книги / Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа

скс

которое округляется до целого пкс (как правило, в большую сторону).

14) Уточняется расстояние между КС

пкс

На этом первый этап технологического расчета газопровода завершается.

Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода меж ду двумя компрессорными станциями

Абсолютное давление в конце участка газопровода определя­ ется из формулы расхода (4.30)

В этом уравнении величина Л рассчитывается с учетом ко­ эффициента динамической вязкости рГпри средних значениях температуры и давления.

Уточненный расчет участка газопровода выполняется в сле­ дующем порядке:

1)принимаются в качестве первого приближения значения А и Zcp и Тср из предварительных вычислений;

2)определяется по формуле (4.122) первое приближение вели­ чины Рк ;

3)по известным значениям Рн и Рк по формуле (4.40) определя­ ется уточненное среднее давление Рср;

4)по формуле (4.11) определяются средние приведенные давле­ ние Рпри температура Тпр,

5)для расчета конечного давления во втором приближении вы­ числяется уточненное значение Тср. для этого используют ве­ личины средней удельной теплоемкости Ср, коэффициента Джоуля—Томсона Di и коэффициента at, вычисленные при найденных значениях Рсри Тср первого приближения

0,98-Ю6-1,5

ТiCгF

где Кср —средний на участке общий коэффициент тепло­ передачи от газа в окружающую среду, определяемый в зависимости от способа прокладки газопровода в со­ ответствии с табл. 4.1.

6)во втором приближении при Р = Рср и Т = ТСРпо формулам (4.11), (4.12)и (4.10)вычисляются/3^ , Tnp,p i\Z cr\

7)по формулам (4.85), (4.82) и (4.86) определяются значения Re, Aj-p и А,

8)определяется по формуле (4.122) конечное давление Рк во втором приближении;

9)уели полученный результат отличается от предыдущего при­ ближения более чем на 1 %, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение, начиная с пункта 3, а если ре­ зультат удовлетворяет требованиям точности расчетов, пере­ ходим к следующему пункту;

10)уточняется по формуле (4.40) среднее давление Рср;

11)при х = (кс по формуле (4.55) определяется температура газа Тк в конце линейного участка.

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопро­ вода заканчивается.

Расчет режима работы компрессорной станции

Исходными данными для расчета режима работы КС являются: давление и температура газа на входе в КС (равные уточнен­ ным значениям давления и температуры в конце линейного участка);

температура окружающего воздуха Тюзд\

физические свойства газа (рст, Рпк, Тпк, R ).

Для выбранного типа привода и центробежного нагнетателя по их паспортным данным необходимо знать:

QH—номинальную производительность ЦН при стандартных условиях;

NeH—номинальную мощность ГПА;

пн—номинальную частоту вращения вала ЦН;

«min» "max—Диапазон возможных частот вращения ротора ЦН; приведенную характеристику ЦН.

Расчет режима работы КС выполняется в следующем порядке: 1 ) по результатам теплового и гидравлического расчета линейно­ го участка определим давление PK и температуру Тк газа на

входе в центробежный нагнетатель: Рк - Р к—ЬРдс', Тк =

2)по известному составу газа, температуре T = T K YI давлению Р = Рк на входе в ЦН по формулам (4.4) и (4.10) определя­ ются плотность Pgç и коэффициент сжимаемости газа ZK при условиях всасывания;

3)определяется требуемое количество нагнетателей

mw, = QKCIQ„, которое округляется до целого значения;

4)по формуле (4.113) рассчитывается производительность на­ гнетателя при условиях всасывания

5)задаваясь номинальным значением давления нагнетания РНАГ по формуле (4.106) вычисляется требуемая степень повыше­ ния давления е;

6)задаваясь несколькими значениями частоты вращения рото­ ра, на приведенной характеристике ЦН строится линия рас­ четных режимов (рис. 4.16);

7)с помощью построенной линии расчетных режимов опреде­ ляются значения Qnp, цполн [N./p^] пр (значение (^ д о л ж ­ но удовлетворять условию удаленности от зоны помпажа, то

есть Q„P>Q„PmJ ;

ПР m in 7

8) вычисляется фактическая частота вращения ротора

9)по формуле (4.115) вычисляется внутренняя мощность Np потребляемая ЦН;

10)по формуле (4.116) рассчитывается мощность на муфте при­ вода А ;

11)вычисляется располагаемая мощность ГПА

где N" —номинальная мощность ГПА; kN —коэффициент технического состояния по мощности; к0БЛ—коэффици­ ент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе к0БЛ= 1); ку —коэффици­ ент, учитывающий влияние системы утилизации тепла; к' —коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГПА; Тюзд, Тюздн—соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, К.

Значения N", к^ к0Б]Г ку, к„ Гдаздя принимаются по справоч­ ным данным о ГПА (табл. 4.6).

где —плотность газа при среднем давлении PCPfmx, соот­ ветствующая концу периода накопления газа (точка b); Рта ~ плотность газа при среднем давлении PCPmin, соот­ ветствующая концу периода отбора газа (точка с); £п — длина последнего участка газопровода.

Выразив плотность газа из уравнения состояния

Р

Р =

Z R T '

и приведя массу газа Мак к объему при стандартных условиях, получим

ке газопровода, соответственно максимальное и мини­ мальное.

Всоответствии с формулой (4.40) можем записать

Р3 - Р3

вода или из возможностей оборудования последней КС; / *, . —минимальное давление в конце последнего участка, определяемое исходя из требований потреби­ теля (ГРС).

Неизвестные давления Р2тти Plminнайдем из соотношения

Определив значения РСРтахи PCPminс помощью (4.130) и (4.131), и подставляя их в (4.126), окончательно получим

Подставив в (4.132) выражения (4.127) и (4.128), а также учи­ тывая формулы (4.130) и (4.131), после ряда простых преобразо­ ваний получаем

Уш= 4-jffnMI+ PL. - [ { p ^ - c - Q 2- e „ r + ( p ^ + c - ô 2^ ) 3'2]},(4.133)

где A —постоянный множитель, величина которого не за­ висит от длины последнего участка,

Взяв первую производную от выражения (4.133) по tn и при­ равняв ее к нулю, получаем, что наибольшую аккумулирующую способность обеспечивает участок газопровода протяженностью

" 2 C-Ô

Расчет аккумулирующей способности участка газопровода ме­ тодом последовательной смены стационарных состояний Приво­ дит к погрешности, не превышающей 15...20 % в сторону умень­ шения фактической компенсации суточной неравномерности газопотребления (то есть расчет обеспечивает запас в 15...20 %).

4.14. Гидратообразование в газопроводах и борьба с ним

Нормальная эксплуатация магистрального газопровода мо­ жет быть обеспечена при качественной осушке природного газа на промысловых пунктах подготовки. Наличие влаги в газе при некачественном ее отделении часто является причиной образо­ вания газовых гидратов.

Гидраты газов представляют собой кристаллические соеди­ нения, образованные ассоциированными молекулами углеводо­ родов и воды и имеющие строго определенную структуру. Со­ став гидратов выражается формулами CnH2n+2 mH20: СН4-6Н20; С2Н6*7Н20 ; C3Hg 18H20 . Внешне гидраты напоминают кристал­ лы льда или мокрый спрессованный снег. Скопления гидратов в линейной части газопроводов могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали.

На процесс образования гидратов влияет состав транс­ портируемого газа, содержание воды, давление и температу­ ра. Обязательными условиями существования гидратов являет­ ся снижение температуры газа ниже точки росы, при которой происходит конденсация паров воды (наличие капельной вла­ ги в газе), а также ниже температуры равновесного состояния гидратов.

Поскольку гидраты природных газов являются нестойкими химическими соединениями, любое отклонение от термодина­ мического равновесия приводит к их распаду. Однако, если термодинамическое равновесие сохраняется, скопления гидра­ тов могут находиться в газопроводе длительное время. Поэто­ му для своевременного предупреждения образования гидратных пробок необходимо знать условия их возникновения и прогно­ зировать места их возможных скоплений.

Максимальное содержание влаги в газе на линии насы­ щения W определяют по графику в зависимости от давления и температуры (рис. 4.19). При известном значении макси­ мального влагосодержания можно определить температуру, со­ ответствующую точке росы, которая понижается при уменьше­ нии давления.