетоки по агрегированным действующим и новым магистральным газопроводам), обеспечивающих спрос в газе агрегированных потребителей на заданный период времени.
- На 2-ом уровне моделирования на модели оп-
1Илькевич Николай Иванович, доктор технических наук ИРНИТУ, заведующий лабораторией развития систем газоснабжения ИСЭМ СО РАН, тел.: 89148924076, e-mail: [email protected]
Ilkevich Nikolai, Doctor of technical sciences INRTU, Head of the Development of Gas Supply Systems Laboratory, tel.: 89148924076, e-mail: [email protected]
2Дзюбина Татьяна Владимировна, кандидат технических наук ИРНИТУ, старший научный сотрудник лаборатории развития систем газоснабжения ИСЭМ СО РАН, тел.: 89041506053, e-mail: [email protected]
Dzyubina Tatiana, Candidate of technical sciences INRTU, Senior Researcher of the Development of Gas Supply Systems Laboratory, tel.: 89041506053, e-mail: [email protected]
3Сурнин Николай Валерьевич, инженер лаборатории развития систем газоснабжения, тел.: 89645402388, e-mail: [email protected]
Surnin Nikolai, Engineer of the Development of Gas Supply Systems Laboratory, tel.: 89645402388, e-mail: [email protected]
тимизации сезонной неравномерности потребления газа структура газоснабжения, полученная на первом уровне, детализируется по сезонам расчетного года.
- На 3-ем уровне моделирования решается двух-этапная задача определения оптимальных способов резервирования рассматриваемой ГСС в самый напряженный с точки зрения надежности зимний период времени. На 1-ом этапе определяются эквивалентные характеристики надежности для газотранспортных и газодобывающих предприятий, а также для сооружений, хранящих запасы газа и другого топлива (мазут, уголь) у потребителей, допускающих замену им газа. На 2-ом этапе, исходя из критерия минимума издержек в существующие объекты системы газоснабжения, в создание новых резервных производи-тельностей для этих объектов и в создание запасов резервного топлива (допускающего замену газа у потребителей), находится оптимальное сочетание этих способов резервирования, обеспечивающих в каждом узле расчетной схемы балансы приходящих и уходящих математических ожиданий производительностей объектов с заданной надежностью и при заданных ограничениях.
Расчет рациональной структуры резервирования на примере системы газоснабжения СевероЗападного федерального округа
Определение рациональных способов резервирования систем газоснабжения Северо-Западного ФО осуществлялось в соответствии с методическим подходом многоуровневого моделирования газоснабжающих систем, который упоминается выше и был подробно изложен в работе [4]. В соответствии с этим подходом на 1-ом уровне на сетевой потоковой модели оптимизируется структура газоснабжающей системы России с учетом экспортных поставок газа 2030
года [5] (рис. 1).
Исходная информация по спросу на газ для потребителей РФ, его экспорту в ближнее и дальнее зарубежье, по оценке верхних ограничений, дисконтированных издержек и других показателей на добычу и транспорт для расчетов на математической модели готовилась с учетом информации по усредненному сценарию развития экономики. На схеме рис. 1 Северо-Западный ФО выделен пунктирной линией.
Объемы потребления природного газа субъектами Северо-Западного ФО и его экспортные поставки в 2030 г. приведены в табл. 1.
На 2-ом уровне на модели оптимизации сезонной неравномерности потребления газа была детализирована схема газоснабжения РФ Северо-Западного ФО в зимний и летний периоды (рис. 2).
Самым напряженным с точки зрения обеспечения заданной надежности снабжения потребителей природным газом является зимний период, поскольку отказы объектов систем добычи и транспорта природного газа по аварийным условиям в этот период времени могут привести к большим дефицитам газа и огромным экономическим потерям. В зимний период хранилища используются как источники газа, а в летний -как потребители.
В табл. 2 представлены технико-экономические показатели газотранспортных связей СевероЗападного ФО, из которой видно, что газотранспортные связи, подающие газ из Мурманского направления (Штокмановское ГКМ), загружены по номинальной производительности более равномерно, а газотранспортные системы, питающие потребителей округа из Надым-Пуртазовского региона и месторождений газа полуострова Ямал, имеют резервный запас производительности.
3,0 Владивосток
Объем добычи газа газодобывающими ' предприятиями
20 д Объем потока газа по агрегированным '—'— газотранспортным предприятиями
Рис. 1. Оптимальные объемы добычи и транспорта газа для усредненного сценария потребления в РФ экспорта газа в 2030 г., млрд м3/год
Таблица 1
Спрос на газ в узлах расчетной схемы_
Субъекты (узел на схеме) Экспорт и транзит, млрд м3/год Спрос, млрд м3/год 3 В том числе, млрд м /год Всего
энергетика промышленность ком.-быт. сфера млрд м3/год млн т у.т./год
Респ. Карелия (г. Петрозаводск) 0 2,0 0,7 0,8 0,5 2,0 2,28
Респ. Коми (г. Сыктывкар) 0 7,5 2,2 5,0 0,3 7,5 8,55
Архангельская обл., Ненецкий АО (г. Архангельск) 0 4,5 1,1 3,2 0,2 4,5 5,13
Вологодская обл. (г. Грязовец) 20,0 7,5 1,2 6,0 0,3 27,5 31,35
Ленинградская обл. (г. С.-Петербург) 64,5 18,5 8,4 8,5 1,6 83,0 94,62
Мурманская обл. (г. Мурманск) 0 1,2 0,4 0,5 0,3 1,2 1,37
Новгородская обл. (г. Валдай) 0 4,0 1,0 2,5 0,5 4,0 4,56
Псковская, Калининградская обл. (г. Псков) 2,2 2,3 0,8 1,1 0,4 4,5 5,13
Тверская обл. (г. Торжок) 68,1 0 0 0 0 68,1 77,63
Северо-Западный ФО 154,8 47,5 15,8 27,6 4,1 202,3 230,62
0,96
46,62
Транзит
0,96 0,41
О
Активный объем хранения газа в газохранилище
Олрос на газ в узле: —зимний период —летний период
Объем транспортируемого газа и расход газа на собственные нужды:
82,18 0,72 —зимний период
56,95 0,48 —летний период
<-
Объемы использования пикового топлива: —зимний период —летний период
Рис. 2. Детализированная схема газоснабжения Северо-Западного ФО в 2030 г., млн т у.т.
Таблица 2
Технико-экономические показатели агрегированных газотранспортных связей _Северо-Западного ФО в зимний период 2030 г._
Наименование связи Верхние ограничения производительности, млн т у.т. Оптимальная производитель- ность, млн т у.т. Резерв производительности, млн т у.т. Расход газа на собст. нужды, млн т у.т. Издержки, руб./т у.т.
Сыктывкар - Нюксеница 112,0 84,79 27,21 0,78 390
Нюксеница - Грязовец 112,0 82,18 29,88 0,72 300
Нюксеница - Архангельск 5,4 1,83 3,57 0,06 650
Грязовец - Торжок 112,0 52,88 59,12 0,48 390
Грязовец - С.-Петербург 6,0 11,76 24,24 0,10 460
Торжок - Валдай 10,8 6,25 4,55 0,06 160
Валдай - С.-Петербург 7,2 1,37 5,83 0,06 300
Валдай - Псков 5,4 3,28 2,12 0,06 300
Петрозаводск - С.-Петербург 53,9 43,36 10,54 0,14 400
Мурманск - Петрозаводск 53,9 45,52 8,38 0,56 400
Одним из средств повышения надежности системы газоснабжения является резервирование, в качестве которого рассматриваются: избыточная производительность линейной части магистрального газопровода (МГ) и агрегатных мощностей компрессорных станций (КС); запасы газа в подземных хранилищах и резервного топлива у потребителей, допускающих переход на это топливо; перемычки между цехами КС и между магистральными газопроводами.
Резервирование должно обеспечивать повышение надежности питания потребителей узлов расчетной схемы до заданных средних значений недоотпуска газа, которые определяются коэффициентами надежности (Кн), представляющими отношения математических ожиданий количества условного топлива, отпущенного потребителям за заданный период времени, к требуемому его количеству за этот же период времени (Кн = 0,99).
На 3-ем уровне моделирования решается двух-этапная задача оптимизации способов резервирования рассматриваемой системы газоснабжения [5].
На первом этапе 3-го уровня моделирования определяются эквивалентные характеристики надежности для газотранспортных и газодобывающих предприятий, а также для сооружений, хранящих запасы газа и другого топлива.
Расчет эквивалентных характеристик надежности для газотранспортных систем показан на примере вычисления показателей для дуги графа Сыктывкар -Нюксеница, рис. 3. Эта дуга отображает 3 МГ: первый состоит из 2-х ниток труб диаметрами 1220 мм, он подает газ из Вуктыльских месторождений; второй -из 3-х ниток труб диаметрами 1420 мм, он снабжает газом потребителей из месторождений Надым-Пуртазовского региона и третий - из 2-х ниток диаметрами 1420 мм, обеспечивает подачу газа из месторождений п-ва Ямал.
На схеме показаны 4 КС, состоящие из 3-х компрессорных цехов. Число газоперекачивающих агрегатов в каждом компрессорном цехе приведено на рис. 3.
КС «Нюксеница»
d = 1420 мм —
КС «Приводино»
КС «Урдома»
КС «Микунь»
d = 1220 мм —
VHJ S VLU S VLU S VLU S
Рис. 3. Схема дуги Сыктывкар - Нюксеница
Таблица 3
Исходные данные
Характеристика Трубы, 1/км ГПА
1220 мм 1420 мм
Интенсивность отказов, 1/год 0,6810-3 0,2110-3 4,48
Интенсивность восстановлений, 1/год 67,38 55,44 109,34
Мощность, млн т у.т. 13,8 30,6 5,5
Надежностные характеристики (интенсивность отказов и восстановлений) для труб и ГПА взяты и пересчитаны из следующих источников [6, 7] и сведены в табл. 3.
В результате были вычислены ряд и функция распределения вероятностей работоспособного состояния участка газотранспортной системы Сыктывкар -Нюксеница, математическое ожидание фактической производительности и коэффициенты А и п. Коэффициент Л=0,854 отражает значение надежности для существующей газотранспортной системы и действует в границах от 0 до 84,79 млн т у.т. (табл. 4, ограничение 1). То есть, газопроводы участка Сыктывкар -Нюксеница построены и однозначно определены составляющие их рабочие объекты, число резервных элементов также неизменно как по своему суммарному количеству, так и по месту их привязки на МГ. Эксплуатационные издержки отражают издержки на существующее резервирование и составляют с=390
руб./т у.т. Снижение производительности на участках газопровода, полученное в результате оптимизационных расчетов структуры газоснабжающей системы, можно использовать для повышения надежности за счет перевода части рабочих ГПА в резерв. В границах от 84,79 до 112,0 млн т у.т. (табл. 4, ограничение 2) был вычислен показатель надежности п=0,985. Это значение было получено при условии, что установлено по 5 резервных ГПА на каждой КС (рабочие агрегаты, переведенные в резерв). Издержки в резервирование увеличились в основном за счет создания дополнительных перемычек между МГ, удельная величина затрат (цена) на создание резервной производительности этого объекта составила К=450 руб./т у.т.
Аналогичным образом были рассчитаны показатели для других дуг расчетного графа и для узлов, отображающих ПХГ и запасы резервного топлива (ВТХ) (табл. 4-6).
Таблица 4
Показатели эквивалентных характеристик надежности газотранспортных систем_
Наименование дуги Ограничения 1, млн т у.т. Для огр. 1 Ограничения 2, млн т у.т. Для огр. 2
нижнее верхнее А c, руб./т у.т. нижнее верхнее п k, руб./т у.т.
Сыктывкар - Нюксеница 0 84,79 0,854 390 84,79 112,0 0,985 450
Нюксеница - Грязовец 0 82,18 0,895 300 82,18 112,0 0,988 346
Нюксеница - Архангельск 0 1,83 0,887 650 1,83 5,4 0,954 750
Грязовец - Торжок 0 52,88 0,858 390 52,88 112,0 0,986 450
Грязовец - С.-Петербург 0 11,76 0,890 460 11,76 36,0 0,984 530
Торжок - Валдай 0 6,25 0,900 160 6,25 10,8 0,990 184
Валдай - С.-Петербург 0 1,37 0,868 300 1,37 7,2 0,978 346
Валдай - Псков 0 3,28 0,874 300 3,28 5,4 0,988 346
Петрозаводск - С.-Петербург 0 43,36 0,920 400 43,36 53,9 0,990 461
Мурманск - Петрозаводск 0 45,52 0,885 1000 45,52 53,9 0,988 1154
Таблица 5
Показатели эквивалентных характеристик надежности ПХГ_
Наименование узла Ограничения 1, млн т у.т. Для ограничений 1 Ограничения 2, млн т у.т. Для ограничений 2
нижнее верхнее А c, руб./т у.т. нижнее верхнее п k, руб./т у.т.
Колпинское ПХГ 0 0,28 0,889 850 0,28 0,5 0,990 1518
Невское ПХГ 0 1,25 0,878 900 1,25 1,8 0,990 1607
Таблица 6
Таблица 6
Показатели эквивалентных характеристик надежности ВТХ_
Наименование узла Ограничения 1, млн т у.т. Для ограничений 1 Ограничения 2, млн т у.т. Для ограничений 2
нижнее верхнее А c, руб./т у.т. нижнее верхнее п k, руб./т у.т.
ВТХ Грязовец 0 1,85 0,799 960 1,85 3,7 0,989 1180
ВТХ Архангельск 0 1,70 0,805 985 1,70 3,4 0,990 1220
ВТХ Сыктывкар 0 3,73 0,845 1100 3,73 7,5 0,995 1360
Фактический спрос на газ по субъектам Сэверо- Западного ФО
Транзит
Рис. 4. Оптимальное резервирование ГСС Северо-Западного ФО в зимний период 2030 г.
На 2-ом этапе осуществлялась оптимизация способов резервирования по критерию минимальных издержек в развитии перечисленных объектов и средств резервирования, функционирующих в заданных границах с помощью модифицированного симплекс-метода. На рис. 4 показаны результаты оптимизации системной надежности ГСС Северо-Западного ФО в зимний период времени в 2030 году.
Для того чтобы обеспечить фактический спрос в газе субъектов Северо-Западного ФО с коэффициентом обеспеченности Кн=0,99 необходимо к фактической производительности МГ создать соответствующую дополнительную резервную производительность. Она обеспечивается установкой дополнительных газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях соответствующего магистрального газопровода. Для данного примера дополнительная резервная производительность МГ колеблется от 5 до 15% от фактической производительности. Также, помимо этого, необходимо дополнительно к имеющимся запасам газа в ПХГ для регулирования сезонной неравномерности целесообразно создать резервные запасы газа, а также запасы резервного топлива у потребителей (например, мазута) Вологодской области (г. Грязовец), Архангельской области (г. Архангельск) и Республики
Коми (г. Сыктывкар).
Так, например, чтобы удовлетворить с коэффициентом обеспеченности ^н=0,99 спрос в Архангельске объемом 3,49 млн т у.т. необходимо к фактической производительности МГ Нюксеница - Архангельск в 1,62 млн т у.т. добавить резервную производительность размером 0,2 млн т у.т. и увеличить имеющиеся запасы резервного топлива (0,56 млн т у.т.) на величину 2,81 млн т у.т.
Выводы
1. Кратко описан методический подход многоуровневого моделирования развития систем газоснабжения с учетом заданной надежности ее функционирования, в рамках которого показан двухэтапный способ нахождения оптимальной надежности газоснабжающей системы, основанный на определении эквивалентных характеристик надежности ее объектов и оптимизации средств резервирования.
2. На основе данного методического подхода проведена рационализация развития систем газоснабжения Северо-Западного ФО с учетом сезонной неравномерности и заданной надежности питания газом субъектов округа на зимний период 2030 г.
Статья поступила 24.08.2015 г.
1. Илькевич Н.И., Дзюбина Т.В., Калинина Ж.В. Многоуровневое моделирование развития систем газоснабжения. Новосибирск: Наука, 2014. 217 с.
2. Илькевич Н.И., Ефремов В.А., Меренков А.П. Согласование общеэнергетических решений с развитием Единой системы газоснабжения // Математическое моделирование и оптимизация систем тепло-, водо-, нефте- и газоснабжения. Новосибирск: Наука, 1992. С. 372-389.
3. Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р., Брянских Е.Е. Оптимальное развитие систем газоснабжения. М.: Недра, 1981. 240 с.
4. Илькевич Н.И., Дзюбина Т.В. Модель синтеза надежности сложных газоснабжающих систем // Вестник ИрГТУ.
ский список
2013. № 10 (81). С. 249-254.
5. Илькевич Н.И., Дзюбина Т.В., Калинина Ж.В. Исследования развития систем газовой промышленности РФ на перспективу до 2030 г. (с детализацией восточного крыла газовой отрасли) // Вестник ИрГТУ. 2013. № 9 (80). С. 216-220.
6. Надежность систем энергетики и их оборудования: справочник: в 4 т. Т. 3. Надежность систем газо- и нефтеснабже-ния. Кн. 1 / под ред. М.Г. Сухарева. М.: Недра, 1994. 414 с.
7. Годлевский А.Ю. Разработка системы сервисного обслуживания газопроводов Западной Сибири: дис. ... канд. техн. наук. Тюмень. 2008. 152 с.
