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 = Рн/Ркпри 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.