Лінійна частина газопроводу

Транспорт газу на далекі віддалі з місця видобутку до споживачів здійснюється по магістральних газопроводах (МГ), які є енерго- і капіталомісткими підприємствами. Основні елементи МГ - компресорні станції (КС) і лінійна частина (ЛЧ).

Дільниця газопроводу між двома КС називається лінійною дільницею (ЛД). Основними параметрами ЛД є її пропускна здатність, яка вимірюється максимальною кількістю газу, що може бути перекачана по ЛД за одиницю часу.

Пропускна здатність газопроводу. Пропускна здатність лінійної дільниці газопроводу, взята при стандартних умовах і виміряна за добу, може бути обчислена з основного рівняння газопроводів

(24.1)

де — внутрішній діаметр труб, м; — довжина лінійної дільниці, м; — відносна густина газу за повітрям; — середня температура газу в трубах на дільниці, К; — коефіцієнт надстисливості газу, визначений для середніх значень (по довжині дільниці) тиску і температури; — відповідно значення максимального початкового і мінімального кінцевого тисків на дільниці, Па; — коефіцієнт гідравлічного опору трубопроводу;

Середнятемпература газу в трубопроводі на дільниці може бути визначена на основі відомої залежності Щухова:

(24.2)

де — температура газу на початку дільниці, К; — зведена температура навколишнього середовища, К, яка з врахуванням ефекту Джоуля-Томсона може бути записана у вигляді

(24.3)

— коефіцієнт дросель-ефекту Джоуля-Томсона; — середній тиск на дільниці газопроводу.

(24.4)

- температура грунту в непорушеному тепловому стані;

(24.5)

- повний коефіцієнт теплопередачі від газу до навколишнього середовища, ккал/м² • год • град; - зовнішній діаметр газопроводу, мм; - ізобарна тепломісткість газу, ккал/кг • град; - витрата газу, млн • м³/добу.

Залежність температури газу від довжини газопроводу може бути знайдена з формули

(24.6)

З врахуванням (24.6) на основі (24.2) можна одержати для середньої температури газу в газопроводі залежність

(24.7)

де — температура газу в кінці дільниці газопроводу.

Коефіцієнт надстисливості газу при середніх значеннях тиску і температури може бути визначений з номограм або за однією з наступних формул:

(24.8)

(24.9)

де=1-1,68+0,78+0,0107; ^{, -} зведені значення тиску і температури; — середньокритичні значення тиску і температури для даного складу газу.

Коефіцієнт гідравлічного опору газопроводу для зони змішаного тертя і шорстких труб при турбулентному режимі може бути знайдений за формулою ВИДІ газу

(24.10)

де - еквівалентна шорсткість труб, мм. Згідно з даними [1] = 0,03 mm.; Re — число Рейнольдса, яке можна обчислити за формулою

Re = 17,75·10³(24.11)

- абсолютна в'язкість, Па • с.

Залежність (24.1) не дає змоги однозначно виявити пропускну здатність дільниці газопроводу, оскільки ряд параметрів правої частини залежить від витрати газу. Тому для визначення пропускної здатності слід застосовувати ітераційний алгоритм.

1. Задають тиски на початку і в кінці дільниці і початкову температуру газу діаметр газопроводу і його довжину а також фізичні властивості газу і

2. У першому наближенні довільно приймають значення витрат газу

3. Обчислюють середній тиск і середню температуру газу (24.4) і (24.2).

4. Знаходять коефіцієнт надстисливості газу (24.8) і (24.9).

5. Шукають число Рейнольдса (24.11).

6. Визначають коефіцієнт гідравлічного опору (24.10).

Для врахування втрат в місцевих опорах і гідравлічної ефективності газопроводу вносять поправку

= 1,05

7. Уточнюють пропускну здатність газопроводу (24.1).

8. Якщо абсолютне значення різниці задовільняє необхідну точність розрахунків то процес закінчують. В іншому випадку повертаються до п.З, задавшись новим (обчисленим у п.7) значенням витрати газу.

Значно спрощується методика визначення пропускної здатності газопроводу за умови, якщо рух відбувається в зоні шорстких труб при турбулентному режимі. В цьому випадку коефіцієнт гідравлічного опору не залежить від числа Рейнольдса і основне рівняння газопроводів набуває вигляду

(24.12)

де - коефіцієнт, що враховує відхилення режиму руху газу від зони шорстких труб і визначається з графіків (рис.24.1).

Для виявлення межі між зоною змішаного тертя і зоною шорстких труб при турбулентному режимі знаходять граничне число Рейнольдса

(24.13)

Якщо Re > то можна використовувати залежність (24.12), взявши при цьому = 1.

У загальному випадку при наближеному обчисленні можна вважати, що середня температура газу в трубопроводі = 1/3 + 2/3 і алгоритм розрахунку такий.

1. Визначають середній тиск (24.4) і знаходять коефіцієнт настисливості газу (24.8) або (24.9).

Рис. 24.1. Визначення коефіцієнта режиму

2. Приймаючи = 1, знаходять пропускну здатність (24.12).

3. За обчисленим значенням витрати газу (п.2) і заданим діаметром газопроводу знаходять коефіцієнт з графіка (див.рис.24.1).

4. Уточнюють пропускну здатність з врахуванням режиму руху

При розрахунках газопроводів з пересіченним профілем траси в формулах (24.1) і (24.12) замінюють кінцевий тиск його зведеним значенням та істинну довжину її зведеним значенням Вказані зведені величини визначають за формулами:

(24.14)

(24.15)

де - різниця геодезичних відміток кінця і початку траси газопроводу; - геодезичні відмітки початку і кінця /-Ї нахиленої дільниці газопроводу та її довжина.

Складні газопроводи. З метою збільшення пропускної здатності газопроводу виникає необхідність прокладки лупінгу- Відношення пропускної здатності газопроводу після її збільшення до початкової величини Q називають ступенем збільшення пропускної здатності

(24.16)

При заданому ступені збільшення пропускної здатності та відомих внутрішніх діаметрах магістралі і лупінгу його відносна довжина може бути знайдена з формули

(24.17)

Збільшення пропускної здатііості (відносне) в результаті прокладки лупінгу відомої довжини і діаметра може бути обчислене зі залежності

(24.18)

Якщо лупінг прокладається, щоб підняти тиск в кінці газопроводу з до , то в цьому випадку доижина лупішу (відносна)

(24.19)

де - еквівалентний діаметр газопроводу з лупінгом.

Під еквівалентним діаметром складної системи газопроводів розуміють діаметр такого простого газопроводу, який при рівній з системою довжині мав би ту ж пропускну здатність. Для визначення еквівалентного діаметра газопровод!» (при умові, що рух газу проходить в зоні шорстких труб при трубу леї Ітному режимі) існують рекурентні формули:

при паралельному з'єднанні газопроводів

+...; (24.20)

при послідовному з'єднанні ділі.ниць газопроводу

+..., (24.21)

де ... - довжини кожної з дільниць сталого діаметра; - загальна довжина,

4-....

Залежності (24.20) і (24.21) дають змогу визначити еквівалентний діаметр довільної складної системи газопроводів.

Гідравлічна ефективність. Гідравлічна ефективність характеризує процес старіння газопроводу. Вона характеризується коефіцієнтом гідравлічної ефективності, який представляє собою відношення фактичної пропускної здатності газопроводу на певний момент часу його експлуатації до її проектного значення,

(24.22)

Значення фактичної і проектної пропускної здатності в (24.22) повинні бути визначені при однакових параметрах режиму. Тому, використовуючи (24.1), одержуємо

(24.23)

де -теоретичне (проектне) і фактичне значення коефіцієнта гідравлічного опору.

Для визначення коефіцієнта гідравлічної ефективності проводять обстеження газопроводу, в результаті якого вимірюють при стаціонарній роботі газопроводу монохронно тиски на початку і в кінці газопроводу, температури на початку і в кінці газопроводу, температуру навколишнього середовища та фактичну витрату газу. Крім цього, вважаються відомими всі геометричні параметри газопроводу і склад газу, що транспортується. При наявності вказаних вимірів розрахунок ведуть в такому порядку.

1. Визначають число Рейнольдса з (24.11).

2. Знаходять теоретичне значення коефіцієнту гідравлічного опору з (24.10).

3. Шукають середній тиск з (24.4).

4. Обчислюють середню температуру з (24.7).

5. Знаходять коефіцієнт надстисливості газу при середніх тиску та температурі з (24.8) або (24.9)

6. Визначають фактичне значення коефіцієнта гідравлічного опору

(24.24)

7. Знаходять коефіцієнт гідравлічної ефективності з (24.23).

Обстеження газопроводів показують, що коефіцієнт гідравлічної ефективності протягом значного проміжку часу змінюється за законом, близьким до експоненціального,

(24.25)

де - початкове значення коефіцієнта ефективності (при =0); - коефіцієнт старіння газопроводу.

Компресорні станції

Компресорні станції (КС) служать для збільшення енергії газу і перекачування його по лінійній частині. Збільшення тиску газу відбувається в компресорному цеху (КІД), який становить основу КС. Крім цього на КС також наявні блок очистки газу (БО), що встановлюється на вході в КС, та блок охолодження газу (ОХ), що розміщується після КЦ. КС служить керуючим елементом в системі дального транспорту газу. Практично власне параметрами роботи КС визначається режим газотранспортної системи.

Технологічні схеми та основне обладнання.. Основним обладнанням КС прийнято вважати газоперекачувальні агрегати (ГПА). Як такі на магістральних газопроводах використовуються відцентрові нагнітачі (ВН) з електроприводом та від газотурбінних установок (ГГУ), а також поршневі газомотокомпресори.

Основними параметрами роботи компресора є продуктивність, ступінь стиснення, температура газу на виході, а також потужність, яку споживає компресор.

Під продуктивністю розуміють об'ємну кількість газу, що перекачується компресором за одиницю часу.

Ступінь стиснення визначається відношенням тисків виходу і входу ГПА. Залежно від ступеня стиску ВН діляться на повнонапірні (ПВН) і неповнонапірні (НВН). Для НВН ступінь стиску перебуває у межах 1,23-1,25. У зв'язку з цим на КС вони працюють за послідовно-паралельною схемою. Залежно від тисків на вході і виході КС вибирається число ступенів стиснення в групі. Звичайно на КС буває дво- триступінчасте стиснення. Залежно від продуктивності КС вибирається число паралельних груп. Технологічна схема КС з НВН показана на рис.24.2. Повнонапірні ВН вміщують в одному корпусі два послідовно з'єднаних робочих колеса, внаслідок чого ступінь стиснення ПВН становить 1,50-1,58. На КС вони працюють виключно паралельно. Кількість робочих ПВН на КС визначається продуктивністю КС і номінальною продуктивністю одного ГПА вибраного типу. Технологічна схема КС, що обладнана ПВН, зображена на рис. 24.3.

Привод нагнітачів на КС вибирають задежло від потужності, яку споживає нагнітач з врахуванням швидкості обертання ротора ГПА.

Газотурбінний привод порівняно з електроприводом має ряд переваг, які полягають в можливості регулювання режиму роботи нагнітача шляхом зміни швидкості обертання ротора, незалежно від джерела енергії. Недоліком слід вважати громіздкість обладнання, значні витрати газу на пуск агрегата, вплив на екологію.

Технічні характеристики ГПА з приводом від ГТУ наведені в табл.24.1.

Рис.24.2. Технологічна схема КС з універсальною обв'язкою

Електродвигуни як привод ВН на КС використовуються порівняно рідко (табл.24.2). Однак останнім часом почали застосовувати блоки, що змінюють частоту струму і цим дають змогу змінювати обертання валу. В комплексі з перевагами електричного привода це зумовило використання електродвигунів

Рис.24.3. Технологічна схема КС з колекторною обв'язкою

при проектуванні КС. Технічні характеристики ГПА з електропри-водом наведені в табл. 24.2.

Характеристики ВН. Для розрахунку режимів роботи нагнітачів використовують зведені характеристики, які побудовані для кожного типу нагнітачів індивідуально при певних (зведених) умовах. До зведених умов відносять зведену температуру газу на вході в нагнітач, зведену газову сталу та зведене значення коефіцієнта над-стисливості газу на вході в нагнітач. Крім цього при побудові зведених характеристик нагнітача

використовують поняття: зведена продуктивність

(24.26)

де - об'ємна продуктивність нагнітача, зведена до умов на вході; п, ~ фактична і номінальна швидкість обертання вала; зведені оберти

(24.27)

де - істинна газова стала; - температура і коефіцієнт надстисливості на вході в нагнітач;

зведена потужність

(24.28)

де - індикаторна потужність нагнітача; - густина газу при умовах входу в нагнітач.

Під зведеними характеристиками нагнітача розуміють залежності зведеної потужності, політропічного ККД та ступеня стиснення від зведеної продуктивності нагнітача. Графіки зведених характеристик найбільш поширених нагнітачів показано на рис. 24.4.

З метою автоматизації процесів розрахунку режимів роботи нагнітачів їх зведені характеристики апроксимують різними математичними моделями. Найбільш простою і водночас досить точною є модель, яка при сталих обертах нагнітача має вигляд

(24.29)

Таблиця 24.1

Тип ГПА	Завод виготовлювач	Номінальна потужність	ККД ГДУ, %	Питома витрата палива, м³/(*Вггод)	Швидкість обертання валів	Тиск пал. газу, Мпа	Число ступеней OK	Спупінь стиску ОК	Продуктивність ОК, т/год	Тиск газу, МПа	Температура газів перед ТВТ, °С
ТВТ	ТНТ

ГТ7004	НЗЛ		16,0	0,650		-	0,9		5,0		2,0
ГТ7005	НЗЛ		25,0	0,416			0,8		3,9		1,0
ГТК5	НЗЛ		25,0	0,400			0,8		3,9		1,0
ГТ7506	НЗЛ		27,0	0,386			0,9		4,6		0,9
ГТ6750	УТМЗ		24,0	0,454			1,0		6,0		3,0
ГТН6	УТМЗ		24,0	0,454			1,0		6,0		3,0
ГПАЦб.з	СЄТК		21,0	0,497			2,3		7,8		0,6
ГТН9750	ЛМЗ		20,0	0,520			1,2		4,6		1,2
ГТК102	НЗЛ		28,0	0,372			1,5		4,4		1,5
ГТК103	НЗЛ		28,0	0,372			1,5		4,4		1,5
ГТК104	НЗЛ		29,0	0,360			1,5		4,4		1,5
ГТК16	УТМЗ		25,0	0,416			2,0		7,6		1,2
ГТК25	НЗЛ		29,0	0,347	5500 4300		2,0		12,5	иЗО	1,5
	Дженерал
ГТК 101	електрік		26,2	0,416			1,4		7,2		1,4
	(США)
	Нуово-
ГТК251	Шньоне		27,0	0,386			1,4- 1,7		7,2		2,5
	(Італія)
Центавр	Солар (США)		27,0	0,439			1,4		8,0	116,5	1,4
	Купер-
Кобера	Бессемер		28,1	0,379			3,5		-	-	1,2
	(США)

Таблиця 24.2

ТнпВН	Номінальна продуктивність, млн.м³/добу	Номінальні оберти вала, об/хв	Параметри режиму при працюючих ВН	Тиск на виході, МПа	Ступінь стиснення
одному	двох послідовно	трьох послідовно
об'ємна продуктивність, м³/хв	тиск на вході, МПа	об'ємна продуктивність, м³/хв.	тиск на вході, МПа	об'ємна продуктивність, м³/хв	тиск на вході, МПа

280-1 1-2				4,65		3,95		3,6	5,6	1,20
280-12-4				4,50		3,80		3,35	5,6	1,25
260-13-2				4,50		3,75		3,20	5,6	1,25
370-15-2				3,06		2,55		2,20	3,8	1,25
370-17-1 370-14-1	19,8 19,5			4,50		3,75		3,25	5,6	1,25
Н-300-1,23	19,0			4,40		3,60		3,10	5,6	1,27
Н-196-1.45	13,0			3,86	-	-	-	-	5,6	1,45
НГ-280-9	34,0			4,63		3,90		3,45	5,6	1,20
520-12-1	29,3			4,40		3,54		3,00	5,6	1,27
370-16-1	32,6			5,70		5,70	-	-	7,35	1,14
260-13-1	23,0			5,70		5,30			7,35	1,17
370-18-1	37,0			, 6,20		5,07		4,40	7,6	1,23
Н-16-56	51,0			4,50		3,60	-	-	5,6	1,25
Н-16-75	51,0			6,00		4,80			7,5	1,25
650-21-1	53,0			5,20	-	-	-	-	7,6	1,45
820-21-1	53,0			3,80					5,6	1,45
RF288-30	16,5			3,70	-	-	-	-	5,6	1,51
CDP-224	17,2			4,97	-	-	-	-	7,52	1,51
PCL802/24	17,2			4,97					7,52	1.51
PCL1002/40	45,0			4,97	-	-	-	-	7,52	1,51
С 1688-564	1,2		22,0	4,00	-	-		-	12,5	3,10
С3044-30	2,9		70,0	2,50					5,6	2,20
RF288-30	21,8			5,10	-	-	-	-	7,6	1,50

Таблиця 24.3.

Тип ГПА	Потужність, кВт	Напруга, кВ	Струм сі ато— ра, А	Швид-кість обертання вала, об/хв	Коефіцієнт потужності	ккд двигуна, %	ТипВН	Про-ДУК-тив-ність, ч мпнм³ Добу	Тиск на виході, МПа	Швидкість обертання вала, об/хв
АЗ-4500-1500					0,87	95,6	280-11-1		5,6
СДС34500-1500,					0,90	96,5	280-11-1		5,6
СТМ-4000-2					0,90	97,5	280-11-6		5,6
СТД-4000-2		6/10	438/ 265		0,90	97,5	280-1 1-6 280-11-7		5,6
СТМП-4000-2					0,90	96,7	280-11-7		5,6
СТД-1 2500-2		6/10	1368 820		0,90	97,9	370-18-2		7,6

Коефіцієнти і звичайно знаходять на основі графічних зведених характеристик, вибравши на лінії зі сталими обертами дві точки, що відповідають інтервалу зміни зведеної продуктивності та склавши на основі (24.29) систему лінійних алгебраїчних рівнянь.

Щоб перейти в (24.29) від зведених значень до істинних, використовують формули

(24.30)

(24.31)

(24.32)

(24.33)

де m - показник політропи стиснення, що перебуває в межах 1,3-1,31.

При спільній роботі двох різнотипних нагнітачів значення коефіцієнтів а і в моделі характеристики змінюються, а вигляд характеристики при цьому залишається таким же. При послідовному з'єднанні двох нагнітачів з коефіцієнтами в характеристиках першого ступеня другого ступеня значення коефіцієнтів в характеристиці

спільної роботи матимуть вигляд

(24.34)

(24.35)

Якщо вказані агрегати працюють паралельно, то коефіцієнти і в рівнянні їх спільної характеристики матимуть вигляд

(24.36)

(24.37)

Для зведеної потужності та політропічного ККД загальноприйнято використовувати тричленні моделі

(24.38)

(24.39)

Слід зазначити, що з огляду на рекурентність залежностей (24.29) — (24.36) є змога побудовати характеристику довільного числа різним чином з'єднаних нагнітачів.

При використанні зведених характеристик для розрахунку режиму ВН необхідно стежити, щоб параметри режиму були достатньо віддалені (не менш як 10%) від зони помпа-жа. Під помпажем розуміють явище нестійкої роботи ВН при високих тисках на виході та малих значеннях продуктивності. Перекачуючи газ, ВН може створити на виході значний тиск, який з часом буде зростати. При тому робоча точка ВН буде пересуватися по характеристиці у бік зменшення продуктивності. При певному перепаді тисків на виході та вході ВН газ може рухатись в зворотному напрямку, що приведе до зростання вібрацій обладнання. Мінімально допустимій продуктивності ВН з точки зору попередження помпажу відповідає обрив ліній на зведених характеристиках.

Розрахунок режимів роботи КС. При проектуванні КС число працюючих на ній ВН може бути визначено за формулою

(24.40)

Число послідовно з'єднаних ВН в групі визначається із залежності

(24.41)

Число паралельних груп

(24.42)

де — ступінь стиснення і проектна продуктивність КС; - паспортні значення ступеня стиснення і продуктивності одного вибраного ГПА (табл. 24.1).

Оскільки при проектуванні КС вибір типу агрегатів може бути різним, то це приведе до розгляду декількох варіантів, що будуть відрізнятися типом, кількістю і схемою з'єднання ГПА. Оптимальний варіант визначають на основі економічного порівняння варіантів.

Для забезпечення надійності та ремонтопридатності ГПА на КС встановлюють резервні машини. Загальна кількість встановлених агрегатів

(24.43)

………………………………………………………………………………………

Рис.24.4. Графічні зображення зведених характеристик найбільш поширених

нагнітачів:

PCL-802/24 (a); PCL-1002 (б); НГ-280-9 (в); 520-12-1 (г); 260-13-2 (д); 280-12-1 (е)

де — календарний період роботи ГПЛ, який можна приймати рівним міжремонтному періоду; - тривалість планово-попереджувального ремонту; - час простою ГПА через аварі.

Розрахунок режимів роботи нагнітача на КС ведуть на основі його зведених характеристик. При цьому виникають три практично важливі задачі. В кожній з них вважаються відомими фізичні властивості газу, тип ВІІ і схема роботи ГПА на КС.

Задача 1. При відомій продуктивності КС тиску і температурі газу на вході і ІІІвидкості обертання ротора визначити тиск і температуру газу на виході, політропічний ККД, індикаторну та ефективну потужність нагнітача.

Алгоритм розв'язання:

1. Визначають коефіцієнти надстисливості газу при умовах входу

2. Знаходять зведені оберти нагнітача:

3. Продуктивність КС приводять до умов входу у ВИ:

4. Знаходять зведену продуктивність нагнітача:

де - номінальні оберти ротора ВИ.

5. За характеристикою нагнітача шукають ступінь стиснення політропічний ККД і зведеігу потужність

6. Обчислюють тиск і температуру на виході КС:

7. Визначають густину газу па вході у ВН:

8. Шукають індикаторну і ефективну потужності:

де - механічні втрати потужності.

Задача 2. При відомих тиску і температурі на вході ВН, тиску на виході та обертах ротора п визначити продуктивність КС, політропічний ККД та потужність ВН.

Алгоритм розв'язання: за аналогією з розв'язанням задачі І викоігуютьпункти І і 2.

3. Знаходять ступінь стиснення ВН:

4. За характеристикою ВН знаходять зведену продуктивність політропічний ККД та зведену потужність

5. Шукають продуктивність КС при стандартних умовах:

Потужність нагнітача визначають так, як в її.7 і 8 задачі 1.

Заі)ача 3. При заданій продуктивності КС тисках на вході і виході температурі на вході знайти швидкість обертання ротора ВН. Алгоритм розв'язання:

1. Коефіцієнт надстисливості газу при умовах входу у ВИ визначають за аналогією з п.4 задачі 1.

2. Знаходять ступінь стиснення:

3. Визначають продуктивність нагнітача при умовах входу:

4. Задаються в першому наближенні підносними обертами ротора нагнітач а

5. Шукають зведену продуктивність нагнітача:

6. За характеристикою нагнітача в першому наближенні знаходять зведені оберти

7. Обчислюють відносні оберти ротору нагнітача:

8. Порівнюють значення відносних обертів, заданих в п.4 і знайдених в п.7. Якщо потрібної точності досяшуто, то визначають полі тропічний ККД і потужність за аналогією зі задачею 1. В іншому випадку задають нове значення відносних обертів і повертаються до п.5.

Методика розв'язання трьох приведених задач дає змогу розраховувати параметри режиму КС при довільній схемі роботи ГПЛ.

Список літератури.

1. Трубопроводный транспорт газа /С.А.Бобровский, А.С.Гарляускас, М.А.Гусейнза-де и др. - М.: Наука, 1978 - 486 с.

2. Деточенко А.В., Михеев Л.А., Волков М.М. Спутник газовика. - М.: Недра, 1978 -286с.

3. Грудз В.Я., Тымкив Д.Ф., Яковлев Е.И, Обслуживание систем газоснабжения. - К., УМКВО, 1991 -160с.

4. Режими газотранспортних систем /Є.І.Яковлев, О.С.Казак, В.Б.Михалків та ін. -Львів.: Світ, 1992-170с.

Глава 25