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

средппй коэффициент сжимаемости газа. С учетом усредненных местных сопротивлений по трассе % увеличивается на 5%, т. е.

?. = 1,05Х,р,

(2.2)

где Хтр - коэффициент гидравлического сопротивления тренпю.

При квадратичном режиме течения газа и эквивалентной шероховатости степки трубы, равной 0,03 мм.

Хтр =0,03817/1)0.2. С учетом формул (2.2) и (2.3) формула (2.1) примет вид

?= 1,64-10-вф£Д2

р1-р1

(2.3)

(2.4)

Как отмечено выпге, формула (2.1), а значш, и формула (2.4) справедлива для квадратичного режима течения газа. Однако в начальный период эксплуатации при недогрузке газопровода возможен и переходный реа{им. С учетом отклонения режима течения газа от квадратичного расчетная пропускная способность газопровода

9 = 1,64

.10-ваф?1)2.б]/ -j,

(2.5)

где а - коэффициент, учтывшщш! изменение режима (при квадраттном режиме а = 1).

Необходимо сначала выполнить предварительный расчет по формуле (2.4), т. е. па квадратичный режим. Затем по графику, приведенному па рис. 2.2, проверить режим течения газа. В случае его отклонения от квадратичного следует определить а (рис. 2.3) и выполнить расчет по формуле (2.5).

При проектировании, магистральных газопроводов по формуле (2.5) определяют геометрические параметры расчетного участка, подставляя в нее значение пропускной способности, рассчитанное предварительно по зависимости

(2.6)

где Qr - подача газа, млн. м/год (как правило, величина заданная); 365 - количество календарных дней в году; Кг - среднегодовой коэффициент норавномерности транспорта газа.

Коэффициент перавпомерпости зависит от характера потребления газа, степепи выравнивания неравномерности, паличпя подземных газовых хранилищ и буферных потребителей. Для однониточных газопроводов, характер неравномерности потребителей которого неизвестен, принимают коэффициент неравномерности равным 0,85. При определении геометрических параметров отводов протяженностью более 50 км этот коэффициент может быть принят равным 0,75. Гидравли<!еский расчет газопроводов-отводов протяженностью менее 50 км слЬдует проводить исходя из максимального часового потребления газа. Наличие подземных хранилищ или буферных потребителей способствует максимальному использованию пропускной способности газопровода. В период наиболее острой потребностп в топливе подземное хранилище надежно обеспечивает дополпительную подачу газа. Буферные потребители выравнивают перавномерпость подачи газа по магистральному газопроводу, так как потребляют газ в тот период, когда газоснабжение других потребителей по трассе уменьшается (например, отопительные котельные). При наличии подземных хранилищ или буферных потребителей по трассе коэффициент годовой неравномерности повышается и может быть принят равным 0,9 или 0,95,

При проектировании магистральных газопроводов предусматривается установка равнопроходной арматуры. Однако на практике обычно устанавливают неравнопроходную арматуру, что приводит к уменьшению пропускной способности газопровода. Последняя, %,

9 - ?

(2.7)

а - пропускная способность газопровода при равнопроходных кранах, млн. мз/сутки; q - то же, при неравнопроходных кранах, млн. м/сутки;

д,млн мУсутка 50

0,1 0,05

Квадратичный -режим

Переходный, режим

д,млн м/сутни 50

гОО 400 600 800 1000 D, им

Рис. 2.2. График для определения режима течения газа [2].

0,9В 0,97 0,98 0,99 и

Рис. 2.3. Зависимость поправочного коэффициента а от пропускной способности и диаметра газопровода

[2].

Vp- коэффициент гидравлического сопротивления крапа; к - коэффициент гидравлического сопротивления газопровода (табл. 2.2).

(2.8)

где § - коэффициент местного сопротивления крана (табл. 2.3); D - дпа-метр газопровода, мм; п - количество крапов на участке; L - длина згчастка, км.

ТАБЛИЦА 2.2

Коэффициент гидравлического сопротивления газопровода

ТАБЛИЦА 2.3

Коэффициент местного сопротивления пробочных кранов, устанавливаемых на газопроводах из труб различного диаметра

С учетом формулы (2.9) (при <f, а а Е, равных 1)

(2.10)

Dy, мм

Газопровод

500 700 800 1000 1000

Кран

500 700 700 700 1000 (шаровой)

При заданных подачегаза (или пропускной способности газопровода), расстановке КС, давлениив начале и конце расчетного участка определение диаметра газопровода сводится к расчету К по формуле (2.10), приведенной к виду

2,3 3,9 8,8 12,7 2,5

р1-р1

qLz

(2.11)

§ 2.3. Определение основных параметров газопровода

Диаметр газопровода. Для упрощения расчетов в форлгулу (2.5) следует ввести условный коэффициент

ДГср-lOia

1,642Д5,2

(2.9)

" я «

Получив значение К,-по табл. 2.4 определяют диаметр газопровода. Если рассчитанного значения К нет в таблице, то следует взять ближайшее большее значение К и соответствующий ему диаметр, а затем поверочным расчетом определитьдавление газа в конце газопровода. Табл. 2.4 составлена для природного газас относительной плотностью Д = 0,6 при 288° К. Если относительная плотность и средняя температура транспортируемого газа отличны от принятых в табл. 2.4, то необходимо выполнить корректировку коэффициента К.

Пример. Определить К для газопровода из труб 720 X 8 при транспорте газа с относительной плотностью Д = 0,57 при 293° К.

Решение. Для газопровода 720 X 8 при транспорте газа с относительной плотностью Д = 0,6 при 288° К значение К = 0,1 (см. табл. 2.4). Скорректированное значение К = = 0,1-0,57-293/(0,6-288) = 0,0967.

ТАБЛИЦА 2.4

Значения условного коэффициента К

Толщина стенки трубы, мм

159 219 273 325 377 426 530 630 720 820 920 1020 1220 1420 1620 1820 2020 2520

2558 300 56

2843 332

16,42

6. 56

345 58,5

3,08 1,62 0,498

61,19 19,50 7,06

0,508 0,203

64,4 20,4 7,24

0,52

0,206

0,0502

3,325 1,707

0,21

0,1016

0,0508

0,103 0,0515 0,03 0,0161

0,00625

0,1046 0,0522

0,0163 0,00631

0,0165 0,00637

0,053

0,00642

0,0168

0,0066 0,00291

0,00295 0,00147

0,001485 0,0008

0,00302 0,00149

0,000462

0,00081

0,0015 0,000467

0,00313

0,000823 0,000472

0,000147 31

При определении пропускной способности участка газопровода с известными параметрами следует сначала выбрать значение коэффициента К по табл. 2.4, а затем выполнить расчет по формуле (2.10).

Шаг КС. Расстановку КС на газопроводе осуществляют исходя из обеспечения необходимого давления на входе в КС для работы газоперекачивающих агрегатов (ГПЛ) в номинальном режи.мо. Оценку необходимого давления на всасывающем тракте КС проводят из условия установки ГПА с различными степенями сжатия. Так, при подаче по магистральному газопроводу до 5,0 млрд. мгод на КС устанавливают газомотокомпрессоры типа 10 ГКП, МК-8, ДР-12 или ГПА-5000 со степенью сжатия до 2,5. При подаче по газопроводу более 5,0 млрд. м/год на КС целесообразна установка центробежных ГПА с газотурбинным пли электрическим приводом и степенью сжатия 1,2-1,3 или 1,45-1,5 в одном агрегате. Пользуясь рабочими газодинамическими характеристиками принятого ГПА, нетрудно определить необходимое входное давление для обеспечения его нормальной работы в номинальном режиме.

Давление газа в конце газопровода должно обеспечивать необходимое давление на входе в ГПА с учетом потерь напора во всасывающем тракте КС (Др), т. е.

Рк=Рпс + Ар.

(2.12)

При иэвестно.м перепаде давления на расчетном участке расстояние между КС, км.

р1-р1

(2.13)

Количество рабочих ГПА на КС определяется в соответствии с их номинальной подачей (табл. 2.5).

ТАБЛИЦА 2.5

Основные параметры ГПА, используемых на КС

(запод-изготопптсль)

СТД-4000-2 (Энерго-

маш) ГТН-6 (УТМЗ) ГТН-* (УТМЗ)

гтк-1а4 (изл)

ГТК-10 (НЗЛ) ГТК-16 (УТМЗ) ГТК-16 (УТМЗ) ГТН-16 (УТ.МЗ) ГТИ-16 (УТМЗ) ГТН-16 (УТМЗ) ГТН-25 (НЗЛ) ГПА-Ц-6,3 с авиацион-

ньм двигателем

НК-12СГ

рабочее давлепис, игесм*

Марна нагнетателя

Номинальные яначенля

Подача, млн.

м/сутки

Степень сжатия

1,25

1,23 1,23 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 1,37 1,44 1,44 1,45

Мощность, Мвт

10 10

16 16 16 16 16

Примечание. УТМЗ -Уральский турбомоторпый завод им. ••ппа, П3,1 -HeBci;m"i машиностроительный завод им. В. И. Ленина.

К. Е. Вороши-

§ 2.4. Расход газа на собственные нужды КС

в зависимости от расходуемой мощности газотурбинной установки (ГТУ) и ее к. п. д. расход газа на собственные нужды КС

9с. н =

860Afpa6 • 24 р. nllpTy

(2.14)

где iVpa6 - расходуемая мощность, квт; <?р н - низшая теплота сгорания газа, ккал/м»; Tjy - к. п. д. ГТУ.

В табл. 2.6 даны расходы газа на собственные нужды ГТУ, подсчитанные по формуле (2.14), в зависимости от к. п. д. агрегатов.

ТАБЛИЦА 2.6

Расход газа на собственные нужды, млн. мз/суткв

§ 2.5. Совместная работа нескольких газопроводов и газопроводов с лупингами

Транспорт большого объема газа осуществляется по многопиточной газотранспортной системе, состоящей из нескольких параллельно уложенных газопроводов. При одинаковом рабочем давлении в газопроводах последние соединены между собой пере.мычка.ми, что обеспечивает работу всех ниток в одном гидравлическом режиме. Наличие перемычек позволяет изменять схемы газопередачи и обеспечивать ремонтно-восстановительпые работы, отключая лишь требуемый j4acT0K. Тем самым уменьшается объем стравлива-битоле?° "" работ газа и сохраняется надежность газоснабжения потре-

Объем газа, стравливаемого через свечу для опорожнения газопровода, м*,

(2.15)

: cpZ-1,033

?<=р ~ средняя те.ипература стравливаемого газа, °К,

Время опорожнения участка газопровода можно определять по номо-ipaMMfi (рис. 2.4). При значениях т, отличных от приведенных на рис. 2.4. вре.мя опорожнения

т=т-. (2.16)

сечен! "Р*"! опорожнения газопровода при т = 0,4; т - новое отношение

Пример. Определить вре»т опорожнения участка газопровода длиной 6 км из труб 1020 X И при диаметре продувоч-ноп свечи 219 X 7, отношении рабочего сечения крана, установленного на продувочной свече, к сечению продувочной свечи m - 0,6 и среднем давлении газа на участке 52 кгс/см.

3 Заказ 156 33