Определение коэффициента теплопередачи на основе диспетчерских данных

Коэффициент теплопередачи К (или К_τ) от газа в окружающую среду, входящий в формулу (3.20) через параметр Шухова (или Яблонского), зависит от многих факторов: глубины заложения трубопровода, его изоляции, коэффициента теплопроводности грунта, наличия и состояния снежного покрова, скорости ветра у поверхности земли и т.д.

При проведении ориентировочных расчетов в [8], например, рекомендуется принимать значение коэффициента теплопередачи для грунта, состоящего из сухого песка, на уровне К = 1,16 Вт/(м²×К); для очень влажного песка – на уровне К = 3,5 Вт/(м²·К); для сыроватой глины – на уровне К = 1,6 Вт/ (м²·К). Приближенное среднее значение коэффициента теплопередачи в ориентировочных расчетах рекомендуется принимать на уровне К = 1,75 Вт/(м²·К). Как видно, эти рекомендации не годятся для расчета эксплуатационных режимов.

На самом деле, изменение коэффициента теплопередачи К_τ в течение годового периода эксплуатации газопровода имеет сезонный характер. Для примера, на рис. 3.9 приводятся среднемесячные значения коэффициента теплопередачи К_τ для участка газопровода Поляна – Москово.

Рисунок 3.9 - Периодичность в изменении коэффициента теплопередачи К_τ

Оптимизационные расчеты будут более точными, если учитывать фактическую величину коэффициента теплопередачи К_τ газопровода, определяемую с учетом сезонного фактора, например, по зависимости

, (3.25)

где К_ср – среднее значение коэффициента теплопередачи за годовой период эксплуатации; амплитуда колебания К^* = (К_max – К_min)/2; К_max и К_min – максимальное и минимальное среднемесячные величины коэффициентов теплопередачи за годовой период эксплуатации; φ₀^* - сдвиг по фазе на начало отсчета.

Но для оперативного регулирования этот метод не подходит, так как он не позволяет учесть суточные и др. кратковременные изменения температурного режима. Кроме того, в период ливней или, наоборот, в засушливый период, отклонение величины К_τ от среднестатистического значения на данное время года может быть весьма существенным, что необходимо также учитывать.

Поэтому оперативное регулирование должно быть основано на использовании базы диспетчерских данных.

Вычисление коэффициента теплопередачи К_τ производится матричным методом по транцендентному относительно К_τ уравнению (3.19). Именно так, по программе КОЕFF получены значения К_τ, представленные на рис. 3.9.

При этомабсолютные давления в начальном и конечном сечениях газопровода Р_н и Р_к определяются с учетом внутристанционныхпотерь давления газа на КС (в пылеуловителях, АВО, арматуре и т.д.) в соответствии с п. 7.6.19 норм технологического проектирования [ 3 ] по формулам:

Р_н=Р_наг-dР_вых, (3.26)

Р_к =Р_вх+dР_вх, МПа, (3.27)

где Р_наг - давление нагнетания на выходе из компрессорного цеха;

dР_вых - потери давления в трубопроводах и АВО между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода,

Р_вх – давление на входе в компрессорный цех;

dР_вх - потери давления в трубопроводах и пылеуловителях между узлом подключения к линейной части магистрального газопровода и компрессорным цехом.

Потери давления газа, как правило, не должны превышать величин, приведенных в табл. 3.2.

Таблица 3.2 - Потери давления газа в трубопроводах и оборудовании КЦ

Рабочее давление (избыточное), МПА	Потери давления газа, МПа
на входе КЦ	на выходе КЦ
при одноступенчатой очистке газа	при двухступенчатой очистке газа	при наличии АВО газа	при отсутствии АВО газа
5,40	0,08	0,13	0,06	0,03
7,35	0,12	0,19	0,07	0,04
8,34	0,12	0,20	0,08	0,05
9,81	0,13	0,21	0,08	0,05
15,00	0,15	0,25	0,10	0,07

При определении коэффициента теплопередачи К_τ, в соответствии с п. 18.6.5 [3], внешний теплообмен учитывается вторым слагаемым после знака равенства в (3.18) и третьим слагаемым учитывается изменение температуры газа за счет эффекта Джоуля –Томсона (температура газа понижается, так как дроссель-эффект положительный).

Температура газа в магистральных газопроводах за счет эффекта Джоуля – Томсона обычно понижается на 3 - 6 °С. В случае, когда эффект Джоуля – Томсона не учитывают, D_i = 0, из уравнения (3.18) непосредственно следует формула В. Г. Шухова для расчета температуры газа в трубопроводе.

Также, из уравнения (3.18) видно, что за счет эффекта Джоуля-Томсона температура транспортируемого реального газа может быть даже ниже температуры окружающего грунта, а при расчете по формуле В.Г.Шухова температура газа никогда не может быть ниже температуры грунта.

При отсутствии внешнего теплообмена между газом и грунтом, т.е. в условиях идеальной тепловой изоляции газопровода, влияние эффекта Джоуля-Томсона на температуру транспортируемого газа максимально.

Отмеченные особенности течения реального газа по газопроводу указывают на необходимость учета эффекта Джоуля-Томсона при определении температуры транспортируемого газа по длине газопровода. Обычно численное значение коэффициента Джоуля-Томсона изменяется в диапазоне 3 - 6 °С/МПа. Хотя основной вклад, до 80 – 90 %, в определение конечной температуры газа в газопроводе дает внешний теплообмен. Следует отметить, что при расчетах температурных режимов магистральных газопроводов теплофизические характеристики перекачиваемых газов (кроме плотности) можно принимать постоянными.

2.3.3.3 Гидравлический расчет магистрального газопровода

В основу гидравлического расчета простого газопровода (c постоянным внутренним диаметром d и без разветвлений) берется зависимость (3.28) для определения пропускной способности магистрального газопровода без учета рельефа трассы:

млн. м³/сут. (3.28)

Реальные свойства природных газов учитываются коэффициентом сжимаемости Z_ср, который при давлениях до 15 МПа и температурах 250-400 К, вычисляют по формуле (3.29) в зависимости от приведенных значений температуры Т_пр и давления Р_пр. в соответствии с п. 18.2.4 [3]:

, (3.29)

где

Уравнение для определения давления газа на расстоянии х от компрессорной станции можно легко получить на основании уравнения (3.28), заменив в нем P_к на P_х, а L на х:

. (3.30)

Из уравнения (3.30) получается:

. (3.31)

Более удобную формулу для определения изменения давления газа по длине газопровода можно получить из соотношения (3.28) и (3.30):

. (3.32)

Линия падения давления в трубопроводе является параболой, градиент которой увеличивается по длине газопровода. Дело в том, что в начале газопровода (после компрессорной станции), когда давление высокое, плотность газа большая, удельный объем мал и скорость движения газа небольшая. Массовый расход газа и массовую скорость по длине газопровода при установившемся режиме течения можно считать постоянными:

, (3.33)

. (3.34)

По мере удаления от компрессорной станции, давление газа в трубопроводе уменьшается, что приводит к увеличению удельного объема газа (или уменьшению его плотности r), а следовательно, росту скорости движения газа по газопроводу W (в условиях постоянного проходного сечения газопровода, F = pd²/4 = idem).

Так как потери на трение пропорциональны квадрату скорости W², то увеличение скорости движения газа по газопроводу приводит к интенсивному падению давления газа на конечных участках газопровода между компрессорными станциями.

Т. о., движение газа по газопроводу сопровождается значительным падением давления газа по длине в результате преодоления гидравлических сопротивлений, снижением плотности газа, увеличением его линейной скорости и т.д., а вследствие теплообмена между газом и грунтом происходит снижение температуры газа по длине газопровода.

При нестабильных режимах работы все эти параметры газопровода меняются во времени, что необходимо учитывать при решении задач ресурсо- и энергосбережения, таких, как оптимизация режимов охлаждения транспортируемого газа, регулирование работы ГПА в условиях переменных нагрузок, оценка устойчивости трубопровода при возникающих термических напряжениях, предупреждение аварийных ситуаций и т. п.

Дата добавления: 2015-07-14