Лекции Сооружение и экспл ГНП

подогревом за счет тепла трения потока и скрытой теплоты кристаллизации потока.

При транспорте высокозастывающих нефтей температура в любой точке трубопровода должна превышать температуру застывания на 2…5 °С.

Электроподогрев трубопроводов применяется в следующих вариациях: ток движется по телу трубопровода (индукционный нагрев, прямой электроподогрев трубы); применение нагревательных элементов из специальных кабелей или лент. Электроподогрев имеет более высокий коэффициент полезного действия, возможность регулирования температуры в широких пределах, легкость монтажа, компактность, возможность работы подогревателя по любому временному графику (например, только в случае остановки трубопровода). Однако, для магистральных трубопроводов внедрение электроподогрева сдерживается по причине высоких эксплуатационных затрат.

Так как транспортировка нефтепродуктов – пожаро- и взырывоопасна, то в случае проектирования электроподогрева выбирают оборудование и коммутационную аппаратуру (служит для замыкания и размыкания электрических цепей с целью управления работой электрических установок) специального взрывозащищѐнного исполнения, которое не только создаѐт все условия для искробезопасной электрической цепи, но и адаптировано для использования в условиях агрессивной среды и высокой влажности.

Технология транспорта газонасыщенных нефтей заключается в неполной сепарации добываемой нефти или, даже, ее отсутствии. Опыт перекачки газонасыщенных нефтей по магистральным трубопроводам позволяет говорить о значительном снижении вязкости (в 2-3 раза) и температуры застывания (на десятки градусов).

Однако для обеспечения нормальной работы насосов необходимо либо отбирать перед их входом весь нерастворенный газ, который затем вводится в поток нефти на выходе станции (для этой цели на каждой НПС перед насосами необходимо устанавливать сепараторы), либо создавать на перекачивающих станциях запас давления, обеспечивающий транспорт газонасыщенной нефти в однофазном состоянии по всей длине трубопровода, что опять таки влечет за собой дополнительные материальные затраты.

Применение депрессорных присадок (депрессаторов, растворяющихся в нефти синтетических полимерных продуктов) является перспективным способом подготовки высоковязких парафинистых нефтей к транспорту по магистральным трубопроводам. В результате ввода в поток нефти незначительных количеств (до 0,2 % по объему)

101

химически активных веществ происходит улучшение реологических свойств. Механизм действия депрессаторов на высокопарафинистые нефти имеет двоякий характер: вопервых частицы присадки образуют с парафином смешанные кристаллы, что приводит к принципиальному изменению их строения и предотвращают образование сплошной структурной сетки; во-вторых, частицы присадки выступают как центры, вокруг которых кристаллизуется парафин, образуя не связанные между собой агрегаты.

Несмотря на все достоинства данного метода, он имеет ряд недостатков: во-первых, в настоящее время нет универсальной присадки, пригодной для всех высокопарафинистых или хотя бы большой группы нефтей; во-вторых высокая стоимость присадок.

102

Лекция 10 Теоретические основы эксплуатации магистральных газо-

проводов

Технологическая схема магистрального газопровода

Основными элементами магистрального газопровода (МГ) являются: линейная часть, компрессорные станции (КС), газораспределительные станции (ГРС), пункты измерения расхода, при необходимости

– станции охлаждения газа (СОГ).

Линейная часть представлена одной или несколькими (до 6) нитками с максимальным диаметром 1420 мм каждая. Для многониточных газопроводов между нитками сооружаются перемычки через 40…60 км и на входе и выходе каждой КС.

Перемычка – трубопровод, технологически объединяющий параллельно проложенные газопроводы и позволяющий в случае необходимости (авария, ремонт и т. д.) отключать отдельные участки. Выделяют перемычки:

с запорной арматурой (для газопроводов с равным давлением);

с узлами редуцирования и предохранительными устройствами (для газопроводов с различным давлением);

с запорной арматурой до и после охранного крана соответственно для входа и выхода компрессорной станции.

Всложных условиях перемычки сооружаются у каждого линейного крана. Линейные краны устанавливаются через 20…30 км. Перемычка выполняется из труб диаметром не менее 0,7 меньшего из диаметров соединяемых ниток. При соединении ниток, имеющих различное рабочее давление, перемычки помимо крановых узлов оборудуют узлами редуцирования.

Эксплуатируемые в настоящее время газопроводы имеют рабочее давление 5,4 и 7,35 МПа и степень сжатия 1,45…1,50. В конце газопровода газ поступает с давлением 1,5…2 МПа. По пути газ выдается потребителям через газораспределительные станции.

Общие сведения о транспорте газа

В общее понятие «транспорт газа» входит транспорт газа в сжиженном и газообразном состоянии. Способы транспорта этих газов существенно отличаются друг от друга.

Сжиженные углеводородные газы (смесь пропана, бутана, изо-

бутана) отличаются тем, что при небольшом давлении и нормальной температуре их можно транспортировать и хранить в жидком виде.

103

Сжиженный газ занимает объем примерно 1/250 своего первоначального объема, поэтому его можно транспортировать всеми видами транспорта: железнодорожным, водным, автомобильным, трубопроводным (в баллонах и съемных емкостях). На месте доставки емкости подключают

кразводящим сетям.

Вотличие от сжиженного природный газ сохраняет свои свойства при положительных температурах и различных давлениях и транспортируется исключительно по магистральным газопроводам и разводящей газовой сети.

Однако при отрицательных температурах и давлений 5 МПа (занимая при этом значительно меньший объем) технически возможно и экономически выгодно транспортировать сжиженный природный газ по магистральным трубопроводам. Для этого требуется сооружение заводов сжижения газов и применение специальных трубных сталей для низкотемпературных жидкостных газопроводов, а также сооружение низкотемпературных хранилищ.

Магистральный газопровод во многом тождествен магистральному нефтепроводу. Конструкции трубопроводов почти одинаковы. Что касается перекачивающих станций, то компрессорные станции газопровода во многом аналогичны насосным станциям нефтепровода. Диаметры газопроводов больше, чем нефтепроводов.

Особенностью магистрального газопровода является поддержание значительного давления в конце перегона. Если на нефтепроводе начальное давление нефти 5 МПа снижается к концу перегона практически до нуля, то на газопроводе давление в конце поддерживается на уровне 2 МПа.

К особенностям магистральных газопроводов относится также необходимость специальных мер по предотвращению образования гидратных пробок и мероприятий, связанных со взрывоопасностью газа, а также высокие требования к бесперебойной перекачки, так как длительная остановка газопровода вызывает немедленную остановку добычи в начальном пункте.

Основные законы газового состояния

Физическое состояние газа зависит от основных параметров: давления, объема и температуры, которые в процессе транспортировки и хранения могут изменяться.

Эти параметры взаимосвязаны газовыми законами.

Закон Бойля-Мариотта: при постоянной температуре произведение объема на давление есть величина постоянная:

104

где и – давление газа до и после изменения; и – объем газа до и после изменения.

Так как при сжатии или расширении газа изменяется только его плотность и объем, а масса остается постоянной:

;		, отсюда						,

объемы газа при постоянной температуре обратно пропорциональны, а плотность газа прямо пропорциональна его давлению.

Закон Гей-Люссака: объем газа при постоянном давлении пропорционален его абсолютной температуре, а плотности газа обратно пропорциональны:

.

Обобщение этих двух законов дает общее математическое уравнение состояние идеального газа (математическая модель газа, в которой предполагается, что потенциальной энергией взаимодействия молекул можно пренебречь по сравнению с их кинетической энергией; между молекулами не действуют силы притяжения или отталкивания, соударения частиц между собой и со стенками сосуда абсолютно упруги, а время взаимодействия между молекулами пренебрежимо мало по сравнению со средним временем между столкновениями) (уравнение Клай- перона-Менделеева)

,

где – абсолютное давление идеального газа, Па; – объем идеального газа, м3; – газовая постоянная (характеризует работу расширения единицы количества газа (1 кг) при нагревании на 1 К при постоянном дав-

лении); для газовой смеси	, Дж/(кг·К);	– абсолютная
температура газа, К.

Для газов высокого давления (при транспорте по магистральным трубопроводам) вводится коэффициент сжимаемости газа z:

105

.

Коэффициент сжимаемости газа учитывает отклонение реальных газов от законов идеального газа, определяется экспериментально, а при отсутствии этих данных – по номограммам.

В практике хранения и транспорта газа различают рабочие, нормальные и стандартные условия состояния газа в момент измерения газа при давлении и температуре , (°С).

Условия

Характеристика

Уравнение

Нормальные

состояние

газа

при

°С и 760 мм рт.

ст.

Стандартные

состояние

газа

при

°С и 760 мм рт.

ст.

Рабочие

.

Примечание:

– объем газа при 0 °С и 760 мм рт. ст., м3;

– при 20

°С и 760 мм рт. ст., м3;

– объем газа в рабочих условиях, м3; – аб-

солютное давление газа в рабочих условиях, мм рт. ст (1 Па =133,3 мм рт. ст); – абсолютная температура газа в рабочих условиях, К.

Основные уравнения для расчета магистрального газопровода

Пропускная способность и режим работы магистрального газопровода определяются совместной работой компрессорных станций и линейных участков.

Рассмотрим основные уравнения, позволяющие оценить изменения параметров газа при его перемещении по элементам магистрального газопровода (участок, газоперекачивающий агрегат, пылеуловитель, аппарат воздушного охлаждения).

106

Основным расчетным уравнением для участка магистрального га-

зопровода является уравнение пропускной способности, определяемое для газа, приведенного к стандартным условиям (

). Зависимость расчетной пропускной способности газопровода от параметров газопровода и физических свойств газа выражается формулой:

		√		млн м3/сут.
где		(на практике обычно используют			);

– переводной коэффициент, учитывающий размерность входящих в формулу величин;

и– давление в начале и в конце участка газопровода, МПа;

–эквивалентный диаметр труб, м;

–коэффициент сжимаемости газа при среднем значении давления и температуры в участке;

–средняя температура газа в участке, К;

–длина участка, км;

–расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления;

=287 Дж/(кг·К) – газовая постоянная воздуха;

–относительная плотность газа (отношение массовой единицы объема газа к массе такой же единицы объема сухого воздуха при одинаковых

условиях (t и )

			,
где	кг/м3 – плотность сухого воздуха.
	Для определения пропускной способности необходимо определить:

коэффициент гидравлического сопротивления;

среднее давление газа на участке;

среднюю температуру газа на участке;

коэффициент сжимаемости газа при средних давлении и температуре.

Определение коэффициента гидравлического сопротивления

В общем случае коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости

		2K э	,
		d вн

Ký - эквивалентная шероховатость труб.

107

	При отсутствии уточненных данных K ý				принимается равным
	0,03.
	Re	4Q
			.
		π dвн
	Для практических расчетов Re 17,75 103			Q		,
				dвн

где Q – объемная производительность МГ, млн м3/сут.; d вн - внутренний диаметр труб, м; - динамическая вязкость газа, Па·с.

Для расчетов МГ нормами технологического проектирования рекомендуется формула ВНИИгаза (научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий):

(				) .

Эта формула справедлива для всей области турбулентного режима течения газа. МГ при полной их загрузке обычно работают в квадратичной зоне этого режима. Для определения зоны, в которой работает МГ, используются переходные значения параметра Рейнольдса и производительности:

	2K э		1,5
Reпер 11			,
	dвн

Qпер 1,334 106 dвн 2,5 .

При Re > Reïåð подтверждается зона квадратичного закона сопро-

тивления.

Определение давления в магистральном газопроводе

Давление является основным параметром, по которому контролируется режим работы трубопроводов.

Газ поступает на компрессорную станцию (КС) с давлением и температурой в конце подводящего трубопровода (головная КС) или предшествующего участка (промежуточная КС) P2 и T2. На выходе станции (в начале следующего участка) давление будет P1.

Степень сжатия станции составит:

.

108

Учитывая потери во входном и выходном коллекторах, степень сжатия нагнетателей должна быть более высокой:

				,
где	,	– потери давления во входном и выходном коллекторах КС;
	- потери давления в аппаратах воздушного охлаждения				= 0,0588
МПа.
	Возможность реализации требуемой степени сжатия определя-

ется располагаемой мощностью привода нагнетателя (газотурбин-

ной установки или электропривода).

Давление на выходе КС не должно превышать рабочего давления

МГ :
=	.

Давление в любой точке участка можно представить следующим образом:

√ .

Давление по длине участка меняется по параболическому закону и среднее давление должно определятся как среднегеометрическое:

( ).

Изменение давления газа по длине участка

109

Определение средней температуры газа на участке

Температурный режим работы участка зависит от факторов:

-температуры газа на входе в КС (T2);

-повышения температуры газа при его компримировании;

-охлаждения газа в АВО;

-охлаждения газа в трубопроводе;

Газ в участке охлаждается вследствие обмена с окружающей средой и его расширении при снижении давления.

Уравнение Шухова для газа имеет вид:

,

где и - температура на входе и выходе КС;

,

–температура окружающей среды, К;

-полный коэффициент теплопередачи, Вт/(м2·K);

– теплоемкость газа при условиях АВО;

–массовый расход газа через все АВО.

Из формулы видно, что температура газа стремится в бесконечности к температуре окружающей среды. С учетом дроссельного эффекта температура газа в конце участка меньше температуры окружающей среды. При температуре грунта близкой к 0 С температура газа может быть отрицательной, что вызовет промораживание грунта вокруг труб и дополнительные деформации трубопровода.

Рекомендуется ограничивать температуру газа в конце участка 271…273 К, что приводит к ограничению температуры газа на выходе КС.

Так как температура газа по длине участка меняется экспоненциально, то средняя температура определяется как среднегеометрическая:

[	]		*		+,

110