Система транспортировки природного газа на большие расстояния

Система транспортировки природного газа на большие расстояния

Реферат

 

Сущность изобретения: участки газопровода выполнены с постоянно возрастающим диаметром для расширения газа непосредственно в трубопроводе. Компрессорные станции устанавливают на головных сооружениях газопровода. Компрессоры на станции установлены с возможностью сжатия газа до давления, при котором свойства природного газа соответствуют законам идеального газа. Внутренний диаметр газопровода на каждом последующем участке возрастает к внутреннему диаметру предыдущего участка в заданном отношении. При транспорте метана компрессоры установлены с возможностью сжатия газа до 38 - 41 МПа. 1 з.п.ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту газов, например метана, на большие расстояния.

Известны газопроводы переменного сечения, позволяющие снизить потери гидравлического сопротивления при движении газа (1, 2).

Известны также системы транспорта природного газа по газопроводам с постоянно возрастающим диаметром с установкой компрессорных станций на головных сооружениях газопровода. Это позволяет отказаться от промежуточных насосных станций и станций охлаждения. Хотя известное техническое решение позволяет отказаться от строительства промежуточных станций, однако требует дополнительных капитальных затрат на сжижение газа (строительство станции сжижения газа) и, кроме того, предусматривает использование труб большого диаметра (065-1,0 м). (3) Задачей изобретения является снижение затрат на транспорт газа. Для этого в системе транспортировки газа на большие расстояния, включающий участки газопровода с постоянно возрастающим диаметром и установку компрессорных станций на головных сооружениях газопровода компрессоры на компрессорной станции установлены с возможностью сжатия газа до давления, при котором свойства природного газа соответствуют законам идеального газа, а внутренний газопровод на каждом последующем участке возрастает в соотношении к внутреннему диаметру предыдущего участка как d_i+1=d , а длина каждого из указанных участков определяется соотношением l_i+1=1,27l_i, при одинаковой шероховатости внутренней поверхности соседних участков, и соотношением l_i+1= 1,22l при различной шероховатости этих участков, где d_i, l_i, _i - соответственно диаметр, длина, и коэффициент гидравлического сопротивления участка, причем участки газопровода соединены между собой посредством переходных диффузорных участков с углом конусности =20-24^о.

Причем при транспорте метана компрессорные станции установлены с возможностью сжатия газа до давления 38-41 МПа. Отличием системы является наличие газокомпрессорной станции только на начальном участке газопровода, обеспечивающей транспортировку газа в несжиженном состоянии с созданием высокого (до 38,0-41,0 МПа) давления на входном участке трубопровода; соединение соседних участков трубопровода друг с другом с помощью диффузорного переходного участка с углом раскрытия =20-24^о. Использование ступенчато изменяющихся в диаметре участков труб позволяет снизить потери в гидравлическом сопротивлении при движении газа, а наличие диффузорных переходных участков с углом конусности =20-24^опозволяет также снизить в широкий (см. И. Е. Идельчик, Справочник по гидравлическим сопротивлениям, Госэнергоиздат, Москва, 1965).

Наличие газонапорной станции на входном участке, обеспечивающей повышение давления газа в начале трубопровода до величины 38,0-41,0 МПа, позволяет транспортировать природный газ без его предварительного сжижения.

Сущность заявляемого изобретения состоит в том, что соотношение геометрических характеристик - внутреннего диаметра и длины - каждого участка трубопровода подбирается таким, чтобы обеспечить максимальную пропускную способность газопровода, и определяется величиной давления газа на данном участке.

На фиг. 1 показана схема газопровода; на фиг. 2 - переходный участок, соединяющий два соседних участка трубопровода, где 1 - газокомпрессорная станция, создающая на входе трубопровода 2 давление 38,0-41,0 МПа. Участки трубопровода различного диаметра 3 и 4 соединены друг с другом с помощью установленного между ними переходного диффузорного участка 5 с углом конусности равным 20-24^о.

Возможность и целесообразность использования газопровода со сверхвысоким начальным давлением на начальном участке трубопровода базируется на двух фундаментальных эффектах: крайне малой зависимости динамической вязкости газа от величины давления (при увеличении давления в 800 раз динамическая вязкость газа возрастает только в 4-5 раз), в связи с чем числа Рейнольдса, равные 10⁶-10⁷, соответствующие традиционным для газопроводов значения коэффициента гидравлического сопротивления -0,010-0,015, могут быть обеспечены при малых внутренних диаметрах труб; крайне малой зависимости массы трубопровода заданной пропускной способности от величины рабочего давления газа в нем, определяемой только удельной прочностью материала трубы, в связи с чем допустимо использование максимально возможного рабочего давления, при котором реальный газ в наибольшей степени соответствует законам идеального газа - для метана такой зоной является диапазон 38,0-41,0 МПа.

Основные характеристики предлагаемого газопровода определяются рядом известных расчетных зависимостей.

Относительное (отнесенное к атмосферному) рабочее давление на входе и на выходе i-того участка трубопровода - соответственно P_i-1 и P_i - составит: P_i-1=P_o( _i-1!); (1) P_i=P_o( _i!), (1a) где i - порядковый номер участка с постоянным внутренним диаметром трубы, считая от входа трубопровода, P_o - относительное (отнесенное к атмосферному) начальное (на входе) давление в трубопроводе, _i - коэффициент понижения давления на рассматриваемом участке, т.е. отношение давления на выходе i-того участка к давлению на входе ( _i= P_i/P_i-1).

При этом абсолютная величина перепада давлений на входе и выходе одного участка P_i определяется по формуле F_i=P_i-1-P_i= P_i-1 (2) или P_i= P_o(_i-1! ) (2a) где - плотность газа при нормальном (атмосферном) давлении, _i - коэффициент гидравлического сопротивления i-того участка трубопровода, l_i - длина i-того участка трубопровода, V_i - скорость потока газа на i-том участке трубопровода, d_i - внутренний диаметр i-того участка трубопровода.

Пропускная способность i-того участка трубопровода Q_i определяется следующим образом Q_i=V_iS_iP_i (3) или Q_i=V_iS_iP_o( _i!), (3a) где S_i - площадь поперечного сечения i-того участка трубопровода, равная S_i= (4) Приравнивая значения пропускной способности двух смежных участков трубопровода (Q_i= Q_i+1), с учетом зависимости (2а) после необходимых преобразований по- лучаем формулу для определения длины участка трубопровода l_i+1=l ²_i+1 (5) Оптимальная величина перепада давления на каждом участке трубопровода P_iopt, т.е. величина, обеспечивающая пропуск максимального количества газа, определяется из формул (2) и (3) путем взятия первой производной от Q по V и приравнивания ее нулю P_{i opt}= P_i-1 (6) или _i=Const= .

Следовательно, для обеспечения максимальной пропускной способности предлагаемого газопровода необходимо выдержать определенное соотношение его геометрических параметров: = 1.5 или = .

При этом l_i+1=1.22l_i (5a) Коэффициент гидравлического сопротивления для шероховатой трубы, где справедлив квадратичный закон сопротивления, составляет (согласно упомянутому Справочнику работника газовой промышленности): = 0.067 (7) где К_э - эквивалентная шероховатость (выраженная в тех же единицах, что и величина внутреннего диаметра трубы d).

При условии использования на различных участках трубопровода труб с одинаковым показателем шероховатости отношение значений коэффициента гидравлического сопротивления будет определяться только соотношением внутренних диаметров труб на этих участках: = (8) и для трубопровода с оптимальным соотношением диаметров смежных участков: l_i+1=1,27l_i (5б) В таблице приведены результаты расчета параметров нескольких вариантов предлагаемого газопровода, обеспечивающего транспортировку 1 млрд м³ метана в год на расстояние 600 км при начальном рабочем давлении 40,0 МПа и одинаковой для всех участков эквивалентной шероховатости, равной 0,02 мм.

Данные о построенных магистральных газопроводах свидетельствуют о том, что стоимость сооружения промежуточных газокомпрессорных станций составляет около 30% от стоимости создания всего трубопровода. В связи с этим исключение таких станций на предлагаемом газопроводе обеспечит существенную экономию капитальных вложений при строительстве и средств на его обслуживание. Кроме того, обеспечение оптимальных геометрических и прочностных характеристик труб на отдельных участках газопровода способствует снижению металлоемкости, а использование труб уменьшенного, в сравнении с традиционными, диаметра упрощает его прокладку.

Формула изобретения

1. СИСТЕМА ТРАНСПОРТИРОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА БОЛЬШИЕ РАССТОЯНИЯ, включающая участки газопровода с постоянно возрастающим диаметром для расширения газа непосредственно в трубопроводе и установку компрессорных станций на головных сооружениях газопровода, отличающаяся тем, что компрессоры на компрессорной станции установлены с возможностью сжатия газа до давления, при котором свойства природного газа соответствуют законам идеального газа, а внутренний диаметр газопровода на каждом последующем участке возрастает в отношении к внутреннему диаметру предыдущего участка как d_i+1=d , длина каждого из указанных участков определяется соотношением l_i+1 = 1,27 l_i при одинаковой шероховатости внутренней поверхности соседних участков и соотношением l_i+1= 1.22l_i при различной шероховатости этих участков, где d_i , l_i , _i - соответственно диаметр, длина и коэффициент гидравлического сопротивления участка, причем участки газопровода соединены между собой посредством переходных диффузорных участков с углом конусности 20 - 24^o.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что при транспорте метана компрессоры установлены с возможностью сжатия газа до 38 - 41 МПа.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3