Транспортировка газа. 
Особенности транспортировки газа трубопроводным способом

Основные месторождения газа в России расположены в Сибири, а основные потребители в Европе. 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. нм³/ сут. по трубе 1400 мм давление убывает с 7,6 до5,3 МПа 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, которые устанавливаются на трассе газопровода через каждые 100 — 150 км Саперов, Н. В. Областные газораспределительные компании — потенциал «последней мили» — М., 2006. Н. Саперов Н. В. Маркетинговое исследование Sovlink. — М., 2006.

Перед подачей газа в магистральные газопроводы газ необходимо подготовить к транспортировки в перерабатывающих заводов. Они расположены около газовых месторождений. Переработка газа заключается в его очистке от механических примесей, осушки в газовом конденсате, и в удаление побочных продуктов, таких как сероводороды, углекислоты.

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

Транспорт газа на большие расстояния представляет собой весьма сложную техническую задачу, от решения которой во многом зависит развитие газовой промышленности России и её экономики страны в целом за счет пополнения денежных средств за счет уплаты таможенных пошлин и НДС.

На газопроводах в качестве энергоносителя компрессные станции используются газотурбинные установки, электродвигатели и газовые компрессоры — комбинированный агрегат, в котором привод поршневого компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания.

Вид привода компрессорных станций и ее мощность в основном определяет пропускную способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степени сжатия, и малые расходы используются газовые компрессоры, а также газотурбинные агрегаты типа «Солар», которые могут обеспечить заданную степень сжатия. Для газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.

Режим работы современного газопровода 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. Именно поэтому количество поставленного газа фиксируется в последний календарный день рассматриваемого периода, будто это месяц, квартал, год Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через компрессорные станции, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов, изменением частоты вращения силовой турбины у газоперекачивающих агрегатов 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 элементов при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода затрат на электроэнергию на поставку газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с летним периодом, отдельные компрессорные станции 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.

Расход газа, млн. нм³/сут., через трубопровод длиной L км, определяется следующей формулой (при давлении 0,1013 МПа и 20°С):

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

где D — внутренний диаметр газопровода, мм;

Р_н и Р_к — давление газа соответственно в начале и конце участка газопровода, МПа;

л= 0,009 — коэффициент гидравлического сопротивления;

Дотносительная 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 компрессорными станциями.

Затраты мощности компрессорных станций можно определить по формуле:

(2) ,.

где к — показатель адиабаты;

з_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, з_н= 0,82, Д= 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. нм³/ сутки, на участке трубопровода Ш1400 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 в каждую компрессорную станцию установить аппараты воздушного охлаждения газа. Снижение температуры необходимо еще и для сохранения изоляции трубы.

Важным фактором по снижению затрат на электроэнергию на транспортировку газа является своевременная и эффективная очистка внутренней полости газопровода от разного вида загрязнений. Внутреннее состояние газопровода довольно сильно влияет на изменение энергетических затрат, связанных с преодолением сил гидравлического сопротивления во внутренней полости газопровода. Создание высокоэффективных очистных устройств позволяет стабильно поддерживать производительность газопровода на проектном уровне, снижать на электроэнергию и на транспортировку природного газа примерно на10−15%.

Для уменьшения затрат мощности на компрессорных станциях на перекачку газа, увеличения пропускной способности газопровода и экономии энергоресурсов на перекачку газа, всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в газопроводе, уменьшать температуру перекачиваемого газа за счет его охлаждения на компрессорных станциях, использовать газопроводы большего диаметра, периодически осуществлять очистку внутренней полости газопровода Акимова И. Ю. Экспорт российского природного газа: Проблемы и перспективы. М.: Олимп-Бизнес, 2005 г.