Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. 2001г - файл c103-133.doc

приобрести
Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. 2001г
скачать (564.5 kb.)
Доступные файлы (7):
c103-133.doc485kb.12.11.2009 12:38скачать
c134-165.doc414kb.12.11.2009 12:38скачать
c3-36.doc386kb.12.11.2009 12:36скачать
c37-56.doc252kb.12.11.2009 12:36скачать
c57-81.doc356kb.12.11.2009 12:37скачать
c82-102.doc277kb.12.11.2009 12:37скачать
n7.docx15kb.10.11.2009 11:13скачать

c103-133.doc





2. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ ГАЗА

2.1. Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов
Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод (рис. 2.1).





Для поддержания давления газа по трассе газопровода устанавливаются компрессорные станции (КС) с интервалом 80120 км.

Объекты КС следует проектировать в блочно-комплектном исполнении. В большинстве случаев КС оборудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбин­ным приводом оснащено более 80% всех КС, а электроприводом – около 20%.

К линейным сооружениям относятся собственно магистраль­ный трубопровод, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через искусственные и естественные препятствия, станции противокорро­зионной защиты, дренажные устройства. К линейным сооружениям также относятся линии технологической связи, отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа потребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы (ЛЭС).

Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными кранами следует предусматривать дистанционным из помещения операторной компрессорной станции, а также ручным по месту. Линейная запорная арматура должна оснащаться автоматическими механизмами аварийного перекрытия.

При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после компрессорных станций.

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей. ГРС также оборудуются узлами учета и установками очистки и одоризации газа (придания ему специфического запаха для облегчения обнаружения утечки газа с целью предупреждения взрывоопасных ситуаций и отравления людей).

После ГРС газ поступает в газовые сети населенных пунктов, которые подают газ к месту потребления. Снижение и поддержание в необходимых пределах давления газа в газораспределительных сетях осуществляется на газорегуляторных пунктах (ГРП). К крупным потребителям газа также относятся тепловые электростанции и газоперерабатывающие заводы (ГПЗ).

Для сглаживания неравномерности потребления газа крупными населенными пунктами сооружаются станции подземного хранения газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуется собственной компрессорной станцией.

Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода принципиально не отличаются от сооружений магистрального нефтепровода. К ним относятся линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д.

В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа сооружаются не всегда.
Исходя из величины рабочего давления, магистральные газопроводы подразделяются на два класса [16]:

1-й класс – при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа включительно;

2-й класс – при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно.

Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, к магистральным газопроводам не относятся. Протяженность магистральных газопроводов составляет обычно от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр – от 150 до 1420 мм вклю­чительно. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до1420 мм включительно.
2.2. Основные физические свойства газов
В настоящее время для газоснабжения используются в основном природные газы. Природные газы имеют сложный многокомпонентный состав. В соответствии с условиями образования природного газа его месторождения подразделяют на три группы:

Газы с содержанием тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м3 принято называть сухими или тощими, а с большим содержанием углеводородов – жирными.

Для выполнения гидравлического и теплового расчета газопроводов и расчета режимов работы компрессорных станций необходимо знать основные свойства природных газов: плотность, вязкость, газовую постоянную, псевдокритические температуру и давление, коэффициент сжимаемости, теплоемкость, эффект Джоуля-Томпсона.

Плотность газа (газовой смеси) определяется по правилу аддитивности (сложения)

, (2.1)
где a1an – объемные (молярные) концентрации компонентов смеси;

1n – плотности компонентов смеси.
В расчетах часто пользуются понятием относительной плотности газа, то есть отношением плотности газа  к плотности воздуха В при одних и тех же условиях
. (2.2)
При этом различают нормальные (T=273,15 K и P=0,1013 МПа) и стандартные (T=293,15 K и P=0,1013 МПа) условия.

При нормальных условиях плотность газа можно определить по его молярной массе

, (2.3)
где 22,41 – объем одного киломоля газа при нормальных условиях, м3/кмоль

– молярная масса природного газа, кг/кмоль;

ai , Mi – соответственно объемная доля и молярная масса i-го компонента
Пересчет плотности газа с одних параметров состояния (P1, T1, z1) на другие (P, T, z) можно осуществить по формуле
, (2.4)
где P и P1 – абсолютные давления газа;

T и T1 – абсолютные температуры газа;

z и z1 –коэффициенты сжимаемости газа;
Газовая постоянная природного газа (Дж/(кгК)) зависит от состава газовой смеси
, (2.5)
где R– универсальная газовая постоянная R=8314,3 Нм/(кмольК).
Псевдокрититические температура и давление газовой смеси определяются по формулам
, (2.6)
, (2.7)
где TКР i и PКР i – соответственно абсолютные критические температура и давление i-го компонента газовой смеси.
Критическая температура TКР – температура при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар.

Критическое давление PКР – давление при котором и выше которого нельзя испарить жидкость.
Псевдокритические параметры природного газа в соответствии с нормами технологического проектирования могут быть найдены по известной плотности при стандартных условиях СТ
; (2.8)
. (2.9)
Коэффициент сжимаемости учитывает отклонение свойств природного газа от законов идеального газа. Коэффициент сжимаемости z определяется по специальным номограммам в зависимости от приведенных температуры и давления либо по формуле, рекомендованной отраслевыми нормами проектирования [13]
; (2.10)
. (2.11)
Динамическая вязкость газа (Пас) определяется по формуле
(2.12)
Кинематическая вязкость газа определяется из соотношения
. (2.13)
Теплоемкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Изобарная теплоемкость (кДж/(кгК)) природного газа с содержанием метана 85% и более согласно отраслевым нормам ОНТП 51-1-85 определяется по формуле
. (2.14)
Понижение давления по длине газопровода и дроссе­лирование газа на ГРС сопровождается охлаждением газа. Это явление учитывается коэффициентом Джоуля-Томпсона (К/МПа), для определения которого отраслевыми нормами [13] рекомендуется зависимость (для природных газов с содержанием метана 85% и более)
. (2.15)
где CP – средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для средних значений температуры и давления в процессе дросселирования.

2.3. Технологический расчет магистрального газопровода

2.3.1. Уравнение неразрывности и уравнение движения



При установившемся режиме работы газопровода (без отборов и подкачек) массовый расход газа, проходящий через любое сечение газопровода, остается постоянным
, (2.16)
где  – плотность газа;

F – площадь живого сечения газопровода;

w – средняя скорость движения газа;

1n – индексы соответственно 1-го и n-го произвольных сечений.
При движении газа происходит значительное снижение давления по длине газопровода вследствие преодоления гидравлического сопротивления. Поскольку газ является сжимаемой средой, плотность газа по длине газопровода уменьшается. Это приводит к возрастанию скорости движения газа. Поэтому для газового потока уравнение баланса удельной энергии можно записать только в дифференциальной форме

. (2.17)
В условиях магистрального газопровода в большинстве случаев можно пренебречь силами инерции и разностью геодезических отметок gdy.

Тогда уравнение энергии можно переписать в виде
. (2.18)
Для решения уравнения (2.18) в случае изотермического установившегося движения газа воспользуемся уравнением состояния
, (2.19)

уравнением неразрывности

, (2.20)

уравнением Дарси-Вейсбаха

, (2.21)

где T – температура газа;

x – продольная координата для произвольного сечения;

D – внутренний диаметр газопровода.
Умножив левую и правую части (2.18) на 2 и выразив dh с помощью уравнения Дарси-Вейсбаха (2.21), получим
. (2.22)
Выразим значение  в левой части (2.22) из уравнения состояния (2.19), а произведение w из уравнения неразрывности (2.20). В результате выражение (2.22) можно представить в виде



или

. (2.23)
Интегрируя левую часть уравнения (2.23) от PН до PК, а правую от 0 до L , получим

. (2.24)

или

, (2.25)
где PН , PК – соответственно давление в начале и конце газопровода;

L – длина газопровода.

Таким образом, выражение (2.25) является решением уравнения движения.

В общем случае коэффициент гидравлического сопротивления  зависит от режима течения (параметра Рейнольдса) и шероховатости внутренней поверхности трубы. Шероховатость трубы для конкретного газопровода – вполне определенная величина. Значение параметра Рейнольдса определяется по формуле
, (2.26)
где Q, G – соответственно объемная и массовая производительность газопровода;

,  – соответственно кинематическая и динамическая вязкость газа.
Т
ак как динамическая вязкость  зависит от температуры и практически не зависит от давления, то при установившемся движении газа величина параметра Re, а следовательно и значение коэффициента гидравлического сопротивления  по длине газопровода остаются практически неизменными. Например, для газопровода диаметром D = 1,39 м при перекачке газа с относительной плотностью по воздуху =0,7 значение коэффициента гидравлического сопротивления изменяется в пределах 1% (рис. 2.2).
Рис. 2.2. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления газопровода от давления и температуры

Если известны давления в начале и конце участка газопровода, уравнение (2.25) можно решить относительно массового расхода газа
. (2.27)

В практических расчетах газопроводов используется понятие коммерческого расхода, то есть объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям (для магистральных газопроводов эти понятия опускаются как само собой разумеющееся). На основании уравнения состояния, а также с учетом =/В=RВ/R, коммерческий расход составит
, (2.29)
где zСТ – коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях, zСТ=1;

 – относительная плотность газа по воздуху;

RВ – газовая постоянная воздуха;

СТ – плотность газа при стандартных условиях.
С учетом (2.29) значение коммерческого расхода определяется из выражения

, (2.30)
где K – коэффициент, зависящий от размерностей величин, входящих в выражение (2.30), и равный
. (2.31)
При использовании смешанной системы единиц D(м), T(К), P(МПа), L(км) и Q(млн.м3/сут) значение коэффициента K составляет
K=105,087.

2.3.2. Изменение давления по длине газопровода



Рассмотрим участок газопровода протяженностью L, с давлением в начале PН и конце участка PК (рис 2.3).




Рис. 2.3. Расчетная схема газопровода
Если газопровод не имеет сбросов и подкачек, то массовый расход газа в нем неизменен. На этом основании можно записать
, (2.32)

откуда следует

, (2.33)
где x, PX – соответственно расстояние от начального пункта газопровода до произвольного сечения и давление в этом сечении.
Освобождаясь от знаменателей и решая (2.33) относительно Px, получим формулу распределения давления по длине газопровода
. (2.34)
Зависимость (2.33) является уравнением параболы (рис. 2.4). По мере удаления от начала газопровода, интенсивность падения давления возрастает. Это объясняется тем, что с понижением давления уменьшается плотность газа. В соответствии с уравнением неразрывности, при уменьшении плотности газа увеличивается скорость его движения, то есть возрастают потери на трение и, следовательно, возрастает гидравлический уклон. Таким образом, потери давления на трение пропорциональны квадрату скорости газа.




С увеличением расстояния между компрессорными станциями возрастают удельные потери давления, а значит, и потери энергии на перекачку газа. Следовательно, для уменьшения удельных энергозатрат на перекачку газа – одной из основных статей эксплуатационных расходов на газопроводах, целесообразно работать с высокими давлениями на входе КС. Несмотря на то, что при этом возрастает количество компрессорных станций, экономия энергозатрат весьма существенна.


2.3.3. Среднее давление в газопроводе



Среднее давление газа в газопроводе необходимо для определения его физических характеристик, а также для нахождения количества газа, заключенного в объеме трубопровода.

Поскольку изменение давления по длине газопровода происходит по закону параболы (рис. 2.5), то среднее давление необходимо определять как его среднеинтегральное значение
. (2.35)





Рис. 2.5. Среднее давление в газопроводе
Введем новую переменную
. (2.36)

Тогда
, (2.37)

откуда

. (2.38)
Подставляя (2.36) и (2.38) в исходное выражение (2.35), получим
. (2.39)
Найдем пределы интегрирования


Следовательно, среднее давление в газопроводе составит


. (2.40)

2.3.4. Изменение температуры газа по длине газопровода
При стационарном движении газа массовый расход в газопроводе составляет

. (2.41)
Фактически движение газа в газопроводе всегда является неизотермическим. В процессе компримирования газ нагревается. Даже после его охлаждения на КС температура поступающего в трубопровод газа составляет порядка 2040С, что существенно выше температуры окружающей среды (T0). Практически температура газа становится близкой к температуре окружающей среды лишь у газопроводов малого диаметра (Dу<500 мм) на удалении 2040 км от компрессорной станции, а для газопроводов большего диаметра всегда выше T0. Кроме того следует учесть, что транспортируемый по трубопроводу газ является реальным газом, которому присущ эффект Джоуля-Томпсона, учитывающий поглощение тепла при расширении газа.

При изменении температуры по длине газопровода движение газа описывается системой уравнений:
удельной энергии ,

неразрывности ,

состояния ,

теплового баланса .

Рассмотрим в первом приближении уравнение теплового баланса без учета эффекта Джоуля-Томпсона. Интегрируя уравнение теплового баланса

,

получим
, (2.42)
где ;
KСР – средний на участке полный коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду;

G – массовый расход газа;

cP – средняя изобарная теплоемкость газа.
Величина atL называется безразмерным критерием Шухова
(2.43)
Таким образом, температура газа в конце газопровода составит
. (2.44)
На удалении x от начала газопровода температура газа определяется по формуле
. (2.45)
Изменение температуры по длине газопровода имеет экспоненциальный характер (рис. 2.6).
Рассмотрим влияние изменения температуры газа на производительность газопровода.



Умножив обе части уравнения удельной энергии на 2 и выразив , получим

. (2.46)
Выразим плотность газа в левой части выражения (2.46) из уравнения состояния , произведение w из уравнения неразрывности , dx из уравнения теплового баланса .
С учетом этого уравнение удельной энергии принимает вид
(2.47)

или

. (2.48)
Обозначив и интегрируя левую часть уравнения (2.48) от PН до PК , а правую от TН до TК , получим

. (2.49)

Произведя замену
, (2.50)

имеем

. (2.51)
Произведя интегрирование в указанных пределах, получим


. (2.52)
С учетом (2.42)



или

, (2.53)
где – поправочный коэффициент, учитывающий изменение температуры по длине газопровода (неизотермичность газового потока).
С учетом (2.53) зависимость для определения массового расхода газа примет вид

. (2.54)

Значение Н всегда больше единицы, следовательно, массовый расход газа при изменении температуры по длине газопровода (неизотермическом режиме течения) всегда меньше, чем при изотермическом режиме (T0=idem). Произведение T0Н называется среднеинтегральной температурой газа в газопроводе.

При значениях числа Шухова Шу4 течение газа в трубопроводе можно считать практически изотермическим при T0=idem. Такой температурный режим возможен при перекачке газа с небольшими расходами по газопроводам малого (менее 500 мм) диаметра на значительное расстояние.

Влияние изменения температуры газа проявляется при значениях числа Шухова Шу<4, то есть в подавляющем большинстве случаев. Чем больше диаметр газопровода, тем меньше интенсивность теплообмена между газовым потоком и окружающей средой. Конечная температура газа определяется методом последовательных приближений, из-за чего теплогидравлический расчет газопровода становится итерационным процессом.

При перекачке газа наличие дроссельного эффекта приводит к более глубокому охлаждению газа, чем только при теплообмене с грунтом. В этом случае температура газа может даже опуститься ниже температуры T0 (рис. 2.7).



Рис. 2.7. Влияние эффекта Джоуля-Томпсона на распределение температуры газа по длине газопровода

1 – без учета Di; 2 – с учетом Di

Тогда с учетом коэффициента Джоуля-Томпсона закон изменения температуры по длине принимает вид
, (2.55)
где – среднее давление на участке газопровода;

Di – коэффициент Джоуля-Томпсона.

Средняя температура газа TСР на участке газопровода определяется по формуле
. (2.56)


2.3.5. Необходимость охлаждения газа на КС



При компримировании газа в газоперекачивающих агрегатах происходит значительное повышение температуры газа. Температура газа на выходе из центробежных нагнетателей может достигать 6070С.

Охлаждение газа на компрессорных станциях применяется:

Охлаждение газа на компрессорных станциях в настоящее время производится с помощью аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО газа). Установка охлаждения газа должна быть общей для всех газоперекачивающих агрегатов компрессорного цеха, иметь коллекторную обвязку и обводную линию. Количество АВО газа выбирается исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха, среднегодовой температуры грунта и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа. Последняя принимается на 10…15С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха.

В районах с холодным климатом для участков с многолетнемерзлыми грунтами перекачиваемый газ должен быть охлажден до температуры грунта. Стабильный уровень температуры обеспечивается станциями охлаждения газа, которые размещаются на площадках компрессорных станций с выделением их в отдельную производственную зону [13]. Охлаждение газа до заданного уровня производится в испарителях холодильной установки после пред­варительной очистки и охлаждения в АВО газа компрессорной станции.


2.3.6. Влияние рельефа трассы на пропускную способность газопровода
Р
ассмотрим элемент профиля трассы газопровода ABC, состоящий из двух равновеликих ветвей – восходящей AB и нисходящей BC (рис. 2.8).

Рис. 2.8. Расчетная схема элемента профиля газопровода
Начальная и конечная высотные отметки элемента профиля одинаковы (yA=yC). Поскольку давление газа по длине газопровода снижается, то и плотность газа также уменьшается. Поэтому масса газа M1, заключенная в участке AB, больше массы газа M2 на участке BC. Следовательно, сила тяжести, которую необходимо преодолеть для перемещения массы газа по участку AB, больше силы тяжести, способствующей движению массы газа по участку BC.

Наоборот, если начальный участок является нисходящим, а конечный восходящим (на рис. 2.8 пунктирной линией показан элемент профиля AB'C, зеркально отображающий элемент ABC), энергия, способствующая движению газа по первому участку AB' будет превышать энергию, затрачиваемую на подъем газа по участку B'C.

Таким образом, при расчете газопроводов, проходящих в условиях сильно пересеченной местности, необходимо учитывать не только начальную и конечную высотные отметки, но и высотные отметки промежуточных точек трассы.

Согласно нормам технологического проектирования газопрово­дов влияние рельефа следует учитывать в тех случаях, когда на трассе имеются точки, расположенные выше или ниже начального пункта газопровода более чем на 100 м. Расчет следует выполнять с учетом слагаемого gdy в уравнении удельной энергии. При этом отметка начальной точки газопровода принимается равной нулю (yН=0). Отметки характерных точек профиля, находящихся выше начальной точки будут иметь положительные значения, ниже – отрицательные.

Наклонный газопровод



Рассмотрим установившееся движение газа в наклонном газопроводе постоянного диаметра D и протяженностью L (рис. 2.9).




Рис. 2.9. Расчетная схема наклонного газопровода
Движение газа в наклонном газопроводе описывается систе­мой уравнений:

удельной энергии ; (2.57)

неразрывности ; (2.58)

состояния . (2.59)
Для наклонного газопровода
. (2.60)
Умножив левую и правую части уравнения удельной энергии (2.57) на 22 и выразив , с учетом (2.58) и (2.60) получим
. (2.61)
Выразим плотность газа из уравнения состояния . Тогда выражение (2.61) примет вид
. (2.62)
Умножим все слагаемые (2.62) на zRT и, группируя их, получим
. (2.63)
Обозначив и , запишем урав­нение удельной энергии в виде
. (2.64)
Разделяя переменные, проинтегрируем выражение (2.64)
. (2.65)

Производная знаменателя правой части выражения (2.65) равна
, (2.66)

то есть достаточно умножить числитель (2.65) на и будем иметь дифференциал знаменателя. Следовательно, правая часть (2.65) представляет собой интеграл вида . Интегрируя (2.65) в указанных пределах, получим

. (2.67)
Потенцируя и освобождаясь от знаменателя, получим
, (2.68)
откуда

. (2.69)
Массовый расход газа в наклонном газопроводе составит
. (2.70)
Если рассматриваемый участок газопровода восходящий (y>0), то величина , следовательно, активная движущая сила

при прочих равных условиях уменьшается, то есть перекачка на подъем создает дополнительное противодавление. Кроме того, на восходящем участке газопровода возрастает сопротивление трению, так как множитель

Таким образом, массовый расход газа в восходящем газопроводе будет меньше, чем в горизонтальном газопроводе при прочих равных условиях. Для газопроводов, идущих под уклон, массовый расход газа наоборот будет больше, чем в горизонтальном газопроводе.


Рельефный газопровод



Рассмотрим газопровод, состоящий из n наклонных участков с осредненным постоянным уклоном (рис. 2.10).





Рис. 2.10. Расчетная схема рельефного газопровода

Для каждого наклонного участка справедливо соотношение
(2.71)

В целом для рельефного газопровода .

Исключая неизвестные значения давления в узловых точках профиля трассы, для всего газопровода в целом можно записать
. (2.72)

Обозначив выражение в скобках
, (2.73)
выразим из (2.72) значение массового расхода газа для негоризонтального (рельефного) газопровода
. (2.74)
Значение НГ можно упростить. Полагая, что отметка начальной точки газопровода yН=0 ; и , окончательно получим
. (2.75)
Величина НГ не зависит от G, а определяется в соответствии с геометрическими размерами участков и свойств перекачиваемого газа при средних значениях давления и температуры.

Выразим значение ay через относительную плотность газа по воздуху

. (2.76)

С учетом (2.76) объемная производительность (коммерческий расход в млн. м3/сут) рельефного газопровода составит
. (2.77)
Температура Т и коэффициент сжимаемости z принимаются средними по длине участка газопровода.
2.3.7. Коэффициент гидравлического сопротивления.

Коэффициент эффективности
Закономерности изменения гидравлического сопротивления для капельной жидкости и для газа одни и те же. Поэтому нет принципиальных различий в расчете коэффициента гидрав­лического сопротивления для нефтепроводов и газопроводов. Как и для капельной жидкости, коэффициент гидравлического сопротивления при перекачке газа является функцией числа Рейнольдса и шероховатости внутренней поверхности стенки трубы. В настоящее время для расчета коэффициента сопротивления трения отраслевыми нормами проектирования [13] рекомендуется универсальная формула ВНИИГаза
, (2.78)
которая по своей структуре аналогична известной формуле Альтшуля зля зоны смешанного трения.

В магистральных газопроводах наиболее распространен квадратичный режим течения газа. Режим смешанного трения возможен при неполной загрузке газопровода. Режим гидравлически гладких труб характерен для распределительных газопроводов малого диаметра (газовые сети в населенных пунктах).
Из формулы (2.78) следуют частные случаи:

; (2.79)


. (2.80)

Как и в нефтепроводах, режим течения газа характеризуется числом Рейнольдса

, (2.81)
где Q – коммерческий расход газа, млн. м3/сут ;

D – внутренний диаметр газопровода, м;

 – динамическая вязкость газа, Пас.
Переходное (от смешанного трения к квадратичному трению) значение числа Рейнольдса определяется по формуле

. (2.82)

По данным ВНИИГаза среднее значение эквивалентной шероховатости стенки трубопровода рекомендуется принимать kЭ=0,03 мм.

Для учета местных сопротивлений на линейной части газопровода рекомендуется принимать коэффициент гидравлического сопротивления на 5% больше коэффициента сопротивления трения ТР. Величина коэффициента гидравлического сопротивления газопровода рассчитывается из выражения

, (2.83)
где E – коэффициент гидравлической эффективности газопровода.

Коэффициент гидравлической эффективности характеризует уменьшение производительности в результате повышения гидравлического сопротивления газопровода, вызванного образованием скоплений влаги, конденсата и выпадением гидратов. Согласно нормам ОНТП 51-1-85, для расчета  значение коэффициента гидравлической эффективности принимается равным 0,95 при наличии на газопроводе устройства для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92.

Коэффициент гидравлической эффективности в процессе эксплуатации определяется для каждого участка между КС не реже одного раза в год. По величине E судят о загрязненности линейной части газопровода. При превышении указанных значений Е необходимо проводить очистку полости газопровода. Скопления воды и конденсата удаляют продувкой. Если это не приводит к необходимому эффекту, по газопроводу пропускают очистные поршни.


2.3.8. Расчет сложных газопроводов



Простым газопроводом принято называть газопровод постоянного диаметра, по которому транспортируется газ с неизменным расходом Q. Газопроводы, отличающиеся от указанных условий, называются сложными.

Любая сложная система газопроводов может быть разделена на элементарные участки, размеры которых (Li, Di) и производительности (Qi) являются исходными данными для расчета системы в целом. При этом в узловых точках должны выполняться следующие условия: равенство давлений, сохранение массы газа и его теплосодержания. Такой поэтапный метод расчета весьма трудоемок, но достаточно просто реализуется с помощью ЭВМ.

Нормами технологического проектирования допускается в первом приближении с достаточной для практических расчетов точностью заменять сложный газопровод эквивалентным простым, который имеет такую же пропускную способность при аналогичных граничных условиях, что и простой газопровод.

При гидравлическом расчете сложного газопровода (как и простого) решается одна из задач:

Для расчета сложных газотранспортных систем применяются следующие способы:

Рассмотрим наиболее часто встречающиеся случаи.


Однониточный газопровод с участками различного диаметра


Р
ассмотрим однониточный газопровод с участками различного диаметра (рис. 2.11).
Рис. 2.11. Схема сложного однониточного газопровода
Воспользуемся формулой для определения пропускной способности простого газопровода
. (2.84)
Тогда из выражения (2.84) очевидно соотношение
. (2.85)

Исходя из определения эквивалентного газопровода, предполагающего равенство температуры и давления газа в начале и в конце реального и эквивалентного газопровода, можно записать
, (2.86)

откуда

, (2.87)
Сделав допущение, что , и предположив, что режим течения квадратичный, можно записать
. (2.88)
Выражая диаметр эквивалентного газопровода через диаметр первого участка, найдем эквивалентную длину
. (2.89)


Параллельные газопроводы
Рассмотрим сложный газопровод, состоящий из нескольких параллельных ниток различного диаметра (рис. 2.12).




Рис. 2.12. Схема параллельных газопроводов
Поскольку начальное и конечное давление для каждой нитки параллельной системы газопроводов одинаково, из уравнения неразрывности следует, что

. (2.90)
В этом случае для эквивалентного газопровода будет справедливо соотношение

. (2.91)
Полагая, что режим течения квадратичный и , из (2.90) получим

. (2.92)
Эквивалентная длина параллельной системы газопроводов составит

. (2.93)
Пользуясь уравнением расхода (2.84), можно записать
, (2.94)
откуда из условия квадратичного закона сопротивления и выполнения условия , расход в любой параллельной нитке составит

. (2.95)
Если длины параллельных ниток одинаковы, справедливо соотношение

. (2.96)

Нечваль А.М. Проектирование нефтегазопроводов



Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации