Зубарев В.Г. Магистральные нефтегазопроводы
Подождите немного. Документ загружается.
выполняется с использованием расчетной пропускной способности
нефтепровода, физических характеристик перекачиваемой нефти при
расчетной температуре и расчетного диаметра.
Расчетная суточная пропускная способности (Q
C
) определяется
зависимостью
N
G
kQ
C
9
10
,
(1.3)
где G
Г
- заданная годовая производительность, млн.т/год;
N
- число рабочих дней в году;
- плотность нефти при расчетной температуре, кг/м
3
;
k
- коэффициент, учитывающий возможность
перераспределения потоков.
Значение коэффициента
k
принимается равным:
1,05 - для трубопроводов, идущих параллельно с другими
нефтепроводами и образующих систему;
1,07 - для одиночных нефтепроводов, по которым нефть от системы
трубопроводов подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также для
одиночных нефтепроводов, соединяющих системы;
1,10 - для одиночных трубопроводов, подающих нефть от пунктов
добычи к системе трубопроводов.
Расчетное число рабочих дней МГ в году приведено в приложении 4.
Внутренний расчетный диаметр нефтепровода D
p
, с учетом
возможных загрязнений и переменной толщины стенок труб, определяется
по формуле
DkD
Д 0
,
(1.4)
где
0Д
k
- коэффициент, учитывающий засорение трубопровода при
оптимальной периодичности очистки и телескопичность раскладки труб
(приложение 12);
D
- внутренний диаметр труб.
В качестве расчетной температуры принимается минимальная
температура нефти в трубопроводе, определенная с учетом
тепловыделения, обусловленного трением потока и теплоотдачи в грунт
при минимальной температуре грунта на глубине заложения оси
трубопровода.
1.3. Особенности проектирования трубопроводов для транспорта
сжиженных углеводородов
Углеводороды с упругостью насыщенных паров при температуре
плюс 20
0
С свыше 0,2 МПа относятся к нестабильным жидкостям.
Снижение давления в трубопроводе ниже упругости насыщенных паров
продукта, а также истечение этих жидкостей через не плотности в
трубопроводе сопровождаются переходом жидкости в газообразное
состояние. Испарение сопровождается снижением температуры. Эти и
другие причины предопределяют необходимость повышенных требований
к трубопроводам для транспорта нестабильных углеводородов.
Минимальное давление в любой точке таких трубопроводов должно
превышать упругость насыщенных паров при температуре перекачки на
0,5 МПа.
Упругость паров продукта при расчетной температуре принимается,
исходя из максимально возможной температуры при эксплуатации.
Рабочее давление при расчете трубопроводов определяется как
сумма максимального давления, развиваемого насосами, и упругости
насыщенных паров продукта.
Расстояние между запорной линейной арматурой должно быть не
более 10 км.
На обоих концах каждого участка трубопровода между запорной
арматурой устанавливают специальные ответвления. Диаметры
ответвлений определяются из условия опорожнения участка за 1,5-2,0 часа.
Трубопроводы диаметром 150 мм и более оснащаются узлами
приема и пуска очистных устройств на расстоянии не более 50 км друг от
друга.
В составе НПС для приема продукта при срабатывании
предохранительных клапанов, а также для создания на входе насосов
противокавитационного напора необходимо предусматривать резервуары
общей емкостью, равной 0,03-0,06 суточной производительности МТ.
Емкость подпорных резервуаров должна составлять 10% от часовой
производительности НПС.
На головной НПС, кроме подпорных резервуаров,
предусматриваются резервуары для приема нефтепродуктов при аварийной
обстановке на трубопроводе, если у предприятия- поставщика они
отсутствуют. Суммарная емкость резервуаров на головной НПС и на
предприятии- поставщике должна равняться трехсуточной
производительности МТ.
Подпорные резервуары располагаются таким образом, чтобы
удовлетворялось условие
Н>1,2(h
д
+h
тр
),
(1.5)
где Н - превышение нижней образующей резервуара над осью
всасывающего трубопровода насоса;
h
д
- допустимый подпор насоса;
h
тр
- потери напора на трение в трубопроводе от резервуара до
насоса.
2. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ
Пропускная способность и режим работы магистрального
газопровода (МГ) определяется совместной работой КС и линейных
участков, его составляющих. При этом режимы работы отдельных КС и
участков, в связи с различием их геометрических размеров, давления и
температуры газа, значительно отличаются, что диктует необходимость
поочередного расчета всех элементов системы. Выходные параметры
одного элемента являются входными параметрами следующего за ним.
Таким образом, поочередно следуют расчеты работы участков и
компрессорных станций. На каждом этапе ведется проверка соответствия
полученных параметров условиям нормальной работы газопровода и
оптимальности режима.
По аналогичной схеме будет работать математическая модель МГ
при расчетах на ЭВМ. Для ее реализации требуется формализовать работу
основных элементов системы: участок, газоперекачивающий агрегат
(ГПА), пылеуловитель (ПУ), аппарат воздушного охлаждения (АВО).
Рассмотрим поочередно основные уравнения, позволяющие оценить
изменения параметров газа при его перемещении по элементам МГ, и на
их основе составим алгоритмы решения важнейших задач эксплуатации
газопровода.
2.1. Физические свойства газа
Широкое использование ЭВМ диктует необходимость
аналитического определения физических свойств газа. При
гидравлических и тепловых расчетах МГ используются следующие
физические величины: коэффициент сжимаемости, динамическая вязкость,
удельная теплоемкость и коэффициент Джоуля - Томсона. Базовым
параметром является относительная плотность газа
)(
, или плотность
газа при стандартных условиях
)(
CT
, между которыми существует
следующая связь:
205,1
CT
. (2.1)
Коэффициент сжимаемости (z) и динамическая вязкость газа (
)
определяются через приведенные значения давления и температуры:
,
ΚΡ
ΠΡ
Ρ
Ρ
Ρ
ΚΡ
ΠΡ
Τ
Τ
Τ
,
(2.2)
где
ΠΡ
Ρ
и
ΠΡ
Τ
- приведенные давление и температура;
Ρ
и
ΚΡ
Ρ
- давление, при котором определяются свойства и
критическое давление газа;
Τ
и
ΚΡ
Τ
- температура, при которой определяются свойства и
критическая температура газа:
),831,26(1773,0
CΚΡ
Ρ
(2.3)
)564,0(24,155
CΚΡ
Τ
. (2.4)
В настоящее время для определения коэффициента сжимаемости и
динамической вязкости газа рекомендуется использовать следующие
зависимости [2]:
τ
Ρ
z
ΠΡ
0241.01
,
(2.5)
где
32
0010778,068,11
ΠΡΠΡΠΡ
ΤΤΤ
;
))]104,01(037,0)][(1,1(1[101,5
6
ΠΡΠΡСТC
ΤΤ
(2.6)
)]
)1(30
1[(
2
ΠΡ
ΠΡ
Τ
Ρ
,
где
- динамическая вязкость газа, Па c.
Удельная теплоемкость c
p
(кДж/(кгК)) и коэффициент Джоуля -
Томсона D
i
(К/МПа) газа определяются из уравнений (2.7) и (2.8):
3
63
1,0
1096,110838,1696,1
Τ
Ρ
Τc
,
(2.7)
)5,1
10980,0
(
1
2
6
Τc
D
i
. (2.8)
При решении задач следует постоянно следить за соответствием
условий, при которых определяются физические свойства газа реальным,
условиям рассчитываемого участка газопровода.
2.2. Расчет давления
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) Р
2
и Т
2
. На выходе станции (в начале следующего
участка) давление будет Р
1
. Степень сжатия станции
при этом составит
2
1
Ρ
Ρ
. (2.9)
Учитывая потери во входном и выходном коллекторах, степень
сжатия нагнетателей должна быть более высокой:
PP
PPP
H
2
1
,
(2.10)
где
PP ,
- потери давления во входном и выходном коллекторах
КС (приложение 3);
P
- потери давления в аппаратах воздушного охлаждения,
P
= 0,0588 МПа.
Возможность реализации требуемой степени сжатия определяется
располагаемой мощностью привода нагнетателя
N
:
N
N
N
i
D
95,0
, (2.11)
где
iD
NN ,
- потребляемая мощность двигателя и внутренняя
мощность нагнетателя;
- механический кпд нагнетателя (приложение 4).
Для электроприводных ГПА
0 96,
.
Внутренняя мощность нагнетателя определяется с помощью
приведенных характеристик:
3
)(][
n
n
N
N
i
i
, (2.12)
где
[ ]
N
i
- приведенная мощность нагнетателя,
nn,
- фактическая и номинальная частота вращения ротора
нагнетателя;
- плотность газа при условиях входа в нагнетатель, кг/м
3
.
zTP
TP
TRz
P
C
C
„Т
, (2.13)
где
P P
СТ
,
- давление (абсолютное) газа на входе нагнетателя и при
стандартных условиях, Па;
T T
СТ
,
- температура газа на входе нагнетателя и при
стандартных условиях, Т;
z
- коэффициент сжимаемости газа при условиях входа в
нагнетатель;
R - газовая постоянная, Дж/(кгК):
/286R
. (2.14)
Допускается определение внутренней мощности из (2.15)
)1(34,13
1
QTz
N
i
, (2.15)
где
i
N
- внутренняя мощность, кВт;
Q - производительность нагнетателя, млн.м
3
/сут;
- политропический кпд нагнетателя;
- показатель адиабаты сжатия,
=1,31.
Располагаемая мощность ГТУ и электродвигателя зависит от
условий их работы и для ГТУ определяется по формуле (4. 7).
Используя (2.11) и (2.15), 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:
Q
N
QQ
i
][,,
.
Аналитически эти функции можно аппроксимировать полиномами
a a Q a Q
b b Q b Q b Q
N
c c Q c Q
i
0 1 2
2
0 1 2
2
3
3
0 1 2
2
,
,
[ ] ,
(2.16)
где Q
ЛР
- приведенная производительность, м
3
/мин:
n
n
QQ
,
(2.17)
где
n n
,
- номинальная и фактическая частота вращения рабочего
колеса нагнетателя;
Q
В
- производительность при условиях входа в нагнетатель,
м
3
/мин
1440
10
6
C
Q
Q
, (2.18)
где
Q
- производительность нагнетателя при стандартных условиях,
млн. м
3
/сут.
Для определения коэффициентов a, b и с достаточно использовать
значения
][,,
i
N
при производительностях нагнетателя:
Q
ПРmin
- минимальная производительность;
Q
ПРmax
- максимальная производительность;
Q
ПРmax1
- производительность при максимальном значении
политропического кпд;
Q
ПРmax2
- производительность при максимальном значении
приведенной мощности.
Зависимость
Q
описывается для случая
1][
RzT
RzT
n
n
n
n
, (2.19)
где
RzT ,,
- приведенные параметры нагнетателя (прило -
жение 6);
[ ]
n
n
- приведенная частота вращения рабочего колеса ЦН.
Развиваемая ЦН степень сжатия при любой частоте вращения может
быть пересчитана по уравнению
1
1
2
]1)1()([
n
n
RzT
RzT
,
(2.20)
где
- степень сжатия ЦН при приведенной частоте вращения,
равной 1,00.
Уравнение (2.20) позволяет определить частоту вращения рабочего
колеса, при которой ЦН создает требуемую степень сжатия:
RzT
RzT
nn
k
k
k
k
5,0
)
1
1
(
1
1
. (2.21)
При этом должны соблюдаться условия (2.11), (2.22), (2.23) и
n n 1 1,
, (2.22)
11,
min max
Q Q Q
. (2.23)
Давление на выходе КС не должно превышать рабочего давления МГ
P
:
PPPPP
1
.
(2.24)
После компримирования газ, пройдя через АВО (на МГ большого
диаметра), поступает в участок с параметрами Р
1
и Т
1
.
Основным расчетным уравнением для участка МГ является
уравнение пропускной способности. В общем случае пропускная
способность участка зависит от его длины, внутреннего диаметра труб,
перепада давления, физических свойств газа и рельефа трассы. Учитывая,
что плотность газа мала, влиянием рельефа чаще всего можно пренебречь.
Согласно ОНТП газопровод рассчитывается как горизонтальный при
разности геодезических отметок менее 100 м. В этом случае уравнение
пропускной способности используется в следующем виде:
lTz
DPP
q
52
2
2
1
)(
087,105
, (2.25)
где
q
- пропускная способность участка, млн. м
3
/сут;
21
, PP
- давление в начале и в конце участка, МПа;
D
- эквивалентный диаметр труб, м;
z
- коэффициент сжимаемости газа при среднем значении
давления и температуры в участке;
T
- средняя температура газа в участке, К;
l
- длина участка, км;
- расчетное значение коэффициента гидравлического
сопротивления.
Для определения теоретического значения
при турбулентном
течении газа рекомендуется формула ВНИИгаза:
2,0
)
2
Re
158
(067,0
D
k
,
(2.26)
где
k
- эквивалентная шероховатость труб;
Re
- число Рейнольдса:
Re ,
4 10
24 3600
14 74
6
Q
D
Q
D
СТ СТ
. (2.27)
При полной загрузке МГ чаще всего работают в квадратичной зоне, и
в этом случае (2.26) при рекомендуемом значении k=0,03 мм принимает
вид
0 03817
0 2
,
,
D
, (2.28)
где
D
- внутренний диаметр труб, мм.
Работа газопровода в квадратичной зоне наблюдается при
производительностях, превышающих переходное значение
Q
:
Q
D
1 33 10
6
2 5
,
,
. (2.29)
При определении гидравлического сопротивления учитывают
возможность засорения трубопровода в процессе эксплуатации и наличие
местных сопротивлений:
1 05
2
,
E
, (2.30)
где
E
- коэффициент эффективности работы участка, принимаемый
при регулярной очистке МГ равным 0, 95.
В связи с тем, что давление по длине участка меняется нелинейно,
среднее давление P определяется как среднегеометрическое:
P P
P
P P
2
3
1
2
2
1 2
( )
. (2.31)
Практически участок между КС представляет собой либо несколько
параллельных трубопроводов, каждый из которых состоит из нескольких
подучастков с различным внутренним диаметром, либо несколько
подучастков, отличающихся числом ниток или внутренним диаметром.
Расчет таких сложных трубопроводов заменяют расчетом простого,
используя понятия эквивалентного диаметра или коэффициента расхода.
Эквивалентным диаметром
D
Э
называется диаметр простого
трубопровода, имеющего пропускную способность, равную пропускной
способности реального трубопровода при прочих равных условиях.
Коэффициентом расхода
k
называют отношение пропускной
способности реального трубопровода к пропускной способности
эталонного трубопровода
0
q
с произвольно выбранным эталонным
диаметром
0
D
при прочих равных условиях:
0
q
q
k
. (2.32)
Для случая простого трубопровода
5,0
0
0
)(
i
i
i
D
D
k
, (2.33)
где
i
D
и
i
- диаметр и коэффициент гидравлического
сопротивления простого трубопровода;
0
D
и
0
- диаметр и коэффициент гидравлического
сопротивления эталонного трубопровода.
При квадратичном режиме течения газа
6,2
0
)(
D
D
k
i
.
(2.34)