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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 [ 170 ] 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284

Проблемы экономики ставят также вопросы: нужно ли уложить газопровод с диаметром D позволяющим подавать клиентам гаэ N лет, подразумевая, что затем прокладывается новый параллельный газопровод диаметром D для снабжения клиентов еще N дополнительных лет или сразу положить газопровод диаметром D(D > D), который будет полностью загружен только через N + N лет? Второе решение, которое требует более высоких капвложений, тем предпочтительней:

- чем ниже процент реализации,

- чем стоимость постоянной части цены строительства трубопровода больше части стоимости, зависимой от диаметра (особенно в случае не(Зольшого диаметра).

В случае сложной задачи (например, определение характеристики нового сооружения внутри существующей закольцованной сети) это комплекс последовательных решений, которые должны повторяться несколько раз, рассматривая разные варианты: различные расходы в точке врезки в зависимости от климатических условий, прекращение газоснабжения от одного из источников и т.д. Использованные методы реализации концепции транспортной сети рассматриваются ниже.

6.1.2.2. Расход,

изменяющийся во времени

Это участки газопроводов или ответвления регионального уровня, для которых увеличение продажи приводит со временем к увеличению расхода.

Прогноз продажи газа через коммерческие предприятия для среднеклиматического года включает:

- потребление вне отопления (вне дополнительного потребления в холодный период H.C.S.P.F.);

- потребности систем отопления (потребление дополнительное в отопительный период C.S.P.F.).

Схематически по методике "градиент* расчетный расход представляет сумму двух составляющих:

- первая составляющая - это максимальный часовой расход на коммунально-бытовые нужды без отопления

H.C.S.P.F.

6.1.2. Определение расчетного расхода газа

Рассматриваются два случая, когда расход газа постоянный и переменный во времени.

6.1.2.1. Расход газа постоянен и определен

в процессе проектирования

Это характерно:

- для международных газопроводов, соединяющих источники снабжения с границей;

- для национальных газопроводов, являющихся источниками поставки определенного количества газа.

В этих случаях годовая поставка газа определяется контрактом а часовой расход Q„„ определяющий размеры сооружений равен:

8 760m •

где:

т - коэффициент колебания расхода, который учитывает гибкость контракта и, в первую очередь, степень безопасности.

Расход Q может быть округлен в большую сторону для увеличения гибкости работы. Величина т обычно составляет 0,85 - 0,9.

где:

Ni - газовое число часов использования газа;

Ni - обычно составляет 5500 - 7000 часов

- вторая составляющая - это максимальный часовой расход газа на отопление

C.S.P.F. N,

(Т.-Т<

тах(Т,-Т/

где:

Т, - температура, ниже которой появляется расход газа на отопление;

Ту - среднегодовая дневная температура;

N2 - число часов работы в день. Представляет суточное изменение потребностей;

Те - расчетная температура, которая в зависимости от климата должна перекрываться с определенным риском ее возникновения;

Т, - различается для регионов и составляет от 14° До17С;

N2 - равно 15 часам для малых ответвлений и 23 часам для больших транспортных сетей.

6.1.3. Выбор трассы

Знание расположения источника и точки или точек потребления позволяет определить трассу или трассы, которая позволяет определить:

- длину различных отрезков газопровода;

- характеристику фунта, что позволит определить стоимость прокладки трубопровода.

6.1.4. Физические уравнения

6.1.4.1. Формулы потерь давления

Обычно пренебрегают местными потерями по сравнению с линейными потерями. Эти последние могут определятыя по формулам, которые для го-риэонталыюго газопровода представляются в виде

P?-P* = KsZ„T„°LX(R.).

где:

К - константа, величина которой зависит от размерности давления и условий (температура, давление) определения расхода. При стандартных условиях для давления в бар 1 атм (1013 бар) и 0°С, К - 6 ООО Р, и Рг - давление в начале и конце участка соответственно;

Оо - часовой расход газа с учетом температуры и давления;

L - длина участка (в км);

D - внутренний диаметр трубопровода (в мм);

S - плотность газа;

Т„ - средняя температура газа (К);

Z„ - коэффициент сжимаемости газа для среднего давления и средней температуры транспортируемого газа;

Х - коэффициент трения, зависящий от числа Рейнольдса (Rg) и относительной шероховатости , где е - абсолютная шероховатость.

6.1.4.1.1. Формула Панхандля

Формула Панхандля не включает коэффициент X, как функцию от числа R, и относительной шероховатости, т.к. используется эмпирическая формула:

0,010 7

аоэе

.1.9в

где V - кинематическая вязкость газа, сантистокс; Ер- полином в D и е (величина Ер от 0,7 до 1,0). Таким образом

a039Ql,9e

PP* = 0.010 7KsZ„- L, что позволяет использовать в расчетах формулу

,4.98

1.98

6.1.4.1.2. Формула Колебрука (обычная)

Коэффициент потерь давления дается в виде неявной формулы

2,51

6.1.4.1.3. Улучшенная формула Колебрука

В ходе экспериментов было установлено два типа турбулентного режима: режим частично турбулентный для числа Рейнольдса ниже 10 и режим полностью турбулентный для числа R. выше этой величины. Это приводит к новой формулировке коэффициента потерь давления в формуле Колебрука (эта формулировка X явная).

\10 1

5,03 Ig Д.-4,32 л"

д 5ц.з.7D; ч R.

где:

ef - шероховатость в явном виде в микрометрах, принимаемая в расчет, и плюс шероховатость всех элементов, могущих создавать турбулентность при течении флюидов;

f- фактор торможения близкий 1, принимающий в расчет изгиб трубопровода и состояние его внутренней поверхности.

Эта последняя формулировка кажется лучше всего подходит для обычных условий транспорта.

6.1.4.2. Формулы для расчета мощности сжатия

Точная методика состоит в последовательном расчете:

- теоретической мощности при адиабатическом, изотермическом или политХ)пическом процессе сжатия;

- реальной мощности сжатия путем деления теоретической мощности на адиабатический, изотермический или политропический КПД (в соответствии с выбранной теоретической формулой) - для того, чтобы учесть необратимость термодинамических процессов, так же как внешний КПД, чтобы учесть механическое трение;

- мощности на валу, необходимой для определения реальной мощности привода, путем округления ее в большую сторону с учетом влияния вспомогательных устройств антипульсаторов и других причин потерь мощности.

Практически, на стадии проекта можно использовать упрощенную формулу непосредственно для определения по валу:

W = К0„

.0,9;

(.288;

и к, - 3,941 К.

где:

W - необходимая мощность по валу, кВт; Оо - расход сжимаемого газа ныР/ч;

Рг и Р, - давление нагнетания и сжатия;

Z„ - среднеарифметическое значение коэффициента сжимаемости при условии всасывания и нагнетания;

Т, - абсолютная температура на всасывании. Значение величины К дается в таблице:

- вторая часть - постоянная В, соответствующая общим газопроводам и общвинженерным сооружениям.

Первая часть зависит от единичной мощности установленных машин, вторая часть - от общей моиности. Более просто, можно удовлетвориться формулой типа:

•«»v-AW,

6.1.5. Экономические данные

6.1.5.1. Определение капвложений

6.1.5.1.1. Трубопроводы

Стоимость трубопровода может быть представлена тремя составляющими:

- поставка неизолированных труб с завода;

- укладка труб (подготовка трассы, рытье траншеи, раскладка труб, сварка, укладка в траншею, засыпка, сдача в эксплуатацию);

- разнообразные элементы строительства: изоляция, транспорт и хранение труб, разнообразные работы.

В общем, капитальные вложения в единицу длины трубопровода диаметром D могут выразкпъся одной из двух следующих формул (давление и диапазон диаметров, для которых формула может применяться, зависят от числа уточняющих параметров).

- а + ЬО*

Приблизительные величины уточняющих параметров для условий среднего строительства составляют:

- фиксированная часть соответствует примерно 25% общей стоимости трубопровода диаметром 400 мм;

- с=1,5;

- в о 0,65 для малых диаметров (300);

- в = 1,3 для больших диаметров (S400).

6.1.5.1.2. Компрессорные станции

Капитальные вложения одной компрессорной станции включают:

- одна часть, пропорциональная числу установленных компрессоров, которые соответствуют стоимости машин, здания и их коммуникаций;

Фиксированная часть В представляет примерно 30% общей стоимости станции.

6.1.5.2. Оценка годовых

эксплуатационных расходов

Различают, с одной стороны, расходы н

; другой СП

на эксплуатацию и на рабочую силу, с другой стороны, расхеды энергии (для привода компрессоров).

6.1.5.2.1. Расходы на эксплуатацию и персонал

Эти годовые расходы принимаются, как заранее оговоренный процент от суммы капитальных вложений, и составляют:

- для трубопроводов - до 3%;

- для компрессорных станций - от 3 до 5%.

6.1.5.2.2. Энергетические затраты

Необходимая энергия сжатия зависит от кривой изменения расхода во времени. Кроме некоторых особых случаев (расход постоянный или монотонный, близкий к линейному) подсчет энергетических затрат состоит в определении плановой программы использования компрессорной станции на основе программы транзита газа. Определяют рас-хед энерши для отрезка времени и путем суммирования - годовой расход энергии.

6.1.5.3. Экономические критерии

Применение предыдущих формул позволяет определить:

- сроки окупаемости капитальных вложений,

- сроки окупаемости (реестра) эксплуатационных расхедов, которые имеют место в течение всего срока реализации проекта.

Общие приведенные реальные расходы получаются из этих двух составляющих путем применения к общим расходам (капвложения плюс эксплуатационные расходы) п-го года коэффициента приведения, равного --- ; затем суммированием (1+а)"