СПОСОБ ТРАНСПОРТИРОВКИ ГАЗА ПО МАГИСТРАЛЬНОМУ ГАЗОПРОВОДУ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD OF GAS TRANSPORT VIA MAIN GAS PIPELINE AND DEVICE TO THIS END

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для транспортировки газа по магистральным газопроводам, а также к электротехнической промышленности для передачи электроэнергии на дальние и близкие расстояния.
5
Традиционно для транспортировки природного газа используется каскад равномерно расположенных по газопроводу турбокомпрессоров с газотурбинным приводом. По технологическим причинам турбокомпрессоры располагают на значительном удалении друг от друга, для большинства магистральных газопроводов дистанция между ними оценивается в 10 газопроводных калибров. Работая на самом же природном газе, они периодически подкачивают давление в газопроводе, снижающееся по длине ввиду диссипативных процессов, обусловленных тепловыми потерями и потерями на вязкое трение. Одновременно снижается и плотность газа, из-за чего в условиях постоянного массового расхода скорость течения увеличивается, и потери на вязкое трение вырастают. Повышая в 1.25-1.55 раза давление газа, турбокомпрессор увеличивает на 10-17 градусов его температуру, но полученная газом тепловая энергия практически тут же безвозвратно рассеивается в окружающую среду. Подобного рода пульсации скорости и температуры по длине трубопровода отсутствуют при перемещении несжимаемых сред, к примеру воды или нефти, они характерны лишь для транспорта газа, являясь источником дополнительных потерь энергии.
Известен способ транспортировки газа, патент РФ №2140604, МПК F17D 1/02.
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способу транспортировки газообразных продуктов на длительные расстояния от источника к потребителю. Техническим результатом изобретения является повышение производительности трубопровода при транспортировке газа по длинному увлажненному трубопроводу и уменьшение затрат на изоляцию трубопровода. Из хранилища сжиженный газ направляют на блок фильтров-осушителей, где производят понижение температуры точки росы газа, и затем - на насосную испарительную установку, где производят газификацию сжиженного газа и этим задают повышенные значения входных параметров газа по расходу, давлению и температуре точки росы, измеряют параметры газа на входе и выходе газопровода и по значению температуры точки росы газа на выходе корректируют величину осушки до требуемой величины понижением расхода и температуры газа на выходе и понижением температуры точки росы газа на входе, причем процесс транспортировки газа производят в условиях понижения температуры окружающей среды.
Известен также способ транспортировки компримируемого потока по газопроводу, патент РФ №2242669, МПК F17D 1/00.
Техническая задача данного изобретения заключается в обеспечении транспортировки газа без застойных зон, в том числе при изменении условий транспортировки, например объема потока.
По данному изобретению транспортировку компримируемого потока по газопроводу проводят в режиме, обеспечивающем его течение без образования застойных зон, при этом при транспортировке потока с содержащимся в нем или образующимся по длине газопровода конденсатом в газопроводе поддерживают оптимальное начальное давление, обеспечивающее скорость течения потока большую или равную выносной скорости, достаточную для выноса по всей длине газопровода конденсата и определяемую по формуле
а при изменении условий транспортировки, например объема потока, подаваемого в газопровод, производят регулирование начального давления до рассчитываемой для этих условий оптимальной величины,
г
где W - выносная скорость, м/с;
г
ж
3
ρ, ρ - плотность газообразной и жидкой фаз на участке газопровода, кг/м;
D - внутренний диаметр газопровода, м;
2
g - ускорение свободного падения, м/с.
Данный способ требует сложных устройств контроля и регулирования давления.
Широко известны газонаполненные линии электропередач.
Известен способ и устройство для передачи электрической энергии, патент РФ 2273939, МПК H02J 17/00, с приоритетом от 01.12.2004 г.
Способ передачи электроэнергии по данному техническому решению осуществляется по кабелю внутри герметичного пустотелого диэлектрического цилиндрического канала в атмосфере изолирующего газа.
2
2
2
Изобретение относится к электротехнике и может быть использовано для передачи электрической энергии. Технический результат заключается в повышении эффективности, снижении потерь и повышении надежности передачи электрической энергии по подземному или подводному кабелю. Передачу электрической энергии осуществляют под землей или под водой в резонансном режиме при резонансной частоте 50 Гц - 50 кГц и напряжении 1-1000 кВ, плотности тока 1-500 А/мм по однопроводниковому электроизолированному кабелю, в частности многожильному длиной 1-20000 км, сечением 0,01-1000 см, у которого диаметр кабеля в 5-100 раз превышает диаметр проводника. В другом варианте передачу электрической энергии осуществляют под землей или под водой в резонансном режиме по осесимметричному однопроводниковому волноводу внутри герметичного пустотелого диэлектрического цилиндрического канала в атмосфере изолирующего газа, в частности элегаза, при давлении 1-10 кг/см. В еще одном варианте способа электрическую энергию передают по одиночному электростатически экранированному и электроизолированному волноводу поверхностной волны внутри пустотелого цилиндрического экрана и герметичного диэлектрического канала в атмосфере изолированного газа. Высоковольтная линия может быть выполнена под землей или под водой в виде однопроводникового волновода длиной 1-20000 км, сечением 0,01-1000 см, установленного осесимметрично внутри трубопровода диаметром 0,02-10 м из диэлектрического материала. Для повышения передаваемого напряжения и мощности волновод выполнен из электроизолированного кабеля с толщиной изоляции 3-300 мм, а пространство между волноводом и трубопроводом заполнено электроизолирующим газом под давлением, например элегазом.
Известен также способ транспортировки газа, патент РФ №2162985, МПК F17D 1/00 (выбран в качестве прототипа).
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для транспортировки газа по магистральным газопроводам. Газ транспортируют по трубопроводу типа "труба в трубе" как по межтрубному каналу, так и по внутреннему трубопроводу, с давлением в нем, увеличенным относительно давления в межтрубном канале на величину последнего, при этом в качестве средства для поддержания и регулирования давления во внутреннем трубопроводе и межтрубном канале используют компрессор, а газ нагнетают во внутреннюю трубу из входного трубопровода, обеспеченного давлением газа, равным давлению в межтрубном канале, и сообщающегося с ним. Давление газа в межтрубном канале и во внутренней трубе контролируют и регулируют изменением режимов работы компрессоров. Данный способ повышает надежность магистрального газопровода, однако давление в газопроводе все равно снижается по длине ввиду диссипативных процессов, обусловленных тепловыми потерями и потерями на вязкое трение из-за образования пробок, что приводит к установке дополнительных компрессорных станций по длине газопровода.
Кроме того, способ требует использования устройств, требующих дополнительного расхода металла примерно на 70%, что недопустимо при транспортировке газа на длительные расстояния.
Технической задачей заявляемого способа и устройства является обеспечение надежного функционирования газотранспортной системы, равномерное распределение тяги по длине магистрального газопровода, без образования в канале «пробок» вязкого газа, с обеспечением постоянного заданного давления по длине газопровода, для равномерного течения газа без пульсаций давления и температуры, как если это была бы несжимаемая среда, устранение дополнительного расхода природного газа по трассе, упрощение устройства за счет отсутствия необходимости использования дополнительных компрессоров по трассе газопровода для дополнительного сжатия газа, устранение длиннопериодических циклов нагрева-охлаждения, а значит, многократное снижение теплоотдачи в грунт, окружающий газопровод, что являлось основным источником потерь энергии при транспортировке газа по известным способам.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе транспортировки газа по магистральному газопроводу, заключающимся в предварительной его осушке, очистке, сжатии, подаче в канал трубопровода, в канале трубопровода создают скоростной напор газа, для чего в последнем устанавливают вентиляторы и размещают их на расстоянии друг от друга, а электропитание вентиляторов осуществляют от токоведущих проводов, которые прокладывают в канале трубопровода путем подвешивания их в трубе трубопровода на изоляторах, при этом образующийся пристеночный слой газа, перемещают посредством вентиляторов, компенсируя, таким образом, потерю импульса при движении газа, а токоведущие провода прокладывают в свободной части трубы трубопровода, где на газовую среду не воздействуют подвижные части вентилятора. При этом вентиляторы работают в разных заданных режимах.
Устройство для транспортировки газа по магистральному газопроводу, собранному любым известным способом из участков трубы трубопровода, содержит установленные внутри каждого участка трубы трубопровода вентиляторы и токоведущие провода, при этом вентиляторы расположены на расстоянии друг от друга, а каждый вентилятор представляет собой конструкцию, состоящую из статора и ротора со встроенными лопастями, при этом ротор со встроенными лопастями образует рабочее колесо вентилятора, а ротор и статор представляют асинхронную электрическую машину, с возможностью вращения ротора в статоре на газовом подвесе с образованием газостатического подшипника и создания крутящего момента посредством образующегося магнитного поля, причем токоведущие провода прокладывают в канале трубопровода внутри рабочего колеса каждого вентилятора с подвешиванием и фиксацией их внутри трубы трубопровода посредством изоляторов. Каждый участок трубопровода с двух сторон ограничен переборками с затворами, а каждая переборка снабжена проходным изолятором для размещения в нем токоведущего провода. При этом переборки снабжены продольными отверстиями щелевого типа для прохождения газа из одного участка трубопровода в другой. Кроме того, вентилятор обеспечен турбокомпрессором и присоединительной коробкой с возможностью электропитания турбокомпрессора и вентилятора, а электропитание вентилятора и турбокомпрессора производится с помощью кабеля, соединенного одним концом с токоведущим проводом, а другим концом с присоединительной коробкой. Изоляторы выполнены удобообтекаемой формы.
Транспортируемый по магистральным газопроводам под высоким давлением природный газ, подвергаясь на входе стандартной процедуре осушки и очистки, служит не только эффективным энергоносителем, но и изолятором с рекордной электрической прочностью.
В электроэнергетике это свойство сжатых газов используют при создании сверхмощных газонаполненных линий электропередачи (см. патент РФ 2273939, МПК H02J 17/00, с приоритетом от 01.12.2004 г.)
Заявленные способ и устройство поясняются чертежами, где:
на фиг.1 изображен участок трубы трубопровода в сечении;
на фиг.2 изображен фрагмент трубы трубопровода в сечении;
на фиг.3 изображено сечение по А-А фиг.2;
на фиг.4 изображен фрагмент трубы трубопровода с вентилятором в полной комплектности, в сечении;
на фиг.5 изображено сечение Б-Б фиг.4;
на фиг.6 изображен понижающий трансформатор;
на фиг.7 изображено сечение В-В фиг.6;
на фиг.8 изображена переборка;
на фиг.9 изображено сечение по Г-Г фиг.7;
на фиг.10 изображены секции трубопровода.
Устройство состоит из трубы трубопровода 1, собранного любым известным способом из участков трубопровода 2.
Равномерно, на определенном расстоянии друг от друга, например через каждые 100 калибров, где калибр равен внешнему диаметру трубы трубопровода D, в каждом участке трубопровода 2 устанавливают вентиляторы 3, например, канального типа. Вентилятор 3 представляет собой конструкцию, состоящую из статора 4 и ротора 5 со встроенными лопастями 6. Ротор 5 со встроенными лопастями 6 образует рабочее колесо 7 вентилятора 3, с диаметром центрального отверстия D1. Внутренний диаметр трубы трубопровода - D2. Причем диаметр центрального отверстия D1 меньше внутреннего диаметра трубы трубопровода - D2 на 10-15%. Это соотношение выбирается расчетным путем в зависимости от характеристик газа в трубопроводе. Площадь проходного сечения трубы трубопровода 1 уменьшается примерно на 6%, Рабочее колесо 7 вентилятора 3 является ротором асинхронной электрической машины. Ротор 5 вращается в статоре 4 на газовом подвесе и создает крутящий момент посредством магнитного поля. Конфигурация лопастей 6, а именно их геометрический профиль (на фиг. не показан) рассчитывается в соответствии с законом газодинамики. Лопасти 6, расположенные на внутренней стороне ротора 5, проталкивают тонкий пристеночный слой газа, компенсируя потерю импульса потока газа, возникающую под действием сил вязкого трения, тормозящих пристеночный слой газа, предотвращая, таким образом, образование пробок.
При транспортировке углеводородов газовые гидраты, которые представляют собой кристаллические соединения нестехиометрического состава, существующие при определенных давлениях и температуре, могут также образовывать пробки в трубопроводе магистрального газопровода и полностью или частично блокировать рабочее сечение трубы трубопровода 1. Использование предлагаемого способа и устройства с вентилятором 3, с рабочим колесом 7, с лопастями 6, являющимися ротором асинхронной электрической машины, предотвращает образование гидратных отложений в трубе трубопровода 1 и, соответственно, образование гидратных пробок.
Токоведущие провода 8 прокладывают внутри тубы трубопровода 1, внутри рабочего колеса 7. Положение токоведущих проводов 8 внутри трубы трубопровода 1 обеспечивается за счет фиксации их посредством изолятора 9, выполненного в виде изолятора-шпалы обтекаемой формы (см. фиг.4). Изолятор 9 установлен внутри трубы трубопровода 1 враспорку. Вентилятор 3 содержит турбокомпрессор 10 и присоединительную коробку 11 для электропитания турбокомпрессора 10 и вентилятора 3. Электропитание вентилятора 3 и турбокомпрессора 10 производится с помощью кабеля 12, соединенного одним концом с токоведущим проводом 8, а другим концом с присоединительной коробкой 11. Турбокомпрессор 10 создает избыточное давление в зазоре между статором 5 и ротором 4 вентилятора 3, образуя газостатический подшипник 13. То есть ротор 4 подвешивается в трубе трубопровода 1 в газовой среде. Это называется газостатическим подвесом и исключает механический износ ротора 4, т.к. отсутствует контакт со статором 5 вентилятора 3.
Каждый участок 2 трубы трубопровода 1, в котором размещены вентиляторы 3 подключен к высоковольтной линии через понижающий трансформатор 14.
Системы управления устройством (на фиг. не показаны) обеспечивают возможность управления режимом работы вентиляторов 3. При этом вентиляторы на разных участках трубопровода 2 трубы трубопровода 1 могут работать в разных режимах. Регулирование работы вентиляторов 3 очень важно для регулирования расхода газа и зависит от потребителя на данном участке трубопровода 2.
На фигурах показано трехфазное электропитание вентиляторов 3, поэтому изображены три токоведущих провода 8.
Производительность вентилятора 3 регулируется, например, изменением частоты трехфазного электропитания.
Каждый участок трубопровода 2 с двух сторон ограничен переборками 15, с затворами 16, например, жалюзного типа, работающими в положении «открыто»/«закрыто». Затворы 16 открываются только при подаче напряжения в линию (в токоведущие провода 8, дополнительные токоведущие провода 19), тем самым снижается ущерб в случае аварии на магистральном газопроводе. Переборки 15 снабжены также проходным изолятором 17 для размещения в нем токоведущего провода 8. Переборки 15 снабжены продольными отверстиями 18, например, щелевого типа для прохождения газа из одного участка трубопровода 2 магистрального газопровода в другой. При подводе к переборкам 15 концы токоведущего провода 8 свариваются.
Токоведущие провода 8 служат для электропитания вентиляторов 3.
Дополнительные токоведущие провода 19 служат для передачи электроэнергии на различные заданные расстояния. Дополнительные токоведущие провода 19 прокладывают внутри тубы трубопровода 2, внутри рабочего колеса 7 в свободной части трубы трубопровода 1. Положение дополнительных токоведущих проводов 19 внутри трубы трубопровода 1 обеспечивается за счет фиксации их посредством изолятора 9 так же, как и токоведущих проводов 8.
Таким образом, находящиеся под высоким напряжением токоведущие провода 8, а также дополнительные токоведущие провода 19 спрятаны в трубе трубопровода 1 и не контактирует с воздухом, что обеспечивает пожарную безопасность заявляемого способа и устройства.
Управление газотранспортной системой магистрального газопровода производится дистанционно из единого командно-диспетчерского центра, например, по оптоволоконной линии 20, которую также прокладывают внутри трубы трубопровода 1.
Предлагаемые способ и устройство транспортировки газа по магистральному газопроводу обеспечивает систему передачи информации за счет установленной дополнительной оптоволоконной линии 21, которая также может быть проложена внутри трубы трубопровода 1.
Понижающий трансформатор 14 установлен в трубе трубопровода 1 на опорах 22.
Каждый участок трубопровода 2 состоит из секций трубы трубопровода 1, а именно секций - «а», «б», «в», «г» (см. фиг.10), причем каждая секция содержит внутри токоведущие провода 8, при этом секция «а» содержит только токоведущие провода 8, секция «б» -токоведущие провода 8 и вентилятор 3 с турбокомпрессором 10, секция «в» - токоведущие провода 8 и переборки 15, секция «г» - токоведущие провода 8 и понижающий трансформатор 14.
Для передачи управляющих команд и сбора телеметрической информации внутри газопровода, как указано выше, прокладывают защищенную оптоволоконную линию 20, каналом для нее могут также служить токоведущие провода 8, их используют для высокоскоростной передачи данных, применяя частотное разделение сигнала, т.н. PLC-технологию.
Линию связи внутри газопровода может дублировать наземная оптоволоконная линия (на фиг. не показана), проложенная вдоль магистрального газопровода. Для электропитания аппаратуры связи и контрольно-измерительных блоков (на фиг. не показаны) внутри газопровода используют также токоведущие провода 8, от них же питаются задвижки 15, блокирующие поток газа в случае разгерметизации газопровода и обеспечивающие его аварийный сброс, и высокооборотные турбокомпрессоры 10 для наддува газа в вентиляторы 3 для образования газостатических подшипников.
Вентиляторы 3 создают распределенную систему активной тяги. Они ускоряют лишь заторможенный под действием вязкого трения пристеночный слой газа толщиной не более 30 мм, периодически восстанавливая в поперечном сечении трубы трубопровода 1 эпюру с равномерным распределением скоростей, как на входе в него, что исключает образование «пробки» вязкого газа. Скорость пристеночного слоя газа на выходе из вентилятора такая же, как и у центрального ядра потока газа, транспортируемого по трубе трубопровода, поэтому завихрений не образуется, что повышает эффективность работы вентилятора 3. Не испытывая действия сил вязкого трения, центральное ядро газового потока движется равномерно с постоянной скоростью, его давление, плотность и температура по длине остаются неизменными. Давление газа близко к максимальному уровню, что обеспечивает наименьшую скорость течения и минимизирует затраты энергии на транспортировку, которые пропорциональны кубу расхода газа. Дополнительно накапливаемый газопроводом объем газа достаточен, чтобы поддерживать средний уровень потребления в течение двух суток.
Токоведущие провода 8 поделены на участки - каскады (на фиг. не показаны), длиной по 25-40 км. Каждый участок выводят за пределы магистрального газопровода через электрический шлюз (на фиг. не показан) на территорию подстанции, там в отапливаемом помещении установливают два дистанционно управляемых преобразователя частоты (на фиг. не показаны), регулирующих частоту и напряжение трехфазного переменного тока.
Понижающие трансформаторы 14 понижают напряжение трехфазного переменного тока, от них питаются вентиляторы 3. Направление вращения рабочих колес 7 регулируется путем изменения порядка подключения токовых фаз. Скорость вращения, а вместе с ней и тягу вентилятора 3, определяет частота тока электропитания. Полная потребляемая распределенной системой активной тяги мощность на пике потребления газа достигает 30 МВ·А, средняя за год мощность не превышает 5 МВ·А, с учетом значительной протяженности магистрального газопровода такая нагрузка не обременительна для энергосистемы.
Заявленный способ транспортировки газа по магистральному газопроводу заключается в предварительной его осушке, очистке, сжатии, подаче в канал трубопровода, при этом в последнем создают скоростной напор газа, для чего в канале трубопровода, а именно внутри трубы трубопровода, устанавливают вентиляторы и размещают их на расстоянии друг от друга, а электропитание вентиляторов осуществляют от токоведущих проводов, которые прокладывают в канале трубопровода путем подвешивания их в трубе трубопровода на изоляторах, а образующийся пристеночный слой газа, перемещают посредством вентиляторов, компенсируя, таким образом, потерю импульса при движении газа, а токоведущие провода прокладывают в свободной части трубы трубопровода, где на газовую среду не воздействуют подвижные части вентилятора. При этом передачу электроэнергии на различные расстояния осуществляют по дополнительным токоведущим проводам, размещенным в свободной части трубы трубопровода, а управление газотранспортной системой магистрального газопровода производят по оптоволоконной линии, проложенной внутри трубы трубопровода.
Заявленный способ обеспечивает работу вентиляторов в разных заданных режимах.
Передачу информации производят по оптоволоконной линии, проложенной дополнительно внутри трубы трубопровода.
Заявленный способ обеспечивает также транспортировку электроэнергии, что дает возможность любое сырье, пригодное к переработке в электроэнергию, а именно нефть, уголь, а также непригодное для транспортировки газовое сырье, предварительно перерабатывать в месте добычи в электроэнергию и по заявленному способу транспортировать электроэнергию, при этом при отсутствии транспортируемого газа, в канал трубопровода подают инертный газ, например азот.
Пример реализации способа и устройства
Устройство для транспортировки газа по магистральному газопроводу собирают любым известным способом из участков трубопровода 2. Каждый участок трубопровода 2 собирается из секций «а», «б», «в», «г», при этом последовательность сборки секций и количество тех или иных секций выбирается расчетным путем.
Для прокладки внутри газопровода линий электропередачи трубы трубопровода 1 на заводе-изготовителе предварительно дорабатывают. Изнутри к стенке каждой трубы трубопровода 1 с помощью поперечных сварных швов приваривают короткие полосы стального профиля с пазом для шипового соединения типа «ласточкин хвост». В пазы, например, на скользящей посадке вставляют шипы изоляторов 9, например, фарфоровых, их подвешивают встык друг к другу на всю длину трубы трубопровода 1. Изолятор 9 огибает поверхность трубы с зазором и касается ее стенок лишь краями, благодаря этому фиксируется его положение, что повышает сейсмостойкость конструкции. При изготовлении в теле изолятора 9 формуют продольные каналы круглой формы. В них на всю длину трубы укладывают токоведущие провода 8 и дополнительные токоведущие провода 19 в виде, например, стержней из проводникового алюминия, а также оптоволоконные линии 20 и дополнительные оптоволоконной линии 21 Падение напряжения на конце линий при полной нагрузке не превысит 2%. Наличие газового промежутка между поверхностью изолятора 9 и стенкой трубы трубопровода 1 повышает прочность электрической изоляции, к тому же нижняя поверхность изолятора 9 непрерывно обдувается потоком газа, что гарантирует надежный отвод тепла от токоведущих проводов. Изоляторы не сильно искажают контур проходного сечения трубы трубопровода 1, он имеет обтекаемую форму вполне пригодную для чистки газопровода традиционным способом с помощью надувного поршня-банника. Снаряженную изоляторами 9, токоведущими проводами 8, дополнительными токоведущими проводами 19, оптоволоконными линиями 20 и дополнительными оптоволоконными линиями 21 трубу трубопровода 1 упаковывают, зачехляя ее торцы пластиковыми крышками, и отправляют для монтажа на газопроводную трассу.
Магистральный газопровод, в основном, укладывают наземным способом на опорах по сложившейся годами технологии, его сваривают из стандартных 6-метровых стальных труб «секций» заданного внешнего диаметра, которые на участках подземной прокладки покрывают снаружи слоем гидроизоляции и подключают к станциям катодной защиты. Для компенсации линейного теплового расширения труб используются, например, сильфонные компенсаторы (на фиг. не показаны). В таблице 1 указаны параметры магистрального газопровода, токоведущих проводов 8 (электропитания) и дополнительных токоведущих проводов 19 (линий электрической передачи) внутри нее.
ТАБЛИЦА 1
Параметр
Значение
Количество 6-метровых труб трубопровода 1, тыс.шт.
210
Количество вентиляторов 3, тыс.шт.
30
Количество понижающих трансформаторов 14, шт.
900
Количество задвижек 15, шт.
90
Количество преобразователей частоты, шт.
60
Количество ИБП, шт.
120
Количество линейных газокомпрессорных станций, шт.
-
Масса труб трубопровода 1, тыс.т
112
Масса алюминиевых токоведущих проводов 9, тыс.т
1,95
Масса изоляторов 9, тыс.т
22
Масса трансформаторной стали, тыс.т
1,1
Трубы трубопровода 1 при монтаже в газопроводную плеть (на фиг. не показана) разворачивают так, чтобы токоведущие провода 8 и дополнительные токоведущие провода 19 оказались сверху и исключалось их затопление понизу стекающим конденсатом. Токоведущие провода 8 и дополнительные токоведущие провода 19 последовательно соединяют встык, например, при помощи ультразвуковой или электрической сварки, чередуя это с электросваркой труб трубопровода 1, в случае излома газопроводной плети сварку токоведущих проводов 8 и дополнительных токоведущих проводов 19 и труб трубопровода 1 осуществляют под углом. Изоляторы 9 фиксируют взаимное положение токоведущих проводов 8 и дополнительных токоведущих проводов 19 относительно друг друга и стенок трубы трубопровода 1, обеспечивая их надежную изоляцию. Высокая механическая прочность и химическая стойкость изоляторов 9 гарантирует долговечную работу изоляторов.
В штатном режиме источники бесперебойного питания (на фиг. не показаны) могут работать, например, от железнодорожной электросети, а в аварийном - от дизель-генераторов, благодаря этому производится постоянный контроль состояния газотранспортной системы и при необходимости блокируется ее работа. К тому же, в случае отключения силового электропитания, наддув газа в газостатические подшипники не прекращается, и рабочие колеса 7 вентиляторов 3 свободно вращаются, не мешая самотечному движению газа.
Перед транспортировкой газа по магистральному газопроводу, его предварительно подвергают осушке, очистке, сжатию (на фиг не показано), затем его подают в канал трубы трубопровода 1, при этом в последнем создают скоростной напор газа, за счет установленных внутри вентиляторов 3, размещенных на расстоянии друг от друга, а электропитание вентиляторов 3 осуществляют от токоведущих проводов 8, проложенных в канале трубопровода, а образующийся пристеночный слой газа перемещают посредством вентиляторов 3, компенсируя, таким образом, потерю импульса при движении газа. Передачу электроэнергии на различные расстояния осуществляют по дополнительным токоведущим проводам 19, размещенным в свободной части трубы трубопровода 1, а управление газотранспортной системой магистрального газопровода производят по оптоволоконной линии 20, проложенной внутри трубы трубопровода 1.
Заявленный способ обеспечивает работу вентиляторов 3 в разных заданных режимах. Передачу информации производят по оптоволоконной линии 21, проложенной дополнительно внутри трубы трубопровода 1. Любое сырье, пригодное к переработке в электроэнергию, а именно нефть, уголь, а также непригодное для транспортировки газовое сырье, предварительно перерабатывают в месте добычи в электроэнергию и по заявленному способу транспортируют электроэнергию, при этом при отсутствии транспортируемого газа в канал трубы трубопровода 1 подают инертный газ, например азот.
Управление и контроль газотранспортной системой осуществляется в автоматическом режиме из единого командно-диспетчерского центра, туда поступают данные с датчиков (на фиг не показаны), измеряющих давление в трубе трубопровода 1 по всему магистральному газопроводу, которые для обеспечения регулярной поверки размещаются в том же помещении, что и преобразователи частоты (на фиг не показаны), и подсоединяются к магистральному газопроводу с помощью, например, мерных трубок. Вся поступающая в командно-диспетчерский центр информация обрабатывается в режиме реального времени, на этом основании вырабатывается оптимальный с точки зрения экономии энергозатрат режим работы газотранспортной системы. Для его реализации каждый преобразователь частоты (на фиг. не показан) оснащен процессором (на фиг. не показаны), который управляет частотой питающего вентиляторы 3 переменного тока. Из диспетчерского центра процессору задают перепад давления, который требуется поддерживать на данном участке трассы магистрального газопровода, занимаемом вентиляторами, сравнивая задаваемое значение с реально измеренным перепадом давления, процессор реализует алгоритм автоматического управления и вычисляет текущую частоту переменного тока. Для повышения точности измерений перепад давления по длине участка трубопровода 2 определяют, например, с помощью дифференциального датчика давления (на фиг. не показан), от которого до границ участка внутри трубы трубопровода 1 отводят мерные трубки.
В командно-диспетчерский центр также поступает сводная информация с контрольно-измерительных блоков, входящих в состав понижающих трансформаторов, равномерно расположенных по трассе. Контрольно-измерительный блок оснащен, например, лазерным датчиком дистанционного контроля утечки метана по трассе, средствами видео- и тепловизионного наблюдения, тензометрическим датчиком, реагирующим на резкий перепад давления в газопроводе и вибрацию его стенки, а также PLC-модемом, обеспечивающим работу высокоскоростной линии связи и передачу данных с контрольно-измерительного блока (на фиг. не показаны, являются известными устройствами). В командно-диспетчерском центре полученная информация обрабатывается в режиме реального времени, и в случае выявления нештатной ситуации выдается предупреждающий сигнал, который отрабатывается в полуавтоматическом режиме. При необходимости блокируется данный участок магистрального газопровода, либо включается антивандальная защита, т.е. включается на данном участке трассы световая и звуковая аварийная сигнализация, а в случае необходимости подается на корпус газопровода высоковольтный импульс.
Таким образом, предлагаемые способ и устройство обеспечивают также передачу электрической энергии на дальние расстояния, поскольку допускает использование магистральных газопроводов в качестве сверхдальних линий электропередачи ультравысокого напряжения, а газопроводный транспорт, таким образом, можно перевести на электротягу и подключить к единой электроэнергетической системе.
Благодаря отсутствию линейных компрессорных станций стоимость газопроводной системы сохраняется примерно на прежнем уровне. Ее производительность регулируется изменением частоты трехфазного электропитания. Заявляемые способ и устройство в пожарном отношении безопасны, поскольку все находящиеся под высоким напряжением электрические элементы спрятаны внутрь трубы трубопровода 1 и не имеют контакта с воздухом. Его надежность гарантируется благодаря большому числу взаимозаменяемых функциональных элементов, срок службы которых не меньше, чем у самого магистрального газопровода.
В результате использования способа и устройства кратно увеличивается объем передаваемой по газопроводу энергии, сокращается срок его окупаемости.
Снижаются транспортные затраты энергии и устранится расход газа по трассе при транспортировке газа.
Обеспечивается надежная электрохимическая защита по всей длине магистрального газопровода, который может использоваться и как буферное газохранилище, что сглаживает неравномерности производства и потребления газа и повышает надежность энергоснабжения.
Прокладка газопроводной трассы по предлагаемому способу и устройству производится с гарантией экологической безопасности через заповедные территории и морские акватории, при этом устраняется возможность несанкционированного вмешательства в работу газотранспортной системы.
Управление газотранспортной системой производится дистанционно из единого командно-диспетчерского центра, например, по оптоволоконной линии связи 20, которая также может быть проложена внутри трубы 1 газопровода, при этом уменьшается также численность обслуживающего персонала.
Повышается эффективность использования добываемого сырья, при этом непригодное для транспорта по газопроводу топливо сжигается на тепловых электростанциях, возводимых на месте газодобычи, а магистральный газопровод служит электрическим коллектором, что позволяет разрабатывать попутно нефтегазовые и угольные месторождения.
Кроме того, допускается комплексная разработка газовых месторождений с учетом наличия возобновляемого ресурса - энергии солнца, ветра и воды, которым изобилует большинство газоносных провинций, в результате нивелируется нестабильность мощности возобновляемых источников энергии, повышается также устойчивость функционирования топливно-энергетического комплекса и обеспечивается эксплуатация магистрального газопровода после исчерпания углеводородного сырья.
Сеть магистральных газопроводов способно обеспечить свободный переток энергии из разных климатических зон и часовых поясов.
Ниже приводится обоснование повышения энергоэффективности заявляемого способа и устройства.
5
Традиционно для транспортировки природного газа используется каскад равномерно расположенных по газопроводу турбокомпрессоров с газотурбинным приводом. По технологическим причинам турбокомпрессоры располагают на значительном удалении друг от друга, для большинства магистральных газопроводов дистанция между ними достигает 10 газопроводных калибров. Работая на самом же природном газе, они периодически подкачивают давление в магистральном газопроводе, снижающееся по длине ввиду диссипативных процессов, обусловленных тепловыми потерями и потерями на вязкое трение. Одновременно снижается и плотность газа, из-за чего в условиях постоянного массового расхода скорость течения увеличивается, и потери на вязкое трение порядком вырастают. Повышая в 1.25-1.55 раза давление газа, турбокомпрессор увеличивает на 10-17 градусов его температуру, но полученная газом тепловая энергия по длине трубы трубопровода безвозвратно рассеивается в окружающую среду. В предлагаемых газотранспортных системах для транспортировки природного газа применяются вентиляторы 3 с асинхронным электродвигателем, подключенные к проложенным внутри трубы трубопровода 1 токоведущим проводам. Внутри магистрального газопровода вентиляторы 3 размещены на достаточно близкой дистанции, за счет чего достигается практически равномерное распределение тяги. Потеря импульса потоком компенсируется не по всему проходному сечению трубы трубопровода 1, а лишь в тонком пристеночном заторможенном слое газа, центральное ядро потока при этом вообще не подвергается действию сил вязкого трения, что исключает формирование в канале газопровода «пробки» вязкого газа. Скорость потока по длине не меняется, при этом газ движется равномерно без толчков и торможений, как если бы это была несжимаемая среда. В данном случае сохраняется средняя по сечению температура, давление и плотность газа, диссипативные процессы нивелируются, а транспортные энергозатраты снижаются.
Энергозатраты на транспорт природного газа исчисляются в виде массового расхода ΔQ природного газа, потребляемого на транспортные нужды и приведенного к длине газопровода L, массовому расходу газа Q:
Здесь Q - массовый расход газа;
1-2
ΔQ - массовый расход природного газа на длине газопровода L;
т-к
w - мощность единичного турбокомпрессора;
1-2
L - расстояние между входным и выходным сечением соседних турбокомпрессоров;
η - кпд турбокомпрессора;
ε - теплотворная способность природного газа.
ε~50 МДж/кг - теплотворная способность природного газа. Электрический кпд принят равным η~0.4, а газотурбинный - η~0.32. Для мощности турбокомпрессора справедливо:
т-к
Здесь w - мощность единичного турбокомпрессора;
R≈519 Дж/кг·К - газовая постоянная природного газа;
Q - массовый расход газа;
2
1
Т-T- температура газа на выходе и входе в турбокомпрессор;
2
1
u, u - скорости газа на выходе и входе в турбокомпрессор;
к - коэффициент политропы.
1
Индексом 1 здесь обозначены параметры на входе в турбокомпрессор, 2 - на выходе из него, R≈519Дж/кг·К - газовая постоянная природного газа. При сжатии газа турбокомпрессором его выходная и входная температура и давление связываются уравнением политропы. Входная и выходная скорости находят из условия сохранения массового расхода газа Q. Плотность и давление связаны уравнением состояния идеального газа. В расчетах полагается, что температура газа T=288 К. Связь между перепадом давления в расчете на единицу длины, диаметром проходного сечения d и скоростным напором газа устанавливается законом Дарси-Вейсбаха, коэффициент сопротивления λ рассчитывается по закону Блазиуса для гладких труб. После преобразований получим для традиционного способа транспортировки природного газа:
1
Здесь P-давление газа на выходе и входе в турбокомпрессор;
d - диаметр проходного сечения;
λ - коэффициент сопротивления;
R≈519 Дж/кг·К - газовая постоянная природного газа;
1-2
L - расстояние между входным и выходным сечением соседних турбокомпрессоров;
1-2
В том же случае, когда для компенсации потерь импульса потока используется каскад близкорасположенных вентиляторов, и тяга распределена равномерно по длине, течение на дистанции L установиться не успевает. Как следствие, торможение газа осуществляется лишь в пристеночном слое толщиной δ, для расчета которого воспользуемся решением Блазиуса задачи об одностороннем обтекании турбулентным потоком газа гладкой пластины:
Здесь δ - толщина пристеночного слоя на расстоянии х;
x - расстояние от турбокомпрессора вниз по течению;
ρ - плотность газа;
u - скорость потока газа;
1-2
1-2
При x=100d толщина пристеночного слоя сравнима с радиусом газопровода, чем и определяется расстояние L. Сила сопротивления потоку на длине L есть не что иное, как ежесекундная потеря им импульса:
сопр
Здесь F - сила сопротивления потоку;
имп
δ =7/72·δ - толщина потери импульса;
ρ - плотность газа;
d - диаметром проходного сечения;
η - кпд турбокомпрессора.
1-2
Из-за вытеснения линий тока течения к оси газопровода скорость центрального ядра потока увеличивается на длине L. С учетом этого мощность вентилятора оценивается по формуле
Результаты сравнительных расчетов для газотранспортных систем с типовыми параметрами сведены в таблицу:
Относительные потери энергии (природного газа) на транспорт природного газа, % на тыс.км.
В таблице 2 представлены относительные затраты энергии на транспорт природного газа.
Таблица 2
Параметры ГТС*
Относительные затраты энергии на транспорт природного газа, % на тыс.км
Электрифицированные ГТС
Традиционные ГТС
d=1400 мм
Р=7.5 МПа
0.68
2.97
V=30 млрд. нм<sup>3</sup> в год
d=1200 мм
Р=7.5 МПа
0.49
1.66
V=16 млрд. нм<sup>3</sup> в год
d=1000 мм
Р=7.5 МПа
0.52
1.68
V=10 млрд. нм<sup>3</sup> в год
Здесь d - диаметр проходного сечения газопровода; Р - максимальное рабочее давление; V - объемный расход природного газа.
На основании проведенных расчетов можно сделать вывод, что при использовании способа и устройства в газотранспортных системах реально сокращаются энергозатраты на транспортировку природного газа в 3.2-4.4 раза в сравнении с достигнутым на сегодня уровнем.
Все вышеперечисленные доводы говорят о том, что техническая задача по заявляемому изобретению полностью решена.
Список литературы
1. Г.Шлихтинг. Теория пограничного слоя. М., Наука, 1969 г., стр.554.