Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Анализ состояния изученности вопроса 11
1.1 Методы описания характеристик центробежных нагнетателей природного газа 11
1.2 Анализ методов выбора рациональных режимов при транспорте газа 29
1.3 Методы регулирования режимов работы компрессорных станций на магистральных газопроводах 39
1.4 Постановка задач исследований 46
Выводы по главе 1 48
ГЛАВА 2 Универсальные зависимости, описывающие характеристики центробежных нагнетателей природногогаза 49
2.1 Сравнительный анализ точности различных методик, описывающих характеристики центробежных нагнетателей природного газа 49
2.2 Описание основных характеристик центробежных нагнетателей природного газа с использованием метода асимптотических координат 61
2.3 Получение зависимостей для описания характеристик центробежных нагнетателей природного газа по альбому ВНИИГАЗа 1985 г 70
2.4 Получение зависимостей для описания характеристик центробежных нагнетателей природного газа по каталогу ВНИИГАЗа 2005 г 75
Выводы по главе 2 91
ГЛАВА 3 Метод выбора рациональных режимов работы магистрального газопровода с учетом работы аппаратов воздушного охлаждения газа 92
3.1 Методические основы оптимизации режимов работы компрессорной станции магистральных газопроводов з
3.1.1 Обоснование критерия выбора рациональных режимов работы компрессорной станции 92
3.1.2 Об области рационального использования различных типов центробежных нагнетателей природного газа 95
3.1.3 Расчет параметров газовых смесей 100
3.2 Апробация методики выбора рациональных режимов работы компрессорной станции магистральных газопроводов 104
Выводы по главе 3 110
ГЛАВА 4 Регулирование работы компрессорной станции при непроектных режимах перекачки 111
4.1 Регулирование при изменении коммерческого расхода природного газа через компрессорную станцию 113
4.2 Регулирование при отключении компрессорной станции 116
4.3 Регулирование при ремонте магистрального газопровода без остановки перекачки с понижением давления в месте ведения работ 120
4.4 Увеличение производительности магистральных газопроводов
4.4.1 Увеличение производительности магистрального газопровода за счет увеличения числа компрессорных станций и изменения рабочих давлений в магистральном газопроводе 127
4.4.2 Увеличение производительности магистрального газопровода за счет прокладки лупинга с одновременным увеличением степени повышения давления 130
4.5 Определение частоты вращения ротора центробежного нагнетателя
природного газа по найденной величине требуемой степени повышения
давления 133
Выводы по главе 4 136
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 137
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ 139
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
- Методы регулирования режимов работы компрессорных станций на магистральных газопроводах
- Описание основных характеристик центробежных нагнетателей природного газа с использованием метода асимптотических координат
- Об области рационального использования различных типов центробежных нагнетателей природного газа
- Регулирование при ремонте магистрального газопровода без остановки перекачки с понижением давления в месте ведения работ
Введение к работе
Актуальность темы исследований
Приоритетной задачей Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2030 г. является повышение энергоэффективности всех отраслей экономики, в том числе одной из ведущих отраслей топливно-энергетического комплекса - газовой промышленности. Наиболее энергоемким видом деятельности данной отрасли является магистральный транспорт природного газа и именно в нем сосредоточена основная часть потенциала энергосбережения отрасли. По результатам реализации Программ энергосбережения ОАО «Газпром» за 2002-2010 гг. выявлено, что самым эффективным направлением экономии природного газа при его транспорте является оптимизация режимов работы магистральных газопроводов (МГ) и компрессорных станций (КС) с преимущественным использованием газотурбинного привода путем управления количеством включенных газоперекачивающих агрегатов (ГПА), аппаратов воздушного охлаждения (АВО) природного газа и регулированием частоты вращения ротора центробежного нагнетателя (ЦБН) природного газа.
Моделирование и оптимизация эксплуатационных режимов транспорта газа при расчете режимов работы КС базируются на приведенных газодинамических характеристиках ЦБН, представленных в графической форме и требующих описания. В связи с этим от точности описания данных характеристик зависит не только корректность выбора оптимальной частоты вращения ротора ЦБН, но и рационального режима работы КС и всей газотранспортной системы (ГТС).
В связи с этим исследования, направленные на получение и обоснование математических моделей для описания характеристик ЦБН газотурбинных ГПА с наименьшей погрешностью, являются актуальными. Решению данных задач, а также разработке методов выбора рациональных режимов и регулирования режимов работы ГПА на основе предложенных математических моделей ЦБН посвящена данная работа.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации магистральных газопроводов на основе разработки метода определения относительной частоты вращения ротора центробежного нагнетателя природного газа при регулировании режима работы компрессорной станции магистрального газопровода.
Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи исследований:
-
Получить и обосновать разработанные математические модели для описания характеристик большинства центробежных нагнетателей, используемых в газовой промышленности.
-
Разработать метод выбора рациональной области применения центробежных нагнетателей различного типа.
-
Предложить и апробировать метод выбора рациональных режимов работы компрессорных станций магистральных газопроводов с учетом работы аппаратов воздушного охлаждения.
-
Разработать рекомендации по определению относительной частоты вращения ротора центробежного нагнетателя природного газа при регулировании режима работы компрессорной станции магистрального газопровода.
Идея работы. Для совершенствования методов расчета режимов работы магистральных газопроводов и компрессорных станций необходимо использовать зависимости, описывающие характеристики центробежных нагнетателей природного газа с наименьшей среднеквадратичной погрешностью, и формулы, устанавливающие необходимую величину степени повышения давления в штатных и нештатных ситуациях.
Научная новизна работы:
-
-
Установлены и обоснованы зависимости, с наименьшей среднеквадратичной погрешностью описывающие газодинамические характеристики большинства используемых в газовой промышленности ЦБН и позволяющие, в том числе, определять оптимальную частоту вращения ротора ЦБН.
-
Получены аналитические зависимости, определяющие область рационального применения различных типов ЦБН.
-
-
Предложен метод определения рационального режима работы компрессорной станции магистрального газопровода с учетом работы АВО газа, заключающийся в применении в качестве критерия относительного приведенного расхода топливного газа на перекачку, позволяющего выбрать количество работающих АВО газа, рациональную схему включения различных ГПА и режим работы ГПА, и проведена его апробация.
-
Разработан метод определения относительной частоты вращения ротора центробежного нагнетателя природного газа при регулировании режима работы компрессорной станции магистрального газопровода на основе полученных зависимостей, описывающих газодинамические характеристики ЦБН.
Защищаемые научные положения:
-
-
-
Получены зависимости, описывающие газодинамические характеристики центробежных нагнетателей природного газа, которые позволяют определить на стадиях проектирования и эксплуатации рациональную частоту вращения ротора центробежного нагнетателя природного газа.
-
Рациональный режим работы газоперекачивающих агрегатов, установленных на компрессорной станции магистрального газопровода, обеспечивается частотой вращения ротора центробежного нагнетателя природного газа, которой соответствует минимум относительного приведенного расхода топливного газа.
Методика исследований. В основу проведенных исследований положен системный подход к изучаемому объекту. При решении поставленных задач использован комплексный метод исследований: обобщение и анализ теоретических и экспериментальных трудов в области описания характеристик ЦБН, выбора и регулирования режимов работы КС МГ, численные методы, линейная алгебра, методы математической статистики.
Для подтверждения выводов и предложенных в диссертационной работе методов использовалась промышленная информация, полученная при эксплуатации магистральных газопроводов и компрессорных станций.
Достоверность научных положений обоснована и подтверждена использованием современных методов математического анализа при проведении теоретических исследований, профессиональных программных продуктов при обработке характеристик ЦБН с применением методов математической статистики и регрессионного анализа, достаточной сходимостью расчетных величин с фактическими данными.
Практическая ценность работы определяется тем, что она направлена на реализацию «Энергетической стратегии России на период до 2030 г.» и «Концепции энергосбережения в ОАО «Газпром» на 2011 - 2020 гг.».
Разработанные в диссертации методики расчета, позволяющие определять рациональные режимы работы компрессорной станции и соответственно более корректно выбирать методы регулирования, могут быть использованы газотранспортными предприятиями ОАО «Газпром», а также другими организациями, проектирующими системы магистрального транспорта газа.
Представленные в работе методики апробированы при обработке эксплуатационных характеристик технологических участков МГ и КС ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» за период 2010 - 2012 гг.
Апробация работы
Основные результаты работы докладывались на:
V Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2009» (г. Уфа, 2009 г.);
Всероссийской научной конференции-конкурсе студентов выпускного курса СПГГУ (г. Санкт-Петербург, 2010 г.);
Международном форуме-конкурсе молодых ученых СПГГУ «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, 2010 г.);
Открытой научно-практической конференции молодых работников ОАО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» по теме: «Профессионализм и инновационный потенциал молодежи - залог успешных решений стратегических задач развития газотранспортной системы Общества» (г. Санкт-Петербург, 2010 г.);
II Международной научно-практической Студенческой конференции «Нефтегазовые горизонты» (г. Москва, 2010 г.);
VII международной научно-технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (г. Новополоцк, 2011 г.);
VII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2011» (г. Уфа, 2011 г.);
III научно-практической конференции молодых ученых, посвященной году химии «Актуальные проблемы науки и техники» (г. Уфа, 2011 г.);
VIII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2012» (г. Уфа, 2012 г.);
Публикации. По теме диссертации опубликовано девять научных работ, из которых три работы - в изданиях, входящих в перечень научных изданий, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
Личный вклад соискателя. Автором выполнена постановка задач и разработка методики исследований, анализ математических моделей для описания характеристик ЦБН, современных методов выбора и регулирования режимов работы МГ и КС, аналитические исследования; проведен сравнительный анализ погрешностей расчета по зависимостям, описывающим характеристики ЦБН разных авторов; получены аналитические зависимости, описывающие характеристики большинства работающих в газовой промышленности ЦБН с наименьшей погрешностью; выполнен расчет областей рационального использования различных типов ЦБН; произведены расчеты по определению рациональных режимов работы КС в соответствии с предложенным критерием оптимизации режимов работы КС МГ; разработан комплекс методик определения частоты вращения ротора ЦБН при регулировании режима работы КС.
Реализация результатов работы. Полученные с помощью метода асимптотических координат уравнения, описывающие характеристики центробежных нагнетателей, методики оптимизации режимов работы и регулирования КС могут быть применены на предприятиях газовой промышленности для уменьшения затрат на
перекачку газа, а также в учебном процессе ВУЗов нефтегазового профиля.
Научные и практические результаты работы используются в учебном процессе «Национального минерально-сырьевого университета «Горный» при изучении дисциплин «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов», «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций» студентами специальности 130501 и направления «Нефтегазовое дело».
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 179 страницах текста, содержит 36 рисунков, 20 таблиц, список использованных источников из 117 наименований, 4 приложения.
Благодарности. Автор выражает глубокую признательность научному руководителю д.т.н., профессору А.А. Коршаку, а также благодарит коллектив кафедры транспорта и хранения нефти и газа «Национального минерально-сырьевого университета «Горный» за обсуждение и помощь в работе над диссертацией.
Методы регулирования режимов работы компрессорных станций на магистральных газопроводах
Проф. А.Ф. Калининым [27] было установлено, что наименьшую среднюю относительную погрешность определения внутренней мощности ЦБН (1,7-1,9%) обеспечивает использование приведенных газодинамических характеристик, представленных в вариантах №1, 2, 5 и 6. Значение средней относительной погрешности определения внутренней мощности по вариантам №3, 4 составило порядка 13%. Увеличение погрешности обусловлено тем, что данные характеристики являются производными от формы № 1. Кроме того, приведенные характеристики ЦБН по форме №5 не получили широкого распространения, т.к. являются не очень информативными, на них не отображены различные значения относительной частоты вращения ротора ЦБН. Таким образом, для использования в эксплуатационных расчетах и дальнейшей обработки можно рекомендовать приведенные характеристики по формам №1, 2 из альбома [1] и № 6 из каталога [30].
Рассмотренные варианты характеристик позволяют относительно легко решать прямую задачу, т.е. определять степень повышения давления, КПД и внутреннюю мощность нагнетателя при известном расходе газа на входе (всасывании) в ЦБН и частоте вращения ротора ЦБН. Однако на практике часто приходится решать обратную задачу - определение оптимальной частоты вращения ротора ЦБН при известном расходе газа и заданной степени повышения давления нагнетателя, в то время как приведенная объемная производительность сама зависит от частоты вращения ротора ЦБН. Эта задача обычно решается по характеристикам методом последовательных приближений с точностью, определяемой погрешностью измерений входных параметров газа (Qec, Рвс, Твс и др.), что ведет к накоплению ошибок.
В связи с вышеуказанным исследования, направленные на создание математических моделей ЦБН в виде зависимостей, описывающих характеристики ЦБН с наименьшей погрешностью, являются актуальными.
Простейший способ аналитического описания ЦБН, близкий к формуле описывающей установившееся течение газа в трубе, был предложен А.Г. Немудровым и В.И. Черникиным в работе [56]. Авторы предложили аппроксимировать напорные характеристики ЦБН и КС в целом при приведенной относительной частоте вращения ротора ЦБН [и/и„]я =1 соотношениями: где єи - степень повышения давления при [«/«„]„ =1; а, Ь0 - опытные коэффициенты, зависящие от состава газа (R,zec), температуры газа перед входом в ЦБН Твс и частоты вращения ротора ЦБН п; Рст - давление воздуха при стандартных условиях, равное Рст= 101325 Па; Тст - температура воздуха при стандартных условиях, равная Тст =293,15К.
Точность соотношения (1.19) по данным работы [56] характеризуется относительной ошибкой 1,5%, по данным работы [94] 6-10%. Проверка погрешности расчета по данной формуле, а также сравнительный анализ точности других методик, описывающих характеристики ЦБН, представлены в Главе 2.1. диссертации. Однако данные, полученные другими авторами, уже свидетельствуют о том, что вышеприведенные формулы (1.19), (1.20) полезны лишь при ориентировочных расчетах и исследования качественных закономерностей, для расчета и выбора рационального режима работы ГТС следует использовать более точные зависимости.
В работе [82] дана уточненная методика аналитического способа описания характеристик ЦБН: =ІХ-е;; (1.21) [N,/rJnp=TN,-Q:p, (1.23) (=0 где ag, аЦІ, aNl - безразмерные коэффициенты; se, sn, sN - степени полиномов, равные s=2, sn = sN=3. Для физических параметров газа, отличных от нормальных, и при изменении частоты вращения ротора ЦБН степень повышения давления и внутренняя мощность ЦБН пересчитывается по формулам (1.24), (1.25), являющимися частным случаем общих уравнений теории подобия лопаточных машин [13, 91,110]: ( т-± \
Соотношения (1.21) - (1.25) заложены в основу расчета режимов работы КС в комплексе режимно-технологических задач «АСТРА» для диспетчерского управления системами магистрального транспорта газа, установленного и используемого во всех газотранспортных предприятиях ОАО «Газпром».
В работе [57] указано среднеквадратичное отклонение рассчитанных значений по формулам (1.21, 1.24) от экспериментальных точек для ЦБН ГПА-Ц-16С равное 0,27%. В ряде источников [57, 58, 77, 87] соотношение (1.21) предложено записывать в следующем виде „=2 .-е;» (1-26) 1=0 где se - степень полинома. Так согласно [58, 77, 87] степени полиномов по формулам (1.26), (1.22) и (1.23) приняты равными трем (s = sn = sN=3), а в программе моделирования технологических режимов магистрального газопровода МОДЕЛЬ-10 ОАО «Газпром» и в [НО] степени полиномов приняты равными двум (se = sn = sN=2). Пересчет на иные условия работы осуществляется по уравнениям (1.24), (1.25).
Аппроксимация всех характеристик: напорной, мощности ЦБН и КПД-характеристик полиномами одинаковых степеней вызывает сомнения, так как для обеспечения одинаковой точности следует выбирать степень полинома для каждой кривой в отдельности. Так если для напорной характеристики полином третьей степени, как правило, будет избыточным, то для зависимости КПД может оказаться недостаточной.
Кроме того, недостатком данной формы описания характеристик ЦБН является и то, что, во-первых, для вычисления степени повышения давления при относительных приведенных частотах вращения ротора ЦБН отличных от единицы необходимо знать значение показателя политропы т или комплекса
Описание основных характеристик центробежных нагнетателей природного газа с использованием метода асимптотических координат
Еще одним критерием выбора рациональных режимов работы ГТС является максимум производительности газопровода [9,16,47, 62, 63,94], под которым понимается подача в конечный пункт ГТС максимального количества газа при заданных попутных отборах. Результатом расчета по данному критерию является определение наибольшего расхода газа, однако режим работы при этом однозначно не определяется, так как одна и та же величина производительности МГ, может быть в ряде случаев достигнута путем различной технологической реализации. Режим максимума производительности КС может быть реализован при одном или комбинации из следующих ограничений [94]: - полное использование располагаемой мощности КС; - максимальная частота вращения ротора ЦБН; - максимально допустимое давление или температура на выходе КС. В связи с тем, что данный критерий не позволяет определить однозначно режим транспорта газа, им пользуются как заданной величиной при решении задач оптимизации по минимуму энергетических и стоимостных затрат. Таким образом, реализуется выбор оптимального варианта работы газопровода, обеспечивающего минимум затрат при максимальной подаче газа.
В качестве критерия оптимальности режима работы МГ используется также критерий минимума работающих ГПА [9,16, 62, 63]. При заданном критерии режим КС по производительности, входному и выходному давлениям должен обеспечиваться такой загрузкой ГПА, при которой недоиспользование суммарной располагаемой мощности ГПА, находящихся в работе, меньше располагаемой мощности единичного полнонапорного ГПА или группы последовательно включенных неполнонапорных ГПА. В работе [9] показано, что стоимостные или энергетические затраты при использовании данного критерия получаются больше чем по другим критериям в связи с существенной нелинейностью характеристик мощности и политропного КПД ЦБН.
Помимо вышеперечисленных, известен [9,62] критерий максимальной аккумуляции газа, являющийся также критерием максимальной надежности, так как чем больше запас газа в ГТС, тем выше устойчивость режима при внешних возмущающих воздействиях. Расчеты по данному критерию рекомендуются, когда в течение планируемого периода ожидаются динамические изменения режима.
Кроме вышеприведенных критериев, результаты расчета режима МГ должны соответствовать следующим принципам оптимальности [75]: - принцип оптимальной работы концевых участков распределительных газопроводов и отводов, заключающийся в минимальном дросселировании на газораспределительных станциях (ГРС); - принцип оптимального согласования гидравлической характеристики линейной части, газодинамических характеристик ЦЕН и мощности привода, заключающийся в таком согласовании характеристик КС и линейных участков, которое обеспечивает работу ЦБН в зоне объемной производительности с высоким политропным КПД; - принцип минимального байпассирования и дросселирования газа, заключающийся в том, что объемы противопомпажного байпассирования и дросселирования газа не должны превышать минимально необходимых значений, обеспечивающих устойчивый режим работы цехов; - принцип оптимальности охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО), заключающийся в том, что оптимальным для снижения энергозатрат является максимальное охлаждение газа в АВО КС с ограничением температуры газа по условиям прочности трубной стали и опасных пучений грунтов. Кроме вышеперечисленных, в качестве критерия оптимизации может быть использован критерий максимума коэффициента загрузки в целом для ГТС [9, 62], равный для и КС IX=I J (1-62) где К31 - коэффициент загрузки для / -й КС; Nei - эффективная мощность ГТУ для / -й КС, кВт; N - располагаемая мощность ГТУ для / -й КС, кВт. Данный критерий рекомендуется использовать для газотранспортных систем, работающих при проектных производительностях.
Критерий минимума среднеквадратичного отклонения от заданного режима [9, 62] используется для сравнения расчетного режима по вышепредставленным критериям и фактического режима для доказательства адекватности предложенной модели оптимизации.
Известен также критерий максимума прибыли, определяющийся как стоимость природного газа за вычетом стоимости купленного газа и энергозатрат на собственные нужды [62].
Большинство авторов [5, 9,16, 25-29, 32,33, 36, 55, 57, 61-63, 77-81, 92-95, 97,100,109] в своих работах в качестве критерия выбора рационального режима работы ГТС предлагают минимум энергетических или стоимостных затрат в денежном или натуральном выражении. Принцип минимума энергетических затрат заключается в минимизации мощности, потребляемой технологических оборудованием КС. При фиксированном объеме перекачки данное условие будет отвечать минимуму суммарной потребляемой мощности всех ГПА. Причем, если все ГПА имеют газотурбинный привод, то при этом будет обеспечен минимальный расход топливного газа. При рассмотрении цехов ГТС, оборудованных ГПА с электро- и газотурбинным приводом используется критерий минимума суммарной стоимости энергетических затрат.
Об области рационального использования различных типов центробежных нагнетателей природного газа
По последнему каталогу ВНИИГАЗа [30] аналитические зависимости для описания характеристик всех представленных в нем ЦБН отсутствуют. В связи с этим для получения универсальных зависимостей, было предложено обрабатывать термогазодинамические характеристики ЦБН с помощью метода асимптотических координат [38, 39].
Рассмотрим порядок получения зависимостей на примере НЦ-6,3/56-1,45 (Н-196) из [30] (Рисунок 2.11).
В связи с тем, что в отличие от характеристик по альбому [1], на данных характеристиках максимальные значения объемной производительности при условиях всасывания Qecnpmax для каждого значения относительной частоты вращения ротора ЦБН — различны, пришлось подбирать новые координаты для и,, получения вспомогательной функции Е (2.27). Построение графика функции Е в координатах —,вспр - Е позволило добиться достаточно плотного прилегания z ec пр max всех кривых для различных относительных частот вращения ротора ЦБН. Результаты расчета значений вспомогательной функции Е представлены в Таблице Б. 1 Приложения Б. Таким образом, сложную поверхностью = є г вс пр v п»; удалось описать четырьмя плоскими кривыми, изображенными на Рисунках 2.12 - 2.14.
Коэффициент множественной детерминации соотношения (2.32) равен 0,9987, а коэффициент корреляции - 0,9993, что свидетельствует о точности описания предложенной моделью исходных данных, погрешность составила 7%.
Для функций степени повышения давления ЦБН для различных (п/пи) при минимальном и максимальном значениях Qecnp были подобраны следующие функции: є{есПРшПЛпІпн))=о4{пІпн)2+о5{пІпн) + о6; (2.33) е(0 «. «ртах (" / И„ )) = 07 (" / "» ) + 8 (" / Пп ) + 9 , (2.34) где о4,о5,о6 ...,о9 - безразмерные числовые коэффициенты, равные о4 =0,7805; о5 =-0,4006; о6 =1,1303; о, =0,1489; о, =-0,0514; о9 =1,0217. Коэффициенты множественной детерминации данных соотношений (2.33), (2.34) равны 0,9999 и 0,9989 соответственно, величина погрешности по уравнению (2.33) составила 0,076%, по (2.34) - 0,090%. Для зависимости максимального значения объемной производительности Qecnpmax от относительной частоты вращения ротора ЦБН («/«„) выбрана следующая зависимость e«Vm»=0io("/"J+ii» (2.35) где ою,ои - безразмерные коэффициенты, равные о]0 =257,17; оп =-0,2833. Коэффициент множественной детерминации соотношения (2.35) равен 1, величина погрешности составила 0,088%. Подставляя (2.32) - (2.35) в уравнение (2.27), получим следующую зависимость, описывающую напорную характеристику НЦ-6,3/56-1,45 (Н-196) С \
Результаты расчета среднеквадратичной погрешности отклонения значений относительной частоты вращения ротора НЦ-6,3/56-1,45 (Н-196) снятых с характеристики от рассчитанных значений по формуле (2.36) были проведены в ПП «Mathcad» и представлены в Таблице Б.2 Приложения Б. Значение среднеквадратичной погрешности составило 0,25%.
Аналогичным способом была получена зависимость и для описания мощностной характеристики ЦБН. Для этого была введена вспомогательная функция S , равная сПр Лк,/Рвс))-є&спртіп, ,/Рвс)У { где s\Qec„pmm,{N, IРвси " функция степени повышения давления ЦБН для различных (Nl /Рвс)при минимальном значении Qecnp; \Qec„Ртах (NJPec)) " функция степени повышения давления ЦБН для различных (N, /Рвс)при максимальном значении Qecnp. Результаты расчета значений вспомогательной функции S для НЦ-6,3/56-1,45 (Н-196) представлены в Таблице Б.З Приложения Б. Построение графика функции S" в координатах (Qecnp/Qecnpmdx) позволило добиться достаточно плотного прилегания всех кривых для различных значений относительной потребляемой мощности ЦБН —- (Рисунок 2.15). Рве Таким образом, сложную поверхностью = s[Qecnp, (N,/Pec)) удалось описать четырьмя плоскими кривыми, изображенными на Рисунках 2.15 - 2.17.
График зависимости О от (N IP ) С помощью ПП «SigmaPlot 12.0» выявлено, что с наименьшей погрешностью вышеприведенные графики описываются следующими зависимостями:
Коэффициенты множественной детерминации соотношений (2.38) - (2.41) равны 0,9987; 0,9993; 0,9984 и 0,9998 соответственно, что свидетельствует о тесноте связи между расчетными и сходными данными. Величина погрешности составила 10%; 0,12%; 0,13% и 0,16% соответственно.
Подставляя (2.38) - (2.41) в уравнение (2.37), получим следующую зависимость, описывающую мощностную характеристику НЦ-6,3/56-1,45 (Н-196)
Результаты расчета среднеквадратичной погрешности отклонения значений относительной потребляемой мощности {NJРвс) НЦ-6,3/56-1,45 (Н-196), снятых с характеристики, от рассчитанных значений по формуле (2.42) были проведены в ГШ «Mathcad» и представлены в Таблице Б.4 Приложения Б. Значение среднеквадратичной погрешности составило 0,66%.
Величины погрешностей при расчете по формулам (2.36), (2.42) позволяют рекомендовать данные зависимости для использования газотранспортными предприятиями ОАО «Газпром» и другими организациями, проектирующими системы газоснабжения.
Регулирование при ремонте магистрального газопровода без остановки перекачки с понижением давления в месте ведения работ
При расчете режимов работы магистральных газопроводов и компрессорных станций, в том числе при определении области рационального применения различных типов ЦБН, необходимо рассчитывать параметры газовой смеси, транспортируемой по трубопроводу, а именно коэффициент сжимаемости z, динамическую вязкость /л, теплоемкость Ср и коэффициент Джоуля Томсона Dp.
Длительное время при проектировании и расчетах магистральных газопроводов основным руководящим документом были ОНТП 51-1-85 «Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы» [58]. Однако в связи с развитием научно-технических знаний и на основании Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2002-2006 гг. в настоящее время разработаны СТО Газпром 2-3.5-051-2006 «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов» [87].
При анализе данного документа выявлено, что в разделе, посвященном гидравлическим расчетам магистральных газопроводов, введены новые формулы вышеперечисленных параметров газовых смесей, отличающиеся от ранее известных. В связи с этим большой интерес представляет вопрос о том, какова разница между результатами, получаемыми по методикам, изложенным в вышеупомянутых документах, и в какой области ранее существовавшими формулами можно пользоваться по-прежнему. В соответствии с поставленной задачей были рассчитаны основные параметры газовых смесей ряда месторождений РФ, компонентный состав которых представлен в Таблице 3.3 [12].
Для каждого из месторождений природного газа были рассчитаны значения коэффициента сжимаемости z, динамической вязкости ц, теплоемкости Ср и коэффициента Джоуля-Томсона D по методикам, изложенным в [58,87]. Результаты расчетов для пяти выбранных из рассмотренных в Таблице 3.3 месторождений при пяти различных температурах и давлениях приведены в Таблицах В.1 - В.4 Приложения В [44].
На основании полученных данных были построены графики зависимостей относительной погрешности расчета указанных параметров є от величины среднего давления Рср для средних температур природного газа от 273К до 308К.
Графики зависимостей относительной погрешности расчета є от величины среднего давления Рср при температуре 278К при расчете: а - коэффициента сжимаемости z ; б - динамической вязкости//; в - теплоемкости Ср; г - коэффициента Джоуля-Томсона Dp
Из данных графиков видно, что, как и предполагалось, в области относительно низких давлений отклонение результатов расчета параметров газовых смесей по рассматриваемым методикам [58,87] незначительно. Так выявлено, что формулы, изложенные в методике [58], при средней температуре газа 278К в пределах инженерной погрешности 5% могут быть использованы как и формулы методики [87] до давления 11,9МПа при расчете коэффициента сжимаемости z, до 13,ЗМПа при вычислении динамической вязкости ju и до давления 11,3 МПа при определении теплоемкости Ср. Для остальных температур
природного газа от 273К до 308К максимальное давление, при котором достигается 5% погрешность, составляет около 12МПа. Это означает, что в указанной области (до 12МПа) формулы ОНТП 51-1-85 могут быть использованы, наряду с формулами СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Исключение составляет только расчет коэффициента Джоуля-Томсона. Однако, учитывая, что вклад расширения газа в температурный режим магистральных газопроводов относительно невелик, можно распространить сделанную выше рекомендацию и на коэффициент Dp.
Похожие диссертации на Обоснование выбора режимов работы газотурбинных газоперекачивающих агрегатов магистральных газопроводов
-
-
-
-
