книги / Трубопроводный транспорт нефти и газа

давления на всех остальных станциях. Г-сли при нормальной работе газопровода давления ра близки к допустимому ра, то при отключении станции х необходимо провести регулирование, снижающее давле­ ние рп на станции х —1 до допустимого давления рл.

Возьмем участок, начинающийся от станции х—1. Вторая станция на этом участке отключена. Расход при условии, что давление на пер­ вой станции х —1 равно рд, может быть определен по формуле (5.73), в которой сначала следует принять х = 2, а затем п надо будет заме­ нить на я — (х—2). Получим, что наибольшее допустимое значение расхода при отключении станции

После определения расхода QxA решается вопрос о том, каким об­ разом на станции х—I может быть достигнуто давление рА т. е. ре­ шается вопрос о регулировании. Наиболее экономичные способы ре­ гулирования — отключение агрегатов и изменение частоты вращения роторов.

Число агрегатов, которые должны быть отключены на станциях от первой до х—1 включительно, и частоту вращения роторов можно определить по приведенным характеристикам. При этом возможен целый ряд режимов работы, обеспечивающих на станции х—1 давле­ ние, равное рд. Наилучшим из них будет тот, при котором давления поддерживаются на возможно более высоком уровне. В этом случае линии падения давления будут пологими, степени сжатия на стан­ циях, а следовательно, и мощности, затрачиваемые на компримиро­ вание,— наименьшими.

5. И. ОПТИМАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ МАГИСТРАЛЬНОГО

ГАЗОПРОВОДА

Определение экономически наивыгоднейших параметров магистраль­ ного газопровода (диаметр D, рабочее давление р х и степень сжатия компрессорных станций е) — одна из основных задач технологиче­ ского расчета. В качестве критерия при выборе оптимальных пара­ метров газопроводов принимаются приведенные затраты: 5 = = К Г + Э, где S — приведенные годовые затраты; К — капитальные затраты; Е — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (при расчете объектов транспорта и хранения нефти и газа он принимается равным 0,12 1/год); Э — эксплуатационные расходы. Для расчета наивыгоднейших параметров магистральных газопрово­ дов используют методы графоаналитический, сравнения конкурирую­ щих вариантов, а также аналитический. В практике проектирования наибольшее распространение получили первые два метода.

17 1

Г р а ф о а н а л и т и ч е с к и й м е т о д

Этот метод расчета оптимальных параметров в конечном счете сводится к определению рациональной области применения труб различного диаметра и рабочего давления, а также к обоснованию области исполь­ зования газоперекачивающих агрегатов (ГПА), выпускаемых промыш­ ленностью в данный период. С этой целью для каждого из вариантов с постоянным диаметром труб, рабочего давления, типа ГПА и сте­ пени сжатия строят графическую зависимость удельных приведенных затрат 5 уД от пропускной способности газопровода Q. Удельные за­ траты — затраты на единицу длины и пропускной способности газо­ провода. При построении такой зависимости для выбранного сочета­ ния основных параметров (D , р и е), а также для определенного типа ГПА используют укрупненные нормативные технико-экономические показатели, разрабатываемые проектными институтами, в частности ВНИПИтр ансгазом.

Удельные приведенные затраты находят из следующего выраже­ ния: 5 УД = S KC/(IQ) + 5Л. JQ, где SKC — приведенные затраты на одну КС, зависящие от ее типоразмера, т. е. от типа, числа и схемы работы ГПА; 5Л. ч — приведенные затраты по линейной части газо­ провода в расчете на единицу длины, зависящие от его диаметра и ра­ бочего давления; / — расстояние между КС, зависящее от диаметра и рабочего давления газопровода, а также от степени сжатия КС. На рис. 5.13 приведено несколько подобных графических зависимостей 5 УД = / (Q) Для газопроводов диаметром 1020—1620 мм с рабочим давлением 5,6 МПа и двухступенчатым компримированием. Подобные графические зависимости, построенные для всех практически воз­ можных и целесообразных сочетаний диаметра и рабочего давления газопровода и степени сжатия КС, позволяют при проектировании

Рис. 5.13. График рациональной области применения газопроводов различного диаметра

172

конкретного газопровода наметить сравнительно небольшое число конкурирующих вариантов для выбора его экономически наивыгоднейшнх параметров. Мри этом конкурирующие варианты назначаются с учетом стандарта на трубы, а также типов ГОА, выпускаемых про­ мышленностью для магистральных газопроводов. Следует отметить, что подобные графические зависимости обычно строят для каких-то средних условий строительства газопроводов без учета таких важных показателей, как сроки ввода в эксплуатацию газопровода в целом, уровень замыкающих затрат на газ в районе строительства газопро­ вода и т. д. Поэтому при проектировании конкретных газопроводов обычно используют метод сравнения конкурирующих вариантов.

Метод сравнения конкурирующих вариантов

В соответствии с этим методом и в зависимости от пропускной способ­ ности газопровода намечается ряд конкурирующих вариантов по диа­ метру, рабочему давлению газопровода и степени сжатия КС. При этом используют известные рекомендации о рациональной области применения труб различного диаметра и рабочего давления, а также различных типоразмеров КС. Применительно к газопроводам доста­ точно большой пропускной способности (более 5 млрд. м3/год) с уче­ том выпускаемого промышленностью оборудования для магистральных газопроводов для сравнения следует рассматривать варианты с рабо­ чим давлением 5,6 и 7,6 МПа, а в отношении степени сжатия КС — схемы одно- и двухступенчатого компримирования. Для выбора оп­ тимального диаметра обычно достаточно сравнить 2—3 варианта.

По каждому из намеченных вариантов проводят комплекс меха­ нических, тепловых, гидравлических и экономических расчетов для определения приведенных затрат на строительство и эксплуатацию газопровода. К строительству обычно принимается вариант с: наи­ меньшими приведенными затратами. Если какие-либо варианты ока­ зываются по приведенным затратам примерно равноценными (разница приведенных затрат не превышает 5 %), то для выбора наивыгодней­ шего варианта может быть использован дополнительный критерий, например величина металловложений, капитальных затрат и т. д.

Аналитический метод

При проектировании реальных газопроводов рассмотренные методы являются наиболее целесообразными и рациональными, вместе с тем при общем исследовании вопроса об оптимальных параметрах маги­ стральных газопроводов, в частности при изучении зависимости оп­ тимальных значений диаметра и рабочего давления газопровода и сте­ пени сжатия КС от его пропускной способности, более рациональным становится аналитический метод. Хотя этот метод и является менее точным в результате использования приближенных аналитических выражений для приведенных затрат, тем не менее он позволяет полу­ чить более четкую зависимость оптимальных параметров газопровода от его пропускной способности, применяемого оборудования, материа­

173

лов, условий строительства и т. д. Аналитический метод позволяет обеспечить научный подход к разработке стандарта на трубы п нор­ мального ряда ГПА для магистральных газопроводов.

Аналитический метод расчета оптимальных параметров магистраль­ ных газопроводов предполагает использовать приближенные анали­ тические зависимости для приведенных затрат как функции пропуск­ ной способности газопровода, его диаметра и давления, а также сте­ пени сжатия КС. Выбор указанных аналитических зависимостей опре­ деляется требованиями достаточно точного совпадения расчетных значений экономических показателей с нормативными и необходимой простоты исследования поставленной задачи, поскольку в противном случае аналитический метод лишается всех своих преимуществ.

Исследуем сначала зависимость оптимальной степени сжатия КС от пропускной способности газопровода. Удельные приведенные за­ траты на КС газопровода в расчете на единицу его длины можно пред­

где А о — приведенные затраты на одну КС, не зависящие от ее мощ­ ности; A N — коэффициент, характеризующий приведенные затраты на одну КС, зависящие от ее мощности; т — показатель политропы. Расстояние между КС газопровода определяется из уравнения расхода

Тогда выражение удельных приведенных затрат на КС газопровода принимает следующий вид:

Оптимальную степень сжатия найдем, приравняв нулю частную производную от выражения удельных приведенных затрат по степени сжатия. После преобразований получаем

Таким образом, оптимальная степень сжатия КС газопровода не за­ висит от его диаметра и рабочего давления. При увеличении пропуск­ ной способности газопровода правая часть стремится к двум, поэ­ тому степень сжатия должна стремиться к единице. Это объясняется тем, что при повышении пропускной способности газопровода умень­ шается доля приведенных затрат на КС, не зависящих от ее мощно­ сти, и, наоборот, увеличиваются затраты, пропорциональные рабочей мощности КС. Последние же с понижением степени сжатия умень­ шаются. Значения отношения A J A N для КС с агрегатами ГТК-10

174

6

Рис. 5.14. График зависимости оптимальной степени сжатия газотурбинных

(а) и газомоторных (б) КС магистральных газопроводов от пропускной способ­ ности:

/ — при Л 0/Л д -- 1 млн. м'/сут; 2 — 0,8 мли. м:,/сут; 3 — 0,4 млн. MVcyT

и ГТК-16 соответственно равны (при т — 1,31) 0,97 и 0,94 млн. м3/сут при рабочем давлении 5,6 и 0,8 МПа и 0,86 млн. м3/сут при давлении 7,6 МПа.

На рис. 5.14 изображена зависимость оптимальной степени сжа­ тия е газотурбинных и газомоторных КС газопровода от его пропуск­ ной способности Q при т = 1,31 и различных значениях отношения A 0!An . Приведенные графические зависимости е0пх — / (Q) в опреде­ ленной степени носят качественный характер, однако они дают доста­ точно четкое представление о характере изменения оптимальной сте­ пени сжатия КС при изменении их пропускной способности и опреде­ ляют область, где необходимо искать оптимальную степень сжатия более точными методами.

При проектировании большинства магистральных газопроводов отдают предпочтение даже при больших расходах (15—20 млрд. м3/год) вариантам со степенью сжатия 1,4—1,5, хотя это менее выгодно как по приведенным затратам, так и по всем остальным экономическим показателям. Преимуществом такого решения можно считать не­ сколько большую надежность, более широкий диапазон регулиро­ вания пропускной способности, большую устойчивость системы КС — газопровод вследствие более крутой газодинамической характери­ стики КС, возможность более быстрого ввода в эксплуатацию всех КС газопровода (меньшее число строительных площадок). Однако в каж­ дом конкретном случае необходимо детально обосновать выбор той или иной схемы компримирования КС.

Перейдем к исследованию зависимости оптимального диаметра и рабочего давления газопровода от его пропускной способности. Ана­ лиз нормативных экономических показателей позволяет рекомендо­ вать следующую интерполяционную формулу, аналитически выра-

175

жающуго зависимость приведенных затрат линейной части газопровода от диаметра и рабочего давления:

зависящие от его диаметра и рабочего давления; S p — приведенные затраты на единицу длины газопровода, пропорциональные массе трубопровода; S D — приведенные затраты на единицу длины газо­ провода, зависящие только от диаметра трубопровода. Выражение (5.75) достаточно точно аппроксимирует нормативные приведенные затраты по линейной части газопроводов в широком диапазоне изме­ нения диаметра (от 530 до 1420 мм) и рабочего давления. Максималь­ ная погрешность расчетных данных по отношению к нормативным не превышает 3—4 %, что следует считать вполне допустимым для про­ водимых исследований.

Для приведенных затрат на одну КС с газотурбинным приводом весьма удобна следующая приближенная аналитическая зависимость:

где S 0KC — приведенные затраты па одну КС, не зависящие от ее ти­ поразмера; S Q— приведенные затраты на одну КС, зависящие только от ее подачи; S pк с — приведенные затраты на одну КС, зависящие от ее рабочего давления и подачи.

С учетом выражений (5.74), (5.75) н (5.76) уравнение удельных приведенных затрат на единицу длины газопровода при фиксирован­

где

*2T2„RBозд(в2 - 1)

с

16р2те2ДХГср2ср

Оптимальные значения рабочего давления и диаметра газопровода найдем, приравняв к нулю частные производные от приведенных затрат по давлению и диаметру:

176

И з (5.77) и (5.79) относительно р х получаем квадратное уравнение

Анализ полученных уравнений позволяет сделать выводы.

1. Оптимальное давление газопровода в основном зависит от со­ отношений S D/Sp и S Q/S P кс, повышаясь с их ростом. Другими сло­ вами, оптимальное давление тем выше, чем меньше при прочих рав­ ных условиях составляющие приведенных затрат линейной части и КС, зависящие от рабочего давления. В частности, если S rKC -- О, т. е. приведенные затраты на КС не зависят от рабочего давления, то оптимальное давление р 1 = 4S D / S p .

2.Применение высокопрочных сталей приводит к увеличению оптимального рабочего давления газопровода, так как при этом от­ ношение S D/S P увеличивается.

3.Оптимальное рабочее давление весьма слабо зависит от пропуск­ ной способности газопровода, особенно в области больших расходов, когда уравнение (5.80) принимает такой вид:

4.Оптимальный диаметр газопровода, как видно из уравнения (5.79), в первую очередь зависит от пропускной способности газопро­ вода. При больших значениях Q оптимальный диаметр газопровода

и пропускной способности газопровода уменьшаются с ее ростом. Поэтому удельные приведенные затраты однониточного газопровода всегда меньше, чем многониточного равной пропускной способности. Однако необходимо отметить, что существует другой подход к выбору оптимальных параметров магистральных газопроводов, составляю­ щих вместе с газовыми промыслами и потребителями единую систему. Наличие сезонной неравномерности газопотребления и условие бес­ перебойной подачи газа потребителям накладывают отпечаток на эко­ номику трубопроводного транспорта газа. В частности, обработка статистических данных об отказах на магистральных газопроводах показывает, что их общая продолжительность за год существенно возрастает с увеличением диаметра газопровода. Поэтому с увеличе­ нием диаметра газопровода возрастают (для обеспечения одного уровня надежности газоснабжения) затраты па создание необходимых резервов газообразного или другого вида топлива в районе газопот­ ребления. В первую очередь это возможно за счет увеличения мощно­ сти подземных хранилищ газа. На случай перерыва подачи газа по газопроводу следует предусмотреть возможность увеличения суточ­ ного отбора газа из подземного хранилища, что даже при его неизмен­ ной полезной емкости приводит к значительному увеличению затрат на его сооружение и эксплуатацию. Поэтому с учетом обеспечения необходимой надежности двухниточный газопровод может оказаться более экономичным, чем однониточный газопровод большего диаметра

177

с такой же пропускной способностью. Приведенные аналитические исследования оптимальных параметров в значительной степени носят качественный характер. В таком виде аналитический метод для про­ ектной практики вряд ли представляет большой интерес. Однако в не­ сколько упрощенном виде аналитическая методика может быть при­ менена и к решению целого ряда задач в проектной практике. В част­ ности, при определении рациональной области применения труб раз­ личного диаметра вместо графоаналитического метода более удобен следующий упрощенный аналитический метод.

Для заданных значений рабочего давления и диаметра газопро­ вода, а также типа ГГТА и схемы компримирования уравнение удель­ ных приведенных затрат в расчете на единицу длины и пропускной способности имеет вид

где 5Л. ч — удельные приведенные затраты на единицу длины газо­ провода диаметром D и рабочим давлением р г. Если, например, не­ обходимо определить пропускную способность, выше которой трубо­ провод диаметром D , будет выгоднее трубопровода диаметром D, (при Dj -<Z?2), достаточно решить равенство

где 5 Л.ч и 5л'ч — удельные приведенные затраты на линейную часть газопроводов соответственно диаметром D, и D 2, принимаемые по нормативным источникам.

Аналогичным образом может быть найдена пропускная способ­ ность, при которой, например, двухниточный газопровод будет вы­ годнее однониточного и т. д.

Для практики определенный интерес представляет оптимальная пропускная способность газопроводов различных диаметров, соот­ ветствующая минимальным удельным приведенным затратам.

Приравнивая к нулю производную от удельных приведенных за­ трат по расходу, получаем

Из последнего уравнения определяется оптимальная пропускная спо­ собность газопровода заданного диаметра и рабочего давления.

178

5.12. РЕЖИМ РАБОТЫ ГАЗОПРОВОДА ПРИ СБРОСАХ И ПОДКАЧКАХ

Характерной особенностью магистральных газопроводов является наличие значительного числа сбросов попутным потребителям. Эти сбросы могут производиться как в течение всего года (будучи, как правило, переменными по времени), так и периодически (например, сбросы буферным потребителям). Для протяженных магистральных газопроводов нередко также наличие подкачек газа по трассе. Эти поступления газа возможны из других магистральных газопроводов по специальным перемычкам или с недалеко расположенных газовых месторождений и подземных хранилищ газа.

В связи с созданием Единой системы газоснабжения страны любой крупный магистральный газопровод, как правило, имеет значитель­ ное число сбросов и подкачек, которые, будучи переменными во вре­ мени, могут существенно влиять на режим работы газопровода в це­ лом. Расчет режима работы протяженного магистрального газопро­ вода с переменными сбросами и подкачками представляет весьма слож­ ную инженерную задачу, требующую применения совершенного ма­ тематического аппарата и вычислительной техники.

Здесь даются лишь качественный анализ режима работы маги­ стрального газопровода с переменными сбросами и подкачками и на основе этого некоторые общие рекомендации по регулированию его режима работы.

На рис. 5.15, а изображен график изменения режима работы газо­ провода при периодическом сбросе. Как видно из графика, при перио­ дическом сбросе линия депрессии давления (пунктирная линия) сни­ жается на всем протяжении газопровода, но особенно заметно на участке после сброса. Это объясняется тем, что при сбросе пропускная способность на участке после сброса уменьшается, а это, в свою оче­ редь, при неизменных конечном давлении газопровода и характери­ стиках КС приводит к снижению линии депрессии давления за сбро­ сом. Отсюда же следует, что на участке до сброса пропускная способ­ ность должна несколько возрасти. С увеличением пропускной способ­ ности степени сжатия КС, расположенных до сброса, уменьшаются, что приводит к снижению линии депрессии давления и на этом участке.

Очевидно, чем больше сброс, тем в большей степени снижается линия депрессии давления. На основе сделанного ранее анализа также следует, что чем ближе к началу газопровода будет располо­ жен сброс, тем в большей степени при прочих равных условиях будет изменяться режим работы газопровода. Таким образом, при периоди­ ческих сбросах давления на всех КС газопровода понижаются, а по­ дача газа конечному потребителю уменьшается (при неизменных ха­ рактеристиках КС). Такая же картина получается при увеличении сброса. Последнее очень характерно для зимнего периода работы га­ зопровода, когда из-за сезонной неравномерности газопотребления сбросы газа попутным потребителям заметно увеличиваются. При этом давления на выходе последних станций заметно снижаются, а эффек­ тивность их работы падает вследствие снижения их степеней сжатия.

179

а

Рис. 5.15. Графики изменения режима работы газопровода при периодических

Снижение степенен сжатия на КС, расположенных за сбросом, объяс­ няется увеличением объемной подачи, отнесенной к условиям всасы­ вания КС этого участка. В некоторых случаях эта подача может сни­ зиться настолько, что возникает необходимость регулирования, по­ скольку она не должна быть меньше минимально допустимой, указан­ ной в паспорте нагнетателя (здесь рассматривается лишь КС с центро­ бежными нагнетателями). Повышения рабочих давлений на участке за сбросом можно добиться за счет отключения части агрегатов на одной или двух последних КС газопровода или снижения частоты вра­ щения ротора нагнетателей на тех же КС. При отключении части агре­ гатов на последней или двух последних КС пропускная способность протяженного газопровода с большим числом станций практически не изменяется, в то же время заметно повышается эффективность работы остальных КС за сбросом (повышаются их степень сжатия, мощность и к. п. д.).

График изменения режима работы газопровода при периодической подкачке изображен на рис. 5.15, б. Как видно из графика, при под­ качке (пунктирная линия) наблюдается повышение давления на всех КС газопровода. Поэтому если давление на какой-либо КС превышает максимально допустимое, то возникает необходимость регулирования отключением части агрегатов или снижением частоты вращения ро­ тора агрегатов на этой станции или на станциях, расположенных

до нее,