ВАР. Газопровода
 Скачать 2.21 Mb.
|
Тип привода безредукторныйТип электродвигателя ВАСО 16 – 14 – 24 Номинальная мощность 37 кВт Скорость вращения 250 об/мин. Вентилятор: Тип колеса вентилятора УК – 2М Диаметр колеса 5000 мм Число лопастей 4 Максимальный угол установки лопастей 110 10 Скорость вращения вентилятора 250 об/мин. 4. Габаритные размеры аппарата: Длина 12820 ммШирина 6500 мм Высота 4890 мм Вес: аппарата 48400 кг секции 9500 кг 1.7. Расчет количества аппаратов воздушного охлаждения газа 1.7.1. Математическая модель АВО Методика расчета разработана ВНИПИтрансгазом [11], в соответствии с которой модель АВО представляется в виде: , (1.50) где - температуры газа на входе и выходе АВО; q- коммерческий расход АВО. Функция представляет собой поправки на отклонение атмосферной температуры , удельной теплоемкости газа и относительной плотности газа по воздуху от принятых базовых, при которых построены характеристики АВО. Характеристики представлены в виде семейства прямых в зависимости от расхода: , (1.51) где . (1.52) В методике ВНИПИтрансгаза функция представлена в виде: , (1.53) где коэффициенты А и В определяются методом наименьших квадратов для различных типов АВО. Многолетний опыт показал, что функция хорошо описывается зависимостью: , (1.54) где коэффициенты А и В определены для каждого типа АВО в зависимости от числа работающих вентиляторов. Значения коэффициентов В и С для АВО, установленных на КС, представлены в таблице 1.8. Таблица 1.8. Значения коэффициентов В и С для АВО
1.7.2. Математическая модель электропривода вентилятора Для определения мощности, потребляемой вентиляторами, используются графические зависимости. Зависимость относительной мощности от температуры окружающего воздуха аппроксимирована формулой: , (1.55) где коэффициенты определены методом наименьших квадратов. Работу электродвигателя характеризует коэффициент полезного действия и коэффициент мощности : , (1.56) где -номинальная мощность двигателя вентилятора. Мошность, потребляемая из сети : . (1.57) Произведение зависит от нагрузки: . (1.58) Эта зависимость аппроксимируется формулой: . (1.59) Коэффициенты и получены после обработки кривых методом наименьших квадратов и их значения равны: а0=5,317597Е-02 а1=1,817915Е-02 а2=-7,59349Е-05 а3=8,838137Е-08 r0=0.431576 r1=0.399711 r2=0.332926 r3=-.377315 Таким образом, количество электроэнергии, потребляемой из сети за расчетный период при работающих вентиляторах определяется по формуле: (1.60) 1.7.3. Подпрограмма расчета АВО Подпрограмма расчета АВО заключается в расчете температуры газа после охлаждения в зависимости от числа работающих вентиляторов (V). В качестве исходных данных для расчета принимаются: 1) тип АВО ; 2) количество секций (N); 3) коммерческий расход КЦ (Q1); 4) свойства газа (плотность); 5) температура ( ) и давление газа ( ) на входе АВО; 6) температура воздуха ( ). Расчет теплоемкости газа производится в соответствии с [12] по формуле: (1.61) Температура газа на выходе секции АВО при i работающих вентиляторах (i=0,1,2) определяется по формуле: (1.62) Расчет АВО произведем по программе “ABO. bas”. Текст программы приведен в прил. 3. После расчета были получены следующие результаты: Pезультаты pасчета АВО газа КС КС Приозерная, цех-4 Январь Тип АВО: БОРИСОГЛЕБСК 12 секций, 24 вентиляторов +----------------------------------------------------------+ ¦ Число работающих ¦ Температура газа ¦ Потребляемая ¦ ¦ вентиляторов ¦ после АВО,К ¦ мощность,кВт ¦ ¦--------------------+--------------------+----------------¦ ¦ 0 ¦ 282.0527 ¦ 0 ¦ ¦ 1 ¦ 281.0786 ¦ 50.64357 ¦ ¦ 2 ¦ 280.1045 ¦ 101.2871 ¦ ¦ 3 ¦ 279.1303 ¦ 151.9307 ¦ ¦ 4 ¦ 278.1562 ¦ 202.5743 ¦ ¦ 5 ¦ 277.182 ¦ 253.2178 ¦ ¦ 6 ¦ 276.2079 ¦ 303.8614 ¦ ¦ 7 ¦ 275.2338 ¦ 354.505 ¦ ¦ 8 ¦ 274.2596 ¦ 405.1485 ¦ ¦ 9 ¦ 273.2855 ¦ 455.7921 ¦ ¦ 10 ¦ 272.3113 ¦ 506.4357 ¦ ¦ 11 ¦ 271.3372 ¦ 557.0792 ¦ ¦ 12 ¦ 270.3631 ¦ 607.7228 ¦ ¦ 13 ¦ 270.0467 ¦ 658.3664 ¦ ¦ 14 ¦ 269.7303 ¦ 709.0099 ¦ ¦ 15 ¦ 269.4139 ¦ 759.6535 ¦ ¦ 16 ¦ 269.0976 ¦ 810.2971 ¦ ¦ 17 ¦ 268.7812 ¦ 860.9406 ¦ ¦ 18 ¦ 268.4648 ¦ 911.5842 ¦ ¦ 19 ¦ 268.1485 ¦ 962.2278 ¦ ¦ 20 ¦ 267.8321 ¦ 1012.871 ¦ ¦ 21 ¦ 267.5157 ¦ 1063.515 ¦ ¦ 22 ¦ 267.1994 ¦ 1114.158 ¦ ¦ 23 ¦ 266.883 ¦ 1164.802 ¦ ¦ 24 ¦ 266.5666 ¦ 1215.446 ¦ +----------------------------------------------------------+ Из результатов расчетов следует, что при эксплуатации газопровода в рассматриваемом режиме температура газа на выходе нагнетателей составляет 23С. Анализ работы аппаратов воздушного охлаждения показал, что требуемая максимальная температура газа на участке (+10С) может быть достигнута при отключенных вентиляторах, то есть оребрения трубных пучков АВО достаточно для естественного охлаждения газа при Твозд= -5С. В случае повышения температуры воздуха достаточно использовать от 2 до 6 работающих вентиляторов в зимнее время и от 2 до 16 – в летнее. 1.8. Борьба с гидратообразованием 1.8.1. Гидраты природных газов 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 [13] представляют собой кристаллические соединения, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды и имеющие строго определенную структуру. 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, а также 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. Из расчетных методов определения равновесных условий образования гидратов наиболее часто используют метод, основанный на использовании констант фазового равновесия гидрат-газ, а также эмпирические уравнения Пономарева . Метод расчета по константам фазового равновесия также не является удобным, поскольку требует использования большого числа таблиц с применением метода последовательных приближений и интерполяции. С этой точки зрения наиболее оправдан метод Пономарева. Условие гидратообразования при этом описываются уравнениями: ; (1.63) , (1.64) где p – равновесное давление гидратообразования, кгс/см2; t – равновесная температура, С; F0 и F1 – функции приведенной плотности газа , которая вычисляется по формуле , (1.65) где k – число гидратообразующих компонентов в газовой смеси; ai – объемная доля i-го гидратообразующего компонента в исходном газе; i – относительная плотность i-го гидратообразующего компонента. Значения функций F0 и F1 приведены в табл. 1.9. Таблица 1.9. Зависимость функций F0 и F1 от приведенной плотности газа
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. Обработка табличных значений функций F0 и F1 методом наименьших квадратов позволила получить расчетные зависимости, удобные для выполнения расчетов на ЭВМ ; (1.66) . (1.67) Решая уравнения (1.63) и (1.64) относительно температуры и приведя размерности к системе СИ, получены следующие уравнения для равновесных условий образования гидратов ; (1.68) , (1.69) где P – давление газа, МПа; T – температура газа, К; PГР – величина граничного давления, соответствующая критической температуре существования гидратов и равной 273 К, определяемая по формуле . (1.70) Максимальное содержание влаги в газе на линии насыщения W определяют по графику в зависимости от давления P и температуры T (рис. 1.10). При известном значении максимального влагосодержания можно определить температуру, соответствующую точке росы, которая понижается при уменьшении давления. Рис. 1.10. Зависимость содержания влаги в газе при различных значениях давления и температуры. Для определения содержания паров воды в газах и точки росы применяются экспериментальные и аналитические методы. К экспериментальным относятся методы вымораживания, поглощения жидкими и твердыми сорбентами, кулонометрический метод, а также визуальное определение точки росы. Из аналитических зависимостей для определения влагосодержания насыщенного газа наиболее известна формула Бюкачека [14...16]: , (1.71) где W – влагосодержание, г/м3; P – давление газа, МПа; A, B – коэффициенты, зависящие от температуры газа и приведенные в табл. 1.10; C – поправка на плотность газа; CS – поправка на соленость воды. Таблица 1.10. Значения коэффициентов A и B в зависимости от температуры газа
В условиях магистрального газопровода значения поправок C и CS можно принять равными единице. Табличные значения коэффициентов A и B могут быть представлены уравнениями ; (1.72) . (1.73) С учетом выражений (1.71)-(1.73) получено выражение для определения точки росы принимает вид . (1.74) Все представленные расчетные зависимости имеют среднее квадратическое отклонение в пределах 1% и хорошо согласуются с табличными и графическими данными. Определение зон возможного образования газовых гидратов выполняется в несколько этапов, которые предполагают: Расчет характеристик перекачиваемого газа; Гидравлический и тепловой расчет участка газопровода, в результате которого определяется распределение температуры и давления по длине; Определение изменения температуры точки росы и равновесного состояния гидратов по длине газопровода; Графическое построение зоны возможного гидратообразования. 1.8.2. Порядок определения зон возможного гидратообразования Исходными данными для расчета являются: Протяженность газопровода L, км; Наружный диаметр DH и толщина стенки трубы , мм; Расход транспортируемого газа (коммерческий) Q, млн. м3/сут; Начальное давление газа PН, МПа; Начальная температура газа, tН, С; Коэффициент теплопередачи KСР, Вт/(м2К); Эквивалентная шероховатость трубы kЭ, мм; Коэффициент гидравлической эффективности E; Компонентный состав транспортируемого газа в процентах по объему. Расчет характеристик перекачиваемого газа и предварительные вычисления Плотность газа при стандартных условиях (0,101325 МПа и 20С) и определяется по формуле аддитивности ; (1.75) где а1,..., аn – объемная доля каждого компонента в смеси для данного состава газа; 1,..., n - плотность компонента при стандартных условиях. Псевдокритические температура и давление: ; (1.76) . (1.77) Относительная плотность газа : =0,8384/1,206=0,695. (1.78) Приведенная плотность газа вычисляется по формуле (1.65). Принимая P=PН и T=TН по формуле (1.71) определяется максимальное начальное влагосодержание Wmax. Значения коэффициентов A и B вычисляются по формулам (1.72) и (1.73). Для дальнейших расчетов принимается значение начального влагосодержания, отвечающее условию W Wmax. 1.8.2.2. Гидравлический и тепловой расчет газопровода Гидравлический и тепловой расчет линейного участка газопровода выполняется согласно п.1.3. По результатам расчета строится график распределения температуры и давления по длине газопровода. На этом тепловой и гидравлический расчет завершается. 1.8.2.3. Определение изменения температуры равновесного состояния гидратов и точки росы по длине газопровода Пользуясь распределением температуры и давления по длине газопровода по формулам (1.68) и (1.69) рассчитываются значения температуры равновесной температуры гидратообразования, а по формуле (1.74) – значения температуры точки росы. 1.8.3. Описание программы и порядок выполнения расчета зон возможного гидратообразония на ЭВМ Расчет зон возможного гидратообразования выполняется на ЭВМ по программе HYDRAT.EXE. Процесс расчета осуществляется в режиме диалога, что существенно облегчает выполнение работы. П осле запуска программы на экран выводится сообщение о вводе объемного состава перекачиваемого газа (рис. 1.11). Рис. 1.11. Экран ввода состава перекачиваемого газа. Объемные доли компонентов газа вводятся в процентах. Переход от одного значения к другому производится нажатием клавиш или . В случае ошибочного ввода (например сумма долей компонентов не равна 100%) выводится сообщение и работа программы блокируется до введения правильных значений.Следующим шагом является ввод исходных данных в соответствии с предлагаемым меню (рис. 1.12). После ввода исходных данных программа выполняет предварительные расчеты и выводит на экран вычисленное значение влагосодержания насыщенного газа в начальном пункте газопровода. Далее требуется ввести величину начального влагосодержания газа (рис. 1.13). Рис. 1.12. Экран ввода исходных данных Рис. 1.13. Экран ввода величины начального влагосодержания На этом ввод исходных параметров завершается и начинается процесс вычисления. На экране дисплея вычерчивается график распределения давления, температуры газа, равновесной температуры гидратообразования и температуры точки росы по длине газопровода. В случае наличия зоны гидратообразования в нижней части экрана приводятся значения начальной x1 и конечной x2 границ, а область предполагаемого наличия гидратов выделяется цветом (рис. 1.14). Рис. 1.14. Экран вывода графика зоны возможного образования гидратов Для продолжения работы программы достаточно нажать любую клавишу. После этого на экране отображается таблица результатов расчетов и меню пользователя. При вводе соответствующей команды результаты расчета могут быть выведены на принтер или записаны в файл (для последующей графической обработки средствами Microsoft Excel). Кроме того, может быть осуществлен возврат к графику и повторному вводу исходных данных или их изменению (рис. 1.15). Рис. 1.15. Экран вывода результатов расчета и меню пользователя По результатам расчета видно, что при данных условиях образование гидратов невозможно. 1.8.4. Способы борьбы с гидратообразованием Существует несколько способов борьбы с гидратообразованием [14]: Предупреждение образования гидратов подогревом газа. Этот способ 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. Предупреждение образования гидратов снижением давления. Этот способ заключается в том, что при сохранении температуры в газопроводе снижается давление ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод применяется также и при ликвидации уже образовавшихся гидратных пробок. После снижения давления необходимо некоторое время (от нескольких минут до нескольких часов) для разложения гидратов. Поэтому, этот способ пригоден для ликвидации гидратов только при положительных температурах, иначе гидратная пробка может перейти в ледяную. Ввод ингибиторов, которые частично поглощают водяные пары и переводят их вместе со свободной водой в раствор, который совсем не образует гидратов или образует их, но при более низких температурах. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт (метанол), растворы этиленгликоля (ЭГ), диэтиленгликоля ( ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ), хлористого кальция, этилкарбитола (ЭК) и др. При больших объемах транспортируемого газа его осушка является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в магистральном газопроводе. При промысловой подготовке газа к дальнему транспорту его осушают сорбционным способом или охлаждением газового потока. В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировке газа (влажность должна составлять не более 0,05 – 0,1 г/м3). 1.8.5. Определение требуемого расхода метанола для предупреждения гидратообразования Наличие влаги в газе может быть обусловлено некачественной его осушкой на промыслах, а также проведением ремонтных работ на линейной части газопровода. Для предупреждения гидратообразования в поток газа вводятся летучие ингибиторы -вещества, понижающие температуру гидратообразования и имеющие упругость паров выше упругости паров воды при заданной температуре. Наиболее широко используемым летучим ингибитором является метанол - метиловый спирт СНзОН. Необходимое количество ингибитора для предупреждения образования гидратов при заданных параметрах потока состоит из расхода на создание водного раствора заданной концентрации и на насыщение газа парами ингибитора. Согласно нормам технологического проектирования удельный расход метанола для предупреждения процесса гидратообразования определяется из уравнения материального баланса: (1.79) где qм - удельный расход метанола, г/м3; W1, W2 - влагосодержание газа в точке ввода ингибитора, г/м3; C1, C2 - 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; qк - углеводородный конденсатный фактор. Величина влагосодержания газа рассчитывается по формуле (1.79) Конечная концентрация метанола зависит от разности температуры равновесного состояния гидратов и температуры газа в точке вывода метанола, то есть и определяется графически. Обработка данных графика методом наименьших квадратов позволила получить зависимость: C2 = 3,536 T0,705. (1.80) Значение коэффициента а зависит от давления P2 и температуры T2 в точке вывода метанола и определяется графически. Нами была произведена обработка данных графика и получена зависимость (1.81) Значение коэффициента 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 qк мало, поэтому третьим слагаемым уравнения (1.79) можно пренебречь. Полученные зависимости (1.80) и (1.81) позволяют рассчитывать величины C2 и с погрешностью, не превышающей 1%. Расчет удельного расхода метанола согласно отраслевым нормам предусматривает величину W1 равную влагосодержанию насыщенного газа. При этом удельный расход метанола qм гарантирует предотвращение образования газовых гидратов в газопроводе при любых значениях начального влагосодержания. По результатам расчета по п. 1.8.3 у нас получилось, что при нормальном (без различных нарушений) режиме эксплуатации газопровода гидраты не образуются, а значит расчет количества метанола производить не обязательно. В случае наличия скоплений воды, оставшейся после гидравлической опрессовки в пониженных участках трассы газопровода, необходимое количество метанола будет определяться исходя из предельного влагосодержания насыщенного газа. Расчет требуемого расхода метанола определим по программе “Metanol. bas”. Результаты расчета требуемого количества метанола приведены на рис.1.16. Рис. 1.16. Экран вывода результатов расчета требуемого количества метанола Из результатов расчета видно, что при осушке газа до температуры точки росы минус 20 0С метанол в газ добавлять не надо. В случае наличия в газопроводе остатков влаги после его гидравлической опрессовки возникает необходимость ввода ингибитора гидратообразования (метанола) в количестве 416 кг/ч. |