Магистральные газопроводы-1
.pdfСПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
ВВЕДЕНИЕ
Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных, а в случае транспорта газообразных веществ - единственным видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капитало- и металлоемких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях. Отсюда понятно внимание, уделяемое вопросам надежности и эффективности работы магистральных трубопроводов при их проектировании и эксплуатации.
Надежность работы обеспечивается соблюдением рекомендаций нормативных документов при проектировании и эксплуатации трубопроводов (строительных норм и правил, норм технологического проектирования и правил эксплуатации).
Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и оборудования и рациональности их использования. Фактические условия работы трубопроводов отличаются от проектных. Так, производительность зависит как от возможности добычи нефти и газа, так и от потребности в них. В процессе эксплуатации меняется состояние линейной части и оборудования станций, что предопределяет изменение пропускной способности нефе - и газопроводов и изменение параметров работы при постоянной производительности. В этих условиях приходится решать следующие задачи: выбор оптимальной схемы работы при заданной производительности, определение параметров работы при максимальной загрузке, разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы.
Решение задачи повышения эффективности эксплуатации трубопровода полностью зависит от качества выполнения анализа функционирования всего трубопровода и отдельных его элементов в предшествующий период. Результаты анализа должны позволить сделать вывод о фактическом состоянии линейной части и оборудования, рациональности их использования, экономичности используемой технологической схемы и об основных причинах, снижающих эффективность работы.
Выполняя курсовой проект, необходимо учитывать следующие основные положения:
-это Ваш проект и все решения принимаются самостоятельно, согласовывая их, при необходимости, с руководителем;
-все решения и величины принимаются с соответствующими обоснованиями и ссылками;
-оценка проекта определяется качеством решения поставленных задач, их представления (записка, чертежи, доклад) и своевременностью выполнения.
3
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Цель курсового проекта – научиться самостоятельно решать поставленные задачи
1.ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КС
К основному оборудованию КС относятся компрессорные машины (КМ) и приводящие их двигатели. Для транспорта газа применяется в основном центробежные нагнетатели.
Суточная производительность КС определяется по годовой с помощью следующего выражения (1)
Q |
Q |
|
|
год |
|
|
|
|
|
|
|
|
0,365 |
K |
0 |
|
н |
||
|
|
|
, млн.м3/сут
(1)
где Qгод - годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях млрд.м3/год;
где
K |
0 |
|
и |
||
|
Kи |
Kрс Kэт |
Kн.д. |
(2) |
0 |
|
0 |
|
- коэффициент |
использования |
пропускной способности |
|
газопровода;
Kрс ,Kэт – коэффициенты, учитывающие запас пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения соответственно в периоды повышенного спроса на газ и в периоды экстремально повышенных температур, приводящих к снижению мощности ГПА, Kрс
=0,95, Kэт=0,98;
K 0 - коэффициент учитывающий запас пропускной способности н.д.
газопровода на случай аварийных отказов линейной части газопровода и КС, принимается по приложению 1.
После определения экономичного типа компрессорной машины для проектируемой КС производится выявление оптимального варианта КС - то есть определяется оптимальная марка ГПА, число и схема соединения машин данной марки на КС, количество ступеней сжатия КС.
Для этого из множества компрессорных машин требуемого типа [2, 3, 4] предварительно выбирается 3÷4 машины разных марок, отличающихся подачей и степенью сжатия (или давлением нагнетания). К рассмотрению принимаются машины, число которых на КС будет находится в пределах 2÷6 - для нагнетателей. Кроме того, подбираемые машины в расчетном режиме работы и в возможных при эксплуатации режимах не должны иметь политропический КПД ниже 0,8 (для центробежных нагнетателей).
При производительности КС более 15 млн.м3/сут для каждой марки предварительно выбранного нагнетателя рассматривается два подварианта КС - с одноступенчатым сжатием и с двухступенчатым сжатием (для полнонапорных нагнетателей рассматривается один подвариант - с одноступенчатый сжатием). При производительности КС 10÷15 млн.м3/сут - также два подварианта, но с двух и трехступенчатым сжатием. Во всех
4
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
случаях число машин на КС должно находится в ранее отмеченных пределах.
Для каждого варианта и подварианта КС определяется число резервных машин (приложение 2), степень сжатия КС ε и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа привода [4].
В качестве привода компрессорных машин на КС обычно применяются поршневые и газовые двигатели, газовые турбины и электродвигатели. От выбора типа привода компрессорных машин во многом зависят технико-экономические показатели КС и удобства ее эксплуатации.
Центробежные нагнетатели могут приводиться электродвигателями и газотурбинными установками (ГТУ). При удаленности КС от надежного источника электроэнергии менее чем на 50-100 км выгоднее применять электропривод, при удаленности более 300 км - газотурбинный привод.
2. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ КС
Расчет режима работы КС производится при проектировании станций и газопроводов, а также при их эксплуатации. Цель расчета режима работы КС при проектировании:
а) определение параметров газа (давления и температуры) на входе и выходе КС для нахождения потребного количества станций и их расстановки по трассе газопровода;
б) разработка мероприятий, предотвращающих перегрев газа и перенапряжение трубопроводов на выходе КС, а также мероприятий, обеспечивающих наиболее экономичный транспорт газа подобранным оборудованием.
При эксплуатации КС расчет режима ее работы проводится в следующих целях:
а) проверка возможности транспорта газа в заданном количестве в различные периоды эксплуатации КС (по месяцам, сезонам и т.д.);
б) определение количества работающих ГПА и способов регулирования режима их работы для достижения КС требуемых технологических параметров;
в) оптимизация транспорта газа в различных условиях эксплуатации. Результаты расчета режимов работы КС используются также для
определения зон возможного выпадения кристаллогидратов в трубопроводе и разработки профилактических мероприятий.
Во всех случаях расчет состоит в определении мощности N , потребляемой каждой компрессорной машиной, и мощности Nер ,
развиваемой приводящим ее двигателем.
Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства (6)
5
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
N Nер Экономичность - при Рн =Р’н и следующих условиях / I /; а) КС с центробежными нагнетателями
(6)
|
пол |
0,8; 0,9 N |
р |
N N |
р |
при Т |
а |
273K |
|||
|
|
е |
е |
|
|
||||||
|
|
|
0,8; 0,85 N |
р |
N N |
р |
при Т |
|
273K |
||
пол |
е |
е |
а |
||||||||
|
|
|
|
|
|
||||||
(7)
где Pн - давление на выходе КС;
Р’н - номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на выходе станции (при неполном развитии КС и газопровода или их недогрузке);
ηпол |
- политропический к.п.д., определяемый по приведенной |
|||||
характеристике нагнетателя; |
|
|
|
|
||
Tа - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый |
||||||
период, определяемая по приложению 16. |
Nе |
|
рассчитывается для |
|||
При |
проектировании КС |
( газопровода) |
|
|||
|
|
|
|
р |
|
|
среднегодовых значений |
Та, при эксплуатации - для среднего значения Та. |
|||||
в рассматриваемый период времени (месяц, квартал и т.д.). |
||||||
Численные значения |
N и |
Nер для различных |
типов компрессорных |
|||
машин и приводящих их двигателей рассчитываются различным образом.
2.1.1 Определение располагаемой мощности электродвигателя.
При номинальных значениях параметров системы охлаждения двигателя располагаемая мощность синхронного электродвигателя равна номинальной мощности.
При отклонения температуры охлаждающей среды в системах охлаждения электропривода от номинальных значений располагаемая мощность должна определяться по приложению 8.
2.1.2 Расчет располагаемой мощности ГТУ.
Располагаемая мощность ГТУ, приводящей центробежный нагнетатель, находится в зависимости от условий работы установки по формуле (8) из [2, 4]
|
|
|
|
|
|
|
|
|
T T |
н |
|
P |
|
N |
p |
N |
н |
K |
|
K |
|
K 1 K |
з |
з |
|
а |
|
|
|
|
|
|
|
у |
|
||||||
|
e |
|
e |
|
н |
|
об |
t |
T |
|
0,1013 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
з |
|
|
||
(8)
где |
Nе - номинальная мощность ГТУ, кВт; |
|
н |
Кн - коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ; |
|
Кt - |
коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного |
воздуха; Коб - коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной
системы;
6
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
К у - коэффициент, учитывающий влияние система утилизации тепла
выхлопных газов; Ра - расчетное давление наружного воздуха (приложение 5) МПа;
Т з |
и |
Т з |
- расчетная и номинальная температура воздуха на входе ГТУ, |
|
|
н |
|
К. Номинальная температура воздуха на входе в ГТУ принимается по приложению 16.
|
|
|
T3 Ta Ta |
(9) |
Та - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый |
||||
период, К; |
|
|
|
|
δТа - поправка на изменчивость климатических параметров и местный |
||||
подогрев наружного воздуха на входе ГТУ, δТа=5 К; |
Численное |
|||
Значения |
Nе |
, Кн , Кt ,Т з |
принимать по приложению 3. |
|
|
н |
н |
|
|
значение К у при отсутствии технических данных по системе утилизации
тепла принимать равным 0,985, а
К |
об |
|
при выполнении курсовой работы
равным единице.
Значение располагаемой мощности Nер не додано превышать
номинальную мощность на 15% (для ГПУ-10 номинальной мощности). Если в результате расчета получена большая величина, то следует принимать
N |
р |
|
е |
||
|
=1,154
N |
н |
|
е |
||
|
(для ГПУ-10
N |
р |
|
е |
||
|
=
N |
н |
|
е |
||
|
)
2.2 Расчет мощности, потребляемой компрессорными машинами
Мощность N находится при расчете режимов работы компрессорных машин (КМ). Данный расчет состоит в определения потребного числа работающих КМ на КС и методов регулирования режимов их работы для обеспечения станции заданных значений подачи Q, давления всасывания Рвх, давления нагнетания Рн и температуры газа на выходе КС Тн.
Расчет выполняется отдельно для различных видов КС магистрального газопровода - головной КС (ГКС), последней КС газопровода, промежуточных станций.
Различие в расчете режимов работы КМ названных станций состоит в том, что давление на входе ГКС в общем случае отлично от давления на входе других КС, а давление на выходе последней КС - от аналогичного давления на других станциях.
Возможны случаи, когда режимы работы всех КС газопровода могут быть различны (например, при не полной загрузке газопровода и выведении из эксплуатации части станций, при наличии путевых подкачек и сбросов).
Перед выполнением расчета уточняется требуемая производительность станции, и обосновываются требуемые давления на
7
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
входе и выходе КС, на основе расчета потерь давления на прилегающих к КС учасках газопровода.
2.3.1 Расчет режима работы центробежных нагнетателей.
На компрессорных станциях, оборудованных центробежными нагнетателями, может иметь место одно- , двух- и трехступенчатое сжатие. Расчет режима работы таких станций проводится по отдельным ступеням сжатие. Результаты расчета справедливы для всех параллельно работающих нагнетателей, составляющих единую ступень сжатия.
Общие положения методики расчета изложены в [2, 4].
А. Расчет режима работы нагнетателей первой ступени сжатия
1. Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия
T |
T |
; |
P |
P |
P |
в1 |
вх |
|
в1 |
вх |
вх |
(10)
где Тв1 и Твх - температура газа на входе нагнетателей первой ступени и на входе КС, температура газа на входе в КС принимается на 5-10 градусов большей, чем температура грунта на глубине заложения газопровода принимаем по приложению 22;
Рв1 и Рвх - давление газа на входе нагнетателей и КС, МПа; Рвх - потери давления во входных технологических коммуникациях
КС (приложение 4), МПа.
2. Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели
R |
287 |
; |
|
|
|
|
; |
|
|
|
|
в1 |
10 |
6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
ст |
|
в оз |
|
|
в1 |
|
Z |
RT |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в1 |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
(11)
где R - газовая постоянная, транспортируемого газа, Дж/кг К; - относительная плотность газа по воздуху;
ρн и ρвоз - плотность газа и воздуха при стандартных условиях (20°С и 760 мм рт.ст.), кг/м3; Плотность воздуха в расчетах принимает равной
1,205
Рв1 -давление на входе нагнетателя первой ступени сжатия, МПа; ρв1 - плотность газа при условиях всасывания, кг/м3;
Z1 - коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания [4].
2.1. Коэффициент сжимаемости газа при давлениях до 15 МПа и температурах 250-400 К:
z 1 A P |
А |
P2 |
, |
(12) |
1 пр |
2 |
пр |
|
|
8
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
где:
|
А 0,39 |
2,03 |
|
3,16 |
|
1,09 |
, |
|||||
|
|
|
|
2 |
|
3 |
||||||
|
1 |
|
T |
|
|
T |
|
T |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
пр |
|
|
|
пр |
|
пр |
|
||
А |
0,0423 |
0,1812 |
|
0,2124 |
, |
|
||||||
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|||||
2 |
|
|
T |
|
|
|
|
Т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пр |
|
|
|
||
|
|
|
пр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Критические значения давления и температуры:
P |
|
0,1773 (26,831 |
ст |
); |
||
kp |
|
|
|
|||
Т |
kp |
155,24 (0,564 |
ст |
). |
||
|
|
|
|
|||
(13)
(14)
(15)
(16)
Приведенные значения давления Рпр и температуры Тпр :
P |
|
P |
; |
|
1 |
||||
|
|
|
||
пр |
|
Р |
|
|
|
|
|
||
|
|
кр |
|
(17)
T |
|
Т |
1 |
. |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
пр |
|
Т |
|
|
|
|
|
кр |
|
||
|
|
|
|
||
(18)
3. Определение объемной производительности нагнетателя в м3/мин
|
Q |
н |
|
Q |
Q |
|
|
Q |
|
; |
кс |
; |
|||
v |
|
|
|
|
K |
|
|
|
1440 |
в1 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
(19)
где Q - производительность нагнетателя, м3/сут; Qкс - производительность КС, м3/сут;
К- количество параллельно работающих нагнетателей.
4. |
Определение |
допустимого |
интервала изменения |
||
оборотов ротора нагнетателя |
|
|
|||
а) из условия экономичности работы нагнетателя |
|||||
|
nmin |
nmax nн |
|
Qv |
|
|
Q |
Q |
|||
|
|
|
пр max |
пр min |
|
числа
(20)
б) из условия соблюдения правил технической эксплуатации газотурбинного привода нагнетателя
nmin nmax i nT min nT max |
(21) |
где nн - номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин; |
|
Qпр.min и Qпр.max - минимальное и максимальное значения |
Qпр, |
соответствующе зоне приведенной характеристики с ηпол≥0,8;
nTmin и nTmax - минимально и максимально допустимые значения частоты вращения вала силовой турбины [2];
i - передаточное число редуктора, соединяющего вал силовой турбины (ТНД) с валом нагнетателя.
9
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Для нагнетателей с электроприводом, имеющим постоянную частоту вращения ротора, данный пункт расчета опускается.
5. Определение потребной частоты вращения ротора нагнетателя. Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота вращения его ротора додана быть равной или близкой nн. Значения n, отличающиеся от nн. следует назначать лишь при невыполнении одного из условий (2) и (3) при n = nн. Во всех случаях n должно находится в интервале, одновременно удовлетворяющему допустимым интервалам
изменения n , определенным в п. 4 данной методики.
Для электроприводных нагнетателей с постоянной частотой вращения ротора двигателя n = nн.
6.Определение приведенной производительности нагнетателя
Q |
Q |
n |
|
н |
|||
|
|
||
пр |
v |
||
|
|
n |
|
7.Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя
|
n |
|
n |
Z |
|
R |
Т |
|
|
|
|
|
|
пр |
пр пр |
||
|
n |
|
|
n |
|
Z RT |
||
|
|
|
|
|||||
н |
пр |
н |
|
1 |
в1 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(22)
(23)
где Zпр, Rпр, Tпр - параметры газа с приведенной характеристики;
размерность Rпр – Дж/(кг К).
8. Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа
Нагнетателю гарантируется безпомпажная работа при соблюдении неравенства
Q |
|
|
пр |
1,1 |
|
Q |
|
|
пр |
|
|
|
|
|
(24)
где
Q |
пр |
|
-
значение
Qпр
из приведенной характеристики,
соответствующее |
максимуму зависимости Qпр |
для рассматриваемого |
||
значения |
n nн пр , |
а при |
отсутствии максимума |
у зависимости Qпр - |
минимальному значению |
Qпр из приведенной характеристики. |
|||
9. |
Определение степени сжатия нагнетателе ε и относительной |
|||
приведенной внутренней мощности нагнетателей Ni
н пр по приведенной характеристике нагнетателя.
10.Расчет мощности, потребляемой нагнетателем
|
Ni |
|
|
n |
3 |
|
||
|
|
|
|
(25) |
||||
|
|
|||||||
Ni |
|
|
|
в1 n |
||||
|
|
н пр |
|
н пр |
|
|||
11.Определение потребной мощности для привода нагнетателя
N |
Ni |
, |
кВт |
|
0,95 |
||||
|
M |
|
||
|
|
|
(26)
10
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
где м - механический к.п.д. нагнетателя и редуктора (если имеется);
для электроприводных ГПА должен приниматься равным 0,96 , для газотурбинных - определяться по приложению 3.
Рассчитываемый режим работы нагнетателей принимается окончательно при соблюдении условий (2) и (3). При невыполнении данных условий следует задаться новым значением n с учетом п.5 либо использовать другие методы регулирования и расчет режима работы повторить.
При невыполнении условий (2) и (3) для электроприводных нагнетателей, N следует уменьшить доступными при электроприводе методами регулирования режима работы нагнетателя.
12.Расчет параметров газа на выхода нагнетателей первой ступени
сжатия
P |
P |
|
; |
0, 235 |
|
Tн1 Tв1 |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пол |
н1 |
в1 |
|
|
|
|
(27)
где Pн1 и Tн1 - давление и температура газа на выходе нагнетателей первой ступени сжатия, МПа и К соответственно.
В. Расчет режима работы нагнетателей второй ступени сжатия
1. Определение параметров газа ступени сжатия
P |
P |
P |
; |
в2 |
н1 |
1 |
|
на входе нагнетателей второй
Tв2 |
Tн1 |
(28) |
где Pв2 и Tв2 - соответственно давление и температура газа на входе нагнетателей второй ступени сжатия, МПа и К; ΔP1 - потери давления в коммуникациях КС между первой и второй ступенями сжатия, МПа; ΔP1 находится по приложению 4.
В дальнейшем расчет аналогичен расчету режима работы нагнетателей первой ступени сжатия. Также рассчитывается и третья ступень сжатия.
Расчет режима работы КС считается завершенным и принимается окончательно, если выполняются условия (2) и (3) для всех ступеней сжатия и условия (30) для всей КС в целом
P |
P |
' P |
; |
T |
T |
нi |
н |
н |
|
нi |
доп |
(29)
где Pнi и Tнi - соответственно давление и температура газа на выходе нагнетателей последней ступени сжатия, МПа и К;
ΔPн - потери давления в коммуникациях на выходе КС, МПа;
Pн’- номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на выходе станции (при недогрузке газопровода), МПа;
Тдоп - допустимая температура из условия сохранения прочности и устойчивости трубопровода и изоляции [4].
ΔPн следует принимать по нормативным данным, приведенным в приложении 4.
11
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Среднегодовая температура наружного воздуха t1в и среднегодовая температура грунта на глубине заложения газопровода определяются по приложению 16.
Оптимальная среднегодовая температура охлаждения газа t2 принимается на 10-15°С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха t1в
t |
t |
а |
t |
а |
1в |
|
|
(30)
где tа - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, определяемая по приложению 16 °С;
δt2 - поправка на изменчивость климатических данных, применяемая равной 2°С.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА АВО
Определения потребного количества АВО проводится на основе [4]. Для выполнения курсовой работы можно воспользоваться упрощенным вариантом методики [4], который позволяет определять количество АВО ориентировочно1. По упрощенной методике количество АВО определяется следующим образом.
1.Определение общего количества тепла, подлежащего отводу от газа на установке – Q0 , Дж/с
Q0 |
M Cp |
t1 t2 |
(31) |
где М - общее количество газа, охлаждаемого на КС, кг/с; Ср - теплоемкость газа при давлении на входе в АВО и средней
температуре газа в АВО t 0,5 t1 t2 , Дж/(кг К);
t1 - температура газа на входе в АВО, равная температуре газа на выходе компрессорных машин, °С;
t2 -оптимальная температура охлаждения газа, °С.
Теплоемкость газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО находится по формуле (25)
C 1,696 1,838 10 3 |
Т 1,96 106 |
Рн2 0,1 кДж |
кг К |
(32) |
p |
1 |
3 |
|
|
|
|
Т1 |
|
|
К рассмотрению принимается несколько различных типов АВО (приложение 7). По номинальной производительности аппаратов и известной производительности КС определяется потребное количество
1 упрощение состоит в принятии коэффициента теплопередачи АВО без расчета, равным его номинальному значению.
12