Проектирование и эксплуатация МГ

ВВЕДЕНИЕ

Перемещение районов добычи газа в восточные регионы страны привело к резкому увеличению протяженности магистральных газопроводов (МГ). В настоящее время в РАО "Газпром” находится в эксплуатации более 140 тыс. км газопроводов, около 88 тыс. км которых имеют диаметр 1020 мм и более. Суммарная мощность эксплуатируемых газоперекачивающих агрегатов (ГПА) превышает 38 млн. кВт. Потребляемое ГПА количество топливного газа составляет 120 млн. м³ в год.

Более 90% газа добывается в Тюменской области. В тоже время потребляется он в основном в Европейской части страны, что обуславливает необходимость транспорта больших объемов газа на расстояния несколько тысяч километров. Развитие магистральных трубопроводов шло в тесной связи с ростом добычи газа. Увеличение объемов транспорта вызывало рост диаметров газопроводов, что привело к снижению удельных энерго и метало затрат и как результат снижению более чем в два раза себестоимости транспорта газа. Максимальное значение диаметра достигло 1420 мм. и дальнейшее увеличение считается нецелесообразным. Пропускная способность МГ диаметром 1420 мм составляет 90 - 100 млрд.м³ газа в год. До диаметра 1020 мм. газопроводы имеют рабочее давление 5,45 МПа.

Газопроводы диаметром 1220 мм. и 1420 мм. эксплуатируются с давлением 7,36 МПа.

В этих условиях особую актуальность приобретают вопросы оптимизации проектирования и эксплуатации МГ. К началу 1990-х годов интенсивное строительство новых газопроводов закончилось и на первое место вышли проблемы повышения эффективности и надежности действующих МГ, их реконструкции и технического перевооружения. Одним из основных направлений научно-технического прогресса стало энергосбережение.

В процессе проектирования МГ возможны следующие энергосберегающие мероприятия:

• внедрение низконапорной технологии транспорта газа;
• внедрение экономичных ГПА новых поколений;
• использование внутренних покрытий труб;
• совершенствование методов проектирования газопроводов.

На стадии эксплуатации и реконструкции МГ такими мероприятиями могут быть:

• изменение конфигурации отдельных участка газотранспортной системы;
• переход на низконапорную технологию;
• внедрение автоматизированных систем управления;
• совершенствование систем измерения расхода газа;
• повышение эффективности заботы линейной части.

1.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МГ

1.1 Основные положения проектирования магистральных газопроводов

Все магистральные трубопроводы , как правило прокладываются подземно[1]. Прокладка по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) и на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение.

Магистральные газопроводы в зависимости от давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

• I класс – при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа;
• II класс – при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа.

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных трубопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны магистральных трубопроводов.

Температура газа, поступающего в трубопровод, должна устанавливаться, исходя из возможности транспортирования его и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода. Необходимость и степень охлаждения газа решается при проектировании.

Выбор трассы трубопровода должен производиться по критериям оптимальности, учитывающим затраты при сооружении, техническом обслуживании и ремонте трубопроводов при эксплуатации, включая мероприятия по обеспечению сохранности окружающей среды, а также металлоемкость, конструктивные схемы прокладки, безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и т.д.

Диаметр газопровода определяется расчетами в соответствии с нормами технологического проектирования.

В зависимости от условий прокладки и эксплуатации МГ и участки делятся на пять категорий:

• IV – газопроводы диаметром менее 1200 мм;
• III – остальные газопроводы;
• II – трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, переходы через болота II типа, газопроводы диаметром менее 700 мм, пересекающие поймы рек;
• I – переходы газопроводов через водные препятствия, узлы пуска и приема очистных устройств;
• В – газопроводы на территории станций.

Прокладка газопроводов может осуществляться однониточно или параллельно другим трубопроводам – в техническом коридоре.

Под техническим коридором понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях, при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы, допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов. В одном техническом коридоре допускается прокладка не более шести газопроводов диаметром 1420 мм.

На трубопроводах предусматривается установка запорной арматуры на расстояниях не более 30 км.

Узлы линейных кранов на отдельных нитках следует сдвигать не менее 100 м друг от друга по длине МГ. В сложных условиях допускается сокращать это расстояние до 50 метров.

На обоих концах участков газопроводов между кранами, на узлах подключения компрессорных станций (КС) и узлах приема и запуска очистных устройств следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре до 1000 мм и не менее 50 м при диаметре газопровода 1000 мм и более. Диаметр продувочных свечей должен определяться из условия опорожнения участка между запорной арматурой за 1,5-2 часа. Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.

Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения должны быть связаны между собой перемычками.

Толщину стенок труб следует принимать не менее (1/140)Dн, но не менее 3 мм для труб условным диаметром 200 мм и менее, и не менее 4 мм для труб диаметром свыше 200 мм. Полученные расчетные значения толщины стенки округляются до большего ближайшего значения, предусмотренного ГОСТ или техническими условиями, в соответствии с фактической номенклатурой завода-изготовителя.

Количество газа, которое может быть передано по трубопроводу в единицу времени при принятых рабочих параметрах называется пропускной способностью МГ.

Проектной пропускной способностью МГ называется пропускная способность, соответствующая оптимальному технологическому варианту.

Фактическое количество газа передаваемое по МГ в единицу времени принято называть производительностью МГ.

1.2. Общая характеристика магистральных газопроводов

В состав магистральных газопроводов входят: линейные сооружения, КС, газораспределительные станции (ГРС), пункты измерения расхода газа, станции охлаждения газа (СОГ) (при необходимости) (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Схема МГ

В состав линейных сооружений входят: газопровод с отводами и лу-пингами, переходы через естественные и искусственные препятствия, перемычки, узлы редуцирования, узлы очистки газопровода, узлы сбора продуктов очистки полости газопровода, узлы подключения КС, запорная арматура, система электроснабжения линейных потребителей, устройства контроля и автоматики, система телемеханизации, система оперативно-технической связи, система электрохимической защиты, здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома обходчиков и т.д.).

В случае многониточных газопроводов между нитками сооружаются перемычки через 40-60 км и на входе и выходе каждой КС. В сложных условиях перемычки сооружаются у каждого линейного крана. Линейные краны устанавливаются через 20-30 км. Перемычка выполняется из труб диаметром не менее 0,7 меньшего из диаметров соединяемых ниток. При соединении ниток, имеющих различное рабочее давление, перемычки помимо крановых узлов оборудуются узлами редуцирования. Эксплуатируемые в настоящее время газопроводы имеют рабочее давление 5,45 и 7,35 МПа и степень сжатия 1,45-1,50. Длина участка между КС при этом составляет 100-150 км. В конец газопровода газ поступает с давлением 1,5-2 МПа. По пути газ выдается потребителям через газораспределительные станции.

Для обеспечения максимального значения коэффициента гидравлической эффективности (Е) следует предусматривать периодическую очистку полости газопровода, как правило, без прекращения подачи газа.

Для предотвращения гидратообразования в начальный период эксплуатации предусматриваются устройства для заливки метанола в газопровод на выходе каждой КС и у линейного крана или перемычки посреди участка между КС.

Узлы линейной запорной арматуры, установки катодной защиты, усилительные пункты кабельной или радиорелейной линии связи, а также контролируемые пункты телемеханики следует предусматривать, как правило, совмещенными.

Диаметры резервных ниток перехода принимаются одинаковыми с диаметром МГ. Допускается предусматривать одну общую резервную нитку для газопроводов, проходящих в одном техническом коридоре и работающих с одинаковым рабочим давлением. Общую резервную нитку подключают автономно к каждому газопроводу.

Узлы очистки газопровода совмещают с узлами подключения КС. Для контроля положения очистных устройств в газопроводе следует предусматривать установку сигнализаторов (датчиков) за 1000 м до и после узла приема и запуска очистных устройств. На узлах очистки предусматриваются узлы сбора продуктов очистки полости газопровода.

Объем коллектора-сборника принимают по расчету в зависимости от загрязненности газа и устанавливаемого цикла очистки, но не более:

• 300 м³ - для газопровода диаметром 1020 и 1220 мм;

• 500 м³ - для газопровода диаметром 1420 мм.

Коллектор-сборник изготавливается подземным из таких же труб, как и газопровод на участках I категории.

На запорной арматуре на перемычках, на подключениях и отводах, на нитках многониточных переходов следует предусматривать автоматы аварийного закрытия кранов. Они должны обеспечивать закрытие кранов при темпе падения давления в МГ на 10-15% в течение 1-3 минут. При отсутствии автоматов предусматривается телеуправление этими кранами.

Для каждого линейно-производственного управления (ЛПУ) МГ следует предусматривать телемеханизацию линейной части газопровода в границах данного управления. Телемеханизация линейных сооружений МГ должна предусматриваться в границах участков между КС.

Предусматривается контроль температуры грунта на глубине оси заложения трубопровода в середине участка между КС с установкой датчиков с передачей (по требованию) данных в диспетчерский пункт КС.

Для снабжения газом населенных пунктов по трассе МГ сооружаются ГРС, предназначенные для снижения давления газа до нужного потребите­лю (0,6-1,2 МПа) и поддержания его на этом уровне, очистки и одоризации газа и учета отпускаемого количества газа.

Функции КРП аналогичны функциям ГРС.

КС выполняет три основных функции:

• Компримирование газа;

• очистка газа;

• охлаждение газа.

1. Компримирование газа

Для компримирования газа КС оборудуется газоперекачивающими агрегатами (ГПА), состоящих из компрессора и приводящего его двигателя. На КС используются ГПА с поршневыми и центробежными компрессорами.

На МГ с суточной производительностью до 10 млн. м³ используются поршневые ГПА. В качестве привода чаще всего применяют двигатели внутреннего сгорания. В настоящее время на МГ используются следующие типы поршневых ГПА:

• 10ГКН, Q =1,0-1,2 млн. м³/сут;

• МК8 , Q = 1,5-5,0 млн. м³сут;

• ДР12, Q = 8,0-13,0 млн. м³сут.
  
  

Более 97% ГПА оборудованы центробежными нагнетателями (ЦН). Из них 85% имеют в качестве привода газотурбинные установки (ГТУ), остальные приводятся во вращение от электродвигателей.

Для привода ЦН используются три типа ГТУ:

•  стационарные ГТН и ГТК;

• авиационные ГПА-Ц;

• судовые ГПУ.
  
  

Мощность ГТУ этих типов ГПА составляет 6,10,16,25 МВт. Суточная производительность 10-50 млн.м³.

В электроприводных ГПА используются в основном синхронные электродвигатели мощностью 4-12,5 МВт. Суточная производительность ЭГПА составляет 13-37 млн. м³.

В центробежных ГПА используются нагнетатели со степенью сжатия e = 1,23-1,27 и ? =1,35-1,5 (полнонапорные ЦН). В настоящее время отдается предпочтение полнонапорным ЦН.

2. Очистка газа

Газ, поступающий на КС, содержит в своем составе механические частицы (пыль, окалина) и жидкость (вода, конденсат).

Для предупреждения засорения труб и эрозионного износа компрессоров газ перед компримированием очищается. Очистка газа производится, как правило, в одну ступень в сепараторах, получивших название пылеуловителей (ПУ). На КС используются два типа ПУ: масляные (мокрые) и циклонные (сухие). В настоящее время в основном используются циклонные ПУ.

Вторая ступень очистки - в фильтрах-сепараторах, предусматривается в среднем через 3-5 компрессорных станции, на КС после участков с повышенной вероятностью аварий и после подводных переходов длиной более 500 м.

На каждой ступени очистки предусматривается замер потерь давления.

Циклонные ПУ представляют собой аппараты батарейного типа: в одном аппарате монтируется от 3 до 100 и более циклонов. ПУ с 3-5 циклонами называются циклонными, с большим количеством мультициклонными. На КС большой производительности в основном используется пятициклонный ПУ ГП.144.000 с пропускной способностью 20 млн. м³ сут.

3. Охлаждение газа

Температура газа при сжатие в компрессоре повышается. Для повышения надежности и эффективности работы в МГ диаметром более 1,0 м. он охлаждается.

В общем случае газ охлаждается водой в градирнях и воздухом в аппаратах воздушного охлаждения (АВО). В настоящее время на МГ используются АВО, представляющие собой секции оребреных трубок малого диаметра, обдуваемых воздухом при помощи вентиляторов.

Газ охлаждается до температуры на 10-15°С выше, чем температура воздуха. Температура газа на выходе из КС не должна превышать 45-50 С.

Количество АВО определяется при расчетных значениях температуры грунта и воздуха с 10% запасом по площади теплообмена. Уточнение количества АВО производится при абсолютной максимальной температуре воздуха и июльской температуре грунта.

На КС используются АВО типа 2АВГ-75с. Находят широкое применение импортные АВО "Крезо-Луар", "Пейя", "Ничимент". На КС МГ диаметром 1420 мм обычно устанавливается 10-15 аппаратов.

МГ диаметром 1,0 м. и менее могут оборудоваться АВО при соответствующем обосновании. Необходимость или целесообразность установки АВО может быть связана с превышением температуры газа на выходе КС выше 50°С или повышением экономичности транспорта газа.

1.3. Задачи технологического расчета

При выполнении технологического расчета решаются три основные задачи:

• определение оптимальных параметров МГ;

• определение числа КС и их расстановка по трассе МГ;

• расчет режима работы МГ.

При проектировании. МГ оптимизируются:

• - диаметр труб (при заданной производительности);

• - пропускная способность (при заданном диаметре);

• - рабочее давление;

• - степень сжатия КС.

В качестве обобщенного критерия оптимальности принимаемого решения в настоящее время следует использовать чистую прибыль от выполнения транспортной работы. Допустимо также использование приведенных расходов. Так как затраты на сооружение и эксплуатацию МГ рассчитываются по укрупненным показателям, то точность расчета не превысит 5%. С учетом этого варианты для которых разница прибыли или приведенных затрат не превышает 5% следует считать равноценными и для определения оптимального варианта следует использовать частный критерий оптимальности. В качестве частного критерия оптимальности применяют затраты металла расход энергии и использование трудовых ресурсов. Очередность использования частных критериев оптимальности определяется своя для каждого конкретного случая.

В общем случае при определении оптимальных параметров используются три метода: аналитический, графоаналитический и метод сравнения конкурирующих вариантов.

Аналитический метод предполагает получение аналитической зависимости чистой прибыли от оптимизируемых параметров. С этой целью капитальные затраты на строительство МГ можно представить как сумму затрат на сооружение линейной части газопровода и КС

К = Кл +nК_с, (1.1)

К_л - капитальные затраты на строительство линейной части МГ;

n- количество КС;

Кс - капитальные затраты на строительство одной КС.

Капитальные затраты на строительство линейной части и КС можно представить следующим образом:

КЛ = К_0Л+К_РЛР₁D₂+К_DD₂, (1.2)

К_С = К_ОС+К_QQ+К_РCР₁Q. (1.3)

где К_ОЛ и К_ОС - капитальные затраты на строительство линейной части и КС независящие от рабочего давления P₁, диаметра D и производительности МГ;

K_РЛ и К_РС - капитальные затраты зависящие от рабочего давления МГ;

К_D  - капитальные затраты на линейную часть зависящие от диаметра МГ;

K_Q - капитальные затраты на КС зависящие от производительности МГ (мощности КС).

Число КС п, обеспечивающее требуемую пропускную способность газопровода, определяется гидравлическим расчетом в зависимости от общей его длины L, степени сжатия КС e и рабочего давления: n (L, P₁, e).

Учитывая, что в структуре затрат на транспорт газа 70-80% составляют амортизационные отчисления от затрат на сооружение МГ и 15-10% стоимость энергии, то прибыль можно представить следующим образом

П_Р = Т_Q - ?К - S_Э, (1.4)

ПР - чистая прибыль от транспорта газа;

Т - тариф на транспорт газа по МГ;

Q - годовая производительность МГ;

? - коэффициент амортизационных отчислений;

SЭ - стоимость топливного газа или электроэнергии S_Э = f (Q, e, P₁).

Так как амортизационные отчисления и стоимость энергии являются функцией оптимизируемых параметров, то и прибыль будет зависеть от этих параметров. Исследование полученного уравнения на максимум в зависимости от оптимизируемых параметров позволило сделать следующие выводы:

• оптимальный диаметр в первую очередь зависит от производительности МГ;

• оптимальное рабочее давление мало зависит от производительности газопровода, особенно в области больших расходов;

• оптимальная степень сжатия КС практически не зависит от рабочего давления МГ и снижается при повышении производительности.
  
  

Изменение параметров МГ сопровождается изменением удельных затрат металла и энергии.

Увеличение диаметра газопровода при постоянном рабочем давлении сопровождается снижением удельных затрат металла при неизменных удельных затратах энергии.

Рост рабочего давления приводит к уменьшению удельных затрат энергии, затраты металла при этом меняются не однозначно. Удельные затраты металла снижаются для диаметров МГ до 1020 мм. включительно и увеличиваются для трубопроводов больших диаметров. В тоже время повышение предела прочности металла труб приводит к сокращению удельных затрат металла для всех диаметров МГ. При ограничении максимального диаметра газопровода повышение рабочего давления позволяет уменьшить количество параллельных ниток в системе МГ, что сокращает объем строительных работ и удельные металлозатраты.

Снижение степени сжатия КС при постоянной производительности МГ позволяет снизить удельные затраты энергии и увеличивает удельные затраты металла. Постоянство пропускной способности МГ реализуется за счет уменьшения расстояния между КС или лупингования участков.

Аналитический метод оптимизации параметров МГ позволяет установить общие закономерности развития трубопроводного транспорта газа, но при этом не дает окончательного ответа о параметрах для конкретного га­зопровода. Получаемые параметры будут, чаще всего, отличаться от их стан­дартных значений, и не будут соответствовать характеристикам реально существующего оборудования, что потребует использования других мето­дов оптимизации.

Графоаналитический метод предполагает определение оптимальных параметров с помощью предварительно построенных графических зависимостей. В настоящее время имеются графические зависимости, позволяющие определить удельные приведенные затраты при заданной производительности МГ и различных сочетаний значений диаметра труб, рабочего давления и степени сжатия КС. Зависимости построены для средних условий строительства газопровода и не могут точно соответствовать особенностям проектируемого МГ, что может привести к ошибкам при определении оптимальных параметров. Таким образом, и этот метод не может дать окончательного ответа на поставленную задачу. Графоаналитический метод позволяет наметить относительно небольшое количество вариантов, сравнение которых между собой позволит окончательно определить оптимальные параметры проектируемого газопровода.

Метод сравнения конкурирующих вариантов является основным при решение задачи оптимизации работы МГ. Он позволяет выбрать оптимальный вариант из вариантов полученных с использовании аналитического и графоаналитического методов.

По каждому из намеченных вариантов определяется количество КС, стоимость строительства и эксплуатации МГ и получаемая при этом прибыль или значение приведенных затрат. Оптимальным считается вариант с самой большой прибылью или наименьшими приведенными затратами. Если наибольшую прибыль или наименьшие приведенные затраты имеет вариант с наибольшими или наименьшими значениями оптимизируемого параметра, то найденный вариант будет лучшим из рассмотренных и требуется дополнительная проверка его оптимальности. С этой целью принимается к рассмотрению дополнительный вариант с параметрами, соответственно, большими или меньшими по сравнению с лучшим из рассмотренных и для него производится весь комплекс расчетов. Снижение прибыли или рост приведенных затрат для дополнительного варианта подтверждает оптимальность ранее найденного лучшего варианта. При отсутствии возможности увеличения или уменьшения оптимизируемого параметра лучший вариант принимается как оптимальный без дополнительных расчетов.

О сновные параметры эксплуатируемых в настоящее время МГ представлены в табл. 1.1.

Параметры работы МГ

Таблица 1.1

Положение КС на трассе МГ ориентировочно определяется расчетным путем. Далее место строительства КС уточняется с учетом условий строительства станции, близости населенных пунктов, возможности совмещения с уже существующими КС и наличия источников электроэнергии и воды.

Расчет режима работы МГ производится после окончательной расстановки КС, уточнения участков с различной толщиной стенок труб и протяженности участков с резервными нитками и лупингом. Для каждого месяца года определяется пропускная способность газопровода, давление и температура на входе и выходе каждой из КС и потребление топливного газа и электроэнергии. Расчет заканчивается определением годовой производительности Q_г

Q_г = К_и , (1.5)

где Q_г- годовая производительность МГ, млрд. м³ год;

К_и  - коэффициент использования пропускной способности;

q i- суточная пропускная способность МГ в i-ом месяце;

ti - количество суток в месяце.

1.4. Исходные данные технологического расчета

Основными исходными данными, дающими возможность выполнения технологического расчета МГ, являются: производительность газопровода, физические свойства транспортируемого газа, температура грунта на глубине заложения оси трубопровода и температура воздуха, механические свойства металла труб, экономические показатели затрат на сооружение и эксплуатацию газопровода, профиль трассы газопровода.

Производительность газопровода указывается в задании на проектирование в млрд. м³ в сутки при температуре Т = 293,15 К и давлении Р = 0,1013 МПа. Технологический расчет МГ выполняется с использованием расчетной суточной производительности

, (1.6)

где  - оценочный коэффициент использования пропускной способности, определяемый по формуле:

 =КРОКЭТ , (1.7)

где КРО - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, связанный с необходимостью увеличения пропускной способности газопровода в период повышенного спроса на газ;

КЭТ - коэффициент экстремальных температур, учитывающий снижение пропускной способности газопровода при повышение температуры воздуха выше расчетного значения;

 - оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий снижение пропускной способности МГ при отказах линейной части и оборудования КС.

В соответствии с ОНТП следует принимать следующие значения коэффициентов:

К_РО = 0,95; К_ЭТ = 0,98;

= f (Д, h, ГПА) (табл. 1.2), = 0,99 ? 0,94.

Оценочный коэффициент надежности магистральных газопроводов

Таблица 1.2

км

Физические свойства газа необходимы при выполнении гидравлического и теплового расчетов газопровода. С этой целью требуются значения плотности, вязкости, удельной теплоемкости и коэффициента Джоуля-Томсона при различных давлениях и температурах. Так как в настоящее время большинство расчетов выполняется на ЭВМ, то удобно использовать для физических величин аналитическую форму представления. Базовой величиной является плотность газа при стандартных условиях: Т=273,15К и Р=0,1013 МПа.

Учитывая, что относительная плотность газа D определяется соотношением

, (1.7)

Плотность газа при стандартных условиях определится следующей зависимостью

 , (1.8)

где , - плотность газа и воздуха;

- плотность газа и воздуха при стандартных условиях.

Плотность газа при любых значениях давления и температуры определяется из уравнения состояния газа

, (1.9)

где Р - давление газа, Па;

V = 1 / r - удельный объем газа, м³ /кг;

Т - температура газа. К;

R - газовая постоянная,

, Дж / (кг К), (1.10)

z - коэффициент сжимаемости (сверх сжимаемости) газа, показывающий отношение объема реального газа к объему идеального газа.

В условиях МГ сжимаемость реального газа больше сжимаемости идеального газа и поэтому коэффициент сжимаемости всегда меньше единицы. Повышение давления и снижение температуры сопровождается уменьшением коэффициента сжимаемости газа. Для определения z рекомендуется следующая зависимость

, (1.11)

где Рпр = Р /Ркр - приведенное давление газа;

t - функция, учитывающая влияние температуры,

 (1.12)

 (1.13)

Т_ПР = Т / Т_КР - приведенная температура газа;

Р_КР и Т_КР  - критические значения давления и температуры газа, характеризующие возможность перехода газа в жидкость.

Критические значения давления и температуры газа выражаются через плотность газа при стандартных условиях

Р_КР = 0,1773 (26,831 — rст), (1.14)

где Ркр - критическое давление газа, МПа;

Ткр - критическая температура газа, К.

С достаточной для инженерных расчетов точностью коэффициент сжимаемости газа можно определить с помощью зависимости:

. (1.15)

Для определения динамической вязкости газа ОНТП рекомендуется следующая формула

 (1.16)

где h- динамическая вязкость газа. Па?с.

Если отсутствуют данные для определения вязкости газа, то допускается использовать в расчетах вязкость метана h= 12Па?с.

Удельная теплоемкость и коэффициент Джоуля-Томсона описываются эмпирическими зависимостями (1.17) и (1.18):

(1.17)

 (1.18)

где Ср - удельная теплоемкость газа, КДж / (кг?град);

Т - температура газа. К;

Р - давление газа, МПа;

D_i - коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа.

Температурный режим МГ в значительной степени определяется температурой грунта и температурой воздуха. При проектировании магистральных газопроводов в качестве расчетных температур используются среднегодовая температура грунта на глубине заложения оси трубопровода и среднегодовая температура воздуха.

Пропускная способность МГ для каждого месяца года определяется при среднемесячной температуре грунта и воздуха.

Механические свойства металла труб необходимы для определения толщины стенки труб или допустимого давления при заданной толщине стенки. В первую очередь это предел прочности и предел текучести стали.

Экономические показатели строительства и эксплуатации нефтепровода используются при выполнении оптимизационных расчетов. Для определения капитальных затрат на сооружение МП надо знать стоимость строительства единицы длинны трубопровода и одной КС.

Амортизационные отчисления рассчитываются с использованием расчетных или нормативных значений коэффициента амортизационных отчислений. Ориентировочно срок окупаемости принимается 25-30 лет для линейной части и 10-15 лет для КС. Для расчета стоимости энергетических затрат требуются стоимость топливного газа и электроэнергии. Прибыль от транспорта газа определяется по установленному правительством тарифу.

Профиль трассы МГ позволяет определить расстояние до любой точки газопровода и ее высотное положение. В отличие от поперечного разреза на профиле трассы все расстояния, определяемые с учетом рельефа местности, откладываются по горизонтали. При этом, высотное положение всех точек трассы сохраняется соответствующим реальному рельефу местности. Так как длина МГ измеряется десятками и сотнями километров, а высотное положение метрами или десятками метров, то использование одинакового масштаба для их отображения на профиле трассы невозможно. Обычно принимается горизонтальный масштаб Мг 1:10 000, а вертикальный Мв 1:200 или 1:1000. Такой профиль получил название сжатого профиля трассы.

Задача 1.1

Оценить диапазон изменения коэффициента сжимаемости газа и промежуточных величин его определяющих.

Относительная плотность газа может меняться от 0,55 до 0,62. Давление газа в газопроводе может принимать значения от 2,0 МПа в конце газопровода до 7,36 МПа на выходе КС. Температура газа изменяется от -2°С в конце участка до 50° С на выходе КС.

Используя уравнения (1.8), (1.13) и (1.14) определим плотность газа при стандартах условиях и его критические параметры для минимальных значений параметров ? = 0,55, t= -2° С, Р=2,0 МПа:

абсолютное значение температуры Т = - 2 + 273 = 271 К;

абсолютное значение давления Р = 2,0 + 0,1 = 2,1МПа;

Р_кр = 0,1773 (26,831 – 0,663) = 4,64 МПа;

Т_кр =155,24 (0,564 + 0,663) = 191,7К.

Определим приведенные параметры и ? (1.12):

Р_ПР =2,1/4,64 = 0,43;

Т_ПР = 271/191,7 = 1,41;

t= 1 – 1,68 ? 1,41 + 0,78 Р_кр 1,412 + 0,0107 ? 1,413 = 0,21.

Коэффициент сжимаемости газа Zmax (1.11)

= 0,949

При максимальных значениях D = 0.62, Р=7,46 МПа и Т = 323 К:

r_ст = 0,62; Р_кр = 4,62МПа; Т_кр = 204,8 К; Р_ПР =1,59; Т_ПР =1,58;

t = 0,33 и z_min = 0,885.

Вывод. В условиях МГ параметры меняются в следующих пределах:

r_ст = 0,663 ?  0.747 кг/м³;

Р_КР = 4,64 ?  4,62 МПа; Т_КР = 191,7 ? 204,8 К;

Р_пр = 0,45 ?  1,59; ТПР = 1,47 ?  1,58;

t =0,21?  0,33;

z = 0,951 ?  0.825.

Задача 1.2.

Определить физические свойства газа при условиях в начале и в конце участка МГ.

Примем для газопровода с рабочим давлением 7,36 МПа абсолютное давление в начале участка P₁ = 7,46 МПа и температуру Т₁=300 К и, соответственно, в конце участка Р₂ = 5,1 МПа и Т₂ = 280 К. Относительная плотность транспортируемого газа D = 0,58. Аналогично задачи 1.1 определим плотность газа при стандартных условиях и коэффициент сжимаемости газа при условиях начала (z1) и конца (z2) участка:

В соответствии с (1.17), (1.18) и (1.16):

 Дж / (кг ? град);

 К / МПа;

=  Па ? с.

В конце участка: С_Р2 = 2,66 Дж/(кг?град); D_i2 = 4,14K / МПа; h₂ = 11,5·10-6 Па ? с.