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

трубы и в металле трубы не учитывается). При подземной укладке газопровода коэффициент теплопередачи от газа в грунт определяется в зависимости

от теплопроводности грунтов, поэтому необходимо знать объемную массу и влажность грунтов в зоне укладки газопровода. Располагая этими данными, по графику на рис. 2.6 легко определить коэффициент теплопроводности Ягр- График построен для талых и мерзлых грунтов, состоящих из песков, супесей и суглинков с относительной влажностью © от 0,1 до 0,3.

В зависимости от коэффхщиента теплопроводности грунта Хгр и глубппы h

" 0,51,01,5 0.5 1,01,5 0,5 1,01,5 0,51,01,5 0,51,01,5 0,5 1,01,5 0,5 1,01,5 11,» Рво. 2.7. График щи определении коэффициента теплопередачи к. для ваглублеаяого тру-С!опровода о Оу« 500 (а), 700 (б), 1000 («), 1400 (г), 1600 (9), 2000 (в, и 2500 ми (>в). Коэффициент теплопроводности грунта Ьро» ккапКы-ч-"С): 1-2,0, г - 1,5. л - 1,0,

4 - 0.5.

заложения газопровода по графику (рис. 2.7) можно определить коэффициент кг для газопроводов диа.четро.м от 500 до 2500 .м.м.

При надземной укладке газопровода на опорах температуру газа также-можно определять по формуле Шухова, но с учетом температуры наружного воздуха. Коэффициент теплопередачи в окружающую среду в этом случае

3720

Ат = 75 [1 + 0,0035 (Г5-273)] [(о, (Г,-f 123,6)]о.8, (2.28)

где - скорость ветра в расчетный период в районе прохождения трассы газопровода, м/сек; определяется по СНиП II-А.6-62 или «Справочнику по климату СССР»; - средняя по длине участка газопровода тетвратура окружающей среды в расчетный период, °К (летом, зп.мой или в конкретный месяц года).

В зависимости от времени года средняя по длине участка газопровода температура окружающей среды

1,14

Т, ср. год-Гв. ср. год + - Лгод 0,137пг

Г. ср. мес = Гв. ср. мес + -XT "

(2.29) (2.30)

газопровода в светлые тона значение Л год уменьшается в два раза; Л- коэффициент теплопередачи от газа во внешнюю среду, ккалЯм.ч- С); т - отношение месячной прямой радиации к годовоп сумме, %.

§ 2.9. Этапы развития газопровода

Оптимальную схему транспорта газа выбирают на перспективную заданную подачу газа, соответствующую полному развитию газопровода. В соответствии с планом развития газового промысла намечают объем подачи газа в газопровод по годам, что и определяет этапы развития газопровода. Гидравлическим расчетом на заданную подачу для каяадого этапа сооружения газопровода определяют технологическую схему транспорта газа, близкую по технико-экономическим показателям к оптимальной или оптимальную. Иногда на начальных этапах эксплуатации газопровода прини.чают такую технологическую схему, которая не обеспечивает минимум приведенных затрат, т. е. схема транспорта газа на каком-то этапе эксплуатации газопровода не является оптимальной. Однако по мере наращивания подачи с доведением ее до заданной технологическая схема транспорта газа при полном развитии подходит к оптимуму.

В практике сооружения газопроводов начальный период их эксплуатации является бескомпрессорным: строительство и ввод КС отстают от строительства и ввода линейной части газопровода. В этот период пропускная способность газопровода зависит как от геометрических параметров самого газопровода, так и от возможного перепада давления в начале и конце газопровода. При недогрузке газопровода во8.можен переходный режим течения газа. В этом случае коэффициент сопротивления трения Я,тр находится в функциональной эависи.мости от критерия Рейнольдса и от относительной шероховатости:

Хт.р = 0,067 (158/Re-f 2Яэ/сг)0.«,

(2.31)

где - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубы, равная 0,03 мм.

Поэтому при гидравлическом расчете газопровода на пусковой период следует учитывать особенности режима течения, чтобы правильно определить ожидаемое давление газа на входе в ГРС потребителей газа. Б соответствии с планом поставки ГПА на КС данного газопровода намечается очередной этап ввода газопровода с использованием намеченного к поставке оборудования. В результате сравнения нескольких вариантов гидравлического расчета с различным размещением КС выбирают тот, который обеспечивает

ТАБЛИЦА 2.9

Изменение пропускной способности в зависимости от количества сооружаемых КС я схемы их сооружения

максимальную пропускную спвсвбность гааопрввода с полным использвва-нием установленной мощности КС.

В соответствии с этаном развития относительная пропускная способноеть магистрального газопровода меняется (табл. 2.9). Увеличение пропускной сцособности газопровода находится в прямой зависимости от увеличения установленной мощности, т. е. от количества сооружаемых КС и ввода ГПА. Поэтому этапыраавития газопровода согласуются со сроками поставкиГПА.

i 2.16. Охпвмздение газа на КС

Транспорт больших потоков газа по трубопроводам диаметром 1200- 1400 мм характеризуется низкой теплоотдачей в окружающую среду. Тепло, возникающее при компримировании, сохраняется в газовом потоке. Если не предусмотреть охлаждения газа на КС, то вследствие незначительного уменьшения температуры газа на участке будут расти теьшературный потенциал, ухудшаться режим работы КС, непроизводительно расходоваться установленная мощность, увеличиваться расходы газа на собственные нужды ГТУ» Кроме того, изоляция, наносимая на газопровод для предотвращения коррозии стенок труб, рассчитана на определенную температуру размягчения мастики, и превышение этой температуры недопустимо. Применение охлаждения компримируемого газа до 40-50° С улучшает режим эксплуатации газопровода и КС, создает нормальный режим для изоляционного покрытия газопровода и способствует некоторому увеличению пропускной способности газопровода.

Существенного увеличения пропускной способности газопровода можно достигнуть более глубоким охлаждением газа при сооружении на газопроводе специальных холодильных установок. Проблеме транспорта охлажденного газа в настоящее время уделяется большое внимание.

При расчете газопровода на прочность учитывается допустимый для данного газопровода температурный перепад от температуры наружного воздуха в период сварки последнего стыка до максимально возможной температуры раза в летний период. Допустимый температурный перепад определяется по формулам ВНИИСТ. Как правило, для газопроводов из труб Dy = 1200 -ь -S- 1400 мм расчетный температурный перепад составляет около 60° С, поэтому в центральных районах страны достаточно охлаждение га.ча до 40-50° С, считая что монтаж осуществляется при температуре наружного воздуха -20 -10° С. На КС газопроводов, прокладываемых в зоне распространения многолетнемерзлых грунтов, осуществляется более глубокое охлаждение газа, так как при подземной укладке газопровода среднегодовая температура газа не должна превышать среднегодового значения температуры грунта.

§ 2.11. Основные параметры магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов

К основным параметрам магистрального нефте- и нефтепродуктопровода относятся подача, диаметр, пропускная способность, рабочее давление на НПС, их количество и расстояния между ними. В зависимости от диаметра трубопровода магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы подразделяют на четыре класса:

I класс Условный диаметр «выше 1000 мм II класс От 1000 до 500

III класс Менее 500 до 300

IV класс Менее 300

Расчетную подачу принимают на основании задания на проектирование, веставлеаного в соответствии со схемой развития трубопроводов, а по крупный и сложным магистральным трубопроводам также на основе утвержденного ТЭО, которое должно являться составной частью задания. Подача трубопро-

вода определяет планируемый объем перекачки нефти пли нефтепродуктов в заданном направлении. По ней выполняются выбор диаметра трубопровода, основного насосного оборудования, качественной (по допускаемо>гу давлению) характеристики труб, определяется количество НПС, требуемое для перекачки заданного объема нефти или нефтепродуктов, и предварительно намечаются пункты их размещения по трассе трубопровода.

После выбора с учетом реальных местных условий площадок для строительства НПС и уточнения трассы последующим расчетом выявляется пропускная способность трубопровода при полном числе НПС, определяющая фактически возможный объем перекачки нефти или нефтепродуктов. Пропускная способность долягна определяться также по этапам ввода в действие НПС, принимаемым с учетом планируемого роста подачи нефти или нефтепродуктов в заданном направлении. Увеличение пропускной способности трубопровода путем поэтапного ввода НПС более рационально осуществлять при их четном числе, позволяющем увеличивать объем перекачки в одинаковом размере по всему трубопроводу. Наибольшая эффективность достигается при количестве НПС, кратном четырем, при котором удвоение их числа позволяет увеличивать пропускную способность трубопровода на всем протяжении примерно в 1,5 раза.

Расчетная удельная (суточная или часовая) подача нефти или нефтепродуктов по магистральному трубопроводу численно равна заданной годовой подаче, деленной на расчетное время работы трубопровода в течение года, которое с учетом остановки на ремонты должно приниматься равным 350 дням или 8400 ч. Суточная подача, т/сутки.

часовая педача, м/ч,

i.9cyT = C>/350; ?час = <?/(8400р).

(2.32) (2.33)

плотноетьнефти или нефтепро-

где - заданная годовая подача, т/год; р дукта, т/м.

Расчетная суточная подача должна быть обеспечена в холеднве время года.

Выбор наивыгвднейшето диаметра трубопровода решается путем сопоставления нескольких вариантов экономических расчетев, составленных п* укрупненным показателям для различных конкурирующих диаметров. Числе таких вариантов должно быть не менее трех. При выборе оптимальных параметров можно руководствоваться данными, приведенными в табл. 2.10 и 2.11.

ТАБЛИЦА52.10

Показатели трубопроводов

Нефтепроводы

Наружный диаметр, мм

Рабочее давление, кгс/см

Подача, млп. т/год

Нефтеп родуктопроводы

Наружный диаметр, мм

Рабочее давление, кгс/см

Подача, млн. т/год

630 630 720 820 920 1020 1220

54-65 52-62 50-60 48-58 46-56 46-56 44-54

6-8 10-12 14-18

22-26 32-36 42-50 70-78

219 273 325 377 426 530

90-100

75-85

67-75

55-65

55-65

55-65

0,7-0,9 1,3-1,6 1,8-2,2 2,5-3,2 3,5-4,8 6,5-8,5

ТАБЛИЦА 2.11

Рекомендуемые скорости движения нефти и нефтепродуктов

в магистральных трубопроводах

Диаметр трубопровода, м,

i? = 0,0188/дчас/ш,

(2.34)

где W - скорость движения жидкости, м/сек, ориентировочно принимаемая по табл. 2.11.

Полученны11 диаметр приводится в соответствие с сортаменто»! труб, выпускаемых промышленностью. Подбираются дополнительно два ближайших диаметра Z7x IT которые удовлетворяют неравенству iJ, < Z> < JDj. По каждому варианту цроизводится полный гидравлический расчет и определяются все основные параметры трубопровода. По выявленным основным параметрам конкурирующих диаметров трубопровода производятся технико-экономические расчеты капитальных вложений на строительство, эксплуатационных расходов и определяются приведенные затраты. Диаметр трубопровода, соответствующий минимальным приведенным затратам, является оптимальным,

§ 2.12. Методика гидравлического расчета магистрального трубопровода

Перекачка одного сорта нефти или нефтепродукта. Гидравлическим расчетом магистрального трубопровода определяют его пропускную способность, число НПС, давление на станциях, напор основных магистральных насосов. Одновременно с гидравлическим расчетом выбирают насосное оборудование НПС. Исходными данными для выполнения гидравлического расчета магистрального трубопровода являются:

- расчетная удельная подача трубопровода;

- диаметр трубопровода;

- расчетное давление, определяемое несущей способностью применяемых труб и параметрами насосного оборудования;

- физические параметры нефти или нефтепродукта (температура, кипе-матяческая вязкость, плотность) (табл. 2.12, [14]).

Температуру и вязкость нефти в нефтепроводе прхшпмают с jreTOM начальной температуры нефти на головной станции, а также тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в групт в холодное время года. Температуру нефтепродуктов принимают равной температуре грунта на уровне оси трубопровода в холодное время года.

Число НПС магистральных трубопроводов

iL + \Z

-Т;=Ж (2.35)

где i - гидравлический уклон в трубопроводе, м/км; L - длина трубопровода, а при наличии перевальной точки - расстояние до нее, км; - разность отметок начала и конца трубопровода, м; Яр - расчетное давление

в магистральном трубопроводе, соответствующее несущей способности труб, м ст. жидкости; lh - дополнительный напор, слагаемый из потерь в коммуникациях станций и величины передаваемого давления, требуемого для обеспечения работы основных насосов без кавитации, м. ст. жидкости. Гидравлически!! уклон в трубопроводе, м/км.

л Ш2

г = -Г • -п-• d 2g

(2.36)

j,g - коэффициент гидравлического сопротивления; d - внутренний диаметр трубопровода, м; ш - скорость движения жидкости в трубопроводе м/сск; g - ускорсппе свободного падения, равное 9,81 м/сек*.

Коэффициент гидравлического сопротивления зависит от режима движения жидкости по трубопроводу, который в свою очередь определяется критерием Рейнольдса Re = wd/\ (v - кинематическая вязкость перекачиваемой жидкости, м«/сек).

Коэффициент гидравлического сопротивления: при Re 2040, характеризующем ламинарный режим движения жидкости, к = 64/Re; при 2040 < < Re < 2800, характерпзугопюм переходный режим от ламинарного к турбулентному, X = (0,16Re 13)-10-"; при Re t> 2800, характеризующих турбулентный режим движения жидкости, по формулам, приведенным в табл.2.13, в зависимости от предельных значений критерия Рейнольдса.

Дополнительный напор Afe в формуле (2.35) следует прхгаимать по табл. 2.14. По полученному расчето.м гидравлическому уклону расстановка НПС производится графически на сжатом профиле трассы с последующей аналитической проверкой. При расстановке станций необходимо стремиться к возможно более равномерному распределению давлений по всем станциям трубопровода прп одновременно!!! соблюденип требований о расположении nilC па площадках с благоприятными геологическими условиями, а также возможно ближе к населеппым пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам энергоснабжения и водоснабжения.

После уточнения расположения НПС дополнительным расчетом уточняются требуемое давление н величины дифференциального напора основных насосвых агрегатов по станциям. При этом расчеты должны производиться по участкам трубопровода с построением совмсшеппых характеристик участков трубопроводов и насосов соответствующих им НПС. Требуемое давление на станции за регулятором давления, м ст. жидкости, при работе на следующую промежуточную станцию

Я„ = i L -!-. Z + Кг г + йвс + ,1

(2.37)

где /цаг - потери напора в трубопроводе данной станции от регуляторов давления до магистрального трубопровода, м ст. жидкости; Авв - потери напора в трубопроводах последующей станции от магистрального трубопровода до входного патрубка первого основного насоса, м ст. жидкости; Яд --подпор к основному насосу, обеспечивающий бескавитационную работу, определяемый расчетом его всасывающей способности, исходя из каталожных данных по допустимому кавитационному запасу, вязкости и упругости паров перекачиваемой жидкости, а также абсолютной отметки установки насоса, м ст. жидкости; при работе на перевальную точку

Яст = г-ЬД2-ЬЛ„п, + 10, (2.38)

где t - длина трубопровода от станции до перевальной точки, км; 10 - запас напора на перевальную точку, м ст, жидкости; при работе на емкость следующей станции

Яст = i Л -Ь Д2 -f А„аг + h + Д2р,

(2.39)

с*рм "•Ри напора во внешних технологических трубопроводах станции емкостью от магистрального трубопровода до наиболее удаленного