XII РАЗМЕЩЕНИЕ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ НА ТРАССЕ ГАЗОПРОВОДА

Компрессорные станции на трассе газопровода размещают с учетом как чисто технологических, так и экономических соображений.

В частности, необходимо стремиться к тому, чтобы размещение КС отвечало требованиям удобства их строительства и эксплуатации.

Кроме того, следует помнить, что расположение КС по трассе существенно влияет на пропускную способность отдельных участков и газопровода в целом, а также на суммарную мощность КС. Как было показано ранее, 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.

Во-первых, при приближении КС к началу газопровода (рис. 5.16а) увеличиваются давления на входе станций, а следовательно, уменьшается подача КС, отнесенная к условиям всасывания. Это, в свою очередь, приводит к увеличению степени сжатия КС, а значит, и пропускной способности газопровода.

Во-вторых, 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:

Из лекции совместная работа газоправода и КС:

p2мах=p2B + clQ2мах ; (уравнение характуристики перегона)

p2мах =ap2B - bQ2мах; (для центробежных компрессоров)

p2мах =p2K + c(L-nl)Q2мах (уравнение характеристик перегона) (12.1)

Отсюда находим максимально возможную пропускную способность газопровода Qmax при п промежуточных КС

а затем расстояние между КС

и давление всасывания КС

Давление нагнетания головной КС также принято равным pmax.

Следует подчеркнуть, что давление нагнетания головной КС необходимо во всех случаях (в том числе и в процессе падения пластового давления на промысле) поддерживать на уровне pmax, за счет ввода дополнительных мощностей (увеличения числа ступеней сжатия), так как это позволяет максимально использовать пропускную способность газопровода в целом и уменьшить затраты энергии на перекачку газа.

При строительстве крупных магистральных газопроводов в несколько очередей возникает задача определения очередности ввода в эксплуатацию КС газопровода. 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 (12.1). При этом необходимо лишь 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, в частности, возможно в том случае, когда при расстановке КС в соответствии с системой уравнений (12.1) пропускная способность газопровода 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 существенно зависеть от ее положения на трассе газопровода. Чем ближе она расположена к началу газопровода, тем меньше будет ее степень сжатия (при постоянной пропускной способности газопровода) и тем меньше будет ее рабочая мощность. Следовательно, 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 газопровода с большим числом КС предпочтителен одновременный пуск возможно большего числа КС, что позволит при заданной пропускной способности на первых этапах развития газопровода 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).

Так, если при полном развитии газопровода все его КС будут работать по схеме двуступенчатого компримирования, то уже на первом этапе строительства, когда пропускная способность его будет 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. Очевидно, в каждом конкретном случае необходим детальный технико-экономический расчет для выбора оптимального варианта наращивания мощности газопровода в целом.

Характерной особенностью работы магистральных газопроводов является наличие сезонной и суточной неравномерности газопотребления. В частности, для покрытия часовых пиков газопотребления используется аккумулирующая способность самого газопровода и прежде всего его последнего участка. Аккумулирующая способность последнего участка зависит, очевидно, от его геометрических размеров (диаметра и длины) и рабочего давления, а следовательно, и от расположения последней КС.

Исследуем, как зависит аккумулирующая способность последнего участка газопровода от его длины. Для определения аккумулирующей способности последнего участка воспользуемся методом последовательной смены стационарных состояний, считая, что дважды в сутки, когда расход газа в начале и конце участка становится равным среднечасовому, режим движения газа и распределение давления на последнем участке близки к стационарному. Тогда в конце периода накопления газа в последнем участке среднее давление можно выразить следующим образом:

(12.2)

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

p2max — максимальное давление в конце последнего участка.

С учетом сделанных допущений из уравнения для последнего участка

(12.3)

В конце периода выдачи накопленного в последнем участке газа в нем будет среднее давление

(12.4)

(12.5)

где p2min —минимальное допустимое давление в конце последнего участка.

Тогда аккумулирующую способность последнего участка, приведенную к стандартным условиям, запишем таким образом;

(12.6)

Подставив в уравнение (12.6) выражения (12.2), (12.4) и (12.5), после преобразования получим

(12.7)

Оптимальную длину последнего участка газопровода, при которой обеспечивается максимальная аккумулирующая способность участка, найдем из условия dVакк /dlк = 0. После преобразования получим

(12.8)

Таким образом, максимальная аккумулирующая способность последнего участка достигается в том случае, если его длина будет равна половине максимально возможной:

Величину найдем из (12.7), подставив в него (12.8),

где k — постоянный коэффициент.

На рис. 5.17 изображена зависимость аккумулирующей способности последнего участка газопровода от его длины. При малой длине аккумулирующая способность мала, поскольку мал геометрический объем участка. При большой длине участка мала разность рcр mах — pср min. Таким образом, чтобы использовать аккумулирующую способность последнего участка, КС газопровода необходимо несколько сдвинуть к концу газопровода по отношению к оптимальной расстановке, при которой обеспечивается максимальная пропускная способность газопровода, если режим потребления постоянный. Вопрос об оптимальной расстановке КС должен, следовательно, находиться в каждом конкретном случае с учетом всех перечисленных факторов, а также с учетом нестационарности работы последнего участка и газопровода в целом. Критерием выбора оптимального варианта расстановки КС, как уже говорилось, может быть максимум подачи газа или минимум энергозатрат при заданной пропускной способности.

13. методЫ определения количества жидкости в газопроводе

В большинстве случаев причиной уменьшения эффективности является наличие жидкости в трубопроводах в виде пробок. Чтобы рационально выбрать метод удаления воды из трубопровода, необходимо знать ее количество. Существует несколько методов определения количества жидкости в газопроводе.

Наиболее простым методом является метод корреляции с эффективностью.

УкрНИИГазом на основе многократных измерений эффективности и количества жидких скоплений, выносимых из газопровода в процессе очистки была предложена корреляционная зависимость:

, (1)

где – объем жидкости; – геометрический объем трубопровода ; , , – коэффициенты, учитывающие влияние рельефа трассы, диаметра трубопровода, скорости течения газа, сезонности на количество жидкости, приводятся в таблицах.

Основным недостатком этой формулы является ее низкая точность. Авторы заявляют, что погрешность (из-за неточности коэффициентов) больше 50 %.

Запишем эту формулу в следующем виде:

, (2)

где – коэффициент, учитывающий все коэффициенты, объем трубопровода и другие

Пусть производится очистка эффективности какого-то газопровода.

Пусть в результате очистки из трубопровода вынесен объем воды

, (3)

, (4)

где – до очистки; – после очистки.

Очевидно, что

(5)

(6)

Отсюда:

(7)

Подставим в формулу (7.16) и получим:

(8)

Опыт показывает, что для газопровода практически не изменяется и формула (8), рассчитывающая объем жидкости, дает до 10% погрешности, что допустимо.

Метод смены равновесных состояний заключается в том, что исследуемый участок изолируют от основного трубопровода путем закрытия линейных кранов

Т - манометр-термометр

После установления газодинамического равновесия в изолированном участке измеряются равновесное давление и температура . Запишем для первого равновесного положения уравнение газового состояния

(9)

где – масса газа в трубопроводе; – объем части газопровода занятой газом

(9)

После выполнения замеров производят стравливание части газа в атмосферу, измеряя при этом время стравливания. Массовый расход газа через свечу может быть определен по уравнению Сен-Венана-Вентцеля

Для второго равновесного состояния:

(10)

Из каждого уравнения найдем :

(11)

, (12)

где – та масса газа, которая была стравлена.

(13)

где – массовый расход газа через свечу; – время стравливания.

(14)

Если объем жидкости превышает 20 % от объема трубопровода , а , то точность метода около 8 %. Если меньше жидкости то ошибка больше.

Метод оценки влажности газа основан на постоянном измерении диспетчерской службой (кроме параметров перекачки) температур точки росы в начале и конце газопровода. Если , - температуры точки росы в начале и в конце трубопровода, то зная давления газа в этих точках, можно определить , влагосодержание газа

Количество жидкости, которая оседает в газопроводе рассчитывается как разность вносимого и выносимого потоком газа

(15)

Метод требует постоянного контроля за влажностью газа.