Pages Navigation Menu

ISSN 2227-6017 (ONLINE), ISSN 2303-9868 (PRINT), DOI: 10.18454/IRJ.2227-6017
ПИ № ФС 77 - 51217, 16+

DOI: https://doi.org/10.23670/IRJ.2017.58.157

Скачать PDF ( ) Страницы: 28-34 Выпуск: № 04 (58) Часть 4 () Искать в Google Scholar
Цитировать

Цитировать

Электронная ссылка | Печатная ссылка

Скопируйте отформатированную библиографическую ссылку через буфер обмена или перейдите по одной из ссылок для импорта в Менеджер библиографий.
Воронов В. А. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ОДНОФАЗНОГО И ДВУХФАЗНОГО РЕЖИМОВ ТРАНСПОРТИРОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПО ТРУБОПРОВОДНЫМ СИСТЕМАМ / В. А. Воронов, Я. В. Мартыненко // Международный научно-исследовательский журнал. — 2017. — № 04 (58) Часть 4. — С. 28—34. — URL: https://research-journal.org/technical/sravnitelnyj-analiz-odnofaznogo-i-dvuxfaznogo-rezhimov-transportirovki-prirodnogo-gaza-po-truboprovodnym-sistemam/ (дата обращения: 19.03.2019. ). doi: 10.23670/IRJ.2017.58.157
Воронов В. А. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ОДНОФАЗНОГО И ДВУХФАЗНОГО РЕЖИМОВ ТРАНСПОРТИРОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПО ТРУБОПРОВОДНЫМ СИСТЕМАМ / В. А. Воронов, Я. В. Мартыненко // Международный научно-исследовательский журнал. — 2017. — № 04 (58) Часть 4. — С. 28—34. doi: 10.23670/IRJ.2017.58.157

Импортировать


СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ОДНОФАЗНОГО И ДВУХФАЗНОГО РЕЖИМОВ ТРАНСПОРТИРОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПО ТРУБОПРОВОДНЫМ СИСТЕМАМ

Воронов В.А.1, Мартыненко Я.В.2

1ORCID: 0000-0002-4105-0739, кандидат технических наук, ФБГОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет»

2 ORCID: 0000-0001-7978-4423, студент, ФБГОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет»

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ОДНОФАЗНОГО И ДВУХФАЗНОГО РЕЖИМОВ ТРАНСПОРТИРОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПО ТРУБОПРОВОДНЫМ СИСТЕМАМ

Аннотация

Произведен анализ трубопроводных систем для транспортировки природного газа в сжиженном и газовоздушном состояниях. На основании технологических параметров, влияющих на экономическую эффективность перекачки сжиженного природного газа (СПГ) по трубопроводам подтверждена актуальность использования жидкой фазы, как альтернативы традиционному трубопроводному транспорту. Рассмотрена классификация экспериментально установленных режимов транспортировки двухфазовых потоков. Приведены результаты теоретических исследований двухфазных систем для перекачки природного газа, а также доказана их применимость. На основании полученных данных сделаны выводы о необходимости разработки нормативной документации и методов для проектирования, строительства и эксплуатации трубопроводного транспорта СПГ.

Ключевые слова: сжиженный природный газ (СПГ), трубопроводный транспорт СПГ, двухфазные потоки, криогенные трубопроводы, дисперсно-кольцевой режим.

Voronov V.A.1, Martynenko Ya.V.2

1ORCID: 0000-0002-4105-0739, PhD in Engineering, St. Petersburg Mining University

2ORCID: 0000-0001-7978-4423, Student, St. Petersburg Mining University

THE COMPARATIVE ANALYSIS OF SINGLE-PHASE AND TWO-PHASE REGIMES OF NATURAL GAS TRANSPORTATION BY PIPELINE SYSTEMS

Abstract

The analysis of pipeline systems for natural gas transportation in the liquefied and gas-air states is conducted in the paper. Based on technological parameters influencing the economic efficiency of LNG transfer via pipelines, the use of the liquid phase as an alternative to traditional pipeline transport has been confirmed. The classification of experimentally established transportation modes of two-phase flows is considered. The results of theoretical studies of two-phase systems for pumping natural gas are given, and their applicability is proved. Based on the results obtained the conclusion is drawn on the need to develop normative documentation and methods for the design, construction and operation of LNG pipeline transport.

Keywords: liquefied natural gas (LNG), LNG pipeline transport, two-phase flows, cryogenic pipelines, annular-dispersed flow.

 

Для энергетической системы мира СПГ – динамически развивающаяся отрасль. Мировое потребление сжиженного природного газа растет на 10 % в год, а газовоздушного вида топлива − только на 2,4%. Так, согласно прогнозам экспертов Международного газового союза (МГС), доля СПГ к 2030 году может составить около 42% от общего потребления природного газа (рисунок 1).

image001

Рисунок 1 – Прогноз мирового потребления природного газа в двух фазовых состояниях

Рост потребления СПГ обусловлен увеличением числа стран-импортеров и стран-экспортеров. Только в России строятся и увеличивают свою производительность 8 заводов (таблица 1). Мощность которых, по прогнозам Министерства энергетики, к 2025 году может достигнуть 70 млн тонн/год.

Таблица 1 – Действующие и планируемые заводы СПГ в России [6]

Проекты Компании Мощность

(млн тонн/год)

Год введения в эксплуатацию
Сахалин 2 Gazprom, Shell 9,6 2009
Ямал СПГ Novatek, Total, CNPC 16,5 2017
Владивосток СПГ Gazprom 15 2018
Печора СПГ Rosneft, Alltech 8 2018
Сахалин СПГ Rosneft, Exxon 5 2020
Балтийский СПГ Gazprom 10 2021
Сахалин 2-Т3 Gazprom, Shell 5 2021
Общая мощность   69,1  

По показателям 2016 года количество мирового потребления природного газа составляет около 2,5 трлн м3/год, из которых около 70% транспортируется по трубопроводам, а 30 % доставляется потребителю при помощи газовозов или танкеров в сжиженном состоянии (рисунок 2).

image002

Рисунок 2 – Доля СПГ от мирового потребления природного газа

На сегодняшний день трубопроводный транспорт СПГ применим только внутри предприятия, где топливо доставляется по технологическим линиям. Проблема использования магистрального трубопровода для жидкой фазы природного газа вызывает многосистемные исследования специалистов многих стран. Необходимы параметры и рекомендации для условий, в которых магистральный трубопровод СПГ мог бы конкурировать с обычным газопроводом. Ключевую роль при разработке технологии сооружения и эксплуатации такого вида трубопровода играет выбор оборудования и материала, который зависит от рабочей температуры СПГ, распространения трещин в трубе, температурных деформаций. В этой области существует несколько современных разработок криогенных трубопроводов (рисунок 3) [5]:

  1. Трубопроводы с экранно-вакуумной изоляцией и внутренней трубой из стали 12Х18Н10Т или аналога.
  2. Трубопроводы с аэрогелевой изоляцией и внутренней трубой из стали ASTM A553 (9% Ni) или аналога.
  3. Трубопроводы с экранно-вакуумной или аэрогелевой изоляцией и внутренней трубой из инвара (36% Ni).
  4. Трубопроводы с полиуретановой изоляцией и внутренней трубой из инвара или ASTM.

 

image003

Рисунок 3 – Основные типы криогенных трубопроводов

Примечание: cлой бетонного утяжеления представлен исходя из возможности прокладки рассматриваемых трубопроводных систем по дну моря.

Проведя анализ параметров криогенных разработок с учетом теплопроводности, капитальных затрат на строительство трубопровода и затрат на его эксплуатацию, можно выделить трубопровод типа 2.

Таблица 2 – Основные параметры криогенных трубопроводов различных типов

Тип Теплопроводность, Вт/м2 Условные капитальные затраты Условные эксплуатационные затраты
1 0,035-0,07 2 3
2 0,131-0,134 1 2
3 0,12-0,131 4 2
4 0,132 3 2

Примечание: затраты приведены по 4-балльной шкале от 1 (минимальные) до 4 (максимальные)

Для сравнительного анализа характеристик трубопроводного транспорта двух видов агрегатного состояния природного газа, рассмотрены диаметры трубопроводов в соответствии с ГОСТ10704-91 (трубы стальные электросварные прямошовные) [3]. Выбор марки труб обусловлен тем, что первоначальная задача исследования заключалась в определении и анализе зависимости только основных показателей – пропускной способности и диаметра без учета экономических затрат на строительство и эксплуатацию криогенной системы трубопроводов. С помощью начальных параметров (скорость, диаметр трубопровода и заданное потребление) произведены вычисления пропускной способности по формуле 1:

10-04-2017 12-15-01                                                                                             (1)

Показатели скорости для расчета использованы практически возможные: для жидкой фазы 10-04-2017 12-15-11, а для газовоздушной 10-04-2017 12-15-20. Сравнительный анализ пропускной способности в зависимости от диаметра трубопровода приведен на рисунке 4.

image007

Рисунок 4 − Сравнительный анализ расхода LNG и NG

Рисунок наглядно демонстрирует, что разница показателей транспортирования двух фазовых состояний природного газа существенна. Уменьшение объема топлива при сжижении в 600 раз значительно увеличивает показатели расхода СПГ за одинаковые промежутки времени. На основании чего существует возможность экономии на металлоемкости трубопроводов для сжиженного природного газа за счет уменьшения диаметра. Исходя из этого сравнительный анализ показателей максимального расхода, тоннажа, удельной теплоты сгорания с учетом потерь на сжижение приведен в соответствии с диаметрами труб для перекачки СПГ 10-04-2017 12-16-16, а для природного газа 10-04-2017 12-16-23(рисунок 5).

image010

Рисунок 5 – Сравнительный анализ показателей СПГ и природного газа

Показатели металлоемкости приведены для прокладки трубопровода на длину 10-04-2017 12-16-41. Удельная теплота сгорания СПГ значительно больше, чем у регазифицированного, но с учетом того, что 25% энергии от всего объема топлива требуется на его же сжижение, эти показатели близки по своим значениям.

В рамках исследования помимо трубопроводов СПГ рассмотрены трубопроводные системы с двухфазовым течением природного газа. При транспорте газожидкостной смеси по горизонтальным трубопроводам тип потока определяется его свойствами и объемным потоком. Существуют экспериментально установленные режимы течения (типы потоков) жидкостей с вязкостями μ менее 10-04-2017 12-16-56 и газами, плотность которых примерно равна плотности воздуха (рисунок 6).

image014

Рисунок 6 − Режимы течения двухфазных потоков в горизонтальных трубопроводах

а) расслоенный; б) волновой; в) пузырьковый; г) снарядный;

д) эмульсионный; е) дисперсно-кольцевой.

  1. Плоское течение (расслоенный поток) характеризуется движением жидкости по дну трубы, а газа по гладкой поверхности раздела фаз. При значении скоростей жидкости менее 10-04-2017 12-17-09, газа − 10-04-2017 12-17-16.
  2. Волновое течение (волновой поток) характеризуется образованием волн на поверхности раздела фаз. Скорости жидкости менее 10-04-2017 12-17-24, газа 10-04-2017 12-17-31.
  3. Пузырьковое течение (пузырьковый поток). Порции жидкости и газа попеременно движутся по верхней части трубы. Скорости жидкости менее 10-04-2017 12-17-39, газа менее 10-04-2017 12-17-47.
  4. Поршневое течение (снарядный поток). Быстродвижущийся газ периодически подхватывает порцию жидкости и образует пенную пробку. Скорость газового снаряда больше, чем средняя скорость жидкости. Поршневому режиму характерны интенсивные вибрации трубопроводов (например фитинги).
  5. Эмульсионный режим имеет однородную структуру. Пузырьки газа неправильной формы.
  6. Дисперсно-кольцевой режим. Одна из фаз движется в ядре потока, а другая в пленке на стенке. Такой режим применим при захолаживании трубопровода криогенными жидкостями и высоких скоростях потока.

В ходе исследования для транспорта природного газа в виде газожидкостной смеси были рассмотрены два режима: дисперсно-кольцевой и расслоенный.

Сложность расчетов при дисперсно-кольцевом режиме заключается в том, что газожидкостной поток движется в пульсирующем режиме с постоянством частоты изменения параметров. Поэтому необходимо рассматривать участки малой протяженности, чтоб показатели гидравлических сопротивлений были наиболее точные.

Вначале гидравлического расчета следует определить, какая среда (жидкость или газ) является активной дисперсионной средой. Если газосодержание 10-04-2017 12-17-57, трубопровод рассчитывается по формулам, с учетом сжимаемости среды, вязкости газа. В таком случае жидкая фаза распределится по стенке трубопровода, а газ в ядре потока. Если газосодержание 10-04-2017 12-18-12, то расчет ведется по жидкости с учетом ее вязкости. В расчетах следует использовать плотность смеси.

В рамках исследования дисперсно-кольцевого режима были рассчитаны потери давления для двух случаев транспортировки [4]:

  1. Расход газа 10-04-2017 12-18-35, расход жидкой фазы 10-04-2017 12-18-44(активная среда – газ)
  2. Расход газа 10-04-2017 12-18-44, расход жидкой фазы 10-04-2017 12-18-35(активная среда – СПГ)

Исходные данные для гидравлического расчета были взяты экспериментально для наглядного результата. Так, длина трассы трубопровода 10-04-2017 12-19-17, давление на одном конце трассы 10-04-2017 12-20-57, скорость смеси 10-04-2017 12-21-07, что характерно для рассматриваемого потока.

Для создания дисперсно-кольцевого режима необходимо, чтобы максимальная напряженность поля превышала разницу значений удельного веса двух фаз (формула 2):

10-04-2017 12-21-16                                          (2)

Если неравенство выполняется, то необходимо определение расчетного диаметра потока с учетом коэффициента α для дисперсной системы, который характеризует положение равновесия напряженности поля и 10-04-2017 12-21-26. Таким образом расчетный диаметр вычисляется по формуле 3:

10-04-2017 12-21-34                                            (3)

где D − предварительно выбранный диаметр.

Значение числа Рейнольдса 10-04-2017 12-21-43 определяется по формуле 4 с учетом скорости движения смеси, плотности смеси и вязкости активной среды.

10-04-2017 12-21-49                                                (4)

В результате расчетов значение критерия Рейнольдса 10-04-2017 12-21-57, таким образом, дисперсно-кольцевой поток является автомодельным режимом, в котором коэффициент гидравлического трения не учитывает шероховатость стенок трубопровода и вычисляется по формуле 5:

10-04-2017 12-22-05                                                (5)

Расчет давления на конце трассы рассчитывается по формуле 6:

10-04-2017 12-22-14                                    (6)

где 10-04-2017 12-22-23 – плотность смеси, 10-04-2017 12-22-28 – расход активной фазы, м3/с, 10-04-2017 12-22-33 – средняя температура смеси, К.

Если неравенство (2) не выполняется, то есть напряженности пограничного слоя будет недостаточно для реализации дисперсной структуры потока, то установится слоистое течение. Это возможно при значении скорости смеси 10-04-2017 12-22-42. В таком случае расчетный диаметр вычисляется по формуле 7:

10-04-2017 12-22-51                                                  (7)

Произведенные расчеты показали, что потери давления при слоистом режиме течения намного выше, чем при дисперсно-кольцевом. Сравнивая аналогичные показатели для двух случаев высокоскоростного потока, показатели потерь выше при жидкой активной фазе. Результаты исследования продемонстрированы на рисунке 7.

image043

Рисунок 7 – Сравнительный анализ потерь давления на участке трубопровода при дисперсно-кольцевом и слоистом течениях

Примечание: 10-04-2017 12-23-17 – потери давления при дисперсно-кольцевом течении (активная среда – газ); 10-04-2017 12-23-23 − потери давления при дисперсно-кольцевом течении (активная среда – СПГ); 10-04-2017 12-24-08 − потери давления при слоистом течении.

Не изменяя исходные данные, произведен расчет потерь давления для однофазных потоков СПГ и газовоздушной среды. Сравнительный анализ показал, что из рассматриваемых методов транспортировки природного газа наименьшие показатели гидравлического сопротивления имеет дисперсно-кольцевой режим (рисунок 8).

image047

Рисунок 8 − Сравнительный анализ потерь давления на участке трубопровода для двухфазных и однофазных режимов течения природного газа

Примечание: 10-04-2017 12-23-48  − потери давления при транспорте газовоздушной фазы; 10-04-2017 12-24-01 − потери давления при транспорте СПГ; 10-04-2017 12-23-55 − потери давления при дисперсно-кольцевом течении (активная среда – СПГ); 10-04-2017 12-24-08 − потери давления при слоистом течении.

В результате проведения сравнительного анализа однофазного и двухфазного режимов перекачки природного газа по трубопроводам можно сделать следующие выводы: во-первых, уменьшение объема топлива при сжижении в 600 раз значительно увеличивает показатели расхода СПГ за одинаковые промежутки времени. Во-вторых, при проектировании трубопровода СПГ существует возможность экономии на металлоемкости за счет уменьшения диаметра труб. В-третьих, при сравнении однофазного и двухфазного потоков, гидравлический расчет показал, что наименьшие потери давления имеет дисперсно-кольцевой режим течения.

Для проектирования трубопровода СПГ необходимо учитывать не только характеристики материала труб и изоляции, а также параметры перекачки, внешнего воздействия. Требуется обеспечить компенсацию температурных деформаций при понижении температуры, а также безопасность эксплуатации криогенных трубопроводов. Таким образом, существует необходимость в дальнейшем исследовании проблемы использования магистрального трубопровода для жидкой фазы природного газа с учетом разработок нормативной документации и методик для проектирования, строительства и эксплуатации трубопроводного транспорта СПГ.

Список литературы / References

  1. Дерцакян А.К. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов / А.К. Дерцакян, М.Н. Шпотаковский, В.Г. Волков – Л.: «Недра», 1977. – 519 с.
  2. Рачевский Б.С. Сжиженные углеводородные газы. / Б.С. Рачевский – М.: «НЕФТЬ и ГАЗ», 2009. – 640 с.
  3. ГОСТ10704-91. Трубы стальные электросварные прямошовные. – Введ. 1993-01-01. – М.: Стандартинформ, 2007.
  4. Ситенков В.Т. Гидравлика. Теория и расчет двухфазных систем / В.Т. Ситенков – Нижневартовск: 2006. – 204 с.
  5. Ленский В. Подводные СПГ-трубопроводы / В. Ленский, О. Фисенко, П. Курис и др. // Offshore (Russia). Трубопроводы. – 2016. − №11.– С. 66-71.
  6. Никитина А. Россия оценивает свои СПГ-возможности [Электронный ресурс] / А. Никитина // Нефтегазовая Вертикаль. – 2016. – №1. − URL: http://www.ngv.ru/analytics/platts_rossiya_otsenivaet_svoi_spg_vozmozhnosti/ (дата обращения 15.03.2017).

Список литературы на английском языке / References in English

  1. Dertsakyan A. K. Spravochnik po proektirovaniju magistral’nyh truboprovodov [a Handbook on designing of main pipelines] / Shpotakovsky M. N., Volkov V. G. − Leningrad, Nedra, 1977, 519 p. [in Russian]
  2. Rachevsky B. S. Szhizhennyj prirodnyj gaz [Liquefied petroleum gases] / B. S. Rachevsky, M. − OIL and GAS, 2009, 640 p. [in Russian]
  3. GOST10704-91. Truby stal’nye jelektrosvarnye prjamoshovnye [Electrically welded steel Pipes According to] – Vved. 1993-01-01. – M.: Standartinform, 2007. [in Russian]
  4. Sitenkov V.T. Gidravlika. Teorija i raschet dvuhfaznyh sistem [Hydraulics. Theory and calculation of two-phase systems] / V.T. Sitenkov – Nizhnevartovsk, 2006, 204 p. [in Russian]
  5. Lenskij V. Podvodnye SPG-truboprovody [Underwater LNG pipelines] / V. Lenskij, O. Fisenko, P. Kuris and others. // Offshore (Russia). Truboprovody. – 2016. − №11. – P. 66-71. [in Russian]
  6. Nikitina A. Rossija ocenivaet svoi SPG-vozmozhnosti [Russia estimates its LNG capabilities] [Electronic resource] / A. Nikitina // Neftegazovaja Vertikal’. – 2016. – №1. − URL: http://www.ngv.ru/analytics/platts_rossiya_otsenivaet_svoi_spg_vozmozhnosti/ (accessed: 15.03.2017). [in Russian]

Оставить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Лимит времени истёк. Пожалуйста, перезагрузите CAPTCHA.