Схема транспорта природного газа

Основными параметрами, характеризующими режим работы трубопровода являются:

· давление;

· пропускная способность.

Под рабочим давлением трубопровода р_раб понимается разница между величиной избыточного давления перекачиваемого продукта р_изб и атмосферного р_атм (р_атм = 0,1013 МПа):

р_раб = р_изб - р_атм (8)

Системной единицей измерения давления является Паскаль (Па). При расчетах рабочее давления в газонефтепроводах (ГНП) измеряется в МПа (мегапаскаль), 1МПа=10⁶Па. Также давление может измеряться и в «кгс/см²» (килограмм силы на сантиметр квадратный). Данные величины имеют следующее соотношение между собой: 1МПа=9,8 кгс/см².

Другими параметрами, характеризующими любой трубопровод, являются его диаметр и толщина стенки. Как известно, трубы являются полыми цилиндрами, имеющими внешний, внутренний диаметры и соответственно толщину стенки. Эти параметры связаны следующим образом:

D_вн = D_нар-2·δ (9)

где D_вн - внутренний диаметр трубопровода, мм; D_нар – наружный (внешний) диаметр трубопровода, мм; δ – толщина стенки трубы, мм.

При этом трубы могут обозначаться следующим образом: 1020*10, где 1020 – наружный диаметр трубопровода, мм; 10 - толщина стенки трубы, мм.

Последним параметром, характеризующим работу трубопровода, является пропускная способность. Пропускная способность – количество углеводорода (измеренное в единицах массы или объема) перекачиваемое по трубопроводу в единицу времени при стационарном режиме.

Пропускная способность нефтепроводов может измеряться в единицах массы (кг/с) и единицах объема (м³/с). Пропускная способность газопроводов измеряется только в объемных единицах (м³/с), т.к. плотность газа зависит от его давления, а давление транспортируемого газа меняется по длине газопровода. При расчетах пропускную способность нефтепровода измеряют в «млн. т/год» (миллион тонн в год), пропускную способность газопровода в «млн. ст. м3/сутки» (миллион стандартных метров кубических в сутки).

Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам различного диаметра. При прохождении газа возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления.

Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу.

Например, при расходе газа 90 млн.нм³/сут по трубе диаметром 1400 мм давление убывает с 7,6 до 5,3 МПа на участке L= 110 км. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции (KС), которые устанавливаются на трассе газопровода через каждые 100 - 150 км.

Схема транспорта природного газа изображена на рисунке 1.

Рисунок 1 – Схема транспорта природного газа

УКПГ – установка комплексной подготовки газа; КС – компрессорная станция; ГРС – газораспределительная станция; ГРП – газораспределительный пункт

Перед подачей газа из мест его добычи в магистральные газопроводы его необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые располагаются около газовых месторождений (УКПГ). Подготовка газа заключается в:

· очистке его от механических примесей;

· осушки от газового конденсата и влаги;

· удаления при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и т.д.

При падении пластового давления около газовых месторождений строят так называемые дожимные компрессорные станции (ДКС), где давление газа перед подачей его на КС магистрального газопровода поднимают до уровня 5,5-7,5 МПа. На магистральном газопроводе около крупных потребителей газа сооружаются газораспределительные станции для газоснабжения потребителей.

Компрессорная станция – основная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода.

Основное назначение КС – поддержание давление транспортируемого газа. Как было отмечено выше, при транспорте газа на дальние расстояния по трубопроводу происходит падение давления вследствие трения газа о стенки трубопровода (так называемые «потери на трение») (рисунок 1).

Рисунок 1 – Изменение давления вдоль газопровода

Содержание расчетной работы

Пропускная способность газопровода (простого) без учета рельефа местности определяется по формуле:

(10)

где q – пропускная способность участка магистрального газопровода, млн.м³/сут;

d – внутренний диаметр участка магистрального газопровода, м;

d=d_нар-2·δ (11)

где d – толщина стенки трубы, м

L – длина участка магистрального газопровода, км;

∆ – относительная плотность газа по воздуху;

р_н – начальное давление газа в газопроводе, МПа;

р_к – конечное давление газа в газопроводе, МПа;

z_ср – коэффициент сжимаемости газа;

Т_ср – средняя по длине газопровода температура, К;

l - коэффициент гидравлического сопротивления;

(12)

где Е – коэффициент гидравлической эффективности, учитывающий наличие узла приёма и запуска поршня;

l_тр – коэффициент сопротивления трению, для всех режимов течения газа в газопроводе определяется по следующей формуле;

, (13)

где k – эквивалентная шероховатость, мм;

d – внутренний диаметр, мм;

Re – число Рейнольдса.

Число Рейнольдса определяется по формуле

, (14)

где m – коэффициент динамической вязкости газа, Па∙с;

q – пропускная способность газопровода, млн.м³/сут;

d – внутренний диаметр, м

Таким образом, видно, что для определения пропускной способности газопровода по формуле (10) она должна быть уже задана для формулы (13) (для определения числа Рейнольдса). То есть, формулу (10) можно представить в виде следующей зависимости q=f(q) (аналогично формуле (3)).

Полученное уравнение решается методом итераций. Однако процесс решения будет очень трудоемким и может быть ошибочным, что приведет к зацикливанию решения.

Поэтому, полученное уравнение предлагается решить с помощью программы Microsoft Excel. Ниже представлен алгоритм решения.

Задаем исходные данные

Далее принимаем начальное значение пропускной способности

После этого начинаем производить расчеты по формулам (11) - (14).

Определяем по формуле (10) пропускную способность газопровода

Разница в процентном соотношении между начальной и рассчитанной пропускной способностью составит: (74,26-50)/74,26*100%=33%, что не удовлетворяет условию (5).

Для решения требуемой задачи воспользуемся следующей командой «Сервис (Данные)» – «Поиск решения».

Установить целевую ячейку – выбираем значение, соответствующее разнице между начальным и конечным значениями пропускной способности. Значение ячейки Е7, соответствующее разнице между начальным и конечным значением пропускной способности, должно равняться 0, исходя из условия (5).

Ячейка В13, является значением пропускной способности, которое мы меняем, то есть это переменная x.

Таким образом, мы подбираем такое значение пропускной способности, которое при подстановке в формулы (11)-(14), и далее в формулу (10) даст то же самое значение.

После выполнения команды «Поиск решения» уравнение (10) было решено.

Видно, что начальная пропускная способность стала равной пропускной способности, полученной в ходе вычислений по формулам (10) - (14). Разница между ними составила 0. Поэтому q=74,4571 млн.м³/сут будет являться ответом.

Поиск по сайту: