Технологические особенности эксплуатации газонефтепроводов

При циклической перекачке эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух режимах: часть планового времени ф2 перекачка ведется на повышенном режиме с производительностью Q2 > Qпл (например, если на каждой НПС включено mm магистральных насосов). Остаток времени ф1 нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью Q1 < Qпл (например, если на каждой НПС выключено по одному магистральному насосу).

Параметры циклической перекачки определяются решением системы уравнений

где Vгод - плановый (годовой) объем перекачки нефти,

Vгод = 24Np·Qпл; ф1,ф2 - продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах.

Значения Q1 и Q2 определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций (рисунок 5.9) либо аналитически.

Рис. 13. Совмещенная характеристика нефтепровода при циклической перекачке 1- характеристика нефтеперекачивающих станций после отключения части насосов (например, одного на каждой станции); 2 - характеристика нефтеперекачивающих станций до отключения части насосов; 3 - характеристика трубопровода при циклической перекачке

Решение системы сводится к вычислению времен ф1 и ф2



Расчет НПС по трассе нефтепровода

Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Рассмотрим реализацию этого метода для случая округления числа перекачивающих станций в большую сторону на примере одного эксплуатационного участка. В работе находятся три перекачивающие станции, оборудованные однотипными магистральными насосами и создающие одинаковые напоры HСТ1= HСТ1= HСТ1. На ГПС установлены подпорные насосы, создающие подпор hП. В конце трубопровода (эксплуатационного участка) обеспечивается остаточный напор hОСТ По известной производительности нефтепровода определяется значение гидравлического уклона i. Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах сжатого профиля трассы. Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится отрезок AC, равный суммарному активному напору перекачивающих станций AC=hП+n·HСТ. Вычитая из суммарного активного напора отрезок СС1, равный величине hОСТ, строим через точки С1B1 прямую линию, параллельную гипотенузе гидравлического треугольника abc. Точка C1 должна совпадать с конечной отметкой zК нефтепровода.

Место положения на трассе второй перекачивающей станции определяется с помощью отрезка, проведенного из вершины напора HСТ1 параллельно линии гидравлического уклона до пересечения с профилем. Расположению второй перекачивающей станции будет соответствовать точке M на профиле трассы.Аналогичными построениями определяется место размещения следующей станции.

Исходными данными для расчета (он выполняется для наиболее неблагоприятных условий) нефтепродуктопровода являются данные о годовом объеме и свойствах нефтепродуктов, предназначенных к транспорту, дальности перекачки, допустимых концентрациях нефтепродуктов друг в друге, а также профиль трассы.

Расчетная часовая пропускная способность нефтепродуктопровода определяется как сумма объемных расходов каждого из нефтепродуктов

,

где - соответственно годовой план перекачки и расчетная плотность i -го нефтепродукта;

m - число последовательно перекачиваемых нефтепродуктов.

По известному часовому расходу подбираются основные и подпорные насосы, таким образом, чтобы Qчас была максимально близка к их номинальной подаче, удовлетворяя условию 0,8Qном Qчас 1,2Qном.

Определение экономически целесообразного диаметра нефтепродуктопровода производится, исходя из необходимости перекачки с расходом Qчас наиболее вязкого из нефтепродуктов.

Далее строится совмещенная характеристика перекачивающих станций и трубопровода при работе на каждом из нефтепродуктов. По совмещенной характеристике определяют соответствующие рабочим точкам производительности перекачки каждого из нефтепродуктов Qчас 1, Qчас 2...Qчас m.

Определяется фактическое число суток перекачки каждого нефтепродукта Ni = Gгод i / 24 iQчас i

и проверяется выполнение условия, что суммарная продолжительность перекачки всех нефтепродуктов в течение года не превышает 350 суток, т.е..

Проверку выполнения данного неравенства целесообразно выполнить не только для найденного числа перекачивающих станций, но и для меньшего. Это связано с тем, что гидравлический расчет нефтепродуктопровода при принятых допущениях выполняется, как правило, с большим запасом.

К дальнейшему расчету принимается то количество перекачивающих станций, которому соответствует суммарное число дней перекачки нефтепродуктов, ближайшее меньшее по отношению к 350.

Расчет нефтепровода при заданном числе перекачивающих станций

В соответствии с нормами технологического проектирования, перекачивающие станции предпочтительно размещать вблизи населенных пунктов, источников энерго- и водоснабжения, существующей сети железных и шоссейных дорог. Кроме того, определенные требования предъявляются и к площадкам ПС. Таким образом, в ряде случаев местоположение ПС может быть задано изначально.

Рис. 14

При этом в процессе проектирования приходится решать обратную задачу: не выполнять расстановку ПС с учетом требований к их напору и подпору, а проверять выполнение условий по допустимым напорам и подпорам станций при их заданном положении по трассе.

Рассмотрим расчетную схему нефтепровода с фиксированным размещением станций.

В пределах эксплуатационного участка подпор на входе с-й ПС и напор на ее выходе определяются выражениями



,

,

где zC=zC-z1 - разность геодезических отметок с-й ПС и начала нефтепровода;

hП=aП - bПQ 2-m - подпор на ГПС;

HСТ i =mM i(aM i - bM iQ 2-m) - напор, развиваемый насосами i-й ПС;

mM i -количество работающих магистральных насосов на i-й ПС;

Q - производительность трубопровода, определяемая из уравнения баланса напоров для магистрали в целом.

Рис. 15

Для каждой i-й ПС вычисляются значения фактического подпора Hi и напора HПСi , которые должны удовлетворять условиям

;

,

где Hmin i, HПC max i - соответственно разрешенные

значения минимального подпора на входе и максимального напора на выходе i-й ПС.

Расчет коротких нефтепроводов

В ряде случаев при незначительной протяженности нефтепровода требуется принять решение о сооружении одной либо двух перекачивающих станций. Такие нефтепроводы называются короткими, и их расчет сводится к выбору наиболее выгодного варианта при двух значениях числа станций, т. е. при n1=1 и n2=2

Для каждого j-го варианта определяется расчетная длина LPj и величина zj. Для этого по заданной производительности Q определяются напоры подпорного и магистрального насосов (hП и hМ). Из начальной точки профиля откладывается подпор hП и дважды величина напора HСТ=mMhM. Отложив из конечной точки трубопровода величину остаточного напора hОСТ, проводятся линии гидравлических уклонов i1 и i2.

В общем случае при анализе профиля нефтепровода могут быть перевальные точки, и расчетная длина для каждого из рассматриваемых вариантов может быть различной. При наличии перевальных точек из уравнения баланса напоров исключается величина hОСТ, а разность геодезических отметок составит zj=zПТ j - zН. Если перевальные точки отсутствуют, то LP j = L и z j= zК - zН.

Уравнение баланса напоров для j-го варианта (при n=1 и n=2) имеет вид

,

Откуда

.

Далее полученные значения диаметров округляются до ближайших стандартных значений (в большую сторону). После этого выполняется сопоставительный экономический расчет по каждому конкурирующему варианту.

Изменение подпора при изменении вязкости

В течение года при сезонной смене температуры вязкость транспортируемой нефти изменяется. В случае повышения температуры нефти от t1 до t2 , вязкость нефти уменьшается. Это приводит к уменьшению гидравлического сопротивления трубопровода (H2<H1) и возрастанию расхода (Q2>Q1).

Рассмотрим влияние изменения вязкости нефти на величину подпоров ПС. Предположим, что на всех станциях установлено одинаковое число однотипных насосов, подпор на головной перекачивающей станции hП , остаточный напор на конечном пункте hОСТ. Примем для простоты, что нефтепровод состоит из одного эксплуатационного участка NЭ=1, а число ПС составляет n.

Напор перекачивающей станции в зимний период составит

в летний период

,

где H1, H2 - суммарные потери напора в трубопроводе, соответственно в зимний и летний периоды.

Из начальной точки профиля трассы отложим в вертикальном масштабе значения H1 и H2 , затем вершины отрезков соединим прямыми с точкой zK+hОСТ. Полученные линии соответствуют положению линий гидравлических уклонов в зимний i1 и летний i2 периоды.

Представим, что трасса трубопровода - восходящая прямая AB. Как видно из построений, при расстановке станций такая трасса будет разбита на равные участки длиной L/n. При этом линии гидравлических уклонов i1 и i2 пересекут линию AB в одних и тех же точках. Это говорит о том, что при монотонном профиле трассы нефтепровода изменение вязкости нефти не оказывает влияния на величину подпоров на входе промежуточных ПС.

В реальных условиях профиль трассы может быть сильно пересеченным, тогда расстояния между перекачивающими станциями будут неодинаковы (l1l2l3ln). Рассмотрим изменение подпора перед ПС в этом случае.

Величину подпора HC перед с-й ПС можно найти из уравнения баланса напоров

,

Откуда

,

где a=mM aM и b=mM bM.

Значение расхода в выражении определяется из уравнения баланса напоров нефтепровода в целом, что позволяет записать

.

После подстановки получим

Откуда



Как следует из выражения, от величины вязкости зависит только один сомножитель , так как.

Введем обозначения:

;

;

-среднее расстояние между перекачивающими станциями на участке до с-й ПС;

-среднее арифметическое расстояние между ПС;

С учетом принятых упрощений выражение можно представить в виде

,

где .

Величина F прямо пропорционально зависит от изменения вязкости нефти: при снижении вязкости уменьшается и величина F.

Если выполняется условие Lср< lср(С), то при уменьшении вязкости подпор на с-й ПС возрастает. В противном случае при Lср> lср(С) подпор на с-й ПС снижается и может оказаться меньше допустимого значения Hmin (рис. 1. 21). В случае расстановки ПС согласно гидравлическому расчету при минимальной температуре нефти (t1=tmin, 1=mах), необходимо проанализировать работу каждого перегона в летний период.

В летнее время, если позволяет прочность трубы, можно увеличить подпор на ГПС включением дополнительного последовательно соединенного подпорного насоса.

Регулирование режимов работы НПС

Режимы работы нефтепровода определяются подачей и напором насосов ПС в рассматриваемый момент времени, которые характеризуются условиями материального и энергетического баланса перекачивающих станций и трубопровода. Любое нарушение баланса приводит к изменению режима работы и обуславливает необходимость регулирования.

К основным факторам, влияющим на режимы работы системы «ПС - трубопровод», можно отнести следующие:

переменная загрузка нефтепровода, вызванная различной закономерностью работы поставщиков нефти, нефтепровода и потребителей (НПЗ);

изменение реологических параметров нефти вследствие сезонного изменения температуры, а также влияния содержания воды, парафина, растворенного газа и т. п.;

технологические факторы - изменение параметров насосов, их включение и отключение, наличие запасов нефти или свободных емкостей и т. д.;

аварийные или ремонтные ситуации, вызванные повреждениями на линейной части, отказами оборудования ПС, срабатываниями предельной защиты.

Некоторые из этих факторов действуют систематически, некоторые - периодически. Все это создает условия, при которых режимы работы системы «ПС - трубопровод» непрерывно изменяются во времени.

Из уравнения баланса напоров следует, что все методы регулирования можно условно разделить на две группы:

1) методы, связанные с изменением параметров перекачивающих станций

изменение количества работающих насосов или схемы их соединения;

регулирование с помощью применения сменных роторов или обточенных рабочих колес;

регулирование изменением частоты вращения вала насоса;

2) методы, связанные с изменением параметров трубопровода

дросселирование;

перепуск части жидкости во всасывающую линию (байпасирование).

Определение рациональных режимов НПС

Перекачивающие станции магистрального нефтепровода относятся к сложным и энергоемким объектам. Доля энергозатрат на перекачку составляет порядка 2530% от годовых эксплуатационных расходов. При отсутствии перекачивающих агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора насоса эксплуатация нефтепровода может происходить на различных режимах, смена которых происходит дискретно при изменении вариантов включения насосов и перекачивающих станций. При этом возникает задача выбора из ряда возможных режимов наиболее целесообразных, соответствующих наименьшим затратам электроэнергии на перекачку.

В свою очередь, в зависимости от уровня текущей загрузки нефтепровода, из ряда рациональных режимов должны выбираться такие, которые обеспечивали бы выполнение планового объема перекачки за фондовое время.

Магистральный нефтепровод разделяется на эксплуатационные участки, в пределах которых перекачивающие станции работают по системе «из насоса в насос».

Режим работы нефтепровода в пределах эксплуатационного участка определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и напорную характеристику перекачивающих станций. При этом должны учитываться разрешенные давления, определяемые исходя из технического состояния трубопровода на каждом линейном участке, а также ограничения на работу насосов.

Производительность нефтепровода при рассматриваемом режиме перекачки определяется из решения системы уравнений (баланса напоров).

Потери напора на трение h j могут быть определены любым из известных методов, например, по формуле Лейбензона.

Для каждого из вариантов включения насосов на ПС определяется сумма потребляемой мощности для всех насосов, включенных в работу. В качестве критерия оценки эффективности режимов перекачки могут быть приняты удельные энергозатраты на 1 тонну нефти, транспортируемой при рассматриваемом режиме

Задачей анализа расчетных режимов перекачки из множества возможных является поиск рациональных режимов, характеризующихся наименьшими энергозатратами.

Таким образом, параметры циклической перекачки, отвечающие наименьшим энергозатратам, будут определяться из условия работы нефтепровода на двух ближайших узловых режимах, принадлежащих граничной линии. С увеличением числа ПС и типов применяемых роторов магистральных насосов существенно возрастает и количество возможных режимов эксплуатации нефтепровода.

Режим работы нефтепровода при отключении НПС

Временное отключение какой-либо перекачивающей станции может быть вызвано перебоями в системе энергоснабжения, аварией, ремонтными работами и т. п. При выходе из строя перекачивающей станции режим нефтепровода резко изменится. Рассмотрим нефтепровод, состоящий из одного эксплуатационного участка с n перекачивающими станциями. Все ПС оборудованы однотипными насосами. Запишем уравнение баланса напоров



,

где aП, bП, aМ, bМ - коэффициенты напорной характеристики подпорного и магистрального насоса;

mM i - число работающих магистральных насосов на i-й перекачивающей станции;

mП - число работающих подпорных насосов на ГПС.

Из уравнения баланса напоров производительность нефтепровода со всеми работающими станциями составляет

.

Если бы нефтепровод был рассчитан на работу при любых напорах (давлениях), то при отключении любой одной станции расход в трубопроводе составил бы

.

Очевидно, что Q*<Q.

В действительности величины напоров и подпоров перекачивающих станций должны удовлетворять условиям



,

где HПС max i, Hmin i - разрешенные значения напора и подпора i-й ПС.

Расчет трубопровода на прочность и устойчивость

Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость должен производиться по методу предельных состояний и включает определение толщин стенок труб, тройников, переходов, отводов и заглушек, проведение поверочного расчета принятого конструктивного решения трубопровода.

Поверочный расчет трубопроводов следует производить на неблагоприятные сочетания нагрузок и воздействий для конкретно принятого конструктивного решения с оценкой прочности и устойчивости продольных и поперечных сечений рассматриваемого трубопровода.

Расчет трубопроводов на прочность следует выполнять с учетом нагрузок и воздействий, возникающих при их сооружении, испытании и эксплуатации.

3. Магистральные газопроводы

Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов

Магистральным газопроводом (МГ) называется трубопровод, предназначенный для транспорта газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.

В состав МГ входят:

- газопровод с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения КС, ГИС (газоизмерительных станций), ПРГ (пункт редуцирования газа), узлами пуска и приема ВТУ (внутритрубные устройства), конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола;

- система ЭХЗ (система электрохимической защиты);

- линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики газопроводов;

- ЛЭП (линия электропередачи), предназначенные для обслуживания газопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками ЭХЗ;

- противопожарные средства;

- противоэрозионные и защитные сооружения газопроводов;

- системы сбора и утилизации конденсата;

- здания и сооружения линейной службы эксплуатации газопроводов;

- постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов;

- головные и промежуточные (линейные) КС;

- ГИС и СОГ (станция охлаждения газа);

- ГРС (газораспределительная станция);

- СПХГ (станция подземного хранения газа);

- указатели и предупредительные знаки.

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса: класс I - рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно; класс II - рабочее давление от 1,2 до 2,5 МПа включительно. Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, не относятся к магистральным. Это внутрипромысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах и другие трубопроводы.

По характеру линейной части различают газопроводы:

-магистральные, которые могут быть однониточными простыми (с одинаковым диаметром от головных сооружений до конечной газораспределительной станции) и телескопическими (с различным диаметром труб по трассе), а также многониточными, когда параллельно основной нитке проложены вторая, третья и последующие нитки;

-кольцевые, сооружаемые вокруг крупных городов для увеличения надежности снабжения газом и равномерной подачи газа, а также для объединения магистральных газопроводов в Единую газотранспортную систему страны.

По способу укладки разделяют подземную, наземную и надземную.

Все участки МГ подразделяются по ответственности на категории:

- Н (Нормальная);

- С (Средняя);

- В (Высокая)

Хранение газа

Хранение газа - содержание резервных запасов газа в условиях, обеспечивающих его количественную и качественную сохранность в течение установленного времени. Хранение газа предусматривается при необходимости компенсации неравномерности газопотребления, повышения надёжности и эффективности систем газоснабжения, резервирования.

Первыми получившими распространение хранилищами газа были газгольдеры низкого давления c переменным объёмом (США, 1895).

Газ может храниться в естественном и сжиженном состоянии, a также в виде гидратов.

Hаибольшее значение имеет подземное хранение газа в естественном состоянии в природных ёмкостях, a также в газгольдерах низкого, среднего и высокого давления.

Подземное хранение газа -- технологический процесс закачки, отбора и хранения газа в пластах-коллекторах и выработках-ёмкостях, созданных в каменной соли и в других горных породах.

Подземное хранилище газа (ПХГ) -- это комплекс инженерно-технических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, горных выработках, а также в выработках-ёмкостях, созданных в отложениях каменных солей, предназначенных для закачки, хранения и последующего отбора газа, который включает участок недр, ограниченный горным отводом, фонд скважин различного назначения, системы сбора и подготовки газа, компрессорные цеха.

ПХГ сооружаются вблизи трассы магистральных газопроводов и крупных газопотребляющих центров для возможности оперативного покрытия пиковых расходов газа.

Наибольший объём резерва газа хранится в ПХГ, созданных на базе истощенных газовых и газоконденсатных месторождений. Менее ёмкими хранилищами являются соляные каверны, есть также единичные случаи создания ПХГ в кавернах твердых пород.

Xранение сжиженных углеводородных газов (СУГ) осуществляется в резервуарах и подземных ёмкостях при газобензиновых и нефтеперерабатывающих заводах, установках стабилизации нефти, газонаполнительных станциях, для обеспечения нормальной эксплуатации трубопроводов СУГ, для регулирования сезонной неравномерности потребления газа и пиковых нагрузок и др. целей.

Xранение СУГ под высоким давлением осуществляется в стальных надземных, подземных или c засыпкой грунтом резервуарах, шахтных хранилищах и подземных ёмкостях, создаваемых в отложениях каменной соли.

Перспективно хранение газа. в сжиженном состоянии в подземных ёмкостях, создаваемых в отложениях каменной соли. Heзкотемпературное (изотермическое) хранение СУГ производится в стальных или железобетонных теплоизолированных резервуарах и подземных ледопородных ёмкостях.

Хранение газа в виде смесей углеводородов имеет преимущество при трубопроводном транспорте природного газа в виде смесей c тяжёлыми углеводородами (пропан, бутан) и хранении его в низкотемпературных резервуарах за счёт снижения давления насыщенных паров смесей.

Tрудносжижаемые газы могут храниться в растворённом (абсорбированном) состоянии в др. более легко сжижаемых газах либо в связанном (адсорбированном) виде в твёрдом адсорбенте.

Xранение сжиженного природного газa (СПГ) осуществляется только в низкотемпературных (изотермических) резервуарах. Tрудности, возникающие при этом, вызваны низкой температурой хранения (для метана - 161,5°C при 0,1 МПa), малой теплотой испарения СПГ, относительно узким диапазоном температур, при которых они находятся в жидком состоянии, и др.

Bозможно хранеие газа в виде гидратов. Получение газа из гидрата достигается его нагреванием.

Физические свойства газа

месторождения подразделяют на три группы:

газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоящих в основном из метана (8298%);

газы газоконденсатных месторождений, содержащих 8095% метана и паров конденсата (тяжелых углеводородов);

газы нефтяных месторождений (попутные газы) содержат 3070% метана и значительное количество тяжелых углеводородов.

Газы с содержанием тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м3 принято называть сухими или тощими, а с большим содержанием углеводородов - жирными.

свойства природных газов: плотность, вязкость, газовую постоянную, псевдокритические температуру и давление, коэффициент сжимаемости, теплоемкость, эффект Джоуля-Томпсона.

Плотность газа

,

относительной плотности газа - молярная масса природного газа, кг/кмоль;

Псевдокрититические температура и давление

,

Коэффициент сжимаемости

;

.

Кинематическая вязкость газа определяется из соотношения

.

Теплоемкость газа



.

коэффициентом Джоуля-Томпсона

.

Природный газ в основном состоит из метана с примесью других углеводородов и инертных газов. Примерный состав природного горючего газа может характеризоваться следующими значениями (% по объему): метан - 85-99; этан - 1,0-8,0; пропан, бутан - 0,5-3,0; азот - 0,5-0,7; углекислота - до 1,8. Природный газ месторождений характеризуется различным составом. В зависимости от состава изменяются и его теплотехнические характеристики.

Для транспортировки по стандартным магистральным трубопроводам в России природный газ должен соответствовать следующим условиям, согласно ГОСТ 5542-87 (Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения): точка росы по воде и углеводородам -16°C летом и -20°C зимой при давлении 7,5 МПа (стандартное давление на входе магистрального трубопровода). Газ, соответствующий условиям на транспортировку трубопроводным транспортом, называют сухим. Основные компоненты сухого газа - метан и этан. Содержание углеводородов ряда С3-С5 ограничено вышеуказанными условиями по точке росы. Допускается содержание CO2 и инертных газов.

Низшая теплота сгорания составляет 8700 ккал/нм3. Обозначение нм3 относится к газу в нормальных условиях (нормальный кубический метр): это количество газа, находящегося в 1 куб. м при давлении в 1 атмосферу и температуре 0°С. Заметим, что в газовой промышленности применяется также обозначение ст м3 (стандартный кубический метр), отвечающий давлению в 1 атмосферу и температуре 21°С. Для него низшая теплота сгорания 8600 ккал/ ст м3. Массовая концентрация сероводорода допускается не более 0,02 г/ ст м3, массовая концентрация меркаптановой серы - не более 0,036 г/ ст м3, объемная доля кислорода - не более 1%, масса механических примесей не более 0,001 г/ ст м3.

Диаграмма состояния газа

В нефтепромысловой практике встречаются различные виды фазовых переходов вещества - испарение, конденсация, плавление и др. Наиболее же часто приходится встречаться с фазовыми превращениями растворов. В системе, находящейся в условиях какого-либо фазового перехода, могут сосуществовать в термодинамическом равновесии одновременно две или несколько различных фаз. Условиями равновесия фаз являются равенство температур, давлений и химических потенциалов соприкасающихся фаз во всех частях системы. В многокомпонентных системах условия равновесия фаз наступают, когда химические потенциалы данного компонента во всех фазах системы, находящейся в равновесии, становятся равными между собой.

Простейшими примерами фазовых переходов первого рода являются испарение и плавление. При фазовых превращениях такого рода изменяется объем системы и поглощается (или выделяется) некоторое количество теплоты, которое называется скрытой теплотой перехода. Существование теплоты перехода указывает на изменение энтропии системы. В процессе испарения вещество поглощает теплоту. Его энтропия в газообразном состоянии при данных давлении и температуре больше, чем в жидком.

При фазовых переходах второго рода тепловые эффекты отсутствуют. Энтропия и объем системы изменяются непрерывно. Примерами фазового перехода второго рода могут служить превращения одной кристаллической модификации вещества в другую.

В процессе эксплуатации месторождений в пластах непрерывно изменяются давление, температура, количественное соотношение газа и нефти. Это сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую.

Углеводородные газы изменяют объем подобно всем индивидуальным веществам в зависимости от температуры и давления примерно в соответствии с зависимостями, приведенными на рис. Справа от пунктирной линии отрезок соответствует газовой фазе, горизонтальный участок - двухфазной газожидкостной области и левый участок - жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке (С) называется кривой точек конденсации, а влево от максимума - кривой точек парообразования. Точка (С) называется критической. С приближением давления и температуры к их критическим значениям свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. Для изотермических фазовых превращений однокомпонентных газов характерно постоянство давления в двухфазной области до тех пор, пока весь газ не превратится в конденсат. Точно также со снижением давления после начала парообразования дальнейшее кипение жидкой фазы происходит при постоянном давлении. Обе фазы при данной температуре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара этой жидкости.

Значительно сложнее закономерности фазовых переходов в двух- и многокомпонентных системах.



Рис. 16

В отличие от однокомпонентных систем давление в двухфазной области в многокомпонентных системах изменяется. Поэтому давление точки парообразования в них выше давления конденсации. В соответствии с этим не одинаков и состав жидкой и газовой фаз в точках парообразования и конденсации. В бинарных и многокомпонентных системах критическая точка характеризуется лишь одинаково интенсивными свойствами газовых и жидких фаз. При этом в зоне пересечения кривых точек конденсации и парообразования образуется область, в которой могут существовать две фазы даже при температурах и давлениях, превышающих критические значения.

Типичная Р-Т фазовая диаграмма для индивидуальных компонентов природного газа:



Рис. 17

Фазовые диаграммы бинарной смеси метан-пропан

Рис. 18

Уравнение состояния газа

Уравнение состояния идеального газа (уравнение Менделеева - Клапейрона) - формула, устанавливающая зависимость между давлением, молярным объёмом и абсолютной температурой идеального газа:



PV = nRT

где n - число молей газа;

P - давление газа (например, в атм);

V - объем газа (в литрах);

T - температура газа (в кельвинах);

R - газовая постоянная (0,0821 л·атм/моль·K).

Реальный газ -- газ, который не описывается уравнением состояния идеального газа Клапейрона -- Менделеева. Зависимости между его параметрами показывают, что молекулы в реальном газе взаимодействуют между собой и занимают определенный объём.

Уравнение состояния реальных (неидеальных) газов называется уравнением Ван-дер Ваальса. Реальные газы редко подчиняются закону для идеального газа. Максимальные отклонения от идеального поведения наблюдаются при высоких давлениях и при низких температурах. При этих условиях объем системы становится относительно малым и собственный объем молекул уже составляет заметную часть общего объема. Кроме того, молекулы находятся на близких расстояниях друг от друга, что приводит к возникновению межмолекулярных взаимодействий. Ван-дер-Ваальс предложил включить в уравнение состояния реального газа два дополнительных члена: константу a, чтобы скомпенсировать уменьшение давления из-за межмолекулярного притяжения, и константу b, представляющую собой эффективный объем молекул газа:

,

где

P - давление газа;

V - объем, занимаемый данным количеством молей газа;

n - количество молей;

R - универсальная газовая постоянная;

T - абсолютная температура;

a, b - константы Ван-дер-Ваальса, подбираемые для разных газов эмпирически по величинам отклонений от идеального поведения. Они бывают рассчитаны на 1 моль газа, их численные значения можно найти в специальных таблицах.

Технологический расчет магистрального газопровода

В задачу расчетов магистральных газопроводов входит определение их основных параметров, связанных с технологическим процессом транспорта газа по магистральным газопроводам.

По этому признаку расчеты эти называют технологическими расчетами магистральных газопроводов.

В состав технологических расчетов входит гидравлический расчет магистральных газопроводов, включающий определение падения давления в газопроводе расстояний между компрессорными станциями (КС), выбор оптимального диаметра газопровода и расчет температурного режима перекачки.

Технологические расчеты выполняются в соответствии с действующими нормами проектирования магистральных газопроводов. В результате выполнения технологических расчетов решаются основные технические вопросы наиболее рациональной схемы сооружения магистральных газопроводов при минимальных затратах на строительство и эксплуатацию.

В качестве исходных данных для расчета пользуются химическим составом газа, физической его характеристикой, данными в годовой пропускной способности, общей длиной трассы газопровода , а также температурными параметрами газа.

Кроме того, в расчетах учитываются профиль трассы, геологические условия, данные об удаленности от источников энергоснабжения дрог и т.д.

В некоторых случаях в зависимости от назначения и схемы магистрального газопровода пользуются уточненными данными годовых и месячных планов транспорта газа с разбивкой их по потребителям, а также учитывают наличие подземных газохранилищ и условий отбора газа из них.

При выполнении технологических расчетов в практике проектирования некоторые расчетные параметры принимают по готовым номограммам и таблицам, приводимым в справочниках и действующих указаниях по расчету магистральных газопроводов.

Так, абсолютную среднюю температуру перекачки газа определяют по номограмме в зависимости от пропускной способности, протяженности магистрального газопровода, а также температурных условий укладки.

При выполнении гидравлического расчета газопровода определяют падение давления в газопроводе и расстояния между КС при заданных значениях пропускной способности газопровода и других исходных данных. Пропускной способностью газопровода называется максимальное количество газа, которое может быть перекачано за сутки при поддержании в начале участка максимально возможного давления по условиям прочности газопровода и минимально допустимого давления в конце участка, устанавливаемого от его назначения. Например, минимально допустимое давление перед газораспределительной станцией (ГРС) выбирают из условия надежной работы ее оборудования и газового хозяйства потребителей, а перед КС - с учетом характеристики установленных на ней компрессорных машин и обеспечения перекачки ими заданного количества газа при максимальном по условиям прочности газопровода давлении нагнетания.

Изменение давления по длине магистрального газопровода

Если газопровод не имеет сбросов и подпиток, то массовый расход газа в нем неизменен.

По мере удаления от начала газопровода, интенсивность падения давления возрастает. Это объясняется тем, что с понижением давления уменьшается плотность газа. В соответствии с уравнением неразрывности, при уменьшении плотности газа увеличивается скорость его движения, то есть возрастают потери на трение. Таким образом, потери давления на трение пропорциональны квадрату скорости газа.

С увеличением расстояния между компрессорными станциями возрастают удельные потери давления, а значит, и потери энергии на перекачку газа. Следовательно, для уменьшения удельных энергозатрат на перекачку газа - одной из основных статей эксплуатационных расходов на газопроводах, целесообразно работать с высокими давлениями на входе КС. Несмотря на то, что при этом возрастает количество компрессорных станций, экономия энергозатрат весьма существенна.

Среднее давление в газопроводе

Среднее давление газа в газопроводе необходимо для определения его физических характеристик, а также для нахождения количества газа, заключенного в объеме трубопровода.

Поскольку изменение давления по длине газопровода происходит по закону параболы, то среднее давление необходимо определять как его среднеинтегральное значение.

Изменение температуры по длине магистрального газопровода

Фактически движение газа в газопроводе всегда является неизотермическим.

В процессе компримирования газ нагревается. Даже после его охлаждения на КС температура поступающего в трубопровод газа составляет порядка 2040С, что существенно выше температуры окружающей среды (T0). Практически температура газа становится близкой к температуре окружающей среды лишь у газопроводов малого диаметра (Dу<500 мм) на удалении 2040 км от компрессорной станции, а для газопроводов большего диаметра всегда вышеT0. Кроме того следует учесть, что транспортируемый по трубопроводу газ является реальным газом, которому присущ эффект Джоуля-Томпсона, учитывающий поглощение тепла при расширении газа.

Изменение температуры по длине газопровода имеет экспоненциальный характер.

Влияние изменения температуры газа проявляется при значениях числа Шухова Шу<4, то есть в подавляющем большинстве случаев. Чем больше диаметр газопровода, тем меньше интенсивность теплообмена между газовым потоком и окружающей средой. Конечная температура газа определяется методом последовательных приближений, из-за чего теплогидравлический расчет газопровода становится итерационным процессом.

При перекачке газа наличие дроссельного эффекта приводит к более глубокому охлаждению газа, чем только при теплообмене с грунтом. В этом случае температура газа может даже опуститься ниже температуры T0.

Влияние рельефа трассы на пропускную способность газопровода

Рис. 19

Рассмотрим элемент профиля трассы газопровода ABC, состоящий из двух равновеликих ветвей - восходящей AB и нисходящей BC.

Начальная и конечная высотные отметки элемента профиля одинаковы (yA=yC). Поскольку давление газа по длине газопровода снижается, то и плотность газа также уменьшается. Поэтому масса газа M1, заключенная в участке AB, больше массы газа M2 на участке BC. Следовательно, сила тяжести, которую необходимо преодолеть для перемещения массы газа по участку AB, больше силы тяжести, способствующей движению массы газа по участку BC.

Наоборот, если начальный участок является нисходящим, а конечный восходящим (на рис. пунктирной линией показан элемент профиля AB'C, зеркально отображающий элемент ABC), энергия, способствующая движению газа по первому участку AB' будет превышать энергию, затрачиваемую на подъем газа по участку B'C.

Таким образом, при расчете газопроводов, проходящих в условиях сильно пересеченной местности, необходимо учитывать не только начальную и конечную высотные отметки, но и высотные отметки промежуточных точек трассы.

Согласно нормам технологического проектирования газопроводов влияние рельефа следует учитывать в тех случаях, когда на трассе имеются точки, расположенные выше или ниже начального пункта газопровода более чем на 100 м. При этом отметка начальной точки газопровода принимается равной нулю (yН=0). Отметки характерных точек профиля, находящихся выше начальной точки будут иметь положительные значения, ниже - отрицательные.

Коэффициент гидравлического сопротивления. Коэффициент эффективности Закономерности изменения гидравлического сопротивления для капельной жидкости и для газа одни и те же. Поэтому нет принципиальных различий в расчете коэффициента гидравлического сопротивления для нефтепроводов и газопроводов. Как и для капельной жидкости, коэффициент гидравлического сопротивления при перекачке газа является функцией числа Рейнольдса и шероховатости внутренней поверхности стенки трубы. В настоящее время для расчета коэффициента сопротивления трения отраслевыми нормами проектирования [13] рекомендуется универсальная формула ВНИИГаза



,

которая по своей структуре аналогична известной формуле Альтшуля для зоны смешанного трения.

В магистральных газопроводах наиболее распространен квадратичный режим течения газа. Режим смешанного трения возможен при неполной загрузке газопровода. Режим гидравлически гладких труб характерен для распределительных газопроводов малого диаметра (газовые сети в населенных пунктах).

Из формулы следуют частные случаи:

в зоне гидравлически гладких труб при

;

в зоне квадратичного трения при

.

Как и в нефтепроводах, режим течения газа характеризуется числом Рейнольдса

,

где Q- коммерческий расход газа, млн. м3/сут ;

D- внутренний диаметр газопровода, м;

- динамическая вязкость газа, Пас.

Переходное (от смешанного трения к квадратичному трению) значение числа Рейнольдса определяется по формуле

.

По данным ВНИИГаза среднее значение эквивалентной шероховатости стенки трубопровода рекомендуется принимать kЭ=0,03 мм.

Для учета местных сопротивлений на линейной части газопровода рекомендуется принимать коэффициент гидравлического сопротивления на 5% больше коэффициента сопротивления трения ТР. Величина коэффициента гидравлического сопротивления газопровода рассчитывается из выражения

,

где E- коэффициент гидравлической эффективности газопровода.

Для учета местных сопротивлений на линейной части газопровода рекомендуется принимать коэффициент гидравлического сопротивления на 5% больше коэффициента сопротивления трения ТР. Величина коэффициента гидравлического сопротивления газопровода рассчитывается из выражения

,

где E- коэффициент гидравлической эффективности газопровода.

Коэффициент гидравлической эффективности характеризует уменьшение производительности в результате повышения гидравлического сопротивления газопровода, вызванного образованием скоплений влаги, конденсата и выпадением гидратов. Согласно нормам ОНТП 51-1-85, для расчета значение коэффициента гидравлической эффективности принимается равным 0,95 при наличии на газопроводе устройства для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92.

Коэффициент гидравлической эффективности в процессе эксплуатации определяется для каждого участка между КС не реже одного раза в год. По величине E судят о загрязненности линейной части газопровода. При превышении указанных значений Е необходимо проводить очистку полости газопровода. Скопления воды и конденсата удаляют продувкой. Если это не приводит к необходимому эффекту, по газопроводу пропускают очистные поршни.

Расчет сложных газопроводов

Простым газопроводом принято называть газопровод постоянного диаметра, по которому транспортируется газ с неизменным расходом. Остальные, отличные от этого называются сложными. Сложные газопроводы - это газопроводы многониточные, с лупингами или состоящими из последовательно соединенных участков различного диаметра, а так же газопроводы, имеющие путевые отборы и подкачки.

Цель расчета сложных газопроводов, как и простых: определение либо пропускной способности газопровода, либо давлений в узловых пунктах (начальные, конечные точки, точки отбора или подкачек).

На практике все трубопроводы являются сложными, так как сооружаются из труб с различной толщиной стенок или имеют параллельно подключенные участки труб (лупинги, резервные нитки, многониточные газопроводы).

Для расчета сложных трубопроводов можно использовать два способа:

- расчет газопровода по участкам;

- замена расчета сложного трубопровода расчетом простого трубопровода.

При использовании первого способа рассчитываемый участок разбивается на подучастки с постоянным диаметром. Расчет производится последовательным переходом от одного подучастка к другому по направлению течения газа. Давление и температура газа в конце предыдущего подучастка являются начальными для последующего участка.

Диаметры отдельных участков определяют исходя из количества проходящего по ним газа.

При расчете сложных газопроводов их следует разбивать на отдельные участки, равные промежуткам между подключениями к данному газопроводу других газопроводов. Каждый такой участок рассчитывают как простой газопровод. Потеря давления на всем протяжении газопровода будет равна сумме потерь давлений на всех участках.

Типы и характеристики центробежных нагнетателей

В настоящее время на предприятиях магистрального транспорта газа применяются центробежные газоперекачивающие агрегаты (ГПА) с приводом от газовых турбин и реже с приводом от электродвигателей. Различают полнонапорные центробежные нагнетатели (ЦН) со степенью повышения давления (степенью сжатия) в одном агрегате =1,451,5 и неполнонапорные нагнетатели, степень повышения давления которых составляет=1,21,3.

Различают параллельное и последовательно-параллельное соединение ГПА.

Рис. 20. Схемы соединения ГПА на компрессорных станциях а - параллельное соединение полнонапорных ГПА б - последовательно-параллельное соединение неполнонапорных ГПА



Полнонапорные центробежные нагнетатели соединяются параллельно (одноступенчатое сжатие). Неполнонапорные ЦН соединяются последовательно в группу. Группы в свою очередь соединяются параллельно (двухступенчатое сжатие).

На рис. введены следующие обозначения:

PВС,PНАГ- соответственно давление во всасывающей и нагнетательной линии ЦН;

PВС- потери давления во всасывающей линии КС.PВСзависят от рабочего давления в газопроводе и числе ступеней очистки газа в блоке пылеуловителей (ПУ). ПриP=7,5 МПа и одноступенчатой очисткеPВС=0,12 МПа;

PНАГ=PНАГ+PОХЛ- потери давления в нагнетательной линии КС и обвязке АВО,PНАГ=0,11 МПа,PОХЛ=0,06 МПа;

PН=PНАГ-PНАГ- давление газа в начале линейного участка;

PК=PВС+PВС- давление газа в конце линейного участка.

Под степенью повышения давления (степенью сжатия) КС понимается отношение давления нагнетания PНАГ к давлению на входе PВСЦН (группы ЦН).

Для полнонапорных нагнетателей

.

Для неполнонапорных нагнетателей

,

где 1,2- соответственно степень сжатия первой и второй ступени нагнетания.

При равномерной загрузке ступеней нагнетания

.

Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики ЦН, представляющие зависимость степени повышения давления , политропического к. п. д.ПОЛи приведенной относительной внутренней мощности

от приведенной объемной производительности

при различных значениях приведенных относительных оборотов

,

где ВС,zВС,TВС,Q ВС- соответственно плотность газа, коэффициент сжимаемости, температура газа и объемная производительность ЦН, приведенные к условиям всасывания;

R- газовая постоянная;

zПР,RПР,TПР- условия приведения, для которых построены характеристики;

Ni- внутренняя (индикаторная) мощность;

n,nН- соответственно рабочая частота вращения вала ЦН и номинальная частота вращения.

Одним из универсальных видов характеристик ЦН является приведенная характеристика ВНИИГАЗа.

Рис. 21

Приведенная характеристика ВНИИГаза

Порядок определения рабочих параметров следующий:

По известному составу газа, температуре и давлению на входе в ЦН определяется коэффициент сжимаемости zВС;

Определяется плотность газа ВСи производительность нагнетателя при условиях всасывания

;

;

,

где QКС,QЦН- соответственно производительность КС и ЦН при стандартных условиях;

mН- число параллельно работающих ЦН (групп ЦН).

Задаваясь несколькими (не менее трех) значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяются QПР и [n/nН]ПР. Полученные точки наносятся на характеристику и соединяются линией (плавная кривая abc на рис.).

Определяется требуемая степень повышения давления . Проведя горизонтальную линию издо кривойabcнайдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр до пересечения с горизонтальной осью, находимQПР. Аналогично определяютсяПОЛ и [Ni/ВС]ПР. ЗначениеQПР должно удовлетворять условию QПР QПР min, где QПР min- приведенная объемная производительность на границе зоны помпажа (расход, соответствующий левой границе характеристик ЦН).

Определяется внутренняя мощность, потребляемая ЦН

.

Определяется мощность на муфте привода

, где NМЕХ- потери мощности (определяются по паспортным данным ГПА).

Порядок технологического расчета магистрального газопровода

Одной из главных задач технологического расчёта магистральных газопроводов является определение оптимальных параметров транспорта газа - диаметра, рабочего давления и степени сжатия.

Последовательность выполнения расчета:

определение расчетной пропускной способности газопровода;

Пропускной способностью газопроводов считается количество газа, прокачиваемого по трубопроводу за сутки при максимально допустимом давлении. Исходной величиной для расчета газопровода является объёмная производительность в млн. м3 /сутки

гидравлический расчет газопровода;

определение и выбор оптимального диаметра газопровода;

расчет толщины стенки газопровода;

выбор типа машин, их числа и принципиальной схемы работы;

количество КС и расстояние между ними.

Гидратообразование и борьба с ним

Гидраты - кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют кристаллическую структуру. Свойства гидратов газов позволяют рассматривать их как твердые растворы.

Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата. Гидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Скапливаясь в газопроводах, они могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали. Составы гидратов выражаются формулами: CH4*6H2O, C2H6*6H2O, C3H8*17H2O и др.

В газопроводе очень важно определить место образования гидратов. Для этого необходимо знать состав и начальную влажность газа, а также его давления и температуру в газопроводе.

При понижении давления в газопроводе гидраты могут образовываться при все более низких температурах. Когда давление станет ниже некоторого предела, гидраты смогут образовываться при обычной температуре газа в газопроводе - возникает опасность гидратной пробки. После выпадения газ недонасыщен парами воды, что эквивалентно снижению его точки росы. При дальнейшем движении газа может возникнуть еще одна гидратная пробка, соответствующая этой новой точке.

Методы предупреждения образования гидратов

1. Предупреждение образования гидратов методом подогрева газа заключается в том, что при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов. В условиях транспорта газа по магистральному газопроводу этот метод неприменим, так как связан с большими затратами энергии. Как показывают расчеты, при больших объемах транспортируемого газа может оказаться экономически целесообразно охлаждать его (с учетом увеличения затрат на более глубокую осушку газа), поскольку это позволяет заметно увеличить пропускную способность газопроводов, особенно газопроводов с большим числом компрессорных станций. Метод подогрева применяется на газораспределительных станциях, где при больших перепадах давления вследствие дроссельного эффекта температура газа может значительно снижаться, в результате чего обмерзают редуцирующие клапаны, краны, диафрагмы и др.

2. Предупреждение образования гидратов методом снижения давления заключается в том, что при сохранении температуры в газопроводе снижается давление ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод возможен и при ликвидации уже образовавшихся гидратов. Ликвидация гидратных пробок осуществляется путем выпуска газа в атмосферу через продувочные свечи. После снижения давления необходимо некоторое время для разложения гидратов. Очевидно, что этот метод пригоден только для ликвидации гидратных пробок при положительных температурах. Иначе гидратная пробка перейдет в ледяную. Поскольку минимальная температура газа в магистральных газопроводе близка к нулю, а равновесное давление при этом для природного газа находится в пределах 1,0--1,5 МПа, применение данного метода в магистральных газопроводах оказывается неэффективным. Метод снижения давления применяется в аварийных случаях для разложения гидратов в газопроводе путем кратковременного уменьшения давления.

...