Анализ потерь газа при транспортировке по магистральному газопроводу

УДК 622.692.48
Ферзиллаев В.И.
АНАЛИЗ ПОТЕРЬ ГАЗА ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ
ПО МАГИСТРАЛЬНОМУ ГАЗОПРОВОДУ
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень (Россия)
Рассмотрены основные виды потерь природного газа при его
транспортировке по магистральному газопроводу. Перечислены различные
методы сокращения потерь газа с применением новых технологий и
оборудования.
Ключевые слова: потери газа, магистральный газопровод, природный
газ, трубопровод.
The main types of losses of natural gas during its transportation along the
main gas pipeline are considered. Various methods of reducing losses using new
technologies and equipment are presented.
Key words: gas losses, main gas pipeline, natural gas, pipeline.
Транспорт газа по магистральным газопроводам является очень
сложным и трудоемким процессом с точки зрения экономичности,
безопасности и эффективности. Конечно же, транспортировка газа на
большие расстояния, где задействовано большое количество сложного
высокотехнологичного оборудования и элементов трубопроводной системы
(газоперекачивающих агрегатов, трубопроводов, очистительных устройств,
аппаратов воздушного охлаждения, запорной арматуры и т.д.) не обходится
без потерь природного газа.
На основе данных, полученных нефтегазовыми компаниями, в
газовой промышленности России ежегодно тратятся большие средства на
топливно-энергетические и материально-технические ресурсы, где потери
газа составляют до 14% по объединению и до 42% по отдельной
компрессорной станции. Данные показатели издержек обязывают
проводить ряд мероприятий по экономии энергии, поддерживая
оптимальный режим работы всего газотранспортного комплекса.
При транспортировке природного газа происходят следующие виды
потерь:
- на компрессорных и газораспределительных станциях:
1) потери газа при стравливании и продувке обвязки нагнетателей в
процессе пусков и остановок газоперекачивающих агрегатов;
2) потери при продувке конденсатосборников, пылеуловителей,
импульсных трубок КИПиА (контрольно-измерительные приборы и
автоматика);
3) потери в системе уплотнений нагнетателей газоперекачивающих
агрегатов;
4) перерасход топливного газа на компрессорной станции при
снижении гидравлической эффективности линейных участков газопровода;
5) потери при отклонении режимов ГПА от оптимальных;
6)
затраты
топливного
газа
при
наличии
перетоков
компримированного газа в обвязках нагнетательных и входных
коммуникаций газоперекачивающих агрегатов и КС (компрессорных
станций);
7) утечки из-за образовавшихся в газопроводе конденсата и воды в
процессе очистки и разгазирования в утилизаторах;
8) потери при эксплуатации на КС безрегенегативных газотурбинных
установок;
9) потери газа при заправке расходных емкостей одоранта и
подземных емкостей хранения;
10) потери газа для выполнения технического освидетельствования
сосудов, работающих под давлением;
11) потери газа при замене диафрагм узла учета газа;
12) потери газа при выполнении газоопасных и огневых работ в случае
полной остановки КС или ГРС;
13) потери газа при проверке на срабатывание, проверке и
регулировке предохранительных клапанов;
14) потери газа при эксплуатации оборудования с пневматическим
приводом;
- на линейной части МГ:
1) потери аварийные и при ремонтных работах, связанных с
опорожнением участков трубопровода;
2) потери при периодической очистке внутренней полости
газопроводов;
3) потери при стравливании газа и продувке труб в процессе
подключения отводов, перемычек, импульсных трубок и других
технологических линий;
4) потери газа в результате фазовых превращений в газопроводе
(образование жидкой фазы и гидратов).
Технические потери газа в компрессорном цехе можно оценить по
следующей формуле [4]:
q  1, 25  q5  q10   nГПА  q17  q18  q30  qИ . Г .  qТ . А.  .
Характеристики слагаемых в этой формуле приведена ниже в табл.
№1 для одного агрегата при общем их числе nГПА.
Таблица 1
Характеристика источников технических потерь газа на КС [4]
Диапазон
Среднестатистические
Место утечки
Обозначение
значений,
потери, м3/час
м3/час
Работающий
q5
0 - 50
10
агрегат свеча №5
Резервный
агрегат,
свеча №10
q10
0 - 30
5
свеча №17
q17
0 - 250
40
свеча №18
q18
0 - 300
50
свеча №30
q30
0 - 100
20
Импульсный газ
Технологические
аппараты
qИ.Г.
0 - 20
5
qТ.А.
0 - 100
10
По данным исследований ПАО Газпром, приведенных в таблице № 2,
больше половины потерь газа происходит вследствие нарушения
герметичности оборудования. Поэтому первостепенной задачей является
сокращение потерь газа через неплотности как в обвязке КС, так и на
линейных участках газопроводов. Решение данной задачи требует
совершенствование конструкции различных узлов с целью увеличения
герметичности, а также разработку специальных методов и приборов для
определения мест утечек газа и их устранения.
Таблица 2
Основные виды потерь природного газа в МГ [3]
Причины потери газа
Потери, млн.м3
Процент потерь
1
2
3
Потери газа при ремонте
7-8
линейной части
Потери при разрывах и
170 - 180
18 - 19
разрушения газопроводов
Потери через неплотности
80 - 90
газопровода
Потери газа через
340 - 350
35 - 40
неплотности в обвязке КС
Потери при пусках и
17 - 18
остановках ГПА
Потери газа в
200 - 250
22 - 25
пылеуловителях
1
Сумма
2
895 - 985
Окончание таблицы 2
3
Для сокращения потерь газа на МГ могут проводиться следующие
технологические операции:
а) применение комбинированных утилизационных установок;
б) совершенствование систем учета газа;
в) изменение схем утилизации пускового газа;
г) замена турбодетандера на стартеры с электроприводом;
д) новые схемы для сбора и утилизации природного газа при ремонте
МГ с применением специального мобильного газоперекачивающего
агрегата;
е) внедрение современных технологий по сведению аварийных потерь
газа на линейной части МГ и КС;
ж) составление и реализация схем по утилизации продувочного газа
из пылеуловителей на компрессорных станциях и т. д.
Рассмотрим решение последней задачи на примере одной из схем по
утилизации продувочного газа на КС, которая могла бы сократить потери
газа в пылеуловителях (22 -25%).
Рисунок 1. Схема утилизации продувочного газа на КС [3]
Продувочный газ после пылеуловителей по трубопроводам 1 подается
на коллектор и поступает в сепарирующее устройство 3, где из газа
выделяется влага и отделяются механические примеси. Очищенный газ
собирается в аккумулирующей емкости 4, откуда периодически ведется его
отбор дожимным компрессором 5. Сохраненный газ утилизируется, т. к. его
можно направить на технологические нужды КС или потребителям.
Установка проста в изготовлении, так как в качестве сепарирующего
устройства в условиях компрессорной станции можно использовать один из
пылеуловителей циклонного или масляного типа. В качестве
аккумулирующей емкости можно использовать трубу-коллектор диаметром
1000 – 1400 мм. В качестве дожимного компрессора можно использовать,
например, газомотокомпрессор типа 10ГКН.
Таким образом, из всего вышесказанного можно сделать вывод о том,
что потери газа на магистральных газопроводах неоправданы и
нерациональны
для
обеспечения
высоких
показателей
энергоэффективности, надежности и экологичности. Исходя из анализа
потерь, можно заметить, что основными видами потерь в газовой
промышленности являются потери газа через неплотности в обвязке КС и
потери газа в пылеуловителях. Сокращение данных видов потерь очень
непростая задача, требующая от компаний проводить ряд мероприятий и
методов по введению новых разработок и специальных технологий,
позволяющих значительно уменьшить потери газа в магистральном
газопроводе.
Список литературы
1. Методические рекомендации по определению и обоснованию
технологических потерь природного газа при транспортировке
магистральным трубопроводным: утв. заместителем Министра энергетики
Российской Федерации С. И. Кудряшовым 09.07.2012.
2. ОАО «Газпром». Газпром в цифрах 2007-2011г. СПРАВОЧНИК,
2012.
3. Ресурсосберегающие технологии при эксплуатации оборудования
насосных и компрессорных станций: электронный учебно-методический
комплекс для студентов заочной формы обучения по направлению
"Нефтегазовое дело". /Под редакцией Н.А. Гаррис. – Уфа: ФГБОУ ВО
"Уфимский государственный нефтяной технический университет", 2012.
4. Эксплуатация магистральных газопроводов: Учебное пособие. /Под
общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук»,
2002. – 528 с.