31. Увеличение производительности магистрального газопровода.

Этого можно достигнуть ниже перечисленными методами:

а) удвоение числа станций (увеличение числа ГПА увеличением КС);

б) прокладка лупинга (снижение гидравлическое сопротивление трубопровода);

в) комбинированный метод.

Удвоение числа КС.

а) ε=idem, тогда коэффициент увеличения пропускной способности , , ;

q возрастает на ≈ 41%)

б) ε≠ idem; P₁=idem

P₁²-Aq²l=(P₁²/a)+(b/a)q²

<1,41. В данном случае q возрастает в меньшей степени

если b=0 (т.е. ε не зависит от Q), то χ=1,41

в) ε≠idem; ε и ε^* известны

Р₂=Р₁/ε;

Определение длины лупинга.

Р₁=idem; ε=idem D_o=D Основная труба эталонная, К_р1=1 q^*=q₀K_p→ K_p=χ

Примим D_л=D, Тогда w=1/4;

Если надо ↑q в x раз, то потребуется такая длина ;

Р₂-полученное давление; Р^*₂-желаемое

Комбинированный метод требует дополнительного ТЭО. Суть метода: определяем _КС; находим _Л= /_КС.

32. Режим работы газопровода при отключении кс или гпа.

О становка КС приводит к снижению пропускной способности газопровода. Теоретически минимальную пропускную способность МГ имеет при остановке головной КС. В этом случае она снижается пропорционально степени сжатия станции:

,

где q^*- пропускная способность МГ после остановки КС.

При пониженной производительности повышается степень сжатия центробежного нагнетателя и, соответственно, КС и замедляется снижение давления в участке, что приводит к последовательному его повышению в МГ на участке до выхода из КС перед остановленной станцией. Следовательно, оно должно возрастать от станции к станции и на участке за остановленной КС, что возможно только при пониженном давлении на выходе станции, следующей за остановленной. На КС перед остановленной будет максимальное давление входа, следовательно, минимальная объемная производительность на входе нагнетателя и максимальное давление на выходе. Таким образом, на этой станции существует максимальная опасность нарушения условия прочности газопровода и возникновения помпажа в нагнетателях. На практике если при нормальной работе газопровод работал с рабочим давлением, то аналогичная ситуация возникает уже на первых станциях.

Ориентировочно пропускная способность МГ будет лимитироваться пропускной способностью сдвоенного участка и может быть определена из , или из при рабочем давлении в начале участка и пониженном в конце.

Правильность принятой производительности подтверждается:

- повышением давления от станции к станции или его равенством рабочему давлению;

- достижением рабочего давления на выходе КС перед остановленной станцией и равенством заданному в конце МГ;

- полной загрузкой ГПА на станциях после остановленной.

33. Эксплуатация газопроводов с учетом скопления жидкости и образования гидратов.

При эксплуатации магистрального газопровода происходит загрязнение его внутренней полости водой, конденсатом, гидратами, механическими примесями, продуктами коррозии, метанолом и т.д.

Степень загрязнения определяется коэффициентом использования или коэффициентом гидравлической эффективности:

Е=Q_факт/Q,

где Q_факт – фактическая производительность газопровода;

Q – пропускная способность участка.

Если D=Dэф, то Е=(λ/λ_эф)^0,5,

где λ – теоретическое значение коэффициента гидравлического сопротивления;

λ_эф – фактическое значение.

Е₀ – коэффициент гидравлического сопротивления после очистки;

E_min=(1+49,15(W_В/W))^-1,

Где W_B – объемное содержание жидкости в газе;

W – средняя скорость течения газа в участке, м/с.

Коэффициент использования резко снижается в весенний период, летом он ниже, чем зимой.

Для квадратичного режима:

Е=(D_эф/D_экв)^2,6,

D_эф=D_экв·Е^0,385.

Определим объем отложений:

V≈πD²_эквδ_отl/4=πD²_эквl(D_экв-D_эф)/4=aV_тр(1-E^0,77).

где δ_от – толщина отложений;

l – длина участка;

а=1,8…2.

V_тр – объем участка трубопровода.

Внутреннюю поверхность от загрязнений очищают следующими способами:

1) периодически очистными устройствами без прекращения перекачки газа;

2) разовым использованием очистных устройств с прекращением подачи газа;

3) установкой конденсатосборников и дренажей в пониженных точках газопровода;

4) повышением скоростей потоков газа в отдельных нитках системы газопроводов и последующим улавливанием жидкости в пылеуловителях КС.

Наиболее эффективный способ очистки – без прекращения подачи газа при помощи очистных устройств. Этот способ позволяет постоянно поддерживать коэффициент гидравлического сопротивления газопровода, равным первоначальному значению. В качестве очистных устройств применяют очистные поршни, скребки, поршни-разделители, в зависимости от вида загрязнений (твердые частицы, жидкость) применяют и определенные очистные устройства. Основное требование к ним: быть износостойкими, обладать хорошей проходимостью через запорные устройства, простыми по конструкции и дешевыми.

Периодичность очистки определяется из минимума суммы затрат на топливный газ и проведения очистки:

S=Q_тгC_тг+C_очn,

где Q_тг – объем топливного газа;

C_тг – стоимость топливного газа;

C_оч – стоимость одной очистки;

n – количество очисток.