Методы, связанные с изменением параметров трубопровода:

Рис. 1.25. Совмещенная характеристика ПС и трубопровода при регулировании дросселированием и байпасированием

Метод дросселирования на практике применяется сравнительно часто, хотя и не является экономичным. Он основан на частичном перекрытии потока нефти на выходе из насосной станции, то есть на введении дополнительного гидравлического сопротивления. При этом рабочая точка из положения А₁ смещается в сторону уменьшения расхода в точку А₂ (рис. 1.25).

Целесообразность применения метода можно характеризовать величиной к. п. д. дросселирования _ДР

. (1.68)

С увеличением величины дросселируемого напора h_ДР значение _ДР уменьшается. Полный к. п. д. насоса (ПС) определяется выражением =₂_ДР. Метод дросселирования уместно применять для насосов, имеющих пологую напорную характеристику. При этом потери энергии на дросселирование не должны превышать 2% энергозатрат на перекачку.

Метод перепуска части жидкости во всасывающую линию насосов (байпасирование) применяется в основном на головных станциях. При открытии задвижки на обводной линии (байпасе) напорный трубопровод соединяется с всасывающим, что приводит к уменьшению сопротивления после насоса и рабочая точка перемещается из положения А₁ в А₃ (рис. 1.25). Расход Q_Б=Q₃-Q₂ идет через байпас, а в магистраль поступает расход Q₂.

Коэффициент полезного действия байпасирования составляет

. (1.69)

Метод регулирования байпасированием следует применять при крутопадающих характеристиках насосов. В этом случае он экономичнее дросселирования.

11. Основные формулы для гидравлического расчета газопровода

Плотность газа (газовой смеси) определяется по правилу аддитивности (сложения) , (2.1)

где a₁a_n – объемные (молярные) концентрации компонентов смеси;

₁_n – плотности компонентов смеси.

В расчетах часто пользуются понятием относительной плотности газа, то есть отношением плотности газа  к плотности воздуха _В= 1,204 при одних и тех же условиях .

При этом различают нормальные (T=273,15 K и P=0,1013 МПа) и стандартные (T=293,15 K и P=0,1013 МПа) условия.

При нормальных условиях плотность газа можно определить по его молярной массе , (2.3)

где 22,41 – объем одного киломоля газа при нормальных условиях, м³/кмоль

– молярная масса природного газа, кг/кмоль;

a_i , M_i – соответственно объемная доля и молярная масса i-го компонента

Пересчет плотности газа с одних параметров состояния (P₁, T₁, z₁) на другие (P, T, z) можно осуществить по формуле

, (2.4)

где P и P₁ – абсолютные давления газа;

T и T₁ – абсолютные температуры газа;

z и z₁ –коэффициенты сжимаемости газа;

Газовая постоянная природного газа (Дж/(кгК)) зависит от состава газовой смеси

, (2.5)

где R – универсальная газовая постоянная R=8314,3 Нм/(кмольК).

Псевдокрититические температура и давление газовой смеси определяются по формулам

, (2.6)

, (2.7)

где T_{КР i} и P_{КР i} – соответственно абсолютные критические температура и давление i-го компонента газовой смеси.

Критическая температура T_КР – температура при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар.

Критическое давление P_КР – давление при котором и выше которого нельзя испарить жидкость.

Псевдокритические параметры природного газа в соответствии с нормами технологического проектирования могут быть найдены по известной плотности при стандартных условиях _СТ

; (2.8)

. (2.9)

Коэффициент сжимаемости учитывает отклонение свойств природного газа от законов идеального газа. Коэффициент сжимаемости z определяется по специальным номограммам в зависимости от приведенных температуры и давления либо по формуле, рекомендованной отраслевыми нормами проектирования [13]

; (2.10)

. (2.11)

Динамическая вязкость газа (Пас) определяется по формуле

(2.12)

Кинематическая вязкость газа определяется из соотношения

. (2.13)

Теплоемкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Изобарная теплоемкость (кДж/(кгК)) природного газа с содержанием метана 85% и более согласно отраслевым нормам ОНТП 51-1-85 определяется по формуле

. (2.14)

Понижение давления по длине газопровода и дроссе­лирование газа на ГРС сопровождается охлаждением газа. Это явление учитывается коэффициентом Джоуля-Томпсона (К/МПа), для определения которого отраслевыми нормами [13] рекомендуется зависимость (для природных газов с содержанием метана 85% и более)

. (2.15)

где C_P – средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для средних значений температуры и давления в процессе дросселирования.

Коэффициент гидравлического сопротивления.

Коэффициент эффективности

Закономерности изменения гидравлического сопротивления для капельной жидкости и для газа одни и те же. Поэтому нет принципиальных различий в расчете коэффициента гидрав­лического сопротивления для нефтепроводов и газопроводов. Как и для капельной жидкости, коэффициент гидравлического сопротивления при перекачке газа является функцией числа Рейнольдса и шероховатости внутренней поверхности стенки трубы.

В настоящее время для расчета коэффициента сопротивления трения отраслевыми нормами проектирования [13] рекомендуется универсальная формула ВНИИГаза

, (2.78)

которая по своей структуре аналогична известной формуле Альтшуля зля зоны смешанного трения.

В МГП наиболее распространен квадратичный режим течения газа. Режим смеш. тр. возможен при неполной загрузке газопровода. Режим гидравлически гладких труб характерен для распределительных газопроводов малого диаметра (газовые сети в населенных пунктах).

Из формулы (2.78) следуют частные случаи:

• в зоне гидравлически гладких труб при

; (2.79)

• в зоне квадратичного трения при

. (2.80)

Как и в нефтепроводах, режим течения газа характеризуется числом Рейнольдса

, (2.81)

где Q – коммерческий расход газа, млн. м³/сут ;

D – внутренний диаметр газопровода, м;

 – динамическая вязкость газа, Пас.

Переходное (от смешанного трения к квадратичному трению) значение числа Рейнольдса определяется по формуле

. (2.82)

По данным ВНИИГаза среднее значение эквивалентной шероховатости стенки трубопровода рекомендуется принимать k_Э=0,03 мм.

Для учета местных сопротивлений на линейной части газопровода рекомендуется принимать коэффициент гидравлического сопротивления на 5% больше коэффициента сопротивления трения _ТР. Величина коэффициента гидравлического сопротивления газопровода рассчитывается из выражения

0 9ю , (2.83)22222

где E – коэффициент гидравлической эффективности газопровода.

Коэффициент гидравлической эффективности характеризует уменьшение производительности в результате повышения гидравлического сопротивления газопровода, вызванного образованием скоплений влаги, конденсата и выпадением гидратов. Согласно нормам ОНТП 51-1-85, для расчета  значение коэффициента гидравлической эффективности принимается равным 0,95 при наличии на газопроводе устройства для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92.

Коэффициент гидравлической эффективности в процессе эксплуатации определяется для каждого участка между КС не реже одного раза в год. По величине E судят о загрязненности линейной части газопровода. При превышении указанных значений Е необходимо проводить очистку полости газопровода. Скопления воды и конденсата удаляют продувкой. Если это не приводит к необходимому эффекту, по газопроводу пропускают очистные поршни.