Ответы к экзамену по курсу Транспорт нефти и газа - файл n1.doc

Ответы к экзамену по курсу Транспорт нефти и газа
скачать (553 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc553kb.07.11.2012 03:02скачать

n1.doc





  1. Основные понятия и определения магистрального газопровода, состав и основные параметры – 2,3

  2. Состав компрессорной станции – 3,4

  3. Компрессорный цех – 4

  4. Технологические схемы и типы компрессорных станций – 4

  5. Основные физические свойства газов и основные уравнения – 5,6

  6. Режимы газопроводов при установившемся режиме -6

  7. Подготовка газа к транспорту – 7

  8. Образование конденсата водяных паров в гп – 7

  9. Методы обнаружения предупреждения образования гидрантов – 8

  10. Вредные примеси в газе – 9

  11. Сложные газопроводы – 10,11

  12. Применение корректировки сложного ГП коэффициентом расхода – 12

  13. Влияние рельефа трассы на пропускную способность ГП –12,13

  14. Совместная работа ГП и КС – 14,15

  15. Аккумулирующая способность газопровода (последнего участка) – 16

  16. Перемычки – 17

  17. Режимы работы при сбросах и подкачках – 17

  18. Оптимальные параметры магистрального газопровода – 18

  19. Подземное хранилище газа (ПХГ) - 19

Основные понятия и определения магистрального газопровода, состав и основные параметры

Исходя и рабочего давления МГП делятся на 2 класса:

  1. при 2,5 МПа <Рраб<10 МПа вкл

  2. при 1,2 МПа <Рраб<2,5 Мпа вкл

Протяженность МГП от нескольких десятков км до нескольких тысяч, а диаметр от 150 до 1420 мм(720,820,1020,1220,1420).

Производительность г.п. – количество газа в м3 при условии 293 К и 0,1013 МПа транспортируется по гп за расчетный период. Проектная производительность – принята в проекте.

Пропускная способность – расчетное суточное количество газа, которое может быть передано по газопроводу при стационарном режиме максимально используемой располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов и заданных расчетных параметров:

- граничные условия в начала и в конце гп

- рабочее давление по трассе гидравлически эффективное

- температура окружающего воздуха и грунта

- температура охлаждения газа.

Баланс газа в гп – сравнительный итог поступления газа, отборов затрат на собственные нужды и потери.

Магистральный гп – комплекс производственно-хозяйственных объектов, обеспечивающих транспорт газа или попутной нефти. Состав: однониточный гп, КС, установки доп подготовки газа.

Газопровод-отвод – гп, предназначенный для подачи газа от распределительной или мгп до газораспределительной станции городов или отдельных потребителей.

Газопровод-перемычка – гп, соединяющий между собой мгп или системы к предназначенным для обеспечения межсистемных перетоков.

Газопровод-подключение – гп, обеспечивающий подачу подготовленного к дальнейшему транспорту природного газа от производителя, поставщика в систему мгп.

Газопровод распределителей высокого давления – гп, обеспечивающий некомпремированную подачу газа от мгп (или других объектов) до ГПС или крупного потребителя.

Коридор мгп – совокупность мгп или участков и система мгп, обеспечивающая транспорт газа в едином направлении в транспортном потоке, проложенном параллельно основной трассе.

Единая система газоснабжения – имущественный производный комплекс, состоящий из технологически организованных и экономически взаимосвязанных управлений производством или иных объектов предназначенных для добычи, транспортировки, хранения, поставок газа и находящихся в собственности организации.

Рабочее давление гп – установленное проектом наибольше внутреннее давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации гп определенного по сечению на выходном гп газового компрессора.

Рабочее давление максимально разрешенное – устанавливаемая безопасная величина внутреннего избыточного давления, вводимая на объектах мгп после завершения строительства или реконструкции, проведения аварийно-восстановительных или ремонтных работ на основании результатов испытаний дефектного обследований и расчетов на прочность (на 1.1 больше чем рабочее давление).

Изоляция гп антикоррозионная – наружное покрытие трубы для защиты от почвенной коррозии.

Лупинг – тп, проложенный на отдельных у гп параллельных основному для увеличения производительности, а так же надежности.

Переход надземный – гп, сооружаемый над естественными или искусственными препятствиями.

Переход подземный – гп, сооружаемый под естественными или искусственными препятствиями.

Потенциально опасные участки – участки мгп, расположенные в слабонесущих песчаных, вечномерзлых грунтах на территориях с эндогенными, экзогенными процессами (оползни, эрозия, разломы, сейсмические явления) с условиями способными возникновения коррозии труб под напряжением, а так же особо ответственные участки гп, так же как переходы через авто и жд, подводные, надземные переходы.

Реконструкция мгп – совокупность мер по полному или частичному переустройству мгп, с целью повышения его полезных свойств и технико-экономических показателей.

Газотранспортная система – совокупность взаимосвязанных газотранспортных объектов регионально или территориально производственной подсистемы ЕСГ, обладаются возникновениями автономного ур-я внутренними потоками и регулирования газоснабжения.

Станция газораспределительная (ГРС) – совокупность технологического оборудования для снижения давления, очистки, одоризации, учета количества газа перед подачей его потребителю.

Станция компрессорная – комплекс сооружений мгп для компринирования газа.

Цех компрессорный – составная часть КС, выполняющая основные технологические функции(очистка, компринирование, охлаждение)

Степень повышения давления – отношение абсолютных давлений газа, измеренных в сечениях выходного и входного патрубков.

Степень повышения температуры – отношение абсолютных температур на выходе и на входе.

Технически возможная производительность эксплуатируемого МГП – способность мгп обеспечить в конкретный временной период транспортировку объемов газа до пункта его сдачи определенных исходя из технического состояния гп и допустимых технологических режимов транспортировки газа с учетом плановых остановок и проведения ремонта и диагностических работ.

Технологические трубопроводы основного назначения – тп, предназначенные для транспортировки газа в пределах площадки объекта, т.е. служат для выполнения основных технологических процессов: очистки, компренирования, охлаждения, редуцирования.

Технологические трубопроводы вспомогательного назначения - тп, предназначенные для транспортировки газа в пределах промышленной площадки различных веществ: масел, воды, горючего.

Узел редуцирования – совокупность оборудования, предназначенного для автоматического подержания заданного давления газа.

«Узкое место» - объект газотранспортной системы (мгп, гп-отвод, гп-перекачка, гпа, узел редуцирования, грс, и т.д.) техническое состояния которого не позволяет обеспечить поддержание проектных параметров по пропускной способности участка.

К основным параметрам мгп относятся:

- годовая производительность Q

- диаметр D

- рабочее давление P

- протяженность L

- число КС

- степень сжатия

- температура охлаждения газа на КС

Технологические параметры определяются по результатам оптимизационных расчетов.

В состав мгп входях следующие сооружения:

1. Линейная часть. Включает гп с отводами, лупингами, перемычками, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, противоэрозионные сооружения, узлами запуска и приема очистных устройств и дефектоскопа, узлами сбора и хранения конденсата, устройствами для ввода метанола в гп.

2. Линии и сооружения технологической связи. Средства телемеханики и автоматики, системы электроснабжения и дистанционного управления запорной арматуры и установками электрохимзащиты.

3. Компрессорные станции и узлы их подключения, установки дополнительной подготовки газа, СОГ.

4. ГРС, узлы редуцирования газа, ГИС

5. Установки электрохимзащиты газа, линии электропередач, системы электроснабжения, здания и сооружения, постоянные дороги и площадки распределенные вдоль трассы и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки мест нахождения гп.
Состав компрессорной станции:

- узел подключения кс к мг;

- площадка ГПА с оборудованием, трубопроводами и системами, обеспечивающие его работу;

- установка очистки газа системой сбора продуктов очистки;

- установка охлаждения газа;

- установка подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

- технологические трубопроводы и запорная арматура;

- система электроснабжения, молниезащиты и заземления;

- автоматизированная система управления технологическими процессами;

- система технологической связи;

- система маслоснабжения;

- система водоснабжения и канализации;

- система вентиляции и отопления, теплоснабжения;

- система пожарной сигнализации, пожарного водоснабжения, автоматического пожаротушения;

- производственно-энергетический блок охраны и охранной сигнализации;

- служебно-эксплуатационный блок

- проходная.

Компрессорный цех.

Составная часть КС, выполняющая основные технологические функции – очистку, компримирование и охлаждение газа. Включает в себя: тоже что КС(см. выше)

Установки компримирования газа могут быть оснащены ГПАми с газтурбинным приводом, электрическим и поршневого типа(т.е. газомотокомпрессоры).
КПД ГТУ или ГПА = номинальный в станционных условиях – это кпд, рассчитываемый при условиях T=288K P=0,1013 МПа без отвода сжатого воздуха и с учетом гидравлических сопротивлений входного и выходного тракта.

Газовый компрессор (нагнетатель) – компрессорная машина, преобразующая механическую энергию привода в энергию сжатого газа и по способу образования энергии: центробежные и поршневые.

КПД нагнетателя – политропный – это отношение удельной полезной политропной работы к разности энтальпии определяемых по параметрам газа, измеренных в течениях входного и выходного патрубков.
Технологические схемы и типы компрессорных станций

В начальном пункте гп, находящимся в районе газового промысла располагается головное сооружение, в которое входит установка подготовки газа (ПГ) к транспорту. Если недостаточно пластового давления, то головная кс находится на расстоянии 150 км от кс, иначе (250-300км)

На кс газ очищают от механических примесей, компримируется, охлаждается.

Основные объекты КС:

- пылеуловители;

- компрессорные агрегаты;

- аппараты воздушного охлаждения газа.

Для обеспечения нормальной работы основного оборудования сооружают вспомогательные: вентиляция, водоснабжение, электроснабжение.

На МГП различают 3 основные типа КС:

  1. Головные

  2. Линейные (промежуточные)

  3. Дожимные

КС подразделяются:

- по типу: поршневые, центробежные, комбинированные;

- по типу ступеней сжатия: одно и много ступенчатые

- по виду привода: газомоторные, газотурбинные, электроприводные.

Нагнетатель природного газа = лопаточные (компрессорные машины со степенью сжатия 1,1 – соотношения давления сжатия)

Нагнетатели подразделяются на 2 класса:

- полнонапорные. Проточная часть позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия 1,45-1,55.

- неполнонапорные. Проточная часть рассчитана на степень сжатия 1,23-1,25
2 принципиальные схемы обвязки КС:

- с параллельной обвязкой – характерна для полнонапорных нагнетателей.

- с последовательной обвязкой – характерна для неполнонапорных нагнетателей.

После компримирования газ охлаждается для уменьшения температурных напряжений стенки трубопровода вследствие значительной разницы температуры укладки гп в траншею и температуры транспортируемого газа для предотвращения нарушения изоляции.

Аппарат воздушного охлаждения представляет собой рекуперативный теплообменник. Природный газ охлаждается атмосферным воздухом. Он состоит из теплообменных трубчатых секций, образующих теплообменную поверхность, вентиляторов с приводом аэродинамичных элементов, узлов регулирования. Основные узлы расположены на несущих конструкциях и фундаментах.
Основные физические свойства газов и основные уравнения

Природный газ без цвета, запаха, легче воздуха. Природный газ – это смесь предельных УВ, в зависимости от происхождения газы разделяют на 3 группы:

  1. Газы, добытые из чисто газовых месторождений, на 82-95% СН4

  2. Газы с газоконденсатных месторождений, на 80-95% СН4

  3. Газы нефтяных месторождений (попутные), на 30-70% СН4 +значительное кол-во тяжелых УВ С5 и выше

Газы с содержанием тяжелых УВ < 50 г/м3 принято называть сухими, а с высоким содержанием УВ С5 и выше – жирными.

Для выполнения гидравлического и типового расчетов ГП и расчета режимов работы КС необходимо знать основыне свойства природных газов: плотность, вязкость, критические параметры, теплоемкость, коэффициент сжимаемости, коэффициент Джоуля-Томпсона.

Стандартные условия - давление, 0,1013 МПа, и температура 293 К (20°С).

Нормальные условия - (0,1013 МПа и 273 К(0°С)).

V – объем газа, м3

m – масса, кг

- молекулярная масса

универсальная газовая постоянная ,

Плотность газа : плотность газа ст 0,7 кг/м3, в трубе 70 кг/м3 .

Часто пользуются относительной плотностью газа по воздуху .

Стандартные условия ,

Удельный объем — величина, обратная плотности , откуда плотность

Уравнение состояния для одного моля идеального газа (уравнение Клапейрона) универсальная газовая постоянная

Уравнение состояния для единицы массы газа.

Поскольку , уравнение будет иметь вид , где – газовая постоянная для единицы массы газа (Дж/(кгК). ,

Уравнение Менделеева-Клапейрона

Уравнение состояния ,

Уравнения состояния идеального газа:

Для реального природного газа: , - приведенные параметры давления и температуры, - коэффициент сжимаемости



Приведенные давление и температура: , =>

, - критические параметры давления и температуры





Объемный расход газа:

Массовый расход газа:

Коммерческий расход газа:

Режимы газопроводов при установившемся режиме

Работа ГП без сброса и подкачек массового расхода газа в любом его сечении остается неизменной.

Qм=?us – уравнение неразрывности

Т.к.газ –сжимаемая среда, то с удалением от КС (С понижением давления) плотность газа уменьшается, что в свою очередь приводит к увеличению скорости газа

Уравнение баланса удельных энергий



-сила инерции; ()-разность входных отметок

При магистральных условиях:



-уравнение неразрывности

-уравнение состояния

Уравнение Дарси-Вейсбаха

если (обе части умножаем на ?г)



из уравнения состояния

из уравнения неразрывности

или (интегрируем от Рнач до Р кон и x от 0 до Lкс)



Коммерческий расход равен QМ, приведенному к станд. усл.(t=293K; P=0.1013МПа)

При ст.усл.Zст=1

Относительная плотность газа по воздуху при определенных условиях



или по формуле:

d (м); Т (К); Р (МПа); L (км)

Подготовка газа к транспорту

Природный газ, получаемый с промысла, содержит посторонние примеси, песок, ТВ.частицы, конденсат тяжелых УВ. Это приводит к быстрому износу соприкасаемых с газом деталей компрессоров, ТВ.частицы засоряют и портят арматуру ГП и контрольно-измерительные приборы, сужают поперечное сечение участков ГП. Жидкие частицы, оседая в пониженных участках ГП уменьшают площадь попереч.сечения, коррозирующее действие на ТП.

Согласно техническим требованиям на природный и нефт.газы содержание жидкой взвеси в транспортируемом газе не более 25-50 грамм на 1000м3

Содержание жидкой взвеси не более 0,05 мг на 1 м3

Перед транспортом газ надо осушить и очистить от вредных примесей.

От мех.примесей используют пылеуловители,кот.подразделяются след.образом:

1.Сухое отделение пыли. Происходит с использованием сил гравитации и инерции.

-Циклонные пылеуловители; гравитационные сепараторы; фильтры (керамические, тканевые)

2. «Мокрое» улавливание пыли. Удаляемая из газа взвесь смачивается промывочной жидкостью, кот.отделяется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации и очистки, а затем возвращается обратно в аппарат.

-Вертикальные и горизонтальные масляные пылеуловители; шаровые скрубберы
Очистка газа должна предусматриваться в: 1 ступень- пылеуловители; 2 ступень: может предусматриваться на отдельной КС (Фильтр-сепаратор)
Образование конденсата водяных паров в гп

Если поступает влажный газ (смесь сухого газа+вод.пар) в ГП при t=10-200С, при охлаждении в ГП избыточное количество влаги выпадает в виде жилдкости.Со временем в ГП накапливается дилкость,это уменьшает D ГТ и снижает пропускную способность.Для удаления жидкости необх.устанавливать водосборники либо очищать ТП с помощью поршней. Это удорожает стоимость ТП и их эксплуатацию

Образование ледяных пробок в гп
При наличии в ГП воды имеется опасность замерзания ее зимой.Лед уменьшает свободное сечение ГП, может полностью закупорить его.(Затраты на обнаружение пробок и их устранение)

Образование кристаллогидратов(КГ) в ГП
При увеличении давления и понижении температуры, при наличии жидкой воды в ГП образуются КГ. Они могут закупорить ГП. Борьба с КГ требует затрат.

Влага при определенных условиях приводит к образованию гидрата, попадающего в ГП в виде кристаллов.

Гидраты- кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами УВ и воды, имеют кристаллическую структуру. По свойствам гидраты-твердые растворы. Внешне- кристаллы льда или мокрый снег.

Для правильной оценки кол-ва воды в пр.газе нужно установить фазовое состояние. Вода входит в состав газа. При перенасыщении газа парами воды (при понижении t0), из него выделяется часть влаги в виде капелек.

Температура начала запотевания охлажденной зеркальной поверхности, помещенной в поток газа явл.точкой росы газа,т.е. граничной равновесной t0 перехода газа при данном давлении из недонасыщенного парами воды состояния в ненасыщенное.

Точка росы-это t0 при которой газ становится насыщенным при данном давлении и количестве водяного пара. По т.росы судят о кол-ве воды в газе.

Влажность, влагосожержание, т.росы характеризует содержание паров в газе

Абсолютная влажность-количество водяных паров в граммах, содержащихся в 1м3газа при данном давлении и t0

Относительная влажность-отношение количества водяных паров, фактически содержащихся в единице объема газа к количеству водяных паров в том же объеме при полном его насыщении при тех же t0 и давлении.

Влажность насыщенного вод.парами газа определяют по монограмме (в зависимости от P и t0).

С увеличением давления влагосодержание уменьшается.

Равновесное содержание паров воды в системе «Природный газ-минерализ.вода» меньше чем в системе «природный газ-чистая вода».
Методы обнаружения предупреждения образования гидрантов

1) Подогрев газа

При сохранении давления в ГП, t0 газа поддерживается выше равновесной t0 образования гидрата. Подогрев газа применяют на газовых промыслах и ГРС. На линейной части НЕ применяют, т.к. невыгодно

2) Метод снижения давления

При сохранении t0 уменьшается давление ниже равновесного давления образования газа.

Метод возможен при ликвидации уже образовавшихся гидратов. Применяется в аварийных случаях. Ликвидация гидратных пробок осущ.путем выпуска газа в атмосферу через продувные свечи.(аварийный участок отсекается линейными кранами). Давление снижают до тех пор, пока равновесная t0 гидратообразования не станет меньше t0 газа, гидратная пробка не разрушится.

Метод пригоден при положительных температурах.

3)Ввод ингибитора гидратообразования в поток транспортируемого газа

Ингибиторы (диэтиленгликоль,триэтиленгликоль, метиловый спирт и др.),введенные в поток, частично поглощают водяной пар и переводят его в раствор, не образующий гидратов.

4) Осушка газов

а)Физические методы
В основе искусственное охлаждение газа, компримирование, сочетание компримирования с охлаждением (вымораживание влаги из газа при низких t0 ; охлаждение газа дополнительным компримирование и без него; инжекция хим.веществ в газовый поток промысловых ГП с последующим улавливанием продуктов – гидратации на сепарационных установках; низкотемпературная сепарация)

б) химические методы (широко применяются при лабораторном определении влажности)

в) физико-химические методы

Поглащение влаги сорбентами

-аБсорбционные (жидкий поглатитель)

-аДсорбционные (тв.поглатитель)

Адсорбенты в газовой промышленности: активированные окиси алюминия (Al2O3), селикогель, окись кремния (SiO2) алюмосиликаты (не вызывают коррозии аппаратуры, шарики, зерна, гранулы)

Жидкие сорбенты должны иметь высокую растворимость в воде, низкую стоимость, простоту регенерации.

Для осушки используют: этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ).

Гликоль хорошо убирают влагу из газов.

Плюсы: стойкость к нагреву, невысокая стоимость

На поглотительную способность сорбента паров воды из газа влияет его концентрация. Чем больше концентрация, тем ниже точка росы осушенного газа. Коннц.сорбента 90-99%в зависимости от метода осушки.

Процесс осушки газа происходит в абсорбере (вертик.цилиндр.сосуд, имеет тарелки/насадки, которые обеспечивают контакт между газом и жидкостью)

Схема осушки газов гликолями состоит из двух циклов: 1.абсорбция; 2.система регенерации абсорбента (благодаря постоянному восстановлению абсорбц.способности поглотиеля процесс осушки-непрерывно)

Сырой газ поступает в нижнюю часть абсорбера, проходит сепарац.секцию (в кот.происходит отделение капельной жидкости).Далее газ поднимается вверх, проходит через тарелки/насадки, с которых стекает гликоль (абсорбент) и влага извлекается из газа. Осушенный газ затем поступает в верхнюю сепарационную секцию, где отдел.капли гликоля, которые поглащаются газом. Замер газа.

Вредные примеси в газе

-Сероводород H2S в газе

В количестве >0.01 мг/л воздуха рабочей зоны ядовит. В присутствии влаги H2S вызывает сильную коррозию металла и ускаряет процесс гидратообразования. При использовании газа для бытовых нужд содержание H2S не должно первышать 0,02 г/м3 (при н.усл. 00С и P=760 мм.рт.ст.)

-СО2 снижает теплоту сгорания газа, содержание его в газе не должно быть больше 2%.

Обычно применяется совместная очистка от H2S и СО2 –адсорбция (тв.веществом) или абсорбция (жидкостью).

В качестве аДсорбента - окись железа (Fe2O3) или активированный уголь

Еще один способ извлечения H2S – гидратом окиси железа.

Мокрый способ (абсорбция) –процесс использования аминов (моноэтаноламин, диэтаноламин)

Очищенный от H2S газ не имеет цвета и запаха, поэтому его подвергают одоризации (ввод компонентов, придающих резкий, неприятный запах) для быстрого обнаружения утечек.

Одоранты и продукты сгорания должны быть экологически безвредны(низкая температура кипения, не должны хим.взаимодействовать с газом, поглощаться водой или углеводородным конденсатом, сильно сорбироваться почвой или предметами в помещении, д.б.недорогими).

-Этилмеркоптан С5Н5SH

По токсичности равен H2S; если газ идет на переработку,необходимо очищать от С5Н5SH,т.к. он отравляет катализаторы.

-Пропилмеркоптан (на ГРС и головных станциях)

Устройства, с помощью которых одоранты вводятся в состав газа – одоризаторы (капельные; испарительные)

Сложные газопроводы

Переменного диаметра, сбросы, подкачки, параллельные газопроводы

Любая сложная система ГП может быть разделена на элементарные участки, размеры кот. Li, di, Qi (производительность)-исходные данные для расчета всей системы.

В узловых точках должны выполняться следующие условия: равенство давлений; сохранение массы газа и его теплосодержания.

Нормами технологического проектирования допускается в первом приближении заменяь сложный ГП эквивалентным простым, кот.имеет такую же пропускную способность при аналогичных граничных условиях, что и простой ГП.
При гидравлическом расчете сложного ГП, как и простого решаются следующие задачи:

-определение пропускной способности при заданных Рнач и Ркон и геометрических размерах участка (Li и di)

-Определение Ркон при заданных Q,L,d участка

-определение диаметров отельных участков по заданному перепаду давления и расходам для участков известной длины
1.Однониточный газопровод с участками различного диаметра



При последовательном соединении расход=const

Q=Q1=Q2=…=Qn=const

Определение пропускной способности (коммерческий расход)

;коэффицент

Для каждого участка:

;Q2; ;

Формула разности давлений на каждом участке:

; p12-p22;

Предположив, что Zсрi·Tcpi=Zcp·Tcp, то для всего ГП



Для эквивалентного ГП: ;

?-коэффициент гидравлического сопротивления.



2.Параллельный газопровод



Рн=Рк; Q=?Qi


Расход для каждой нитки:

;Q2;

Для системы параллельно соединенных гп:

Для эквивалентного гп:
Если Zсрi·Tcpi=Zcp·Tcp:
Также для любой параллельной нитки:

Если длины параллельных ниток одинаковы, то
3.Газопровод по сбросам и с подкачкой



Для каждого участка запишем разность квадрата давлений:

; ;

учитывая, что Zсрi·Tcpi=Zcp·Tcp и Рк=Рn, то:

Для эквивалентного гп:

При квадратичном режиме принимая получится

Если Lэ=L, то
Применение корректировки сложного ГП коэффициентом расхода

d0- эталонный диаметр ГП



Для простого ГП, коэффициент расхода:

1
)Последовательное соединение сложного ГП


; Длина сложного ГП :

2)Для параллельных ГП коэффициент расхода:




Влияние рельефа трассы на пропускную способность ГП

z-геодезическая отметка (высотная) –нисходящий/восходящий рельеф
Нисходящая ветвь (M2?2)

Za=Zc

Рассмотрим наклонный газопровод

Zк>Zн



d=const,Lкс=длина между компресс.станциями


Состояние газа на участке: (следующие три уравнения)

1)уравнение удельной энергии:
2)уравнение неразрывности:
3)уравнение состояния:
, где (S-площадь)
Отсюда массовый расход в наклонном ГП

Если рассматривать участок ГП восходящий (?z>0), то

активная движущая сила уменьшается, т.е.перекачка на подъем создает дополнительное противодавление, будет возрастать сопротивление трению на восходящем участке, т.о. Qм на восходящем участке будет меньше, чем на горизонтальном участке (при прочих равных условиях), а когда ГП идет под уклон, Qм будет больше чем Qм в горизонтальном ГП (при прочих равных условиях)
Рельефный газопровод






....





В целом для рельефного газопровода:







Совместная работа ГП и КС

Режимы работы трубопровода и компрессорных станций (КС) связаны между собой: расход в трубопроводе равен подаче КС, давление нагнетания соответствует давлению в начале перегона между станциями, а давление всасывания следующей КС равно давлению в конце перегона.



Любые изменения режима работы КС приводят к изменениям режима работы трубопровода, и наоборот. Трубопровод и КС следует рассматривать как единое целое, и в технологическом расчете газопровода режимы работы трубопровода и КС должны быть согласованы. Это согласование может быть осуществлено совместным решением уравнений характеристик КС и характеристики перегонов между станциями.

Уравнения характеристик КС:





Коэффициент

Перегоны: ; КС: ;Перегоны:.

Совместное уравнение ГП и КС (eh-t 8.3)

При неработающей(отключенной) КС (a=1,b=0) уравнение 8.3 превращается в известное уравнение расхода участка газопровода



Из уравнения (8.3) следует вывод: при прочих равных условиях (неизменных значениях давлений в начале и конце газопровода и заданной характеристике КС) пропускная способность газопровода как системы тем больше, чем ближе КС будет размещена к началу газопровода. (при этом одновременно возрастает Р на входе и выходе из КС)

Пропускная способность газопровода в первую очередь зависит от давления в начальной точке газопровода ( или ), даже незначительное снижение этого давления приводит к ощутимому уменьшению пропускной способности газопровода ().
Размещение КС по трассе газопровода

Компрессорные станции на трассе газопровода размещают с учетом технологических и экономических соображений, с учетом удобства их строительства и эксплуатации.

Расположение КС по трассе влияет на пропускную способность отдельных участков и газопровода в целом, а также на суммарную мощность КС. При прочих равных условиях пропускная способность газопровода тем больше, чем ближе к его началу расположены КС.

Физически увеличение пропускной способности газопровода при смещении КС к началу газопровода объясняется двумя причинами.

1)при приближении КС к началу газопровода увеличиваются давления на входе станций, при этом уменьшается подача КС, отнесенная к условиям всасывания. Это, в свою очередь, приводит к увеличению степени сжатия КС, а значит, и пропускной способности газопровода.

2) при смещении КС к началу газопровода повышается среднее давление на участках между станциями, что приводит к уменьшению затрат энергии (при прочих равных условиях) на преодоление сил трения при движении газа по трубопроводу, так как снижается скорость движения газа.

Максимально возможная пропускная способность газопровода при заданном числе КС с учетом ограничения давления нагнетания, следовательно, будет достигнута при таком расположении КС по трассе, когда на всех станциях давление нагнетания будет равно максимально допустимому ртах.

Так, при однотипных КС и отсутствии сбросов и подкачек по трассе газопровода оптимальное расположение КС на трассе, обеспечивающее максимально возможную пропускную способность газопровода, может быть найдено из следующей системы уравнений характеристик участков трубопровода и КС:

p2мах=p2B + clQ2мах ; (уравнение характуристики перегона)

p2мах =ap2B - bQ2мах; (для центробежных компрессоров)

p2мах =p2K + c(L-nl)Q2мах (уравнение характеристик перегона)

Отсюда максимально возможная пропускная способность ГП Qmax при п промежуточных КС



Оптимальное расстояние между КС

давление всасывания КС

Давление нагнетания головной КС также принято равным pmax.

Его необходимо поддерживать во всех случаях (в том числе и в процессе падения пластового давления на промысле) за счет ввода дополнительных мощностей (увеличения числа ступеней сжатия), т.к. это позволяет максимально использовать пропускную способность газопровода в целом и уменьшить затраты энергии на перекачку газа.

Минимально возможное число КС которые должны быть введены в эксплуатацию на том или ином этапе развития газопровода с заданной пропускной способностью, может быть найдено из системы уравнений. При этом необходимо учитывать, что на КС к этому времени могут быть в эксплуатации не все газоперекачивающие агрегаты, что отразится на коэффициентах а и b в уравнении характеристик КС.

В некоторых случаях размещение КС на трассе газопровода может проводиться из условия минимальных энергозатрат на перекачку заданного количества газа. Это возможно в том случае, когда при расстановке КС в соответствии с системой уравнений пропускная способность ГП окажется больше необходимой подачи газа или возможностей промысла.



Так, при одной промежуточной КС и постоянном начальном давлении газопровода рH1 (рис. 5.16,б) мощность этой КС при неизменной (заданной) пропускной способности газопровода будет зависеть от ее положения на трассе ГП. Чем ближе она расположена к началу газопровода, тем меньше будет ее степень сжатия (при Q=const) и тем меньше будет ее рабочая мощность. Для уменьшения энергозатрат на перекачку газа надо КС располагать как можно ближе к началу газопровода, т. е. размещать их на трассе таким образом, чтобы давления нагнетания на них были равны pmax .

С энергетической точки зрения при поэтапном вводе в эксплуатации протяженного ГП с большим числом КС предпочтителен одновременный пуск возможно большего числа КС, что позволит при заданной пропускной способности на первых этапах развития ГП уменьшить расход энергии на перекачку газа (за счет снижения степеней сжатия отдельных КС) по сравнению с вариантом, где та же самая пропускная способность обеспечивается строительством меньшего числа КС (с большей степенью сжатия и, следовательно, большим числом газоперекачивающих агрегатов).

Если при полном развитии газопровода все его КС будут работать по схеме двуступенчатого компримирования(сжатия), то уже на первом этапе строительства, когда пропускная способность его меньше проектной, может оказаться целесообразным ввести в эксплуатацию большую часть КС (а возможно, и все КС) на режиме одноступенчатого компримирования, так как это может уменьшить энергозатраты на перекачку газа. Однако в этом случае увеличивается фронт строительно-монтажных работ, поскольку их необходимо вести на большем числе площадок, что имеет свои минусы. В каждом конкретном случае необходим технико-экономический расчет.
Аккумулирующая способность газопровода (последнего участка)

Характерной особенностью работы МГП явл. наличие сезонной и суточной неравномерности газопотребления. Для покрытия часовых пиков газопотребления используется аккумулирующая способность самого ГП и прежде всего его последнего участка. Аккумулирующая способность последнего участка зависит, от его геометрических размеров (d и l) и Pраб., а следовательно, и от расположения последней КС.

Сезонная неравномерность(С.Н.) газопотребления зависит от климатических условий,т.е. обусл.различ.потребление газа летом и зимой. С.Н. компенсируется режимом КС и подключением ПХГ.

Суточная неравномерность.В дневные часы количество газа больше суточного, в ночные меньше среднесуточного потребления.Сут.нер-ть газа из последнего уастка ГП непостоянная.

Масса газа в посл.участке изменяется со временем.

График суточной неравномерности:

аккумулирующая способность последнего участка ГП от его длины и от раб.давления участка и расположения КС участка.



lп- Оптимальная длина последнего участка газопровода, при которой обеспечивается максимальная аккумулирующая способность участка. Найдем ее из условия dVакк /dlк = 0.



p1max максимальное давление в начале последнего участка ГП; оно определяется прочностью газопровода или возможностями последней КС;

p2max — максимальное давление в конце последнего участка.

При малой длине последнего участка ГП аккумул.способность мала, т.к. малый геометрический объем

График зависимости давления от длины последнего участка ГП



Перемычки

Современные магистральные газопроводы многониточные, позволяют сделать более надежными, а между ними перемычки.

С увеличением числа ниток эффективность перемычки уменьшается. Очевидно также, что эффективность перемычки уменьшается с уменьшением различия в диаметрах участков.

Чем чаще установлены перемычки, тем меньше пострадает производительность при аварийных или планово-предупредительных ремонтах трубопровода.

Число перемычек определяется технико-экономическим расчетом.
Режимы работы при сбросах и подкачках

Характерной особенностью магистральных газопроводов является наличие значительного числа сбросов попутным потребителям. Эти сбросы могут производиться как в течение всего года (будучи, как правило, переменными по времени), так и периодически (например, сбросы буферным потребителям).

Для протяженных магистральных газопроводов нередко также наличие подкачек газа по трассе. Эти поступления газа возможны из других магистральных газопроводов по специальным перемычкам или с недалеко расположенных газовых месторождений и подземных хранилищ газа.

Рис. 5.15. Графики изменения режима работы газопровода при периодических сбросе (а) и подкачке (б):

1 и 2— линии депрессии газопровода соответственно со сбросом и без сброса;

3 и 4— линии депрессии газопровода соответственно с подкачкой и без подкачки.
График изменения режима работы газопровода при периодическом сбросе

На рис. 5.15, а изображен график изменения режима работы газопровода при периодическом сбросе. Очевидно, чем больше сброс, тем в большей степени снижается линия депрессии давления. Чем ближе к началу газопровода будет расположен сброс, тем в большей степени при прочих равных условиях будет изменяться режим работы газопровода.

График изменения режима работы газопровода при периодической подкачке

График изменения режима работы газопровода при периодической подкачке изображен на рис. 5.15, б. Как видно из графика, при подкачке (пунктирная линия) наблюдается повышение давления на всех КС газопровода. Поэтому если давление на какой-либо КС превышает максимально допустимое, то возникает необходимость регулирования отключением части агрегатов или снижением частоты вращения ротора агрегатов на этой станции или на станциях, расположенных до нее.


Оптимальные параметры магистрального газопровода

Определение экономически наивыгоднейших параметров магистрального газопровода (диаметр D, рабочее давление р1 и степень сжатия компрессорных станций ? — одна из основных задач технологического расчета. В качестве критерия при выборе оптимальных параметров газопроводов принимаются приведенные затраты:

S = КЕ + Э,

где S— приведенные годовые затраты;

К — капитальные затраты;

Е — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (при расчете объектов транспорта и хранения нефти и газа он принимается равным 0,12 1/год);

Э —эксплуатационные расходы.

Для расчета наивыгоднейших параметров магистральных газопроводов используют методы графоаналитический, сравнения конкурирующих вариантов, а также аналитический.
Исходные данные для определения капиталовложений являются: район размещения объектов строительства; характеристика площадки; трасса гп; степень развития региона; возможное использование существующих объектов инфраструктуры, ж/д и а/д, объектов связи.

Капитальные вложения: стоимость труб, линейной части, технологич, СМРаботы (учитывая коэффициент определяющий стоимость строительства по сравнению с центральным базисным регионом).

Эксплуатационные расходы: материальные затраты, электроэнергия, топливные газ, расходы на оплату труда, страхование, техническое обслуживание и др.


  1. Графоаналитический метод.

Для каждого из вариантов строят графическую зависимость удельных приведенных затрат от пропускной способности. Зависимоть удельных затрат на единицу длины от пропускной способности. При построении такой зависимости для выбранного сочетания основных параметров (D, р, ?), а так же определяют тип ГПА используя укрупненные нормативные технико-экономические показатели, разработанные институтом.

  1. Метод сравнения конкурирующих вариантов.

В соответствии с этим методом и в зависимости от пропускной способности газопровода намечается ряд конкурирующих вариантов по диаметру, рабочему давлению газопровода и степени сжатия КС. При этом используют известные рекомендации о рациональной области применения труб различного диаметра и рабочего давления, а также различных типоразмеров КС. Для выбора оптимального диаметра обычно достаточно сравнить 2—3 варианта. По каждому из вариантов проводят комплекс механических, тепловых, гидравлических и экономических расчетов для определения приведенных затрат на строительство и эксплуатацию газопровода. К строительству обычно принимается вариант с наименьшими приведенными затратами. Если какие-либо варианты оказываются по приведенным затратам примерно равноценными (разница приведенных затрат не превышает 5 %), то для выбора наивыгоднейшего варианта может быть использован дополнительный критерий, например величина металловложений, капитальных затрат и т. д.

  1. Аналитический метод.

Менее точный. В результате используют приближенные значения для привиденных затрат. Позволяет получить более четкую зависимость оптимальных параметров газопровода от его пропускной способности применяемого оборудования, материалов, условий строительства, регионов строительства и т.д.
Подземное хранение газа — технологический процесс закачки, отбора и хранения газа в пластах-коллекторах и выработках-емкостях, созданных в каменной соли и в других горных породах.

Подземное хранилище газа (ПХГ) — это комплекс инженерно-технических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, горных выработках, а также в выработках-емкостях, созданных в отложениях каменных солей, предназначенных для закачки, хранения и последующего отбора газа, который включает участок недр, ограниченный горным отводом, фонд скважин различного назначения, системы сбора и подготовки газа, компрессорные цеха. ПХГ сооружаются вблизи трассы магистральных газопроводов и крупных газопотребляющих центров для возможности оперативного покрытия пиковых расходов газа. Всего в мире действует более 600 подземных хранилищ газа общей активной емкостью порядка 340 млрд мі. Наибольший объем резерва газа хранится в ПХГ, созданных на базе истощенных газовых и газоконденсатных месторождений. Менее емкими хранилищами являются соляные каверны, есть также единичные случаи создания ПХГ в кавернах твердых пород

Функции ПХГ

Типы газовых хранилищ

Газовое хранилище представляет собой геологическую структуру или искусственный резервуар, используемый для хранения газа. Работа хранилища характеризуется двумя основными параметрами — объемным и мощностным. Первый характеризует емкость хранилища — активный и буферный объемы газа; второй показатель характеризует суточную производительность при отборе и закачке газа, продолжительность периода работы хранилища при максимальной производительности.

По режиму работы ПХГ подразделяются на базисные и пиковые.

Базисное ПХГ предназначено для циклической эксплуатации в базисном технологическом режиме, который характеризуется сравнительно небольшими отклонениями (увеличением или уменьшением в пределах от 10 до 15 %) суточной производительности ПХГ при отборах и закачках газа от среднемесячных значений производительности.

Пиковое ПХГ предназначено для циклической эксплуатации в пиковом технологическом режиме, который характеризуется значительными приростами (пиками) свыше 10-15 % суточной производительности ПХГ в течение нескольких суток при отборах и закачках газа относительно среднемесячных значений производительности.

По назначению ПХГ подразделяются на базовые, районные и локальные.

Базовое ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких десятков миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких сотен миллионов кубических метров в сутки, имеет региональное значение и влияет на газотранспортную систему и газодобывающие предприятия.

Районное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких десятков миллионов кубических метров в сутки, имеет районное значение и влияет на группы потребителей и участки газотранспортной системы (на газодобывающие предприятия при их наличии).

Локальное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких сотен миллионов кубических метров и производительностью до нескольких миллионов кубических метров в сутки, имеет локальное значение и область влияния, ограниченную отдельными потребителями. По типу различают наземные и подземные газовые хранилища. К наземным относятся газгольдеры (для хранения природного газа в газообразном виде) и изотермические резервуары (для хранения сжиженного природного газа), к подземным — хранилища газа в пористых структурах, в соляных кавернах и горных выработках.

Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации