Основные причины потерь газа на МГ и пути их сокращения

Сокращение потерь газа на магистральных газопроводах

Потери газа на магистральных газопроводах велики. Примерно 3,5…5 % от объема мировой добычи газа сжигается в факелах или попадает в атмосферу. Выбросы метана по ОАО "Газпром" составляют примерно 2,5 млрд. м³ в год; по Российской Федерации – 5 млрд. м³ в год по несколько устаревшим данным за 2000 г.

Уменьшение прямых потерь газа и снижение расходов газа на технологические нужды при магистральном транспорте - важнейшая задача ресурсосбережения. Расходы природного газа на собственные нужды газовой отрасли достаточно велики и практически не имеют тенденции к снижению. То же можно сказать и о потерях газа, которые довольно стабильны и превышают 8 млрд. м³/год, не смотря на активные действия как эксплуатационного персонала КС МГ, так и научно-исследовательских, проектных и конструкторских центров.

основные причины потерь газа на МГ и пути их сокращения

Потери и затраты газа условно можно разделить на явные и неявные.

Явные потери и затраты очевидны. Их можно обнаружить по звуковому эффекту, увидеть по проявлению вторичных признаков, непосредственно замерить или рассчитать, зная параметры соответствующего технологического процесса.

На линейной части магистрального газопровода основными явными потерями можно считать:

- утечки газа, выходящего через свищи, микротрещины, неплотности запорной арматуры;

- потери при стравливании газа и продувке труб в процессе подключения отводов, перемычек, импульсных трубок и др. технологических линий;

- потери при периодической очистке внутренней полости газопроводов;

- потери аварийные и при ремонтных работах, связанных с опорожнением участков трубопровода.

На компрессорных станциях явными потерями газа, в основном, являются:

- потери газа при стравливании и продувке обвязки нагнетателей в процессе пусков и остановок ГПА;

- потери при продувке конденсатосборников, пылеуловителей, импульсных трубок КИП и автоматики;

- потери в системе уплотнений нагнетателей ГПА и др. оборудования.

О количественных соотношениях основных видов потерь при магистральном транспорте газа можно судить по табл. 9.1.

Неявные (скрытые) потери и затраты газа трудно обнаружить и замерить, а определить их количество можно только косвенным путем.

Неявными потерями и затратами можно считать:

Таблица 9.1 – Основные виды потерь природного газа при его транспортировке по магистральным газопроводам

Основные причины потерь газа	Потери, млн.м^3	% потерь
Потери газа при ремонте линейной части	7-8
Потери при разрывах и разрушениях газопроводов	170-180	18-19
Потери через неплотности газопровода	80-90
Потери газа через неплотности в обвязке КС	340-350	35-40
Потери при пусках и остановках ГПА	17-18
Потери газа в пылеуловителях	200-250	22-25
Всего	894-988

- перерасход топливного газа на КС при снижении гидравлической эффективности линейных участков ГП;

- потери при отклонении режимов ГПА от оптимальных;

- затраты топливного газа при наличии перетоков компримированного газа в обвязках нагнетательных и входных коммуникаций ГПА и КС;

- потери газа в результате фазовых превращений в газопроводе (образование жидкой фазы и гидратов);

- утечки из – за образовавшихся в ГП конденсата и воды в процессе очистки и разгазирования в утилизаторах;

- потери при эксплуатации на КС безрегенегативных ГТУ.

Самые большие "потери" газа при транспорте по МГ происходят в виде затрат топливного газа на компримирование. Около 80 % газа на КС сжигается в камерах сгорания ГТУ - это потери производительные.

Однако, непроизводительные затраты товарного газа тоже велики, порядка 20 % от расхода топливного газа. Их можно уменьшить, применяя современное оборудование и специальные технологии.

Потери газа можно уменьшить, устранив причины их возникновения:

- сведя к минимуму аварийные потери газа на линейной части МГ и КС;

- применив современные технологии утилизации газовых выбросов из системы МГ;

- понизив расход топливного газа на нерасчетных режимах путем оптимизации параметров оборудования КС;

- исключив перерасход топливного газа вследствие физического износа оборудования путем реконструкции КС и модернизации ГПА;

- совершенствуя количественный учет газа, применяя надежные способы замера производительности МГ. Повышение точности замера при сведении баланса между объемами поставки и потребления необходимы, т.к. "разбаланс" может составлять 1…2 % от производительности МГ.

К значительному перерасходу топливного газа (неявным потерям) приводит старение оборудования и эксплуатация ГПА в неоптимальных режимах. В результате, фактические расходы энергоресурсов на транспорт газа превышают расчетные. Причины повышенного расхода топливного газа могут быть различные:

- несоответствие фактических теплогидравлических режимов работы газотранспортных систем проектным режимам вследствие изменения климатических условий, технологических операций и др. Опыт эксплуатации ГПА показывает, что только за счет колебания загрузки в пределах от 0,60 до 0,90 перерасход топливного газа может достигать 10…15%;

- увеличение неравномерности подачи газа по трубопроводам;

- снижение гидравлической эффективности их линейной части;

- неоптимальная работа АВО газа приводит к перерасходу топливного газа примерно на 1 % на каждые 3 - 4 °С в отклонении температуры газа от проектной;

- плохое техническое состояние транспортных объектов также является причиной потерь и перерасхода газа;

- примерно 1/8 часть (по протяженности) ГП, из соображений безопасности, работает на пониженных давлениях, что также приводит к перерасходу топливно-энергетических затрат на транспорт газа.

Неявные потери газа, выражаемые в перерасходе топлива, можно уменьшить, устранив причины этих отклонений.

Одну из основных причин – колебание производительности газопровода, можно свести к минимуму за счет использования емкостей подземных хранилищ газа, буферных потребителей и т.д.

Цифровой материал, приведенный в табл. 9.1, показывает, что более половины потерь газа (54…56 %) происходит вследствие нарушения герметичности конструкций.

Поэтому первоочередной задачей является сокращение больших потерь газа через неплотности как в обвязке компрессорных станций, так и на линейных участках газопроводов. Для этого необходимо совершенствовать конструкции узлов с целью повышения герметичности, а также изыскивать методы и разрабатывать специальные приборы для определения мест утечек газа и их последующего устранения.

Примерно 24…27 % потерь газа имеет место в ходе технологических операций на КС. Сокращение данного вида потерь – задача конкретная и требует разработки специальных технологий.

В первую очередь, это технологии по устранению потерь в пылеуловителях (22…25 %), а также при пусках и остановках ГПА (2 %).

Дата добавления: 2015-07-14