Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 [ 57 ] 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

80 100 2 k

!ис. 5.14. График зависимости оптимальной степени сжатия газотурбинных (а) и газомоториых (б) КС магистральных газопроводов от пропускной способности:

/ - при Ло/Лд- 1 млн. м/сут: 2 - 0,8 мли. м/сут; 3 - 0,4 млн. м/сут

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

На рис. 5.14 изображена зависимость оптимальной степени сжатия е газотурбинных и газомоторных КС газопровода от его пропускной способности Q при m 1,31 и различных значениях отношения ЛцМд,. Приведенные графические зависимости еот- = /((?) в определенной степени носят качественный характер, однако они дают достаточно четкое представление о характере изменения оптимальной степени сжатия КС при изменении их пропускной способности и определяют область, где необходимо искать оптимальную степень сжатия более точными методами.

При проектировании большинства магистральных газопроводов отдают предпочтение даже при больших расходах (15-20 млрд. м/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 несколько большую надежность, более широкий диапазон регулирования пропускной способности, большую устойчивость системы КС - газопровод вследствие более крутой газодинамической характеристики КС, возможность более быстрого ввода в эксплуатацию всех КС газопровода (меньшее число строительных площадок). Однако в каждом 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. Анализ нормативных экономических показателей позволяет рекомендовать следующую интерполяционную формулу, аналитически выра-

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

S,.,--=So-\ SpP,D + SoD\ (5.75)

где So приведенные затраты на единицу длины газопровода, не зависящие от его диаметра и рабочего давления; Sp - приведенные затраты иа единицу длипы газопровода, пропорциональные массе трубопровода; - приведенные затраты на единицу длины газопровода, зависящие только от диаметра трубопровода. Выражение (5.75) достаточно точно аппроксимирует нормативные приведенные затраты по линейной части газопроводов в широком диапазоне изменения диаметра (от 530 до 1420 мм) и рабочего давления. Максимальная погрешность расчетных данных по отношению к нормативным не превышает 3-4 %, что следует считать вполне допустимым для проводимых исследований.

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

Skc=-Sokc-\-SqQ\Sp KcPiQ. (5,76)

где Sqkc - приведенные затраты иа одну КС, не зависящие от ее типоразмера; Sq - приведенные затраты на одну КС, зависящие только от ее подачи; Sc - приведенные затраты на одну КС, зависящие от ее рабочего давления и иодачи.

С учетом выражений (5,74), (5.75) и (5.76) уравнение удельных приведенных затрат на единицу длины газопровода при фиксированной степени сжатия КС (считается, что выбор оптимальной степени сжатия КС уже сделан) принимает следующий вид:

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

„5 JS.,c+ W-Wp/L ., ,S,p,D + 2S.D 0; (5.77)

Решая совмест1ю два иоследгшх уравнения, находим

О .... , / (SoKcH- qQ + 3.Sp KcPiC;) (P ,g

Из (5.77) и (5.79) относительно получаем квадратное уравнение

Анализ полученных уравнений позволяет сделать выводы.

1. Оптимальное давление газопровода в основном зависит от соотношений So/Sp и Sq/Sp повышаясь с их ростом. Другими словами, оптимальное давление тем выше, чем меньше при прочих равных условиях составляющие приведенных затрат линейной части и КС, зависящие от рабочего давления. В частности, если Skc = 0. т. е. приведенные затраты на КС не зависят от рабочего давления, то оптимальное давление р = ASolSp.

2. Применение высокопрочных сталей приводит к увеличению оптимального рабочего давления газопровода, так как при этом отношение SISp увеличивается.

3. Оптимальное рабочее давление весьма слабо зависит от нронуск-пой 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 газопровода. При больших значениях Q оптимальный диаметр газопровода примерно пропорционален пропускной способности в степени /..,.

5. Удельные приведенные затраты в расчете на единицу длины 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, составляющих вместе с газовыми промыслами и потребителями единую систему. Наличие сезонной неравномерности газопотребления и условие бесперебойной подачи газа потребителям накладывают отпечаток на экономику 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 увеличением диаметра газопровода возрастают (для обеспечения одного уровня надежности газоснабжения) затраты на создание необходимых резервов газообразного или другого вида топ.шва в районе газопотребления. В первую очередь это возможно за счет увеличения мощности подземных хранилищ газа. На случай перерыва подачи газа по газопроводу следует предусмотреть возможность увеличения суточного отбора газа из подземного хранилища, что даже при его неизменной 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 диамелра