Практическое использование расчётных формул по определению эквивалентного диаметра сложных участков МГ

Расчёты режимов работы МГ и КС

Теоретические основы

Эффективность работы магистрального газопровода (МГ) во многом определяются техническим состоянием объектов и оборудования, обеспечивающих его функционирование, и рациональностью их использования.

Фактические условия функционирования газопровода практически всегда отличаются от проектных. Плановая производительность МГ, определяемая возможностью добычи газа, потребностью в газе и условиями работы газотранспортной системы, является переменной, как в течение года, так и по годам. В процессе эксплуатации МГ меняется состояние линейной части и оборудования компрессорной станции (КС), что предопределяет изменение пропускной способности МГ и, следовательно, параметров его работы даже при постоянной производительности. В этих условиях, эксплуатационному персоналу приходиться решать следующие задачи: выбор оптимальной технологической схемы работы МГ при заданной производительности его работы, выбор технологической схемы газопровода для реализации максимальной пропускной способности газопровода при фактическом состоянии объектов и оборудования, разработки мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы МГ.

Решение указанных задач полностью зависит от качества выполнения предварительного анализа функционирования всего МГ и отдельных его элементов в предшествующий период. Результаты анализа должны позволять сделать выводы о фактическом состоянии линейной части МГ и его оборудования, рациональности их использования, экономически используемой технологической схемы и об основных причинах её определяющих.

Анализ работы МГ имеет целью установить степень использования установленной мощности и экономически выполняемой работы на транспорт газа. При этом появляется возможность выделить лимитирующие элементы МГ либо отличающиеся повышенной энергоёмкостью. Полученные данные являются базой для разработки организационно-технических мероприятий по улучшению использования оборудования и эффективности его работы.

Для проведения анализа необходимо предварительно собрать следующие сведения:

ü технологическая схема газопровода: длина и диаметр трубопровода, раскладка труб по толщинам, характеристика лупингов и резервных ниток

(на каком участке, длина, диаметр, толщина стенок труб), перемычки и их состояние, количество КС и их расстановка, оборудование КС и схема работы;

ü проектные данные работы газопровода: проектная производительность и пропускная способность по периодам, рабочее давление и давление на входе КС, температуры газа на входе и выходе КС, температура грунта на глубине заложения трубопровода (по периодам), общий коэффициент теплопередачи, теплофизические свойства газа, потребление газа и электроэнергии на собственные нужды;

ü фактические данные работы газопровода: фактическая производительность газопровода (годовая и по периодам), давления на входе и выходе КС, температуры грунта на глубине заложения трубопровода (по периодам), температура воздуха, физические свойства газа, потребление газа и электроэнергии;

ü данные о работе основного оборудования КС: наработка, простои и их причина, схема работы оборудования (количество и их соединение), режим работы по месяцам (производительность, давления входа КС и нагнетателей, температуры входа и выхода КС, нагнетателей и АВО, частота вращения вала силовой турбины, перепад давления на АВО и пылеуловителях).

Предпочтительно данные по работе линейной части и оборудования получать в ходе регулярных контрольных замеров с использованием приборов повышенной точности. Если производились очистка газопровода и ремонт оборудования необходимо иметь данные о режимах работы до и после проведения мероприятий. Для получения результатов необходимой достоверности замеры следует производить сериями с последующей их статистической обработкой.

При отсутствии контрольных замеров исходную информацию получают из журналов регистрации работы газопровода и оборудования. Выборку также следует производить сериями исходя из желаемой достоверности результатов.

Для оценки достоверности каждого параметра собирается информация о точности используемых для замеров приборов и местах их установки.

Для оценки технического состояния линейной части и оборудования МГ, степени и экономичности их использования применяют систему коэффициентов, представляющих собой отношение фактических значений к нормативным, плановым или технически возможным.

При определении параметров работы сложного участка МГ, схема которого отличается от простого однониточного газопровода постоянного диаметра, процесс расчёта ускоряется посредством приведения сложной системы к фиктивному простому газопроводу, методом эквивалирования. Простой газопровод будет эквивалентен сложной газопроводной системе, если у него и у системы будут одинаковы все параметры перекачки

(расходы, давления в начале и в конце, температуры, теплофизические характеристики перекачиваемого газа), т.е. при различии в геометрических размерах потери давления на трение в эквивалентном газопроводе и его пропускная способность будут такими же, что и в сложной системе.

Несмотря на тщательную подготовку газа к дальнему транспорту в МГ попадает значительное количество воды и конденсата. Кроме того, в поток газа попадают продукты коррозии металла труб и масло из уплотнений нагнетателей. Посторонние примеси, постепенно накапливаясь во внутренней полости МГ, увеличивают его гидравлическое сопротивление. Состояние внутренней полости МГ характеризуется величиной коэффициента гидравлической эффективности (Е), отражающего и техническое состояние линейной части. Постепенное засорение МГ приводит к уменьшению Е и снижению его пропускной способности. Если МГ работает с недогрузкой, то уменьшение Е приводит к увеличению степени сжатия КС и, соответственно, возрастанию затрат мощности на транспорт постоянного количества газа. В этом случае, все мероприятия по поддержанию Е на более высоком уровне приводят к снижению затрат на компримирование газа, т.е. к снижению расхода топливного газа или электроэнергии.

Интенсивность использования оборудования КС может быть оценена по отношению эффективной и располагаемой мощностям ГТУ, а интенсивность использования ГПА по отношению его наработки к календарному времени рассматриваемого периода.

В холодное время года гидравлическое сопротивление МГ может возрастать вследствие образования гидратов в трубопроводе. Многие компоненты природного газа в соединении с водой образуют кристаллогидраты (гидраты) – твердые кристаллические соединения, существующие при высоких давлениях и положительных температурах. Они представляют собой физические соединения газа и воды (гидраты), напоминающие внешним видом снег или лед. Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ-вода, в определённых термодинамических условиях при полном насыщении природного газа влагой. Таким образом, гидратообразование определяется давлением, температурой, составом газа и воды и её наличием в свободном виде.

Условия образования гидратов газа могут быть представлены равновесными кривыми гидратообразования (рис. 8.3). Для прогнозирования места образования и интенсивности накопления гидратов необходимо знать изменение влажности газа в различных термодинамических условиях. Изменение влажности природного газа при его движении по МГ зависит от характера изменения давления и температуры и начальной влажности газа. Температура, при которой газ становится насыщенным при данных давлении и влажности, называется точкой росы газа. Начальное влагосодержание поступающего газа зависит от степени его осушки, т.е. от точки росы газа. На практике влажность газов чаще всего определяют по номограмме (рис. 8.4) или расчетным путём.

Предупреждение образования гидратов или их разрушение может быть осуществлено подогревом газа, снижением давления, вводом метилового,

этилового, пропилового спиртов, гликолей, хлористого кальция и других ингибиторов. При больших объёмах транспортируемого газа его осушка является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в МГ. Подготовка газа должна выполняться в соответствии с ГОСТ 51.40-93

Практическое использование расчётных формул по определению эквивалентного диаметра сложных участков МГ

Исходные данные

1. Раскладка труб на участке:

основная нитка Д_н = 1420´16,8 (мм) длиной 9,6 км;

Д_н = 1420´17,5 (мм) длиной 80,4 км;

переходы на основной нитке Д_н = 1420´17,5 (мм) длиной 5 км;

на резервной нитке Д_н = 1420´16,8 (мм) длиной 1,42 км и

Д_н = 1420´17,5 (мм) длиной 3,58 км.

2. Длина перегона 95 км.

3. Суммарная длина переходов 5 км.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: