RU2179684C1 - Method of transportation of compressed gas - Google Patents
Method of transportation of compressed gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2179684C1 RU2179684C1 RU2000121645A RU2000121645A RU2179684C1 RU 2179684 C1 RU2179684 C1 RU 2179684C1 RU 2000121645 A RU2000121645 A RU 2000121645A RU 2000121645 A RU2000121645 A RU 2000121645A RU 2179684 C1 RU2179684 C1 RU 2179684C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- main
- gas pipeline
- pressure
- additional
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области газовой и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при сооружении и эксплуатации магистральных газопроводов. The invention relates to the field of gas and oil and gas industry and can be used in the construction and operation of gas pipelines.
Известен способ транспортирования газа, включающий стадию подготовки газа к транспортированию, компримирование на головной компрессорной станции (КС), очистку и, при необходимости, регулирование температуры газа перед подачей в газопровод, компенсацию потерь давления потока газа при движении его по линейным участкам магистрального трубопровода на промежуточных КС. Указанный известный способ, получивший наименование традиционного, заключается в транспортировании газа по одно- или многониточным газопроводам при начальном давлении газа на линейных участках 5,5-7,5 МПа и степени сжатия газа на КС до 1,45-1,50. [см. З.Т.Галлиулин, Е.В.Леонтьев. Интенсификация магистрального транспорта газа. М.: Недра, 1991, с.30-32]. A known method of transporting gas, including the stage of preparing gas for transportation, compression at the head compressor station (CS), cleaning and, if necessary, regulating the temperature of the gas before being fed into the gas pipeline, compensating for the pressure loss of the gas flow when moving along linear sections of the main pipeline at intermediate The cop. The specified known method, which has received the name of the traditional one, consists in transporting gas through single or multi-line gas pipelines with an initial gas pressure in linear sections of 5.5-7.5 MPa and a gas compression ratio of up to 1.45-1.50 at the compressor station. [cm. Z.T. Galliulin, E.V. Leontiev. Intensification of gas trunk transportation. M .: Nedra, 1991, p.30-32].
Недостатками традиционного способа являются относительно невысокий коэффициент использования полезного напора (0,68-0,7), значительные удельные затраты на сооружения КС, осуществляемые через 110-150 км. The disadvantages of the traditional method are the relatively low coefficient of use of the useful head (0.68-0.7), significant unit costs for the construction of compressor stations, carried out through 110-150 km.
Известен способ низконапорного транспортирования газа, обеспечивающий повышение коэффициента использования полезного напора (до 0,8) при степени сжатия газа 1,25 [см. З.Т.Галлиулин, Е.В.Леонтьев. Интенсификация магистрального транспорта газа. М.: Недра, 1991, с.21-22]. A known method of low-pressure transportation of gas, providing an increase in the utilization rate of useful pressure (up to 0.8) with a gas compression ratio of 1.25 [see Z.T. Galliulin, E.V. Leontiev. Intensification of gas trunk transportation. M .: Nedra, 1991, p.21-22].
Однако такой способ, снижая удельные энергозатраты на транспортирование газа на 14%, вызывает необходимость увеличения числа КС на газопроводе в 1,5 раза [см. З.Т.Галлиулин, Е.В.Леонтьев. Интенсификация магистрального транспорта газа. М.: Недра, 1991, с.21-22]. However, this method, reducing the specific energy consumption for gas transportation by 14%, necessitates an increase in the number of compressor stations in the gas pipeline by 1.5 times [see Z.T. Galliulin, E.V. Leontiev. Intensification of gas trunk transportation. M .: Nedra, 1991, p.21-22].
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ транспортирования газа с подачей его под одинаковым напором по основному газопроводу и дополнительным газопроводам равного (лупинг) или большего (вставка) диаметров, чем достигается определенное повышение пропускной способности газопровода, [см. Е.И.Яковлев. Газовые сети и газохранилища. М.: Недра, 1991, с.46, 47]. Closest to the proposed method is a method of transporting gas with its supply under the same pressure through the main gas pipeline and additional gas pipelines of equal (looping) or larger (insert) diameters, which achieves a certain increase in gas pipeline throughput, [see E.I. Yakovlev. Gas networks and gas storages. M .: Nedra, 1991, p. 46, 47].
Основной недостаток этого способа связан с повышенным удельным расходом металла и ограниченными возможностями увеличения шага размещения КС. Так, при транспортировании газа при степени сжатия 1,35 для сохранения производительности газопровода при традиционном шаге размещения КС необходима прокладка лупинга протяженностью 14% от длины линейного участка газопровода [см. З. Т.Галлиулин, Е.В.Леонтьев. Интенсификация магистрального транспорта газа. М.: Недра, 1991, с.23]. The main disadvantage of this method is associated with an increased specific consumption of metal and limited possibilities of increasing the pitch of the COP. So, when transporting gas at a compression ratio of 1.35, in order to maintain the gas pipeline’s productivity with the traditional step of placing the compressor station, it is necessary to lay a looping with a length of 14% of the length of the linear section of the gas pipeline [see Z. T. Galliulin, E.V. Leontiev. Intensification of gas trunk transportation. M .: Nedra, 1991, p.23].
Задачей настоящего изобретения является создание способа транспортирования газа по магистральному газопроводу, обеспечивающего сокращение удельных затрат на транспортирование газа за счет увеличения шага размещения промежуточных компрессорных станций, а также увеличение пропускной способности линейных участков газопровода, снижение техногенного воздействия на окружающую среду. The objective of the present invention is to provide a method of transporting gas through a gas pipeline, which reduces the unit cost of gas transportation by increasing the step of placing intermediate compressor stations, as well as increasing the throughput of linear sections of the gas pipeline, reducing technological impact on the environment.
Поставленная задача достигается тем, что повторные компримирования газа на линейных участках магистрального газопровода осуществляют путем эжектирования газового потока по крайней мере одним высоконапорным газовым потоком, подводимым к магистральному по крайней мере по одному дополнительному газопроводу, расположенному в полости магистрального газопровода и/или вне его. The task is achieved in that repeated gas compression on the linear sections of the main gas pipeline is carried out by ejecting the gas stream with at least one high-pressure gas stream supplied to the main at least one additional gas pipeline located in the cavity of the main gas pipeline and / or outside it.
В предпочтительных случаях:
- высоконапорный газовый поток подают в магистральный газопровод по одному или нескольким дополнительным газопроводам равной или разной длины, расположенным автономно в полости магистральный газопровода параллельно друг другу;
- эжектирование газового потока магистрального газопровода осуществляют последовательно двумя и более высоконапорными газовыми потоками, подаваемыми по дополнительным газопроводам, расположенным один в другом в полости магистрального газопровода;
- высоконапорный газовый поток, подаваемый в магистральный газопровод, формируют посредством последовательного эжектирования его двумя и более газовыми потоками, подаваемыми по дополнительным газопроводам, расположенным один в другом в полости магистрального газопровода;
- высоконапорные газовые потоки подают в магистральный газопровод по одному или нескольким дополнительным газопроводам равной или разной длины, расположенным вне магистрального газопровода;
- высоконапорный газовый поток, подаваемый в магистральный газопровод, формируют посредством ступенчатого эжектирования газовых потоков в системе дополнительных газопроводов, расположенных автономно один от другого вне магистрального газопровода;
- высоконапорные газовые потоки, подаваемые в магистральный газопровод, формируют посредством эжектирования газовых потоков в одном или нескольких газопроводах, расположенных в полостях дополнительных газопроводов;
- эжектирование газового потока осуществляют в магистральный газопровод высоконапорными газовыми потоками, подаваемыми в магистральный газопровод одновременно по дополнительным газопроводам, расположенным в полости и вне основного газопровода.In preferred cases:
- a high-pressure gas stream is supplied to the main gas pipeline through one or several additional gas pipelines of equal or different lengths, located autonomously in the cavity of the main gas pipeline parallel to each other;
- ejection of the gas flow of the main gas pipeline is carried out sequentially by two or more high-pressure gas flows supplied through additional gas pipelines located one in the other in the cavity of the main gas pipeline;
- a high-pressure gas stream supplied to the main gas pipeline is formed by sequentially ejecting it with two or more gas streams supplied through additional gas pipelines located one in the other in the cavity of the main gas pipeline;
- high-pressure gas flows are fed into the main gas pipeline through one or several additional gas pipelines of equal or different lengths located outside the main gas pipeline;
- a high-pressure gas stream supplied to the main gas pipeline is formed by stepped ejection of gas flows in a system of additional gas pipelines located autonomously from one another outside the main gas pipeline;
- high-pressure gas flows supplied to the main gas pipeline are formed by ejecting gas flows in one or more gas pipelines located in the cavities of additional gas pipelines;
- ejection of the gas stream is carried out in the main gas pipeline by high-pressure gas flows supplied to the main gas pipeline simultaneously through additional gas pipelines located in the cavity and outside the main gas pipeline.
В дальнейшем изобретение поясняется описанием его сущности, примерами расчета эффективности его применения и сопровождающими чертежами, где изображены:
- на фиг. 1 - принципиальная схема эжектора с обозначениями параметров взаимодействующих газовых потоков;
- на фиг. 2 - схема подачи эжектирующего потока по дополнительному газопроводу, расположенному в полости основного (магистрального) газопровода;
- на фиг. 3 - схема последовательного эжектирования основного газового потока высоконапорными газовыми потоками, подаваемыми по внутренним дополнительным газопроводам, расположенным в полости основного газопровода;
- на фиг.4 - схема последовательного эжектирования эжектирующих газовых потоков, подаваемых по внутренним дополнительному и вспомогательному газопроводам; расположенным в основном газопроводе;
- на фиг. 5 - схема подачи эжектирующего газового потока по дополнительному газопроводу, расположенному вне основного газопровода;
- на фиг.6 - схема формирования основного эжектирующего газового потока посредством ступенчатой подачи высоконапорных газовых потоков по автономным дополнительному и вспомогательному газопроводам;
- на фиг.7 - схема формирования основного эжектирующего газового потока, подаваемого в основной газопровод по внешнему дополнительному газопроводу, с эжектированием его газовым потоком, подаваемым по внутреннему вспомогательному газопроводу;
- на фиг.8 - схема подачи в основной газопровод эжектирующих потоков последовательно по внутреннему и внешнему дополнительным газопроводам;
- на фиг.9 - схема подачи в основной газопровод эжектирующих потоков последовательно по внешнему и внутреннему дополнительным газопроводам;
- на фиг.10 - схема подачи в основной газопровод эжектирующих потоков по внутреннему и внешнему дополнительным газопроводам в одну камеру смешения.The invention is further explained by a description of its essence, examples of calculating the effectiveness of its use and the accompanying drawings, which show:
- in FIG. 1 is a schematic diagram of an ejector with designations of parameters of interacting gas flows;
- in FIG. 2 is a diagram of the supply of the ejection flow through an additional gas pipeline located in the cavity of the main (main) gas pipeline;
- in FIG. 3 is a diagram of the sequential ejection of the main gas stream by high-pressure gas flows supplied through internal additional gas pipelines located in the cavity of the main gas pipeline;
- figure 4 is a diagram of the sequential ejection of the ejection gas flows supplied through the internal additional and auxiliary gas pipelines; located in the main gas pipeline;
- in FIG. 5 is a diagram of the supply of an ejection gas stream through an additional gas pipeline located outside the main gas pipeline;
- Fig.6 is a diagram of the formation of the main ejection gas stream by means of a stepwise supply of high-pressure gas flows through autonomous additional and auxiliary gas pipelines;
- Fig.7 is a diagram of the formation of the main ejection gas stream supplied to the main gas pipeline through an external auxiliary gas pipeline, with its gas ejection supplied through the internal auxiliary gas pipeline;
- in Fig.8 is a diagram of the supply of ejection flows to the main gas pipeline sequentially along the internal and external additional gas pipelines;
- figure 9 is a diagram of the supply to the main gas pipeline of ejection flows sequentially along the external and internal additional gas pipelines;
- figure 10 is a diagram of the supply to the main gas pipeline of ejection flows through the internal and external additional gas pipelines into one mixing chamber.
Сущность изобретения заключается в следующем. Из гидроаэромеханики известно, что полное давление одного потока газа с параметрами ρ2 (плотность); P2 (давление); Т2 (температура); v2 (скорость) может быть повышено за счет другого высоконапорного потока газа с соответствующими параметрами ρ ; Р1; Т1; v1 (см. фиг.1). Струя газа, вытекающая из сопла с площадью S1, смешивается с эжектируемым его потоком газа, истекающего из канала с площадью S2, что приводит к практически равномерному потоку газа в сечении S3, находящемся на расстоянии 8-10 диаметров камеры смешения, где происходит выравнивание плотности, температуры и давления до уровня Р03. На фиг.1 показана схема с внутренним расположением одиночной эжектирующей струи, но могут быть случаи с внешним ее расположением или подачей струй к камере смешения несколькими соплами.The invention consists in the following. From hydroaeromechanics it is known that the total pressure of one gas stream with parameters ρ 2 (density); P 2 (pressure); T 2 (temperature); v 2 (speed) can be increased due to another high-pressure gas flow with the corresponding parameters ρ; P 1 ; T 1 ; v 1 (see figure 1). A gas stream flowing out of a nozzle with an area of S 1 is mixed with its ejected gas stream flowing out of a channel with an area of S 2 , which leads to an almost uniform gas flow in cross section S 3 located at a distance of 8-10 diameters of the mixing chamber, where alignment of density, temperature and pressure to the level of P 03 . Figure 1 shows a diagram with the internal arrangement of a single ejection jet, but there may be cases with its external arrangement or supply of jets to the mixing chamber with several nozzles.
Расчет параметров установившегося потока газа в камере смешения независимо от характера внутренних процессов производится с соблюдением уравнений сохранения массового расхода, энергии (при отсутствии внешних притоков ее) и импульсов эжектирующего и эжектируемого потоков (см. Л.И.Седов. Механика сплошной среды. Том II. М.: Наука, 1973, с.122). The calculation of the parameters of the steady-state gas flow in the mixing chamber, regardless of the nature of the internal processes, is carried out in compliance with the equations of conservation of mass flow, energy (in the absence of external inflows) and pulses of the ejected and ejected flows (see L. I. Sedov. Continuous Mechanics. Volume II Moscow: Nauka, 1973, p.122).
Для газовых потоков с дозвуковой скоростью и камеры смешения цилиндрической формы, к каковым и относятся трубы магистральных газопроводов, такие основные параметры газовых потоков, как давление Р1; P2 и Р03, с достаточной для практических целей точностью (погрешность 2-4%) связаны зависимостью (см. Г.Н.Абрамович. Прикладная газовая динамика. М.: Наука, 1969, с.493):
где Р03 - полное давление потока газа в камере смешения, Па;
α - коэффициент эжекции;
F1, F2 - соответственно площади поперечного сечения каналов эжектирующего и эжектируемого потоков газа, м2;
Р1, P2 - соответственно полное давление эжектирующего и эжектируемого потоков газа, Па.For gas flows with subsonic speeds and cylindrical mixing chambers, which include pipes of main gas pipelines, such basic parameters of gas flows as pressure P 1 ; P 2 and P 03 , with accuracy sufficient for practical purposes (error 2-4%) are related by dependence (see G. N. Abramovich. Applied gas dynamics. M: Nauka, 1969, p. 493):
where P 03 is the total pressure of the gas flow in the mixing chamber, Pa;
α is the ejection coefficient;
F 1 , F 2 - respectively, the cross-sectional area of the channels of the ejected and ejected gas flows, m 2 ;
P 1 , P 2 - respectively, the total pressure of the ejected and ejected gas flows, Pa.
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. Cтадия проектирования или реконструкции магистрального газопровода связана с выбором схемы формирования и параметров газовых потоков (начального и конечного давлений, пропускной способности газопровода на данном линейном участке), обеспечивающих увеличение расстояния между компрессорными станциями, эквивалентную или более высокую пропускную способность линейного участка газопровода при снижении удельной его металлоемкости по сравнению с традиционным одно- или многониточным газопроводом. The proposed method is as follows. The stage of designing or reconstruction of the main gas pipeline is connected with the choice of the formation scheme and parameters of gas flows (initial and final pressures, gas pipeline capacity in this linear section), providing an increase in the distance between compressor stations, equivalent or higher throughput of the linear gas pipeline section with a decrease in its specific metal consumption in comparison with the traditional single or multi-line gas pipeline.
При этом порядок выбора варианта реализации способа включает следующие основные этапы. In this case, the selection procedure for the implementation of the method includes the following main steps.
1. Рассчитать пропускную способность традиционного магистрального газопровода при его заданных геометрических параметрах и параметрах транспортируемого газа по одной из принятых методик. В дальнейшем, для иллюстрации способа примерами расчета использована формула [см. А.И.Гужов. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов. М.: Недра, 1978, с.325]:
где q - пропускная способность газопровода, млн. м3/сут. (при 20oС, 760 мм рт. ст.);
D - внутренний диаметр газопровода, м;
РН и Рк - соответственно начальное и конечное давление газа на расчетном участке газопровода, Па;
Δ - относительная плотность газа по воздуху;
Zcp - средний по длине участка газопровода коэффициент сжимаемости газа;
Тср - средняя по длине участка газопровода температура газа, К;
l - длина расчетного участка газопровода, м.1. To calculate the throughput of a traditional main gas pipeline with its given geometric parameters and the parameters of the transported gas according to one of the accepted methods. In the future, to illustrate the method with calculation examples, the formula was used [see A.I. Guzhov. Collection, transport and storage of natural hydrocarbon gases. M .: Nedra, 1978, p.325]:
where q is the throughput of the gas pipeline, mln. m 3 / day. (at 20 o C, 760 mm RT. Art.);
D is the internal diameter of the gas pipeline, m;
R N and R to - respectively, the initial and final gas pressure at the design section of the pipeline, Pa;
Δ is the relative density of the gas through the air;
Z cp is the average gas compressibility coefficient along the length of the gas pipeline section;
T cf - the average gas pipe length along the length of the gas pipeline section, K;
l is the length of the calculated section of the pipeline, m
2. Выбрать для расчета один или несколько вариантов формирования газового потока по схемам фиг. 2-10 или их комбинаций. 2. For calculation, select one or several variants of gas flow formation according to the schemes of FIG. 2-10 or combinations thereof.
3. Задаться геометрическими параметрами дополнительных газопроводов (диаметром и протяженностью). 3. Set the geometric parameters of the additional gas pipelines (diameter and length).
4. С учетом технических возможностей по компримированию газа, практических данных или расчетным путем определить давление газа на выходе из компрессора и полное давление газа в дополнительных газопроводах перед подачей его в основной газопровод. 4. Taking into account the technical capabilities for compressing gas, practical data or by calculation, determine the gas pressure at the compressor outlet and the total gas pressure in the additional gas pipelines before feeding it to the main gas pipeline.
5. Найти полное давление газа в камере смешения основного газопровода Роз по формуле (1). 5. Find the total gas pressure in the mixing chamber of the main gas pipeline Roses by the formula (1).
6. Определить пропускные способности основного газопровода до сопряжения с дополнительными газопроводами и пропускные способности последних по формуле (2). 6. Determine the capacity of the main gas pipeline before pairing with additional gas pipelines and the capacity of the latter according to the formula (2).
7. С учетом полученных суммарного расхода и полного давления газа в камере смешения определить искомый интервал увеличения расстояния транспортирования газа до промежуточной компрессорной станции (при заданном давлении газа на входе в нее). 7. Given the total flow rate and the total gas pressure in the mixing chamber, determine the desired interval for increasing the distance of gas transportation to the intermediate compressor station (at a given gas pressure at the inlet to it).
8. Конечный этап выбора способа транспортирования газа и схемы формирования газовых потоков предполагает технико-экономическое сравнение альтернативных вариантов, имея ввиду оценку влияния как отмеченных далее положительных факторов, так и отрицательных - усложнение технологии сооружения газопровода, возможное повышение удельных энергозатрат. 8. The final step in choosing a gas transportation method and gas flow formation scheme involves a technical and economic comparison of alternative options, taking into account the assessment of the impact of both the positive and negative factors noted below - the complication of the gas pipeline construction technology, the possible increase in specific energy costs.
Формирование газовых потоков, обеспечивается соответствующим расположением дополнительных газопроводов относительно основного газопровода. На фиг.2 дополнительный газопровод 2 диаметром D3 и длиной L2 размещен в полости основного газопровода l диаметром D1. В данном случае показан один дополнительный газопровод 2, однако возможны варианты расположения двух и более дополнительных газопроводов, причем они могут быть одинаковой или разной длины.The formation of gas flows is ensured by the appropriate location of additional gas pipelines relative to the main gas pipeline. In Fig.2 an
На фиг. 3 показан вариант, когда в основном газопроводе 7 размещены два дополнительных газопровода один в другом: промежуточный 2 диаметром D2, длиной L3 и внутренний 3 диаметром D3, длиной L2, причем D2>D3, а L2>L3. С подобным соотношением параметров возможно расположение одного в другом трех (D2>D3>D4 при L2>L3>L4) и более дополнительных газопроводов.In FIG. 3 shows a variant when two additional gas pipelines are placed in the
В отличие от предыдущего случая вариант, приведенный на фиг. 4, характеризуется тем, что дополнительный газопровод 2 диаметром D2 длинной L2 имеет большую протяженность, чем вспомогательный D3 длиной L3. Соответственно, аналогичное соотношение может иметь место для трех и более дополнительных и вспомогательных газопроводов.In contrast to the previous case, the embodiment shown in FIG. 4, characterized in that the
На фиг.5 дополнительный газопровод 4 диаметром D2 расположен вне основного газопровода l и сопрягается с последним па расстоянии L2. По такой схеме к основному газопроводу могут быть подведены два и более дополнительных газопроводов равновеликой или различной длины и диаметра.In Fig. 5, an
На фиг.6 представлен вариант, в котором наружный дополнительный газопровод 4 оснащен наружным вспомогательным газопроводом 5, а на фиг.7 - внутренним вспомогательным газопроводом 6. Протяженность L3, и диаметр D3, вспомогательных газопроводов 5 и 6 ограничена соответствующими параметрами дополнительных газопроводов 4.Figure 6 shows a variant in which the external
На основе представленных конструктивных схем возможны варианты комбинированного расположения дополнительных и вспомогательных газопроводов, сопряжения их с основным газопроводом, в том числе с одновременным функционированием внутренних и наружных дополнительных газопроводов, причем протяженность первых из них может быть больше, чем вторых (см. фиг.8), меньше (см. фиг.9) или они могут быть равной протяженности (см. фиг.10). Based on the presented structural schemes, variants of the combined arrangement of additional and auxiliary gas pipelines, pairing them with the main gas pipeline, including with the simultaneous functioning of the internal and external additional gas pipelines, are possible, the length of the first of which may be greater than the second (see Fig. 8) less (see Fig. 9) or they can be of equal length (see Fig. 10).
Транспортирование газа по предлагаемому способу осуществляется следующим образом. В основной газопровод l (см. фиг.2) на головной или промежуточной компрессорной станции подают сжатый газ под начальным давлением Р1-1. Одновременно по дополнительному газопроводу 2, расположенному в полости основного газопровода 1, подают газ под давлением P2-1=Pд+Р1-1, где Рд - давление газа, допустимое по условиям прочности трубы данного типа. Протяженность дополнительного газопровода L2 выбирается таким образом, чтобы к месту соединения двух потоков газа давление газа в них Р1-2 и Р2-2 в соответствии с зависимостью (1) обеспечивало давление газа в камере смешения Р03, равное или близкое к величине начального давления в основном газопроводе Р1-1. Перепад давления газа в камере смешения Р03 и конечного давления на данном линейном участке магистрального газопровода Р1-К определяет дальность перемещения суммарного газового потока в основном газопроводе.Transportation of gas by the proposed method is as follows. In the main gas pipeline l (see figure 2) at the head or intermediate compressor station serves compressed gas at an initial pressure P 1-1 . At the same time, an
При расположении внутренних дополнительных газопроводов по схеме фиг.3 создается режим двухкратного (в данном случае) эжектирования газового потока основного газопровода 1: на участке L3 посредством промежуточного дополнительного газопровода 2 и на участке L2 - посредством внутреннего дополнительного газопровода 3. Начальное давление газового потока во внутреннем дополнительном газопроводе 3 больше, чем в промежуточном газопроводе 2, но при этом необходимо учитывать уровень давления газа во внутреннем 3 и основном 1 газопроводах на участке L2-L3.When the internal additional gas pipelines are arranged according to the scheme of Fig. 3, a regime of double (in this case) ejection of the gas flow of the
По схеме фиг.4 газовые потоки эжектируются последовательно: сначала внутреннего дополнительного газопровода 2 и далее - основного газопровода 1. При этом по вспомогательному газопроводу 3 может быть подано более высокое, чем в газопроводе 2, давление газа, что создает возможности для повышения давления эжектирующей струи на выходе в основной газопровод 1. According to the scheme of Fig. 4, gas flows are ejected sequentially: first, the internal
При внешнем расположении дополнительного газопровода 4 относительно основного газопровода 1 (см. фиг.5) давление газа в первом определяется конструктивной прочностью трубы и оно, естественно, ниже, чем при внутреннем расположении дополнительных газопроводов. Вместе с тем внешнее расположение газопроводов обладает рядом достоинств: не уменьшается поперечное сечение основного газопровода, в меньшей степени ограничен выбор диаметра труб, возможно кратное подсоединение нескольких дополнительных газопроводов как к одной камере смешения, так и создание по длине основного газопровода нескольких камер смешения. With the external location of the
Поддержание давления конечного эжектирующего газового потока во внешнем дополнительном газопроводе 4 осуществляют подачей газового потока по вспомогательному газопроводу 5 (см. фиг.6), давление последнего может быть выше, чем в газопроводе 4, поскольку он выполнен из труб меньшего диаметра, характеризующихся более высокой предельной прочностью. The pressure of the final ejection gas stream in the external
Давление конечного эжектирующего газового потока дополнительного газопровода 4 по схеме фиг. 7 повышают посредством эжектирования его газовой струей вспомогательного газопровода 6, работающего в условиях противодавления газа в газопроводе 4. The pressure of the final ejection gas stream of the
Компромиссным решением проблемы учета достоинств и недостатков схем с внутренним и внешним расположением дополнительных газопроводов относительно основного являются варианты комбинированного размещения внутреннего 7 и внешнего 8 дополнительных газопроводов, причем в тех или иных случаях протяженность внутреннего дополнительного газопровода 7 может быть больше, чем внешнего 8 (см. фиг.8), и наоборот (см. фиг.9). Газовые струи внутреннего 7 и внешнего 8 газопроводов, расположенные по схеме фиг.10, взаимодействуют с основным газовым потоком совместно в общей камере смешения. A compromise solution to the problem of taking into account the advantages and disadvantages of schemes with an internal and external arrangement of additional gas pipelines relative to the main one is the combined placement of the internal 7 and external 8 additional pipelines, and in some cases the length of the internal
Примеры расчета параметров традиционного и вариантов предлагаемого способа транспортирования газа выполнены с учетом практических данных о состоянии газовых потоков: 1) РН=7,5 МПа; РК=4,9 МПа; Δ = 0,7; Zcp=0,864; Тср= 307,5К; 2) Рн=11,8 МПа; РК=8,9 МПа; Δ = 0,7; Zcp=0,802; Тср=308,5К [см. З.Т. Галлиулин, Е.В. Леонтьев. Интенсификация магистрального транспортного газа. М.: Недра, 1991, с.14].Examples of calculating the parameters of the traditional and variants of the proposed method of gas transportation are made taking into account practical data on the state of gas flows: 1) P N = 7.5 MPa; P K = 4.9 MPa; Δ = 0.7; Zcp = 0.864; Tsp = 307.5K; 2) P n = 11.8 MPa; P K = 8.9 MPa; Δ = 0.7; Zcp = 0.802; Tsp = 308.5K [see Z.T. Galliulin, E.V. Leontiev. Intensification of the main transport gas. M .: Nedra, 1991, p.14].
1. Пропускная способность принимаемого для сравнения традиционного газопровода с внутренним диаметром ДВН=1,38 м при длине расчетного участка l= 100 км, в соответствии с формулой (2) равна:
2. Вариант предлагаемого способа с размещением в основном газопроводе с DBH= 1,38 м дополнительного газопровода с наружным диаметром DH=0,82 м по схеме фиг.2. Допустимое давление газа для трубы DH=0,82 м составляет 10 МПа, с учетом противодавления принимаем РH=17,5 МПа. Расчетный участок l=100 км. Конечное давление Рк=12 МПа. Тогда пропускная способность внутренней трубы - дополнительного газопровода
Приведенный внутренний диаметр канала-полости с площадью поперечного сечения, равной площади поперечного сечения полости между основным газопроводом с внутренним диаметром D1 и дополнительным газопроводом с внешним диаметром D2,
Пропускная способность канала-полости
Суммарная пропускная способность магистрального газопровода
qM=qв+qп=56,7+43,4=100,1 млн.м3/сут.1. The throughput of a conventional gas pipeline accepted for comparison with an internal diameter of D BH = 1.38 m with a settlement section length l = 100 km, in accordance with formula (2), is equal to:
2. A variant of the proposed method with placement in the main gas pipeline with D BH = 1.38 m of an additional gas pipeline with an outer diameter of D H = 0.82 m according to the scheme of FIG. 2. The permissible gas pressure for the pipe D H = 0.82 m is 10 MPa, taking into account the back pressure we take P H = 17.5 MPa. Settlement section l = 100 km. The final pressure P to = 12 MPa. Then the throughput of the inner pipe is an additional gas pipeline
The reduced internal diameter of the channel-cavity with a cross-sectional area equal to the cross-sectional area of the cavity between the main gas pipeline with an internal diameter D 1 and an additional gas pipe with an external diameter D 2 ,
Channel-throughput
Total throughput of the main gas pipeline
q M = q in + q p = 56.7 + 43.4 = 100.1 million m 3 / day.
В соответствии с зависимостью (1) при взаимодействии двух газовых потоков коэффициент эжекции α = 0,82/1,112 = 0,52,
а полное давление газа в камере смешения
Расстояние транспортирования суммарного газового потока 100,1 млн. мз/сут. по основному газопроводу после эжектирования при таком же перепаде давления газа, как и на начальном участке, т.е. при рН=7,4 МПа и рК=4,9 МПа в соответствии с зависимостью (2) равно
Пропускная способность традиционного магистрального газопровода протяженностью 195 км при падении давления газа с p1=7,5 МПа до р2=4,9 МПа составила бы:
т. е. по схеме транспортирования газа с эжектированием пропускная способность магистрального газопровода на 45% больше.In accordance with dependence (1) in the interaction of two gas flows, the ejection coefficient α = 0.8 2 / 1.11 2 = 0.52,
and the total gas pressure in the mixing chamber
Distance conveying total gas flow 100.1 Mill. M z / day. through the main gas pipeline after ejection at the same gas pressure drop as in the initial section, i.e. when p N = 7.4 MPa and p K = 4.9 MPa in accordance with the dependence (2) is
The throughput capacity of a traditional main gas pipeline with a length of 195 km with a gas pressure drop from p 1 = 7.5 MPa to p 2 = 4.9 MPa would be:
i.e., according to the scheme of gas transportation with ejection, the throughput capacity of the main gas pipeline is 45% higher.
Оценим металлоемкость газопроводов на единицу их суточной пропускной способности (массы 1 м труб диаметром 1,42 м и 0,82 м соответственно равны 691,6 кг и 200,7 кг). Let us estimate the metal consumption of gas pipelines per unit of their daily throughput (the masses of 1 m of pipes with a diameter of 1.42 m and 0.82 m are 691.6 kg and 200.7 kg, respectively).
Для традиционного газопровода удельная металлоемкость
для газопровода с эжектированием газового потока
т. е. удельный расход металла во втором случае на 25,8% меньше, чем в первом. Проведенная сопоставительная оценка показала, что эжектирование основного газового потока высоконапорным газовым потоком, подаваемым по дополнительному газопроводу, расположенному в полости основного газопровода, обеспечивает:
- двукратное увеличение расстояния транспортирования газа без компримирования его на промежуточной компрессорной станции;
- при сохранении интервала установки промежуточных компрессорных станций увеличение пропускной способности магистрального газопровода на 45%.For a traditional gas pipeline, specific metal consumption
for gas pipeline with gas flow ejection
i.e., the specific metal consumption in the second case is 25.8% less than in the first. A comparative assessment showed that the ejection of the main gas stream by a high-pressure gas stream supplied through an additional gas pipeline located in the cavity of the main gas pipeline provides:
- a twofold increase in the distance of gas transportation without compressing it at an intermediate compressor station;
- while maintaining the installation interval of intermediate compressor stations, an increase in the throughput of the main gas pipeline by 45%.
- снижение удельного расхода металла па сооружение газопроводов на 26%. - reduction of specific metal consumption in the construction of gas pipelines by 26%.
3. Вариант размещения в основном газопроводе диаметром D1=1,42 м двух дополнительных газопроводов по схеме фиг.3: диаметром D2=0,82 м, длиной 50 км и диаметром D3=0,53 м длиной 100 км.3. The option of placing in the main gas pipeline with a diameter of D 1 = 1.42 m two additional gas pipelines according to the scheme of figure 3: with a diameter of D 2 = 0.82 m, a length of 50 km and a diameter of D 3 = 0.53 m with a length of 100 km.
Приведенный диаметр полости между газопроводами D1 и D2
Пропускная способность этой полости при длине расчетного участка l=50 км, начальном давлении рH= 7,5 МПа и падении давления на этом участке 1,5 МПа, т.е. рк=6 МПа равна
Приведенный диаметр полости между газопроводами D2, и D3
Пропускная способность этой полости при рн=17,5 МПа и рк=12,5 МПа.The reduced diameter of the cavity between the gas pipelines D 1 and D 2
The capacity of this cavity with the length of the calculated section l = 50 km, the initial pressure p H = 7.5 MPa and the pressure drop in this section 1.5 MPa, i.e. p k = 6 MPa is equal
The reduced diameter of the cavity between the gas pipelines D 2 and D 3
The throughput of this cavity at p n = 17.5 MPa and p to = 12.5 MPa.
Коэффициент эжекции газовых потоков газопроводов D2 и D1
Полное давление газового потока в камере смешения газопроводов D2 и D3
Суммарный расход газа по газопроводу D1 от устья газопровода D2 до устья газопровода D3
q1-3=q1-2+q2-3=63,8+36,0=99,8 млн.м3/сут.
The coefficient of ejection of gas flows of gas pipelines D 2 and D 1
The total pressure of the gas stream in the mixing chamber of the gas pipelines D 2 and D 3
The total gas flow through the gas pipeline D 1 from the mouth of the gas pipeline D 2 to the mouth of the gas pipeline D 3
q 1-3 = q 1-2 + q 2-3 = 63.8 + 36.0 = 99.8 million m 3 / day.
Найдем из зависимости (2) конечное давление газа на участке от устья газопровода D2 до устья газопровода D3 протяженностью l=50 км.We find from dependence (2) the final gas pressure in the section from the mouth of the gas pipeline D 2 to the mouth of the gas pipeline D 3 with a length l = 50 km.
Приведенный диаметр полости между газопроводами D1 и D3.The reduced diameter of the cavity between the gas pipelines D 1 and D 3 .
Конечное давление газа на этом участке составит 5,7 МПа.
The final gas pressure in this section will be 5.7 MPa.
Пропускная способность газопровода D3 длиной l=100 км при рH=20 МПа и pк=15 МПа
Коэффициент эжекции потоков газопроводов D3 и D1
Полное давление газового потока в камере смешения газопровода D1 на сопряжении с газопроводом D3
Суммарный расход газа в основном газопроводе D1 после соединения трех потоков
Σq = 63,8+36,0+18,5 = 118,3 млн.м3/сут.
т. е. пропускная способность газопровода с двухкратным последовательным эжектированием газа по сравнению с традиционным газопроводом на сто километровом участке выше на 22%. В нем без промежуточной КС поддерживается давление в конце линейного участка 7,0 МПа, обеспечивающее транспортирование газа еще на 90-100 км.The throughput of the D 3 gas pipeline with a length of l = 100 km at p H = 20 MPa and p k = 15 MPa
The coefficient of ejection of gas flows D 3 and D 1
The total pressure of the gas stream in the mixing chamber of the gas pipeline D 1 in conjunction with the gas pipeline D 3
The total gas flow in the main gas pipeline D 1 after connecting three streams
Σq = 63.8 + 36.0 + 18.5 = 118.3 million m 3 / day.
that is, the throughput of a gas pipeline with two consecutive gas ejections is 22% higher than a traditional gas pipeline over a hundred-kilometer section. In it, without an intermediate compressor, the pressure at the end of the linear section of 7.0 MPa is maintained, which ensures the transportation of gas for another 90-100 km.
Двухступенчатое эжектирование газового потока по схеме фиг.3 по сравнению с одноступенчатым эжектированием повышает пропускную способность газопровода на 18%, а по сравнению с традиционным способом транспортирования на участке длиной 200 км - на 85% (соответственно 118,3 и 63,9 млн. м3/сут.). Удельная металлоемкость газопровода протяженностью 195 км с двухступенчатым эжектированием составляет 1,3 кг/м3 в сутки, т.е. ниже на 20% чем при одноступенчатом и на 50% чем при традиционном газопроводе.The two-stage ejection of the gas stream according to the scheme of Fig. 3, compared with single-stage ejection, increases the throughput of the gas pipeline by 18%, and compared with the traditional method of transportation on a 200 km section, by 85% (118.3 and 63.9 million m, respectively 3 / day.). The specific metal consumption of a 195 km gas pipeline with two-stage ejection is 1.3 kg / m 3 per day, i.e. 20% lower than with a single-stage and 50% than with a traditional gas pipeline.
Таким образом, предлагаемый способ транспортирования сжатого газа с эжектированием газовых потоков по сравнению с традиционным способом транспортирования характеризуется рядом преимуществ:
- увеличивается в 1,5-2 раза интервал размещения промежуточных компрессорных станций с вытекающими отсюда технико-экономическими, социальными и экологическими последствиями;
- повышается интенсивность процесса транспортирования сжатого газа посредством регулирования давления сжатого газа по длине линейного участка магистрального газопровода и, как следствие, повышение его пропускной способности;
- снижается удельный расход металла на сооружение линейной части магистрального газопровода (в пересчете на его пропускную способность).Thus, the proposed method of transporting compressed gas with ejection of gas flows in comparison with the traditional method of transportation is characterized by several advantages:
- the interval of placement of intermediate compressor stations increases by 1.5-2 times with the ensuing technical, economic, social and environmental consequences;
- increases the intensity of the process of transporting compressed gas by adjusting the pressure of the compressed gas along the length of the linear section of the main gas pipeline and, as a result, increasing its throughput;
- the specific metal consumption for the construction of the linear part of the main gas pipeline is reduced (in terms of its throughput).
Предложенный способ обеспечивает возможность выбора оптимального варианта формирования газовых потоков и их параметров, соответствующих тем или иным конкретным исходным условиям и требованиям к магистральному газопроводу. The proposed method provides the opportunity to choose the best option for the formation of gas streams and their parameters corresponding to one or another specific source conditions and requirements for the main gas pipeline.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000121645A RU2179684C1 (en) | 2000-08-18 | 2000-08-18 | Method of transportation of compressed gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000121645A RU2179684C1 (en) | 2000-08-18 | 2000-08-18 | Method of transportation of compressed gas |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2179684C1 true RU2179684C1 (en) | 2002-02-20 |
Family
ID=20239172
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000121645A RU2179684C1 (en) | 2000-08-18 | 2000-08-18 | Method of transportation of compressed gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2179684C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2199461C1 (en) * | 2002-04-30 | 2003-02-27 | Закрытое акционерное общество "Энергет и Ко" | Automated system of checking and stock-taking of important parts of rolling stock including electronic label arranged on important parts of rolling stock and device for mounting electronic label on important part of rolling stock |
| RU2287107C2 (en) * | 2001-06-25 | 2006-11-10 | Альстом Текнолоджи Лтд | Method and device for transporting gas |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3777502A (en) * | 1971-03-12 | 1973-12-11 | Newport News Shipbuilding Dry | Method of transporting liquid and gas |
| SU1634946A1 (en) * | 1983-08-04 | 1991-03-15 | Московский энергетический институт | Method of transfering gas or liquid by pipeline |
-
2000
- 2000-08-18 RU RU2000121645A patent/RU2179684C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3777502A (en) * | 1971-03-12 | 1973-12-11 | Newport News Shipbuilding Dry | Method of transporting liquid and gas |
| SU1634946A1 (en) * | 1983-08-04 | 1991-03-15 | Московский энергетический институт | Method of transfering gas or liquid by pipeline |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ГАЛЛИУЛИН З.Т. и др. Интенсификация магистрального транспорта газа. - М.: Недра, 1991, с.21, 22, 30-32. * |
| ЯКОВЛЕВ Е.И. Газовые сети и газохранилища. - М.: Недра, 1991, с.46 и 47. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2287107C2 (en) * | 2001-06-25 | 2006-11-10 | Альстом Текнолоджи Лтд | Method and device for transporting gas |
| RU2199461C1 (en) * | 2002-04-30 | 2003-02-27 | Закрытое акционерное общество "Энергет и Ко" | Automated system of checking and stock-taking of important parts of rolling stock including electronic label arranged on important parts of rolling stock and device for mounting electronic label on important part of rolling stock |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR101397862B1 (en) | Method and apparatus for mixing compressed gas | |
| CN103213844B (en) | The defeated ash discharge method and apparatus of blast furnace gas dust remover | |
| CN1139741C (en) | System and method for transferring cryogenic fluids | |
| CN107763434B (en) | A kind of oil and gas multiphase flow structures and methods of a wide range of gas-oil ratio of suitable big flow | |
| RU2179684C1 (en) | Method of transportation of compressed gas | |
| CN203173497U (en) | Ash conveying and discharging system for blast furnace gas dust removal device and silo pump ash conveying and discharging device | |
| CN206723836U (en) | Hydrogen conveying equipment | |
| RU2183788C1 (en) | Method and device for transportation of compressed gas | |
| CN206131510U (en) | A ejector that is used for normal atmospheric temperature natural gas to draw penetrating liquefied natural gas low temperature evaporation gas | |
| CN203173499U (en) | Pressure equalizing material discharge structure for dust remover and pressure equalizing material discharge structure for blast furnace gas dust remover | |
| CN214781926U (en) | A parallel pressure equalizing and releasing gas full recovery system | |
| CN113278749A (en) | Parallel pressure-equalizing diffused gas full-recovery method | |
| SU970036A1 (en) | Method for emptying sections of pipeline in multiple gas pipeline systems | |
| CN217921956U (en) | High-pressure coal slurry pump feeding system for gasification furnace of coal gas production equipment | |
| CN113151626A (en) | Parallelly connected voltage-sharing diffuses full recovery system of coal gas | |
| CN2494917Y (en) | Peak regulator for natural gas | |
| CN117685132A (en) | Two-stage supercharging precooling system of liquid carrier rocket | |
| CN120120492B (en) | Pipeline carbon-conveying, carbon-injecting and carbon-burying pressurizing selection method and device | |
| CN109154271A (en) | Fuel injection system | |
| CN110469773B (en) | LNG long-distance conveying device and conveying method thereof | |
| CN113153366A (en) | Pressurizing device and ultra-long distance guniting system for underground coal mine | |
| CN117307968B (en) | System and method for branch supercritical carbon dioxide pipeline production | |
| CN106401798B (en) | Engine natural gas metering and supplying device | |
| CN106837892A (en) | Pipe fitting type sprays supercharging drainage device | |
| RU2842049C1 (en) | Method for collection and preparation of products of gas condensate wells at final stage of development of gas condensate deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100819 |