книги / Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
..pdfтрубопроводах, имеющих значительный срок эксплуатации, так как их стенки ослаблены накопленными дефектами.
На применение методов увеличения производительности определенные ограничения накладывает и оборудование, уста новленное на НПС. Покажем это на примере удвоения числа нефтеперекачивающих станций (рис. 3.38). Пусть первоначаль но рабочей точкой была точка А, которой соответствовала про изводительность Qa. После удвоения числа НПС производитель ность нефтепровода стала равной QB. Будет ли она находиться в пределах зоны максимальных КПД насосов? Будет, если пер воначально нефтепровод работал с производительностью
(3.141)
ют
Рабочая 4 зона
Рис. 3.38. Совмещенная характеристика трубопровода и НПС при Нст* const:
1—(Q -H ) характеристика нефтепровода; 2 —(Q—H) характеристика нефтепро вода с лупингом; 3 —(Q-H) характеристика НПС после регулирования (обес печивает равенство Qc= 1,2 • QH)
п |
1»2‘ (2я _ л * а . |
При ламинарном режиме перекачки — ^— -°*о • цн, при тур |
|
булентном режиме в зоне гидравлически гладких труб —0,808 • |
|
в зоне смешанного трения —0,833 • |
в зоне квадратичного тре |
ния —0,849 • QH- Как видим, если режим течения ламинарный, то величина QBпри удвоении числа НПС всегда находится за пре делами рабочей части характеристики насосов. При турбулент ном же режиме величина QBможет остаться в пределах рабочей зоны только тогда, когда первоначальная производительность нефтепровода QÀсоставляла от 0,8 до 0,808...0,841 номинальной подачи насосов. Случай это относительно редкий и поэтому мы можем сделать вывод, что при удвоении числа НПС вновь до стигаемая производительность нефтепровода QB находится за пределами рабочей зоны насосов. Соответствующую ей рабочую точку назовем точкой В.
Выход за пределы рабочей зоны приводит к уменьшению ко эффициента полезного действия насосов и увеличению удель ных затрат энергии на перекачку, что не всегда оправдано. Поэтому, если менять насосное оборудование не планируется, максимально допустимое увеличение производительности тру бопровода должно быть не более хдоп = 1,2QH/ Q A. В этом случае рабочей точкой должна стать точка С. Добиться соответствующе го прохождения суммарной характеристики НПС можно, если часть нефтеперекачивающих станций будет развивать меньший напор (работать меньшим количеством насосов, иметь насосы с меньшим диаметром рабочих колес и т. п.).
В качестве примера определим, какое общее число одинако вых насосов на НПС должно быть, чтобы производительность нефтепровода увеличилась в хдоп раз. Учитывая, что А = т0 • аы и В = т0-bм(где т0—первоначальное общее количество работаю щих насосов на станциях рассматриваемого эксплуатационного участка), можем переписать формулу (3.48) в виде
Оо = |
|
(3.142) |
|
1, |
02-f - L p + mQ-Ьн |
||
|
После увеличения общего количества работающих насосов до /я,, по аналогии можем записать
142
hn +nt1 • аи Az hpçj.
Ô, =
1,02-f -LP + m,bM
Поделив (3.143) на
f hn +m}-aM- à z ~ h 0CT'' |
( 1,02-f - L P+mo-bu Y |
|||
Хдоп = |
^ *ам |
hoc? j |
[ l,0 2 - f - L p +r^-b^ J |
|
_v |
||||
|
|
Ом{Щ~тр) |
2-т |
|
|
|
|
||
|
n |
Ьм { щ - т „) |
|
|
(3.143)
(3.144)
1,02-/^+ то-& м ^
т0*^А/ __ ц/ Учитывая,что (fy ? - Д г - V r ) « "«о а м • иобозначив Y ô i - f ^ L'Р
можем переписать выражение (3.144) в виде 1
2-т
Wp______
Хдоп ~
i+ w .-й- "»о ;
откуда
Щ _ ______ Хдоп______
(3.145)
По формуле (3.145) можно найти только необходимое общее количество работающих насосов. Их распределение по станци ям —задача, решаемая с учетом ограничений на напоры и под поры НПС.
Сопоставим теперь рассмотренные способы увеличения про пускной способности с точки зрения удельных затрат электро энергии на 1 тонну перекачиваемой нефти. Если пренебречь энергозатратами на работу подпорных насосов, из формулы (3.95) следует
Е |
= - } — . y N |
- n-Q-P-g-Hçr |
_ n g-Hçr (3.146) |
W |
P Q w mC‘ |
Р й Пн Лэ Пшх |
Пн Пэ Пшх' |
После удвоения перекачивающих станций (при Нст- const)
. _ 2 n g Hçr |
(3Л47) |
|||
|
Л „ Л э |
Лмех |
|
|
Соответственно получаем |
|
|
|
|
Е УД _ 2 |
Лн |
Лэ |
ЛМЕХ |
|
Е у д |
Лн |
Лэ |
ЛМЕХ |
|
Если предположить равенство коэффициентов полезного действия насосов Л н ~ Л н (хотя на самом деле Л н к Л н К элек тродвигателей Л э ~ Л э и механической передачи Л м е х ~ Л м е х до
и после удвоения числа НПС, относительное увеличение энер
гозатрат составит |
|
w = ^S- = 2. |
(3.148) |
Еу д
Вслучае применения лупинга прирост пропускной способ ности нефтепровода происходит за счет снижения гидравличес кого сопротивления линейной части, то есть без участия перека чивающих станций. В этом случае
Е'уд=Еуд\у/ = 1. |
(3.149) |
Подведем итоги, какой способ увеличения производитель ности нефтепроводов следует применять? Удвоение числа НПС позволяет увеличить пропускную способность не более чем на 40 %. Тогда как прокладка лупингов позволяет практически удвоить производительность нефтепровода.
Применение лупингов имеет также следующие очевидные преимущества: 1) величина давления в трубопроводе не уве личивается; 2) удельные энергозатраты на перекачку остаются прежними, тогда как при удвоении числа НПС они также удваи ваются. Однако для обеспечения очистки и диагностики лупин гов требуется сооружение дополнительных камер пуска-приема СОД. Поэтому окончательное решение о выборе способа увели чения пропускной способности нефтепровода должно прини маться на основе экономического сравнения вариантов.
Рекомендуемая литература
1.Трубопроводный транспорт нефти / Г. Г. Васильев, Г. Е. Ко робков, А. А. Коршак и др.; Под ред. С. М. Вайнштока:
Учеб, для вузов: В 2 т. —М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. —
Т.1 .-4 0 7 с.
2.Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа /
Ф.Ф. Абузова, Р. А. Алиев, В. Ф. Новоселов и др. —М.: Нед ра, 1992. - 320 с.
3.Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации неф тебаз и нефтепроводов / Тугунов П. И., Новоселов В. Ф., Кор шак А. А. и др.; Учебное пособие для вузов. —Уфа: ООО «Ди зайн ПолиграфСервис», 2002. —658 с.
4.РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирова ния магистральных нефтепроводов. М.: Гипротрубопровод,
2002.
5.РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации ма гистральных нефтепроводов. М.: Недра, 2001. —194 с.
6.СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997. —52 с.
7.Центробежные нефтяные насосы для магистральных тру бопроводов: Каталог. — 2-е изд., исправ. и доп.— М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1989.-24 с.
4. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ ГАЗА
4.1. |
Состав сооружений |
и классификация магистральных газопроводов
Система доставки продукции газовых месторождений до по требителей представляет собой единую технологическую цепоч ку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает в систему магистрального газопровода (рис. 4.1).
Рис. 4.1. Состав сооружений магистрального газопровода:
1 —промыслы; 2 —газосборный пункт; 3 —промысловый коллектор; 4 —уста новка подготовки газа; 5 — головная компрессорная станция (ГКС); 6 — ма гистральный трубопровод; 7 - промежуточная КС; 8 - линейные запорные устройства; 9 - подводный переход с резервной ниткой; 10—переход под же лезной дорогой; 11 —отвод от магистрального газопровода; 12 —газораспреде лительная станция (ГРС); 13 - конечная ГРС; 14 —станция подземного хране ния газа (СПХГ); 15 —газорегуляторный пункт (ГРП); 16 —тепловая электро
станция; 17—газоперерабатывающий завод (ГПЗ)
В состав магистрального газопровода входят следующие основные объекты:
головные сооружения;
компрессорные станции;
газораспределительные станции;
станции подземного хранения газа;
линейные сооружения.
На головных сооружениях производится подготовка газа, его учет и компримирование с целью дальнейшей транспортировки.
В комплекс по подготовке газа входят установки по его очистке от механических примесей, влаги, углекислого газа и ге лия. Этот комплекс размещается на территории компрессорной станции.
Компрессорные станции (КС) размещаются по трассе газо провода с интервалом 80... 120 км и служат для восстановления давления перекачиваемого газа. В большинстве случаев КС обо рудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотур бинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 88 % всех КС, а элек троприводом —около 12 %.
Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей. ГРС также обо рудуются узлами учета и установками очистки и одоризации газа (придания ему специфического запаха для облегчения обнару жения утечки газа с целью предупреждения взрывоопасных си туаций и отравления людей).
После ГРС газ поступает в газовые сети населенных пунктов, которые подают его к месту потребления. Снижение и поддержа ние в необходимых пределах давления газа в газораспределитель ных сетях осуществляется на газорегуляторных пунктах (ГРП).
Для сглаживания неравномерности потребления газа круп ными населенными пунктами сооружаются станции подземного хранения газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохрани лище СПХГ оборудуется собственной дожимной компрессор ной станцией (ДКС).
К линейным сооружениям относятся собственно магистраль ный трубопровод, линейные запорные устройства, узлы очист ки газопровода, переходы через искусственные и естественные препятствия, станции противокоррозионной защиты, дренаж ные устройства. К линейным сооружениям также относятся ли нии технологической связи, отводы от магистрального газопро вода для подачи части транспортируемого газа потребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы (ЛЭС).
Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными
147
кранами следует предусматривать дистанционным — из поме щения операторной компрессорной станции, а также ручным — по месту. Линейная запорная арматура должна оснащаться авто матическими механизмами аварийного перекрытия.
При параллельной прокладке двух и более магистральных га зопроводов в одном технологическом коридоре предусматрива ется соединение их перемычками с запорной арматурой. Пере мычки следует размещать на расстоянии не менее 40 и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после ком прессорных станций.
Вспомогательные линейные сооружения магистрального га зопровода принципиально не отличаются от сооружений ма гистрального нефтепровода. К ним относятся линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки, площадки ава рийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д.
В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует серо водород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа обычно сооружаются только вблизи крупных городов или райо нов газопотребления.
Исходя из величины рабочего давления, магистральные газо проводы подразделяются на два класса:
• 1-й класс —при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа включительно; 2-й класс —при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно.
Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, к магистральным газопроводам не относятся. Протяженность магистральных газопроводов составляет обычно от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр —от 150 до 1420 мм включительно. Большая часть газопроводов имеет диа метр от 720 до 1420 мм включительно.
4.2. Основные физические свойства газов
В настоящее время для газоснабжения используются в основ ном природные газы. Они имеют сложный многокомпонентный состав. В зависимости от происхождения природные газы под разделяют на три группы:
•газы, добываемые из чисто газовых месторождений, на 82...98 % состоящие из метана;
газы газоконденсатных месторождений, содержащие 80...95 % метана;
газы нефтяных месторождений (попутные нефтяные газы), содержащие 30...70 % метана и значительное количество тя желых углеводородов.
Газы с содержанием тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м3 принято называть сухими или «тощими», а с большим содержанием углеводородов —«жирными».
Для выполнения гидравлического и теплового расчета газо проводов и расчета режимов работы компрессорных станций необходимо знать основные свойства природных газов: плот ность, вязкость, газовую постоянную, псевдокритические зна чения температуры и давления, теплоемкость, коэффициенты сжимаемости и Джоуля—Томсона.
Плотность газа (газовой смеси) определяется по правилу ад дитивности (пропорционального сложения)
п
P r~ ^ jai' РП’ |
(4.1) |
1=1 |
|
где а. — объемная (мольная) доля /-го компонента смеси, имеющего плотность рп; п —число компонентов смеси.
Согласно уравнению Менделеева —Клапейрона (состояния)
Р
P r ~ Z R T ’
где P, Т —давление и температура в системе; Z, R —соответ ственно коэффициент сжимаемости и газовая постоян ная смеси.
То есть плотность газовой смеси зависит от термодинамичес ких условий, и поэтому данные о ней должны сопровождаться указанием давления и температуры, для которых она найдена.
Различают нормальные (Т = 273,15 К и Р = 0,1013 МПа) и стандартные (Т = 293,15 К и Р = 0,1013 МПа) условия.
При нормальных условиях плотность газа можно определить
по его молярной массе |
|
|
где |
Мг —молярная масса природного газа, кг/кмоль, |
|
|
Мг ^ а г Мг ,\ |
(4.2) |
а., Мп —соответственно объемная доля и молярная мас са /-го компонента; 22,41 —объем одного киломоля газа при нормальных условиях, м3/кмоль.
Пересчет плотности газа с одних параметров состояния (F, T, Z') на другие (P, T, Z) можно осуществить по формуле
|
P T' Z' |
(4.3) |
|
Рг=Рг- P ' - T Z ’ |
|
|
|
|
где |
F , T , Z —соответственно абсолютное давление, абсо |
|
|
лютная температура и коэффициент сжимаемости, при |
|
|
которых известна плотность газа Р г ; P, T, Z —анало |
|
|
гичные параметры, при которых надо определить плот- |
|
|
♦ |
|
|
ность газа Р г . |
|
|
В расчетах часто пользуются величиной относительной плот |
|
ности газа, численно равной отношению плотности |
газа р Г |
|
к плотности воздуха р юзд при одних и тех же условиях |
|
|
|
Д= -& _ . |
(4.4) |
|
Рвоъд |
|
Удобство использования относительной плотности заключа ется в том, что величина не зависит от давления и температуры.
Газовая постоянная природного газа (Дж/(кг • К)) зависит от состава газовой смеси и вычисляется по формуле
(4.5)