Особенности транспорта природного газа

3. Особенности дальнего транспорта природных газов.

Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам различного диаметра. При прохождении газа возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции (KС), которые устанавливаются на трассе газопровода через каждые 100 -150 км.

Перед подачей газа в магистральные газопроводы его необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые располагаются около газовых месторождений. Подготовка газа заключается в очистке его от механических примесей, осушки от газового конденсата и влаги, а также удаления при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и т.д.

При падении пластового давления около газовых месторождений строят так называемые дожимные компрессорные станции, где давление газа перед подачей его на КС магистрального газопровода поднимают до уровня 5,5-7,5 МПа. На магистральном газопроводе около крупных потребителей газа сооружаются газораспределительные станции для газоснабжения потребителей.

На газопроводах в качестве энергопривода КС используются газотурбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрессоры — комбинированный агрегат, в котором привод поршневого компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания.

Режим работы современного газопровода, несмотря на наличие станций подземного хранения газа, являющихся накопителями природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают в режиме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличения расходов пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление газа снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения газа.

Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА), изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т.п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу.

Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компремирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плановой (летом), отдельные КС могут быть временно остановлены.

Характерный вид графиков переменного режима работы газопровода при изменении его производительности показан на рис. 3.1.

Рис. 3.1. Схема сезонного колебания расхода газа крупного промышленного центра:

А — ТЭЦ; Б — промышленность (включая котельные); В — отопление; Г — коммунально-бытовые потребители

Из рисунка видно, что наибольшее влияние на режим работы КС и отдельных ГПА оказывают сезонные изменения производительности газопровода. Обычно максимум подачи газа приходится на декабрь-январь, а минимум — на летние месяцы года.

Источник

Особенности дальнего транспорта природных газов

Основные месторождения газа в России расположены на значитель­ном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществ­ляется по газопроводам различного диаметра. При прохождении газа возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Например, при расходе газа 90 млн.нм 3 / сут по трубе 1400 мм давление убывает с 7,6 до5,ЗМПа на участке L= 110 км. Поэтому транспортиро­вать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния, только за счет естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции (КС), которые устанавлива­ются на трассе газопровода через каждые 100 — 150 км.

Перед подачей газа в магистральные газопроводы его необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые распола­гаются около газовых месторождений. Подготовка газа заключается в очистке его от механических примесей, осушки от газового конденсата и влаги, а также удаления при их наличии, побочных продуктов: серо­водорода, углекислоты и т.д.

При падении пластового давления, около газовых месторождений строят, так называемые, дожимные компрессорные станции, где давле­ние газа перед подачей его на КС магистрального газопровода подни­мают до уровня 5,5 — 7,5 МПа. На магистральном газопроводе около крупных потребителей газа сооружаются газораспределительные стан­ции для газоснабжения потребителей.

Все это свидетельствует о том, что транспорт газа на большие рас­стояния представляет собой весьма сложную техническую задачу, от решения которой во многом зависит развитие газовой промышленности и экономики страны в целом.

На газопроводах в качестве энергопривода КС используются газо­турбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрессоры — комбинированный агрегат, в котором привод поршневого компрессо­ра осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгора­ния.

Вид привода компрессорных станций и ее мощность в основном оп­ределяются пропускной способностью газопровода. Для станций под­земного хранения газа, где требуются большие степени сжатия и малые расходы используются газомотокомпрессоры, а также газотурбинные агрегаты типа «Солар» и ГПА-Ц-6,3, которые могут обеспечивать за­данные степени сжатия. Для газопроводов с большой пропускной спо­собностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродви­гателей.

Режим работы современного газопровода, несмотря на наличие стан­ций подземного хранения газа, являющихся накопителями природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают в режиме максимального обеспе­чения транспорта газа. В случае увеличения расходов, пополнение сис­темы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление газа снижается, загрузка газопрово­дов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хране­ния газа.

Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачи­ваемого через КС, можно регулировать включением и отключением чис­ла работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА), изменением ча­стоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т.п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое коли­чество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит есте­ственно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу.

Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компремирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плано­вой (летом), отдельные КС могут быть временно остановлены.

Переменный режим работы компрессорной станции приводит к сни­жению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к пе­рерасходу топливного газа из-за отклонения от оптимального КПД ГПА.

Характерный вид графиков переменного режима работы газопрово­да при изменении его производительности показан на рис. 1. Из рисунка видно, что наибольшее влияние на режим работы КС и отдельных ГПА оказывают сезонные изменения производительности газопровода. Обычно максимум подачи газа приходится на декабрь- январь, а мини­мум — на летние месяцы года.

Рис. 1. Схема сезонного колебания расхода газа крупного промышленного

центра: А — ТЭЦ; Б — промышленность (включая котельные); В — отопление;

Г — коммунально-бытовые потребители

Расход газа, млн.нм 3 /сут, через трубопровод длиной L км, определя­ется следующей формулой (при давлении 0,1013 МПа и 20°С):

Q=105,1*10,2*10 -6 *D 2,5 * , (1)

где D — внутренний диаметр газопровода, мм; Р_н и Р_к — давление газа соответственно в начале и конце участка газопровода, МПа; λ= 0,009 — коэффициент гидравлического сопротивления; Δ- относи­тельная плотность газа по воздуху; T_ср — средняя температура по длине газопровода, К; Z_ср — средний по длине газопровода коэффициент сжи­маемости газа; L — длина участка газопровода, км.

На основании этой формулы можно вычислить пропускную способ­ность газопровода на участке между двумя КС.

Зависимость пропускной способности газопровода от давления показана на рис.2.2.

Затраты мощности КС можно определить по формуле:

, (2)

где к — показатель адиабаты; η_н— адиабатический КПД нагнетателя; Т_{вх .} — температура газа на входе в нагнетатель, К. При zR=46 кг*м/кг*К, к=1,31, Т_вх = 293 К, L =100 км, η_н = 0,82, Δ= 0,6; 1,36*10 -4 -переводной коэффициент, с использованием соотношений (1) и (2) получаем за­висимость изменения мощности от производительности.

Расчеты показывают, что для прокачки Q = 90 млн.нм 3 / сутки, на уча­стке трубопровода Ø1400 мм, L = 100 км необходимо затратить мощность = 50 МВт. При увеличении производительности на 30 % от проектной, мощность необходимо увеличивать в два с лишним раза при сохране­нии конечного давления.

С ростом пропускной способности газопроводов за счет увеличения диаметра трубы и рабочего давления растет температура газа, протека­ющего по трубопроводу. Для повышения эффективности работы газо­провода и прежде всего для снижения мощности на транспортировку газа необходимо на выходе каждой КС устанавливать аппараты воз­душного охлаждения газа. Снижение температуры необходимо еще и lля сохранения изоляции трубы.

Важным фактором по снижению энергозатрат па транспорт газа является своевременная и эффективная очистка внутренней полости трубопровода от разного вида загрязнений. Внутреннее состояние трубопровода довольно сильно влияет на изменение энергетических затрат, связанных с преодолением сил гидравлического сопротивле­ния во внутренней полости трубопровода. Создание высокоэффек­тивных очистных устройств с большим моторесурсом позволяет ста­бильно поддерживать производительность газопровода на проектном уровне, снижать энергозатраты на транспорт газа примерно на
10-15%.

Для уменьшения затрат мощности КС на перекачку газа, увеличения пропускной способности газопровода и экономии энергоресурсов на перекачку газа, всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в трубопроводе, снижать температуру перекачиваемого газа за счет его охлаждения на станциях, использовать газопроводы большего диаметра, периодически осуществлять очистку внутренней полости тру­бопровода.

Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями:

Источник