Зубарев В.Г. Магистральные нефтегазопроводы
Подождите немного. Документ загружается.
2.7. Определение оптимальной температуры
Основной причиной установки АВО на КС является необходимость
обеспечения сохранности антикоррозионной изоляции и устойчивости
трубопровода. С другой стороны, охлаждение приводит к снижению
средней температуры газа в участке, что сопровождается снижением
гидравлического сопротивления и, как следствие, повышением
пропускной способности участка или при неизменной производительности
снижением затрат энергии. Снижение средней температуры на 3-4 градуса
приводит к повышению пропускной способности на 1%. Следовательно,
охлаждение газа является достаточно эффективным способом повышения
экономичности работы МГ.
Оптимизация температурного режима МГ может рассматриваться в
двух аспектах:
- оборудование КС установками охлаждения газа;
- выбор оптимального числа работающих вентиляторов на
установленных АВО.
Установка новых АВО приводит к повышению стоимости основных
фондов КС. Доля АВО в стоимости станции составляет (3-4)% . В
соответствии с (2.60) и (2.15), охлаждение газа приведет к снижению
затрат мощности ГПА на его транспорт и, как следствие, к снижению
стоимости энергии на перемещение газа по участку. В АВО газ
охлаждается воздухом, подаваемым вентиляторами с приводом от
электродвигателей, что увеличивает затраты электроэнергии на КС.
Увеличение суммарной стоимости затрат энергии на транспорт газа
по участку однозначно свидетельствует о нецелесообразности
оборудования КС аппаратами воздушного охлаждения.
При снижении затрат энергии целесообразность оборудования КС
АВО оценивается сроком окупаемости дополнительных
капиталовложений:
21
SS
K
T
, (2.66)
где K
A
- капитальные затраты на дооборудованние КС;
S
1
и S
2
- стоимость энергии до и после дооборудованния КС.
Для случая оборудования КС газотурбинными перекачивающими
агрегатами энергозатраты представлены топливным газом и
электроэнергией:
CACQS
,
(2.67)
где A
E
- затраты электроэнергии на охлаждение газа, кВт час:
TNnA
;
(2.68)
n
B
- количество работающих вентиляторов на всех АВО, при
котором обеспечивается оптимальное значение температуры Т
1
;
N
B
- мощность, потребляемая одним электродвигателем,
вращающим вентилятор, кВт;
T
B
- время работы вентиляторов, час.
Температура газа на выходе КС и средняя температура газа в участке
определяются уравнениями (2.41) и (2.48).
Оптимальная температура газа на выходе КС и соответствующая ей
схема работы АВО определяются минимумом затрат энергии (2.67).
2.8. Определение пропускной способности МГ
Пропускная способность газопровода - это максимальная
производительность, ограниченная одним или несколькими из следующих
показателей:
- давление на выходе КС равно рабочему давлению МГ;
- потребляемая мощность равна суммарной располагаемой
мощности приводящих двигателей рабочих ГПА КС;
- ГПА работают с максимальной частотой вращения;
- включены оба вентилятора на всех АВО;
- температура на выходе КС равна минимальной температуре;
- температура на выходе КС равна максимальной температуре;
- приведенная производительность ЦН равна 1,1Q
пmin
;
- приведенная производительность равна Q
max
;
- давление в конце МГ равно P
K
.
Ниже приводится возможный алгоритм расчета пропускной
способности.
1) Собирается необходимая исходная информация:
- параметры технологической схемы МГ (количество ниток, длины
участков, открытые перемычки, лупинги, резервные нитки, раскладка труб
с различной толщиной стенок, подключения, отводы);
- наружный диаметр труб, характеристика материала труб и способа
изготовления или установленные допустимые давления;
- давление и температура газа на входе в головную КС;
- плотность при стандартных условиях или относительная плотность,
низшая теплотворная способность газа;
- расчетное значение температуры грунта и воздуха;
- расчетное значение эквивалентной шероховатости труб и
коэффициента гидравлической эффективности участков;
- расчетное значение полного коэффициента теплопередачи для
участков;
- расчетные значения потерь давления в обвязке КС и в АВО;
- тип, количество схема работы ГПА, АВО и ПУ;
- технические характеристики ГПА, АВО и ПУ;
- приведенная характеристика ЦН и расчетные номограммы АВО и
ПУ.
2) Рассчитывается допустимое давление (если не установлено) для
участков МГ и располагаемая мощность ГПА.
3) Рассчитываются эквивалентные диаметры или коэффициенты
расходов участков.
4) С приведенной характеристики ЦН снимаются значения Q
пmin
,
Q
пmax
, Q
пmax1
, Q
пmax2
и соответствующие значения политропического кпд и
удельной приведенной мощности.
5) По диаметру и длинам участков или на основании прикидочного
расчета задаются производительностью МГ Q.
6) Задавшись давлением на выходе КС, равным допустимому,
определяют требуемую степень сжатия КС и ЦН.
7) Приняв, что включены все рабочие ГПА и вентиляторы АВО,
проверяют условие беспомпажной работы нагнетателей при номинальной
частоте вращения рабочего колеса ЦН.
8) При работе в зоне помпажа:
а) снижают частоту вращения до выхода из помпажа и определяют
степень сжатия нагнетателя;
б) отключают ГПА и определяют степень сжатия ЦН.
9) Анализируют полученный результат.
Возможны следующие варианты.
а) В обоих случаях степень сжатия выше требуемой.
Снижают частоту вращения в допустимых пределах, добиваясь
требуемой степени сжатия. Определяют политропический кпд ЦН и
потребляемую мощность двигателей.
Выбирают вариант, обеспечивающий требуемую степень сжатия при
работе ГПА и ЦН в заданных пределах по мощности и частоте вращения и
имеющий более высокий политропический кпд.
б) Полученная степень сжатия меньше требуемой.
Для случая с отключеннием ГПА повышают частоту вращения в
допустимых пределах, добиваясь требуемой степени сжатия. Определяют
политропический кпд и потребляемую мощность двигателей.
Принимают вариант с более высокой степенью сжатия при работе в
допустимых пределах частоты вращения и потребляемой мощности.
в) Полученная степень сжатия при всех работающих ГПА больше, а
при остановке ГПА меньше требуемой.
Снижая частоту вращения в первом случае и повышая во втором,
добиваются требуемой степени сжатия. Определяют политропический кпд
ЦН и потребляемую мощность двигателей.
Принимается вариант, обеспечивающий требуемую степень сжатия
при работе в допустимых пределах частот вращения и потребляемой
мощности и имеющий большее из всех значение политропического кпд
или- при невозможности реализации требуемой степени сжатия- имеющий
максимальную степень сжатия.
10) Определяется давление и температура газа на выходе ЦН.
Если температура получится выше допустимой, то определяется
допустимая степень сжатия ЦН и расчет возвращается в пункт 8.
11) Определяется температура на выходе КС.
Задаются температурой газа на выходе КС T
11
и определяют
массовый секундный расход газа через один АВО G. По величинам G и
(T
H
-T
A
) определяется теплосъем с одного АВО Q
0
. При выбранной схеме
работы АВО определяется температура на выходе КС T
1
. Если
расхождение между T
1
и T
11
превысит установленную величину, то расчет
повторяется при T
11
=T
1
. При получении результата с заданной точностью
расчет температуры заканчивается.
12) Оценка полученного значения T
1
.
При T
1
> T
max
определяется новое значение T
H
(2.41) и
соответствующая ему степень сжатия ЦН. Расчет возвращается в пункт 8 и
определяется требуемая частота вращения ротора нагнетателя.
Если Т
1
< Т
1min
, производят отключение части вентиляторов. При
невозможности повышения температуры до нужного значения
отключением вентиляторов регулирование производится перепуском части
газа по обводной линии. Количество перепускаемого газа может быть
определено из уравнения теплового баланса
min11
)( QTTQQTQ
,
где
Q
- расход газа в байпасной линии,
T
1
- температура газа после АВО при производительности (Q -
Q
).
Во всех случаях изменения Q через АВО или изменения
температуры газа за ЦН следует уточнять теплосъем с АВО.
13) Определяется давление и температура в конце участка (на входе
в следующую КС).
Производительность участка для газотурбинных КС уменьшают на
величину топливного газа (2.62).
Задавшись давлением и температурой газа в конце участка, находят их
средние значения. Среднее значение давления определяется из (2.31), а
температуру ориентировочно можно получить из следующей зависимости:
21
3
2
3
1
TTT
C
Далее рассчитываются физические свойства и коэффициент
сжимаемости газа при средних значениях давления и температуры.
Находится расчетное значение коэффициента гидравлического
сопротивления.
Из (2.25) и (2.45) определяют давление и температуру в конце участка,
и по (2.48) – среднюю температуру газа. Если полученное значение P
2
или
T
C
отличается от предположенного больше, чем это следует из принятой
точности, то расчет участка повторяется с использованием полученных
значений. Расчет участка заканчивается после получения конечного
давления и температуры с принятой точностью.
14) Оценка полученных значений давления и температуры.
Если давление на входе следующей станции меньше давления на
входе предыдущей и предыдущая КС работала с располагаемой
мощностью или ГПА работают с максимальной частотой вращения, то
принятая производительность, как правило, не может быть реализована.
Производительность уменьшают и расчет возвращается в пункт 5.
При P
2
, намного превышающем ожидаемое значение,
производительность увеличивают и расчет возвращается в пункт 5.
В случае T
2
< 271K, или температуры грунта для многолетнемерзлых
пород из (2.45) определяется значение T
1min
, и расчет возвращается в пункт
12.
При удовлетворительных значениях P
2
и T
2
их принимают как
начальные для следующей КС, и начинается расчет следующего участка
(пункт 5), если рассчитанный участок не конечный.
15) Проверка давления в конце МГ.
Для конечного участка полученное значение P
2
не должно отличаться
от заданного P
K
больше чем на величину, определяемую точностью
расчета. Соблюдение этого условия подтверждает, что принятое значение
Q является пропускной способностью МГ.
При P
2
> P
K
на относительно небольшую величину возвращаются к
расчету последнего участка. Снижая частоту вращения ГПА, уменьшают
давление на выходе последней КС на величину меньшую, чем (P
K
- P
1
).
Если P
2
< P
K
, возвращаются к расчету первой КС и повторяется расчет
всего МГ при меньшей производительности.
2.9. Расчет МГ при заданной производительности
Расчет в основном производится аналогично определению пропускной
способности МГ. Отличие заключается в необходимости обеспечения
оптимальных режимов работы газопровода. Так как оптимизация
производится при постоянной производительности, то оптимальным будет
режим, обеспечивающий минимальные затраты энергии на транспорт
заданного количества газа.
Основными условиями оптимальности режима будут максимально
возможные давления на выходе КС, в пределах допустимого, и
оптимальная температура газа в начале участка (раздел 2.6).
Расчеты производятся в соответствии с разделом 2.7.
2.10. Расчет МГ при остановке КС
Остановка КС приводит к снижению пропускной способности
газопровода. Теоретически минимальную пропускную способность МГ
имеет при остановке головной КС. В этом случае она снижается
пропорционально степени сжатия станции:
q
q
,
где
q
- пропускная способность МГ после остановки головной КС.
При пониженной производительности повышается степень сжатия ЦН
и, соответственно, КС и замедляется снижение давления в участке, что
приводит к последовательному его повышению в МГ на участке до выхода
из КС перед остановленной станцией . Следовательно, оно должно
возрастать от станции к станции и на участке за остановленной КС, что
возможно только при пониженном давлении на входе станции, следующей
за остановленной. Видим, что на КС перед остановленной будет
максимальное давление входа, следовательно, минимальна объемная
производительность на входе ЦН и максимально давление на выходе.
Таким образом, на этой станции существует максимальная опасность
нарушения условия прочности МГ и возникновения помпажа в
нагнетателях. На практике если при нормальной работе газопровод работал
с рабочим давлением, то аналогичная ситуация возникнет уже на первых
станциях.
Ориентировочно пропускная способность МГ будет лимитироваться
пропускной способностью сдвоенного участка и может быть определена из
(2.25) или (2.39) при рабочем давлении в начале участка и пониженном в
конце.
Далее расчет производится в соответствии с разделом 2.7.
Правильность принятой производительности подтверждается:
- повышением давления от станции к станции или его равенством
рабочему давлению;
- достижением рабочего давления на выходе КС перед
остановленной станцией и равенством заданному в конце МГ;
- полной загрузкой ГПА на станциях после остановленной.
2.11. Расчет МГ при сбросе (подкачке)
Появление сброса (ответвления, утечки) приводит к снижению
производительности на участке после сброса (правый участок), что при
неизменных затратах мощности на станциях вызывает нарушению баланса
энергии в МГ, и для его восстановления - к повышению
производительности на начальном участке (левый участок).
На левом участке повышение производительности приводит к
снижению степени сжатия КС и ускорению падения давления в линейной
части, результатом чего является снижение давления во всем участке,
нарастающем от станции к станции до места сброса.
Понижение производительности правого участка вызывает повышение
степени сжатия КС и замедление падения давления в линейной части и,
соответственно, возрастание давления по мере удаления от места сброса.
Таким образом, на участке сброса наблюдается смена характера изменения
давления, от снижения к возрастанию.
Определение пропускной способности производится в соответствии с
разделом 2.7. Ориентировочным значением производительности Q
задаются в пределах
q < Q < (q + q
c
),
где q- пропускная способность МГ;
q
c
- величина сброса.
Признаком правильности выбора производительности служит
снижение давления на левом участке и повышение на правом, равенство
давления в конце МГ заданному и полное использование располагаемой
мощности на КС левого участка. Возможные нарушения работы связаны с
возможностью помпажа на КС правого участка и перегрузкой ГПА на КС
левого участка.
При подкачке (подключении) имеет место обратная картина:
производительность левого участка снижается, правого увеличивается,
давление на левом участке возрастает, на правом снижается. Во всем
трубопроводе давление возрастает, достигая максимума в пределах участка
подкачки.
2.12. Определение числа КС и их расстановка
Расстояние между КС определяется из уравнения (2.25) при давлениях
P
1
в начале участка и P
2
в конце. Для случая электроприводных ГПА все
участки между собой равны. Конечный участок рассчитывается при
давлениях P
1
и P
K
и получается в
раз длиннее:
2
2
2
1
22
1
PP
PP
.
(2.69)
В этом случае теоретическое число КС n
0
определится зависимостью
1
0
l
lL
n
,
(2.70)
где L - длина МГ;
l и l
K
- длина промежуточного и конечного участка.
Так как газопровод рекомендуется сооружать без лупинга, дробное
число КС обычно округляется в большую сторону. Утонченные длины
участков определяются из выражений
1n
L
l
, (2.71)
)1(
nlLl
,
(2.72)
где n - принятое число станций.
При оборудовании ГПА газовыми турбинами производительность
газопровода уменьшается на величину топливного газа, что приводит к
увеличению длин участков:
2
)(
QnQ
Q
ll
i
i
, (2.73)
где
l
i
- длина i-го участка;
n
i
- номер КС, работающей на i-й участок.
В этом случае теоретическое число КС можно определить из
равенства
1
1
)(
n
i
QnQ
Q
QnQ
Q
lL
. (2.74)
Расстановка КС производится в соответствии с (2.68) и с учетом
условий строительства и эксплуатации МГ.
3. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ
При расчете магистральных нефтепроводов (МН), в отличие от
расчета МГ, возможно определение полных потерь давления (напора)
сразу во всем нефтепроводе, независимо от числа и расположения
нефтеперекачивающих станций (НПС). Такая возможность в сочетании с
постоянством плотности нефти значительно упрощает расчеты. Между
давлением и напором в любой точке нефтепровода существует
относительно постоянное соотношение
P = H
g ,
(3.1)
где P - давление в данной точке МН, Па;
H - напор в данной точке МН, м;
- плотность нефти при температуре в месте измерения
давления, кг/м
3
;
g - ускорение свободного падения, м/с
2
.
С учетом этого при расчетах нефтепроводов обычно определяют
величину напора.
3.1. Физические свойства нефти
При расчете МН возникает необходимость определения плотности,
вязкости и удельной теплоемкости нефти при расчетной температуре. При
эксплуатации МН в качестве расчетной принимается средняя температура
нефти в участке.
Для определения плотности нефти широко используется зависимость
20
20( )t
, (3.2)
где
20
- плотность нефти при 20
0
C, кг/м
3
;
- температурная поправка, кг/м
3
/град,
1 825 0 001315
20
, ,
; (3.3)
t - температура нефти, град.
Вязкость ньютоновской нефти хорошо аппроксимируется уравнением
lg lg( , ) lg
0 8 a b T
, (3.4)
где
- кинематическая вязкость нефти, сСт;
a b,
- постоянные для данной нефти коэффициенты;
T - температура нефти, К.
В настоящее время чаще используется уравнение Рейнольдса-
Филонова:
1 1
exp[ ( )]U t t
, (3.5)
где
1
,
- кинематическая вязкость нефти при температуре,
соответственно, t и t
1
;
U - коэффициент крутизны вискограммы, 1/град.
2
1
12
ln
1
tt
U
, (3.6)
где t
1
и t
2
– температуры при которых известны значения вязкости,
соответственно
1
и
2
.
Для определения коэффициентов a, b и U необходимо знать вязкость
нефти при двух температурах. В справочной литературе обычно
приводятся значения вязкости при 20 и 50
0
С.
Удельную теплоемкость нефти с достаточной для практических
расчетов точностью можно определить по формуле Крего: