СПОСОБ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ СЖАТОГО ГАЗА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2002 года по МПК F17D1/02 

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при сооружении и эксплуатации участков магистральных газопроводов повышенной протяженности, связанной с невозможностью или трудностью возведения промежуточных компрессорных станций (КС).

Известны способы и устройства для транспортирования сжатого газа по одно- или многониточным газопроводам при начальном давлении газа на линейных участках 5,5-7,5 МПа и степени сжатия на КС, равной 1,45-1,50.

Недостатками этих способов и устройства являются: повышенные энергозатраты на компримирование газа вследствие относительно невысокого коэффициента использования полезного напора (0,68-0,70); значительные удельные затраты, связанные с сооружением и эксплуатацией КС, размещаемых через 110-150 км [Е. И. Яковлев. Газовые сети и газохранилища. М.: Недра, 1991 г., с. 46,47].

Известен также способ и устройства для транспортирования сжатого газа с подачей его по основному газопроводу и дополнительным газопроводам равного (лупинг) или большего (вставка) диаметров, чем достигается некоторое повышение пропускной способности газопровода-прототипа [см. Яблонский С.Я. Проектирование нефтегазопроводов. Гостоптехиздат. М., 1959, с.270,285].

Основной недостаток этого способа и устройства связан с повышенным удельным расходом металла при незначительном увеличении длины линейного участка газопровода.

В настоящем изобретении решаются задачи:
- снижения начального давления газа в основном газопроводе линейного участка большой протяженности при сохранении заданных пропускной способности его и конечного давления газа;
- повышения пропускной способности линейного участка газопровода большой протяженности при заданных начальном и конечном давлениях газа в основном газопроводе;
- увеличения протяженности линейного участка газопровода при сохранении заданной пропускной способности его и приемлемом уровне начального давления газа.

Техническим результатом изобретения являются:
- снижение удельного расхода металла на сооружение магистрального газопровода, поскольку равное предельное давление газа в трубах большего и меньшего диаметров обеспечивается в последних при меньшей толщине стенок; и, как следствие, уменьшение затрат на изготовление труб (часто в специальном исполнении) и сооружение газопровода;
- сокращение парка агрегатов для компримирования газа с высоким уровнем давления, поскольку многократно сокращается доля такого газа и, как следствие, снижаются энергозатраты на его получение;
- повышение надежности и безопасности эксплуатации магистрального газопровода, так как газ более высокого давления подают по трубам меньшего диаметра, у которых снижается вероятность появления дефектов структуры материала.

Решение поставленной задачи достигается тем, что дополнительный напор газа в основном газопроводе создают посредством отбора газа на промежуточных и/или конечной компрессорных станциях из основного газопровода, дополнительного его компримирования и последующей подачи эжектирующего потока газа в промежуточные пункты основного газопровода; линейный участок основного газопровода, примыкающий к конечной или промежуточной компрессорным станциям, снабжен по крайней мере одним дополнительным газопроводом, расположенным с возможностью подачи в промежуточные пункты линейного участка основного газопровода в обратном направлении потоков газа более высокого давления, создаваемых на той компрессорной станции, к которой он примыкает.

В дальнейшем изобретение поясняется описанием его сущности, порядком расчета параметров транспортирования газа, примером сопоставительной оценки известного и предлагаемого вариантов транспортирования газа и сопровождающими чертежами, где показаны сравниваемые варианты транспортирования газа:
- на фиг.1 - схема транспортирования газа с двумя промежуточными пунктами подачи эжектирующих потоков (предлагаемый вариант);
- на фиг.2 - схема транспортирования газа с высоким начальным давлением (известный вариант).

Сущность изобретения заключается в том, что понижающееся по длине линейного участка газопровода давление в газовом потоке повышают путем эжектирования его газовым потоком с более высоким давлением газа, причем эжектирующий газовый поток может быть создан на головной КС и доставлен в промежуточный пункт линейного участка по дополнительному газопроводу или же на следующей, промежуточной КС. В последнем случае эжектирующий газовый поток создают на промежуточной КС посредством отбора газа из газового потока основного газопровода, компримируют его до необходимого уровня и подают к промежуточному пункту подачи в основной газопровод по дополнительному газопроводу.

Используемый для эжектирования некоторый объем газа циркулирует на последнем этапе линейного участка в качестве составной части основного потока газа, преобразуемой в поток газа высокого давления, направляемый в промежуточный пункт подачи для эжектирования потока газа в основном газопроводе.

Предлагаемый способ и устройство для транспортирования сжатого газа осуществляют следующим образом. При известной длине протяженного участка и заданной пропускной способности газопровода q принимают его диаметр D, отвечающий условиям его эксплуатации. Оценивают параметры исходного варианта транспортирования газа с постепенным снижением давления по длине линейного участка газопровода. Далее задаются примерным уровнем снижения начального давления газа или же посредством оценки нескольких вариантов подачи в газопровод эжектирующих потоков определяют максимально возможный уровень снижения начального давления газа в основном газопроводе. При этом в зависимости от протяженности линейного участка могут быть оценены различные конструктивные схемы расположения дополнительных газопроводов. В случае одного промежуточного пункта подачи в основной газопровод эжектирующего потока дополнительный газопровод может быть протянут от головной КС или от следующей промежуточной КС. При значительной протяженности линейного участка эжектирование основного газового потока производят не в одном промежуточном пункте, а в двух и более с подачей эжектирующих потоков от головной и промежуточной КС.

Для газовых потоков с дозвуковой скоростью и камер смешения цилиндрической формы, к каковым относятся условия работы магистральных газопроводов, такие параметры, как давление газа и диаметр труб с достаточной для практических целей точностью (погрешность 2-4%) связаны зависимостью [см. Г.Н. Абрамович. Прикладная газовая динамика, М.: Наука, 1969, с. 493]:

где Р₀₃ - полное давление потока газа в камере смешения, Па;
α - - коэффициент эжекции;
F₁, F₂ - соответственно площади поперечного сечения каналов эжектирующего и эжектируемого потоков газа, м²;
P₁, Р₂ - соответственно полное давление эжектирующего и эжектируемого потоков газа, Па.

Порядок реализации способа показан на примере функционирования линейного участка магистрального газопровода с двумя промежуточными пунктами подачи эжектирующих потоков - вариант 1(см. фиг.1) в сравнении с однониточным газопроводом - вариант 2 (см. фиг.2). Протяженность l основных газопроводов и их внутренний диаметр D_ВН в обоих вариантах одинаковы. Транспортирование газа по однониточному газопроводу 1 производится при начальном давлении Р_Н, создаваемом на головной КС 1, и конечном давлении Р_К на входе промежуточной КС 3, обеспечивая пропускную способность q.

В соответствии с предлагаемой конструктивной схемой газопровода линейный участок с двумя промежуточными пунктами подачи эжектирующих потоков 4 и 5 делят на три части равной или неравной длины l₁, l₂ и l₃. По условиям сложности трассы газопровода один дополнительный газопровод 6 проложен от КС 1 до пункта 4, а другой дополнительный газопровод 7 - от КС 3 до пункта 5.

Пропускная способность магистрального газопровода по варианту 1 определяется пропускными способностями основного q₀ и дополнительного q_д газопроводов, т. е. q=q₀+q_д. Поскольку q₀<q,то начальное давление в этом газопроводе P_НО<P_Н, что делает эксплуатацию его более надежной, позволяет снизить толщину стенки трубы и, следовательно, металлоемкость сооружения и затраты на его возведение. Начальное давление газа в дополнительном газопроводе 6 Р_НД принимается из условия выполнения его потоком функции эжектирования основного газового потока в пункте 4. При P_НД>Р_Н указанные преимущества варианта 1 не исключаются, поскольку трубы меньшего диаметра характеризуются меньшей опасностью проявления дефектов, а также меньшей металлоемкостью. На участке l₂ основного газопровода при начальном давлении газа в камере смешения Р₀₃= P_П1 и некотором конечном давлении Р_К2 обеспечивается транспортирование всего объема газа - q. Очевидно, что давление основного потока газа в пункте 5 Р_К2 будет недостаточным для транспортирования газа по участку l₃ с давлением на входе КС 3, равным Р_К. Необходимый уровень давления газа обеспечивается подачей в пункте 5 по дополнительному газопроводу 7 потока газа высокого давления P'_НД, создаваемого на КС 3. Необходимое для эжектирования основного потока газа конечное давление Р'_КД задается таким образом, чтобы пропускная способность участка l₃ включала объем газового потока q_p, подаваемого по дополнительному газопроводу 7, т.е.

q_П=q+q_р
Пример расчета параметров транспортирования газа по предлагаемым способу и устройству выполнен в сравнении с известным вариантом транспортирования газа по протяженному газопроводу, проектируемому к прокладке по дну моря (с максимальной глубиной погружения 2150 м) с одноступенчатым перепадом давления между компрессорными станциями [см. Горяинов Ю.А., Резуненко В.И., Федоров А.С. Харионовский В.В. "Голубой поток": научно-технические проблемы и их решение. "Газовая промышленность", 4, 2000, с. 32-33].

Известный вариант газопровода (см.фиг.2) характеризуется следующими условиями: длина l= 390 км; диаметр трубы 0,61 м при толщине стенки 31,8 мм (принят внутренний диаметр D_ВН=0,54 м); начальное давление Р_Н=25,0 МПа, конечное давление Р_П=5,4 МПа; температура газа в начале трассы 35^oС, в конце около 0^oС (принято Т_СР=300 К). Запроектированная пропускная способность одной нитки газопровода 8 млрд.м в год или q=22,1 млн.м³ в сутки обеспечивается при следующих параметрах газа: относительная плотность Δ = 0,6; средний коэффициент сжимаемости Z_cp=0,75.

Предлагаемый вариант газопровода (см. фиг.1) условно делим на три участка равной протяженности l₁+l₂+l₃=390 км. Остальные параметры газопровода и газа остаются теми же. Внутренний диаметр дополнительного газопровода d_ВН= 0,398 м.

Рассмотрим случай, когда на участке l₁ основного газопровода начальное давление газа снижено на 8,0 МПа, т.е. на 32%, составляет Р_НО=17МПа. Давление газа в конце участка l₁ (пункт4) Р_КО=12МПа.

Пропускная способность участка l₁ основного газопровода при квадратичном режиме движения газа [см. А.И. Гужов. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов. М., Недра, 1978, с. 326] составит

После подстановки и расчета имеем

Соответственно, пропускная способность дополнительного газопровода на участке l₁ должна составить
q_Д1=q-q₀₁=22,1-18,9=3,2 млн.м³/сут.

Как и для начального давления в основном газопроводе, зададимся полным давлением газа в камере смешения пункта 4, равным Р_П1=17 МПа. Тогда конечное давление в дополнительном газопроводе, обеспечивающее заданный уровень Р_П1, найдем из зависимости (1). Откуда коэффициент эжекции

а искомое конечное давление газа в дополнительном газопроводе участка l₁

Начальное давление в дополнительном газопроводе участка l₁ Р_НД определим из условия обеспечения им заданной доли пропускной способности q_Д1

Откуда Р_НД=26,6-10⁶ Па=26,6 МПа.

Участок l₂ газопровода должен обеспечить транспортирование всего объема газа q, т.е q₀₂=q, при начальном давлении Р_П1 и некотором конечном давлении в пункте 5 Р_К2, которое определяется зависимостью

Откуда Р_К2=9,5•10⁶ Па=9,5 МПа.

Для обеспечения заданного давления газа в конце газопровода P_К=5,4 МПа в камере смешения пункта 5 должно быть создано полное давление Р_П2. При этом следует иметь в виду, что на участке l₃ пропускная способность газопровода q₀₃= q₀₂+q_Д2. Расчет параметров транспортирования газа на этом этапе носит итерационный характер, поскольку неизвестна пропускная способность второго дополнительного газопровода q_р. При равных условиях его с первым дополнительным газопроводом в качестве первого приближения следует принимать его пропускную способность - q₀₁. Нами этап итерации в данном расчете упускается, а далее будет показано, что q_p=3,5 млн.м³/сут. Тогда зависимость для нахождения Р_П2 принимает вид

Откуда P_П2= 30,8-10⁶ Па = 30,8 МПа.

Величину потери давления газа во втором дополнительном газопроводе при одинаковых параметрах с первым дополнительным газопроводом принимаем равной 0,4 МПа. Тогда начальное давление газового потока во втором дополнительном газопроводе составит 31,2 MПа, а пропускная способность его будет равна

В процесс циркуляции эжектирующего потока газа на участке l₃ вовлечен удвоенный объем газа, заключенного в дополнительный газопровод. Весовое количество этого газа при относительной плотности Δ = 0,6 и абсолютной плотности ρ = 270 кг/м³ при среднем давлении 31 МПа и Т_ср=18^oС составляет

а объем этого газа при нормальных условиях равен 11,2 млн.м³.

Таким образом, объем газа, используемого в замкнутом цикле для эжектирования основного газового потока, равен половине суточной производительности газопровода, что по отношению к объему газа, проходящего по нему в течение года, составляет незначительную величину - 0,14%.

Приведенный пример наглядно иллюстрирует возможности предлагаемых способа и устройства в решении проблем транспортирования газа по магистральному газопроводу с большой длиной линейных участков. Применение их по сравнению с известными устройствами и способами транспортирования обеспечивает:
- уменьшение толщины стенок труб и, как следствие, снижение удельного расхода металла, затрат на изготовление труб и сооружение газопровода;
- сокращение на компрессорных станциях парка агрегатов для компримирования газа с высоким уровнем давления, поскольку при предлагаемом способе транспортирования многократно сокращается доля такого газа;
- повышается надежность и безопасность эксплуатации магистрального газопровода, так как доля газа высокого давления подается по трубам меньшего диаметра, у которых снижается вероятность проявления дефектов структуры материала.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для транспортирования сжатого газа по трубопроводам, в частности, на участках большой протяженности, связанной с невозможностью или трудностью возведения промежуточных компрессорных станций. В способе транспортирования сжатого газа по магистральному газопроводу дополнительный напор газа в основном газопроводе создают посредством отбора газа на промежуточных и/или конечной компрессорных станциях из основного газопровода, дополнительного его компримирования и последующей подачи эжектирующего потока газа в промежуточные пункты основного газопровода; в устройстве для транспортирования сжатого газа по магистральному газопроводу линейный участок основного газопровода, примыкающий к конечной или промежуточной компрессорным станциям, снабжен по крайней мере одним дополнительным газопроводом, расположенным с возможностью подачи в промежуточные пункты линейного участка основного газопровода в обратном направлении потоков газа более высокого давления, создаваемых на той компрессорной станции, к которой он примыкает. Техническим результатом изобретения является снижение удельного расхода металла, затрат на изготовление и сооружение газопровода, сокращение на компрессорных станциях парка агрегатов для компримирования газа высокого давления; повышение надежности и безопасности эксплуатации магистрального газопровода. 2 с. п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ транспортирования сжатого газа по магистральному газопроводу, включающий компримирование газа на головной компрессорной станции, подачу его в основной или основной и дополнительный газопроводы, дополнительное компримирование газа на промежуточных компрессорных станциях, отличающийся тем, что дополнительный напор газа в основном газопроводе создают посредством отбора газа на промежуточных и/или конечной компрессорных станциях из основного газопровода, дополнительного его компримирования и последующей подачи эжектирующего потока газа в промежуточных пунктах основного газопровода. 2. Устройство для транспортирования сжатого газа по магистральному газопроводу, включающее головную компрессорную станцию, основной или основной и дополнительный газопроводы, оборудование для приема и дополнительного компримирования газа на промежуточных компрессорных станциях, отличающееся тем, что линейный участок основного газопровода, примыкающий к конечной или промежуточной компрессорным станциям, снабжен по крайней мере одним дополнительным газопроводом, расположенным с возможностью подачи в промежуточные пункты линейного участка основного газопровода в обратном направлении потоков газа более высокого давления, создаваемых на той компрессорной станции, к которой он примыкает.