Технологическая задача магистрального газопровода. Расчет сложных газопроводов

После определения параметров смеси определяются экономически наивыгоднейшие пара­метры транспорта газа – диаметр трубы D, рабочее давление 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. В общем виде приведенные расходы Р (в у.е./год) выражаются формулой:

Р = Э + ЕК, (178)

где Э - эксплуатационные расходы, К - капиталовложения, определяемые для соответствующего вида транспорта, Е - нормативный коэффициент капиталь­ных вложений (для нефтегазовой промышленности Е = 0,12 1/год). Е=1/Т, где Т - нормативный срок окупаемости (для нефтегазовой промыш­ленности Т = 8,3 года).

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.

Основной расчетной зависимостью для приведенных затрат яв­ляется формула (178), где капитальные К и эксплуатационные Э расходы для газопроводов определяются по следующим формулам:

K=cL_тр+c_стn, (179)

Э=э_лL_тр+э_стn. (180)

Здесь с, э_л - удельные соответственно капитальные и эксплуатационные затраты по линейной части газопровода, приходящиеся на 1 км; c_ст, э_ст - соответственно капитальные вложения и эксплуата­ционные расходы на 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.

Количество компрессорных станции п определяется в результате технологических расчетов в зависимости от диаметра газопровода и параметров выбранного оборудования станции.

К исходным данным задачи проектирования газопровода относятся объем газовой смеси Q_год, перекачиваемые газопроводом за год, длина трассы L_тр, физико - химические свойства перекачиваемой газовой смеси, разность начального и конечнего нивелирных высот Δz, рабочая температура, рабочие характеристики предлагаемых компрессорных агрегатов, стоимостные параметры компрессорных станций и газопровода. Зная этих исходных данных можно рассчитать количество компрессорных станций (КС), точки их расположения на трассе, внешнего и внутреннего диаметров трубы газопровода. Необходимые физико - химические свойства газовой смеси включают следующих параметров: молярная масса M, псевдокритическая температура Т_кр, псевдокритическое давление Р_кр, удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, динамическая вязкость и коэффициент теплопроводности λ. Они определяются согласно нормами технологического проектирования магистральных газопроводов.

Технологическая задача магистрального газопровода для выбранного варианта диаметра трубы и оборудований КС решается в такой последовательности.

1. Сперва определим значение суточной коммерческой пропускной способности, которая находится через значения годовой пропускной способности Q_год:

, (181)

здесь k_и= k₁ k₂ k_{3 -} оценочный коэффициент пропускной способности газопровода, k₁– коэффициент повышеннего спроса газа (k₁=0,95), k₂– коэффициент экстремальных температур (k₂=0,98), k₃– коэффициент надежности магистрального газопровода (зависит от его длины и диаметра, от оборудования на КС).

2. Из таблицы по значению Q_сут выбирается ГПА и выбирается определенный тип соединении ГПА. Для выбранного варианта из той же таблицы приблизительно определяются степень сжатия газа, выходное давление Р_вых и входное давление Р_вх. При этом:

. (182)

Температура газа до и после выхода КС связаны соотношениями:

, (183)

Для предварительного расчета можно считать, что температура газа в начале и в конце перегона между КС:

Т_н≈T_вых, (184)

Т_к≈T₀, (185)

То есть,

, (186)

Давления газа в начале и в конце перегона между КС:

Р_н≈Р_вых, Р_к≈Р_вх. (187)

Заметим, что полученные значения температуры и давлении газа приближенные, номинальные. Их уточненные значения в дальнейшем будут найдены в ходе расчета работы КС. Средную значению температуры в первом приближении берем как:

. (188)

- начальная температура газа после КС, - температура окружающей среды газопровода. Для этого варианта производится расчет газовой смеси.

3. Определяется значение суточной переходной пропускной способности газопровода:

, (189)

здесь [D ] =мм, [μ] =Па∙с, [Q_пер]= млн.м³/сут.

4. Находится расстояние между смежными КС (длина участка, или перегона):

,

где если Q_сут <Q_пер,

если Q_сут ≥ Q_пер.

Если течение во 2 зоне турбулентности, то необходимо рассчитывать коэффициент гидравлического сопротивления от трения во 2 – зоне: . Коэффициент гидравлического сопротивления при учете местных сопротивлений λ=(1,02÷1,05)·λ_тр, обычно принимает λ=1,035·λ_тр. Поэтому (1,035·0,067≈0,0693)

. (190)

Для практических расчетов число Рейнольдса определяется по формуле (51), где [Q_сут]=млн.м³ /час, [D]=мм:

.

Есть такое затруднение. Значение T_ср должно определяться через L, но оно пока не найдено. Поэтому в 1-приближении берем как , и найдем L. После нахождения длины перегона заново определяется более точное значение T_ср по формуле:

. (191)

; (192)

В этих выражениях использованы практические единицы измерения:

[Q_сут] = млн. м³ /сут, [L]=км, [D] =мм; Шу - параметр Шухова, D – внутренний диаметр газопровода, k - коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду. Через новое значение T_ср найдем L₀. Затем через это значения в следующем приближении найдем T_ср еще раз. Если разность значений T_ср в двух смежных приближениях превышает 5К, то продолжаем процесс последовательных приближений.

5. Находится расчетное число КС газопровода:

. (193)

После округления значения n до целого числа находится конечное (фактическое) значение длины перегона:

. (194)

Соответствующее значение давлений в конце участка между смежными КС:

. (195)

Если же заранее известны длина перегона и значения давлений, то суточная коммерческая пропускная способность находится по следующей формуле коммерческого расхода:

.

если Q_сут <Q_пер,

если Q_сут ≥ Q_пер.

Здесь также есть затруднение следующего характера. Значение T_ср должно определяться через Q_сут, но оно пока не найдено. Поэтому в 1-приближении берем как , как и прежде. Но К_пер тоже неизвестно. Также в 1-приближении будем считать, что Q_сут ≥ Q_пер и . После приблизительного нахождения Q_сут заново определяются более точные значения искомых параметров и методом процесса последовательных приближений (итерации) окончательно найдем (когда разность значений T_ср в двух смежных приближениях не превышает 5К) значение суточной коммерческой пропускной способности.

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

Любая сложная система газопроводов может быть разделена на элементарные участки, размеры которых (l_i, D_i) и производительности (Q_i) 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:

- определение пропускной способности Q_i при заданных начальном и конечном давлениях и геометрических размерах участков (l_i, D_i);

- определение конечного давления при заданных расходах и геометричес­ких размерах участков;

- определение диаметров отдельных участков по заданным перепаду давления и расходам для участков известной длины;

Для расчета сложных газотранспортных систем применяются следующие способы:

- замена сложного газопровода эквивалентным простым газопроводом (применяется при отсутствии сбросов и подкачек);

- замена сложного газопровода с различными расходами по участкам экви­валентным простым газопроводом с постоянным эквивалентным расходом (применяется в случае сбросов и подкачек газа).

Рассмотрим наиболее часто встречающиеся случаи расчета сложных га­зопроводов (однониточный газопровод с участками различного диаметра, параллельные газопроводы и газопровод со сбросами и подкачками газа).

Рассмотрим однониточный газопровод с участками различного диаметра (рис. 20) с постоянным линейным коммерческим расходом Q.

Уравнение связи па­раметров эквивалентного и реального газопроводов:

. (196)

При квадратичном режиме величина λ_i обратно пропорциональна . Следовательно, можем переписать (97) в виде:

. (197)

В соотношении (197) сразу две неизвестные величины: L_э и D_э. Задаваясь одной из них, например L_э= L₁+L₂+...+L_п, легко найти вторую D_э.

Рассмотрим сложный газопровод, состоящий из нескольких параллельных ниток различного диаметра (рис. 21).

Поскольку начальное и конечное давление для каждой нитки параллель­ной системы газопроводов одинаково, то расход газа в каждой отдельной нитке газопровода описывается формулой коммерческого расхода. Для 1-нитки:

,

где .

Аналогично для остальных ниток:

,

,...,

.

Суммарная величина расхода газа:

. (198)

Для эквивалентного газопровода величина расхода газа также описывается этим же уравнением, где вместо L и D подставлены соответственно L_э и D_э:

. (199)

Приравняв правые части данных выражений и сократив одинаковые сомножители, получаем:

. (200)

Для і-й параллельной нитки газопровода:

. (201)

Решая совместно (99) и (102), получаем связь расхода в i-й нитке и системе параллельных газопроводов в целом при квадратичном ре­жиме течения:

. (202)

Если длины параллельных ниток одинаковы, то справедливо соотноше­ние:

. (203)

Рассмотрим участок газопровода постоянного диаметра с путевыми отборами и подкачками газа (рис. 16).

Для каждого из участков сложного газопровода воспользуемся формулой падения квадрата давления в виде:

,

,...,

.

Проведя почленное сложение данных выражений, получим:

. (204)

Для эквивалентного газопровода данное выражение имеет вид:

. (205)

Из равенства левых частей формул (204) и (205) следует равенство и их правых частей. После сокращения одинаковых сомножителей получаем:

. (206)

Приняв равной общей длине газопровода , получаем, что расход в эквивалентной магистрали равен:

. (207)

Давление j-й узловой точке с учетом принятых допущений составляет:

. (208)