Магистральные газонефтепроводы

Основные положения строительных норм и правил технологического проектирования нефте- и газопроводов. Анализ методов и алгоритмов расчета пропускной способности магистральных трубопроводов, реализации заданной производительности и оптимизации их работы.

Рубрика Производство и технологии
Вид учебное пособие
Язык русский
Дата добавления 04.03.2013
Размер файла 1,7 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ

УНИВЕРСИТЕТ

В.Г. ЗУБАРЕВ

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДЫ

Учебное пособие

для студентов специальности 0907.01 "Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ"

Тюмень 2001

ЗУБАРЕВ В.Г. Магистральные газонефтепроводы: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. - 80 с.

Приведены основные положения строительных норм и правил технологического проектирования нефти и газопроводов. Даны зависимости, позволяющие рассчитывать физические свойства нефти и газа при условиях работы трубопроводов и определять параметры работы линейной части и перекачивающих станций. Рассмотрены методы и алгоритмы расчета пропускной способности магистральных трубопроводов, реализации заданной производительности, оптимизации их работы и анализа эффективности использования основного оборудования.

Для студентов специальности 0907 01 "Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ".

Табл. 13, библ. 8 назв.

Рецензенты: В.А. Иванов, д. т. н., профессор кафедры СиРНГО

Тюменского нефтегазового университета;

Г.В. Крылов, д. т. н., профессор, директор института

ТюменНИИгипрогаз.

ISBN 5-88465-159-7

Тюменский государственный нефтегазовый университет, 1998

Содержание

  • Введение
  • 1. Основные положения проектирования магистральных трубопроводов
  • 1.1 Магистральные газопроводы
  • 1.2 Магистральные нефтепроводы
  • 1.3 Особенности проектирования трубопроводов для транспорта сжиженных углеводородов
  • 2. Расчет параметров работы магистральных газопроводов
  • 2.1 Физические свойства газа
  • 2.2 Расчет давления
  • 2.3 Расчет температуры
  • 2.4 Определение производительности КС и участка
  • 2.5 Оценка состояния внутренней полости участка
  • 2.6 Определение оптимальной периодичности очистки
  • 2.7 Определение оптимальной температуры
  • 2.8 Определение пропускной способности МГ
  • 2.9 Расчет МГ при заданной производительности
  • 2.10 Расчет МГ при остановке КС
  • 2.11 Расчет МГ при сбросе (подкачке)
  • 2.12 Определение числа КС и их расстановка
  • 3. Расчет параметров работы магистральных нефтепроводов
  • 3.1 Физические свойства нефти
  • 3.2 Расчет напора
  • 3.3 Расчет температуры
  • 3.4 Оценка состояния внутренней полости
  • 3.5 Скопления воды и газа
  • 3.6 Парафинизация нефтепровода
  • 3.7 Определение оптимальной периодичности очистки
  • 3.8 Определение пропускной способности
  • 3.9 Работа МН с заданной производительностью
  • 3.10 Режим работы МН при остановке НПС
  • 3.11 Работа МН при сбросах (подкачках)
  • 3.12 Работа МН при изменении вязкости нефти
  • 4. Анализ работы газопроводов
  • 4.1 Исходная информация
  • 4.2 Оценка использования оборудования
  • 4.3 Анализ надежности и технического состояния оборудования
  • 4.4 Оценка результатов анализа
  • Приложения

Введение

Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных, а в случае транспорта газообразных веществ - единственным видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капитало- и металлоемких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях. Отсюда понятно внимание, уделяемое вопросам надежности и эффективности работы магистральных трубопроводов при их проектировании и эксплуатации.

Надежность работы обеспечивается соблюдением рекомендаций нормативных документов при проектировании и эксплуатации трубопроводов (строительных норм и правил, норм технологического проектирования и правил эксплуатации).

Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и оборудования и рациональности их использования. Фактические условия работы трубопроводов отличаются от проектных. Так, производительность зависит как от возможности добычи нефти и газа, так и от потребности в них. В процессе эксплуатации меняется состояние линейной части и оборудования станций, что предопределяет изменение пропускной способности нефе - и газопроводов и изменение параметров работы при постоянной производительности. В этих условиях приходится решать следующие задачи: выбор оптимальной схемы работы при заданной производительности, определение параметров работы при максимальной загрузке, разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы.

Решение задачи повышения эффективности эксплуатации трубопровода полностью зависит от качества выполнения анализа функционирования всего трубопровода и отдельных его элементов в предшествующий период. Результаты анализа должны позволить сделать вывод о фактическом состоянии линейной части и оборудования, рациональности их использования, экономичности используемой технологической схемы и об основных причинах, снижающих эффективность работы.

В данной работе рассматриваются указанные проблемы и возможные методы их решения. Она будет полезна студентам при выполнении дипломных и курсовых проектов и других самостоятельных работ.

1. Основные положения проектирования магистральных трубопроводов

Магистральные трубопроводы (МТ) (газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы), как правило, прокладываются подземно [1]. Прокладка по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) и на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение.

Магистральные газопроводы (МГ) в зависимости от давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

I класс - при рабочем давлении свыше 2,5 до 10 МПа;

II класс - при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа.

Магистральные нефтепроводы (МН) и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра подразделяются на четыре класса:

I класс - при условном диаметре свыше 1000 до 1200 мм;

II класс - свыше 500 до 1000 мм;

III класс - свыше 300 до 500 мм;

IV класс - 300 мм и менее.

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения МТ и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны МТ.

Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться, исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода. Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при проектировании.

магистральный газонефтепровод трубопровод строительный

Выбор трассы трубопровода должен производиться по критериям оптимальности, учитывающим затраты при сооружении, техническом обслуживании и ремонте трубопроводов при эксплуатации, включая мероприятия по обеспечению сохранности окружающей среды, а также металлоемкость, конструктивные схемы прокладки, безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и т.д.

Диаметр трубопровода определяется расчетами в соответствии с нормами технологического проектирования.

При отсутствии необходимости в транспорте продукта в обратном направлении трубопровод следует проектировать из труб со стенкой различной толщины в зависимости от падения давления по длине трубопровода и условий эксплуатации.

В зависимости от условий прокладки и эксплуатации МТ и участки делятся на пять категорий:

IV - газопроводы диаметром менее 1200 мм и нефтепроводы диаметром менее 700 мм;

III - остальные нефтепроводы и газопроводы;

II - трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, переходы через болота II типа, газопроводы D<700 мм, пересекающие поймы рек;

I - переходы через водные препятствия нефтепроводов D<1000 мм и газопроводов, узлы пуска и приема очистных устройств, нефтепроводы на территории станций;

В - газопроводы на территории станций, переходы нефтепроводов D>1000 мм через водные препятствия.

Прокладка трубопроводов может осуществляться однониточно или параллельно другим трубопроводам - в техническом коридоре.

Под техническим коридором МТ понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях, при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы, допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

В пределах одного технического коридора допускается прокладывать:

для транспорта нефти (нефтепродуктов) - не более двух трубопроводов диаметром 1200 мм и не более трех трубопроводов диаметром 1020 мм и менее;

для транспорта газа (газового конденсата) - не более шести трубопроводов диаметром 1420 мм.

Трубопровод и узлы пуска и приема очистных устройств должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими их прохождение.

На трубопроводах предусматривается установка запорной арматуры на расстояниях, определенных расчетом, но не более 30 км.

При параллельной прокладке газопроводов узлы линейных кранов на отдельных нитках следует сдвигать не менее 100 м друг от друга по длине газопровода. В сложных условиях допускается сокращать это расстояние до 50 метров.

На обоих концах участков газопроводов между кранами, на узлах подключения компрессорной станции (КС) и узлах приема и пуска очистных устройств следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре газопровода до 1000 мм и не менее 50 м при диаметре газопровода 1000 мм и более. Диаметр продувочных свечей должен определяться из условия опорожнения участка между запорной арматурой за 1,5-2,0 часа. Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.

Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения должны быть связаны между собой перемычками.

Толщину стенок труб следует принимать не менее (1/140) Dн, но не менее 3 мм для труб условным диаметром 200 мм и менее, и не менее 4 мм для труб диаметром свыше 200 мм. Полученные расчетные значения толщины стенки округляются до ближайшего большего значения, предусмотренного ГОСТ или техническими условиями, в соответствии с фактической номенклатурой завода-изготовителя.

1.1 Магистральные газопроводы

В состав магистральных газопроводов (МГ) [2] входят: линейные сооружения, КС, газораспределительные станции (ГРС), пункты измерения расхода газа, станции охлаждения газа (СОГ) (при необходимости).

Параметры попутного газа, транспортируемого по МГ, следует принимать с учетом предотвращения выпадения конденсата в газопроводе.

Здания следует предусматривать для оборудования, размещение которого на открытых площадках недопустимо.

В состав линейных сооружений входят: газопровод с отводами и лупингами, переходы через естественные и искусственные препятствия, перемычки, узлы редуцирования, узлы очистки газопровода, узлы сбора продуктов очистки полости газопровода, узлы подключения КС, запорная арматура, система электроснабжения линейных потребителей, устройства контроля и автоматики, система телемеханизации, система оперативно-технической связи, система электрохимической защиты, здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома обходчиков и т.д.).

Для обеспечения максимальных значений коэффициента гидравлической эффективности (E) следует предусматривать периодическую очистку полости газопровода, как правило, без прекращения подачи газа.

Для предотвращения гидратообразования в начальный период эксплуатации предусматриваются устройства для заливки метанола в газопровод на выходе каждой КС и у линейного крана или перемычки посреди участка между КС.

Узлы линейной запорной арматуры, установки катодной защиты, усилительные пункты кабельной или радиорелейной линии связи, а также контролируемые пункты телемеханики следует предусматривать, как правило, совмещенными.

Диаметры резервных ниток перехода принимаются одинаковыми с диаметром МГ. Допускается предусматривать одну общую резервную нитку для газопроводов, проходящих в одном техническом коридоре и работающих с одинаковым рабочим давлением. Общую резервную нитку подключают автономно к каждому газопроводу.

При параллельной прокладке МГ следует предусматривать перемычки:

для газопроводов с одинаковым давлением - с запорной арматурой;

для газопроводов с различным давлением - с узлами редуцирования, предохранительными устройствами и запорной арматурой.

Перемычки располагают на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов (до и после кранов), а также до и после КС, между охранными кранами. В районах с холодным климатом, а также в труднодоступных местах, следует предусматривать перемычки у каждого линейного крана. Минимальное допустимое отношение внутреннего диаметра перемычки к внутреннему диаметру наименьшей из параллельных ниток принимается не менее 0,7.

Узлы очистки газопровода совмещают с узлами подключения КС. Для контроля положения очистных устройств в газопроводе следует предусматривать установку сигнализаторов (датчиков) за 1000 м до и после узла приема и запуска очистных устройств. На узлах очистки предусматриваются узлы сбора продуктов очистки полости газопровода.

Объем коллектора-сборника принимают по расчету в зависимости от загрязненности газа и устанавливаемого цикла очистки, но не более:

300 м3 - для газопровода диаметром 1020 и 1220 мм;

500 м3 - для газопровода диаметром 1420 мм.

Коллектор - сборник изготавливается подземным из таких же труб, как и газопровод на участках I категории.

На запорной арматуре на перемычках, на подключениях и отводах, на нитках многониточных переходов следует предусматривать автоматы аварийного закрытия кранов. Они должны обеспечивать закрытие кранов при темпе падения давления в МГ на 10-15% в течение 1-3 минут. При отсутствии автоматов предусматривается телеуправление этими кранами.

Для каждого линейно-производственного управления (ЛПУ) МГ следует предусматривать телемеханизацию линейной части газопровода в границах данного управления. Телемеханизация линейных сооружений МГ должна предусматриваться в границах участков между КС. Предусматривается контроль температуры грунта на глубине оси заложения трубопровода в середине участка между КС с установкой датчиков с передачей (по требованию) данных в диспетчерский пункт КС.

Количество газа, которое может быть передано по газопроводу в сутки (млн. м3/сут при 293,15 К и 0,1013 МПа) при стационарном режиме, максимально возможном использовании располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и принятых рабочих параметрах (рабочее давление, коэффициент гидравлической эффективности, температура грунта и воздуха, температура газа) называется пропускной способностью МГ.

Проектной пропускной способностью МГ называется пропускная способность, соответствующая оптимальному технологическому варианту.

Проектирование МГ производится по оценочной (расчетной) пропускной способности

, (1.1)

где QГ - заданная годовая производительность МГ (млрд. м3/год);

- оценочный коэффициент использования пропускной способности:

, (1.2)

где - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, = 0,95;

- коэффициент экстремальных температур, = 0,98;

- коэффициент надежности МГ (приложение 2).

Производительностью принято называть фактическое количество газа, передаваемое по МГ.

При проектировании МГ в качестве расчетных используются среднегодовые значения температуры грунта (на глубине заложения оси трубопровода) и воздуха (приложение 1).

1.2 Магистральные нефтепроводы

К магистральным нефтепроводам (МН) [3] относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортирования товарной нефти из районов добычи до мест потребления.

МН проектируют в однониточном исполнении с развитием их пропускной способности по очередям за счет увеличения числа насосно - перекачивающих станция (НПС). В отдельных случаях допускается сооружение лупингов или вставок, при технико-экономическом их обосновании. Проектирование нефтепроводов в многониточном исполнении возможно в следующих случаях:

заданная производительность не обеспечивается одной ниткой;

увеличение производительности до пределов, указанных в задании на проектирование, намечается в сроки, превышающие 8 лет;

упругость паров нефти, поступающей в резервуарные парки, при заданной производительности превышает 67 кПа.

При выборе параметров работы МН следует руководствоваться данными, приведенными в приложении 8.

При последовательной перекачке нефтей число циклов определяется на основании технико-экономических расчетов, Рекомендуется для предварительных расчетов принимать от 52 до 72 циклов в год.

На трубопроводах, предназначенных для последовательной перекачки нефтей, сооружение лупингов не допускается.

Толщину стенок трубопроводов определяют в соответствии с расчетной эпюрой давления с учетом категории участков.

Расчетная эпюра давлений должна определяться по эксплуатационным участкам между соседними НПС с емкостью. Эпюра должна строиться из условия подачи нефти от каждой НПС на НПС с емкостью при максимальном рабочем давлении, соответствующем максимальной суточной производительности.

Для уменьшения расхода металла, особенно для нефтепроводов диаметром 1020 и 1220 мм, рекомендуется применять высокопрочные трубы - предел прочности не ниже 580 МПа.

Запорную арматуру следует устанавливать через 15-20 км. Установку следует производить из условия минимального разлива нефти в случае возможной аварии МН.

Для удобства испытаний и повторных испытаний МН расстановку запорной арматуры следует, как правило, производить на границах смены толщины стенок участков МН большой протяженности.

С обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка манометров.

При проектировании нефтепровода, трасса которого проходит параллельно существующему МН, допускается использовать в качестве резервной нитки резервную нитку существующего нефтепроводу, при условии, что диаметр и допустимое рабочее давление в ней не меньше, чем для проектируемого МН.

Устройства приема и пуска скребков размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга. Устройства приема и пуска предусматриваются также на лупингах протяженностью более 3 км и отводах протяженностью более 5 км. Остальные НПС оборудуют устройствами для пропуска скребка.

МН оборудуется головными НПС и промежуточными НПС. В свою очередь, промежуточные НПС могут быть без резервуарного парка (РП) и с РП.

Головная НПС, находящаяся в начале МН, должна располагать РП емкостью от двух до трехсуточной производительности нефтепровода.

МН большой протяженности разбиваются на эксплуатационные участки длиной 400-600 км. Первая станция эксплуатационного участка оборудуется РП емкостью 0,3-0,5 суточной производительности нефтепровода.

РП устанавливаются также на НПС, где намечается осуществлять прием нефти с попутных промыслов или перераспределение грузопотоков в системе нефтепроводов. В этом случае объем РП предусматривается в размере 1,0-1,5 суточной производительности.

Полезный суммарный объем РП МН должен быть не менее величин, указанных в приложении 11.

НПС размещают, как правило, после переходов через большие реки и на площадках с благоприятными топогеологическими условиями, а также возможно ближе к населенным пунктам, дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения.

При параллельной прокладке проектируемого МН со строящимися или действующими нефтепроводами НПС этих нефтепроводов должны совмещаться.

Подключения других нефтепроводов и месторождений должны выполняться только на НПС.

Для перекачки нефти по МН, как правило, применяются специальные насосы по ГОСТ 12124-87 "Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов”.

Число НПС и их расстановка по трассе производится на основании гидравлического расчета нефтепровода. Гидравлический расчет выполняется с использованием расчетной пропускной способности нефтепровода, физических характеристик перекачиваемой нефти при расчетной температуре и расчетного диаметра.

Расчетная суточная пропускная способности (QC) определяется зависимостью

, (1.3)

где GГ - заданная годовая производительность, млн. т/год;

- число рабочих дней в году;

- плотность нефти при расчетной температуре, кг/м3;

- коэффициент, учитывающий возможность перераспределения потоков.

Значение коэффициента принимается равным:

1,05 - для трубопроводов, идущих параллельно с другими нефтепроводами и образующих систему;

1,07 - для одиночных нефтепроводов, по которым нефть от системы трубопроводов подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также для одиночных нефтепроводов, соединяющих системы;

1,10 - для одиночных трубопроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов.

Расчетное число рабочих дней МГ в году приведено в приложении 4.

Внутренний расчетный диаметр нефтепровода Dp, с учетом возможных загрязнений и переменной толщины стенок труб, определяется по формуле

, (1.4)

где - коэффициент, учитывающий засорение трубопровода при оптимальной периодичности очистки и телескопичность раскладки труб (приложение 12);

- внутренний диаметр труб.

В качестве расчетной температуры принимается минимальная температура нефти в трубопроводе, определенная с учетом тепловыделения, обусловленного трением потока и теплоотдачи в грунт при минимальной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода.

1.3 Особенности проектирования трубопроводов для транспорта сжиженных углеводородов

Углеводороды с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 200 С свыше 0,2 МПа относятся к нестабильным жидкостям. Снижение давления в трубопроводе ниже упругости насыщенных паров продукта, а также истечение этих жидкостей через не плотности в трубопроводе сопровождаются переходом жидкости в газообразное состояние. Испарение сопровождается снижением температуры. Эти и другие причины предопределяют необходимость повышенных требований к трубопроводам для транспорта нестабильных углеводородов.

Минимальное давление в любой точке таких трубопроводов должно превышать упругость насыщенных паров при температуре перекачки на 0,5 МПа.

Упругость паров продукта при расчетной температуре принимается, исходя из максимально возможной температуры при эксплуатации.

Рабочее давление при расчете трубопроводов определяется как сумма максимального давления, развиваемого насосами, и упругости насыщенных паров продукта.

Расстояние между запорной линейной арматурой должно быть не более 10 км.

На обоих концах каждого участка трубопровода между запорной арматурой устанавливают специальные ответвления. Диаметры ответвлений определяются из условия опорожнения участка за 1,5-2,0 часа.

Трубопроводы диаметром 150 мм и более оснащаются узлами приема и пуска очистных устройств на расстоянии не более 50 км друг от друга.

В составе НПС для приема продукта при срабатывании предохранительных клапанов, а также для создания на входе насосов противокавитационного напора необходимо предусматривать резервуары общей емкостью, равной 0,03-0,06 суточной производительности МТ. Емкость подпорных резервуаров должна составлять 10% от часовой производительности НПС.

На головной НПС, кроме подпорных резервуаров, предусматриваются резервуары для приема нефтепродуктов при аварийной обстановке на трубопроводе, если у предприятия - поставщика они отсутствуют. Суммарная емкость резервуаров на головной НПС и на предприятии - поставщике должна равняться трехсуточной производительности МТ.

Подпорные резервуары располагаются таким образом, чтобы удовлетворялось условие

Н>1,2 (hд+hтр), (1.5)

где Н - превышение нижней образующей резервуара над осью всасывающего трубопровода насоса;

hд - допустимый подпор насоса;

hтр - потери напора на трение в трубопроводе от резервуара до насоса.

2. Расчет параметров работы магистральных газопроводов

Пропускная способность и режим работы магистрального газопровода (МГ) определяется совместной работой КС и линейных участков, его составляющих. При этом режимы работы отдельных КС и участков, в связи с различием их геометрических размеров, давления и температуры газа, значительно отличаются, что диктует необходимость поочередного расчета всех элементов системы. Выходные параметры одного элемента являются входными параметрами следующего за ним. Таким образом, поочередно следуют расчеты работы участков и компрессорных станций. На каждом этапе ведется проверка соответствия полученных параметров условиям нормальной работы газопровода и оптимальности режима.

По аналогичной схеме будет работать математическая модель МГ при расчетах на ЭВМ. Для ее реализации требуется формализовать работу основных элементов системы: участок, газоперекачивающий агрегат (ГПА), пылеуловитель (ПУ), аппарат воздушного охлаждения (АВО).

Рассмотрим поочередно основные уравнения, позволяющие оценить изменения параметров газа при его перемещении по элементам МГ, и на их основе составим алгоритмы решения важнейших задач эксплуатации газопровода.

2.1 Физические свойства газа

Широкое использование ЭВМ диктует необходимость аналитического определения физических свойств газа. При гидравлических и тепловых расчетах МГ используются следующие физические величины: коэффициент сжимаемости, динамическая вязкость, удельная теплоемкость и коэффициент Джоуля - Томсона. Базовым параметром является относительная плотность газа , или плотность газа при стандартных условиях , между которыми существует следующая связь:

. (2.1)

Коэффициент сжимаемости (z) и динамическая вязкость газа () определяются через приведенные значения давления и температуры:

, (2.2)

где и - приведенные давление и температура;

и - давление, при котором определяются свойства и критическое давление газа;

и - температура, при которой определяются свойства и критическая температура газа:

(2.3)

. (2.4)

В настоящее время для определения коэффициента сжимаемости и динамической вязкости газа рекомендуется использовать следующие зависимости [2]:

, (2.5)

где ;

(2.6)

,

где - динамическая вязкость газа, Па c.

Удельная теплоемкость cp (кДж/ (кгК)) и коэффициент Джоуля - Томсона Di (К/МПа) газа определяются из уравнений (2.7) и (2.8):

, (2.7)

. (2.8)

При решении задач следует постоянно следить за соответствием условий, при которых определяются физические свойства газа реальным, условиям рассчитываемого участка газопровода.

2.2 Расчет давления

Давление является основным параметром, по которому контролируется режим работы трубопроводов. Газ поступает на КС с давлением и температурой в конце подводящего трубопровода (головная КС) или предшествующего участка (промежуточные КС) Р2 и Т2. На выходе станции (в начале следующего участка) давление будет Р1. Степень сжатия станции при этом составит

. (2.9)

Учитывая потери во входном и выходном коллекторах, степень сжатия нагнетателей должна быть более высокой:

, (2.10)

где - потери давления во входном и выходном коллекторах КС (приложение 3);

- потери давления в аппаратах воздушного охлаждения, = 0,0588 МПа.

Возможность реализации требуемой степени сжатия определяется располагаемой мощностью привода нагнетателя :

, (2.11)

где - потребляемая мощность двигателя и внутренняя мощность нагнетателя;

- механический кпд нагнетателя (приложение 4).

Для электроприводных ГПА .

Внутренняя мощность нагнетателя определяется с помощью приведенных характеристик:

, (2.12)

где - приведенная мощность нагнетателя,

- фактическая и номинальная частота вращения ротора нагнетателя;

- плотность газа при условиях входа в нагнетатель, кг/м3.

, (2.13)

где - давление (абсолютное) газа на входе нагнетателя и при стандартных условиях, Па;

- температура газа на входе нагнетателя и при стандартных условиях, Т;

- коэффициент сжимаемости газа при условиях входа в нагнетатель;

R - газовая постоянная, Дж/ (кгК):

. (2.14)

Допускается определение внутренней мощности из (2.15)

, (2.15)

где - внутренняя мощность, кВт;

Q - производительность нагнетателя, млн. м3/сут;

- политропический кпд нагнетателя;

- показатель адиабаты сжатия, =1,31.

Располагаемая мощность ГТУ и электродвигателя зависит от условий их работы и для ГТУ определяется по формуле (4.7).

Используя (2.11) и (2.15), можно определить максимальную производительность нагнетателя, а соответственно и КС, при требуемой степени сжатия и располагаемой мощности ГПА или максимальную степень сжатия при заданной производительности. Полученный таким образом результат не всегда может быть реализован при использовании конкретного типа нагнетателя с заданной проточной частью. Реализуемые значения степени сжатия определяются только по приведенным характеристикам ЦН.

Приведенная характеристика нагнетателя представляет собой графическое изображение трех функций:

.

Аналитически эти функции можно аппроксимировать полиномами

(2.16)

где QЛР - приведенная производительность, м3/мин:

, (2.17)

где - номинальная и фактическая частота вращения рабочего колеса нагнетателя;

QВ - производительность при условиях входа в нагнетатель, м3/мин

, (2.18)

где - производительность нагнетателя при стандартных условиях, млн. м3/сут.

Для определения коэффициентов a, b и с достаточно использовать значения при производительностях нагнетателя:

ПРmin - минимальная производительность;

ПРmax - максимальная производительность;

ПРmax1 - производительность при максимальном значении политропического кпд;

ПРmax2 - производительность при максимальном значении приведенной мощности.

Зависимость описывается для случая

, (2.19)

где - приведенные параметры нагнетателя (приложение 6);

- приведенная частота вращения рабочего колеса ЦН.

Развиваемая ЦН степень сжатия при любой частоте вращения может быть пересчитана по уравнению

, (2.20)

где - степень сжатия ЦН при приведенной частоте вращения, равной 1,00.

Уравнение (2.20) позволяет определить частоту вращения рабочего колеса, при которой ЦН создает требуемую степень сжатия:

. (2.21)

При этом должны соблюдаться условия (2.11), (2.22), (2.23) и

, (2.22)

. (2.23)

Давление на выходе КС не должно превышать рабочего давления МГ :

. (2.24)

После компримирования газ, пройдя через АВО (на МГ большого диаметра), поступает в участок с параметрами Р1 и Т1.

Основным расчетным уравнением для участка МГ является уравнение пропускной способности. В общем случае пропускная способность участка зависит от его длины, внутреннего диаметра труб, перепада давления, физических свойств газа и рельефа трассы. Учитывая, что плотность газа мала, влиянием рельефа чаще всего можно пренебречь. Согласно ОНТП газопровод рассчитывается как горизонтальный при разности геодезических отметок менее 100 м. В этом случае уравнение пропускной способности используется в следующем виде:

, (2.25)

где - пропускная способность участка, млн. м3/сут;

- давление в начале и в конце участка, МПа;

- эквивалентный диаметр труб, м;

- коэффициент сжимаемости газа при среднем значении давления и температуры в участке;

- средняя температура газа в участке, К;

- длина участка, км;

- расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления.

Для определения теоретического значения при турбулентном течении газа рекомендуется формула ВНИИгаза:

, (2.26)

где - эквивалентная шероховатость труб;

- число Рейнольдса:

. (2.27)

При полной загрузке МГ чаще всего работают в квадратичной зоне, и в этом случае (2.26) при рекомендуемом значении k=0,03 мм принимает вид

, (2.28)

где - внутренний диаметр труб, мм.

Работа газопровода в квадратичной зоне наблюдается при производительностях, превышающих переходное значение :

. (2.29)

При определении гидравлического сопротивления учитывают возможность засорения трубопровода в процессе эксплуатации и наличие местных сопротивлений:

, (2.30)

где - коэффициент эффективности работы участка, принимаемый при регулярной очистке МГ равным 0, 95.

В связи с тем, что давление по длине участка меняется нелинейно, среднее давление P определяется как среднегеометрическое:

. (2.31)

Практически участок между КС представляет собой либо несколько параллельных трубопроводов, каждый из которых состоит из нескольких подучастков с различным внутренним диаметром, либо несколько подучастков, отличающихся числом ниток или внутренним диаметром. Расчет таких сложных трубопроводов заменяют расчетом простого, используя понятия эквивалентного диаметра или коэффициента расхода.

Эквивалентным диаметром называется диаметр простого трубопровода, имеющего пропускную способность, равную пропускной способности реального трубопровода при прочих равных условиях.

Коэффициентом расхода называют отношение пропускной способности реального трубопровода к пропускной способности эталонного трубопровода с произвольно выбранным эталонным диаметром при прочих равных условиях:

. (2.32)

Для случая простого трубопровода

, (2.33)

где и - диаметр и коэффициент гидравлического сопротивления простого трубопровода;

и - диаметр и коэффициент гидравлического сопротивления эталонного трубопровода.

При квадратичном режиме течения газа

. (2.34)

При параллельном соединении простых трубопроводов

, (2.35)

. (2.36)

При последовательном соединении трубопроводов

, (2.37)

, (2.38)

где - длина участка и подучастков.

Для сложного газопровода с последовательным и параллельным соединением участков коэффициент расхода или эквивалентный диаметр определяются последовательным использованием формул (2.35) и (2.37) или (2.36) и (2.38).

При расчете МГ с применением коэффициента расхода (2.25) имеет следующий вид:

, (2.39)

где - диаметр и коэффициент гидравлического сопротивления эталонного трубопровода.

Уравнения (2.25) и (2.39) позволяют определить давление газа в конце участка Р2 (на входе в следующую КС).

2.3 Расчет температуры

Газ, поступающий на КС с температурой , при компримировании нагревается до температуры :

. (2.40)

На МГ малого диаметра температура на выходе станции равняется . Если станция оборудована АВО, то в этом случае

, (2.41)

где - теоретический теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах, Вт;

- коэффициенты тепловой эффективности АВО при 1,2 и 0 работающих вентиляторах;

- количество АВО, работающих с 2,1 и 0 вентиляторов;

- массовый расход газа через все АВО, кг/с;

- теплоемкость газа при условиях АВО, Дж/ (кг град) при

, (2.42)

Теплосъем Q0 удобно определять по номограммам теплового расчета АВО в зависимости от G1 и (ТнА) [4]. Для АВО 2АВГ-75с Q0 можно определить из следующей зависимости

, (2.43)

где Q0 - теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах, кВт;

- температура воздуха, К;

- массовый расход одного АВО, кг/с.

Значения коэффициентов kA2,и определяются по результатам эксплуатации АВО. В первом приближении можно принять =0,55-0,60, =0,18-0, 20.

Количество работающих вентиляторов для реализации заданной температуры на выходе КС определяется из (2.41). Принимая во внимание, что при регулировании температуры сначала отключают поочередно по одному вентилятору на всех АВО и только после этого начинают отключение вторых, в сумме уравнения (2.41) никогда не будет больше двух слагаемых. Для определения схемы работы удобно воспользоваться величиной среднего коэффициента эффективности:

, (2.44)

где - количество работающих на КС АВО.

В зависимости от величины возможны следующие варианты:

; ;

;

.

Схема работы АВО определяется из условия минимума затрат электроэнергии для обеспечения оптимальной температуры газа за КС. Не рекомендуется принимать температуру на выходе КС более 500 С.

Газ в участке охлаждается вследствие теплообмена с окружающей средой и его расширения при снижении давления. С учетом этих факторов температуру в конце участка можно определить из уравнения ВНИИгаза:

, (2.45)

где - коэффициент, характеризующий интенсивность снижения температуры газа по длине участка:

; (2.46)

- полный коэффициент теплопередачи, = (1,5-2,0) Вт/ (м2град);

- температура грунта на глубине заложения трубопровода.

Пренебрегая влиянием дроссельного эффекта получим уравнение Шухова В. Г.:

. (2.47)

В соответствии с (2.46) температура газа стремится к температуре окружающей среды. С учетом дроссельного эффекта температура газа в конце участка будет меньше температуры окружающей среды. При температуре грунта близкой к 00 С температура газа может быть отрицательной, что вызовет промерзание грунта вокруг труб и приведет к появлению дополнительных деформаций трубопровода. Рекомендуется ограничивать температуру газа в конце участка Т2 = 271-273 К, что приводит к ограничению температуры газа на выходе КС. Если МГ проложен в многолетнемерзлых грунтах, то температура газа в конце участка может быть равной температуре грунта. Минимальная температура на выходе КС определяется из (2.45).

Так как температура газа по длине участка меняется экспоненциально, то средняя температура определяется как среднегеометрическая:

. (2.48)

2.4 Определение производительности КС и участка

Для определения производительности МГ оборудуют пунктами замера газа (ПЗГ), оборудованным стандартными системами измерения расхода газа. ПЗГ устанавливаются в основном на КС, где производятся приемо-сдаточные операции (головная КС, КС на границах управлений и т.п.). Производительность остальных участков определяют расчетным методом, уменьшая количество газа по мере его продвижения на величину газа, потребленного на технологические нужды. При однониточном исполнении такой метод обеспечивает достаточную точность для анализа работы газопровода. Для многониточных систем, какими являются МГ Тюменской области, переток газа по перемычкам практически исключает возможность этим методом добиться приемлемой точности. В этом случае при анализе работы отдельной нитки системы требуется проведение специальных исследований при закрытых перемычках. Альтернативой этому является использование косвенных методов определения производительности отдельных элементов системы.

Производительность отдельных нагнетателей определяется по их приведенным характеристикам. Суммируя производительность параллельно работающих нагнетателей или групп нагнетателей, определяют производительность цеха. Производительность каждой нитки системы находится с учетом перетока газа по перемычкам на выходе КС. Переток газа по перемычкам рассчитывается по изменению температуры газа за перемычкой [5].

Анализ приведенных характеристик ЦН показал, что наиболее устойчивой является характеристика приведенной мощности, и ее использование позволит определить производительность нагнетателя с точностью, превышающей 4%. Для этого определяются давление и температура газа на входе и выходе нагнетателя и частота вращения рабочего колеса. Давление измеряется манометрами класса точности не ниже 0,4; для измерения температуры используются термометры с ценой деления 0,1-0,2 градуса. Частоту вращения следует измерять тахометрами класса точности не ниже 0,5. Проведение серии измерений, с последующей статистической обработкой результатов, позволяет добиться желаемой точности определения производительности.

Используя полученные исходные данные, определяют:

1) степень сжатия нагнетателя;

2) температурный показатель политропического сжатия

; (2.49)

3) коэффициент сжимаемости газа при условиях входа в нагнетатель;

4) величину в зависимости от (приложение 7);

5) величину А

; (2.50)

6) задавшись двумя значениями приведенной производительности, определяют соответствующие им значения приведенной мощности:

; ; (2.51)

7) полученные значения приведенной мощности наносят на приведенную характеристику нагнетателя и соединяют прямой линией, точка пересечения с характеристикой приведенной мощности дает приведенную производительность нагнетателя;

8) определяется коммерческая производительность нагнетателя

. (2.52)

Таким образом, определена производительность ЦН и, соответственно, цеха. Чаще всего на выходе станции происходит перераспределение расходов цехов по перемычкам между нитками. Для определения величины перетока можно воспользоваться информацией о температуре газа в нитках до и после перемычки. С этой целью фиксируется температура газа в каждой нитке до и после перемычки:

TA1 и ТA2 - температура за АВО первого и второго цеха;

T11 и Т12 - температура после перемычки в первой и во второй нитке;

Q1 и Q2 - производительность первого и второго цеха.

Если температура газа в нитке после прохождения перемычки не меняется, то имеет место переток от этой нитки. Изменение температуры свидетельствует о притоке газа в нитку. Понятно, что картина будет тем яснее, чем больше разница температур газа за АВО и величина перетока. Рекомендуется перед измерениями, включением и выключением вентиляторов или открытием байпасов добиться максимальной разницы температур и выдержать этот режим в течение 15-20 минут. Используя уравнение баланса тепла, можно записать

. (2.53)

Точность определения перетока при этом методе будет невысокой, порядка 10%, что позволяет определить производительность газопровода с учетом малости перетока по сравнению с общим потоком с точностью порядка 1-2%.

2.5 Оценка состояния внутренней полости участка

Несмотря на тщательную подготовку газа к дальнему транспорту, в трубопровод попадает значительное количество воды и конденсата. Кроме того, в газе содержатся продукты коррозии металла и масло из уплотнений нагнетателей. Посторонние примеси постепенно накапливаются во внутренней полости газопровода, увеличивая его гидравлическое сопротивление. Состояние внутренней полости участка газопровода характеризуется величиной коэффициента гидравлической эффективности Е, представляющего собой отношение фактической производительности участка к его пропускной способности при тех же параметрах работы:

. (2.54)

Чаще всего гидравлическая эффективность работы МГ определяется наличием жидкости в газе. При движении жидкости в потоке газа часть ее движется в виде пленки по стенкам труб. Толщина пристенного слоя зависит от содержания жидкости в газе и скорости движения газа в трубопроводе. Количество жидкости в пристенном слое не может превысить величину, определяемую соотношением этих факторов. Следовательно, каждому их сочетанию соответствует своя минимальная величина Еmin:

, (2.55)

где WB - объемное содержание жидкости в газе;

W - средняя скорость течения газа в участке, м/с.

Достигнув минимального значения, гидравлическая эффективность в дальнейшем меняется вслед за изменением производительности МГ и содержания жидкости в газе. Содержание жидкости при нормальной работе установок подготовки газа является величиной достаточно стабильной, и изменения Е происходят в основном за счет изменения производительности газопровода. При нарушении работы установок подготовки газа содержание жидкости меняется скачкообразно, что приводит к резкому снижению эффективности головных участков. Производительность газопровода меняется синусообразно в соответствии с сезонным изменением потребления газа, достигая максимума в холодный период и минимума в теплый.

Объем отложений в трубопроводе можно ориентировочно определить, исходя из равномерного их распределения по длине участка:

, (2.56)

где VOT - объем отложений в участке газопровода;

VTP - геометрический объем внутренней полости труб участка;

- постоянный для данного участка коэффициент, = 1,8-2,0.

Уравнение (2.56) позволяет решить обратную задачу, определить эффективность участка при известном объеме отложений. Объем жидкости, накопившийся в участке, можно оценить по разности содержания воды в газе на входе и выходе участка.

На практике значение Е определяется с использованием диспетчерских данных по работе МГ по формулам (2.54) и (2.25). Точность определения эффективности работы участка по одному режиму будет определяться точностью измерения производительности и точностью определения пропускной способности участка:

. (2.57)

В свою очередь, точность определения пропускной способности зависит от достоверности информации о длине и диаметре участка, свойствах транспортируемого газа, точности измерения давления и температуры и точности определения коэффициента гидравлического сопротивления. Принимая во внимание, что ошибка в определении длины и диаметра является систематической и может быть откорректирована по результатам расчетов, можно представить следующим образом:

, (2.58)

где - средняя точность измерения давления;

- средняя точность измерения температуры;

- точность определения плотности газа;

- точность определения коэффициента гидравлического сопротивления участка.

Следовательно, обработка одного режима работы участка не позволит определить Е с точностью не менее 5%. Для получения результата с достаточной точностью, порядка (0,1-0,2) %, необходимо определять Е статистической обработкой серии из n режимов:

, (2.59)

где - требуемая точность определения Е.

Если производить обработку выбранных подряд режимов из периода стабильной работы МГ в течение 2-3 суток, то нужную точность обеспечат 10-12 режимов.

2.6 Определение оптимальной периодичности очистки

Постепенное засорение газопровода приводит к снижению Е и снижению его пропускной способности. Если МГ работает с недогрузкой, то уменьшение Е сопровождается увеличением степени сжатия КС и, соответственно, возрастанием затрат энергии на транспорт газа. В этом случае все мероприятия, направленные на поддержание Е на более высоком уровне, приводят к снижению затрат на компримирование газа, следовательно, к снижению затрат топливного газа или электроэнергии. В условиях эксплуатации МГ основными мероприятиями по повышению Е являются периодическая очистка и продувка участков.

В общем случае убытки при продувке участка связаны с потерей газа. При многониточных газопроводах продувку осуществляют поочередным отключением отдельных ниток, что исключает безвозвратные потери газа, и в этом случае ущерб связан со снижением производительности МГ и увеличением затрат на компремирование газа. При работе газопровода с недогрузкой убытков от недопоставки газа может не быть.

В случае очистки газопровода дополнительные затраты связаны с приобретением очистных устройств, снижением производительности МГ, безвозвратными потерями газа при сбросе продуктов очистки и заработной платой дополнительного персонала.

Увеличение затрат на поддержание на высоком уровне эффективности работы газопровода приводит к росту прибыли от транспортной работы. Оптимальной величине гидравлической эффективности должна соответствовать максимальная прибыль от транспорта газа.

Для данного случая изменение прибыли от транспорта газа по МГ можно представить следующим образом:

, (2.60)

где T - тариф на транспорт газа по данному газопроводу, руб/млн м3;

Q1 и Q2 - годовая производительность МГ до и после проведения мероприятия, млн м3;

SM1 и SM2 - затраты, связанные с проведением данного мероприятия (очистка, продувка и т.п.), руб.

Если проводимое мероприятие не преследует цель повышения производительности МГ, то оптимальному варианту соответствует минимум затрат SM. При очистке участка они будут состоять из стоимости энергии на транспорт газа и стоимости очисток:

, (2.61)

где

QT - годовой объем топливного газа, затраченный на транспорт газа, при n очисток участка в год;

CT - стоимость топливного газа;

CO - стоимость одной очистки.

Потребляемое количество топливного газа зависит от мощности, затрачиваемой ГТУ на сжатие газа:

, (2.62)

где TO - число рабочих дней МГ в году;

QH - низшая теплотворная способность газа, кДж/м3;

- кпд двигателя.

Потребляемая мощность ND определяется из уравнений (2.11) и (2.15). Степень сжатия КС определяется из уравнения пропускной способности:

, (2.63)

где , (2.64)

EС - среднее значение коэффициента эффективности участка за межочистной период.

В общем случае, после очистки участка Е снижается от начального значения Е0 экспоненциально до минимального значения и, достигнув его, остается относительно постоянной величиной. Так как это изменение происходит медленно, а при определении оптимальной периодичности не требуется высокой точности, то можно представить изменение эффективности линейной зависимостью, тогда

, (2.65)

где E1 и E2 - эффективность работы участка в начале и в конце межочистного периода.

Значения E1 и E2 принимаются по результатам анализа работы МГ или согласно результатам расчетов по (2.56).

2.7 Определение оптимальной температуры

Основной причиной установки АВО на КС является необходимость обеспечения сохранности антикоррозионной изоляции и устойчивости трубопровода. С другой стороны, охлаждение приводит к снижению средней температуры газа в участке, что сопровождается снижением гидравлического сопротивления и, как следствие, повышением пропускной способности участка или при неизменной производительности снижением затрат энергии. Снижение средней температуры на 3-4 градуса приводит к повышению пропускной способности на 1%. Следовательно, охлаждение газа является достаточно эффективным способом повышения экономичности работы МГ.

Оптимизация температурного режима МГ может рассматриваться в двух аспектах:

оборудование КС установками охлаждения газа;

выбор оптимального числа работающих вентиляторов на установленных АВО.

Установка новых АВО приводит к повышению стоимости основных фондов КС. Доля АВО в стоимости станции составляет (3-4) %. В соответствии с (2.60) и (2.15), охлаждение газа приведет к снижению затрат мощности ГПА на его транспорт и, как следствие, к снижению стоимости энергии на перемещение газа по участку. В АВО газ охлаждается воздухом, подаваемым вентиляторами с приводом от электродвигателей, что увеличивает затраты электроэнергии на КС.

...

Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.