Расчет расхода газа через ПУ.

1. Исходные данные:

- коммерческая производительность цеха, Qкц, млн.м³;

- давление на входе в ПУ, P, кг/см²;

- температура газа на входе в ПУ, t, ⁰С;

- плотность газа при стандартных условиях, р, кг/м³;

- перепад давления в ПУ, dP, кг/см²;

- количество ПУ, включенных в работу.

 

2. Разделить коммерческую производительность цеха на количество ПУ, включенных в работу. Получим фактический расход через 1 ПУ.

Qпу = Qкц / n.

 

3. Вычисляем коэффициент К, учитывающий температуру и плотность газа в ПУ:

К = 0,0321*(2+(Р*0,05))+0,904+(р-0,75)*0,714

 

4. Вычисляем минимально допустимый расход газа через 1 ПУ с учетом свойств газа:

Qmin=(0,3079*Р)-1,1579)/К

 

5. Вычисляем максимально допустимый расход газа через 1 ПУ с учетом свойств газа:

при dP=0,3: Qmax= (0,1923*Р)+8,1984)/К;

при dP=0,4: Qmax= (0,2167*Р)+9,8916)/К;

при dP=0,5: Qmax= (0,5*Р)-2,3684)/К.

 

6. Если выполняется условие Qmin<Qпу <Qmax, то расход газа через ПУ является оптимальным.

 

Регулирование расхода газа через ПУ.

1. Включение в работу или отключение ПУ.

2. Продувка ПУ для снижения перепада давления газа.

3. Увеличение или уменьшение частоты вращения вала ЦБН, вследствие чего увеличивается или уменьшается расход газа по цеху.

4. Открытие или закрытие межцеховых перемычек или перемычек в охранной зоне КС с целью перераспределения потоков газа по цехам.

Системы охлаждения транспортируемого газа на компрессорных станциях

Компремирование газа на КС приводит к повышению его температуры на выходе станции. Численное значение этой температуры определяется ее начальным значением на входе КС и степенью сжатия газа.

Излишне высокая температура газа на выходе станции, с одной стороны, может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода, а с другой стороны - к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компремирование (из-за увеличения его объемного расхода).

Определенные специфические требования к охлаждению газа предъявляются в северных районах страны, где газопроводы проходят в зоне вечномерзлых грунтов. В этих районах газ в целом ряде случаев необходимо охлаждать до отрицательных температур с целью недопущения протаивания грунтов вокруг трубопровода. В противном случае это может привести к вспучиванию грунтов, смещению трубопровода и, как следствие, возникновению аварийной ситуации.

Охлаждение технологического газа можно осуществить в холодильниках различных систем и конструкций; кожухотрубных (типа "труба в трубе"), воздушных компрессионных и абсорбирующих холодильных машинах, различного типа градирнях, воздушных холодильниках и т.д.

Наибольшее распространение на КС получили схемы с использованием аппаратов воздушного охлаждения АВО (рис. 7). Следует, однако, отметить, что глубина охлаждения технологического газа здесь ограничена температурой наружного воздуха, что особенно сказывается в летний период эксплуатации. Естественно, что температура газа после охлаждения в АВО не может быть ниже температуры наружного воздуха.

Рис. 7. План-схема обвязки аппаратов воздушного охлаждения газа:

1 - аппарат воздушного охлаждения газа; 2, 4, 6, 7 - коллекторы;

3 - компенсаторы; 5 - свечи; 8 - обводная линия

Взаимное расположение теплообменных секций и вентиляторов для прокачки воздуха практически и определяет конструктивное оформление АВО. Теплообменные секции АВО могут располагаться горизонтально, вертикально, наклонно, зигзагообразно, что и определяет компоновку аппарата.  

Рис. 8. Схема подключения аппарата воздушного охлаждения (при нижнем расположении вентилятора): 1 - воздушный холодильник газа 2АВГ-75; 2 - свеча; 3, 4 - коллекторы входа и выхода газа

АВО работает следующим образом: на опорных металлоконструкциях закреплены трубчатые теплообменные секции (рис. 8). По трубам теплообменной секции пропускают транспортируемый газ, а через межтрубное пространство теплообменной секции с помощью вентиляторов, приводимых во вращение от электромоторов, прокачивают наружный воздух. За счет теплообмена между нагретым при компремировании газом, движущимся в трубах, и наружным воздухом, движущимся по межтрубному пространству, и происходит охлаждение технологического газа на КС.

Опыт эксплуатации АВО на КС показывает, что снижение температуры газа в этих аппаратах можно осуществить примерно на значение порядка 15-25 °С. Одновременно опыт эксплуатации указывает на необходимость и экономическую целесообразность наиболее полного использования установок охлаждения газа на КС в годовом цикле эксплуатации, за исключением тех месяцев года с весьма низкими температурами наружного воздуха, когда включение всех аппаратов на предыдущей КС приводит к охлаждению транспортируемого газа до температуры, которая может привести к выпадению гидратов. Обычно это относится к зимнему времени года.

При проектировании компрессорной станции количество аппаратов воздушного охлаждения выбирается в соответствии с отраслевыми нормами ОНТП51-1-85. На основании этих норм температура технологического газа на выходе из АВО должна быть не выше 15-20 °С средней температуры наружного воздуха.

Уменьшение температуры технологического газа, поступающего в газопровод после его охлаждения в АВО, приводит к уменьшению средней температуры газа на линейном участке трубопровода и, как следствие, к снижению температуры и увеличению давления газа на входе в последующую КС. Это, в свою очередь, приводит к уменьшению степени сжатия на последующей станции (при сохранении давления на выходе из нее) и энергозатрат на компремирование газа по станции.

Очевидно также, что оптимизация режимов работы АВО должна соответствовать условию минимальных суммарных энергозатрат на охлаждение и компремирование газа на рассматриваемом участке работы газопровода.

Следует также отметить, что аппараты воздушного охлаждения газа являются экологически чистыми устройствами для охлаждения газа, не требуют расхода воды, относительно просты в эксплуатации. В эксплуатации применяются следующие типы АВО газа: 2АВГ-75. В настоящее время установки охлаждения транспортируемого газа являются одним из основных видов технологического оборудования КС.

Уравнение теплового баланса, отображающее физический смысл охлаждения газа в АВО:

Q =c₁m₁(T₁-T)=c₂m₂(T-T₂), где

M - масса

C - теплоемкость

T - температура

Q – тепло

(индексы 1 и 2, соответственно для воздуха и природного газа)

Температура точки росы. Гидратообразование.

Температура точки росы газа (точка росы) — это значение температуры газа, при которой водяной пар, содержащийся в газе, охлаждаемом изобарически, становится насыщенным над плоской поверхностью воды.

Другими словами: Точка росы — это температура, до которой должен охладиться воздух (газ), чтобы содержащийся в нём пар достиг состояния насыщения и начал конденсироваться в росу.

Наличие свободной влаги в природном газе грозит выпадением гидратов и дальнейшем образовании гидратной пробки в газопроводе.

Гидраты газов представляют собой кристаллические соединения, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды и имеющие строго определенную структуру. Внешне гидраты напоминают кристаллы льда или мокрый спрессованный снег.

Для предупреждения гидратообразования необходимо устранить хотя бы одно из основных условий существования гидратов: высокое давление, низкую температуру или свободную влагу в газе.

В соответствии с этим предупреждение гидратообразования осуществляют вводом ингибиторов в поток газа, осушкой газа от паров воды, поддержанием температуры газа выше температуры гидратообразования, поддержанием давления ниже давления гидратообразования.

Метод снижения давления широко применяется для ликвидации образовавшихся гидратов в стволе скважин, в промысловых и магистральных газопроводах, где температура в результате разложения гидратов не понижается ниже 0⁰С. Для этого участок газопровода, в котором образовались гидраты, отключается, и газ через продувочные свечи выпускается в атмосферу, а продукты распада выдуваются через одну из свечей. После этого участок снова включается в работу. Эту процедуру можно осуществлять также и односторонним выпуском газа из газопровода.

Метод подогрева применяют на газопроводах небольшой протяженности для разложения уже образовавшихся гидратов либо для предупреждения гидратообразования в местах редуцирования газа. Газ нагревают на станциях подогрева открытым огнем, паром, водой или другими теплоносителями.

Однако, наиболее эффективный для предупреждения гидратообразования – метод ввода ингибиторов в поток газа. На практике в качестве ингибиторов широко используют электролиты, спирты, гликоли. Растворяясь в воде, имеющейся в потоке газа, ингибиторы снижают давление паров воды. При этом, если гидраты и образуются, то при более низкой температуре. Ввод ингибиторов при уже образовавшихся гидратах снижает давление паров воды, равновесие гидраты - вода нарушается, упругость паров воды над гидратами оказывается большей, чем над водным раствором, что и приводит к их разложению. В качестве антигидратных ингибиторов широкое применение находит хлористый кальций и диэтиленгликоль (ДЭГ) и др.

При температурах ниже -40⁰С в качестве ингибиторов для предупреждения гидратообразования рекомендуется применять метанол.