Тема лекции 5. Технологическая задача магистрального газопровода.

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, (68)

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 (68), где капитальные К и эксплуатационные Э расходы для газопроводов определяются по следующим формулам:

K=cL_тр+c_стn, (69)

Э=э_лL_тр+э_стn. (70)

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 икоэффициент 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:

, (71)

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:

. (72)

Температура газа до и после выхода КС связаны соотношениями:

, (73)

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

Т_н≈T_вых, (74)

Т_к≈T₀, (75)

То есть,

, (76)

Давления газа в начале и в конце перегона между КС:

Р_н≈Р_вых, Р_к≈Р_вх. (77)

Заметим, что полученные значения температуры и давлении газа приближенные, номинальные. Их уточненные значения в дальнейшем будут найдены в ходе расчета работы КС. Среднее значение давлении определяется по (49. Средную значению температуры в первом приближении берем как:

. (78)

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

3. Определяется значение суточной переходной пропускной способности газопровода:

, (79)

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

4. По формуле (59) находится расстояние между смежными КС (длина участка, или перегона):

,

где еслиQ_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 сопротивленийλ=(1,02÷1,05)·λ_тр, обычно принимает λ=1,035·λ_тр. Поэтому (1,035·0,067≈0,0693)

. (80)

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 найдемL. После нахождения длины перегона заново определяется более точное значение T_ср по формуле (44):

. (81)

; (82)

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:

. (83)

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

. (84)

Соответствующее значение давлений в конце участка между смежными КС:

. (85)

Если же заранее известны длина перегона и значения давлений, то суточная коммерческая пропускная способность находится по следующей формуле коммерческого расхода (59):

.

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. НоК_пер тоже неизвестно. Также в 1-приближении будем считать, что Q_сут ≥ Q_пер и . После приблизительного нахожденияQ_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.

Основная литература: 1 осн. [140-149, 171-186], 2 осн. [140-154],

3 осн. [183-189], 5 осн. [70-88]

Дополнительная литература: 2 доп. [353-356], 3 доп. [24-29]

Контрольные вопросы:

1. Что относятся исходным данным задачи проектирования газопровода?

2. В такой последовательности решается технологическая задача магистрального газопровода?

3. Почему при расчетах проектирования газопровода используется метод последовательных приближений?