CC BY
140
УДК 622.691.48
ПРАКТИЧЕСКОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ ЭКОНОМИИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПУТЕМ ВЫРАБОТКИ ЕГО РАЗНОТИПНЫМИ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИМИ АГРЕГАТАМИ, РАБОТАЮЩИМИ ПО СХЕМЕ В ПАРАЛЛЕЛЬ
А.Р. ГАДЕЛЬШИНА, аспирант кафедры транспорта и хранения нефти и газа
C.B. КИТАЕВ, д.т.н., проф. кафедры транспорта и хранения нефти и газа
ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1) E-mail: Svkitaev@ mail.ru
А.Р. ГАЛИКЕЕВ, к.т.н., начальник
Башкирское управление ООО «Газпром Газнадзор» (Россия, 450098, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Российская, д. 92/1).
Рассмотрены приоритетные научно-технические направления ПАО «Газпром» по совершенствованию технологий магистрального транспорта газа за счет поиска и развития новых способов получения дополнительного эффекта от экономии природного газа. В данной статье на основе экспериментальных данных решена комплексная задача по выработке газа двумя разнотипными и работающими в параллель агрегатами и снижению эмиссии метана в атмосферу при пуске участка магистрального газопровода в эксплуатацию.
Ключевые слова: энергоэффективная эксплуатация, ресурсосберегающие мероприятия, эмиссия метана в атмосферу, срабатывание газа, вытеснение газовоздушной смеси.
Знергоэффективная эксплуатация объектов магистрального транспорта газа возможна за счет совершенствования действующего производственного процесса, модернизации оборудования и внедрения новых энерго- и ресурсосберегающих мероприятий. Оптимизация режима магистрального транспорта газа -это наиболее эффективная мера, позволяющая с минимальными затратами решать задачи ресурсосбережения.
Одной из таких задач является экономия природного газа при отключении участка магистрального газопровода (МГ). примыкающего к компрессорной станции (КС), и выводе его в ремонт.
Вторая составная задача, требующая решения сточки зрения снижения эмиссии метана в атмосферу, возникает при непосредственном пуске участка МГ в эксплуатацию после проведения предшествующих ему этапов испытания, очистки, осушки и продувки полости газопровода с соблюдением требуемых норм по физико-химическим свойствам и составу газа [1].
Вывод в ремонт участка МГ между двумя линейными кранами (ЛК) производится путем стравливания через свечу природного газа с разрешенного рабочего давления (РРД) 7,35 МПа до остаточного давления в газопроводе
100-500 Па, при котором безопасно проводить ремонтные работы [2]. Исходя из расчета, объем стравленного газа на 30-километровом участке МГ с диаметром условного прохода 1400 мм (ОЫ 1400) между двумя ЛК с РРД до 500 МПа составляет около 3,8 млн м3.
Применяемые сегодня технологии выработки газа для сброса давления в газопроводе до начала планово-предупредительного ремонта (ППР) обеспечивают значительную экономию топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) и сокращение эмиссии метана в атмосферу. По данным официальной статистики, объем стравленного перед проведением ППР газа составляет 75% суммарных выбросов. Поэтому поиск и внедрение новых способов полезного использования такого количества газа из выводимого в ремонт участка МГ может существенно помочь газотранспортным предприятиям в извлечении максимально возможного ресурсосберегающего эффекта.
Согласно Программе по энергосбережению, в ОО «Газпром трансгаз Уфа» и ООО «Газпром трансгаз Чайковский» в 2015 году выработка газа потребителям из отключаемых участков перед выполнением огневых работ осуществлялась во всех линейных производственных управлениях магистральных газопроводов (ЛПУМГ).
Суммарная экономия составила около 20 млн м3. Если учесть, что в идеале можно получить до 90% товарного газа из объема, предполагаемого для стравливания, то стоимость сэкономленного газа по обоим предприятиям составляет около 80 млн руб.
Современные технологии срабатывания газа разнообразны. На выбор способа оказывают влияние ряд критериев, которые должны обеспечивать:
• минимальное время простоя оборудования при выработке газа;
• достижение глубины выработки газа с учетом заданного минимального остаточного давления;
• необходимые объемы транспортировки в соответствии с плановым заданием Центрального производственно-диспетчерского департамента (ЦПДЦ);
• соизмеримость эффекта от экономии с величиной понесенных эксплуатационных затрат [3].
Применение способов срабатывания определяется технологическими параметрами отключаемого участка газопровода с учетом целесообразности и технических возможностей применения оборудования в каждом конкретном случае.
Существует несколько способов срабатывания газа на отключаемом участке:
• перепуск газа в смежный участок газопровода;
• подача газа потребителю через газораспределительную станцию (ГРС);
• перепуск газа на вход КС;
• выработка газа на вход газоперекачивающего агрегата (ГПА) следующей по ходу газа КС;
• перепуск газа на собственные технологические нужды (СТН);
• многоступенчатая выработка ГПА на одной КС.
Каждый из вышеперечисленных способов обеспечивает определенную экономию газа, но имеет свои ограничения и недостатки. Независимо от выбранной технологии срабатывания газа сокращение его эмиссии из отключаемого участка прямо пропорционально снижению давления на момент, предшествующий стравливанию газа в атмосферу. То есть наибольший ресурсосберегающий эффект будет достигнут при начальном максимальном снижении давления газа в отключаемом на ремонт участке МГ.
Любой вывод участка в ремонт снижает пропускную способность МГ, и для сохранения заданной производительности требуется ввод дополнительных мощностей ГПА, а это влечет за собой увеличение расхода топливного газа на 0,1 млн м3/сут для каждого ГПА. Поэтому основным критерием обоснованности применения способа сокращения потерь газа является время срабатывания газа из отключаемого на ремонт участка МГ.
Выработка газа на ГПА всегда оправданна ввиду обеспечения прокачки больших объемов газа, доступности и возможности повсеместного использования этого способа без дополнительных временных и эксплуатационных издержек. Но следует также учитывать и другое эксплуатационное условие - возможность стабильной работы ГПА при нестационарном режиме, то есть в условиях падения входного давления до минимально допустимого значения и создания максимально низкого давления на выходе ГПА. Поскольку чем ниже будет давление на
выходе КС, тем больше удастся снизить давление газа в отключаемом на ремонт участке МГ и, следовательно, достичь наибольшей глубины выработки газа.
Очевидно, что после выработки газа до определенного предела величина входного в ГПА давления Рвх будет равна величине давления Ру в отключаемом на ремонт участке МГ.
Р
Поскольку Рвх , (1)
£ ном
где Рдых - давление газа на выходе КС,
еном ~~ номинальная степень сжатия центробежного компрессора (ЦБК),
то справедливо будет равенство
Р
РУ= Рвх =—■ (2)
£ном
Таким образом, исходя из расчета, при снижении Рдых из КС до минимально возможного значения 60 кгс/см2 (за счет открытия крана на охранной перемычке между двумя параллельными магистральными нитками) Рвх в ГПА и Ру в отключаемом на ремонт участке МГ удастся снизить с трассового давления до
Р=Р = Рвых = 60 = 41,7 кгс/см2. (3)
у вх е 144
При этом откачанный через ГПА с 30-километрового участка МГ DN1400 объем газа составит около 1,0 млн м3.
Минимальное значение давления в участке МГ Ру = 41,7 кгс/см2 не является предельным и зависит от технических характеристик эксплуатируемого оборудования, наличия охранных (между параллельными газопроводами) и внутрицеховых перемычек и поставленной в эксперименте задачи. К примеру, в ООО «Газпром трансгаз Югорск» при проведении ремонтных работ на участке МГ Уренгой-Центр II DN 1400 с 246,8 по 273,2 км агрегатами ГПА-Ц-16 на КС «Ягельная» удалось менее чем за 1 ч. работы понизить давление в отключаемом участке с 56,4 до 36,1 кгс/см2 и сэкономить при этом 1,05 млн м3 газа [4].
Теоретические расчеты получили практическое подтверждение и показали хорошую сходимость со статистическими данными [4] в результате проведенного эксперимента при плановом выводе в ремонт участка МГ Челябинск-Петровск DN 1400 с 523,7 по 531,5 км. Выработка газа осуществлялась на остановленной для экономии топливного газа станции КС-6 «Шаран» двумя разнотипными и работающими в параллель ГПА-16Р «Урал» (станционный № 12) и ГПА-12Р «Урал» (станционный № 13). На рис. 1 представлена принципиальная схема работы КС «Шаран».
Для чистоты эксперимента, а именно выполнения условия создания минимально возможного давления на выходе из КС-6, соседний цех КС-19 также был остановлен «на проход» при открытом обводном секущем станционном кране № 20-2 и работе ГПА «на кольцо». Выводимый в ремонт участок отключался путем закрытия Л К 523. Компримирование на КС-6 осуществлялось двумя агрегатами ГПА-16Р «Урал» и ГПА-12Р «Урал», работающими в параллель, при открытом кране № 533.12 на перемычке между двумя параллельными МГ Челябинск-Петровск и Уренгой-Петровск. На рис. 2 представлена схема выработки газа через ГПА КС-6 «Шаран».
6
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ И УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
| Рис. 1. Принципиальная схема работы КС «Шаран»
| Рис. 2. Схема выработки газа через ГПА КС-6 «Шаран»
При номинальной производительности агрегатов Q16 = 33 млн м3/сут и Q12 = 23,5 млн м3/сут и номинальном расходе топливного газа Vms l6 = 4740 м3/ч и Vmal2 = 3795 м3/ч объем выработанного газа из 8-километрового участка МГ DN1400 с трассового давления Ртр = 55 кгс/см2 до Ру = 41,7 кгс/см2 составил около 0,25 млн м3 при времени выработки 10 мин. На рис. 3 представлена диаграмма выработки газа на ГПА КС-6 «Шаран».
Для экспериментального решения второй составной задачи снижения эмиссии метана в атмосферу при пуске участка МГ Челябинск-Петровск DN1400 с 523,7 по 531,5 км в эксплуатацию был применен (в том числе и с целью реализации мероприятий по импортозамещению) отечественный газоанализатор АНКАТ-7631Микро-02-ВД с выносными датчиками, благодаря которому удалось значительно сократить расчетное время продувки для полного вытеснения газовоздушной смеси.
В результате, несмотря на то что расчетный объем газа на продувку с учетом требуемого трехкратного объема был запланирован в размере 2,5 млн м3, реальный объем стравленного газа в атмосферу до полного вытеснения
| Рис. 3. Диаграмма выработки газа на ГПА КС-6 «Шаран»
с 60 2 a if 50 v CD 5 40 с CD CD 5 30 0 1 T CD 20 H a О 10 0 0,3 CD м 0,25 | м, е 0,2 й о IS 0,15 | ан т а 0,1 Я р е с 0,05 00
2 4 6 8 1 Время выработки, мин.
газовоздушной смеси с использованием газоанализатора составил 2,3 млн м3. При этом была зафиксирована экономия природного газа в размере 0,2 млн м3.
Выводы
Применение данного способа позволяет сэкономить дополнительный (до 1,0 млн м3) объем природного газа на прилегающих к КС многониточных участках МГ ОМ
1400 протяженностью до 30 км путем выработки его на КС за короткий (до 1 ч.) период. Основным условием снижения давления является наличие охранных (между параллельными газопроводами) и внутрицеховых перемычек. Использование современных газоанализаторов позволяет также сэкономить до 0,2 млн м3 природного газа при вытеснении газовоздушной смеси из отремонтированного участка МГ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Галикеев, А.Р. Воздействие объектов газотранспортной системы на окружающую среду / Галикеев А.Р. - Уфа: Гилем, Башк. энцикл., 2014. - 144 с.
2. СТО Газпром 14-2005 Типовая инструкция по безопасному проведению огневых работ на газовых объектах ОАО «Газпром».
3. Банков, И.Р. Методы повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта природного газа/ Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. - СПб.: Недра, 2008. - 440 е.: ил.
4. Степанов, Л.В. RU 2447355. Способ откачки природного газа из отключенного участка газопровода в многониточной системе магистральных газопроводов с применением газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции / Степанов Л.В., Пимкин А.Г., Завальный П.Н. Патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Югорск», заявл. 06.09.2010, опубл. 10.04.2012.
PRACTICAL SOLUTION OF NATURAL GAS SAVING PROBLEM BY MAKING IT ACCORDING TO A SCHEME OF PARALLEL
GADELSHINA A.R., Post-graduate student of Department of Transport and Storage of Oil and Gas KITAEV S.V., Dr. Sci. (Tech.), Prof., of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Russia). E-mail: svkitaev@ mail.ru
GALIKEEV A.R., Chief
Bashkir management of LLC «Gazprom Gaznadzor» (92/1, Russian St., 450098, Ufa, Russia) ABSTRACT
One of the priority directions of scientific and technical РАО «Gazprom» is to improve the technology gas trunkline by finding and developing new ways to get added value of natural gas saving. In this article, based on experimental data solved the complex problem of the development of gas and two heterogeneous working «in parallel» aggregates and reduce the emission of methane into the atmosphere at the start area of main gas pipeline into operation.
Keywords: energy-efficient operation and resource-saving measures, emissions of methane into the atmosphere, triggering gas displacement and gas mixture.
REFERENCES
1. Galikeev A.R. Vozdejstviye ob'yektov gazotransportnoy sistemy na okruzhayuzhuyu sredu [The impact of the objects of gas transportation system on the environment]. Ufa, Gilem Publ., 2014.144 p.
2. STO Gazprom 14-2005 Tipovaya instruktsiya po bezopasnomu provedeniyu ognevykh rabot na gazovykh ob»yektakh ОАО «Gazprom» [Standard instruction for the safe conduct of hot work on gas facilities of ОАО «Gazprom»]. (In Russian).
3. Bajkov I.R., KitaevS.V., Shammazov I.A. Metodypovysheniya energeticheskoyeffektivnostitruboprovodnogo transporta prirodnogo gaza [Methods to improve the energy efficiency of pipeline transportation of natural gas]. SPb, Nedra Publ., 2008. 440 p. (In Russian).
4. Stepanov L.V., e.a. Sposob otkachki prirodnogo gaza iz otklyuchennogo uchastka gazoprovoda v mnogonitochnoy sisteme magistral'nykh gazoprovodov s primeneniyem gazoperekachivayushchikh agregatov kompressornoy stantsii [The process of pumping gas from the disconnected part of the pipeline in the multiline system of main gas pipelines with gas pumping units of compressor stations] Patent RF, no. 2447355, 2012.
