книги / Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа

Третий параметр связан со степенью сжатия газа компрес­ соров, поскольку давление в конце участка газопровода равно давлению на всасывании компрессоров станции, а на выходе из компрессоров—давлению в начале следующего расчетного участ­ ка газопровода. Таким образом, выбор степени сжатия компрес­ соров определяет расход энергии на сжатие газа.

Из формулы 4.36 видно:

—с увеличением диаметра газопровода Dmколичество пере­ даваемого газа Q увеличивается пропорционально диаметру в степени 2,6182;

—с увеличением давления газа Р, в газопроводе количество передаваемого газа Qувеличивается пропорционально давлению

встепени 1,0788;

—с увеличением давления пропорционально возрастает толщина стенки газопровода.

На рис 4.4 приведены графики изменения остальных вели­ чин формулы 4.36 — кривых L — протяженности участка газо­ провода; степени сжатия и мощности.

Анализ кривых показывает, что величина (1 —1/г)0*5394 растет быстро до степени сжатия г= 1,3, затем наступает почти горизон­ тальный участок. Кривая расхода мощности растет неуклонно вверх. Поэтому наиболее выгодные степени сжатия находятся в пределах г= 1,3ч-1,6. При степени сжатия г= 1,8 + 2,0 происходит нерациональный расход мощности.

Втабл. 4.3 приведены рекомендуемые значения пропускной способности магистральных газопроводов в зависимости от их

газопровода, расходамощности 1 млн. м3 газа в сутки от степени сжатия

182

диаметров при степени сжатия компрессоров г—1,5 и расстояни­ ем между компрессорными станциями, равным 150 км.

4.3.4. Аккумулирующая способность газа

Запас газа в магистральном газопроводе определяется обычно по участкам (перегонам между КС). Приблизительный запас газа в одной нитке газопровода рассчитывается по формуле

K=vpcp/*293-10,2/^-10% , (4.38)

где V— объем газа в одной нитке участка газопровода, млн. м3; v — геометрический объем 1 км газопровода, м3;

АР— среднее давление газа в газопроводе, МПа; / — длина участка газопровода, км;

ZcP— средний коэффициент сжимаемости газа; Тср— средняя температура газа, °К.

Для многониточных газопроводов запас газа определяется путем суммирования объемов газа каждой нитки.

Значения pcp,Zcp и запас газа можно определить также по но­ мограммам, которые приводятся в справочниках.

4.4. Гидравлический расчет газопровода

Движение газа в трубопроводе происходит по газодинами­ ческим законам и описывается уравнениями движения (4.38) и неразрывности потока (4.39):

(dp/dx)l(1 + P)pv2] + d(pv)/dx+d(pv)/dt=

183

где x — координата, совпадает с осью трубы и с направлением дви­ жения газа;

р, V,/? — средние значения плотности газа, скорости потока газа и давления в сечении х\

t — время движения газа;

(1 - р) — поправочный коэффициент на неравномерное распре­ деление скоростей газа по сечению трубы (при ламинарном режиме движение не учитывается, при турбулентном режиме принимается р= 0,02-0,03);

Z— высота, на которой находится центр сечения трубы; g — ускорение свободного падения тел;

X— коэффициент гидравлического сопротивления; D — диаметр трубопровода.

Левая часть уравнения (4.38) характеризует изменение в по­ токе количества движения газа как сжимаемой среды. В том чис­ ле: слагаемое (dp/dx)[(1 + (3)pv2] — характеризует интенсивность изменения количества газа по длине трубопровода;

d(pv)/dx — характеризует скорость изменения движения ко­ личества газа во времени и по сечению трубы F

Правая часть уравнения характеризует проекции сил на ось х, действующих на элементарную массу газа рFdx:

—(dp/dx)Fdx — сил давления;

—рg(dz/dx)Fdx — гравитационных сил (сил тяжести);

—X(pv2/2D)Fdx — сил трения.

Знаки минус в правой части уравнения указывают, что давление по длине газопровода уменьшается, а силы тяжести и трения действуют в противоположном направлении потоку газа.

Для установившегося режима течения газа после матема­ тического преобразования формулы (4.36) уравнение примет вид:

Это уравнение показывает, что величина давления, необхо­ димого для перекачки жидкости по трубопроводу, складывается из падения давления на преодоление трения, на преодоление разности геодезических отметок трассы между концом и нача­ лом трубопровода и на создание расчетной скорости потоку газа в газопроводе.

184

Потери давления на трение складываются из потерь на пре­ одоление трения в трубопроводе и из потерь на преодоление местных сопротивлений.

Потери напора на сопротивление в трубопроводе зависят от режима движения жидкости и шероховатости труб, учитывается коэффициентом А., значение которого принимается из таблиц. Местные сопротивления, в зависимости от их вида, как правило, принимаются в виде эквивалентной длины трубопровода и при­ нимаются из таблиц.

Линия гидравлического уклона, показывающая падениедав­ ления подлине трубопровода, описывается уравнением квадратом величины давления, которая уменьшается пропорционально дли­ не трубопровода. Вто же времялиния падения величиныдавления по длине газопровода имеет вид параболы.

На конечном перегоне газопровода, когда газ поступает в хранилища или на потребление, линия гидравлического уклона меняет угол наклона в сторону его уменьшения. Это позволяет делать последние перегоны большей величины, нежели на других промежуточных перегонах между компрессорными станциями. На рис. 4.4, 4.5 и 4.6 показаны эти зависимости.

185

4.5.Размещение компрессорных станций на газопроводе

При проектировании газопровода компрессорные станции на его трассе размещаются с учетом технологических и экономи­ ческих соображений.

Во-первых, необходимо стремиться к тому, чтобы размеще­ ние КС отвечало требованиям удобства их строительства и экс­ плуатации.

Во-вторых, необходимо обеспечить максимальную пропуск­ ную способность газопровода при минимальных энергетических затратах. При этом следует помнить, что расположение КС по трассе газопровода существенно влияет на пропускную способ­ ность отдельных участков и газопровода в целом, а также на сум­ марную мощность КС.

Расчеты совместной работы газопровода и КС показывают, что при прочих равных условиях пропускная способность газо­ провода увеличивается при смещении КС ближе к началу газо­ провода. Это объясняется двумя причинами:

—во-первых, при приближении КС к началу газопровода (рис. 4.7) увеличиваются давления на входе станций, а следова­ тельно, уменьшается подача КС, отнесенная к условиям всасыва­ ния. Это, в свою очередь, приводит к увеличению степени сжатия КС, а значит, и пропускной способности газопровода;

—во-вторых, при смещении КС к началу газопровода повы­ шается среднее давление на участках между станциями, что при­ водит к уменьшению затрат энергии на преодоление сил трения при движении газа по трубопроводу, так как снижается скорость движения газа.

Следовательно, максимально возможная пропускная способ­ ность газопровода при заданном числе КС с учетом ограничения

■■■— —линии падениядавления газавгазопроводе после смещения

————- идо смещения КС

Рис. 4.7. График изменениярежимаработыгазопровода при смещении КС(а) и промежуточной КС(б) к началугазопровода

186

давления нагнетания будет достигнута при таком расположении КС по трассе, когда на всех станциях давление нагнетания будет равно максимально допустимому Рмах. На рис 4.7 схематически показан график изменения режима работы газопровода при сме­ щении КС (а) и промежуточной КС (б) к началу газопровода по результатам математического решении уравнений совместной работы газопровода и участков газопровода.

С учетом практического опыта проектирования магистраль­ ных газопроводов принимают на первых перегонах расстояние между КС равным 100—150 км, на последнем — 200—250 км.

4.6. Практический расчет магистрального газопровода

Учитывая условность и сложность способа расчета магист­ ральных газопроводов путем решения уравнений минимальных капитальных затрат на их сооружение и минимальных эксплуа­ тационных расходов, ниже на конкретном примере приводится способ расчета газопровода. Данный расчет приводится из «Спра­ вочника по транспорту газов» под ред. К. С. Зарембо. С. 215—217.

Задани е. С газового промысла требуется перекачивать 0=5,0 млн. м3 газа в сутки потребителю, расположенному на расстоянии L - 780 км. Промысел можетдлительно и устойчиводавать газдавлением Р= 20ата. К газораспределительной станции потребителя газ должен поступать с давлением Р2не ниже 10ата. Предел текучести стали труб 3300 кГ/см2. Относительная плотность газа р =0,62. Температура газа в газопроводе можетдостигать влетнее время /= 20°С(Т= 293°К).

Реш ение. В качестве основной расчетной формулы принимаем формулу 4.36:

Q= KDlil*2Plom(1- 1/r)0S394(1/Z,)0-5394

В качестве исходной позиции расчета принимаем данные табл. 77 «Справочника по транспорту газов» под ред. К. С. Зарембо. Наиболее близкими для нашего случая будут трубы D=529x7 мм при давлении передачи Р, = 51 кГ/см2 (52 ата).

Принимаем ориентировочно степень сжатия компрессоров г = 1,5. Тогда на приеме головной компрессорной станции должно быть обе­ спечено давление

Р2=52/1,5 = 34,7 ата« 35 ата

Следовательно, на газовом промысле должна быть установлена «дожимная» компрессорная станция для сжатия газа с 20до 35 ата, т. е. степень сжатия должна быть равна:

#■= 35/20 = 1,75,

что допустимо для одноступенчатого сжатия.

187

Определяем протяженность конечного участка газопровода от ко­ нечной по ходу газа КС до потребителя газа. Величина степени сжатия для этого участка будет равна:

г= 52/10 = 5,2.

Подставляя в расчетную формулу (И) [12] все необходимые вели­ чины из таблиц, получаем:

LhP'sm = 45,0 х 30 330 х 70,99 х 0,9799/5 000 000 = 19,0,

что соответствует LK =235 км.

Расстояние между головной и последней компрессорными стан­ циями составит

1 = 780-234=546 км.

Исходя из того, что на основании имеющегося опыта расстояния между компрессорными станциями должны быть близкими 1/150 км, рассматриваемдва варианта количества промежуточных компрессорных станций КС № 3 и КС № 4.

Впервом случае среднее расстояние между компрессорными стан­ циями должно быть 546:3 = 182км; во втором случае 546: 4 = 137 км.

Расход газа на собственные нужды компрессорных станций для больших магистральных газопроводов обычно колеблется в пределах 6—10% от количества передаваемого газа. Принимаем для нашего случая ориентировочно 400 тыс. м3 в сутки (8%),

Среднее количество газа, передаваемое по расчетному участку, ориентировочно можно принять как среднеарифметическое между ко­ личествами газа, передаваемыми головной и конечной компрессорными станциями.

(5400 000 + 5000 000)/2 = 5200 000 м3/сутки.

Определяем теперь для первого варианта по формуле (4.36) степень сжатия:

(1 - 1/Н)0’5394 = 5200 000/45,0 + 30 330 + 70,99 + 0,0603 « 0,89, при этом значении г= 2,27.

Аналогично для второго варианта получаем г= 1,59.

В первом варианте требуемая мощность на сжатие газа на каждой компрессорной станции определяем по кривой фиг. 82, что составит около 9500 л. с., а на всех четырех компрессорных станциях (включая головную) 38000 л. с.

Вовтором вариантетребуемая мощность на каждой компрессорной станциисоставитоколо6000л.с.,анавсехпяти компрессорных станциях 30 000 л. с.

Таким образом, более благоприятным с точки зрения затрат мощ­ ностей является второй вариант.

Произведем теперь уточненный расчет.

Головная компрессорная станция должна передавать общее коли­ чество газа с учетом собственных нужд четырем промежуточных стан­ ций по 6000 л.с. каждая. Собственные нужды компрессорных станций

188

принимаются обычно около НО тыс. м3 в сутки на 1000 л. с. мощности компрессоров. Тогда общее количество перекачиваемого газа составит 5000 000 + 10000 х 24 = 5240 000 м3 /сутки.

Расстояние между компрессорными станциями N° 1(головной) и N° 2 составит по формуле (11)

1°-5394 = 45,0 + 30 330 + 70,99 + 0,7626/5 200 000 = 13,85 и 1 = 135км.

Соответственно расстояние между компрессорными станциями № 3 и N9 4 — оно будет Z,3 = 138 км. (КС № 2 передает газа в количестве 5 240 000 - 60 000 =5180 000 м3).

Определяем расстояние между компрессорными станциями № 3 и № 4. Оно будет L = 141 км и между КС № 4 и № 5 — 143 км.

Протяженность конечного участка газопровода составит LK = 780- (135 + 138+ 141 + 143) = 224 км, что хорошо согласуется с ранее принятым решением Ьк=234 км.

Нетрудно доказать также, что принятый расчет по выборудиаметра трубопровода D =529 х 7 мм будет наиболее оптимальным, а именно:

если принять ближайший меньший диаметр трубы D„=426 мм, то необходимое давление газа составит Р{=95 ата, и соответственно при толщине стенки 11 мм это увеличит расход металла на 27%.

если принять ближайший больший диаметр трубы D„=630 мм , то необходимое давление газа составит Рх=44 ата, и соответственно при толщине стенки 7 мм это увеличит расход металла на 19%.

Контрольные вопросы для проверки знаний

1.Основные зависимости врасчетной формуле производитель­ ности газопроводов.

2.Зависимость производительности перекачки газа по газо­ проводу от степени сжатия газа.

3.Параметры, характеризующие зависимость аккумулирующей

способности газа.

4.Распределение затрат энергии при перекачке газа по тру­ бопроводу.

5.Параметры, от которых зависит величина потерь энергии на

трение при перекачке газа по газопроводу.

6.Учитывается ли величина скоростного напора при расчете газопроводов?

7.От какого параметра зависит кривизналинии гидравлического

уклона газопровода?

Раздел 5 ПРОКЛАДКА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

5.1. Общие требования при прокладке магистральных трубопроводов

Прокладка магистральных трубопроводов должна выпол­ няться в отведенной полосе земли в соответствии с проектными решениями и СНиП 2.05.06—85. При переходе судоходных рек прокладка трубопроводов проводится в специальных коридорах, выделенных для этих целей. Допускается прокладка трубопро­ водов по мостам, по которым проложены кабели междугородной связи, но для этого требуется согласование с Министерством связи России.

При прокладке нефтепроводов и продуктопроводов вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий, если они расположены на отметках ниже трубопроводов, должно предусматриваться строительство канавы для отвода разлившейся неф­ ти или нефтепродукта при аварии. Складирование грунта, вы­ нутого из канавы, необходимо предусматривать с низовой сторо­ ны в виде призмы, чтобы она служила дополнительной защитой от разлива продукта. Выпуск нефти и нефтепродуктов из ни­ зовой канавы должен быть предусмотрен вдали от населенных пунктов.

С верховой стороны от трубопровода должно предусматри­ ваться строительство канавы для отвода ливневых и талых вод.

В местах пересечений магистральных трубопроводов с ли­ ниями электропередачи напряжением 110 кВ и выше разрешается только подземная прокладка трубопроводов.

Допускается прокладывать магистральные нефтепроводы и газопроводы по мостам и тоннелям, принадлежащим желез­ ным и автомобильным дорогам, а также в тоннелях совместно с электрическими кабелями и кабелями связи и трубопровода­ ми других ведомств, только по согласованию с этими ведомст­ вами.

190

Расстояния между параллельно строящимися идействующи­ ми трубопроводами в одном техническом коридоре принимаются

сучетом выполнения условий:

—соблюдения проектной технологии поточного строитель­

ства;

—обеспечения безопасности при производстве работ;

—обеспечения надежности их в процессе эксплуатации.

Расстояния между параллельными нитками трубопровода при различных способах прокладки приведены в табл. 5.1, 5.2. и 5.3. При параллельной прокладке трубопроводов разных диа­ метров расстояние между ними принимаются по трубопроводу большого диаметра.

При строительстве магистральные трубопроводы должны располагаться на всем протяжении, как правило, с одной сторо­ ны от существующих трубопроводов при их параллельной про­ кладке.

Изгибы трубопровода в вертикальной и горизонтальной пло­ скости должны быть в пределах допустимых радиусов, которые определяются расчетами при проектировании. При расчетах не­ обходимо учитывать прочность металла труб, устойчивость поло­ жения трубопровода. Минимальный радиус изгиба трубопровода для беспрепятственного прохождения ершей, скребков и раздели­ телей обычно применяется не менее пяти его диаметров.

На трубопроводе должны быть предусмотрены узлы пуска и приема очистных и разделительных устройств, конструкция ко­ торых определяется проектом. Для беспрепятственного прохода этих устройств трубопровод в пределах одного очищаемого участ­ ка должен иметь постоянный внутренний диаметр и линейную арматуру без выступающих частей внутрь трубопровода. На участ­ ках переходов трубопровода через естественные и искусственные препятствия, диаметр которых отличается отдиаметра основного трубопровода, необходимо предусматривать самостоятельные узлы пуска и приема очистных устройств.

Трубопровод и узлы пуска и приема очистных устройств должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистри­ рующими прохождение очистных устройств. В местах ответ­ влений от основного трубопровода должны предусматриваться конструкции, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

В местах примыкания магистральных трубопроводов к тру­ бопроводам компрессорных и насосных станций, к узлам пуска

иприема очистных устройств, переходам через водные преграды

ив других случаях необходимо учитывать возможные линейные

191