аыаыа. Назначение и устройство трубопроводов, технология перекачки нефти и газа по магистральным трубопроводам
 Скачать 1.74 Mb.
|
|
Прокладка лупинга Длина лупинга и вставки, необходимой для увеличения пропускной способности газопровода в χ раз, определяется из следующих выражений:  , (86) . (87)Здесь Dл және Dв – диаметры труб лупинга и вставки. В настоящее время проектируется и находится в эксплуатации значительное число многониточных газопроводов. Каждая последующая строящаяся нитка системы подключается к действующим частям по мере готовности; при этом будет происходить определенное нарастание пропускной способности. Таким образом, подключенная часть строящейся нитки может рассматриваться как лупинг. Магистральные газопроводы сооружаются многониточными не только по соображениям надежности, но, главным образом, потому, что выпускаемые промышленностью трубы самого большого диаметра не могут обеспечить заданной пропускной способности. Поэтому многониточные газопроводы в большинстве случаев строятся из труб одного диаметра. Тогда Dл=D и  .+ Лупинг можно применять не для повышения пропускной способности, а для поднятия давления в конце перегона при сохранении неизменного (максимального) давления в начале. Повышение конечного давления может потребоваться для обеспечения более лучших параметров работы КС. Совместный расчет участка магистрального газопровода и КС
Любые изменения режима работы КС приводят к изменениям режима работы трубопровода, и наоборот. Поэтому нельзя определить пропускную способность газопровода при помощи одной только формулы расхода. Пропускную способность газопровода также нельзя найти, пользуясь только характеристиками нагнетателей или только аналитическими выражениями этих характеристик. Трубопровод и КС следует рассматривать как единое целое, и в технологическом расчете газопровода режимы работы трубопровода и КС должны быть согласованы. Это согласование может быть осуществлено совместным решением уравнений характеристик КС и характеристики перегонов между станциями. Уравнение характеристики КС возьмем в виде  , (9.1)а уравнение характеристики трубопровода (перегона между КС) удобно выразить так:  , (9.2)где  – постоянный коэффициент; – длина перегона.  . (9.4)при прочих равных условиях (неизменных значениях давлений в начале и конце газопровода и заданной характеристике КС) пропускная способность газопровода как системы тем больше, чем ближе КС будет размещена к началу газопровода. Очевидно, что при этом одновременно будут возрастать давления на входе и выходе КС. Увеличение пропускной способности газопровода при смещении КС к его началу объясняется повышением степени сжатия КС вследствие уменьшения объемной производительности на ее всасывании (растет давление ), а также некоторым повышением среднего давления для обоих перегонов, что вызывает расход энергии на преодоление сил трения при движении газа по трубопроводу (снижается средняя скорость движения газа на перегоне). Для газопровода с компрессорными станциями (рисунок 9.2) имеем  ;  ; ;  ;…………………………………………….……  ;  (9.5) Рисунок 9.2. Схема газопровода с компрессорными станциями.  (9.9)Из (9.7), (9.8) и (9.9) видно, что пропускная способность газопровода в первую очередь зависит от давления в начальной точке газопровода ( или ), даже незначительное снижение этого давления приводит к ощутимому уменьшению пропускной способности газопровода ( ). Давление в конечной точке газопровода, напротив, оказывает незначительное влияние на его пропускную способность; оно может изменяться в довольно большом диапазоне, и на пропускной способности газопровода это существенно не отразится. Влияние на тем меньше, чем больше число станций , влияние начального давления на пропускную способность газопровода с увеличением , наоборот, возрастает. Из (9.7), (9.8) и (9.9) также следует, что на пропускную способность газопровода влияет расположение компрессорных станций: чем меньше расстояния между ними, тем меньше и, следовательно, тем больше . Но при сближении станций возрастут давления и . Это – ограничение: давление в любой точке газопровода не должно превышать допустимого из условия прочности. Режим работы газопровода при отключении компрессорных станций или агрегатов. Влияние отключения части или всех агрегатов на станции х на изменения давлений всасывания и нагнетания на предыдущих и последующих станциях. Рассмотрим сначала простейший случай: на газопроводе с однотипными и расположенными на одинаковых расстояниях станциями одна из них () вышла из строя. Очевидно, что пропускная способность их уменьшается. Теперь рассмотрим, как после отключения части или всех агрегатов на станции изменятся давления и на предыдущих и последующих станциях (рисунок 10.1). Примем всасывающий коллектор станции (точка ) за конечный пункт левого участка газопровода. Линия падения давления, идущая от станции , вследствие уменьшения расхода будет более пологой. Поэтому давление в точке возрастет. Поэтому давления и на станции увеличатся; на станции они возрастут в меньшей мере и т. д. Для правого участка, начинающегося от станции , аналогия будет со случаем уменьшения подачи газа на головную станцию: линия падения давления будет более пологой, давления на станциях понизятся. Давления и можно определить, переходя от станции к станции. Зная давление в конце газопровода, по формуле  находим давление на последней станции. Затем по формуле  или при помощи приведенных характеристик нагнетателей находим давление . Возьмем участок, начинающийся от станции . Вторая станция на этом участке отключена. Расход при условии, что давление на первой станции равно , может быть определен по формуле (10.2), в которой сначала следует принять , а затем надо будет заменить на  . Получим, что наибольшее допустимое значение расхода при отключении станции .После определения расхода решается вопрос о том, каким образом на станции может быть достигнуто давление т. е. решается вопрос о регулировании. Наиболее экономичные способы регулирования – отключение агрегатов и изменение частоты вращения роторов. Число агрегатов, которые должны быть отключены на станциях от первой до включительно, и частоту вращения роторов можно определить по приведенным характеристикам. При этом возможен целый ряд режимов работы, обеспечивающих на станции давление, равное . Наилучшим из них будет тот, при котором давления поддерживаются на возможно более высоком уровне. В этом случае линии падения давления будут пологими, степени сжатия на станциях, а следовательно, и мощности, затрачиваемые на компримирование, – наименьшими. Аналитические выражения характеристики КС Аналитический метод и является менее точным в результате использования приближенных аналитических выражений для приведения затрат, тем не менее он позволяет получить более четкую зависимость оптимальных параметров газопровода от его пропускной способности, применяемого оборудования, материалов, условий строительства и т.д. Аналитический метод позволяет обеспечить научный подход к разработке стандарта на трубы и мощностного ряда ГПА. Аналитический метод расчета оптимальных параметров МГ предполагает использовать приближенные аналитические зависимости для приведенных затрат как функции пропускной способности газопровода, его диаметра и давления, а так же степени сжатия КС. Выбор указанных аналитических зависимостей определяется требованиями достаточно точного совпадения расчетных значений экономических показателей с нормальными и необходимой простоты исследования поставленной задачи, поскольку в противном случае аналитический метод лишается всех своих преимуществ. Исследуем вначале зависимость оптимальной степени сжатия КС от пропускной способности газопровода. Удельные приведенные затраты на КС газопровода в расчете на единицу его длины можно представить следующем образом:  . Величина Sкс может быть достаточно точно представлена в виде: ,где: А0 – приведенные затраты на одну КС, не зависящие от ее мощности; АТ –коэффициент, характеризующий приведенные затраты на одну КС, зависящие от мощности, n– показатель политропы. Расстояние между КС газопровода определяется из уравнения расхода:  .Тогда выражение удельных приведенных затрат на КС газопровода принимает следующий вид:  . (10)Оптимальную степень сжатия найдем, приравняв нулю частную производную от выражения удельных приведенных затрат по степени сжатия. После преобразования получаем:  .Таким образом, оптимальная степень сжатия в КС газопровода не зависит от его диаметра и рабочего давления. При увеличении пропускной способности газопровода правая часть стремится к двум, поэтому степень сжатия должна стремиться к единице. 1. Оптимальное давление газопровода в основном зависит от соотношений SD/SP и SQ/SрКС, и повышается с их ростом. Оптимальное значение степени повышения давления тем выше, чем меньше при прочих равных условиях составляющие приведенных затрат линейной части и КС, зависящие от рабочего давления. В частности, если SрКС =0, т.е. приведенные затраты на КС не зависят от рабочего давления, то оптимальное давление  .2. Применение высокопрочных сталей приводит к увеличению оптимального рабочего давления газопровода, так как при этом отношение SD/SP увеличивается. 3. Оптимальное рабочее давление весьма слабо зависит от пропускной способности газопровода, особенно в области больших расходов, когда уравнение (18) примет вид:  .4. Оптимальный диаметр газопровода, как видно из уравнения (17) зависит от производительности газотранспортной системы. При больших значениях Q оптимальный диаметр газопровода примерно пропорционален пропускной способности в степени 7/3. 5. Удельные приведенные затраты в расчете на единицу длинны и пропускной способности газопровода уменьшаются с ее ростом. Поэтому удельные приведение затраты однониточного газопровода всегда меньше, чем многониточного равной пропускной способности. Однако необходимо отметить, что существует другой подход к выбору оптимальных параметров магистральных газопроводов, составляющие вместе с газовыми промыслами и потребителями единую систему. Наличие сезонной неравномерности газопотребления и условия бесперебойной подачи газа потребителям накладывает отпечаток на экономику трубопроводного транспорта. В частности обработка статистических данных об отказах на магистральных газопроводах показывает, что их общая продолжительность за год возрастает с увеличением диаметра газопровода. Поэтому, с увеличением диаметра газопровода возрастают (для обеспечения одного уровня надежности газоснабжения) затраты на создание необходимых резервов газообразного или другого вида топлива в районах газопотребления. В первую очередь это возможно за счет увеличения мощности подземных газохранилищ. На случай перерыва подачи газа по газопроводу следует предусмотреть возможность увеличения суточного отбора газа из подземного газохранилища, что даже при его неизменной полезной емкости приводит к значительному увеличению затрат на его сооружение и эксплуатацию. С учетом обеспечения необходимой надежности двухниточный газопровод может оказаться более экономичным, чем однониточный большего диаметра. Приведенные аналитические исследования оптимальных параметров в значительной степени носят качественный характер. В таком виде аналитический метод для проектной практики вряд ли представляет большой интерес. Однако в несколько упрощенном виде аналитическая методика может быть применена и к решению целого ряда задач и в проектной практике. При определении рациональной области применения труб различного диаметра вместо графоаналитического метода более удобен следующий упрощенный аналитический метод. Для заданных значений рабочего давления и диаметра газопровода, а так же типа ГПА и схемы компримирования уравнение удельных приведенных затрат в расчете на единицу длины и пропускной способности имеет вид:  ,где: SЛЧ – удельные приведенные затраты на единицу длины газопровода диаметром D и рабочем давлении Р1. Если, необходимо определить пропускную способность, выше которой трубопровод диаметром D2 будет выгоднее трубопровода диаметром D1 (при D1<D2), достаточно решить равенство:  ,где: SЛЧ и SЛЧ”– удельные приведенные затраты на единицу длины газопровода диаметром D1 и D2, принимаемым по нормативным источникам. Аналогичным образом может быть найдена пропускная способность, при которой двухниточный газопровод будет выгоднее однониточного и т.д. Для практики определённый интерес представляет оптимальная пропускная способность газопроводов различных диаметров, соответствующая минимальным удельным приведенным затратам. Приравнивая к нулю производную от удельных приведенных затрат по расходу, получаем:  ,отсюда  .Из последнего уравнения определяется оптимальная пропускная способность газопровода заданного диаметра и рабочего давления. Уравнение расхода газа для системы компрессорные станции –газопровод Режимы работы трубопровода и компрессорных станций (КС) связаны между собой: расход в трубопроводе равен подаче КС, давление нагнетания соответствует давлению в начале перегона между станциями, а давление всасывания следующей КС равно давлению в конце перегона.  Любые изменения режима работы КС приводят к изменениям режима работы трубопровода, и наоборот. Трубопровод и КС следует рассматривать как единое целое, и в технологическом расчете газопровода режимы работы трубопровода и КС должны быть согласованы. Это согласование может быть осуществлено совместным решением уравнений характеристик КС и характеристики перегонов между станциями. Уравнения характеристик КС:   Коэффициент  Перегоны: ; КС:  ;Перегоны: .Совместное уравнение ГП и КС  (eh-t 8.3)При неработающей(отключенной) КС (a=1,b=0) уравнение 8.3 превращается в известное уравнение расхода участка газопровода  Из уравнения (8.3) следует вывод: при прочих равных условиях (неизменных значениях давлений в начале и конце газопровода и заданной характеристике КС) пропускная способность газопровода как системы тем больше, чем ближе КС будет размещена к началу газопровода. (при этом одновременно возрастает Р на входе и выходе из КС) Пропускная способность газопровода в первую очередь зависит от давления в начальной точке газопровода ( или ), даже незначительное снижение этого давления приводит к ощутимому уменьшению пропускной способности газопровода ( ). Регулирование режима работы КС Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА), изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т.п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу. Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компремирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плановой (летом), отдельные КС могут быть временно остановлены. Обратите внимание Переменный режим работы компрессорной станции приводит к снижению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения от оптимального КПД ГПА. Борьба с гидратообразованием. 1) Подогрев газа При сохранении давления в ГП, t0 газа поддерживается выше равновесной t0 образования гидрата. Подогрев газа применяют на газовых промыслах и ГРС. На линейной части НЕ применяют, т.к. невыгодно 2) Метод снижения давления При сохранении t0 уменьшается давление ниже равновесного давления образования газа. Метод возможен при ликвидации уже образовавшихся гидратов. Применяется в аварийных случаях. Ликвидация гидратных пробок осущ.путем выпуска газа в атмосферу через продувные свечи.(аварийный участок отсекается линейными кранами). Давление снижают до тех пор, пока равновесная t0 гидратообразования не станет меньше t0 газа, гидратная пробка не разрушится. Метод пригоден при положительных температурах. 3)Ввод ингибитора гидратообразования в поток транспортируемого газа Ингибиторы (диэтиленгликоль,триэтиленгликоль, метиловый спирт и др.),введенные в поток, частично поглощают водяной пар и переводят его в раствор, не образующий гидратов. 4) Осушка газов а)Физические методы В основе искусственное охлаждение газа, компримирование, сочетание компримирования с охлаждением (вымораживание влаги из газа при низких t0 ; охлаждение газа дополнительным компримирование и без него; инжекция хим.веществ в газовый поток промысловых ГП с последующим улавливанием продуктов – гидратации на сепарационных установках; низкотемпературная сепарация) б) химические методы (широко применяются при лабораторном определении влажности) в) физико-химические методы Поглащение влаги сорбентами -аБсорбционные (жидкий поглатитель) -аДсорбционные (тв.поглатитель) |