Определение давления в магистральном газопроводе

Давление является основным параметром, по которому контролируется режим работы трубопроводов.

Газ поступает на КС с давлением и температурой в конце подводящего трубопровода (головная КС) или предшествующего участка (промежуточные КС) Р₂ и Т₂. На выходе станции (в начале следующего участка) давление будет Р₁. Степень сжатия станции при этом составит

. (20)

Учитывая потери во входном и выходном коллекторах, степень сжатия нагнетателей должна быть более высокой:

, (21)

где Δ Р_В, Δ Р_Н - потери давления во входном и выходном коллекторах КС; Δ Р_А - потери давления в аппаратах воздушного охлаждения, Δ Р_А=0, 0588 МПа.

Возможность реализации требуемой степени сжатия определяется располагаемой мощностью привода нагнетателя N_D:

, (22)

где N_D, N_i - потребляемая мощность двигателя и внутренняя мощность нагнетателя; η _М - механический КПД нагнетателя.

Для электроприводных ГПА η _М = 0, 96.

Внутренняя мощность нагнетателя определяется с помощью приведенных характеристик:

, (23)

где - приведенная мощность нагнетателя, п, п_Н - фактическая и номинальная частота вращения ротора нагнетателя; ρ _В - плотность газа при условиях входа в нагнетатель, кг/м³.

, (24)

где Р_В, Р_СТ - давление (абсолютное) газа на входе нагнетателя и при стандартных условиях, Па; Т_В, Т_СТ - температура газа на входе нагнетателя и при стандартных условиях, Т; z_В - коэффициент сжимаемости газа при условиях входа в нагнетатель; R - газовая постоянная, Дж/(кгК):

. (25)

Допускается определение внутренней мощности из (26)

, (26)

где N_i - внутренняя мощность, кВт; Q - производительность нагнетателя, млн.м³/сут; η _П - политропический КПД нагнетателя; К - показатель адиабаты сжатия, К=1, 31.

Располагаемая мощность ГТУ и электродвигателя зависит от условий их работы.

Используя (26), можно определить максимальную производительность нагнетателя, а соответственно и КС, при требуемой степени сжатия и располагаемой мощности ГПА или максимальную степень сжатия при заданной производительности. Полученный таким образом результат не всегда может быть реализован при использовании конкретного типа нагнетателя с заданной проточной частью. Реализуемые значения степени сжатия определяются только по приведенным характеристикам ЦН.

Приведенная характеристика нагнетателя представляет собой графическое изображение трех функций:

.

Аналитически эти функции можно аппроксимировать полиномами

(27)

где Q_ЛР - приведенная производительность, м³/мин:

, (28)

где п_Н, п - номинальная и фактическая частота вращения рабочего колеса нагнетателя; Q_В - производительность при условиях входа в нагнетатель, м³/мин

, (29)

где Q - производительность нагнетателя при стандартных условиях, млн. м³/сут.

Зависимость ε - Q_ПР описывается для случая

, (30)

где Т_ПР, Z_ПР, R_ПР - приведенные параметры нагнетателя; - приведенная частота вращения рабочего колеса ЦН.

Развиваемая ЦН степень сжатия при любой частоте вращения может быть пересчитана по уравнению

, (31)

где ε - степень сжатия ЦН при приведенной частоте вращения, равной 1, 00.

Уравнение (31) позволяет определить частоту вращения рабочего колеса, при которой ЦН создает требуемую степень сжатия:

. (32)

При этом должны соблюдаться условия (22), (33), (34) и

, (33)

. (34)

Давление на выходе КС не должно превышать рабочего давления МГ Р_Р:

. (35)

Пользуясь уравнением (1) можно определить давление в любой точке участка МГ

. (36)

где

Из (36) видно, что Р² меняется по длине участка линейно.

Из рис. 1 видно, что

.

Тогда для давления в любой точке участка можно записать

. (37)

Рис. 1. Изменение Р² по длине участка

Следовательно, давление по длине участка меняется по параболическому закону и среднее давление должно определяться как среднегеометрическое.

. (38)

Рис. 2. Изменение Р по длине участка

 

ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАДАНИЯ

Решение задач практических занятий производится с помощью подпрограммы “Расчеты” программы GAZOPR и программы regimu.

Прежде чем приступить к работе на ЭВМ необходимо разработать алгоритм расчета и выбрать формулы для его реализации.

Особенностью расчета газопровода является недостаточность информации о параметрах его работы. Чаще всего это касается гидравлического режима течения газа и средних значений температуры или давления газа в участке. В этом случае задача решается методом последовательных приближений. Режимом течения или недостающими параметрами задаются на основании опыта или рекомендация. Задаются также абсолютной или относительной точностью расчетов. Затем принятые параметры определяются расчетами, и проверяется сходимость принятых и полученных параметров. При неудовлетворительной сходимости полученная величина берется как предполагаемая и расчет повторяется.

Задача оформляется в соответствии с прил.1.

 

Задача 1

Определить пропускную способность участка МГ длиной l = (100+2n^٭ ) километров и внутренним диаметром D = (1400-10n) миллиметров. Давление и температура газа в начале участка Р₁ =(7, 36 – 0, 05n) МПа и Т₁ = (290 – 0, 5n) К. Давление в конце участка Р₂ = 5, 0 МПа. Температура грунта Т₀ = (273 + 0, 25n). Транспортируется газ с относительной плотностью Δ =(0, 56 + 0, 02n). Оценить влияние точности определения температуры и давления газа на точность определения пропускной производительности.

n^٭ - номер варианта студента.

Задача 2

Определить каким должно быть расстояние между перемычками, при равномерной их расстановке, чтобы при аварии на первой нитке газопровода производительность снизилась не более чем на δ = (10 + 0, 5n)%, если на последней нитке начиная с (10 +n) километра имеется лупинг длинной x = (0, 4 + 0, 01n)l километров. Количество ниток m^٭ = (5 – 0.15n) штук. Диаметр лупинга на 100 миллиметров меньше диаметра основного трубопровода. Длину труб и их диаметр принять из задачи 1.

m^٭ - число ниток округлить в большую сторону и их число не должно быть менее 2.

 

Задача 3

Определить стоимость энергии, затрачиваемой на транспорт газа по участку МГ длиной l =(170 + 2n)км и диаметром 1400 мм при минимальной температуре газа на выходе КС. Давление и температура газа на входе КС Р₂ = 4, 0 МПа и Т₂ = 273К, давление газа в конце участка Р_к = 2, 0МПа. Температура грунта Т₀ = 273К, температура воздуха Т_а = 265К. Газопровод работает с производительностью Q = (90-n)млн. м³/сут. Транспортируется газ с относительной плотностью Δ = 0, 6. На КС установлено n_a = (Q/6) штук АВО типа 2АВГ –75с. Стоимость электроэнергии и топливного газа задаются преподавателем.

 

Задача 4

Определить во сколько раз снизится пропускная способность участка двух ниточного газопровода при аварии на 50 километре трассы и величину потерь газа при ремонте аварийного участка, если длина участка l = (100 + 2n) километров, диаметр труб D = (1400 – 10n) миллиметров. Вторая нитка МГ имеет резервную нитку длиной x = 10 километров. Резервная нитка диаметром D_л = (D – 100) миллиметров начинается на 30 километре участка. Давление и температура газа в начале участка Р₁ = 7, 36 МПа и Т₁ = 290К, в конце участка Р₂ =5, 3 МПа и Т₂ = 273 К. Транспортируется газ с относительной плотностью Δ = 0, 6.

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

1. Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. – М.: Недра, 1988.

2. Волков М.М., Михеев А.А., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. – М.: Недра, 1989.

3. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В. Интенсификация магистрального транспорта газа. – М.: Недра, 1991.

4. Бахмат Г.В., Еремин Н.А., Степанов О.А. Аппараты воздушного охлаждения на компрессорных станциях. – СПб.: Недра, 1994.

5. Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учебное пособие. - М.: ГУП Издательство “Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001.-400 с.

6. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.- М.: Стройиздат, 1985.

7.ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные газопроводы, Часть I. Газопроводы.- М.: Мингазпром, 1985.

8. Эксплуатация магистральных газопроводов: Учебное пособие. 2-ое изд., переработ. и доп./Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2003. – 528 с.

9. Типовые расчеты процессов в системах транспорта и хранения нефти и газа: Учебное пособие. / Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – СПб.: Недра, 2007. – 599 с.

10. Эксплуатация линейной части нефтегазопроводов: Учебное пособие. Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2013. – 294 с

11. Некрасов В.О., Подорожнико С.Ю., Пимнев А.Л. и др. Эксплуатация магистральных и технологических нефтегазопроводов. Объекты и режимы работы: Учебное пособие – Тюмень: издательство «Нефтегазовый университет», 2014. – 282 с.

12. Земенков Ю.Д., Моисеев Б.В., Богатенков Ю.В., Налобин Н.В. Тепломассообменное оборудование и тепловые процессы в системах транспорта и хранения нефти и газа: Учебник. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. – 167 с.

 

 

Приложение 1

Пример

оформления работ, выполненных с использованием ЭВМ

 

Задача. Определить давление и температуру газа в конце участка МГ длинной 100 км. и диаметром 1000 мм, если давление и температура в начале участка Р₁ = 5, 0 МПа и t₁ = 30 ⁰С. Производительность МГ Q = 30 млн м³/сут. Температура грунта на глубине заложения трубопровода t₀= 0⁰С. Транспортируется газ с относительной плотностью Δ =0, 58.

Решение задачи.

1. Точностью определения параметров участка зададимся с учетом на газопроводе приборов. Примем точность определения давления Δ Р =0.1 МПа и температуры Δ Т = 1К.

. Зададимся значением давления и температуры в конце участка:

Р₂ = 3, 5 МПа, Т₂ = 273К.

Определим средние значения давления и температуры газа в участке.

Р₁ – абсолютное давление газа в начале участка, МПа;

Р₂ – абсолютное давление газа в конце участка, МПа.

Примем атмосферное давление Р_а = 0, 1 МПа, тогда Р₁=5, 1 МПа.

Ориентировочное значение средней температуры газа в участке определим из уравнения

где Т₁ и Т₂ – температура газа в начале и в конце участка, К.

Определим физические свойства газа.

где ρ _ст – плотность газа при стандартных условиях, кг/м³.

Определим критические значение давления Р_кр и температуры Т_кр газа

Определим приведенные значения Р_пр и Т_пр

Найдем значение τ

Определим коэффициент сжимаемости газа z

Динамическая вязкость газа η

Рассчитаем удельную теплоемкость с_р и коэффициент Джоуля – Томсона

Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной производительности Q_п

Q> Q_п, следовательно газ течет при квадратичном режиме. Тогда при эквивалентной шероховатости k_э=0, 03мм

где D – внутренний диаметр труб, мм.

Расчетное значение λ _р

где Е – коэффициент гидравлической эффективности участка.

В соответствии с ОНТП примем Е=0, 95, тогда

Давление в конце участка Р₂₁ определим из уравнения пропускной способности участка

Расчетное значение средней температуры газа в участке Т_ср1 определим из уравнения

где ,

k – коэффициент теплопередачи, Вт/(м^{2 ,} К),

М – массовая производительность газопровода, кг/с.

Примем k=1, 5 Вт/(м^{2 ,} К) и найдем значение показателя a

Определим Т_ср1

Оценим сходимость предположенных и рассчитанных значений давления и температуры

Сходимость неудовлетворительная и требуется уточнение значений Р₂ и Т_ср.

Примем Р₂=3, 54 МПа, Т_ср=291, 6 К и повторим расчет. Результаты расчета приведены в табл.1.

Таблица 1

Параметры работы участка

Параметры	Приближение
1. Р2, МПа 2. Рср, МПа 3. Тср, К 3. z 4. cр, кДж/(кг, град) 5. Di, К/МПа 6. η, Па, с 7. Qп, млн м3/сут 8. λ 9. λ р 10. a, 1/км 11. Р21, МПа 12. Тср1, К 13. Δ Р2, МПа 14. Δ Тср, К	3, 5 4, 35 0, 900 2, 58 4, 2 11, 3, 10-6 25, 9 0, 0096 0, 0112 7, 51, 10-3 3, 54 291, 6 0, 04 8, 6	3, 54 4, 37 291, 6 0, 911 2, 57 3, 9 11, 7, 10-6 26, 4 0, 0096 0, 0112 7, 55, 10-3 3, 46 291, 6 -0, 08

 

Температура газа в конце участка

 

Вывод. Р₂ = 3, 46 МПа, Т₂ = 282, 7 К.

 

 

Методическое издание

Составители

Чекардовский Сергей Михайлович

Дудин Сергей Михайлович

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОПРОВОДОВ

 

⇐ Предыдущая12

Поделиться: