СПОСОБ ТРАНСПОРТИРОВКИ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА
METHOD FOR TRANSPORTING LIQUEFIED NATURAL GAS

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта, может быть применено для перекачивания криогенных жидкостей, в частности сжиженного природного газа.
Известен способ подготовки к транспортированию смеси сжиженных углеводородов по магистральным трубопроводам в охлажденном состоянии (патент РФ №2584628). Способ включает очистку природного газа, многоступенчатое охлаждение его до температуры от -30 до -50°С с добавлением, охлажденного до температуры от -20 до -50°С конденсата в количестве от 3 до 10 вес. %. Полученную углеводородную смесь охлаждают до температуры от -40 до -50°С при давлении от 10 до 12 МПа до однофазного жидкого состояния.
К недостаткам способа следует отнести транспортировку природного газа в смеси с конденсатом., отсутствие возможности транспортировать монопродукт, например сжиженный природный газ высокой степени очистки.
Известен способ перекачки криогенных жидкостей между емкостями или емкостью и потребителем (патент РФ №2096270). Согласно способу до начала процесса перекачки криогенной жидкости к потребителю, ее прокачивают по перекрываемому трубопроводу обратно в питающий бак, контролируя при этом посредством измерительной техники термодинамическое фазовое состояние потока. При достижении потоком однофазового жидкого состояния часть его направляют к потребителю, постепенно увеличивая эту часть потока до максимального необходимого уровня.
Данный способ устраняет серьезные ограничения, связанные с большим парообразованием и соответствующими физическими потерями вещества и энергетическими потерями на захолаживание подающего трубопровода. Вместе с тем необходимость осуществления рециркуляции для снижения парообразования снижает энергетическую эффективность способа и ограничивает область его практического применения перекачиванием криогенных жидкостей на небольшие расстояния.
Наиболее близким аналогом является техническое решение по патенту РФ №2258174. Изобретение относится к установке и способу для перекачивания криогенных текучих сред и в одном аспекте относится к установке и способу для перекачивания таких криогенных текучих сред, как сжиженный природный газ (СПГ) между приемной/погрузочной станцией в море и импортным/экспортным оборудованием на берегу, причем установка включает средство для поддержания достаточно низкой температуры в трубопроводе для перекачивания для того, чтобы предотвратить превращение криогенной жидкости в газ и образование двухфазной текучей среды в трубопроводе для перекачивания в продолжение периодов простоя между последовательными выгрузками/погрузками.
Техническая проблема состоит в обеспечении перекачивания СПГ на значительные расстояния с сохранением энергетической эффективности транспортировки СПГ. Техническая проблема состоит также и в том, что для перекачивания СПГ применяется погружные электронасосы массой до 4 тонн. В частности, используются электронасосы марки НСПГ900-120 производства ОАО «ЛГМ», Москва.
Технический результат заключается в уменьшении потерь природного газа при транспортировке СПГ по трубопроводу. Дополнительный технический результат, обеспечиваемый при реализации способа, заключается в повышении энергоэффективности, т.к. отсутствует необходимость в использовании тяжелого оборудования и снижения расхода энергии на привод насосных агрегатов.
Технический результат обеспечивается реализацией способа транспортировки природного газа, заключающегося в том, что по первому трубопроводу осуществляют транспортировку сжатого природного газа, а по второму трубопроводу осуществляют транспортировку сжиженного природного газа, причем в качестве насосного агрегата для транспортировки сжиженного природного газа используют осевую лопаточную машину, для привода в движение которой используют сжатый природный газ, направляя его в турбинное рабочее колесо, закрепленное на периферийной части насосного рабочего колеса лопаточной машины, при этом газ с выхода турбинного рабочего колеса направляют на выход рабочего колеса насосного агрегата для его ожижения в потоке сжиженного газа и определяют зону завершения ожижения газа по потоку, для чего контролируют степень неравномерности температуры потока сжиженного газа в его поперечном сечении, расположенном ниже по потоку за насосным агрегатом, отбирают сжиженный газ в зоне завершения ожижения газа, а отобранный сжиженный газ регазифицируют и направляют в первый трубопровод.
При осуществлении способа целесообразно осуществлять регазификацию сжиженного газа в замкнутом объеме за счет тепла окружающей среды.
Целесообразно также ограничивать максимальное давление в упомянутом замкнутом объеме, а избыток газа направляют потребителю или в первый трубопровод.
Предпочтительно определять объем отбираемого сжиженного газа с учетом значения объемного расхода газа через зону завершения ожижения и/или с учетом значения температуры газа в точке его отбора.
Заявленный способ поясняется чертежом, где выносными позициями обозначены:
1 - насосный агрегат;
2 - зона завершения ожижения природного газа;
3 - рабочее колесо турбины насосного агрегата (турбинное насосное колесо);
4 - источник природного газа высокого давления;
5 - источник сжиженного природного газа. Заявленный способ реализуется следующим образом.
Транспортировка природного газа осуществляется по двум
трубопроводам, размещенными рядом или на некотором удалении друг от друга. По первому трубопроводу осуществляют транспортировку сжатого природного газа (ПГ), а по второму трубопроводу осуществляют транспортировку сжиженного природного газа (СПГ). Для осуществления транспортировки ПГ используют стандартные насосные агрегаты (на чертеже не показаны). Транспортировку СПГ осуществляют с использованием насосного агрегата 1.
В качестве насосного агрегата 1 для транспортировки СПГ используют осевую лопаточную машину. На периферийной части насосного рабочего колеса осевой лопаточной машины закреплено турбинное рабочее колесо. Количество насосных агрегатов 1 для перекачки СПГ определяется длиной трубопровода. Агрегаты 1 располагаются на всем протяжении двух трубопроводов и включаются в работу по мере снижения давления СПГ во втором трубопроводе, которое происходит в основном из-за гидравлических потерь.
На чертеже первый трубопровод схематично обозначен в виде источника 4 ПГ с линией подвода газа к турбинному рабочему колесу насосного агрегата 1 и вентилем, размещенным в линии подвода. Второй трубопровод схематично обозначен в виде источника 5 с линией подвода СПГ к насосному рабочему колесу насосного агрегата 1 и вентилем, размещенным в линии подвода. В первом трубопроводе находится ПГ высокого давления (около 10 МПа) с температурой окружающей среды. Во втором трубопроводе находится СПГ с температурой вблизи значения Т=111 К.
В качестве насосного агрегата 1 для транспортировки СПГ используют осевую лопаточную машину. Для привода в движение насосного агрегата 1 используют сжатый ПГ, который забирают из первого трубопровода, направляя его в турбинное рабочее колесо, закрепленное на периферийной части насосного рабочего колеса лопаточной машины.
Расширившийся ПГ с выхода турбинного рабочего колеса направляют на выход насосного рабочего колеса агрегата 1. Эту операцию осуществляют для смешивания и ожижения ПГ в потоке СПГ.
Контролируют протекание процесса ожижения ПГ в потоке СПГ посредством измерения температуры потока СПГ. Измеряя температуру потока СПГ за насосным агрегатом 1 по потоку, контролируют степень неравномерности температуры потока СПГ в его поперечном сечении. Расположение по потоку зоны 2 завершения ожижения газа определяют исходя из технологически допустимой степени неравномерности температуры СПГ в поперечном сечении его потока.
После определения нахождения зоны 2 завершения ожижения газа отбирают СПГ в зоне 2 и затем регазифицируют его. После регазификации направляют ПГ в первый трубопровод. Эта операция необходима для компенсации отбора ПГ из первого трубопровода на привод насосного агрегата 1 и для снижения температуры СПГ.
Определение нахождения зоны 2 завершения ожижения газа можно проводить в два этапа. На первом этапе определяют предварительное место нахождения зоны 2 расчетным путем исходя из параметров газа. На втором этапе уточняют нахождение зоны 2 посредством прямых измерений.
3
Регазификацию СПГ предпочтительно осуществлять в замкнутом объеме за счет тепла окружающей среды. Для этих целей используют емкости объемом 10 м. Емкости заглубляют в землю в непосредственной близости от насосных агрегатов 1. Давление в емкости ограничивают на уровне 100 МПа. При этом избыток газа направляют потребителю или в первый трубопровод.
Экспериментально-расчетные исследования, проведенные авторами, показали возможность осуществления данного способа.
Так при заданных начальных условиях: температура СПГ на входе в насос Т=111 К; температура ПГ на входе в рабочее колесо турбины Т=288 К; давление СПГ на выходе из насоса Р1=0,55 МПа; давление ПГ на входе в рабочее колесо турбины Р2=5 МПа и необходимых расходов газа: расход СПГ G1=175 кг/с, расход ПГ G2=5 кг/с, предполагаемого объема емкости регазификации достаточно для осуществления непрерывной работы насосного агрегата 1.
Более точные параметры работы могут быть определены если объем отбираемого сжиженного газа обеспечивают с учетом значения объемного расхода газа через зону 2 завершения ожижения и/или учетом значения температуры газа в точке его отбора.
Дальнейшее повышение энергоэффективности способа может быть обеспечено за счет рекуперации холода, образующегося в процессе регазификации. Полученный хладоресурс можно использовать для захолаживания стенок трубопровода, используемого для перекачивания СПГ, в частности, для захолаживания стенок трубопровода на участке трубопровода, расположенном по потоку после насосного агрегата 1.
Использование в качестве насоса турбонасосного агрегата, частота вращения которого достигает 25000 об/мин, позволяет также существенно снизить массу СПГ-насоса по сравнению с СПГ-насосами производства АО «ЛГМ» (Гуров В.И., Демьяненко Ю.В., Рачук B.C. Наземное использование водородного турбонасосного агрегата двигателя РД-0146. - Энергия: экономика-техника-экология, №3, 2017, с. 23-27).
Таким образом, практическая реализация заявленного способа обеспечит уменьшение потерь природного газа при транспортировке СПГ по трубопроводу, и повысит энергоэффективность транспортировки газа за счет снижения расхода энергии на привод насосных агрегатов.