Кафедра «Транспортное строительство и производство строительных материалов»

Стр 1 из 6Следующая ⇒

Кафедра «Транспортное строительство и производство строительных материалов»

«УТВЕРЖДАЮ»

Зав. кафедрой «ТС и ПСМ»

_________________ Еспаева Г.А.

«___»________________20__ г.

КУРС ЛЕКЦИЙ

по дисциплине «Газонефтепроводы»

Для специальности 050729 – «СТРОИТЕЛЬСТВО»

Алматы 2010г.

№ П.п	Наименование и краткое содержание темы лекций	Объем лекционной нагрузки, час
1	2	3
1	Классификация газопроводов. Основные объекты и сооружения магистральных газопроводов.	2
2	Основное оборудование и технологические схемы компрессорных станций.	2
3	Газораспределительные станции (ГРС). Устройство и оборудование газораспределительных станций.
4	Физико-технические свойства газов и газовых смесей. Основные параметры газа, расчеты для смеси газов. Молекулярная масса смеси газов. Плотность газа. Зависимость от температуры. Условная вязкость.	2
5	Критические параметры. Критическая температура Критическое давление. Массовые и мольные концентрации.	2
6	Уравнение состояния для идеальных и реальных газов и газовых смесей. Определение газовой постоянной смеси газов.	2
7	Приведение объемов газа. Параметры, определяющие физическое состояние газа. Нормальные, стандартные и рабочие условия.	2
8	Технологический расчет магистральных газопроводов. Уравнение неразрывности и уравнение движения.	2
9	Практические формулы для гидравлического расчета газопровода.	2
10	Влияние профиля трассы на пропускную способность газопровода. Влияние неизотермичности потока на пропускную способность	2
11	Изменение давления по длине газопровода.	2
12	Расчет режимов работы магистральных газопроводов.	2
13	Увеличение пропускной способности газопровода. Увеличение числа компрессорных станций. Сооружение многониточных газопроводных систем.	2
14	Оптимальные параметры газопроводных систем.	2
	В с е г о ч а с о в	28

Лекция № 1 Классификация газопроводов. Основные объекты и сооружения магистральных газопроводов.

§ 37.[1]. Классификация газопроводов

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи (или производства) в район его потребления. Движение газа по трубопроводу обеспечивается компрессорными станциями (КС), сооружаемыми по трассе через определенные расстояния. Расстояния между КС определяются гидравлическим расчетом. В начальный период разработки газового месторождения по магистральному газопроводу или части его можно осуществлять бескомпрессорную подачу газа за счет высокого пластового давления. При значительных расстояниях отдельные газовые месторождения соединяют магистральными газопроводами с КС. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

При больших длинах ответвлений на них также устанавливают КС. В этом случае имеем сложную разветвленную газотранспортную систему.

В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса:

класс I - рабочее давление от 2, 5 до 10 МПа включительно;

класс II - рабочее давление от 1, 2 до 2, 5 МПа включительно. Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1, 2 МПа, не относятся к магистральным; это внутрипромысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах и другие трубопроводы.

В зависимости от назначения и диаметра с учетом требований безопасности эксплуатации магистральные трубопроводы и их участки подразделяют на пять категорий: В, I, II, III, IV (СНиП 2.05.06- 85).

Длина магистрального газопровода может измеряться от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр - от 150 до 1620 мм.

Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1620 мм.

Технико-экономическими исследованиями установлено, что с увеличением диаметра труб уменьшается удельный расход металла. В результате этого снижаются удельные затраты на строительство и эксплуатацию газопроводов (табл. 8.1).

Таблица 8.1

Относительные удельные технико-экономические показатели

(на единицу пропускной способности) газопроводов различных диаметров

(показатели газопровода диаметром 325 мм приняты за единицу)

Данные (см. табл. 8.1) показывают, что газопроводы больших диаметров являются более экономичными. Поэтому в настоящее время большую часть газопроводов сооружают диаметром 1020 мм и более.

§ 38.[1] Основные объекты

И сооружения магистрального газопровода

В состав магистрального газопровода входят следующие объекты:

головные сооружения; стальной трубопровод с ответвлениями, запор-

ной арматурой и линейными сооружениями; компрессорные станции;

Газораспределительные станции (ГРС); дома линейных ремонтеров и

Аварийно-ремонтные пункты (АРП); устройства линейной и станцион-

ной связи; установки катодной', протекторной и дренажной защиты;

Вспомогательные сооружения.

После головных сооружений очищенный и осушенный газ поступает в магистральный газопровод. Магистральный газопровод может быть постоянного или переменного диаметра. В некоторых случаях он состоит из нескольких трубопроводов, уложенных параллельно в одном коридоре трассы.

Овраги, мелкие реки, дороги и другие естественные и искусственные преграды пересекаются газопроводом в виде переходов различных конструкций (балочные, консольные, висячие, в виде провисающей нити и т.п.). Через реки шириной более 75 м делаются подводные переходы дюкеры) в две и более нити.

Для возможного отключения отдельных участков газопроводов через каждые 20-25 км по трассе устанавливают линейные узлы, включающие в себя запорные отключающие устройства (краны, зад вижки) и продувочные свечи. Кроме того, отключающие устройства монтируют на всех ответвлениях от газопровода, на берегах водных преград при пересечении их газопроводом и на подходах к компрессорным станциям. Линейные краны устанавливают с ручным, пневматическим или пневмогидравлическим приводом. В непосредственной близости от линейных кранов располагают продувочные свечи, предназначенные для опорожнения газопровода на участке между кранами в случае необходимости проведения ремонтных работ.

Вдоль трассы газопровода через 20-25 км размещают дома линейных ремонтеров. Линейные ремонтеры имеют телефонную связь с ближайшими КС, АРП и между собой. В последнее время для регулярного осмотра газопровода широко применяют вертолеты.

Для предохранения металла труб от коррозии газопроводы имеют пассивную и активную защиты. В качестве пассивной защиты применяют антикоррозионные покрытия различного вида (липкие ленты, пластобит, битумнорезиновая изоляция и др.).В качестве активной защиты используют катодные станции, протекторные устройства и электродренажные установки для отвода блуждающих почвенных токов. Принцип действия всех электрических способов защиты заключается в том, что газопровод преднамеренно делают катодом, благодаря чему " нейтрализуется" процесс коррозии для металла труб, а разрушается от коррозии специальный анодный заземлитель из бросового металла. На магистральном газопроводе пассивная и активная защиты действуют одновременно.

Для оперативного руководства перекачкой газа вдоль газопровода сооружают селекторную или радиорелейную высокочастотную связь.

Лекция №2 Основное оборудование и технологические схемы компрессорных станций.

§ 39.[1] Основное оборудование

Блок редуцирования газа для второго потребителя; 2 — блок редуцирования газа для первого потребителя; 3 — блок очистки в комплекте с входной ниткой и обводной линией; 4 — блок отключающих устройств в комплекте с расходомерами и свечой; 5 — обводная линия ГРС; 6 — одоризационная установка

Газораспределительные станции сооружают в конце каждого магистрального газопровода или отвода от него. Они предназначены для снижения давления газа и поддержания этого давления в заданных пределах, дополнительной очистки газа от механических примесей, дополнительной одоризации газа, регулирования расхода и учета газа, отпускаемого потребителям.

Газораспределительные станции рассчитывают на снабжение газом одного или двух потребителей (по давлению). Схема автоматизированной ГРС для двух потребителей показана на рис. 8.3. Газ из входного газопровода поступает в блок отключающих устройств 4 и направляется на очистку в масляные пылеуловители или висциновые фильтры 3.

После очистки газ поступает в блоки редуцирования первого и второго потребителей (на схеме соответственно 2 и I), где происходит снижение давления до заданного уровня. Регуляторы давления автоматически поддерживают уровень давления при значительном колебании потреблении газа. Затем газ направляется в выходные газопроводы первого и второго потребителей, где измеряют расход газа и проводят его одоризацию (при необходимости). В случае аварийных ситуаций или при проведении ремонтных работ технологической схемой предусматривается возможность непродолжительного снабжения газом потребителей по обводным линиям.

Для защиты потребителей от чрезмерно высоких давлений газа на выходных газопроводах ГРС установлены предохранительные клапаны. При редуцировании газа по одной или двум ниткам газопровода (параллельно) предусматривают дополнительную резервную нитку.

При числе параллельных ниток редуцирования газа больше трех, резервную нитку не предусматривают; в этом случае максимальная пропускная способность одной нитки газопровода должна быть не более 90% от минимального потребления газа. При больших входных давлениях редуцирования газа проводят в две ступени (через два последовательно соединенных клапана); при возможном обмерзании отключающей и регулирующей арматуры на входе ГРС предусматривают подогрев газа.

Лекция №4. Физико-технические свойства газов и газовых смесей. Основные параметры газа, расчеты для смеси газов. Молекулярная масса смеси газов. Плотность газа. Зависимость от температуры. Условная вязкость.

Состояние газа. Нормальные,

Пропускную способность

§ 43. Влияние профиля трассы на пропускную способность газопровода

При резко пересеченном профиле трассы, т.е. при большой разности высот различных пунктов трубопровода, членом gdz в уравнении (9.3) пренебрегать нельзя. Причем в отличие от нефтепроводов, где в гидравлических расчетах учитывают только геодезические отметки конца и начала трубопровода, на газопроводах следует учитывать геодезические отметки и промежуточных точек трассы. Это объясняется тем, что в газопроводах затраты энергии на преодоление силы тяжести газа на подъемах не равны возврату энергии потока за счет действия силы тяжести на спусках, как это наблюдается в нефтепроводах.

Рис. 9.1. Расчетная схема газопровода с пересеченным профилем трассы

В этом случае, используя в качестве дополнительных условий уравнения (9.5), (9.6) и (9.7) и произведя интегрирование по давлению от р_ндо р_ки по длине от х = 0 до х = L, после преобразований получаем

где G_н - массовый расход в наклонном газопроводе; а = 2g/ZRТ₀; oстальные обозначения точно такие же, как в формуле (9.9). Эту формулу используют при сравнительно спокойном редьефе (приближенном к наклонному).

Массовый расход для газопровода со сложным рельефом (негоризонтального газопровода) – определяется по формуле:

G_кг - массовый расход негоризонтального (рельефного) газопровода;

n - число наклонных участков газопровода; - полная длина газопровода; остальные обозначения такие же, как в формулах (9.9), (9.25) и на рис. 9.1.

При пользовании практическими формулами (9.13) и (9.22) для расчетов рельефных газопроводов необходимо вместо р²_кприменять р²_к· ехр [а (z_к - z_н)], а в знаменатель под радикалом ввести множитель φ _нг

Анализ показывает, что рельеф следует учитывать, если разность отметок отдельных точек трассы превышает 200 м в сравнении с началом газопровода. При этом, при сравнительно спокойном рельефе (приближающемся к наклонному газопроводу) можно пользоваться формулой (9.25), а при сложных рельефах - формулой (9.27).

44. Влияние неизотермичности потока на пропускную способность газопровода

При выводе формулы (9.9) предполагали изотермическое установившееся течение газа по трубопроводу при температуре окружающей

среды Т₀= соnst. На самом же деле газ при прохождении через компрессоры нагревается и, несмотря на то, что после его охлаждают, при поступлении в трубопровод он имеет температуру 310-340 К, существенно отличающуюся от температуры окружающей среды. По мере удаления от КС газ остывает. Опыт показывает, что лишь на расстоянии 20-30 км от КС температура газа становится близкой к температуре окружающей среды и так будет после каждой КС. Кроме этого, необходимо учитывать, что по трубопроводу движется реальный газ, которому присущ эффект Джоуля - Томсона (при расширении реального газа температура его падает, а при сжатии - возрастает). Таким.образом, в любом газопроводе движение газа будет всегда неизотермическим. Поэтому в практические расчетные зависимости (9.13) и (9.22) вместо Т₀ введена средняя температура газового потока на перегоне между смежными КС Т_ср.

На основании выражения (9.28) имеем

где φ _н- поправка на неизотермичность потока.

Если для расчетовприменять практически удобные единицы физических величин: Q, млн.м³/сут; D, мм; L, км; k, Вт/(м²· К); с_р, Дж/(кг· К); ρ _в=1, 105кг/м³, то

Где k – коэффициент теплопередачи от газа к грунту. Ориентировочно можно принимать для грунта, состоящего из сухого песка, k=1, 2Вт/(м²· К), для очень влажного песка k=3, 5Вт/(м²· К), для сыроватой глины k=1, 6 Вт/(м²· К). При отсутствии данных о характере и влажности грунта по трассе газопровода коэффициент теплопередачи принимают равным 1, 75Вт/(м²· К). Для природных газов в расчетах коэффициента Джоуля-Томсона D_i=3-3, 5 К/МПа.

Найденное таким образом значение Шу подставляют в формулы (9.28) и (9.30).

Если искомыми величинами являются Q, D и L, то в формулах расхода (9.13) и (9.22) предварительно используют ориентировочное значение Tср, в качестве которого рекомендуется принимать Tср= 1/3T_н+ 2/3T₀.

Затем по полученным величинам Q, D и L по формуле (9.30) определяют T_ср. Расчетное значение средней температуры не должно отличаться от ориентировочно принятого более чем на 5 К. При большем отклонении проводят повторный расчет при новом ориентировочном значении Тср.

Лекция№11. Изменение давления по длине газопровода.

45. Изменение давления по длине газопровода

Рассмотрим участок магистрального газопровода длиной -L, между смежными КС с давлением в начале р_н и в конце участка р_к. Необходимо определить давление в точке С на расстоянии х от начала (рис.9.2). Для этого можно воспользоваться формулой расхода в любом виде, например, (9.9), (9.11), (9.13), (9.22).

Линия, описываемая уравнением (9.33), является параболой. Из характера этой кривой видно (см. рис. 9.2), что градиент давления увеличивается по длине газопровода, т.е. гидравлический уклон, в отличие от нефтепроводов не постоянен. В начале газопровода, когда давление высокое, плотность газа велика. Вследствие этого удельный объем газа мал и скорость движения газа небольшая. По мере удаления от начала трубопровода давление газа уменьшается. При уменьшении давления увеличивается удельный объем газа и, следовательно, при постоянном диаметре трубы увеличивается скорость газа, что ведет к росту потерь давления на трение, пропорциональных квадрату скорости. С увеличением расстояния от КС растет падение давления, приходящееся на единицу длины трубопровода, а следовательно,

растут потери энергии, связанные с перемещением газа.Таким образом, чтобы уменьшить затраты энергии на перекачку газа - одна из основных статей эксплуатационных расходов на газопроводах - целесообразно расстояние между КС сокращать. Однако при уменьшении длины перегонов между станциями растет необходимое число КС, а следовательно, возрастают капитальные затраты на сооружение их и связанные с ними эксплуатационные расходы. Оптимальное расстояние между станциями и оптимальный перепад давлений на перегоне определяют исходя из экономических соображений сучетом вышеназванных противодействующих друг другу факторов. Для КС с центробежными нагнетателями при существующих единичных стоимостных показателях оптимальное конечное давление Р_кполучается около 3 МПа при давлении в начале перегона Р_н= 5, 6 МПа и P_к = 4, 5 - 5 МПа при Р_н= 7, 6 МПа. Для КС с поршневыми компрессорами оптимальная степень сжатия равна ε = р_н/р_к = 2, 2 при р_н = 5, 5 МПа.

§ 46. Среднее давление в газопроводе

Чтобы определить коэффициент сжимаемости, необходимо знать среднее давление в газопроводе. Кроме того, среднее давление необходимо для определения количества газа, заключенного в объеме трубопровода, для расчета аккумулирующей способности участка газопровода и т.д.

Так как закон изменения давления по длине газопровода нелинейный (см. рис. 9.2), то среднее давление необходимо определять как среднее интегральное значение.

Иногда вместо среднего интегрального Р_ср применяют среднее арифметическое давление Р_ср._а, которое меньше среднего интегрального на величину, пропорциональную заштрихованной площади (см. рис.9.2). При этом абсолютная погрешность

А относительная погрешность

Где ε =р_Н/р_К- степень сжатия.

Чем больше степень сжатия ε, тем больше относительная погрешность (разумеется и абсолютная) от применения среднего арифметического давления. Так, при ε =2, наиболее близкой к реальным значениям на магистральных газопроводах δ р/р_ср=3, 6 %; при ε =3 погрешность уже составляет 7, 7 %; предельная погрешность – 25% (при ε → ∞ ).

профиле по горизонтали, а превышения откладывают в вертикальноммасштабе по вертикали. Поэтому для определения по профилю расстояния между двумя пунктами трассы на местности надо измерить напрофиле расстояние между ними по горизонтали и, пользуясь коэффициентом горизонтального масштаба, вычислить истинное расстояние между пунктами

Лекция№12. Расчет режимов работы

Магистральных газопроводов

§ 50. Расчет режимов работы магистральных газопроводов

Режимы работы КС с центробежными нагнетателями рассчитывают по приведенным газодинамическим характеристикам одного или группы (с учетом соединения) нагнетателей, составленных ВНИИгазом по данным испытаний. На рис. 9.6 в качестве примера показана приведенная газодинамическая характеристика нагнетателя Н-300-1, 23 с рабочим колесом диаметром 782 мм, номинальной частотой вращения n_н = 6150 об/мин, подачей 19 млн. м³/сут и оптимальной степенью сжатия 1, 27. На графике показаны зависимости степени сжатия ε, политропического к.п.д. η _пол и приведенной относительной внутренней мощности (N_i/ ρ _в)_пр от приведенной объемной подачи Q_Пр. При построении характеристики нагнетателя были приняты наиболее часто встречающиеся значения приведенных параметров: газовой постоянной R_пр = 490, 5 Дж/(кг • К); коэффициента сжимаемости газа Z_пр = 0, 91; температура газа на входе в нагнетатель (Т_в)_пр = 288 К. Исходными величинами для расчета режима работы нагнетателя являются: n -рабочая частота вращения колеса нагнетателя; р_в - абсолютное давление газа перед нагнетателем; T_в- температура газа перед нагнетателем; Q_к - коммерческая подача нагнетателя при стандартных условиях (для группы нагнетателей Q_К делят на число параллельно работающих нагнетателей или групп нагнетателей); ∆ - относительная плотность газа по воздуху или абсолютная плотность газа при стандартных условиях.

Рабочие параметры нагнетателя определяют в следующей последовательности.

. Рис. 9.6. Газодинамическая характеристика центробежного

нагнетателя Н-300-1, 23

1. По известным давлению и температуре перед нагнетателем и составу газа находят коэффициент сжимаемости Z.

2. Определяют плотность газа ρ _в и подачу нагнетателя Q в условиях перед нагнетателем, а также газовую постоянную газа R =R_B /∆ = 287, 1/∆ Дж/кг· К).

3. Вычисляют значение приведенной подачи нагнетателя по формуле

(9.84)

где n_н - номинальная частота вращения колеса нагнетателя.

4. Определяют приведенную частоту вращения по формуле

(9.85)

5. Из приведенных характеристик по значениям Q_пр и (n/n_н)_прустанавливают необходимую степень сжатия ε.

6. По значению Q_пр также из приведенных характеристик определяют к.п.д. η _пол и удельную внутреннюю мощность (N_i/ρ _в)_пр.

7. Определяют внутреннюю мощность, потребляемую нагнетателем, по формуле

(9.86)

8. Мощность на валу привода нагнетателя

(9.87)

Где N_мех - механические потери, принимаемые 100 кВт для газотурбинного привода и 150 кВт для электропривода.

9. Определяют удаленность режима работы нагнетателя от границы помпажа, т.е. проверяют соблюдение условия

(9.88)

10. Определяют температуру газа на выходе из нагнетателя по

формуле

(9.89)

где m - показатель политропы (адиабаты), для природных газов меняется в пределах 1, 25-1, 4, в среднем m = 1, 32; индексы " в" и " н" относятся соответственно к входному и нагнетательному патрубку ГПА.

Режим работы КС с газомоторными компрессорами рассчитывают по так называемым загрузочным кривым. Пример загрузочной кривой для газомотокомпрессоров типов 10ГК представлен на рис. 9.7.

По степени сжатия газа на КС ε определяют объемную подачу Q_кодного цилиндра компрессора при условиях перед станцией, в затем пересчитывают ее на стандартные условия. По числу компрессорных цилиндров агрегата определяют объемную подачу компрессора. После этого по заданной пропускной способности трубопровода и подаче одного компрессора находят число компрессоров, которое округляют в большую сторону. По полученному числу компрессорных агрегатов определяют необходимую подачу одного компрессора (одного цилиндра) и затем по загрузочным кривым устанавливают число открытых регуляторов (карманов) или степень снижения частоты вращения вала агрегата. По загрузочным кривым находят внутреннюю удельную мощность компрессора N_i, а потребляемую компрессором мощность рассчитывают следующим образом

(9.90)

Рис. 9.7. Загрузочные кривые одного компрессорного цилиндра диаметром 197 мм, оборудованного прямоточными (1—4) и кольцевыми (1'—4') клапанами: 1, 1', 3, 3'— " карман" закрыт; 2, 2', 4, 4' — " карман" открыт

где 12, 5 кВт - потери мощности на трение в одном компрессорном цилиндре; n_ц— число цилиндров поршневого компрессора.

Контрольные вопросы

1. Уравнение неразрывности для установившегося движения газа.

2. Формула массового расхода для установившегося движения газа.

3. Практические формулы для гидравлического расчета газопроводов.

4. Влияние рельефа трассы на пропускную способность газопровода.

5. Влияние неизотермичности потока на пропускную способность газопровода.

6. Изменение давления по длине газопровода. Среднее давление.

7. Расчеты сложных газопроводов: по эквивалентному диаметру, по эквивалентному расходу, по коэффициентам расхода. Примеры.

8. Эффективность перемычек на параллельных газопроводных системах.

9. Возможные варианты увеличения пропускной способности газопроводов.

10. Увеличение пропускной способности прет сооружении многониточных газопроводных систем.

11. Определение длины последнего перегона газопровода.

12. Расчет режимов работы КС с центробежными нагнетателями.

13. Загрузочные кривые для поршневых компрессорных машин.

Лекция№13

§ 47. Расчет сложных газопроводов

Любую сложную газопроводную систему можно разбить на элементы, к каждому из которых можно применить расчетные зависимости для простых газопроводов при выполнении в узловых точках следующих условий: равенство давлений и сохранения массы газа (уравнение неразрывности). Такой поэтапный способ расчета является трудоемким. Во многих случаях процедура расчета упрощается посредством приведения сложной системы к фиктивному простому газопроводу.

При этом оперируют такими понятиями, как эквивалентный газопровод, эквивалентный расход и коэффициент расхода.

Простой газопровод будет эквивалентен сложной газопроводной системе, если у него и у системы будут одинаковы все параметры перекачки (расходы и давление в начале и конце, температура, теплофизические характеристики перекачиваемого газа), т.е. при различии в геометрических размерах потери на трение в эквивалентном газопроводе будут такими же, что и в сложной системе. Эквивалентными между собой могут быть и два простых газопровода, отличающихся только диаметром и длиной.

Эквивалентным расходом пользуются для расчета газопроводов с переменным расходом по длине. Эквивалентный расход - это такой усредненный и постоянный по длине расход, при котором будут такие же потери на трение, что и при изменяющемся расходе по длине. В данном случае опять сложная газопроводная система заменяется простым эквивалентным газопроводом, но в отличие от предыдущего случая геометрические размеры газопровода остаются теми же самыми. Таким образом, при применении эквивалентного расхода соблюдается равенство всех параметров за исключением расходов.

Коэффициент расхода - это отношение расходов проектируемого газопровода к расходу эталонного простого газопровода. С помощью коэффициента расхода любую газопроводную сложную систему (или простой газопровод) можно привести по пропускной способности к одному эталонному газопроводу и этим самым упростить расчет.

Рассмотрим наиболее часто встречающиеся случаи.

Однониточные газопроводы с участками различного диаметра.

Пусть имеем сложный газопровод с участками разных диаметров. Необходимо определить размеры эквивалентного ему газопровода при одних и тех же параметрах перекачки. Можно воспользоваться формулой расхода в любом виде. Из уравнения расхода запишем разность квадратов давлений для первого участка длиной R₁[например, на основании формулы (9.11)]