Методы гидравлического расчета трубопроводов

Содержание

Введение

Глава 1. Основные показатели и теоретические аспекты в сфере добычи, транспортировки и потребления природного газа в Российской Федерации

.1 Основные потребители сжиженного газа

.2 Режим потребления газа

.3 Транспортировка газа

Глава 2. Гидравлический расчет газопровода

.1 Теоретические аспекты расчетов газопровода

.2 Методы расчета

.3 Гидравлический режим газопроводов

.4 Таблицы и номограммы

.5 Информационные технологии для гидравлических расчетов газопровода

Заключение

Список использованной литературы

Приложения

Введение

Прогресс в области современных технологий строительного производства, а также объективная необходимость, обусловленная целым рядом техногенных причин, определяют актуальность решения комплекса научно-методологических и инженерно-технических задач, ориентированных на обеспечение эксплуатационной надежности магистральных газопроводов (МГ) с целью поставки запланированных объемов газа отечественным и зарубежным потребителям. Обеспечение надежного и безопасного функционирования системы МГ обуславливает разработку принципиально новых технологических решений и комплекса мероприятий по сооружению и капитальному ремонту, в том числе и при испытании МГ на прочность и герметичность.

Основными источниками дефектов в МГ большого диаметра являются общая коррозия и коррозионное растрескивание металла труб под напряжением. Одним из эффективных методов выявления и ликвидации коррозионных дефектов является гидравлическое испытание МГ с одновременным его комплексным обследованием, что позволяет выявлять и ликвидировать все критические дефекты. Реализация этих работ обеспечивает безаварийную эксплуатацию МГ в течение расчетного периода времени. При реализации проектов испытания МГ возникает множество случайных факторов, которые влияют на результат строительно-монтажных работ в сложных природно-климатических и инженерно-геологических условиях.

В этой связи разработка методов и средств реализации технологических процессов испытания МГ на прочность и герметичность при сооружении и капитальном ремонте, обеспечивающих повышение эффективности производства строительно-монтажных работ на линейной части, является актуальной темой данного исследования.

Цель работы - сбор теоретической и практической информации, анализ методов и таблиц по гидравлическому расчету газопроводов.

Основные задачи исследования:

Вопросами разработки методов гидравлического расчета трубопроводов посвящены труды многих исследователей. Из современных работ в области исследования гидравлических сопротивлений и прогнозирования коэффициента гидравлического сопротивления можно выделить труды Л.А. Адамовича, А.Д. Альтшуля, В.Д. Белоусова, И.А. Исаева, Б.Н. Лобаева, М.В. Лурье, Л.А. Самойленко, П.М. Слисского, А.В. Теплова, Г.К. Филоненко, Н.З. Френкеля, А.В. Черникина, В.И. Черникина, Б.Л. Шифринсона, Л.К. Якимова и др.

Методика исследований. В работе использовались обобщение и анализ теоретических и экспериментальных трудов в области исследования гидравлических сопротивлений трубопроводов, - аппарат фундаментальной гидравлики, различные прикладные математические методы, численные методы, линейная алгебра, методы математической статистики. Теоретические исследования основаны на фундаментальных законах трубопроводной гидравлики.

Структура и объем работы. Введение, 2 главы, заключение общим объемом 190 страниц, список литературы из 120 наименований и приложений.

Глава 1. Основные показатели и теоретические аспекты в сфере добычи, транспортировки и потребления природного газа в Российской Федерации

1.1    Основные потребители сжиженного газа

Производимый в России СПБТ расходуется:

ü  как сырьё для предприятий нефтехимической промышленности - 47%,

ü  бытовое потребление СПБТ составляет 38%,

ü  в том числе 17% в качестве автомобильного топлива,

ü  15% сжиженного газа поставляется за рубеж.

Основными промышленными потребителями СПБТ являются предприятия химической, нефтехимической и шинной отраслей промышленности.

Отпускная цена СПБТ в основном определяется составом природного газа и расстоянием доставки до потребителя. Потребление на внутреннем рынке имеет ярко выраженный сезонный характер (как по объёмам потребления, так и по ценам).

Внутрироссийский розничный рынок сжиженного газа для бытовых нужд сегментирован. Традиционным является потребление населением для бытовых нужд в домах, газифицированных с применением локальных газовых хранилищ еще во времена СССР.

Сегодня уровень потребления СПБТ населением составляет 32-33 кг на человека ежегодно, что значительно меньше установленного СНиПом уровня расхода в 50-55 кг. В целом объем потребляемого населением СПБТ оценивается в 1 миллион тонн природного сжиженного газа ежегодно. Спрос на СПБТ в этом «народном» секторе розничного рынка очень низкоэластичен - несмотря на активный рост цены на СПБТ, уровень спроса практически неизменен.

В последнее время активно развивается рынок СПБТ, который используется как автомобильное топливо. Объём этого рынка сегодня оценивается в 300-400 тысяч тонн ежегодно и имеет тенденцию к росту. Автомобильный сжиженный газ является прямым конкурентом автобензина и его стоимость определяется уровнем цены на классическое автотопливо - не более 50-60% цены автомобильного бензина. Согласно прогнозу специалистов Министерства энергетики, уровень потребления СПБТ как моторного топлива в России может вырасти с 81 миллиона тонн в 2010 до 99 миллионов тонн в 2020 году.

Ещё одним, хотя и незначительным, сектором рынка является потребление СПБТ в качестве топлива в коммерческих интересах: для отопления помещений, для приготовления пищи в предприятиях общественного питания.

Одним из наиболее важных вопросов обеспечения жизнедеятельности, как человека, так и предприятия является организация системы отопления. Сегодня в мире для систем отопления используются следующие энергоносители:

ü  Природный газ;

ü  Сжиженный углеводородный газ;

ü  Дизельное топливо;

ü  Уголь;

ü  Древесина.

Лучшим видом топлива для отопления дома или дачи, бесспорно, является природный газ. Существует ряд причин, по которым мы ищем ему альтернативу: обычно это отсутствие вблизи магистралей природного газа, что делает газификацию слишком дорогой, либо низкое давление природного газа в газопроводе.

Из альтернатив природному газу лучший выбор - сжиженный углеводородный газ (СУГ). СУГ или сжиженный нефтяной газ пропан-бутан - это универсальный синтетический газ, получаемый из попутного нефтяного газа или при переработке нефти.

Чистое горение газа (минимум продуктов сгорания) делает его экологически чистым и привлекательным топливом для широкого применения в жилых домах (отопление, горячее водоснабжение, газовые плиты, нагрев саун и воды в бассейнах), на агропредприятиях, в производстве и в качестве автомобильного топлива.

Для потребителей пропан-бутан является отличным топливом в местах, где не подведен природный газ (метан).

Технологические системы для АГЗС и МТАЗС производства наиболее востребованы в регионах в которых либо появилась сильная конкуренция среди владельцев традиционных АЗС, либо ситуация складывается таким образом, что надзорные органы (администрация, пожарная охрана) следит за исполнением действующих норм и правил, а также за внешним видом объекта. На данном сегменте, начиная с 2004 года, четко обозначилась востребованность ТС (технологических систем) на базе двустенных резервуаров.

До недавнего времени объем этого сегмента рынка СУГ был не столь велик. На долю автотранспорта ежегодно использовалось не более 5-7% от общего производства.

Однако, в связи со стабильным и порой достаточно значительным ростом цен на нефтепродукты, интерес к применению сжиженного газа в качестве автомобильного топлива заметно возрастает (цена на СУГ в 1,5-2,0 раза ниже, чем на бензин). Еще одно неоспоримое преимущество сжиженного газа перед традиционными видами автомобильного топлива - экологическая чистота. В сжиженном газе нет свинца, очень низкое содержание серы, окислов других материалов, ароматических углеводородов и других загрязняющих примесей.

В связи с этим во многих крупных промышленных регионах разработаны и реализуются региональные программы перевода муниципального и технологического транспорта на сжиженный газ с созданием необходимой инфраструктуры (ГНС, автогазозаправочные станции, пункты переоборудования и технического обслуживания автомобилей, работающих на газомоторном топливе).

Уровень экспорта СПБТ в 90-х годах прошлого века значительно уменьшился - почти в 2,3 раза (с уровня 2,5 миллиона тонн в 1990 до уровня менее 1 миллиона тонн в 2002). Значительные изменения претерпела структура экспорта СПБТ: если в 1990 около 80% экспортируемого сжиженного газа потреблялось в Союзные республики, то с 2001 потребители Белоруссии, Прибалтийских государств, Украины закупили менее 20% от всего экспортируемого объёма СПБТ, а 80% экспорта сжиженного газа пришлось на потребителей стран дальнего зарубежья, в основном Европы.

Уровень экспортных оптовых цены на СПБТ имеет сезонный характер - цена одной тонны на европейском рынке колеблется от $210 летом до $340 в зимний период. Наличие регулируемых экспортных пошлин на сжиженный газ до фактически запретительного уровня позволило многократно снизить объём экспорта СПБТ за рубеж, обеспечив 100% наполненность внутреннего рынка.

1.2    Режим потребления газа

гидравлический газопровод давление турбулентный

Режим потребления газа - связь расхода газа со временем его использования.

Все городские потребители газа используют его неравномерно. Потребление газа изменяется по месяцам, дням недели или календарным дням, по часам суток. В зависимости от отрезка времени, в течение которого расход газа считают постоянным, различают:

-       сезонную неравномерность, или неравномерность по месяцам года;

-       суточную неравномерность, или неравномерность по дням недели, месяца или года;

-       часовую неравномерность, или неравномерность по часам суток.

Режим расхода газа городом зависит от режима отдельных групп потребителей и их долевого участия в общем городском потреблении. Неравномерность расходования газа обусловлена многими факторами: климатическими условиями, режимом работы предприятий и их газооборудования, укладом жизни населения и газооборудованием квартир. Неравномерность потребления существенно сказывается на экономических показателях систем газоснабжения. Несоответствие подачи газа спросу делает систему ненадежной. При наличии пиков потребления газа требуется увеличение мощности оборудования и диаметров труб систем газоснабжения. Выравнивание графиков потребления обусловливает строительство подземных хранилищ газа и создание потребителей-регуляторов, оборудуемых вторыми топливными хозяйствами. Наилучшее решение проблемы дает метод экономической оптимизации.

Режим потребления газа по месяцам года описывается годовыми графиками, которые строят в предположении постоянного расхода в течение каждого месяца. Графики позволяют правильно планировать спрос на газ, определять необходимую мощность потребителей-регуляторов, планировать ремонтные работы на газовых сетях и их сооружениях. Полученный график характеризуется максимальным потреблением в зимние месяцы и минимальным - в летние.

1.3   

1.3 Транспортировка газа

Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России. ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя (см. рисунок 1.3).

Рис. 1.3 Единая система газоснабжения России (ЕСГ)

Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию параллельных маршрутов транспортировки ЕСГ обладает существенным запасом надежности и способна обеспечивать бесперебойные поставки газа даже при пиковых сезонных нагрузках. Протяженность ЕСГ составляет 159,5 тыс. км.

В транспорте газа используются 219 компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42,0 млн кВт. Единая система газоснабжения России принадлежит «Газпрому».

В 2008 г. введены в эксплуатацию магистральные газопроводы и отводы протяженностью 1381 км, а также семь линейных компрессорных станций общей мощностью 528 мВт.

При формировании газотранспортной системы «Газпрома» в 70-80-х гг. прошлого века в нее был заложен значительный запас прочности. Стабильность функционирования газовых магистралей обеспечивается благодаря внедрению прогрессивных методов диагностики, проведению планово-предупредительных и ремонтных работ.

«Газпром» успешно выполняет Комплексную программу реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа на 2007-2010 гг.

Снижение аварийности является прямым следствием использования прогрессивных методов диагностики ГТС и планово-предупредительных работ, которые позволяют эффективно выявлять изношенные участки и устаревшее оборудование

Единая система газоснабжения загружена полностью. «Газпром» добыл в 2008 г. 549,7 млрд куб. м природного газа. С учетом газа независимых производителей и производителей из государств Средней Азии в ЕСГ поступило всего 714,3 млрд куб. м.

Пропускную способность ЕСГ необходимо наращивать. Это связано с перспективой увеличения добычи газа как «Газпромом», так и другими компаниями. Например, в Энергетической стратегии России предусмотрено, что к 2020 г. независимые производители будут добывать до 170 млрд куб. м газа. Это позволит удовлетворить платежеспособный спрос российских потребителей, выполнить международные обязательства России по поставкам природного газа, но, с другой стороны, значительно увеличит нагрузку на газотранспортную систему.

Трубопроводный транспорт по сравнению с другими видами транспорта обладает ценнейшими преимуществами:

-       наиболее низкая себестоимость перекачки;

-       небольшие удельные капитальные вложения за единицу транспортируемого груза;

-       быстрая окупаемость затрат при строительстве трубопроводов;

-       бесперебойная поставка в течение года, практически не зависящая от климатических условий;

-       высокая производительность труда;

-       незначительные потери при перекачке;

-       сравнительно короткие сроки строительства;

-       возможность перекачки нескольких сортов и видов груза по одному трубопроводу;

-       возможность наращивания пропускной способности трубопровода за счет строительства дополнительных насосных станций и прокладки параллельных участков (лупингов).

Трубопроводный транспорт имеет и ряд недостатков, в определенной мере снижающих экономическую эффективность и сдерживающих темпы роста трубопроводного строительства, сюда можно отнести:

-       крупные единовременный капительные вложения в строительство, т.к. нужно положить весь трубопровод;

-       потребность в крупных материальных затратах на заполнение всего трубопровода грузом при вводе в эксплуатацию;

-       необходимость устойчивого грузопотока на длительное время;

-       небольшая скорость движения груза.

Глава 2. Гидравлический расчет газопровода

2.1    Теоретические аспекты расчетов газопровода

Основная задача гидравлических расчетов заключается в том, чтобы определить диаметры газопроводов. С точки зрения методов гидравлические расчеты газопроводов можно разделить на следующие типы:

-       расчет кольцевых сетей высокого и среднего давления;

-       расчет тупиковых сетей высокого и среднего давления;

-       расчет многокольцевых сетей низкого давления;

-       расчет тупиковых сетей низкого давления.

Для проведения гидравлических расчётов необходимо иметь следующие исходные данные:

-       расчетную схему газопровода с указанием на ней номеров и длин участков;

-       часовые расходы газа у всех потребителей, подключенных к данной сети;

-       допустимые перепады давления газа в сети.

Расчетная схема газопровода составляется в упрощенном виде по плану газифицируемого района. Все участки газопроводов как бы выпрямляются и указываются их полные длины со всеми изгибами и поворотами. Точки расположения потребителей газа на плане определяются местами расположения соответствующих ГРП или ГРУ.

Гидравлический режим работы газопроводов высокого и среднего давления назначается из условий максимального газопотребления.

Расчёт подобных сетей состоит из трёх этапов:

-       расчет в аварийных режимах;

-       расчет при нормальном потокораспределении;

2.2   

2.2 Методы расчета

Гидравлические расчеты газопроводов выполняются на основании общих уравнений газовой динамики, устанавливающих связь между диаметром, расходом газа и перепадом давления для трубопроводов известной длины и конструкции. Из этих уравнений можно определить любой параметр по заданным значениям двух остальных.

Использование общих уравнений газовой динамики для гидравлического расчета городских газопроводов производится с учетом эксплуатационных и экономических факторов, отражающих специфику систем распределения газа. Эксплуатационные требования выражаются ограничением диапазона колебаний давления газа у потребителей. Таким образом, обеспечивается нормальная работа бытовых газовых приборов и горелок агрегатов коммунально-бытовых и промышленных предприятий в пределах допускаемых отклонений от номинальной тепловой нагрузки. Выполнение эксплуатационных требований осуществляется путем ограничения величины перепада давления между газорегуляторным пунктом и потребителем - за счет оптимального распределения её по отдельным участкам газопровода.

Основными вопросами проведения гидравлических расчетов трубопроводов является определение коэффициента гидравлического трения, который входит в исходное уравнение движения газа и определяет гидравлическую характеристику труб. Ламинарного режима течения этот коэффициент, как показывают все имеющиеся исследования, достаточно точно может быть определен по известной формуле Хагена-Пуазейля. Явления, происходящие в турбулентном потоке, из-за своей сложности длительное время не поддавались теоретическому анализу. Поэтому для вычисления коэффициента гидравлического трения были предложены эмпирические формулы, которые в большинстве своем не учитывали физических свойств транспортируемой среды и характер внутренней поверхности труб. Более поздние формулы представляли математическое выражение опытных кривых, построенных в безразмерных координатах, без проникновения в механизм турбулентного движения.

В результате теоретических и экспериментальных исследований XX в. получены формулы для определения коэффициента сопротивления трения λ при турбулентном режиме движения для труб с равномерно-зернистой и нерегулярной шероховатостью внутренней поверхности. Благодаря этому появилась возможность практического использования уравнений движения газа и повысилась степень точности расчетов.

Питание природным газом всех потребителей газифицированного города или населенного пункта осуществляется через специальную систему распределения газа, состоящую из гидравлически связанных между собой газопроводов разных диаметров и газорегуляторных пунктов и установок. Газорегуляторные пункты и установки оборудуют регуляторами, поддерживающими постоянное давление газа, и запорно-предохранительными устройствами, предотвращающими повышение давления сверх допустимого предела.

Строительными нормами и правилами для городских систем газоснабжения установлены следующие категории давления газа:

-       низкого - не более 0,05 кгс/см2;

-       среднего - от 0,05 до 3 кгс/см2;

-       высокого - от 3 до 12 кгс/см2.

Жилые и общественные здания, мелкие промышленные потребители, детские и лечебные учреждения, предприятия общественного питания и бытового обслуживания, размещенные в жилых и общественных зданиях, подключают к распределительным газопроводам низкого давления. Отопительные и производственные котельные, коммунальные предприятия, расположенные в отдельностоящих зданиях, можно подключать к газопроводам среднего или высокого (до 6 кгс/см2) давления через местные газорегуляторные пункты или установки. Промышленные предприятии обычно питают газом высокого давления.

Распределение подключений рассредоточенных потребителей с расходом газа от 50 до 700 м3/ч к городским сетям низкого давления, среднего или высокого давления осуществляется на основании сравнения затрат по разным вариантам с учетом их технологический и эксплуатационных особенностей. Сосредоточенных потребителей с нагрузкой более 700 м3/ч рекомендуется подключать к сетям среднего или высокого давления.

К газопроводам давлением 6-12 кгс/см2 присоединяются и городские газорегуляторные пункты и промышленные предприятия, нуждающиеся в газе высоких давлений (газотурбинные установки, мартеновские цехи при оборудовании печей горелками высокого давления) для осуществления технологических процессов.

Распределительные газопроводы бывают тупиковые и кольцевые. Кольцевание газопроводов повышает надежность систем распределения. Обычно распределительные газопроводы низкого давления представляют собой замкнутую многокольцевую сеть, охватывающую всю территорию района, снабжаемого газом. Трассировка газопроводов всех давлений выполняется с учетом установленных норм разрывов от зданий и сооружений.

Потребление газа в городах отличается значительной неравномерностью. В этих условиях газопроводы систем распределения должны быть рассчитаны на максимальный часовой расход, определенный по совмещенному суточному графику разбора газа всеми подключенными объектами. Построение совмещенных суточных графиков во многих случаях затрудняется неопределенным характером нагрузок потребителей и отсутствием установленных закономерностей их колебаний по величине и во времени. Поэтому практически газопроводы проектируются на расчетные часовые расходы, определяемые двумя методами. По первому методу неравномерность потребления выражается коэффициентом часового максимум, в по второму - коэффициент одновременности.

2.3    Гидравлический режим газопроводов

Гидравлический расчет газопроводов необходим для определения диаметров газопроводов, обеспечивающих пропуск необходимых количеств газа при допустимых перепадах давления. При движении газа по трубопроводам происходит постепенное снижение первоначального давления за счет преодоления сил трения и местных сопротивлений, т. е.

.

Чтобы установить факторы, от которых зависит падение давления, рассмотрим основные положения динамики потока газа.

При движении газа в трубе из-за проявления сил трения у стенок трубы скорость потока меньше, а в центре больше. Однако в расчетах ориентируются на среднюю скорость, м/сек,

 = V/F,

где V - объемный расход газа, м3/сек; F - площадь поперечного сечения трубы, м2.

В зависимости от скорости потока, диаметра трубы и вязкости газа течение его может быть ламинарным, т.е. упорядоченным в виде движущихся один относительно другого слоев, и турбулентным, когда в потоке газа возникают завихрения и слои перемешиваются между собой. Режим движения газа характеризуется величиной критерия Рейнольдса

Re = wD/v,

где w - скорость потока, м/сек; D - диаметр трубопровода, м; v - кинематическая вязкость, м2/сек.

Интервал перехода ламинарного движения в турбулентное называется критическим и характеризуется Re = 20004000. При Re < 2000 течение ламинарное, а при Re >4000 - турбулентное.

Практически в распределительных газопроводах преобладает турбулентное движение газа. Лишь в газопроводах малого диаметра, например во внутридомовых, при небольших расходах газ течет ламинарно. Течение газа по подземным газопроводам считают изотермическим процессом, так как температура грунта вокруг газопровода за короткое время протекания газа изменяется мало. С учетом этих положений падение давления в газопроводах за счет сил трения определяют на основании формулы Дарси-Вейсбаха:

,

где р - потери давления, кгс/м2;  - коэффициент трения; l - длина трубопровода, м; D - внутренний диаметр трубопровода, м; p - плотность газа, кг/м3 (0,102 кг/м3 =1 кгссек2м4); w - средняя скорость движения газа, м/сек.

Приведенная формула справедлива для несжимаемых жидкостей, протекающих с постоянной скоростью при неизменной плотности. Поэтому она применима для расчета лишь газопроводов низкого давления, в которых при небольших перепадах давления незначительными изменениями плотности и скорости газа можно пренебречь. Однако в газопроводах коэффициент трения  является переменной величиной, зависящей от критерия Рейнольдса и относительной шероховатости стенок трубопровода (k9 /D).

Для ламинарного режима движения при Re  2000 коэффициент трения по формуле Пуазейля

 = 64/Re;

для критического режима при Re = 2000  4000 по формуле Зайченко

 = 0,0025;

для турбулентного режима при Re > 4000 по формуле Альтшуля

 =0,11.

Подставляя указанные коэффициенты трения в формулу Дарси-Вейсбаха (Ф-2.3.4) и заменяя размерности, после преобразований получаем следующие формулы для расчета газопроводов низкого давления:

для ламинарного режима

для критического режима

;

для турбулентного режима

.

где V - расход газа, м3/ч; d - внутренний диаметр газопровода, см; l - длина газопровода, м; p - плотность газа, кг/м3; v - кинематическая вязкость, м2/сек; э - эквивалентная абсолютная шероховатость стенки трубы, см; для стальных труб э = 0,01 см.

При гидравлическом расчете газопроводов среднего и высокого давлений, в которых перепады давления значительны, изменение плотности и скорости движения газа необходимо учитывать. Поэтому потери давления на преодоление сил трения в таких газопроводах определяются по формуле

,

Подставив в эту формулу значение  из формулы Альтшуля (Ф-2.3.7), после преобразований получим формулу для расчета газопроводов среднего и высокого давлений в области турбулентного режима:

=1,45 ,

где рн и рк - абсолютные давления газа в начале и в конце газопровода, кгс/см2; L - длина газопровода, км.

При расчете газопроводов низкого давления, прокладываемых в условиях резко выраженного переменного рельефа местности, надо учитывать гидростатический напор, кгс/м2,

,

где z - разность геометрических отметок газопровода, м; рв и рr - плотности воздуха и газа, кг/м3; знак «+» - относится к более, а знак «-» - к менее высоким отметкам местности по отношению к исходной плоскости.

Потери давления в местных сопротивлениях вызываются изменениями величин и направлений скоростей движения газа в местах переходов газопровода с одного диаметра на другой, в запорной арматуре, отводах, тройниках и т. п. По формуле Вейсбаха потери давления в местных сопротивлениях, кгс/см2,

,

где  - безразмерный коэффициент местного сопротивления.

Для ряда последовательно расположенных местных сопротивлений на газопроводе одного диаметра сумма их

/2,

где - коэффициенты различных местных сопротивлений; средние значения коэффициентов некоторых видов местных сопротивлений приведены ниже.

Часто потери давления в местных сопротивлениях выражают через некоторую эквивалентную длину прямого участка трубы lэкьэ, на которой линейные потери давления на трение равнозначны потерям на данном местном сопротивлении, т.е.

Приравнивания правые части уравнений Вейсбаха ( Ф-2.3.4) и (Ф-2.3.14 ), находим, что
ЭКВ=D/,

где D - внутренний диаметр газопровода, м; lЭКВ - эквивалентная длина, м, прямолинейного участка трубы данного диаметра, на котором потери давления на трение равны потерям в местном сопротивлении при  = 1,0.

Суммарные сопротивления газопровода в данном случае можно вычислить как линейные потери давления на трение, но не на действительной длине участка, а на некоторой расчетной или приведенной длине расч= l + l ЭКВ. При наличии ряда местных сопротивлений

расч= l + l ЭКВ𝜮.

Учет местных сопротивлений необходим при расчете газопроводов небольшой протяженности и сложной конфигурации, например во внутридомовых и внутрицеховых газопроводах. Потери в местных сопротивлениях распределительных газопроводов большой протяженности во много раз меньше потерь давления на трение, и их обычно принимают равными 5-10% от последних.

2.4    Таблицы и номограммы

Расчет с использованием приведенных общих формул требует значительного времени и довольно затруднителен. Поэтому для расчета газопроводов низкого давления обычно прибегают к предварительно составленным расчетным таблицам, а для газопроводов среднего и высокого давлений - к номограммам.

Для облегчения расчетов разработаны таблицы и номограммы. По ним с достаточной для практических целей точностью определяют: по заданному расходу и потерям давления - необходимый диаметр газопровода; по заданным диаметру и потерям - пропускную способность газопровода; по заданным диаметру и расходу - потери давления; по известным местным сопротивлениям - эквивалентные длины.

Все таблицы и номограммы составлены для наиболее распространенных в газовой технике труб (см. приложение таблицы 2.4.1, 2.4.2). Номограммы (см. приложение рисунок 2.4.1, 2.4.2, 2.4.3, 2.4.4, 2.4.5, 2.4.6) составлены на основе формулы для расчета газопроводов среднего и высокого давлений. Пользование расчетными таблицами и номограммами (см. пример 1, 2).

Пример 1.

Определить диаметр газопровода низкого давления, предназначенного для передачи на расстояние 1000 м 100 м3/ч природного газа с плотностью 0,73 кг/м3. Предельно допустимая потеря давления H=500/1000=0,5 Па.

Диаметр газопровода для ближайшего расхода (103 м3/ч) составляет 122 мм. (см. приложение таб. 2.4.2.)

Пример 2.

Определить давление природного газа плотностью 0,73 кг/м3 в конце газопровода низкого давления по следующим данным: начальное давления по следующим данным: начальное давление 2000 Па, расход газа 127 кг/м3; диаметр газопровода 100 мм, длина 220м. На трубопроводе имеются следующие местные сопротивления: для сборника конденсата I, для плавных отводов 2.

Решение. Из таблицы 2.4.2 (см. приложение) находим, что при диаметре трубы 100 мм и расходе газа 127 кг/м3 удельная потеря давления составит 2 Пам, а эквивалентная длинна трубы 4,2 м. Коэффициенты местных сопротивлений: для сборника конденсата 2, для плавных поворотов 20,2=0,4, всего 2+0,4=2,4. Потери давления в газопроводе, Па,

Конечное давление в газопроводе, па

-4502=1550.

В основу оставленных таблиц для определения удельных потерь давления от трения в прямоугольных и цилиндрических трубопроводах положено уравнение Дарси-Вейсбаха в дифференциальной форме:

где D - диаметр трубопровода, мм.

2.5    Информационные технологии для гидравлических расчетов газопровода

Специфика деятельности газотранспортных компаний, как и любых других трубопроводно-транспортных предприятий, требует использования пространственной информации о технологических и инфраструктурных объектах при решении производственных эксплуатационных и управляющих задач. В настоящее время обсуждается не столько целесообразность внедрения информационных систем, сколько вопросы оптимальной их функциональности для обеспечения конкретных газотранспортных бизнес-процессов и интеграции с другими информационными системами предприятия.

На данный момент гидравлические расчеты газопровода не проводят вручную, а для расчетов существуют специализированные программы (Гидравлический калькулятор Hydraulic Calculator, гидросистема 2005, ГАЗ-ПК, Гидросистема 2.7, FluidFlow, SolidWorks Flow Simulation и др).

Современные системы автоматизированного проектирования обладают возможностями презентации (оформления) результатов расчетов в различных формах: сведенных в выборочные таблицы, форме графиков или отчетов.

Однако существующие программы не рассчитаны на соблюдение всех составляющих при проведении гидравлических расчетов газопроводов, поэтому самый лучший способ при проведении данных расчетов - это использование формул и номограмм, составленным по этим формулам.

Заключение

Высокая капитало- и металлоемкость объектов дальнего транспорта газа требует совершенствования техники и технологии транспорта и разработки новых технологических процессов, отличающихся от существующих лучшими технико-экономическими показателями.

Совершенствование техники и технологии транспорта газа должно происходить в следующих направлениях: дальнейшее увеличение диаметров газопроводов; повышение рабочего давления; охлаждение транспортируемого газа; повышение эффективности создания напора на КС; повышение надежности ГПА, КС, линейной части газопроводов и всей системы газоснабжения.

Целесообразность и эффективность дальнейшего повышения диаметра магистральных газопроводов определяются технико-экономическими показателями газопроводов диаметром более 1420 мм, которые зависят от оптовой цены на трубы и стоимости строительно-монтажных работ.

Расчеты показывают, что повышение диаметра газопроводов с 1420 до 1620 мм (при других одинаковых параметрах) позволяет увеличить производительность газопроводов на 40%, снизить металлозатраты на 5-7%, а удельные приведенные затраты - на 6-8%. Удельные приведенные затраты снижаются за счет уменьшения удельных металловложений и удельных капитальных затрат, не зависящих от параметров трубопровода. Повышение же предела прочности металла с 52 до 57 нгс/см2 позволит дополнительно снизить металловложения на 6%, а при повышении предела прочности до 70 кгс/см2 - на 22%. По прогнозным расчетам удельные приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию магистральных газопроводов при этом снизятся дополнительно соответственно на 2-3 и 11%. Таким образом, повышение диаметров газопроводов до 1620 мм можно считать вполне целесообразным и экономически эффективным.

Повышение предела прочности металла труб влияет на экономичность транспорта газа при других постоянных параметрах. Расчеты показывают, что повышение σ с 52 до 57 кгс/мм2 позволяет уменьшить удельные приведенные затраты на 2%; до 70 кгс/мм2 - на 8- 10%; до 75 кгс/мм2 - на 10-11% и до 80 кгс/мм2 -на 12-13%.

Весьма выгодным является одновременное повышение прочностных свойств металла труб и рабочего давления в газопроводе. Например, при повышении предела прочности металла труб с 52 до 60 кгс/мм2 и повышении давления нагнетания с 56 до 75 кгс/см2 удельные приведенные затраты снижаются на 9-10%, а при повышении давления до 100 кгс/см2 - на 16% . При повышении прочностных свойств металла труб до 80 кгс/мм2 удельные приведенные затраты можно дополнительно снизить на 10-15%.

Таким образом, в настоящее время экономически выгодно как повышение диаметра газопроводов да 1620 мм, так и повышение рабочего давления в них. При увеличении диаметра трубопроводов уменьшаются удельные металловложения. Эффективность этих мероприятий увеличивается при повышении прочностных характеристик металла труб.

Поставляемые сейчас для строительства газопроводов трубы имеют шероховатость внутренней поверхности 30 мк и более. На тех газопроводах, где шероховатость составляет около 20 мк, пропускную способность можно увеличить почти на 4%. При внутреннем покрытии труб шероховатость можно дополнительно уменьшить на 10 мк, это позволило бы увеличить производительность газопроводов на 10%.

Надежность магистральных газопроводов характеризуется удельной интенсивностью аварий (количество аварий в год на 1000 км трубопровода) и средним временем восстановления. При обработке данных эксплуатации установлено: количество аварий на газопроводе - величина случайная, подчиняющаяся распределению Пуассона; среднее количество аварий в год составляет - 1 авария на 1000 км трубопровода; в начальный период эксплуатации газопровода количества аварий выше среднего, затем оно снижается и становится величиной установившейся; время восстановления работоспособности газопровода - величина случайная, распределенная по нормальному закону; среднее время и дисперсия восстановления возрастают с увеличением диаметра газопровода. Для сравнения можно указать, что интенсивность аварий в год составляет во Франции - 1,4 аварии на 1000 км трубопровода, а в США - 0,5.

Основной причиной аварий на магистральных газопроводах является брак сварки - 50-60% от общего количества аварий; 10% - из-за брака металла труб. Из-за нарушений правил эксплуатации происходит около 6% аварий. Возрастает удельный вес аварий из-за наружной коррозии (до 3%).

По зарубежным данным основные причины аварий следующие: повреждения механизмами и внешние воздействия - до 40%, внешняя коррозия - до 13%, аварии продольного шва - 12%, поперечного - 10%. При этом значительную часть аварий удается предупредить, проводя испытания газопроводов, так как при этом выявляются брак труб и дефекты строительства. Например, в США при испытаниях газопроводов аварии из-за разрыва продольного шва составляют около 93%. Контроль при строительстве, проведение предупредительных ремонтных работ, зашита трубопровода от коррозии позволяют значительно сократить количество аварий.

Из-за возрастания объемов земляных работ, сварки, увеличения длины разрыва с повышением диаметра газопровода следует ожидать (и это подтверждается обработкой статистического материала) возрастания среднего времени восстановления газопровода.

Для обеспечения надежности газоснабжения необходимы резервы для компенсации снижения пропускной способности газопровода, т. о. необходимы дополнительные затраты в средства резервирования. На основании расчетов установлено, что факторы надежности оказывают существенное влияние на экономическую эффективность применения труб различного диаметра для транспорта мощных потоков газа.

Реализация всех этих решений позволит не только существенно увеличить дальность и объемы транспорта газа, но и значительно повысить его экономическую эффективность.

гидравлический газопровод давление турбулентный

Список использованной литературы

1.       Газоснабжение: лабораторные работы / сост.: Жуков Н.П., Чурилин А.В. // Тамбов: Изд-во Тамб. гос. техн. Ун-та, 2009 - 48с.

.        Камерштейн А.Г., Рождественский В.В., Ручимский М.Н. Расчет трубопроводов на прочность / Справочная книга // М.: ГОСТОПТЕХ-ИЗДАТ, 1963 - 375с.

.        Борисов С.Н., Даточный В.В. Гидравлические расчеты газопроводов. // М: Недра,1972. - 111c.

.        Стаскевич Н.Л., Северинец Г.Н., Вигдорчик Д.Я. Справочник по газоснабжению и использованию газа. // Л.:Недра, 1990. - 762с.

.        Одельский Э.X. Гидравлический расчет трубопроводов разного назначения. // Минск, «Вышэйш. школа», 1967. - 103c. с илл.

.        Скафтымов Н.А. Основы газоснабжения. // Л., «Недра», 1975. - 343с.

.        Шурайц А.Л. Каргин В.Ю., Вольнов Ю.Н. Газопроводы из полимерных материалов: Пособие по проектированию, строительству и эксплуатации. // Саратов: изд-во «Журнал «Волга XXI век», 2007.-612с.

Таблица 2.4.1. Данные для расчета газопроводов низкого давления [трубы стальные водогазопроводные (газовые) ГОСТ 3262-75*]

Примечание: Здесь в числителе - количество газа, проходящего через трубы, м3/ч;

в знаменателе - условная длина прямолинейной трубы lэ, м, при ζ = 1.

Таблица 2.4.2. Данные для расчета газопровода низкого давления (трубы стальные бесшовные ГОСТ 8732-85)

Рис.2.4.1 Номограмма для расчета газопроводов среднего и высокого давлений диаметром 15-100 мм (составлена для газа о p=0,73 кг/м3 и  м3/с)

Рис. 2.4.2 Номограмма для расчета газопроводов среднего и высокого давлений диаметром 100-600 мм (составлена для газа о p=0,73 кг/м3 и  м3/с)

Рис.2.4.3 Номограмма для расчета газопроводов среднего и высокого давлений диаметром 15-100 мм (составлена для газа о p=0,79 кг/м3 и  м3/с

Рис.2.4.4 Номограмма для расчета газопроводов среднего и высокого давлений диаметром 100-600 мм (составлена для газа о p=0,79 кг/м3 и  м3/с)

Рис.2.4.5 Номограмма для расчета газопроводов среднего и высокого давлений диаметром 15-100 мм (составлена для газа о p=0,5 кг/м3 и  м3/с)

Рис.2.4.6  Номограмма для расчета газопроводов среднего и высокого давлений диаметром 100-600 мм (составлена для газа о p=0,5 кг/м3 и  м3/с).