Основные физические свойства газов

Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов

Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод (рис. 2.1).

Для поддержания давления газа по трассе газопровода устанавливаются компрессорные станции (КС) с интервалом 80¼120 км.

Объекты КС следует проектировать в блочно-комплектном исполнении. В большинстве случаев КС оборудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбин­ным приводом оснащено более 80% всех КС, а электроприводом – около 20%.

К линейным сооружениям относятся собственно магистраль­ный трубопровод, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через искусственные и естественные препятствия, станции противокорро­зионной защиты, дренажные устройства. К линейным сооружениям также относятся линии технологической связи, отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа потребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы (ЛЭС).

Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными кранами следует предусматривать дистанционным из помещения операторной компрессорной станции, а также ручным по месту. Линейная запорная арматура должна оснащаться автоматическими механизмами аварийного перекрытия.

При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после компрессорных станций.

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей. ГРС также оборудуются узлами учета и установками очистки и одоризации газа (придания ему специфического запаха для облегчения обнаружения утечки газа с целью предупреждения взрывоопасных ситуаций и отравления людей).

После ГРС газ поступает в газовые сети населенных пунктов, которые подают газ к месту потребления. Снижение и поддержание в необходимых пределах давления газа в газораспределительных сетях осуществляется на газорегуляторных пунктах (ГРП). К крупным потребителям газа также относятся тепловые электростанции и газоперерабатывающие заводы (ГПЗ).

Для сглаживания неравномерности потребления газа крупными населенными пунктами сооружаются станции подземного хранения газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуется собственной компрессорной станцией.

Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода принципиально не отличаются от сооружений магистрального нефтепровода. К ним относятся линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д.

В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа сооружаются не всегда.

Исходя из величины рабочего давления, магистральные газопроводы подразделяются на два класса [16]:

1-й класс – при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа включительно;

2-й класс – при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно.

Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, к магистральным газопроводам не относятся. Протяженность магистральных газопроводов составляет обычно от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр – от 150 до 1420 мм вклю­чительно. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до1420 мм включительно.

В настоящее время для газоснабжения используются в основном природные газы. Природные газы имеют сложный многокомпонентный состав. В соответствии с условиями образования природного газа его месторождения подразделяют на три группы:

§ газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоящих в основном из метана (82¼98%);

§ газы газоконденсатных месторождений, содержащих 80¼95% метана и паров конденсата (тяжелых углеводородов);

§ газы нефтяных месторождений (попутные газы) содержат 30¼70% метана и значительное количество тяжелых углеводородов.

Газы с содержанием тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м³ принято называть сухими или тощими, а с большим содержанием углеводородов – жирными.

Для выполнения гидравлического и теплового расчета газопроводов и расчета режимов работы компрессорных станций необходимо знать основные свойства природных газов: плотность, вязкость, газовую постоянную, псевдокритические температуру и давление, коэффициент сжимаемости, теплоемкость, эффект Джоуля-Томпсона.

Плотность газа (газовой смеси) определяется по правилу аддитивности (сложения)

, (2.1)

где a₁¼a_n – объемные (молярные) концентрации компонентов смеси;

r₁¼r_n – плотности компонентов смеси.

В расчетах часто пользуются понятием относительной плотности газа, то есть отношением плотности газа r к плотности воздуха r_В при одних и тех же условиях

. (2.2)

При этом различают нормальные (T=273,15 K и P=0,1013 МПа) и стандартные (T=293,15 K и P=0,1013 МПа) условия.

При нормальных условиях плотность газа можно определить по его молярной массе

, (2.3)

где 22,41 – объем одного киломоля газа при нормальных условиях, м³/кмоль

– молярная масса природного газа, кг/кмоль;

a_i, M_i – соответственно объемная доля и молярная масса i-го компонента

Пересчет плотности газа с одних параметров состояния (P₁, T₁, z₁) на другие (P, T, z) можно осуществить по формуле

, (2.4)

где P и P₁ – абсолютные давления газа;

T и T₁ – абсолютные температуры газа;

z и z₁ –коэффициенты сжимаемости газа;

Газовая постоянная природного газа (Дж/(кг×К)) зависит от состава газовой смеси

, (2.5)

где `R– универсальная газовая постоянная R=8314,3 Н×м/(кмоль×К).

Псевдокрититические температура и давление газовой смеси определяются по формулам

, (2.6)

, (2.7)

где T_{КР i} и P_{КР i} – соответственно абсолютные критические температура и давление i-го компонента газовой смеси.

Критическая температура T_КР – температура при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар.

Критическое давление P_КР – давление при котором и выше которого нельзя испарить жидкость.

Псевдокритические параметры природного газа в соответствии с нормами технологического проектирования могут быть найдены по известной плотности при стандартных условиях r_СТ

; (2.8)

. (2.9)

Коэффициент сжимаемости учитывает отклонение свойств природного газа от законов идеального газа. Коэффициент сжимаемости z определяется по специальным номограммам в зависимости от приведенных температуры и давления либо по формуле, рекомендованной отраслевыми нормами проектирования [13]

; (2.10)

. (2.11)

Динамическая вязкость газа (Па×с) определяется по формуле

(2.12)

Кинематическая вязкость газа определяется из соотношения

. (2.13)

Теплоемкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Изобарная теплоемкость (кДж/(кг×К)) природного газа с содержанием метана 85% и более согласно отраслевым нормам ОНТП 51-1-85 определяется по формуле

. (2.14)

Понижение давления по длине газопровода и дроссе­лирование газа на ГРС сопровождается охлаждением газа. Это явление учитывается коэффициентом Джоуля-Томпсона (К/МПа), для определения которого отраслевыми нормами [13] рекомендуется зависимость (для природных газов с содержанием метана 85% и более)

. (2.15)

где C_P – средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для средних значений температуры и давления в процессе дросселирования.

2.3. Технологический расчет магистрального газопровода

Дата добавления: 2014-01-05