Технологические потери природного газа при транспортировке по газопроводам. Магистральные газопроводы. Наружные газопроводы. Внутридомовые газопроводы

3.4. Мероприятия по снижению потерь природного газа на магистральных газопроводах

Снижение потерь природного газа при транспортировке газа по магистральным газопроводам возможно благодаря использованию инновационных технологий:

rприменение высокопрочных труб большого диаметра с гладкостным внутренним покрытием для уменьшения гидравлических потерь;

rприменение газотурбинных газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с надежностью, топливной экономичностью и экологическими показателями международного уровня;

rприменение нового поколения газовых компрессоров с высокими показателями эффективности;

rприменение нового поколения электроприводных ГПА с регулируемой частотой вращения;

rсовершенствование автоматизации основных и вспомогательных процессов для обеспечения малолюдных технологий; rприменение устройств охлаждения газа нового поколения. Повышению эффективности транспорта газа способствует тех-

нология транспорта при повышенном рабочем давлении с применением внутреннего гладкостного покрытия труб. Технологические показатели эффективности новых газопроводов превосходят эксплуатируемые системы за счет:

rповышения производительности в 1,5–2 раза;

rповышения энергоэффективности транспорта газа (снижения удельного расхода природного газа на единицу товарно-транс- портной работы) в 1,3–1,5 раза.

Мероприятия по энергосбережению, обеспечивающие сокращение газа, стравливаемого в атмосферу, включают:

21

rперекачку газа из выводимых в ремонт линейных участков магистральных газопроводов, в том числе с помощью мобильных компрессорных станций;

rиспользование газа на собственные нужды при проведении ремонтов в КЦ;

rврезку под давлением;

rремонт дефектных участков с помощью усиливающих муфт; rвнедрение безрасходных схем продувки пылеуловителей, исключающих прямые потери продуваемого газа в атмосферу; rсокращение количества вынужденных и аварийных остановов ГПА.

Комплекс мероприятий по сокращению потерь газа на технологических объектах КС, ЛЧ, ГРС включает:

rвнедрение современных контрольно-измерительных средств по обнаружению и измерению утечек газа на технологических объектах газотранспортной системы (ГТС);

rиспользование специализированных комплексов мобильного базирования по эффективному выявлению мест утечек природного газа и определению их объемов, обследование ГТС с целью сокращения количества аварий на трубопроводах; rвнедрение специальной диагностики и принятие оперативных мер по ремонту и замене запорно-регулирующей аппаратуры на объектах ГТС;

rустановку средств измерения расхода топливного газа отдельно для каждой газотурбинной установки и обеспечение режима их функционирования в реальном масштабе времени; rсовершенствование средств измерения расхода газа на собственные нужды;

rустановку средств измерения расхода газа, позволяющих измерять объёмы стравливаемого газа при проведении регламентных работ на объектах КЦ;

rвнедрение современных переносных средств измерения расхода газа, позволяющих измерять объёмы стравливания газа при проведении регламентных работ на объектах линейной части.

Существующие суммарные потери природного газа на объектах ОАО «Газпром» до 2020 года составляют потенциал газосбережения в транспорте газа и оцениваются в 17131 млн. м3 (табл. 9).

22

Таблица 9

Инновационные энергосберегающие технологии обеспечивают возможность частичной компенсации выбываемых мощностей на основе получения эффекта, обусловленного экономией топлив- но-энергетических ресурсов, расходуемых на собственные технологические нужды газотранспортных организаций.

Śǯȱʆ˓˘ʺ˕ˆȱʶʲ˄ʲȱʵȱˑʲ˕˙ʾˑ˩ˠȱʶʲ˄˓˔˕˓ʵ˓ʹʲˠȱ

ˆȱ˓ʴ˓˕˙ʹ˓ʵʲˑˆˆ

Наружный газопровод является составной частью распределительного газопровода — газопровода газораспределительной сети, обеспечивающий подачу газа от источника газоснабжения. Источники потерь газа, возникающие в этом сегменте газоснабжения, сведены в табл. 10.

23

Потери природного газа в наружных газопроводах и оборудовании можно свести к четырем группам:

rпотери вследствие негерметичности;

rпотери, связанные с заполнением и продувкой газопроводов и оборудования;

rпотери, связанные с обслуживанием;

rпотери газа, связанные с авариями и инцидентами.

4.1.Потери газа, вследствие негерметичности газопроводов

иоборудования

При эксплуатации газопроводов должны выполняться следующие виды работ:

—техническое обслуживание;

—плановые ремонты (текущие и капитальные);

—аварийно-восстановительные;

—отключение недействующих газопроводов и газового оборудования.

К техническому обслуживанию газопроводов относятся следу-

ющие работы:

— наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них, включая средства электрозащиты, а также

24

устранение мелких неисправностей, возникающих в процессе эксплуатации;

—осмотр арматуры, установленной на газопроводах;

—проверка состояния газопроводов и их изоляции приборами, буровым и шурфовым осмотром или посредством опрессовки;

—измерение давления газа в газопроводах;

—измерение электрических потенциалов на газопроводах.

Всостав текущего ремонта газопроводов должны входить следующие основные работы:

— устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании;

— устранение провеса надземных газопроводов, восстановление или замена креплений надземных газопроводов;

— окраска надземных газопроводов;

— приведение в порядок настенных знаков;

— проверка состояния люков, крышек газовых колодцев, коверов и устранение перекосов, оседаний и других неисправностей;

— ремонт запорной арматуры и компенсаторов;

— окраска задвижек, кранов и компенсаторов;

— проверка герметичности резьбовых соединений, конденсатосборников и гидрозатворов, устранение повреждений их стояков, наращивание или обрезка выводных трубок конденсатосборников, гидрозатворов и контрольных трубок.

Всостав капитального ремонта подземных и надземных газопроводов входят следующие основные работы:

— ремонт или замена участков труб, пришедших в негодность, установка усилительных муфт;

— замена изоляции вместе с трубами или без них на отдельных участках газопроводов;

— ремонт кирпичной кладки колодцев с разборкой и заменой перекрытий, замена изношенных люков и крышек, перекладка горловин, полное восстановление или ремонт гидроизоляции колодцев;

— наращивание колодцев по высоте, оштукатуривание колодцев заново, смена лестниц, ходовых скоб и др.;

— замена неисправных кранов и задвижек;

— разборка задвижек и кранов, замена износившихся узлов

идеталей;

25

— демонтаж или замена конденсатосборников, гидрозатворов, ремонт и замена коверов и др.

Кроме перечисленных работ при капитальном ремонте газопроводов должны производиться все виды работ, предусмотренные при текущем ремонте и техническом обслуживании.

Годовой объём потерь газа, связанный с негерметичностью фланцевых и резьбовых соединений, Vнегерм., м3, определяется по формуле (17)

Vнегерм. GSгод ,

где ρ — плотность газа абсолютная, кг/м3 (принимается по паспорту качества газа);

Gгод– удельное количество выбросов газа, кг/год, находится по формуле [6]

Ризб. — избыточное давление газа в системе, Па;

m — коэффициент негерметичности, величина относительного падения давления в единицу времени, 1/ч, рассчитывается по формуле

m = m1∙ k ,

где k– множитель: при dу> 250 мм, k =250/dу; при dу< 250мм, k = 1

m1 U1 ¸ 1 Pк ¸¸Tн ¬­­­­®

Pн Tк

26

где τ — время испытания на герметичность, час; Рн, Рк, Тн, Тк — давление газа, Па, и температура газа, К, в начале испытаний и в конце.

Значение m1 можно выбрать из табл. 12:

Vп — объем полости газопровода, м3 (между отключающими устройствами); М — молекулярная масса газа, кг/кмоль (принимается по дан-

ным из Приложения 1); Тг — абсолютная температура газа, К.

Пример расчета годового объёма потерь природного газа вследствие негерметичности газопровода приведен в Приложении 2.

По формуле (18) можно определить удельные показатели выбросов газа, связанных с негерметичностью, для фиксированных значений давлений, диаметров на 1 п. м. длины газопровода. Результаты расчетов представлены в табл. 13.

27

Потери природного газа на газораспределительных пунктах (ГРП) происходят вследствие негерметичности соединений оборудования, арматуры и газопроводов. Объём потерь природного газа определяется по формуле (17) и (18). В табл. 14 приведены данные по объёму газопроводов и оборудования, установленного на ГРП.

28

Для стабилизации режима работы газораспределительной системы кроме ГРП применяются шкафные газорегуляторные пункты (ГРПШ) и газорегуляторные установки (ГРУ), которые отличаются от ГРП меньшим объемом газопроводов и оборудования и соответственно меньшим удельным количеством выбросов газа за счет негерметичности фланцевых соединений.

При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться следующие работы:

—осмотр технического состояния;

—проверка параметров срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов не реже одного раза в 2 месяца, а также по завершении ремонта оборудования;

—техническое обслуживание не реже одного раза в 6 месяцев;

—текущий ремонт не реже одного раза в год, если заводом — изготовителем регуляторов давления, предохранительных клапанов, телемеханических устройств не требуется проведения ремонта в более короткие сроки;

29

— капитальный ремонт при замене оборудования, средств измерения, отопления, освещения и при восстановлении строительных конструкций здания на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров.

Осмотр технического состояния ГРП и ГРУ должен проводиться по графикам в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации, утвержденные главным инженером (техническим директором) предприятия газового хозяйства.

При осмотре технического состояния ГРП (ГРУ) должны выполняться:

—проверка по приборам давления газа до и после регулятора, перепада давления на фильтре, температуры воздуха в помещении, отсутствия утечки газа с помощью мыльной эмульсии или прибором;

—контроль за правильностью положения молоточка и надежности сцепления рычагов и предохранительно-запорного клапана;

—проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции, системы отопления, визуальное выявление трещин и неплотностей стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения;

—обслуживание контрольно-измерительных приборов;

—внешний и внутренний осмотр здания, при необходимости — очистка помещения и оборудования от загрязнения.

При оснащении систем газоснабжения города (населенного

пункта) средствами телемеханики (телеизмерения и телесигнализации) технический осмотр как телемеханизированных ГРП, так и не телемеханизированных, но работающих в одной системе с телемеханизированными должен производиться в сроки, определяемые специальной инструкцией по эксплуатации систем телемеханики, но не реже одного раза в месяц.

При техническом обслуживании должны выполняться:

—проверка работоспособности и герметичности запорной арматуры и предохранительных клапанов;

—проверка плотности всех соединений и арматуры, устранение утечек газа, осмотр фильтра;

—смазка трущихся частей и перенабивка сальников;

—определение плотности и чувствительности мембран регулятора давления и управления;

30