Моделирование энергосберегающего режима работы компрессорной станции магистрального газопровода

АКТУАЛЬНОСТЬ исследования обусловлена необходимостью снижения высоких энергозатрат на перекачку природного газа по магистральным газопроводам, значительная часть которых связана с преодолением гидравлического сопротивления в технологическом оборудовании компрессорных станций (КС), в частности, в установках охлаждения газа (УОГ).

ЦЕЛЬ. Провести моделирование и оценку эффективности энергосберегающего технологического решения - обхода УОГ по байпасной линии - для снижения потребления топливного газа на привод газоперекачивающего агрегата.

МЕТОДЫ. Моделирование технологического потока природного газа на типовой компрессорной станции выполнено в программном комплексе для моделирования технологических процессов. В основу модели легли реальные режимные параметры и компонентный состав газа, предоставленные ООО «Газпром трансгаз Казань». Для термодинамических расчётов использовано уравнение состояния Пенга-Робинсона. Сравнивались две технологические схемы: базовая (с прохождением газа через УОГ) и альтернативная (с байпасированием УОГ).

РЕЗУЛЬТАТЫ. Результаты моделирования показали, что байпасирование УОГ при заданных температурных условиях позволяет снизить требуемое давление на выходе компрессора на 19 кПа. Это приводит к снижению требуемой мощности на привод компрессора с 11,93 МВт до 11,80 МВт. Соответственно, массовый расход топливного газа снижается примерно на 0,00266 кг/с, что эквивалентно экономии около 230 кг (или ~323 м³) топливного газа в сутки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Показано, что даже небольшое снижение энергопотребления за счёт оптимизации гидравлического режима может давать заметный экономический эффект при длительной работе КС. Практическая реализация решения требует разработки регламентов эксплуатации с учётом допустимых диапазонов температур и расходов газа, а также возможной модернизации запорной арматуры и средств автоматизации.

1. Abd A.A., Naji S.Z., Hashim A.S. Effects of non-hydrocarbons impurities on the typical natural gas mixture flows through a pipeline // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2020. Vol. 84. P. 103218. DOI: 10.1016/j.jngse.2020.103218.

2. Fakhroleslam M., Bozorgmehry Boozarjomehry R., Sahlodin A.M., Sin G., Mansouri S.S. Dynamic Simulation of Natural Gas Transmission Pipeline Systems through Autoregressive Neural Networks // Industrial & Engineering Chemistry Research. 2021. Vol. 60, No. 27. P. 9851–9859. DOI: 10.1021/acs.iecr.1c00802.

3. Hafsi Z., Elaoud S., Mishra M. A computational modelling of natural gas flow in looped network: Effect of upstream hydrogen injection on the structural integrity of gas pipelines // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2019. Vol. 64. P. 107–117. DOI: 10.1016/j.jngse.2019.01.021.

4. Munts V.A., Lebedev M.S. Efficiency Increase in Liquefied Natural Gas Production at Motor Gas Filling Compressor Station using Propane-Butane Fraction pre-Extraction // Problemele Energeticii Regionale. 2023. No. 1(57). P. 83–97. DOI: https://doi.org/10.52254/1857-0070.2023.1-57.07.

5. Zhussupova D., Otelbaev M., Burgumbayeva S. Modeling Gas Compressor Station Operation to Minimize Fuel Costs for Surge Zone Protection // International Journal of Rotating Machinery. 2024. Vol. 2024. Article ID 5560308. DOI: 10.1155/2024/5560308.

6. Ke S.L., Ti H.C. Transient analysis of isothermal gas flow in pipeline network // Chemical Engineering Journal. 2000. Vol. 76, No. 2. P. 169–177. DOI: 10.1016/S13858947(99)00131-8.

7. Elaoud S., Abdullay B., Hadj-Taieb E. Effect of hydrogen injection into natural gas on the mechanical strength of natural gas pipelines during transportation // Archives of Mechanics. 2014. Vol. 66, No. 4. P. 269–286.

8. Behbahani-Nejad M., Bagheri A. The accuracy and efficiency of a MATLABSimulink library for transient flow simulation of gas pipelines and networks // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2010. Vol. 70, No. 3-4. P. 256–265. DOI: 10.1016/j.petrol.2009.11.014.

9. Chaczykowski M., Sund F., Zarodkiewicz P., Hope S.M. Gas composition tracking in transient pipeline flow // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2018. Vol. 55. P. 321–330. DOI: 10.1016/j.jngse.2018.03.014.

10. Burtsev S.A., Karpenko A.P., Leontiev A.I. A method for distributed production of liquefied natural gas at gas-distribution stations // High Temperature. 2016. Vol. 54, No. 4. P. 573–576. DOI: 10.1134/S0018151X16030114.

11. Osiadacz A.J., Chaczykowski M. Comparison of isothermal and non-isothermal pipeline gas flow models // Chemical Engineering Journal. 2001. Vol. 81, No. 1-3. P. 41–51. DOI: 10.1016/S1385-8947(00)00194-7.

12. Alamian R., Behbahani-Nejad M., Ghanbarzadeh A. A state space model for transient flow simulation in natural gas pipelines // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2012. Vol. 9. P. 51–59. DOI: 10.1016/j.jngse.2012.05.012.

13. Herran-Gonzalez A., De La Cruz J., De Andres-Toro B., Risco-Martin J. Modeling and simulation of a gas distribution pipeline network // Applied Mathematical Modelling. 2009. Vol. 33, No. 3. P. 1584–1600. DOI: 10.1016/j.apm.2008.03.015.

14. Behbahani-Nejad M., Shekari Y. The accuracy and efficiency of a reduced-order model for transient flow analysis in gas pipelines // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2010. Vol. 73, No. 1-2. P. 13–19. DOI: 10.1016/j.petrol.2010.05.002.

15. Sanjari E., Lay E.N., Peymani M. An accurate empirical correlation for predicting natural gas viscosity // Journal of Natural Gas Chemistry. 2011. Vol. 20, No. 6. P. 654–658. DOI: 10.1016/S1003-9953(10)60244-7.

16. AspenTech. Aspen HYSYS User Guide [Electronic resource]. URL: https://sites.ualberta.ca/CMENG/che312/F06ChE416/HysysDocs/AspenHYSYSUserGuide.pdf (accessed: 17.01.2026).

17. Peng D.-Y., Robinson D.B. A New Two-Constant Equation of State // Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals. 1976. Vol. 15, No. 1. P. 59–64. DOI: 10.1021/i160057a011.

18. AspenTech. HYSYS Simulation Basis [Electronic resource]. URL: https://sites.ualberta.ca/CMENG/che312/F06ChE416/HysysDocs/AspenHYSYSSimulationBasis .pdf (accessed: 17.01.2026).

19. Moran M.J., Shapiro H.N., Boettner D.D., Bailey M.B. Fundamentals of Engineering Thermodynamics. 9th ed. Hoboken: John Wiley & Sons, 2020. 880 p.

20. MINES Paris PSL (DIRens). Compressions [Electronic resource]. URL: https://direns.minesparis.psl.eu/Sites/Thopt/DiapJS/doc/S11/CoursCompression.pdf (accessed: 17.01.2026).

21. AspenTech. Pipe Segment [Electronic resource]. URL: https://lhd52.files.wordpress.com/2011/09/group-3-pipe-segment.pdf (accessed: 17.01.2026).

22. AspenTech. Heat Exchanger [Electronic resource]. URL: https://lhd52.files.wordpress.com/2011/09/group-1-heat-exchanger.pdf (accessed: 17.01.2026).

23. Aspen Technology, Inc. Aspen HYSYS Dynamic Modeling Guide. Version Number: V7.3. March 2011 [Electronic resource]. URL: https://profsite.um.ac.ir/~fanaei/_private/DynamicModel7_3.pdf (accessed: 17.01.2026).

24. Завьялов А.П., Никулина Д.П., Чурикова М.М., Гречишников И.М. О методах обеспечения энергетической эффективности транспортировки газа в современных условиях // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2023. – № 1(310). – С. 145–152. – DOI: 10.33285/2073-9028-2023-1(310)-145152.

25. Шомов П.А. Разработка энерготехнологических схем компрессорных станций на основе глубокой утилизации вторичных энергетических ресурсов // Вестник МЭИ. – 2024. – № 5. – С. 89–99. – DOI: 10.24160/1993-6982-2024-5-89-99.