Эксплуатация скважин. Учебное пособие Эксплуатация. Томский политехнический университет экСплуатация магистральных газОнефтепроводов и хранилищ
 Скачать 2.57 Mb.
|
|
11.5. Определение среднего давления Рср Пользуясь уравнением (11.9) можно определить давление в любой точке участка МГ  . (11.20)Из (11.20) видно, что Р2 меняется по длине участка линейно. Р2   P12 P22  L Рис. 11.1. Изменение Р2 по длине участка Из рисунка видно, что  Q2 .Тогда для давления в любой точке участка можно записать  . (11.21)Следовательно, давление по длине участка меняется по параболическому закону и среднее давление должно определяться как среднегеометрическое.  . (11.22)P   P1  Pср P2 L Рис. 11.2. Изменение Р по длине участка 11.6. Определение средней температуры Тср Температурный режим участка зависит от многих факторов. 1. Температурой газа на входе в КС (Т2). 2. Повышением температуры газа при его компремировании  , (11.23)где ТВ – температура газа на выходе ЦН;  – степень сжатия нагнетателя;  – политропический КПД ЦН.3. Охлаждением газа в АВО  , (11.24) где Т1 – температура на выходе КС; Q0 – теоретический теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах, Вт; kA2, kA1, kA0 – коэффициенты тепловой эффективности АВО при 1,2 и 0 работающих вентиляторах; n2,n1,n0 – количество АВО работающих с 2,1 и 0 вентиляторов; М – массовый расход газа через все АВО; сРМ – теплоемкость газа при условиях АВО. Схема работы АВО определяется из условия минимума затрат электроэнергии для обеспечения оптимальной температуры газа за КС. Не рекомендуется принимать температуру на выходе КС t1 > 500С. 4. Охлаждением газа в трубопроводе. Газ в участке охлаждается вследствие теплообмена с окружающей средой и его расширения при снижении давления. В дифференциальной форме изменение температуры газа на участке между КС можно записать следующим образом  , (11.25)где Di – коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа; k – полный коэффициент теплопередачи, Вт/(м2К); T0 – температура окружающей среды, К. Приняв  ,после интегрирования и преобразований получаем  , (11.26)где  , (11.27)Пренебрегая влиянием дросселирования газа, получим уравнение Шухова  . (4.28)В соответствии с (11.28) температура газа стремиться в бесконечности к температуре окружающей среды. С учетом дроссельного эффекта температура газа в конце участка меньше температуры окружающей среды. При температуре грунта близкой к 00С температура газа может быть отрицательной, что вызовет промораживание грунта вокруг труб и дополнительные деформации трубопровода. Рекомендуется ограничивать температуру газа в конце участка Т2 = 271273К, что приводит к ограничению температуры газа на выходе КС. Т.к. температура газа по длине участка меняется экспоненциально, то средняя температура определяется как среднегеометрическая  . (11.29) T Т1 Т0  L Рис. 11.3. Распределение температуры газа по длине участка 11.7. Физические свойства газа Широкое использование ЭВМ диктует необходимость аналитического определения физических свойств газа. Базовыми параметрами являются относительная плотность газа или плотность газа при стандартных условиях  .Критические параметры газа  (11.30) . (11.31)Приведенные параметры газа Рпр=Р/Ркр, Тпр=Т/Ткр . (11.32) Коэффициент сжимаемости газа z=1-0,0241Pпр / , (11.33) где = 1-1,68Тпр+0,78Тпр2-0,0107Тпр3 Динамическая вязкость газа
Удельная теплоемкость газа ср=1,696+1,838 10-3T+1,96 106(P-0,1)/T , кДж/(кгК) (11.35) Коэффициент Джоуля-Томсона  . (11.36)11.8. Расчет сложных газопроводов Реальные МГ всегда являются сложными трубопроводами, т.е. отдельные участки его отличаются друг от друга внутренними диаметрами или количеством параллельных ниток. Такие трубопроводы можно рассчитывать последовательно по участкам или целиком, заменяя расчет сложного трубопровода расчетом простого. Второй подход является менее трудоемким и более используемым. Переход к расчету простого трубопровода производится использованием понятий эквивалентного диаметра или коэффициента расхода. Эквивалентным диаметром называется диаметр простого газопровода имеющего пропускную способность равную пропускной способности реального трубопровода при прочих равных условиях. Коэффициентом расхода называют отношение пропускной способности реального трубопровода к пропускной способности эталонного трубопровода с произвольно выбранным эталонным диаметром при прочих равных условиях кр = q / q0 . (11.37) Для случая простого трубопровода  , (11.38)где Di и  – диаметр и коэффициент гидравлического сопротивления простого трубопровода; D0 и  – диаметр и коэффициент гидравлического сопротивления эталонного трубопровода.При квадратичном режиме течения газа крi=(Di/D0)2,6 . (11.39) При параллельном соединении простых трубопроводов  . (11.40) . (11.41)При последовательном соединении трубопроводов  , (11.42) . (11.43)В общем случае сложного газопровода коэффициент расхода kр или эквивалентный диаметр DЭ определяются последовательным использованием формул (11.40) и (11.42) или (11.41) и (11.43). 11.9. Очистка внутренней полости и испытание магистральных газопроводов на прочность и герметичность Газопроводы до ввода в эксплуатацию подвергают очистке и испытанию на прочность и герметичность. Очистка внутренней полости обеспечивает на всём протяжении трубопровода установленные проектом полное проходное сечение и коэффициент гидравлического сопротивления. Испытание магистрального газопровода на прочность и герметичность – гарантия его надёжной работы при эксплуатации. Работы по очистке полости и испытание трубопровода проводятся в соответствии со СНиП III-42-80 «Правила производства и приёмки работ. Магистральные трубопроводы». При очистке из трубопровода удаляются окалина, грат, грязь, вода, снег, лёд и другие посторонние предметы. Газопроводы очищают путём его промывки с пропуском очистных устройств. При промывке перед очистным поршнем заливают воду (1015% объёма очищаемого участка). Скорость перемещения очистных поршней при промывке трубопровода – не менее 1 км/ч. Испытываемый на прочность и герметичность газопровод делят на участки, которые ограничивают заглушками или линейной арматурой. Протяженность испытываемых участков не ограничивается, за исключением случаев, когда протяженность участков назначается с учётом гидростатического давления. В этом случае при испытании газопроводов на прочность давление в нижней точке участка не должно превышать заводского испытательного давления  , а в верхней –  .При заполнении трубопроводов водой для гидравлического испытания из труб должен быть полностью удален воздух через воздухоспускные краны, устанавливаемые в повышенных местах трассы. В зависимости от категорий участков газопровода этапы, величины испытательных давлений и продолжительность испытаний трубопроводов на прочность принимается со СНиП III-42-80: категория В – Рисп = 1,5Рраб – в верхней точке участка Рисп = Рзав – в нижней точке участка I – II категория – Рисп = 1,25Рраб – в верхней точке участка Рисп = Рзав – в нижней точке участка III – IV категории – Рисп = 1,1Рраб – в верхней точке участка Рисп = Рзав – в нижней точке участка где  ,  . (11.44)Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность, если за время испытания давление остаётся постоянным. Продолжительность испытания газопровода на прочность зависит от категории участка и может изменяться от 5 до 24 часов. Проверка на герметичность участков всех категорий газопровода проводится после окончания испытания его на прочность и снижения испытательного давления до рабочего, принятого по проекту. Наблюдения и замер давления ведутся в течении не менее чем 12 часов. При испытании газопровода на прочность и проверке на герметичность для измерения давления должны применяться проверенные дистанционные приборы или манометры класса точности не ниже 1 и с предельной шкалой на давление около 4/3 от испытательного, устанавливаемые вне охранной зоны. После окончания проверки на герметичность из газопровода должна быть полностью удалена вода. Полное удаление воды из газопровода производится одним поршнем-разделителем, перемещаемым под давлением транспортируемого продукта. При отсутствии продукта к моменту окончания испытания удаление воды производится двумя поршнями-разделителями, перемещаемыми под давлением сжатого воздуха. О производстве и результатах очистки внутренней полости газопровода, а также испытаниях на прочность и проверки его на герметичность необходимо составлять акты. 12. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ 12.1. Технологические схемы компрессорных станций с центробежными нагнетателями Компрессорные станции с центробежными нагнетателями достаточно разнообразны по своим технологическим схемам. Объясняется это, главным образом, широким перечнем типоразмеров ГПА, используемых на подобных станциях–здесь могут быть агрегаты с полнонапорными или неполнонапорными нагнетателями, с электродвигателями либо с газотурбинными установками различного исполнения. В сочетании с различными вариантами дополнительных функций, возлагаемых на КС, перечисленное порождает достаточное число разновидностей технологических схем КС с центробежными нагнетателями. Однако в большинстве случаев эти схемы не имеют между собой существенных различий и сводятся, по сути, к одному типовому виду, приведённому на рис. 12.1. Функционирование КС со схемой, изображенной на рис. 12.1 осуществляется следующим образом. Газ от узла подключения станции к газопроводу УП поступает на вход КС через кран №7 и проходит на установку очистки газа УО, где очищается от механических примесей в пылеуловителях П. Затем основная часть очищенного газа направляется в компрессорный цех КЦ для компримирования, а другая, меньшая, – отбирается на установку подготовки газа (УПГ). УПГ предназначена для подготовки: пускового (ГП) и топливного (ГТ) газа ГТУ, импульсного газа (ГИ), используемого для перестановки кранов КС, а также для редуцирования газа, предназначенного прочим местным потребителям (ГСН). После сжатия в компрессорном цехе газ подаётся на установку охлаждения УХ, состоящую из параллельно соединённых аппаратов воздушного охлаждения АВО, затем через кран №8 и узел подключения КС к газопроводу возвращается в магистраль. Приведённая на рис. 12.1 технологическая схема КС является самой общей. Она может дополняться различными элементами в зависимости от конкретных обстоятельств. К таковым, как отмечалось выше, могут относится: вид используемых на КС нагнетателей, тип привода нагнетателей, принятое на станции количество ступеней очистки газа от механических примесей и т. д. Из всего перечисленного на технологическую схему КС наибольшее влияние оказывает вид установленных на станции нагнетателей. Это влияние ограничивается преимущественно компрессорным цехом станции. Количество ступеней очистки газа изменяет общую схему станции так же локально, только в части установки очистки газа УО. При одноступенчатой очистке газа технологическая схема УО имеет вид, изображённый на рис. 12.1; при двухступенчатой – после пылеуловителей П на УО размещаются фильтры-сепараторы, соединённые между собой параллельно и составляющие вторую ступень очистки газа. В значительной меньшей мере технологическая схема КС зависит от типа привода нагнетателей. Тип привода определяет лишь масштабы установки подготовки газа УПГ. При газотурбинном приводе нагнетателей УПГ наиболее весома по своим функциям и размерам. Данному случаю отвечает технологическая схема КС, приведённая на рис. 12.1. Когда на станции используется электропривод, на УПГ отсутствуют устройства по подготовке топливного и пускового газа, а на схеме КС не предусматриваются соответствующие трубопроводы.  Рис. 12.1. Технологическая схема КС с центробежными нагнетателями Помимо рассмотренных, наиболее значимых различий технологические схемы компрессорных станций могут иметь достаточно большое количество мелких расхождений друг с другом. Например, нормами технологического проектирования ОНТП 51-1-85 на всех проектируемых и строящихся КС предусматривается использовать одну общую установку охлаждения газа УХ, как это показано на рис. 12.1. На ряде ранее сооружённых станций, возведённых ещё по старым нормам, данная установка выполнена раздельной, состоящей из нескольких автономных друг от друга групп АВО. На некоторых станциях АВО вообще отсутствует. Одним из отличий технологических схем может быть применение на мощных КС двух ниток трубопроводов вместо одной (рис. 12.1) для соединения компрессорных цехов с магистральным трубопроводом. К двухниточному варианту прибегают для снижения скорости движения газа в трубопроводах и уменьшения сопротивления коммуникаций КС. Нагнетательные коммуникации компрессорного цеха могут быть многониточными и по другим причинам. Например, при использовании на КС нескольких групп неполнонапорных нагнетателей. Достаточно большое количество изменений в типовую схему компрессорных станций вносится в результате рационализаторских разработок. Нововведения возникают из-за необходимости учёта особенностей работы конкретных станций, которые трудно учесть в одном варианте схемы. На типовой технологической схеме КС, приведённой на рис. 12.1 использована единая нумерация основных технологических кранов КС, принятая в системе газовой промышленности России. Согласно данной нумерации все краны на площадке КС разбиты на две группы – обще станционные краны и краны обвязки нагнетателей. К общестанционным кранам относятся краны узла подключения станции к магистральному газопроводу (№7, №17, №8, №18, №19, №20, №21) и краны большого или пускового контура компрессорной станции (№36 и №36р). Краны обвязки нагнетателей относятся к объектам компрессорного цеха, который на рис. 12.1 изображён условно. Состав объектов КЦ и подробное рассмотрение их приведены в разделе 12.2. |
, Пас.