Смекни!
smekni.com

Строительные конструкции (стр. 11 из 26)

За длительный путь миграции в газе остаются только легкие составляющие.

Газ, добываемый из конденсатных месторождений, содержит также значительное коли­чество метана (80-95%), а нефтяной газ - 30-70 %.

Природные гдзы состоят преимущественно из предельных углеводородов (алканов). Но в них часто имеются компоненты (сероводород, диоксид углерода. азот и водяные пары), ухудшающие качество газа.

Искусственные газы получаются из твердых топлив в газогенераторах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных давлениях.

Развивается газификация горючих сланцев (Кукурское месторождение в Эстонии), гази­фикация бурых углей под давлением (Щекинский завод около Тулы, под давлением до 2,0 МПа). Основными компонентами этих газов являются водород и метан.

Газы могут находиться в различном агрегатном состоянии в зависимости от давления и температуры.

Метан, этан и этилен при обычных условиях (293-303 К и атмосферном давлении) явля­ются реальными газами. Пропан, пропилен, бутан и бутилены при обычных условиях нахо­дятся в парообразном состоянии, при повышенных давлениях - в жидком состоянии. Эти углеводороды входят в состав так называемых сжиженных нефтяных газов. Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при обычных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.

К основным параметрам газа относятся молекулярная масса, плотность, вязкость, кри­тические температура и давление, газовая постоянная, удельная теплоемкость. Сжимаемость газа характеризуется коэффициентом, учитывающим отклонение реальных газов от зако­нов идеального газа. Определяется коэффициент сжимаемости газа z=f(Tпр·Рпр) по номо­грамме в зависимости от приведенных температуры и давления ([5], стр. 216, рис. 10.1.; [41], стр. 22, рис. 1.2; [59], стр. 107, рис. 43; [58], стр.34, рис.3.3).

В задачу расчетов магистральных газопроводов входит определение их основных пара­метров, связанных с технологическим процессом транспорта газа по магистральным газо­проводам. По этому признаку расчеты эти называют технологическими расчетами магистральных газопроводов. В состав технологических расчетов входит гидравлический расчет магистральных газопроводов, включающий определение падения давления в газопроводе, расстояний между компрессорными станциями (КС), выбор оптимального диаметра газо­провода и расчет температурного режима перекачки. Технологические расчеты выполняют­ся в соответствии с действующими нормами проектирования магистральных газопроводов. В результате выполнения технологических расчетов решаются основные технические во­просы наиболее рациональной схемы сооружения магистральных газопроводов при мини­мальных затратах на строительство и эксплуатацию. В качестве исходных данных для расче­та пользуются химическим составом газа, физической его характеристикой, данными о годовой пропускной способности, общей длиной трассы газопровода , а также температур­ными параметрами газа. Кроме того, в расчетах учитываются профиль трассы, геологиче­ские условия, данные об удаленности от источников энергоснабжения, дорог и т.д. В некото­рых случаях в зависимости от назначения и схемы магистрального газопровода пользуются уточненными данными годовых и месячных планов транспорта газа с разбивкой их по по­требителям, а также учитывают наличие подземных газохранилищ и условий отбора газа из них. При выполнении технологических расчетов в практике проектирования некоторые рас­четные параметры принимают по готовым номограммам и таблицам, приводимым в спра­вочниках и действующих указаниях по расчету магистральных газопроводов. Так, абсолют­ную среднюю температуру перекачки газа определяют по номограмме в зависимости от пропускной способности, протяженности магистрального газопровода, а также температур­ных условий укладки.

При расчете и эксплуатации магистрального газопровода необходимо располагать дан­ными о температурном режиме магистрального газопровода для определения пропускной способности, установления места возможного выпадения конденсата, воды и кристаллогид­ратов. Эти данные необходимы для принятия соответствующих мер по режиму работы ма­гистрального газопровода и выполнению других эксплуатационных условий. Температурный режим определяется путем непосредственных замеров, а также расчетным путем. Для прак­тических расчетов достаточно располагать средними температурными данными, которые приближенно определяются по формуле В. Г. Шухова.

При выполнении гидравлического расчета участка магистрального газопровода опреде­ляют падение давления в магистральном газопроводе при заданных значениях пропускной способности магистрального газопровода и других исходных данных.

Пропускной способностью магистрального газопровода называется максимальное ко­личество газа, которое может быть перекачано за сутки при поддержании в начале участка максимально возможного давления по условиям прочности магистрального газопровода и минимально допустимого давления в конце участка, устанавливаемого от его назначения. Минимально допустимое давление перед ГРС (газораспределительной станцией) выбирают из условия надежной работы ее оборудования и газового хозяйства потребителей. На авто­матизированных ГРС давление на входе в ГРС принимают 2,0 МПа. Минимально допусти­мое давление перед КС выбирают с учетом характеристики установленных на ней компрес­сорных машин и обеспечения перекачки ими заданного количества газа при максимальном по условиям прочности магистрального газопровода давлении нагнетания. Для КС с цен­тробежными нагнетателями при существующих единичных стоимостных показателях опти­мальное конечное давление Pк получается около 3 МПа при давлении в начале перегона Pн = 5,6 МПа и Pк = 4,5 - 5 МПА при Pн = 7,6 МПа Для КС с поршневыми компрессорными ма­шинами оптимальная степень сжатия равна с =Pн/P к= 2,2 при Pн = 5,5 МПа.

Для решения задач, связанных с распределением компрессорных станций (КС) по трассе магистрального газопровода или устройством ответвлений, необходимо знать характер рас­пределения давления по магистральному газопроводу. При движении газа по магистрально­му газопроводу давление в нем падает, изменяясь от начального Рнв начале магистрального газопровода до конечного давления Ркв конце магистрального газопровода. Давление Рхв любой произвольной точке газопровода, находящейся на расстоянии х от начала магист­рального газопровода

Графически падение давления в газопроводе по длине происходит по параболической кривой. Для ее построения задаются значениями длины участка газопровода х и определя­ют давление в конце этого участка Рх. Из характера кривой изменения давления в газопроводе (параболы) видно, что градиент давления увеличивается по длине газопровода ( в начале газопровода давление падает мед­леннее, чем в конце), т.е. гидравлический уклон не постоянен. В начале газопровода, когда давление высокое, плотность газа велика. Вследствие этого удельный объем газа мал и ско­рость движения газа небольшая. По мере удаления от начала газопровода давление газа уменьшается. При уменьшении давления увеличивается удельный объем газа и, следова­тельно, при постоянном диаметре трубы увеличивается скорость газа, что ведет к росту по­терь давления на трение, пропорциональных квадрату скорости. С увеличением расстояния от компрессорной станции (КС) растет падение давления, приходящееся на единицу длины газопровода, а следовательно, растут потери энергии, связанные с перемещением газа.

Таким образом, чтобы уменьшить затраты энергии на перекачку газа - одна из основных статей эксплуатационных расходов на газопровод - целесообразно расстояние между КС со­кращать. Однако при уменьшении длины перегонов между КС растет необходимое число КС, а следовательно, возрастают капитальные затраты на их сооружение и связанные с ними эксплуатационные расходы. Оптимальное расстояние между КС и оптимальный перепад дав­лений на перегоне определяют исходя из экономических соображений с учетом вышена­званных противодействующих друг другу факторов. Для КС с центробежными нагнетателя­ми при существующих единичных стоимостных показателях оптимальное конечное давле­ние Рк= 3 МПа при давлении в начале перегона Рн = 5,6 МПа и Рк = 4,5 - 5 МП а при Рн= 7,5 МПа. Для КС с поршневыми компрессорами оптимальная степень сжатия равна ε = Рнкпри Рн = 5.5 МПа

С необходимостью увеличения пропускной способности газопроводов приходится стал­киваться как в процессе проектирования, так и при эксплуатации их. Наращивание пропуск­ной способности обусловлено стадийностью ввода в эксплуатацию объектов газопровода. Большую роль также оказывают изменения, происходящие в направлении и мощности по­токов газа вследствие открытия новых газовых месторождений, строительства новых про­мышленных предприятий, городов и т.п. В общем случае при увеличении пропускной спо­собности системы начальное и конечное давления могут изменяться. Это зависит от степени загруженности действующей части системы, от характеристик установленного основного оборудования, а также от того, потребуется или не потребуется расширения действующих компрессорных станций. Так как местоположение компрессорных станций предопределено, то расчет увеличения пропускной способности приходится проводить, как правило, по каж­дому перегону между компрессорными станциями в отдельности.