Проектирование газонефтепроводов. шпоры. 25 Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов

• Название: 25 Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов
• Анкор: Проектирование газонефтепроводов
• Дата: 04.12.2021
• Размер: 430.48 Kb.
• Имя файла: шпоры.docx
• Тип: Документы; #291424
• страница: 4 из 5

42. Расчет режима работы компрессорной станции

Исходными данными для расчета режима работы КС являются:

• 
  Давление и температура газа на входе в КС (равные уточненным значениям давления и температуры в конце линейного участка);
  
• 
  Температура окружающего воздуха Т_ВОЗД ;
  
• 
  Газовая постоянная R.
  

Для выбранного типа привода и центробежного нагнетателя по их паспортным данным необходимо знать:

• 
  Q_НОМ – номинальную производительность при стандартных условиях;
  
• 
  N_e^H – номинальную мощность ГТУ;
  
• 
  n_Н – номинальную частоту вращения вала ЦН;
  
• 
  n_min, n_max – диапазон возможных частот вращения ротора ЦН;
  
• 
  приведенную характеристику ЦН.
  

Расчет режима работы КС выполняется в следующем порядке:

1. 
   Определяются значения давления и температуры газа на входе в ЦН. По известному составу газа, температуре и давлению на входе в ЦН определяется коэффициент сжимаемости z_ВС;
   
2. 
   Определяется плотность газа _ВС и производительность нагнетателя при условиях всасывания Q_ВС.
   

3. 
   Определяется требуемая степень повышения давления .
   
4. 
   По универсальной приведенной характеристике ЦН определяются значения Q_ПР, _ПОЛ и [N_i /_ВС]_ПР. Значение Q_ПР должно удовлетворять условию удаленности от зоны помпажа, то есть Q_ПР  Q_{ПР min}.
   
5. 
   Определяется внутренняя мощность N_i, потребляемая ЦН
   
6. 
   Определяется мощность на муфте привода N_e.
   
7. 
   Вычисляется располагаемая мощность ГТУ N_e^Р
   

, (2.118)

где N_e^Н – номинальная мощность ГТУ;

k_Н – коэффициент технического состояния по мощности;

k_ОБЛ – коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе k_ОБЛ=1);

k_У – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла;

k _t – коэффициент, учитывающий влияние атмосферного возду­ха на мощность ГТУ;

T_ВОЗД, T_ВОЗД^Н – соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, К

Значения N_e^Н, k_Н , k_ОБЛ , k_У , k _t , T_ВОЗД^Н принимаются по справочным данным ГТУ.

3. 
   Производится сравнение N_e и N_e^P . должно выполняться условие N_e  N_e^P. При невыполнении этого условия следует увеличить число m_Н и повторить расчет режима работы КС начиная с пункта 2.
   
4. 
   Определяется температура газа на выходе из ЦН
   

, (2.119)

где k – показатель адиабаты природного газа, k=1,31.

Далее последовательно рассчитываются остальные линейные участки и режимы работы КС.


43. Аккумулирующая способность участка газопровода
Одной из характерных особенностей работы магистральных газопроводов является неравномерность потребления газа на конечном пункте. Неравномерность газопотребления может быть сезонной и суточной.

Сезонная неравномерность зависит от климатических условий, то есть различным потреблением газа летом и в зимний отопительный период. Сезонная неравномерность компенсируется изменением режима работы КС либо подключением СПХГ.

Суточная неравномерность обусловлена различными режимами потребления газа в дневное и ночное время. В дневные часы потребление газа больше среднесуточного, в ночные часы – меньше. Вследствие суточной неравномерности отбор газа из последнего участка не постоянен, следовательно, масса газа, заключенного в нем, изменяется во времени. В ночное время происходит накопление газа, начало этого процесса соответствует точке a. Точка b характеризуется завершением периода накопления газа и началом процесса отбора. В этот момент времени в последнем участке газопровода содержится наибольшее количество газа. Период отбора заканчивается в точке c, в этот момент времени количество газа в последнем участке будет наименьшим (рис. 2.16).


Рис. 2.16. График суточной неравномерности газопотребления
Начальное и конечное давления на последнем участке газопровода также будет изменяться. Их максимум (P_1max, P_2max) будет соответствовать моменту времени b, а минимум (P_1min, P_2min) – моменту времени c (рис. 2.17).

Р
ис. 2.17. Распределение давления на участке газопровода

Для оценки аккумулирующей способности последнего участка, компенсирующую суточную неравномерность газопотребления, воспользуемся методом последовательной смены стационарных состояний. При этом будем полагать, что дважды в сутки расход газа в начале и конце участка равен среднесуточному расходу Q, а режим течения и распределение давления газа близки к стационарному. Сделаем также допущение, что средний коэффициент сжимаемости z и средняя температура T на участке не изменяются.

Масса газа, аккумулируемого в последнем участке, может быть определена из выражения

, (2.120)

где _max – плотность газа при среднем давлении P_{СР max}, соответствующая концу периода накопления газа (точка b);

_min – плотность газа при среднем давлении P_{СР min}, соответствующая концу периода отбора газа (точка c);

l_П – длина последнего участка газопровода.

Выразив плотность из уравнения состояния

,

и приведя массу газа M_ак к объему при стандартных условиях, получим

(2.121)

Найдем значения P_{СР max} и P_{СР min}

; (2.122)

, (2.123)

где P_{1 max} – максимальное давление в начале последнего участка, определяемое из условия прочности газопровода или из возможностей оборудования последней КС;

P_{2 min} – минимальное давление в конце последнего участка, определяемое исходя из требований потребителя (ГРС).
Неизвестные давления P_{2 max} и P_{1 min} найдем из соотношения

, (2.124)

где С – постоянный коэффициент, равный .

Тогда с учетом (2.124)

; (2.125)

. (2.126)

Определив значения P_{CP max} и P_{CP min} с помощью (2.125) и (2.126), и подставляя их в (2.121), окончательно получим

. (2.127)

Наибольшую аккумулирующая способность обеспечивает участок газопровода протяженностью

. (2.128)

Расчет аккумулирующей способности участка газопровода методом последовательной смены стационарных состояний приводит к погрешности, не превышающей 15…20% в сторону уменьшения фактической компенсации суточной неравномерности газопотребления (то есть расчет обеспечивает запас в 15…20%).

44. Гидратообразование в газопроводах и борьба с ним
Нормальная эксплуатация магистрального газопровода может быть обеспечена при качественной осушке природного газа на промысловых пунктах подготовки. Наличие влаги в газе при некачественном ее отделении часто является причиной образования газовых гидратов.

Гидраты газов представляют собой кристаллические соединения, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды и имеющие строго определенную структуру. Состав гидратов выражается формулой C_nH_2n+2mH₂O: CH₄6H₂O; C₂H₆7H₂O; C₃H₈18H₂O. Внешне гидраты напоминают кристаллы льда или мокрый спрессованный снег. Скопления гидратов в линейной части газопроводов могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали.

На процесс образования гидратов влияет состав транс­портируемого газа, содержание воды, давление и температура. Обязательными условиями существования гидратов является снижение температуры газа ниже точки росы, при которой происходит конденсация паров воды (наличии капельной влаги в газе), а также ниже температуры равновесного состояния гидратов.

Поскольку гидраты природных газов являются нестойкими химическими соединениями, любое отклонение от термодина­мического равновесия приводит к их распаду. Однако, если термо­динамическое равновесие сохраняется, скопления гидратов в газопроводе могут находиться длительное время. Поэтому для своевременного предупреждения образования гидратных пробок необходимо знать условия их возникновения и прогнозировать места их возможных скоплений [5,12,21].
Максимальное содержание влаги в газе на линии насыщения W определяют по графику в зависимости от давления и температуры (рис. 2.18).

Р
ис. 2.18. Зависимость содержания влаги в газе при различных значениях давления и температуры.

При известном значении максимального влагосодержа­ния можно определить температуру, соответствующую точке росы, которая понижается при уменьшении давления.

У
словия образования гидратов природных газов с различной относительной плотностью можно определить по графику равновесного состояния гидратов (рис. 2.19).
Рис. 2.19. Кривые равновесного состояния гидратов

природных газов

Слева от кривых – область существования гидратов, а справа – область их отсутствия. Чем выше относительная плотность газа по воздуху, тем меньше давление, при котором образуются гидраты.

45. Определение зоны возможного образования гидратов

Для обнаружения зоны возможного гидратообразования необходимо знать влагосодержание и плотность транспортируемого газа, а также его температуру и давление. Для заданного участка в принятых масштабах строятся кривые изменения давления 1 и температуры 2 по длине газопровода. Используя кривые влагосодержания (рис. 2.18) и равновесного состояния гидратов (рис. 2.19), на этот же график наносятся кривые точки росы 3 и равновесной температуры гидратообразования 4 (рис. 2.20).

Р
ис. 2.20. Положение зоны возможного образования скоплений гидратов

Рассмотрим в качестве примера определение зоны возможного гидратообразования в газопроводе протяженностью L.

Пусть AM – линия точки росы, которая в точке M совпадает с температурой газа в газопроводе. Так как газ на участке AM имеет температуру выше точки росы T(L)>T_Р(L), то он будет недонасыщенным, и следовательно в самом начале газопровода (зона I) влага выпадать не будет.

В точке M температура газа T(L) равна температуре точки росы T_Р(L). Это соответствует началу конденсации влаги на стенке газопровода (зона II). Однако, при снижении температуры от точки M до точки B гидраты образовываться не могут, так как температура газа в газопроводе T(L) выше равновесной температуры гидрато­образования T_РГ(L).

В точке B температура газа становится равной равновесной температуре гидратообразования T(L)=T_РГ(L). Следовательно, начиная с точки B, в газопроводе могут образовываться гидраты (зона III). Зона возможного гидратообразования будет распространяться до точки C, поскольку за ней температура газа становится выше равновесной температуры гидратообразования T(L)>T_РГ(L) и гидраты существовать уже не могут.

Участок CE соответствует наличию капельной влаги в газе и на стенках трубопровода, так как выполняется условие T(L)Р(L).

Для построения графиков T_РГ(L) и T_Р(L) можно воспользоваться и эмпирическими зависимостями.

Температура, при которой газовые гидраты находятся в термодинамическом равновесии, рассчитывается из условий:

; (2.129)

, (2.130)

где P – давление газа в рассматриваемом сечении газопровода, МПа;

P_ГР – величина граничного давления, соответствующая критической температуре существования гидратов и равной 273 К, определяемая по формуле

; (2.131)

F₀ и F₁ – функции приведенной плотности газа , которые могут быть рассчитаны из соотношений

; (2.132)

. (2.133)

Приведенная плотность газа вычисляется по формуле

, (2.134)

где k – число гидратообразующих компонентов в газовой смеси;

a_i – объемная доля i-го гидратообразующего компонента в исходном газе;

_i – относительная плотность i-го гидратообразующего компонента.

К гидратообразующим компонентам относятся CH₄, C₂H₆, C₃H₈, C₄H₁₀, CO₂ и H₂S. Азот, редкие газы (аргон, гелий) и нормальные углеводороды от пентана и выше не относятся к гидратообразующим.

Температура газа, соответствующая точке росы, может быть найдена по формуле

. (2.135)

где W – влагосодержание насыщенного газа, г/м3.

Для определения влагосодержания насыщенного газа наиболее удобна формула Бюкачека [12]

, (2.136)

где P – давление газа, МПа;

A, B – коэффициенты, зависящие от температуры газа;

C_ – поправка на плотность газа;

C_S – поправка на соленость воды.

В условиях магистрального газопровода значения поправок C_ и C_S можно принять равными единице. Значения коэффициентов A и B могут быть представлены уравнениями

; (2.137)

. (2.138)

где T – температура газа в рассматриваемом сечении, К;

Все представленные расчетные зависимости имеют среднее квадратическое отклонение в пределах 1% и хорошо согласуются с табличными и графическими данными. Применение расчетных формул удобно для составления программ расчета на ЭВМ, что позволяет значительно упростить поиск зоны возможного гидратообразования в магистральном газопроводе.

46. Мероприятия по предупреждению образования гидратов и их разрушению

Для предупреждения гидратообразования могут применяться следующие способы.

• 
  Подогрев газа выше температуры гидратообразования. Этот способ применяется на газовых промыслах и на ГРС для предупреждения обмерзания трубопроводной арматуры. Подогревать газ на линейной части газопровода практически невозможно и экономически нецелесообразно.
  
• 
  Снижение давления газа ниже давления равновесного состояния гидратов. Этот метод может применяться в качестве аварийного при закупорке газопровода гидратной пробкой. Для этого аварийный участок отсекается линейными кранами, после чего производится выпуск газа в атмосферу через продувочные свечи. Давление снижается до тех пор, пока равновесная температура гидратообразования не станет ниже температуры газа и гидратная пробка не разрушится. Данный способ применяется крайне редко как вынужденная мера, поскольку приводит к значительным потерям газа и наносит ущерб окружающей среде.
  
• 
  Осушка газа твердыми и жидкими поглотителями на стадии подготовки газа к транспорту. Качественная осушка газа является наиболее радикальным методом предупреждения гидратообразования в газопроводах.
  
• 
  Ввод ингибиторов гидратообразования в поток транспортируемого газа. Ингибиторы, введенные в поток газа, частично поглощают водяной пар и переводят их в раствор, не образующий гидратов, или же образующий их при более низких температурах. В качестве ингибиторов гидратообразования применяется метиловый спирт (метанол CH₃OH), а также растворы диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ).Наиболее широко используемым летучим ингибитором является метанол.
  

Согласно нормам технологического проектирования удельный расход метанола для предупреждения процесса гидратообразования определяется из уравнения материального баланса [12]

, (2.139)

где q_M – удельный расход метанола, г/м³;

W₁, W₂ – влагосодержание газа соответственно в точках ввода и вывода ингибитора (начале и конце линейного участка), г/м³;

С₁, С₂ – массовая концентрация вводимого и выводимого ингибитора;

 – коэффициент, определяющий отношение массового содержания метанола в газовой фазе к массовой концентрации метанола в водном растворе, контактирующем с газом;

 – коэффициент растворимости метанола в углеводородном конденсате;

q_K – углеводородный конденсатный фактор.

Значения влагосодержания W₁ и W₂ определяются по формуле (2.136) при известных значениях давления и температуры.

Конечная концентрация метанола зависит от разности температуры равновесного состояния гидратов и температуры газа в точке вывода метанола, то есть T = T_РГ – T₂ и определяется из выражения

. (2.140)

Значение коэффициента  зависит от давления P₂ и температуры T₂ в точке вывода метанола и может быть найдена по формуле

. (2.141)

Коэффициент  зависит от состава газа, обводненности раствора метанола, давления и температуры газа. На практике величина  находится в интервале 0,010,05. При высоком (90% и более) содержании метана значение q_K мало, поэтому третьим слагаемым уравнения (2.139) можно пренебречь.

Расчет удельного расхода метанола согласно отраслевым нормам предусматривает величину W₁ равную влагосодержанию насыщенного газа. При этом удельный расход метанола q_M гарантирует предотвращение образования газовых гидратов в газопроводе при любых значениях начального влагосодержания.