СПОСОБ СТАБИЛИЗАЦИИ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА НА КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
METHOD OF GAS PRESSURE STABILIZATION AT MAIN GAS LINE COMPRESSOR STATION

Изобретение относится к области газовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации многоцеховых компрессорных станций (КС) магистрального газопровода (МГ).
Известны способы отбора газа пускового (ПГ), топливного (ТГ) и импульсного (ИГ) для собственных технологических нужд (СТН) из различных технологических коммуникаций КС: от узла подключения к МГ до и после обводного секущего станционного крана №20, после установки очистки газа (основной отбор), перед установкой охлаждения газа (ВРД 39-1.8-055-2002. Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС и КС ПХГ / ООО «ИРЦ Газпром», 2002).
Недостатком данных способов является нестабильность в обеспечении поддержания определенных параметров давления и температуры отбираемого газа не ниже минимально допустимых значений, предусмотренных проектной и нормативно-технической документацией для безаварийной и эффективной эксплуатации компрессорной станции.
Наиболее близким прототипом является способ, заключающийся в использовании на участке газопровода от компрессорной станции до узла подключения к газотранспортной системе крана-регулятора для обеспечения требуемого давления топливного газа и стабильной работы турбоагрегатов на максимально допустимых оборотах (Патент 2439428 Российской Федерации, МПК F17D 3/00. Способ отбора газа пускового, топливного, импульсного и собственных нужд на компрессорную станцию / заявитель и патентообладатель ООО «Газпром добыча Надым»; заявл. 22.04.2010; опубл. 10.01.2012).
Недостатком прототипа является отсутствие межцеховых перемычек между линиями подачи топливного газа соседних компрессорных цехов, при этом отбор газа на собственные технологические нужды производится после компримирования, при котором газоперекачивающие агрегаты совершают неэффективную работу сжатия той части газа, которую в дальнейшем используют в качестве топливного, и связанное с этим дополнительное увеличение эксплуатационных затрат.
Техническим результатом предлагаемого изобретения являются обеспечение требуемой стабильности параметров отобранного газа и снижение общестанционных энергозатрат за счет срабатывания газа из отключаемого на ремонт участка магистрального газопровода (вместо стравливания в атмосферу) в качестве топлива в соседних компрессорных цехах через межцеховые перемычки между линиями подачи топливного газа.
Технический результат достигается тем, что в способе стабилизации давления газа на компрессорной станции магистрального газопровода, включающем отбор газа на собственные технологические нужды, согласно изобретению стабилизацию давления газа осуществляют, устанавливая межцеховые перемычки между линиями подачи топливного газа от установки подготовки газа к установке подготовки топливного, пускового и импульсного газа, а также между блоками подготовки топливного и пускового газа, при этом межцеховые перемычки представляют собой два смонтированных участка газопровода, в которые врезаны два шаровых крана, при этом подключение перемычек осуществлено через четыре сварных равнопроходных тройника.
На фиг. 1 и 2 представлены принципиальные технологические схемы производственных цехов КС «Шаран» ООО «Газпром трансгаз Уфа» до и после внедрения, соответственно. На фиг. 3 - принципиальная схема срабатывания газа через перемычку между линиями подачи топливного газа с УПГ КС-6 и УПТИГ КС-19. На фиг. 4 - принципиальная схема срабатывания газа через перемычку между линиями подачи топливного газа с БТПГ КС-19А и БТПГ КС-19.
Основные технические показатели оборудования УПГ, УПТИГ и БТПГ приведены в табл. 1.
Межцеховые перемычки представляют собой два смонтированных участка газопровода (DN 150×6, L=250 м), в которые врезаны два шаровых крана (DN 150, PN 16,0) со станционными номерами №2П и №3П производства Алексинского завода «Тяжпромарматура». Подключение перемычек осуществлено через четыре сварных равнопроходных тройника (DN 150×6-150×6, PN 16,0).
3
Пример 1. При проведении ремонтных работ на линейной части МГ «Челябинск-Петровск» DN 1400 произвели отключение участка от линейного крана ЛК 523 до секущего крана №20 КС-6. Протяженность отключаемого участка - 8,5 км, при этом объем стравливаемого газа в атмосферу - около 825 тыс. м, что в денежном эквиваленте составляет порядка 4 млн руб. (по действующим в июле 2015 года ценам на газ). С целью экономии газа применили его срабатывание в качестве топливного газа на соседнем компрессорном цехе КС-19 через смонтированную межцеховую перемычку между линиями подачи топливного газа с УПГ КС-6 и УПТИГ КС-19. Срабатывание газа осуществили с трассового входного в КС-6 давления 5,5 МПа до минимально допустимого по требованиям технологии эксплуатации УПГ и УПТИГ значения выходного давления для топливного газа 3,0 МПа.
Для этого на КС-6 закрыли краны: линейный №523, секущий №20, станционные входной №7 и выходной №8, отбора на СТН перед АВО газа №3Т; открыли краны: восточный охранный №19, отбора на СТН с узла подключения №1Т, входной СТН на УПГ №100, выходной ТГ №101; на КС-19 закрыли кран №7Т; на перемычке между МГ «Челябинск-Петровск» и МГ «Уренгой-Петровск» закрыли кран №531.12; на перемычке между топливными линиями КС-6 и КС-19 открыли кран №2П (фиг. 3).
3
Время срабатывания природного газа при плотности 0,685 кг/м и температуре в газопроводе 20°С составило 15 ч.
3
Пример 2. При проведении ремонтных работ на линейной части МГ «Уренгой-Новопсков» DN 1400 произвели отключение участка от линейного крана ЛК 2035-3 до секущего крана №20-3 КС-19А. Протяженность отключаемого участка - 9,6 км, при этом объем стравливаемого газа в атмосферу - около 950 тыс. м, что в денежном эквиваленте составляет порядка 4,5 млн руб. (по действующим в июле 2015 года ценам на газ). С целью экономии газа применили его срабатывание в качестве топливного газа на соседнем компрессорном цехе КС-19 через смонтированную межцеховую перемычку между линиями подачи топливного газа с БТПГ КС-19А и БТПГ КС-19. Срабатывание газа осуществили с трассового входного в КС-19А давления 5,5 МПа до минимально допустимого по требованиям технологии эксплуатации БТПГ значения выходного давления для топливного газа 2,5 МПа.
Для этого на КС-19А закрыли краны: линейный №2035-3, секущий №20-3, станционные входной №7-3 и выходной №8-3, отбора на СТН перед АВО газа №3Т-3; открыли краны: восточный охранный №19-3, отбора на СТН с узла подключения №1Т-3, входной СТН на БТПГ №21, выходной ТГ №24; на КС-19 закрыли кран №28; на перемычке между МГ «Уренгой-Петровск» и МГ «Уренгой-Новопсков» закрыли кран №2043.23; на перемычке между топливными линиями КС-19 и КС-19А открыли кран №3П (фиг. 4).
3
Время срабатывания природного газа при плотности 0,685 кг/м и температуре в газопроводе 20°С составило 18 ч.
3
При расчете экономической эффективности данного изобретения следует также учитывать факт сокращения экологических выплат. Согласно нормативам (О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления / Постановление РФ №344 от 12.06.2003) экономия экологических выплат при сокращении потерь газа с учетом коэффициентов, учитывающих природно-климатические особенности территории и инфляцию, составит порядка 245 руб. за 1 тыс. м. Следовательно, ожидаемая дополнительная экономия денежных ресурсов газотранспортного предприятия может составить порядка 200-250 тыс.руб. для каждого рассмотренного случая.
Изобретение может найти широкое применение в газовой промышленности при эксплуатации основного оборудования компрессорных станций магистрального газопровода.