2. ЭКСЛУАТАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
В процессе эксплуатации МГ решаются следующие основные задачи:
обеспечение безопасной работы оборудования и газопровода в целом (Р < Рд, QMAX < Q < QMIN, N < Np);
реализация заданной (плановой) или технически возможной производительности;
выбор технологической схемы и режима работы обеспечивающих оптимальную работу МГ
2.1. Работа МГ при остановке КС
Во время эксплуатации МГ часто возникает необходимость регулирования его работы. Одним из наиболее распространенных способов регулирования является остановка ГПА или КС. Для эффективного использования этого метода полезно знать:
влияние положения останавливаемой КС на пропускную способность МГ;
в каких пределах меняется пропускная способность МГ при остановке КС;
как изменится режим работы МГ и к каким осложнениям это может привести.
При остановке КС уменьшаются затраты мощности на перемещение газа, что неизбежно приводит к снижению пропускной способности МГ.
В первом приближении можно считать, что снижение затрат мощности не зависит от положения остановленной КС по трассе газопровода.
Как было показано ранее, при одинаковых затратах мощности пропускная способность МГ зависит от среднего давления газа в нем.
Остановка КС приводит к снижению давления на входе следующей за ней станции и, как следствие, к снижению среднего давления на во всех последующих участках. Очевидно, что чем ближе остановленная КС к началу МГ тем меньше среднее давление газа в нем и тем ниже пропускная способность газопровода. Следовательно, минимальной будет пропускная способность МГ при остановке головной КС. Как показал анализ при остановке головной КС пропускная способность МГ снижается в степень сжатия раз, т.е. в 1,45-1,5 раза.
Для оценки возможных нарушений работы МГ проанализируем возможные изменения в его работе на примере МГ с четырмя КС.
Рис. 2.1 Режим работы МГ при остановке КС
_________ - до остановки КС,
................. - после остановки КС-3.
Остановка КС-3 приведет к снижению производительности газопровода, что будет сопровождаться повышением степени сжатия ЦН и, соответственно, КС и замедлением снижения давления в участке. Следствием этого является последовательное повышение давления в МГ на участке до выхода из КС перед остановленной станцией (КС-2). 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 (КС-4).
Видим, что на КС перед остановленной будет максимальное давление входа, следовательно, минимальная объемная производительность на входе ЦН и максимальное давление на выходе. Таким образом, на этой станции существует максимальная опасность нарушения условия прочности МГ и возникновения помпажа нагнетателей. На практике если при нормальной работе газопровод работал с рабочим давлением, то превышение давления возможно уже на первых станциях.
Ориентировочно пропускная способность МГ будет лимитироваться пропускной способностью сдвоенного участка и может быть определена из (1.31) при рабочем давлении в начале участка и пониженном в конце.
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.
2.2. Работа 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, что приводит к повышению давления в газопроводе, нарастающем от станции к станции до места сброса (рис.2.2).
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.
Ориентировочным значением производительности Q задаются в пределах
Рис. 2.2. Режим работы МГ при сбросе
_______ - без сброса,
............... -со сбросом.
, (2.1)
где q - пропускная способность МГ;
qс - величина сброса.
Признаком правильности выбора производительности служит снижение давления от станции к станции 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.
2.3. Оценка возможности образования гидратов
Гидраты представляют собой соединения отдельных газов либо их смесей с водой.
В настоящее время гидраты рассматриваются как соединения, состоящие из кристаллической решетки, образованной молекулами воды, в которые включены молекулы газа - "гостя".
Гидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Скапливаясь в газопроводах, они могут частично или полностью их закупорить и нарушить нормальный режим работы МГ.
Экспериментально установлено, что гидраты могут образовывать две кубические структуры: первую и вторую.
В элементарной ячейке гидрата первой структуры образуются малые и большие полости, средний диаметр которых составляет, соответственно, 5,2.10—10м и 5,9.10—10м. Таким образом, при соответствующих термодинамических условиях молекулы газов, имеющих эффективный диаметр менее свободного диаметра малых полостей, образуют гидрат первой структуры, заполняя все его полости. Если эффективный диаметр молекулы газа больше среднего диаметра малых полостей, но меньше среднего диаметра больших полостей, то происходит заполнение только больших полостей. Метан, этан, углекислый газ и азот образуют гидраты первой структуры.
Гидраты второй структуры образуются главным образом жидкостями, а также пропаном и изобутаном.
Гидраты природных газов образуются при выполнении следующих двух условий:
наличие термодинамических условий существования гидрата данного газа;
газ полностью насыщен парами воды.
Наличие термодинамических условий существования гидрата определяется с помощью кривых гидратообразования. С помощью кривых гидратообразования в зависимости от давления и относительной плотности газа определяется температура гидратообразования tг. При температуре гидратообразования равной или меньшей фактической температуры газа гидрат данного газа существует. Таким образом, при известном значении температуры и давления газа в МГ, определяется зона возможного образования гидрата. Повышение давления газа и его относительной плотности приводит к повышению температуры гидратообразования и тем самым к повышению возможности образования гидрата.
Образование гидрата в установленной зоне будет происходить при полном насыщении газа парами воды. Причем, зарождение центров гидратообразования происходит только при полном насыщение газа парами воды» а рост гидратов может происходить и при меньшем насыщение газа, Это связано с тем, что упругость паров воды в равновесии с гидратом ниже упругости воды в равновесии с водой, а, следовательно, и содержания воды в насыщенном состоянии в системе газ-гидрат меньше чем в системе газ-вода. Таким образом, на выходе из участка трубопровода, где происходит рост отложений гидрата, газ будет недонасыщен парами воды, что исключает возможность образования центров гидратообразования и процесс гидратообразования прекратится. При снижении температуры газа содержание паров воды в газе в насыщенном состоянии уменьшается и при относительно медленном снижении давления газ может достичь состояния насыщения, что приведет вновь к образованию гидрата. Следовательно, гидрат будет образоваться не во всей зоне, возможного гидратообразования, а только отдельными локальными участками.
Влагосодержание газа в насыщенном состоянии можно определить по кривым влагосодержания или с помощью следующего уравнения:
, (2.2)
где W - влагосодержание газа, г/м3;
Р - давление газа, МПа;
t - температура газа, °С.
На практике удобно определять зону и место образования гидрата графически. Для этого на одном рисунке строятся кривые изменения по длине участка давления, температуры и температуры гидратообразования газа. На него наносится еще горизонтальная линия, соответствующая фактическому влагосодержанию газа. Участок, на котором кривая температуры газа проходит ниже кривой температуры гидратообразования и будет зоной возможного гидратообразования. Образовываться гидрат будет там, где в пределах зоны возможного гидратообразования кривая влагосодержания проходит выше горизонтали фактического влагосодержания газа.
2.4. Оптимизация температурного режима газопровода
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)%.
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 снижение затрат энергии целесообразность оборудования КС АВО оценивается сроком окупаемости дополнительных капиталовложений:
, (2.3)
где КА- капитальные затраты на дооборудованние КС;
S1 и S2 - стоимость энергии до и после дооборудованния КС;
Для случая оборудования КС газотурбинными перекачивающими агрегатами энергозатраты представлены топливным газом и электроэнергией:
, (2.4)
где QT – расход топливного газа (2.19), тыс.м3;
СТ – стоимость топливного газа, руб/тыс м3;
СЕ – стоимость электроэнергии, руб/кВт час;
АЕ - затраты электроэнергии на охлаждение газа, кВт час:
, (2.5)
nв - количество работающих вентиляторов на всех АВО, при котором обеспечивается оптимальное значение температуры T1;
NВ- мощность, потребляемая одним электродвигателем, вращающим вентилятор, кВт;
Тb - время работы вентиляторов, час.
Температура газа на выходе КС и средняя температура газа в участке определяются уравнениями (1.59) и (1.61).
Оптимальная температура газа на выходе КС и соответствующая ей схема работы АВО определяются минимумом затрат энергии (2.4).
Газ, поступающий на КС с температурой Т2, при компримирование нагревается до температуры ТН:
. (2.6)
На МГ малого диаметра температура на выходе станции Т1 равняется ТН. Если станция оборудована АВО, то в этом случае
, (2.7)
где Q0 - теоретический теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах, Вт;
, , - коэффициенты тепловой эффективности АВО при 1,2 и 0 работающих вентиляторах;
n2,n1, n0 - количество АВО, работающих с 2,1 и 0 вентиляторов;
G - массовый расход газа через все АВО, кг/с;
СРт- теплоемкость газа при условиях АВО, Дж/(кг ? град) при
, (2.8)
здесь Т1-температура газа на выходе КС (АВО).
Теплосъем Q0 удобно определять по номограммам теплового расчета АВО. При расчетах на ЭВМ охлаждение газа можно представить следующим уравнением:
, (2.9)
где j - постоянная для данного АВО величина, определяемая по данным эксплуатации или по номограмме;
G1 - массовый расход одного АВО, кг/с.
В этом случае .
Значения коэффициентов и также определяются по результатам эксплуатации АВО. В первом приближении можно принять = 0,55—0,60, = 0,18—0,20.
Количество работающих вентиляторов для реализации заданной температуры на выходе КС определяется из (2.7). Принимая во внимание, что при регулировании температуры сначала отключают поочередно по одному вентилятору на всех АВО и только после этого начинают отключение вторых, в сумме уравнения (2.7) никогда не будет больше двух слагаемых. Для определения схемы работы удобно воспользоваться величиной среднего коэффициента эффективности:
, (2.10)
где n - количество работающих на КС АВО.
В зависимости от величины kСР возможны следующие варианты:
Схема работы АВО определяется из условия минимума затрат электроэнергии для обеспечения оптимальной температуры газа за КС. Не рекомендуется принимать температуру на выходе КС более 50° С.
В соответствии с (1.60) температура газа стремится к температуре окружающей среды. С учетом дроссельного эффекта (1.59) температура газа в конце участка будет меньше температуры окружающей среды. При температуре грунта близкой к 0°С температура газа может быть отрицательной, что вызовет промерзание грунта вокруг труб и приведет к появлению дополнительных деформаций трубопровода. Рекомендуется ограничивать температуру газа в конце участка Т2 = 271—273 К, что приводит к ограничению температуры газа на выходе КС. Если МГ проложен в многолетнемерзлых грунтах, то температура газа в конце участка может быть равной температуре грунта.
Минимальная температура на выходе КС определяется из (1.59).
2.5. Оценка состояния внутренней полости участка
Несмотря на тщательную подготовку газа к дальнему транспорту, в трубопровод попадает значительное количество воды и конденсата.
Кроме того, в газе содержатся продукты коррозии металла и масло из уплотнений нагнетателей. Посторонние примеси постепенно накапливаются во внутренней полости газопровода, увеличивая его гидравлическое сопротивление. Состояние внутренней полости участка газопровода характеризуется величиной коэффициента гидравлической эффективности Е, представляющего собой отношение фактической производительности участка к его пропускной способности при тех же параметрах работы:
. (2.11)
Чаще всего гидравлическая эффективность работы МГ определяется наличием жидкости в газе. При движении жидкости в потоке газа часть ее движется в виде пленки по стенкам труб. Толщина пристенного слоя зависит от содержания жидкости в газе и скорости движения газа в трубопроводе. Количество жидкости в пристенном слое не может превысить величину, определяемую соотношением этих факторов.
Следовательно, каждому их сочетанию соответствует своя минимальная величина Еmin:
, (2.12)
где WB- объемное содержание жидкости в газе;
W - средняя скорость течения газа в участке, м/с.
Достигнув минимального значения, гидравлическая эффективность в дальнейшем меняется вслед за изменением производительности МГ и содержания жидкости в газе.
Содержание жидкости при нормальной работе установок подготовки газа является величиной достаточно стабильной, и изменения Е происходят в основном за счет изменения производительности газопровода. При нарушении работы установок подготовки газа содержание жидкости меняется скачкообразно, что приводит к резкому снижению эффективности головных участков. Производительность газопровода меняется синусообразно в соответствии с сезонным изменением потребления газа, достигая максимума в холодный период и минимума в теплый.
Объем отложений в трубопроводе можно ориентировочно определить, исходя из равномерного их распределения по длине участка:
, (2.13)
где Vот - объем отложений в участке газопровода;
Vтр - геометрический объем внутренней полости труб участка;
а - постоянный для данного участка коэффициент, а =1,8—2,0.
Уравнение (2.13) позволяет решить обратную задачу, определить эффективность участка при известном объеме отложений. Объем жидкости, накопившийся в участке, можно оценить по разности содержания воды в газе на входе и выходе участка.
На практике значение Е определяется с использованием диспетчерских данных по работе МГ по формулам (2.11) и (1.31). Точность определения эффективности работы участка dE по одному режиму будет определяться точностью измерения производительности dQ и точностью определения пропускной способности dq участка:
dE = dQ + dq. (2.14)
В свою очередь, точность определения пропускной способности зависит от достоверности информации о длине и диаметре участка, свойствах транспортируемого газа, точности измерения давления и температуры и точности определения коэффициента гидравлического сопротивления. Принимая во внимание, что ошибка в определении длины и диаметра является систематической и может быть откорректирована по результатам расчетов, dq можно представить следующим образом:
(2.15)
где d(P12-P22) - точность измерения разности квадратов давления;
dT - точность определения средней температуры;
dD - точность определения плотности газа;
dl - точность определения коэффициента гидравлического сопротивления участка.
Обработка одного режима работы участка не позволит определить Е с точностью выше 5% . Для получения результата с достаточной точностью, порядка (0,1-0,2)% , необходимо определять Е статистической обработкой серии из п режимов:
, (1.16)
где - требуемая точность определения Е.
Если производить обработку выбранных подряд режимов из периода стабильной работы МГ в течение 2-3 суток, то нужную точность обеспечат 15-20 режимов.
2.6. Определение оптимальной периодичности очистки
Постепенное засорение газопровода приводит к снижению Е и снижению его пропускной способности. Если МГ работает с недогрузкой, то уменьшение Е сопровождается увеличением степени сжатия КС и, соответственно, возрастанием затрат энергии на транспорт газа. В этом случае все мероприятия, направленные на поддержание Е на более высоком уровне, приводят к снижению затрат на компримирование газа, следовательно, к снижению затрат топливного газа или электроэнергии. В условиях эксплуатации МГ основными мероприятиями по повышению Е являются периодическая очистка и продувка участков.
В общем случае убытки при продувке участка связаны с потерей газа. При многониточных газопроводах продувку осуществляют поочередным отключением отдельных ниток, что исключает безвозвратные потери газа, и в этом случае ущерб связан со снижением производительности МГ и увеличением затрат на компримирование газа. При работе газопровода с недогрузкой убытков от недопоставки газа может не быть.
В случае очистки газопровода дополнительные затраты связаны с приобретением очистных устройств, снижением производительности МГ, безвозвратными потерями газа при сбросе продуктов очистки и заработной платой дополнительного персонала.
Увеличение затрат на поддержание на высоком уровне эффективности работы газопровода приводит к росту прибыли от транспортной работы. Оптимальной величине гидравлической эффективности должна соответствовать максимальная прибыль от транспорта газа.
Для данного случая изменение прибыли от транспорта газа по МГ ДП можно представить следующим образом:
, (2.17)
где Т - тариф на транспорт газа по данному газопроводу, руб./млн./ м3;
Q1 и Q2 - годовая производительность МГ до и после проведения мероприятия, млн / м3;
SM1 и SM2 - затраты, связанные с проведением данного мероприятия (очистка, продувка и т. п.), руб.
Если проводимое мероприятие не преследует цель повышения производительности МГ, то оптимальному варианту соответствует минимум затрат sm. При очистке участка они будут состоять из стоимости энергии на транспорт газа и стоимости очисток:
, (2.18)
где qt - годовой объем топливного газа, затраченный на транспорт газа, при и очисток участка в год;
СТ - стоимость топливного газа;
С0 - стоимость одной очистки.
Потребляемое количество топливного газа зависит от мощности, затрачиваемой ГТУ на сжатие газа:
, (2.19)
где Т0- число рабочих дней МГ в году;
QН - низшая теплотворная способность газа, кДж/м3;
hт - кпд двигателя.
Потребляемая мощность ND определяется из уравнений (2.20) и (2.21):
, (2.20)
, (2.21)
где - внутренняя мощность нагнетателя, кВт;
- механический кпд ГТУ;
- коэффициент сжимаемости газа при условиях входа в нагнетатель;
ТВ – температура газа на входе нагнетателя, К;
- политропический кпд нагнетателя;
- степень сжатия нагнетателя.
Степень сжатия КС определяется из уравнения пропускной способности:
, (2.22)
где
, (2.23)
ЕС - среднее значение коэффициента эффективности участка за межочистной период.
В общем случае, после очистки участка Е снижается от начального значения Е0 экспоненциально до минимального значения Еmin и, достигнув его, остается относительно постоянной величиной
, (2.24)
где а - постоянный для данного периода коэффициент;
t - время работы участка после очистки.
Среднее значение коэффициента гидравлической эффективности определится следующей зависимостью
. (2.25)
Практически на большом промежутке времени изменение Е в точном соответствии с (2.24) происходит редко. По истечение какого то времени экспоненциальное снижение эффективности переходит в синусоидальное. В этом случае, учитывая, что при определении оптимальной периодичности не требуется высокой точности, можно представить изменение эффективности ломаной линией , тогда
. (2.26)
где - среднеарифметическая эффективность работы участка в i-ом периоде;
- продолжительность i-го периода.
Значения E принимаются по результатам анализа работы МГ или согласно результатам расчетов (2.24).
2.7. Определение производительности КС и участка
Для определения производительности МГ оборудуют пунктами замера газа (ПЗГ), оборудованным стандартными системами измерения расхода газа. ПЗГ устанавливаются в основном на КС, где производятся приемосдаточные операции (головная КС, КС на границах управлений и т. п.). Производительность остальных участков определяют расчетным методом, уменьшая количество газа по мере его продвижения на величину газа, потребленного на технологические нужды. При однониточном исполнении такой метод обеспечивает достаточную точность для анализа работы газопровода. Для многониточных систем, какими являются МГ Тюменской области, переток газа по перемычкам практически исключает возможность этим методом добиться приемлемой точности. В этом случае при анализе работы отдельной нитки системы требуется проведение специальных исследований при закрытых перемычках. Альтернативой этому является использование косвенных методов определения производительности отдельных элементов системы.
Производительность отдельных нагнетателей определяется по их приведенным характеристикам. Суммируя производительность параллельно работающих нагнетателей или групп нагнетателей, определяют производительность цеха. Производительность каждой нитки системы находится с учетом перетока газа по перемычкам на выходе КС. Переток газа по перемычкам рассчитывается по изменению температуры газа перемычкой.
Анализ приведенных характеристик ЦН показал, что наиболее устойчивой является характеристика приведенной мощности, и ее использование позволит определить производительность нагнетателя с точностью, превышающей 4%. Для этого определяются давление и температура газа на входе и выходе нагнетателя и частота вращения рабочего колеса. Давление измеряется манометрами класса точности не ниже 0,4; для измерения температуры используются термометры с ценой деления 0,1-0,2 градуса. Частоту вращения следует измерять тахометрами класса точности не ниже 0,5. Проведение серии измерений, с последующей статистической обработкой результатов, позволяет добиться желаемой точности определения производительности.
Используя полученные исходные данные, определяют:
1) степень сжатия нагнетателя;
2)температурный показатель политропического сжатия
; (2.27)
3) коэффициент сжимаемости газа при условиях входа в нагнетатель;
4) величину в зависимости от а (рис. 2.3).
Рис. 2.3. Зависимость температурного показателя политропического процесса сжатия а от значений комплекса k/(k-l) и средней температуры газа в
нагнетателе Тср
5) величину А
(2.28)
6) задавшись двумя значениями приведенной производительности, определяют соответствующие им значения приведенной мощности:
(2.29)
7) полученные значения приведенной мощности наносят на приведенную характеристику нагнетателя и соединяют прямой линией, точка пересечения с характеристикой приведенной мощности дает приведенную производительность нагнетателя;
8) определяется коммерческая производительность нагнетателя
. (2.30)
Таким образом, определена производительность ЦН и, соответственно, цеха. Чаще всего на выходе станции происходит перераспределение расходов цехов по перемычкам между нитками. Для определения величины перетока DQ можно воспользоваться информацией о температуре газа в нитках до и после перемычки. С этой целью фиксируется температура газа в каждой нитке до и после перемычки:
ТА1 и ТА2 – температура за АВО первого и второго цеха;
Т11 и Т12 – температура после перемычки в первой и во второй нитке;
Q1 и Q2 – производительность первого и второго цеха.
Если температура газа в нитке после прохождения перемычки не меняется, то имеет место переток от этой нитки. Изменение температуры свидетельствует о притоке газа в нитку. Понятно, что картина будет тем яснее, чем больше разница температур газа за АВО и величина перетока. Рекомендуется перед измерениями, включением и выключением вентиляторов или открытием байпасов добиться максимальной разницы температур и выдержать этот режим в течение 15-20 минут. Используя уравнение баланса тепла, можно записать
. (2.31)
Точность определения перетока при этом методе не будет превышать 10%, что тем не менее позволяет найти производительность газопровода с точностью порядка 1-2%, так как доля перетока в производительности одной нитки незначительна.
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 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 равна ЦН равна 1,1Qmin;
- приведенная производительность равна Qmax;
- давление в конце МГ равно РК.
Задача определения пропускной способности МГ решается методом итерации, т.е. многократного повторения расчета давления и температуры в газопроводе при различных значениях производительности. Расчетная производительность меняется с шагом соответствующим принятой точности расчета. За пропускную способность принимается производительность при которой максимально используется располагаемая мощность ГПА и газ приходит в конец МГ с заданным давлением и минимальной температурой.
В связи с большой трудоемкостью расчет целесообразно выполнять на ЭВМ. При этом возможны два подхода к идентификации характеристик ЦН и АВО: характеристики могут быть идентефицированы предварительно или идентификация производится в ходе расчета на базе исходных данных для расчета. Предлогаемый ниже алгоритм расчета предпологает идентификацию приведенных характеристик ЦН по четырем точкам. Используются значения степени сжатия, политропического кпд и приведенной мощности при минимальной приведенной производительности Qnmin, при максимальной приведенной производительности Qnmax и при приведенных производительностях, соответствующих максимальному значению кпд Qnmax1 и максимальному значению приведенной мощности Qnmax2.
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 Qnmin, Qnmax, Qnmax1, Qnmax2 и соответствующие значения политропического кпд и удельной приведенной мощности.
5) По диаметру и длинам участков или на основании прикидочного расчета задаются произвольностью МГ Q.
6) Задавшись давлением на выходе КС, равным допустимому, определяют допустимую 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.
- 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 заданный пределах по мощности и частоте вращения и имеющий более высокий политропический кпд.
- б) Полученная степень сжатия меньше требуемой.
- Для случая с отключением 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 Т11 и определяют массовый секундный расход газа через один АВО G. По величинам G и (ТН-ТА) определяется теплосъем с одного АВО Q0. При выбранной схеме работы АВО определяется температура на выходе КС Т1. Если расхождение между Т1 и Т11 превысит установленную величину, то расчет повторяется при Т11 = Т1. При получении результата с заданной точностью расчет температуры заканчивается.
12)Оценка полученного значения Т1.
- При Т1Тmax определяется новое значение ТН (2.6) и соответствующая ему степень сжатия ЦН. Расчет возвращается в пункт 8 и определяется требуемая частота вращения ротора нагнетателя.
- Если Т1< Т1min, 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
- ,
- где Q? – расход газа в байпас ной линии,
- Т1– 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 (2.19).
- Задавшись давлением и температурой газа в конце участка, находят их средние значения. Среднее значение давления определяется из (1.39), а температуру ориентировочно можно получить из следующей зависимости:
- Далее рассчитываются физические свойства и коэффициент сжимаемости газа при средних значениях давления и температуры. Находится расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления.
- Из (1.34) и (1.59) определяют давление и температуру в конце участка, и по (1.61) – среднюю температуру газа. Если полученное значение Р2 или ТСР 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 Р2, намного превышающем ожидаемое значение, производительность увеличивают и расчет возвращается в пункт 5.
- В случае Т2 < 271 К, или температуры грунта для многолетнемерзлых пород из (2.45) определяется значение Т1min, и расчет возвращается в пункт 12.
- При удовлетворительных значениях Р2 и Т2 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 Р2 не должно отличаться от заданного РК больше чем на величину, определяемую точностью расчета. Соблюдение этого условия подтверждает, что принятое значение Q является пропускной способностью МГ.
При Р2 > РК на относительно небольшую величину возвращаются к расчету последнего участка. Снижая частоту вращения ГПА, уменьшают давления на выходе последней КС на величину меньшую, чем (РК — Р1).
Если Р2 < РК, 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 2.8.
3. АНАЛИЗ РАБОТЫ ГАЗОПРОВОДА
Эффективная работа магистральных трубопроводов может реализоваться только при наличии объективной информации о состоянии установленного оборудования и эффективности его использования. В процессе эксплуатации техническое состояние оборудования и условия его эксплуатации постоянно меняются, что вызывает необходимость периодического отслеживания основных показателей работы оборудования и эффективности его использования.
Работа магистральных трубопроводов анализируется в следующих направлениях:
- использование линейной части и оборудования по времени (показатели экстенсивного использования);
- использование линейной части и оборудования по пропускной способности, располагаемой мощности, теплосъему (показатели интенсивности использования);
- исследование технического состояния и надежности работы линейной части и оборудования;
- оценка эффективности и использования энергии.
Результаты анализа позволяют наметить пути повышения эффективности работы магистрального трубопровода.
3.1. Исходная информация
Глубина проведения анализа и достоверность результатов во многом предопределяются полнотой и достоверностью исходной информации. Для проведения анализа требуется информация по физическим свойствам транспортируемого продукта, характеристике линейной части трубопровода, характеристике используемого оборудования, параметрам работы линейной части и оборудования и данные об использовании оборудования.
Технологические параметры работы трубопровода предпочтительно получать в ходе специальных контрольных замеров с использованием приборов повышенной точности. Для получения необходимой достоверности результатов замеры следует производить сериями с последующей статистической обработкой результатов.
При отсутствии возможности проведения контрольных замеров анализ производится на основе диспетчерских данных и данных по эксплуатации оборудования. Необходимую выборку режимов производят из периода (2-3 суток) стабильной работы трубопровода с производительностью, приблизительно равной средней производительности за анализируемый период (неделя, месяц, год).
- Физические свойства газа.
- Состав, плотность, относительная плотность, вязкость, содержание воды, низшая теплота сгорания.
- Характеристика линейной части: длина, диаметр, толщины стенок труб и их раскладка, длины резервных ниток и лупингов и их положение на трассе, наличие и расположение перемычек и отводов или подключений, профиль трассы, положение запорной арматуры и ее состояние (открыто, закрыто), отказы и их причины, периодичность очистки и дата проведения последней, характеристика очистных устройств.
- Характеристика оборудования: тип, техническая характеристика, время начала эксплуатации, наработка, отказы и их причины, наработка после капитального ремонта, техническая характеристика технологий и техники для утилизации энергии.
- Параметры работы линейной части: производительность, температура и давление в начале и в конце анализируемого участка, температура грунта и воздуха.
- Параметры работы КС: схема работы ГПА, АВО и пылеуловителей, производительность КС и ЦН, давление и температура газа на входе и выходе КС, давление и температура газа на входе и выходе ЦН, давление и температура газа на входе и выходе АВО, потери давления во входных и в выходных коллекторах КС, потери давления в пылеуловителях и в АВО, частота вращения роторов ЦН, температура и давление атмосферного воздуха, температура воздуха на входе осевых компрессоров ГТУ, давление воздуха до и после осевых компрессоров, температура продуктов сгорания до и после силовых турбин, расход топливного и пускового газа, расход электроэнергии на технологические нужды, количество утилизируемой энергии на КС.
- Использование оборудования: длины отключаемых участков и время и причины их простоя, наработка оборудования, время нахождения оборудования в резерве, время нахождения оборудования в плановом техническом обслуживании, время и причины нахождения оборудования в вынужденном простое, количество отказов и их причины.
- Характеристика измерительных приборов: пределы измерения, класс точности, относительная ошибка измерений, цена деления шкалы прибора.
3.2. Оценка использования оборудования
Использование оборудования по времени оценивается коэффициентом экстенсивного использования kЭ.
Для линейной части
, (3.1)
где li - длина i-го участка;
ti - время работы i-го участка в анализируемом периоде работы трубопровода;
L - длина анализируемого участка;
t - продолжительность анализируемого периода.
Для оборудования
, (3.2)
где tр – время работы оборудования в анализируемом периоде.
Проектная величина kЭП определяется соотношением
, (3.3)
где np, n – количество рабочего и установленного оборудования.
Высокое значение kЭ не всегда свидетельствует о рациональности использования оборудования. Большое значение имеет степень его загрузки. Интенсивность использования оборудования оценивается соотношением фактических значений производительности, потребляемой мощности или теплосъема к проектным, располагаемым или номинальным их значениям.
Возможность эффективного использования оборудования во многом зависит от производительности трубопровода. Для оценки степени загруженности трубопровода анализируются значения коэффициентов использования проектной производительности kПР и пропускной способности kТВ
, (3.4)
, (3.5)
где Q- фактическая производительность;
Qпр - проектная производительность;
QТВ - техническая возможная (максимальная) пропускная способность.
Интенсивность использования перекачивающих агрегатов характеризуется коэффициентом загрузки kИ:
, (3.6)
где NE, NP – потребляемая и располагаемая мощность агрегата при условиях эксплуатации.
Потребляемая агрегатами мощность определяется по приведенным характеристикам ЦН или из уравнения (2.20).
Располагаемая мощность ГТУ зависит от давления и температуры воздуха:
, (3.7)
где - номинальная мощность ГТУ;
kN - коэффициент технического состояния ГТУ, принимаемый по данным исследования технического состояния агрегата (при отсутствии данных принимается равным 0,95);
k0 - коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы;
kY - коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов , kY=0,985;
kО - коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха;
ТЗ, - фактическая и расчетная температура воздуха перед осевым компрессором;
РА, - фактическое и расчетное давление воздуха.
Коэффициент k0 принимается равным 1 при отсутствии противообледенительной системы и при температуре на входе осевого компрессора выше 5 °C. При прочих условиях можно принять k0 = 0,9.
Располагаемая мощность синхронного электродвигателя принимается равной номинальной мощности при номинальных параметрах системы охлаждения. Номинальные температуры охлаждения составляют 30°C при охлаждении воздухом и 40° при охлаждении водой. Повышение температуры воды или воздуха приводит к снижению располагаемой мощности. Интенсивность использования АВО характеризуется отношением фактического и ожидаемого среднего коэффициента тепловой эффективности.
Качество очистки газа циклонными пылеуловителями зависит от производительности. При малых производительностях скорости течения газа в циклонах получаются ниже оптимальных, что снижает качество очистки, а при больших производительностях возрастает унос газом жидкости. Нормальной работе пылеуловителя соответствует условие
Qmax Q > Qmin. (3.8)
Максимальная производительность Qmax и минимальная Qmin определяются по характеристикам пылеуловителей в зависимости от давления газа на выходе в КС и его плотности.
3.3. Анализ надежности и технического состояния оборудования
Надежность работы оборудования принято оценивать тремя основными показателями: коэффициентом готовности kГ, коэффициентом технического использаввания kТ и наработкой на отказ Т0:
, (3.9)
, (3.10)
, (3.11)
где ТР - время работы оборудования за анализируемый период;
ТВП - время вынужденного простоя;
ТППР - время технического обслуживания и плановых ремонтов;
n - количество отказов оборудования за анализируемый период.
Техническое состояние перекачивающих агрегатов характеризуется следующими коэффициентами:
- коэффициентом технического состояния нагнетателя kН
, (3.12)
- где h, h0 - фактический и паспортный кпд нагнетателя;
- коэффициентом технического состояния двигателя по мощности kN
, (3.13)
- где NE, NЕП - фактическая и паспортная мощность двигателя при одинаковых условиях работы;
- - коэффициентом технического состояния двигателя по кпд k?
, (3.14)
- где h, h0 - фактический и номинальный кпд двигателя.
- Техническое состояние ГТУ сказывается на расходе топливного газа, и в этом случае оно оценивается коэффициентом технического состояния по топливному газа kТГ:
, (3.15)
- где qТГ, qТГП - фактический и паспортный расход топливного газа.
- Паспортные показатели ГТУ при фактических условиях работы определяются следующими зависимостями :
- паспортная мощность (кВт)
, (3.16)
- где Т3, - фактическая и номинальная температура перед турбиной высокого давления;
- - теплота сгорания топлива BQH (кВт)
, (3.17)
- где h ЕО - номинальный кпд ГТУ;
- расход топливного газа (м3/с)
; (3.18)
- эффективный кпд
. (3.19)
Между коэффициентами технического состояния ГТУ существует следующая связь:
. (3.20)
3.4. Оценка результатов анализа
Результаты анализа работы магистрального трубопровода используются для принятия решения по повышению эффективности его эксплуатации. Это могут быть варианты как по совершенствованию технологической схемы работы, так и по необходимости проведения реконструкции трубопровода. В общем случае проведенный анализ может дать два основных результата.
- Трубопровод работает с производительностью ниже проектной или ниже его пропускной способности.
В этом случае, прежде всего, необходимо выяснить причины низкого использования пропускной способности. Возможными причинами могут быть:
- низкая добыча газа;
- недостаточная потребность в газе;
- ошибки проектирования или строительства трубопровода;
- низкая гидравлическая эффективность работы;
- неудовлетворительное техническое состояние перекачивающих агрегатов;
- низкое давление поступающего с промысла газа;
- большие внутристанционные потери давления;
- пониженная надежность линейной части.
- Низкая эффективность работы.
В данном случае причины могут быть следующие:
- трубопровод работает не в оптимальной области;
- внутренняя полость трубопровода сильно загрязнена;
- неудовлетворительное техническое состояние перекачивающих агрегатов;
- характеристика компрессоров не соответствует условиям работы трубопровода;
- перекачивающие агрегаты используются не эффективно;
- большие внутристанционные потери давления;
- низкое давление газа в газопроводе;
- высокая температура газа в газопроводе.
- Признаками экономичности работы трубопровода при заданной производительности являются высокое значение коэффициента гидравлической эффективности линейной части, близкое к номинальному значению кпд перекачивающих агрегатов, и минимальное значение потерь давления на регулирование работы перекачивающих станций.
- Для МГ экономичность работы в значительной степени зависит от величины давления на выходе КС. Снижение давления по отношению к допустимому для данного газопровода приводит к повышению затрат энергии. Пониженное давление на выходе станции может быть целесообразным на последней КС МГ и в случае, когда станции оборудованы агрегатами без средств регулирования производительности. В последнем случае затраты с учетом регулирования работы КС могут превысить затраты при работе газопровода с пониженным давлением. В остальных случаях пониженное давление может быть связано только с техническим состоянием перекачивающих агрегатов и их несоответствием условиям работы МГ.
- В определенной степени экономичность работы зависит от оптимальности температурного режима трубопровода и периодичности его очистки.
- При невозможности повышения эффективности работы трубопровода до желаемого значения возникает вопрос его реконструкции. При реконструкции станции могут выполняться:
- сооружение укрупненных цехов, взамен нескольких ликвидируемых, с использованием современного оборудования укрупненной единичной мощности;
- замена перекачивающих агрегатов и другого оборудования в старых зданиях;
- модернизация действующих перекачивающих агрегатов и другого оборудования.
- При реконструкции линейной части выполняются:
- замена дефектных труб;
- лупингование отдельных участков;
- вынос трасс из зон застройки, прохождения железных и автомобильных дорог и пр.
Целесообразность и объем мероприятий по повышению экономичности работы трубопровода обосновываются экономическими расчетами. Наибольший экономический эффект дают мероприятия, проводимые на головных участках МГ.
Как правило, проводимые в целях повышения экономичности работы мероприятия должны сопровождаться благоприятным экологическим эффектом. В ряде случаев работы по реконструкции трубопровода должны быть связаны с повышением общей и экологической безопасности его работы.
Литература
1.Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа.- М.: Недра, 1988.
2.Белоусов В.Д., Блейхер Э.М., Немудров А.Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа.- М.: Недра, 1978.
3. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.- М.: Стройиздат, 1985.
4. ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные газопроводы, Часть I. Газопроводы.- М.: Мингазпром, 1985.
5. Бахмат Г.В., Еремин Н.А., Степанов О.А. Аппараты воздушного охлаждения на компрессорных станциях.-СПб.: Недра, 1994.
6. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В. Интенсификация магистрального транспорта газа.- М.: Недра, 1991.
7. Поршаков Б.П., Лопатин А.С., Назарьина А.М., Рябченко А.С. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций.- М.: Недра, 1992.
8. Волков М.М., Михеев А.А., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. - М.: Недра, 1989.
9. Крылов Г.В., Матвеев А.В., Степанов О.А. Эксплуатация газопроводов Западной Сибири. - Л.: Недра, 1985.
10. Гухман Л.М. Подготовка газа северных газовых месторождений к дальнему транспорту. - Л.: Недра, 1980.
11. Боссерман Ю.Н., Брянских В.Е., Вяхирев Р.И. Стратегия развития газовой промышленности России. - М.: Энергоиздат, 1997.
12. Поляков Г.Н., Яковлев Е.И., Пиотровский А.С. Моделирование и управление газотранспортными системами. - СПб.: Недра, 1992.
13. Поляков Г.Н., Яковлев Е.И., Пиатровский А.С., Яковлев А.Е.- Эксплуатация и реконструкция трубопроводных магистралей. - М.: Машиностроение, 1992.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………. | 3 | |
1. | Технологический расчет …………………………………………. | 4 |
1.1. Общие положения проектирования магистральных газопроводов ………………………………………………... | 4 | |
1.2. Общая характеристика магистральных газопроводов……… | 6 | |
1.3. Задачи технологического расчета………………………… | 10 | |
1.4.Исходные данные технологического расчета………………. | 14 | |
1.5. Пропускная способность газопровода……………………… | 20 | |
1.6. Распределение давления по длине газопровода. Среднее давление………………………………………………………. | 26 | |
1.7. Определение коэффициента гидравлического сопротивления ………………………………………………. | 30 | |
1.8. Изменение температуры газа в газопроводе……………… | 34 | |
1.9. Расчет сложных газопроводов……………………………….. | 40 | |
1.10. Определение числа КС и их расстановка по трассе МГ…. | 51 | |
1.11. Увеличение пропускной способности газопровода……….. | 59 | |
2. | ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАГАСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА… | 64 |
2.1. Работа МГ при остановке МГ……………………………….. | 64 | |
2.2. Работа МГ при сброссе (подкачке)…………………………. | 67 | |
2.3. Оценка возможности образования гидратов……………….. | 69 | |
2.4. Оптимизация температурного режима газопровода………. | 70 | |
2.5. Оценка состояния внутренней полости участка…………… | 73 | |
2.6. Определение оптимальной периодичности очистки………. | 76 | |
2.7. Определение производительности КС и участка………….. | 79 | |
2.8. Определение пропускной способности МГ………………... | 82 | |
2.9. Расчет МГ при заданной производительности…………….. | 86 | |
3. | АНАЛИЗ РАБОТЫ ГАЗОПРОВОДА…………………………… | 86 |
3.1. Исходная информация……………………………………….. | 87 | |
3.2. Анализ надежности и технического состояния оборудования………………………………………………... | 91 | |
3.3. Оценка результатов анализа………………………………… | 93 | |
ЛИТЕРАТУРА……………………………………………………… | 96 |
- Название: Проектирование и эксплуатация МГ
- Авторы: В.Г.Зубарев
- Издательство: Тюмень 2001
- Год: 2001
- Страниц: 94
- Формат: *.doc
- Размер: 1,6 Мб
- Качество: Отличное
- Серия или Выпуск: -----
Скачать оригинал Проектирование и эксплуатация МГ
Приобететение доступа к файлам
Новость отредактировал: admin - 19-12-2018, 17:05
Причина: Восстановлена видимость картинок
ВНИМАНИЕ: Данная информация получена путем сканирования, цифровой обработки физических носителей или обмена с неравнодушными пользователями. Она не имеет отметок грифа секретности и тайны, если вы считаете, что эта информация нарушает Ваши авторские или другие права. Незамедлительно сообщите администратору для удаления ее из портала.