Оперативно-диспетчерские расчёты режимов

Оперативно-диспетчерские расчёты режимов

Работы МГ и КС

Эффективность работы магистрального газопровода (МГ) во многом определяются техническим состоянием объектов и оборудования, обеспечивающих его функционирование, и рациональностью их использования.

Фактические условия функционирования газопровода практически всегда отличаются от проектных. Плановая производительность МГ, определяемая возможностью добычи газа, потребностью в газе и условиями работы газотранспортной системы, является переменной как в течении года, так и по годам. В процессе эксплуатации МГ меняется состояние линейной части и оборудования компрессорной станции (КС), что предопределяет изменение пропускной способности МГ и, следовательно, параметров его работы даже при постоянной производительности. В этих условиях, эксплуатационному персоналу приходиться решать следующие задачи: выбор оптимальной технологической схемы работы МГ при заданной производительности его работы, выбор технологической схемы газопровода для реализации максимальной пропускной способности газопровода при фактическом состоянии объектов и оборудования, разработки мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы МГ.

Решение указанных задач полностью зависит от качества выполнения предварительного анализа функционирования всего МГ и отдельных его элементов в предшествующий период. Результаты анализа должны позволять сделать выводы о фактическом состоянии линейной части МГ и его оборудования, рациональности их использования, экономически используемой технологической схемы и об основных причинах её определяющих.

Анализ работы МГ имеет целью установить степень использования установленной мощности и экономически выполняемой работы на транспорт газа. При этом появляется возможность выделить лимитирующие элементы МГ либо отличающиеся повышенной энергоёмкостью. Полученные данные являются базой для разработки организационно-технических мероприятий по улучшению использования оборудования и эффективности его работы.

Для проведения анализа необходимо предварительно собрать следующие сведения:

ü технологическая схема газопровода: длина и диаметр трубопровода, раскладка труб по толщинам, характеристика лупингов и резервных ниток (на каком участке, длина, диаметр, толщина стенок труб), перемычки и их состояние, количество КС и их расстановка, оборудование КС и схема работы;

ü проектные данные работы газопровода: проектная производительность и пропускная способность по периодам, рабочее давление и давление на входе КС, температуры газа на входе и выходе КС, температура грунта на глубине заложения трубопровода (по периодам), общий коэффициент теплопередачи, теплофизические свойства газа, потребление газа и электроэнергии на собственные нужды;

ü фактические данные работы газопровода: фактическая производительность газопровода (годовая и по периодам), давления на входе и выходе КС, температуры грунта на глубине заложения трубопровода (по периодам), температура воздуха, физические свойства газа, потребление газа и электроэнергии;

ü данные о работе основного оборудования КС: наработка, простои и их причина, схема работы оборудования (количество и их соединение), режим работы по месяцам (производительность, давления входа КС и нагнетателей, температуры входа и выхода КС, нагнетателей и АВО, частота вращения вала силовой турбины, перепад давления на АВО и пылеуловителях).

Предпочтительно данные по работе линейной части и оборудования получать в ходе регулярных контрольных замеров с использованием приборов повышенной точности. Если производились очистка газопровода и ремонт оборудования необходимо иметь данные о режимах работы до и после проведения мероприятий. Для получения результатов необходимой достоверности замеры следует производить сериями с последующей их статистической обработкой.

При отсутствии контрольных замеров исходную информацию получают из журналов регистрации работы газопровода и оборудования. Выборку также следует производить сериями исходя из желаемой достоверности результатов.

Для оценки достоверности каждого параметра собирается информация о точности используемых для замеров приборов и местах их установки.

Для оценки технического состояния линейной части и оборудования МГ, степени и экономичности их использования применяют систему коэффициентов, представляющих собой отношение фактических значений к нормативным, плановым или технически возможным.

При определении параметров работы сложного участка МГ, схема которого отличается от простого однониточного газопровода постоянного диаметра, процесс расчёта ускоряется посредством приведения сложной системы к фиктивному простому газопроводу, методом эквивалирования. Простой газопровод будет эквивалентен сложной газопроводной системе, если у него и у системы будут одинаковы все параметры перекачки (расходы, давления в начале и в конце, температуры, теплофизические характеристики перекачиваемого газа), т.е. при различии в геометрических размерах потери давления на трение в эквивалентном газопроводе и его пропускная способность будут такими же, что и в сложной системе.

Несмотря на тщательную подготовку газа к дальнему транспорту в МГ попадает значительное количество воды и конденсата. Кроме того, в поток газа попадают продукты коррозии металла труб и масло из уплотнений нагнетателей. Посторонние примеси, постепенно накапливаясь во внутренней полости МГ, увеличивают его гидравлическое сопротивление. Состояние внутренней полости МГ характеризуется величиной коэффициента гидравлической эффективности (Е), отражающего и техническое состояние линейной части. Постепенное засорение МГ приводит к уменьшению Е и снижению его пропускной способности. Если МГ работает с недогрузкой, то уменьшение Е приводит к увеличению степени сжатия КС и, соответственно, возрастанию затрат мощности на транспорт постоянного количества газа. В этом случае, все мероприятия по поддержанию Е на более высоком уровне приводят к снижению затрат на компримирование газа, т.е. к снижению расхода топливного газа или электроэнергии.

Интенсивность использования оборудования КС может быть оценена по отношению эффективной и располагаемой мощностям ГТУ, а интенсивность использования ГПА по отношению его наработки к календарному времени рассматриваемого периода.

В холодное время года гидравлическое сопротивление МГ может возрастать вследствие образования гидратов в трубопроводе. Многие компоненты природного газа в соединении с водой образуют кристаллогидраты (гидраты) – твердые кристаллические соединения, существующие при высоких давлениях и положительных температурах. Они представляют собой физические соединения газа и воды (клатраты), напоминающие внешним видом снег или лед. Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ-вода, в определённых термодинамических условиях при полном насыщении природного газа влагой. Таким образом, гидратообразование определяется давлением, температурой, составом газа и воды и её наличием в свободном виде.

Условия образования гидратов газа могут быть представлены равновесными кривыми гидратообразования (рис. 7.3). Для прогнозирования места образования и интенсивности накопления гидратов необходимо знать изменение влажности газа в различных термодинамических условиях. Изменение влажности природного газа при его движении по МГ зависит от характера изменения давления и температуры и начальной влажности газа. Температура, при которой газ становится насыщенным при данных давлении и влажности, называется точкой росы газа. Начальное влагосодержание поступающего газа зависит от степени его осушки, т.е. от точки росы газа. На практике влажность газов чаще всего определяют по номограмме (рис. 7.4) или расчетным путём. Предупреждение образования гидратов или их разрушение может быть осуществлено подогревом газа, снижением давления, вводом метилового, этилового, пропилового спиртов, гликолей, хлористого кальция и других ингибиторов. При больших объёмах транспортируемого газа его осушка является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в МГ. Подготовка газа должна выполняться в соответствии с ГОСТ 51.40-93

Исходные данные

1. Раскладка труб на участке:

основная нитка Д_н = 1420´ 16, 8 (мм) длиной 9, 6 км

Д_н = 1420´ 17, 5 (мм) длиной 80, 4 км

переходы на основной нитке Д_н = 1420´ 17, 5 (мм) длиной 5 км;

на резервной нитке Д_н = 1420´ 16, 8 (мм) длиной 1, 42 км и

Д_н = 1420´ 17, 5 (мм) длиной 3, 58 км

2. Длина перегона 95 км

3. Суммарная длина переходов 5 км

Работы участка МГ

Исходные данные:

ü относительная плотность газа по воздуху D = 0, 561;

ü диспетчерские данные (усреднённые значения за период стабильного режима работы) – производительность за два часа 5750 тыс. м³;

ü давление и температура газа в начале и в конце участка, соответственно, – 7, 17 МПа и 5, 74 МПа; 36°С и 19°С;

ü полный коэффициент теплопередачи от газа в грунт к = 2, 07 Вт/м²× К;

ü температура грунта 6°С.

Коэффициент гидравлической эффективности Е определяется отношением:

Е = Q_ф / Q_т = [ l_т / l_ф ]^{0, 5}.

При определении теоретической пропускной способности (Q_т) или фактического значения коэффициента гидравлического сопротивления (l_ф) используют диспетчерские данные по абсолютным значениям температуры и давления газа на участке МГ (индекс 1 – для начала участка, индекс 2 – для конца). Расчёт ведётся методом последовательных приближений. Задаваясь средней температурой и режимом давления определяют Q_т. Затем уточняют расчётным путём принятые величины и значение Q_т.

Выполняем расчёт.

1. Задаёмся значением Т_ср:

Т_ср = 1/3× Т₁ + 2/3× Т₂;

Т_ср = 1/3(36 + 273) + 2/3(19 + 273) = 297, 667 К.

2. Определяем среднее давление:

Р_ср= 2/3 [Р₁ + (Р₂²/ (Р₁ + Р₂ ))];

Р_ср = 2/3 [(7, 17 + 0, 1) + (5, 74 + 0, 1)² / (7, 27 + 5, 84)] = 6, 588 МПа.

3. Определяем критические, приведённые значения давления и температуры газа и коэффициент сжимаемости z.

Плотность газа в стандартных условиях

r_ст = 1, 205× D = 1, 205× 0, 561 = 0, 676 кг/м³;

Р_кр = 0, 1773(26, 831 – r_ст); Р_кр = 4, 637 МПа;

Т_кр = 156, 24(0, 564 + r_ст ); Т_кр = 193, 738 К;

Р_пр = Р_ср / Р_кр; Р_пр = 1, 42; Т_пр = Т_ср / Т_кр; Т_пр = 1, 537;

t = 1 – 1, 68× Т_пр + 0, 78× Т_пр² + 0, 0107× Т_пр³; t = 0, 299;

Z = 1 – (0, 0241× Р_пр ) / t; Z = 0, 886.

4. Задаёмся квадратичной зоной турбулентного режима и определяем расчётное значение коэффициента гидравлического сопротивления. Эквивалентная шероховатость К_э = 0, 03 мм.

l = 1, 05× 0, 067(2К_э / d_э)^{0, 2} = 1, 05× 0, 067× (2× 0, 03× 10^-3 / 1, 396)^{0, 2} =

=9, 417× 10^-3.

5. Определяем теоретическую пропускную способность участка:

Q_т = 105, 087[(Р₁² – Р₂²)d_э⁵ / l× D× Z× T_ср× l]^{0, 5};

Q_т = 105, 087[(7, 27² – 5, 84²)1, 396⁵ / 9, 417× 10^-3× 0, 886× 297, 667× 0, 561×

× 95]^{0, 5} = 91, 06 млн. м³/сут.

6. Для проверки принятого значения Т_ср определяем теплоёмкость газа и коэффициент Джоуля-Томсона.

С_р = 1, 696 + 1, 838× 10^-3× Т_ср + 1, 96× 10⁶× (Р_ср – 0, 1) / Т_ср³;

С_р = 2, 725 кДж/кг× К;

D_i = (1 / C_р)× ((0, 98× 10⁶ / Т_ср²) – 1, 5); D_i = 3, 508 К/МПа.

7. Определяем среднюю температуру газа:

Т_ср = Т₀ + ((Т₁ – Т₀) / аl)× (1 – е ^-аl) – (D_i× (Р₁² – Р₂²) / 2аlР_ср)×

× [1 – (1/аl)× (1 – е ^-аl)];

аl = КpD_н l / G× С_р; G = Q× r_ст, кг/с;

G = 5750× 10³× 0, 676 / 2× 3600 = 539, 86 кг/с;

аl = 2, 07× 3, 14× 1, 42× 95× 10³ / 2, 725× 10³× 539, 86 = 0, 596;

Т_ср = 279 + ((309 – 279) / 0, 596)× (1 – е^{-0, 596}) – 3, 508× ((7, 27² – 5, 84²) /

/ (2× 0, 596× 6, 588)× [1 – (1/0, 596)× (1 – е ^{–0, 596})] = 299, 5 К.

8. Расчётное и принятое (в п. 1) зачения Т_ср имеют большое расхождение (более 0, 5 град). Выполняем уточнение характеристик газа (п. 6) и Т_ср (п. 7):

С_р = 1, 696 + 1, 838× 10^-3× 299, 5 +

+ 1, 96× 10⁶× (6, 588 – 0, 1)/299, 5³ = 2, 72 кДж/кг× К;

D_i = (1 / 2, 72)× (0, 98× 10⁶/299, 5² – 1, 5) = 3, 465 К/МПа.

Уточняем среднюю температуру:

аl = 2, 07× 3, 14× 1, 42× 95× 10³ / 2, 72× 10³× 539, 86 = 0, 597

Т_ср = 279 + ((309 – 279) / 0, 597)× (1 – е^{-0, 597}) – 3, 465× ((7, 27² – 5, 84²) /

/ (2× 0, 597× 6, 588)× [1 – (1/0, 597)× (1 – е ^{–0, 597})] = 299, 55 К.

Рис. 7.1. Изменение коэффициента эффективности во времени

Рис. 7.2. Приведённая характеристика нагнетателя НЦ 16/76-1, 44

(ГПАЦ-16) при Т_пр=288 К; Z_пр=0, 901; R_пр=505, 8 Дж/кг× К

Расхождение (299, 5 – 299, 55) мало. Можно принять Т_ср= 299, 5 К

и проверить Т₂.

Т₂ = Т₀+ (Т₁– Т₀) е^-аl – Д_i × ((Р₁²– Р₂²)× (1– е^-аl)) / 2аlР_ср; Т₂ = 291, 8 К.

По диспетчерским данным Т₂ = 292 К, т.е. расхождение допустимо.

9. Уточняем значение Z (п. 3):

Т_пр = 299, 5 / 193, 738 = 1, 546; t = 0, 3065; z = 0, 888.

10. Проверяем режим движения газа и уточняем l.

Коэффициент динамической вязкости газа:

m = 5, 1× 10⁶(1+r_ст(1, 1 – 0, 25r_ст))(0, 037+Т_пр(1 – 0, 104× Т_пр))×

× (1+ (Р_пр²/ 30(Т_пр × 1))); m = 1, 205× 10^-5 Па× с.

Число Рейнольдса Re = 17, 75 QD / d_эm

Re = 17, 75× 91, 06× 0, 561× 10⁵ / 1, 396× 1, 205 = 53, 9× 10⁶.

Переходное число Re_II = 11(d_э / 2К_э)^{1, 5}; Rе_II = 39, 04× 10⁶.

Так как Re > Re_II зона квадратичного закона сопротивления подтверждается.

Проверку режима можно выполнить по переходному значению Q_пер_.

Q_пер_. = 1, 334× d_э ^{2, 5}× 10⁶ (m / D) =1, 334× 1, 396 ^{2, 5}× 10⁶(1, 205× 10^-5/0, 561) =

= 66 млн. м³/сут.

Так как Q > Q_пер_. принятый режим подтверждается.

11. Уточняем значение l в соответствии с ОНТП 51-1-85 (ч. 1. газопроводы):

l = 1, 05× 0, 067 (158/Rе + 2К_э/d_э)^{0, 2}; l = 9, 542× 10^-3.

12. Уточняем Q_т ( п. 5. ):

Q_т = 105, 087[(7, 27² – 5, 84²)× 1, 396⁵ / 9, 542× 10^-3× 0, 888× 299, 5×

× 0, 561× 95]^{0, 5} = 90, 09 млн. м³/сут.

13. Определяем значение Е:

Е = Q_ф / Q_т = 69 / 90, 09 = 0, 766; Q_ф = 5750× 10³× 12 = 69 млн. м³/сут.

Пример расчёта изменения Е за три года после пуска МГ в эксплуатацию дан в виде гистограммы на рис. 7.1. В результате ввода в эксплуатацию новых мощностей происходит самоочищение участка и повышение гидравлической эффективности МГ. Одной из причин снижение Е в весенне-летний период является сезонная неравномерность потребления газа. При снижении объёмов поставки газа и, соответственно, скорости его движения вносимые в трубы твёрдые и капельные взвеси накапливаются во внутренней полости МГ. При увеличении скорости перекачки газа, что соответствует осенне-зимнему периоду, когда потребность в газе возрастает, происходит вынос накоплений и самоочищение МГ. Снижение производительности МГ в весенне-летний период может быть вызвано понижением располагаемой мощности ГТУ при увеличении температуры наружного воздуха.

ГПА по времени

К_э = t_р / Т_к = n_ср / n_уст,

где t_р – наработка ГПА за отчётный период (или по цеху); Т_к – календарное время периода (по ГПА или по цеху); n_cр_.– среднее число агрегатов, находящихся в работе за отчётный период; n_уст_. – количество установленных ГПА.

n_ср = å t_i / Т_к₁_ГПА,

где å t_i – суммарная наработка агрегатов цеха за отчётный период.

Исходные и расчётные данные сведаны в табл. 7.1.

Численный пример определения К_э (по 1-му кварталу года).

К_э = 6480 / 10800 = 0, 6;

n_ср_.= 6480 / 2160 = 3, т.к. n_уст = 5, то К_э = 3/5 = 0, 6.

Сопоставляя с режимом работы трассы изменения К_э в течение года можно объяснить нестабильностью газопотребления. Экстенсивность использования возрастает при сокращении времени аварийных простоев, увеличении межремонтного пробега, при равномерной загрузке цеха в течение года и использовании резервных машин наравне с рабочими. В соответствии со схемой работы нагнетателей максимальное значение коэффициента экстенсивности определится отношением числа рабочих машин к установленным.

Таблица 7.1

Оперативно-диспетчерские расчёты режимов

Работы МГ и КС

Для проведения анализа необходимо предварительно собрать следующие сведения:

12 Следующая ⇒