книги / Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
..pdf13) Определяется число компрессорных станций |
|
L |
(4.120) |
«о= у ~• |
скс
которое округляется до целого пкс (как правило, в большую сторону).
14) Уточняется расстояние между КС
• |
(4.121) |
пкс
На этом первый этап технологического расчета газопровода завершается.
Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода меж ду двумя компрессорными станциями
Абсолютное давление в конце участка газопровода определя ется из формулы расхода (4.30)
р |
— Ip2 |
Q '&'À‘ZCP‘TCP-L |
( 4 . 1 2 2 ) |
к |
V " |
K 2 D5 |
|
В этом уравнении величина Л рассчитывается с учетом ко эффициента динамической вязкости рГпри средних значениях температуры и давления.
Уточненный расчет участка газопровода выполняется в сле дующем порядке:
1)принимаются в качестве первого приближения значения А и Zcp и Тср из предварительных вычислений;
2)определяется по формуле (4.122) первое приближение вели чины Рк ;
3)по известным значениям Рн и Рк по формуле (4.40) определя ется уточненное среднее давление Рср;
4)по формуле (4.11) определяются средние приведенные давле ние Рпри температура Тпр,
5)для расчета конечного давления во втором приближении вы числяется уточненное значение Тср. для этого используют ве личины средней удельной теплоемкости Ср, коэффициента Джоуля—Томсона Di и коэффициента at, вычисленные при найденных значениях Рсри Тср первого приближения
0,98-Ю6-1,5
ТiCгF
а, |
n w |
К ГР D |
|
|
=0,225— —— |
|
|
||
|
|
Q & c P |
|
|
|
|
Р 2 —р 2 |
1- |
1-е -°,(Н |
ТСР=Т0+{ТН - Т 0) 1 6 |
- D i |
г н г к |
|
|
а.-е КС |
2‘û( '^кс'^ср |
|
°1 ' t КС |
где Кср —средний на участке общий коэффициент тепло передачи от газа в окружающую среду, определяемый в зависимости от способа прокладки газопровода в со ответствии с табл. 4.1.
6)во втором приближении при Р = Рср и Т = ТСРпо формулам (4.11), (4.12)и (4.10)вычисляются/3^ , Tnp,p i\Z cr\
7)по формулам (4.85), (4.82) и (4.86) определяются значения Re, Aj-p и А,
8)определяется по формуле (4.122) конечное давление Рк во втором приближении;
9)уели полученный результат отличается от предыдущего при ближения более чем на 1 %, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение, начиная с пункта 3, а если ре зультат удовлетворяет требованиям точности расчетов, пере ходим к следующему пункту;
10)уточняется по формуле (4.40) среднее давление Рср;
11)при х = (кс по формуле (4.55) определяется температура газа Тк в конце линейного участка.
На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопро вода заканчивается.
Расчет режима работы компрессорной станции
Исходными данными для расчета режима работы КС являются: давление и температура газа на входе в КС (равные уточнен ным значениям давления и температуры в конце линейного участка);
температура окружающего воздуха Тюзд\
физические свойства газа (рст, Рпк, Тпк, R ).
Для выбранного типа привода и центробежного нагнетателя по их паспортным данным необходимо знать:
QH—номинальную производительность ЦН при стандартных условиях;
NeH—номинальную мощность ГПА;
пн—номинальную частоту вращения вала ЦН;
«min» "max—Диапазон возможных частот вращения ротора ЦН; приведенную характеристику ЦН.
Расчет режима работы КС выполняется в следующем порядке: 1 ) по результатам теплового и гидравлического расчета линейно го участка определим давление PK и температуру Тк газа на
входе в центробежный нагнетатель: Рк - Р к—ЬРдс', Тк =
2)по известному составу газа, температуре T = T K YI давлению Р = Рк на входе в ЦН по формулам (4.4) и (4.10) определя ются плотность Pgç и коэффициент сжимаемости газа ZK при условиях всасывания;
3)определяется требуемое количество нагнетателей
mw, = QKCIQ„, которое округляется до целого значения;
4)по формуле (4.113) рассчитывается производительность на гнетателя при условиях всасывания
5)задаваясь номинальным значением давления нагнетания РНАГ по формуле (4.106) вычисляется требуемая степень повыше ния давления е;
6)задаваясь несколькими значениями частоты вращения рото ра, на приведенной характеристике ЦН строится линия рас четных режимов (рис. 4.16);
7)с помощью построенной линии расчетных режимов опреде ляются значения Qnp, цполн [N./p^] пр (значение (^ д о л ж но удовлетворять условию удаленности от зоны помпажа, то
есть Q„P>Q„PmJ ;
ПР m in 7
8) вычисляется фактическая частота вращения ротора
цн |
п = О-ве |
которая должна удовлетворять условию |
|
Qnp |
|
Ит:„ < П < П„ |
||
ГГШ1 |
|
п |
9)по формуле (4.115) вычисляется внутренняя мощность Np потребляемая ЦН;
10)по формуле (4.116) рассчитывается мощность на муфте при вода А ;
11)вычисляется располагаемая мощность ГПА
|
|
|
|
__ТИ |
|
Np = NH-KN |
• |
|
1возд |
« ап |
(4.123) |
iye — |
•кОБЛ ку |
1 -fc |
|
|
0,1013 |
|
|
|
'в о т |
где N" —номинальная мощность ГПА; kN —коэффициент технического состояния по мощности; к0БЛ—коэффици ент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе к0БЛ= 1); ку —коэффици ент, учитывающий влияние системы утилизации тепла; к' —коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГПА; Тюзд, Тюздн—соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, К.
Значения N", к^ к0Б]Г ку, к„ Гдаздя принимаются по справоч ным данным о ГПА (табл. 4.6).
|
|
|
|
|
Таблица 4.6 |
||
Техническая характеристика некоторых типов ГПА |
|
||||||
|
с газотурбинным приводом |
|
|
||||
|
|
грН |
|
|
Частота вращения |
||
Тип ГТУ |
А " , «Вт |
к м |
К |
силового вала, мни-1 |
|||
мВО ЗД ’ К |
|||||||
|
|
яш |
|||||
|
|
|
|
|
|
||
Г П А -Ц -6 ,3 |
6 3 0 0 |
288 |
0 ,9 5 |
1,3 |
5740 |
8610 |
|
Г Т К -10 |
10000 |
288 |
0 ,9 5 |
3 ,7 |
3300 |
5100 |
|
Г П У -10 |
10000 |
298 |
0 ,9 5 |
3 ,7 |
3360 |
5300 |
|
Г Т Н -1 0 И |
10000 |
288 |
0 ,9 5 |
2 ,0 |
45 5 0 |
6870 |
|
Г Т К -16 |
16000 |
288 |
0 ,9 5 1 |
3 ,2 |
3500 |
4850 |
|
Г Т Н -1 6 |
16000 |
288 |
0 ,9 5 |
3 ,2 |
440 0 |
6600 |
|
Г П А -Ц -1 6 |
16000 |
288 |
0 ,9 5 |
2,8 |
3430 |
5150 |
|
Г Т Н -25 |
2 5000 |
288 |
0 ,9 5 |
3 ,2 |
3500 |
3900 |
|
Г Т Н -2 5 И |
2 5000 |
288 |
0 ,9 5 |
2 ,2 |
3270 |
5100 |
12) |
производится сравнение Nt и N, , при этом должно выпол |
||
|
няться условие |
(при несоблюдении этого условия |
|
|
следует увеличить число тцн на единицу и повторить расчет |
||
|
режима работы КС начиная с пункта 4); |
|
|
13) |
определяется температура газа на выходе из ЦН |
|
|
|
|
Т н л г ^ - е 7^ ' , |
(4.124) |
где к —показатель адиабаты природного газа, к = 1,31.
Далее последовательно рассчитываются линейные участки и режимы работы остальных КС.
4.13. Аккумулирующая способность участка газопровода
Одной из характерных особенностей работы магистраль ных газопроводов является неравномерность потребления газа на конечном пункте. Неравномерность газопотребления может быть сезонной и суточной.
Сезонная неравномерность зависит от климатических усло вий, то есть обусловлена различным потреблением газа летом и в зимний отопительный период. Сезонная неравномерность компенсируется изменением режима работы КС либо подклю чением СПХГ.
Суточная неравномерность обусловлена различными режи мами потребления газа в дневное и ночное время. В дневные часы потребление газа больше среднесуточного, в ночные часы — меньше. Вследствие суточной неравномерности отбор газа из последнего участка не постоянен. Следовательно, мас са газа, заключенного в нем, изменяется во времени. В ночное время происходит накопление газа, начало этого процесса соот ветствует точке а (рис. 4.17). Точка b характеризует момент за вершения периода накопления газа и начало процесса отбора. В этот момент времени в последнем участке газопровода содер жится наибольшее количество газа. Период отбора заканчивает ся в момент времени, соответствующий точке с, при этом коли чество газа в последнем участке будет наименьшим.
Начальное и конечное давления на последнем участке га зопровода также будут изменяться. Их максимум (Р1тп, ^
195
Рис. 4.17. График суточной неравномерности газопотребления
(п
Рис. 4.18. Распределение давления на участке газопровода в различные периоды времени
будет соответствовать точке Ь, а минимум (Plmin, P2mii) " точке с (рис. 4.18).
Для оценки аккумулирующей способности последнего участ ка, компенсирующей суточную неравномерность газопотребле ния, воспользуемся методом последовательной смены стацио нарных состояний. При этом будем полагать, что дважды в сутки расход газа в начале и конце участка равен среднесуточному рас ходу Q, а режим течения и распределение давления газа близки к стационарному. Сделаем также допущение, что средний коэф фициент сжимаемости Z и средняя температура Т на участке не изменяются.
Масса газа, аккумулируемого в последнем участке, может быть определена из выражения
196
.. |
я -D 2 |
. |
, |
v |
(4.125) |
™ ак ~ |
л |
’ ^П |
\Рчаа. ~~ Рпъп )» |
где —плотность газа при среднем давлении PCPfmx, соот ветствующая концу периода накопления газа (точка b); Рта ~ плотность газа при среднем давлении PCPmin, соот ветствующая концу периода отбора газа (точка с); £п — длина последнего участка газопровода.
Выразив плотность газа из уравнения состояния
Р
Р =
Z R T '
и приведя массу газа Мак к объему при стандартных условиях, получим
|
|
I / |
_ K - D |
д |
(Ртах Pmin ) |
_ |
||
|
|
*ак — . |
‘1П' |
„ |
~ |
|||
|
|
|
|
4 |
|
|
Рст |
(4.126) |
|
|
я - Р 2 |
Ter |
от |
|
|
||
|
|
4 |
|
п |
T Z |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
где |
/С. |
и РГВт. —среднее давление в последнем участ- |
||||||
|
С г Г П З Х |
L J |
т ш п |
|
|
|
|
|
ке газопровода, соответственно максимальное и мини мальное.
Всоответствии с формулой (4.40) можем записать
Р3 - Р3
|
|
1 шах |
2 max |
|
(4.127) |
|
1 СРт&х |
Р2 |
- р 2 |
' |
|
|
ч |
|
|||
|
1 max |
2 max |
|
|
|
|
^ o3 |
_p 3 |
^ |
(4.128) |
|
|
|
*1 min |
* 2 min |
|
|
|
1 CP min |
P 2 |
- P 2 |
|
|
|
V |
/ |
|
||
|
1 min |
2 min |
|
||
где |
Лпих — максимальное |
давление в начале последнего |
|||
|
участка, определяемое из условия прочности газопро |
вода или из возможностей оборудования последней КС; / *, . —минимальное давление в конце последнего участка, определяемое исходя из требований потреби теля (ГРС).
Неизвестные давления Р2тти Plminнайдем из соотношения
|
? ~ Рг = - KZ2' - J Q1 l „ = C Q 1 ln, |
(4.129) |
где |
С —постоянный коэффициент, равный С = |
Л - Z A T |
_ 2 . |
||
Тогда с учетом (4.129) |
К. • D |
|
|
||
|
22-е„; |
(4.130) |
|
P ^ = y l P ^ + C - Q 2-e„. |
(4.131) |
Определив значения РСРтахи PCPminс помощью (4.130) и (4.131), и подставляя их в (4.126), окончательно получим
VL = |
я -D 2 |
*ст |
|
|
T Z P r,СТ ‘ (^CPmax ^СР min)* |
( 4 . 1 3 2 ) |
Подставив в (4.132) выражения (4.127) и (4.128), а также учи тывая формулы (4.130) и (4.131), после ряда простых преобразо ваний получаем
Уш= 4-jffnMI+ PL. - [ { p ^ - c - Q 2- e „ r + ( p ^ + c - ô 2^ ) 3'2]},(4.133)
где A —постоянный множитель, величина которого не за висит от длины последнего участка,
А = x D 2 |
1 СТ |
1 |
6 |
TZ -P CT C Q, 21 ' |
Взяв первую производную от выражения (4.133) по tn и при равняв ее к нулю, получаем, что наибольшую аккумулирующую способность обеспечивает участок газопровода протяженностью
Рг - Р2 |
(4.134) |
/ _ =- ! =— |
" 2 C-Ô
Расчет аккумулирующей способности участка газопровода ме тодом последовательной смены стационарных состояний Приво дит к погрешности, не превышающей 15...20 % в сторону умень шения фактической компенсации суточной неравномерности газопотребления (то есть расчет обеспечивает запас в 15...20 %).
4.14. Гидратообразование в газопроводах и борьба с ним
Нормальная эксплуатация магистрального газопровода мо жет быть обеспечена при качественной осушке природного газа на промысловых пунктах подготовки. Наличие влаги в газе при некачественном ее отделении часто является причиной образо вания газовых гидратов.
Гидраты газов представляют собой кристаллические соеди нения, образованные ассоциированными молекулами углеводо родов и воды и имеющие строго определенную структуру. Со став гидратов выражается формулами CnH2n+2 mH20: СН4-6Н20; С2Н6*7Н20 ; C3Hg 18H20 . Внешне гидраты напоминают кристал лы льда или мокрый спрессованный снег. Скопления гидратов в линейной части газопроводов могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали.
На процесс образования гидратов влияет состав транс портируемого газа, содержание воды, давление и температу ра. Обязательными условиями существования гидратов являет ся снижение температуры газа ниже точки росы, при которой происходит конденсация паров воды (наличие капельной вла ги в газе), а также ниже температуры равновесного состояния гидратов.
Поскольку гидраты природных газов являются нестойкими химическими соединениями, любое отклонение от термодина мического равновесия приводит к их распаду. Однако, если термодинамическое равновесие сохраняется, скопления гидра тов могут находиться в газопроводе длительное время. Поэто му для своевременного предупреждения образования гидратных пробок необходимо знать условия их возникновения и прогно зировать места их возможных скоплений.
Максимальное содержание влаги в газе на линии насы щения W определяют по графику в зависимости от давления и температуры (рис. 4.19). При известном значении макси мального влагосодержания можно определить температуру, со ответствующую точке росы, которая понижается при уменьше нии давления.
Рис. 4.19. Зависимость содержания влаги в газе при различных значениях давления и температуры
263 |
268 |
273 |
278 |
283 |
288 |
293 |
1Г |
298 |
|
|
|
т |
--------- ► |
|
|
к |
|
Рис. 4.20. Кривые равновесного состояния гидратов природных газов