компрессорных станций. Сооружение многониточных газопроводных систем.

Увеличение пропускной способности газопровода

С необходимостью увеличения пропускной способности газопроводов приходится сталкиваться как в процессе проектирования, так и при эксплуатации их. Наращивание пропускной способности обусловлено стадийностью ввода в эксплуатацию объектов газопровода. Большую роль также оказывают изменения, происходящие в направлении и мощности потоков газа вследствие открытия новых газовых месторождений, строительства новых промышленных предприятий, городов и т.п. В общем случае при увеличении пропускной способности системы, начальное и конечное давления могут изменяться. Это зависит от степени загруженности действующей части системы, от характеристик установленного основного оборудования, а также от того, потребуется или не потребуется расширения действующих КС.

Так как местоположение КС предопределено, то расчет увеличения пропускной способности приходится проводить, как правило, по каждому перегону между КС в отдельности. Рассмотрим некоторые возможные способы увеличения пропускной способности газопроводов.

Укладка параллельной нитки (лупинга) (рис. 9.5, а). До увеличения пропускной способности по газопроводу диаметром D₀ и длиной L перекачивали газ с расходом Q₀ при давлении в начале и конце трубопровода p_н и p_К, соответственно. Появилась необходимость увеличить пропускную способность данного газопровода до Q > Q₀ путем сооружения параллельной нитки (лупинга). С целью полного использования прочности труб давления p_н и p_К, оставляем теми же самыми. Таким образом, необходимо определить длину лупинга х_л диаметром D_л, обеспечивающую заданную степень увеличения пропускной способности и= Q/Q_о.

Рис. 9.5. Расчетная схема газопровода с лупингом (а) и вставкой (б) большего диаметра

Предполагаем, что режим течения изменяется незначительно и считаем, что коэффициент гидравлического сопротивления до и после увеличения пропускной способности одинаков.

На основании формулы расхода [например, (9.22)] выразим разность квадратов давлений до увеличения пропускной способности

(9.70)

. '

где

После увеличения пропускной способности для лупингованного участка

можно написать (см. рис. 9.5, а)

Откуда

.

Аналогично, для участка L - х_л после увеличения пропускной способности

Просуммировав левые и правые части полученных уравнений,

имеем

(9.71)

Решив совместно уравнения (9.70) и (9.71), после преобразований

получаем

(9.72)

^{где и= Q /Q}₀

Очень часто делают D_Л=D_О. Тогда

(9.73)

Из уравнений (9.72) и (9.73) определяем необходимую длину лупинга. При известной длине лупинга находим другие параметры, например, диаметр лупинга или пропускную способность после укладки лупинга.

Предельно возможная длина лупинга х_л=L, соответствует предельно возможной степени увеличения пропускной способности газопровода

и = и_Пр. Из выражения (9.72) имеем

(9.74)

Если D_л =D_О, то и_пр = 2, т.е. построили точно такой же газопровод, что и был.

Из практических соображений лупинг лучше сооружать в конце трубопровода, так как давление там меньше и труба будет испытывать меньшие напряжения. Кроме того, установка лупинга в конце перегона способствует увеличению аккумулирующей способности газопровода.

Укладка вставки большего диаметра (рис. 9.5, б). Параметры газопровода до увеличения пропускной способности (Q₀, D₀, L, р_н и р_к) связаны между собой уравнением (9.70). Пропускная способность его должна быть увеличена до величины Q путем сооружения вставки большего диаметра D_В. Пусть вставка длиной х_в расположена на расстоянии х от начала газопровода.

Предполагая, что режим течения не меняется, на основании формулы расхода запишем разность квадратов давлений по участкам:

участок длиной х

участок длиной х_в

участок длиной (L - х_в - х)

Просуммировав левые и правые части полученных уравнений, имеем

(9.75)

Из этого выражения видно, что место расположения вставки (это же относится и к лупингам) не влияет на пропускную способность газопровода.

Решая совместно уравнения (9.70) и (9.75), получаем

I

(9.76)

Удвоение числа КС. Чтобы увеличить пропускную способность газопровода путем увеличения числа КС, необходимо увеличить пропускную способность каждого перегона в равной мере, т.е. коэффициент увеличения числа КС для каждого перегона должен быть одинаковым целым числом (2, 3, 4,...). Однако в большинстве случаев экономически целесообразным является только удвоение числа КС.

До увеличения пропускная способность газопровода на участке между двумя соседними КС

В предположении неизменности режима течения после удвоения числа КС среднее расстояние между КС уменьшится в два раза, т.е.

Разделив почленно эти выражения, получим

(9.77)

Отсюда следует, что при удвоении числа КС пропускная способность газопровода возрастает приблизительно на 40 %.

Таким образом, если заданная степень увеличения пропускной способности газопровода меньше 40 % (и < √ 2), то возможными способами наращивания ее может быть прокладка лупинга или вставки большего диаметра. С точки зрения надежности предпочтение всегда отдают лупингу. Если заданная степень увеличения пропускной способности около 40 %

(и≈ √ 2), то в первую очередь следует рассмотреть способ удвоения числа КС; врзможна также прокладка лупинга или вставки большего диаметра. Если заданная степень увеличения пропускной способности больше 40 % (и > √ 2), то следует применить комбинированный способ: удвоение числа КС и лупинг или вставка большего диаметра. И в этом случае, в ограниченных пределах возможно применение только лупинга или вставки большего диаметра.

Оптимальный способ увеличения пропускной способности газопровода определяют в каждом конкретном случае сопоставлением технико-экономических показателей конкурирующих вариантов.

Сооружение многониточных газопроводных систем. Магистральные газопроводы сооружают многониточными не только по соображениям надежности, но, главным образом, потому, что выпускаемые промышленностью трубы самого большого диаметра не могут обеспечить заданной пропускной способности. Поэтому многониточные газопроводы в большинстве случаев строят из труб одного диаметра.

Каждую последующую строящуюся нитку системы подключают частями по мере готовности. Она обеспечивает определенное наращивание пропускной способности, действуя как лупинг.

 

Лекция№15. Оптимальные параметры

газопроводных систем.

Оптимальные параметры магистральных газопроводов

Одна из основных задач технологического расчета магистральных трубопроводов - определение экономически наивыгоднейших параметров транспорта газа - диаметра D, рабочего давления р_н и степени сжатия ε. Среди различных методов определения оптимальных параметров наиболее простым и в то же время надежным является метод сравнения конкурирующих вариантов. При этом используют известные рекомендации о рациональной области применения труб, рабочего давления и различных типоразмеров КС.

Для сравнения назначают несколько вариантов по диаметру. При пропускной способности больше 5 млрд. м³/год рассматривают варианты с рабочим давлением 5, 5 и 7, 5 МПа, а в отношении степени сжатия - схемы одно- и двухступенчатого компримирования газа на КС. Число конкурирующих вариантов часто сужается из-за ограниченности выбора основных параметров газопроводов с учетом возможностей поставки труб и ГПА в установленные сроки строительства. По каждому из намеченных вариантов проводят комплекс механических, тепловых, гидравлических и экономических расчетов. К строительству принимают вариант с наименьшими приведенными затратами. Если какие-либо варианты по приведенным затратам отличаются несущественно (не более 5 %), то для выбора можно использовать дополнительные критерии (капитальные затраты, металловложения и т.п.).

Для вычисления приведенных затрат по вариантам используют укрупненные технико-экономические показатели, полученные в результате обобщения опыта строительства и эксплуатации магистральных газопроводов. Выборка укрупненных показателей приведена в табл. 9.1 - табл. 9.3. Если в указанных таблицах нет данных по рассматриваемым вариантам газопровода, то для расчетов можно воспользоваться правилом линейной интерполяции. Расчет начинают с выбора конкурирующих диаметров; по заданной годовой пропускной способности Qг выбирают три диаметра газопровода D_н (см. табл. 8.1):

диаметр, ближайший больший к заданной пропускной способности; ближайший больший к выбранному и ближайший меньший. Затем выбирают степень сжатия газа на КС и количество установленных агрегатов (рабочих и резервных) на станции (см. табл. 8.2, 9.1-9.3).

Этих данных достаточно, чтобы сделать технико-экономическое сравнение выбранных трех диаметров.

Технико-экономический расчет может быть закончен, если с наименьшими приведенными затратами окажется средний диаметр. Если с наименьшими приведенными затратами окажется вариант с малым диаметром (из трех выбранных), то надо просчитать дополнительный вариант по следующему ближайшему меньшему диаметру.

Если же с наименьшими приведенными затратами окажется вариант с самым большим диаметром, то просчитывают дополнительный вариант по следующему ближайшему большему диаметру. Если с наименьшими приведенными затратами окажется вариант газопровода диаметром 1420 мм, то дополнительный вариант не просчитывают; в этом случае к строительству принимают газопровод диаметром 1420 мм.

Если по расчетной схеме имеется много отборов (подкачек) газа, то определение наивыгоднейшего варианта ведут по эквивалентному расходу или по участкам (для каждого участка определяют наивыгоднейший диаметр).

Основной расчетной зависимостью для приведенных затрат является формула (1.20), но в сравнении с нефтепроводами есть небольшое отличие в определении числа КС. По выбранному оборудованию (рабочее давление и степень сжатия) определяют давление в конце перегона, т.е. на приеме следующей КС. Давление в конце трубопровода на входе в ГРС также нормируют в зависимости от характера потребителя газа. По давлению в начале и конце перегонов между КС и в конце последнего участка трубопровода перед ГРС по формуле расхода определяют длины промежуточных перегонов L и длину последнего участка L_П. Длину последнего перегона для однониточного газопровода находят из условия максимальной аккумулирующей способности (см- § 83). Расчетное число промежуточных КС п определяют из выражения

(9.81)

где L_тр - полная длина трубопровода.

При необходимости к этому значению надо добавить головную компрессорную станцию (ГКС).

Капитальные К и эксплуатационные Э расходы для газопроводов определяют по формулам

(9.82)

(9.83)

где с, э_л - удельные соответственно капитальные и эксплуатационные затраты по линейной части газопровода, приходящиеся на 1 км (см. табл. 9.1); с_ст, э_ст - соответственно капитальные вложения и эксплуатационные расходы на КС (см. табл. 9.2 и 9.3).

Таблица 9.1

Укрупненные нормативные технико-экономические показатели линейной

части магистральных газопроводов

\

Примечание. Стоимость лупинга на 10-15 % меньше.

Таблица 9.3

Укрупненные нормативные технико-экономические показатели КС с рабочим давлением 7, 5 МПа из расчета на одну КС

Примечание. В числителе дана стоимость строительства, тыс. руб., а в знаменателе — стоимость эксплуатации, тыс. руб/год.

⇐ Предыдущая123456

Поделиться: