Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ публикаций, посвященных работе газопроводов в сложных технологических и гидрогеологических условиях эксплуатации 11
1.1 Обзор работ, посвященных исследованию работы газопроводов в условиях изменения режимов транспорта газа 11
1.2 Обзор работ, посвященных исследованию напряженно-деформированного состояния и стабилизации газопровода в сложных гидрогеологических условиях 26
Глава 2 Оценка изменения и влияния изменяющихся параметров транспорта газа на работоспособность газопроводов 41
2.1 Влияние технологических флуктуации давления и температуры газа на работоспособность линейной части магистральных газопроводов 41
2.2 Интерпретация временных рядов давления газа в магистральных газопроводах на основе теории динамических систем 46
2.3 Использование нейронных сетей для характеристики технологических условий эксплуатации газопроводов 58
Глава 3 Оценка влияния изменения давления и температуры газа на напряженно-деформированное состояние газопровода, проложенного по обводненной территории 67
3.1 Постановка задачи 67
3.2 Численное интегрирование методом конечных элементов систем уравнений, описывающих напряженно-деформированное состояние обводненного участка 73
3.3 Исследование влияния параметров эксплуатации на напряженно-деформированное состояние газопровода при его всплытии 76
3.4 Исследование влияния давления и температурных напряжений на напряженно-деформированное состояние и устойчивость балластированного трубопровода 94
Глава 4 Разработка рекомендаций по повышению работоспособности газопроводов 118
4.1 Разработка вариантов транспорта газа в условиях недогрузки магистрального газопровода 118
4.2 Разработка методики по обследованию, расчету и проведению мероприятий по разгрузке газопроводов от чрезмерных напряжений, проложенных по карстовой территории 127
4.2.1 Обследование газопровода (определение профиля трассы и измерение абсолютных фактических напряжений в стенке трубы) 131
4.2.2 Расчет напряженно-деформированного состояния и оценка прочности газопровода согласно положений СНиП 2.05.06-85 и других нормативно - технических документов 134
4.2.3 Разработка рекомендаций по разгрузке газопроводов от
чрезмерных напряжений 13 7
Основные выводы и рекомендации 141
Список литературы
- Обзор работ, посвященных исследованию напряженно-деформированного состояния и стабилизации газопровода в сложных гидрогеологических условиях
- Интерпретация временных рядов давления газа в магистральных газопроводах на основе теории динамических систем
- Численное интегрирование методом конечных элементов систем уравнений, описывающих напряженно-деформированное состояние обводненного участка
- Разработка методики по обследованию, расчету и проведению мероприятий по разгрузке газопроводов от чрезмерных напряжений, проложенных по карстовой территории
Введение к работе
Актуальность работы
Масштабы газотранспортной системы (свыше 150 тыс км газопроводов и более 250 компрессорных станций) предопределяют большой объем работ по обеспечению ее надежного функционирования Изношенность основных фондов магистральных газопроводов (МГ), которая составляет 56%, и средний возраст линейной части МГ, превышающий 23 года, сказывается на безопасности эксплуатации Средний уровень приведенной аварийности (число отказов на тысячу километров в год) на объектах транспорта газа ОАО «Газпром» составляет 0,21 -0,18 Относительная стабильность данного показателя достигается комплексами мер по диагностике и ремонту, а также за счет снижения рабочего давления на некоторых участках газовых магистралей, что ведет к сокращению объемов транспорта газа
В зависимости от условий (режимов) перекачки на собственные нужды (прежде всего, топливный газ) тратится до 10 - 15 % транспортируемого газа Одним из методов снижения расхода газа на собственные нужды компрессорных станций является оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов (ГПА), которые определяются как параметрами работы соответствующего компрессорного цеха (объем транспортируемого газа, степень повышения давления, температура окружающего воздуха и тд) и техническим состоянием элементов ГПА, так и состоянием линейной части магистрального газопровода (ЛЧМГ). Условия работы компрессорных станций (КС) также меняются в силу сезонных вариаций объема транспортируемого газа Все это обусловливает технологические изменения давления и температуры в газопроводе, что отрицательно отражается на его работоспособности
Особого внимания заслуживает обеспечение прочности трубопроводов, проложенных в сложных гидрогеологических условиях, таких как' заболоченные и подтопленные территории; территории с карстовыми образованиями; зоны вечномерзлых фунтов; оползневые зоны; сильнопересеченная местность. Изменение внутренних и внешних нагрузок на трубопровод и наличие неоднородности фунта по длине трассы обусловливают неравномерную осадку, всплывание (выпучивание) трубопровода, ведущих к отклонению последнего от проектного положения, что приводит к перераспределению нафузки и возникновению в нем чрезмерных деформаций, которые являются одной из
основных причин аварий трубопроводов Большая часть пр<Ш8ЮЄН^иі; і И,, [РУ W Т~Т
С.-Петербург
<>Э 2()0бЬкт ^/-Ъ
4 магистральных трубопроводов, которые предстоит построить в ближайшие годы в Западной и Восточной Сибири, на Сахалине приходится на сложные гидрогеологические условия. Поэтому представляется актуальной задача исследования динамики изменения и стабилизации режимов транспорта газа и напряженно-деформированного состояния газопроводов, эксплуатирующихся в сложных гидрогеологических условиях
Целью работы является повышение работоспособности газопроводов, проложенных в сложных гидрогеологических условиях, на основе стабилизации режимов транспорта газа и напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода.
В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе были решены следующие основные задачи'
1) сбор и анализ информации по обеспечению работоспособности
газопроводов в сложных гидрогеологических условиях и при изменении режимов
транспорта газа;
2) оценка изменения и влияния режимов транспорта газа (давления и
температуры) на работоспособность газопроводов и определение характеристики
технологических условий эксплуатации газопровода с применением современных
информационно-измерительных технологий,
3) оценка влияния изменения давления и температуры газа на напряженно-
деформированное состояние газопровода, проложенного в сложных
гидрогеологических условиях;
4) разработка рекомендаций по транспорту газа в условиях недогрузки
магистрального газопровода и уменьшению чрезмерных напряжений в стенке
газопровода, проложенного в сложных гидрогеологических условиях (в т.ч. и по
карстовой обводненной территории).
Научная новизна
1 В результате анализа различных вариантов транспорта газа в условиях недогрузки магистрального газопровода показано, что перекачка на технологически подобных режимах с низкими степенями сжатия и меньшим количеством газоперекачивающих агрегатов является предпочтительной по сравнению со стандартным режимом перекачки, при этом пульсации газа ниже, а следовательно, и ниже вероятность развития аварий. Разработан режим эксплуатации агрегатов, позволяющий снизить удельный расход топливного газа на величину до 20%.
-
Разработан метод прогнозирования ресурсов транспортируемого газа в целом по месторождению на основе использования данных месячных объемов добываемого газа, позволяющий сводить к минимуму флуктуации давления, возникающие при перекачке газа
-
Впервые установлено исследованием НДС трубопровода, проложенного по обводненной территории, что признаком нестабильного положения трубопровода, предшествующего его отказу, является увеличение стрелы подъема всплывающего участка с ростом воздействия давления и температурных напряжений, зависящих от условий эксплуатации (в т ч и от гидрогеологических условий) При малой величине стрелы подъема всплывающего участка, не превышающей десяти толщин стенки трубы, характеристики НДС при изгибе газопровода практически не зависят ни от величины давления, ни от температурных напряжений.
На защиту выносятся теоретические выводы и обобщения, методы и практические рекомендации по совершенствованию режимов работы газопроводов и по повышению прочности и устойчивости линейной части в обводненной местности.
Практическая ценность работы
Результаты исследований НДС линейной части магистрального газопровода вошли в «Методику по обследованию, расчету и проведению мероприятий по разгрузке от чрезмерных напряжений газопроводов, проложенных по карстовой территории», утвержденную ООО «Пермтрансгаз» ОАО «Газпром».
Данная методика используется также в учебном процессе УГНТУ при курсовом и дипломном проектировании.
Апробация работы
Основные положения диссертации доложены и обсуждены.
на 2-й Международной научно-технической конференции «Новоселовские чтения» (Уфа, 2004);
55-й Научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 2004);
научно-практической конференции «Научно-технические проблемы ТЭК» (Уфа, 2004);
56-й Научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 2005);
Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2005». УГНТУ (Уфа, 2005);
Научно-технической конференции победителей XIV Конкурса молодежных разработок среди предприятий и организаций топливно - энергетического комплекса в 2005 году «ТЭК - 2005» (Москва 2006);
57-й Научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 2006).
Публикации
Основное содержание диссертации опубликовано в 12 печатных трудах, в числе которых 4 статьи, 7 тезисов докладов, 1 научно - техническое издание
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа изложена на 167 с машинописного текста, состоит из четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 183 наименований, включая 37 рисунков и 15 таблиц
Обзор работ, посвященных исследованию напряженно-деформированного состояния и стабилизации газопровода в сложных гидрогеологических условиях
Природный газ на сегодняшний день является наиболее дешевым видом топлива в Российской Федерации. Однако основной объём российского газа в настоящее время добывается в Западной Сибири в удалении от основных потребителей. Трубопроводный транспорт является основным способом транспорта природного газа, перспективы развития которого рассмотрены в работах [38, 42]. В тоже время транспорт газа является достаточно энергоемким. В зависимости от условий (режимов) транспорта газа на собственные нужды (прежде всего, топливный газ) тратится до 10 - 15 % транспортируемого газа.
Одним из методов снижения расхода газа на собственные нужды компрессорных станций является оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Задача оптимизации неразрывно связана с диагностированием режимов работы ГПА.
Режимы работы ГПА определяются как параметрами работы соответствующего компрессорного цеха (объем транспортируемого газа, степень повышения давления, температура окружающего воздуха и т.д.) и техническим состоянием элементов ГПА, так и состоянием линейной части магистрального газопровода. Условия работы компрессорных станций (КС) постоянно меняются в силу сезонных вариаций объема транспортируемого газа. Параметры технического состояния элементов ГПА также изменяются с течением времени. В настоящее время на КС, как правило, не организована комплексная оценка технического состояния ГПА. Поэтому при определении режимов работы ГПА техническое состояние их элементов не учитывается. Точность определения параметров работы ГПА определяет эффективность решения задачи оптимизации транспорта газа.
Существующая система магистрального транспорта газа по давлению разбивается на два класса - с рабочим давлением 5,5 МПа и 7,5 МПа [96]. Используемые диаметры труб могут принимать следующий набор значений: 700, 800, 1000, 1200, 1400 мм. При определении степени сжатия компрессорных станций рассматривают, как правило, два варианта: одноступенчатое компримирование полнонапорными нагнетателями со степенью сжатия 1,44... 1,61 и двухступенчатое компримирование неполнонапорными нагнетателями со степенью сжатия в одной ступени 1,21... 1,27. Исключение составляют дожимные компрессорные станции (ДКС), на которых используется многоступенчатое компримирование. На основании полученных параметров подбирают конкретное оборудование компрессорных станций [54]. Основным видом оборудования компрессорных станций является газоперекачивающий агрегат. В настоящее время используются агрегаты с приводом от газотурбинных установок и электродвигателей.
В процессе эксплуатации объемы транспорта газа изменяются. В результате меняются оптимальные параметры работы газопроводов. Кроме того, режимы работы газопроводов не являются стационарными. Расчет реальных режимов неизотермических магистральных газопроводов рассмотрен в [20, 37, 57, 65]. Анализ влияния режимов работы газопроводов на технико-экономические показатели выполнен в работах [100, 102]. Влияние сезонных изменений производительности газопровода на энергетические показатели показано в [105,116]. Энергетическая эффективность транспорта газа зависит как от состояния трубопровода [154], так и от работы компрессорных станций [9, 56, 103, 166]. Эффективность работы КС существенно зависит от эффективности работы энергопривода и, в частности, от его мощности [105]. Системный подход к энергосбережению при развитии газотурбинных технологий рассмотрен в [53,104].
Современные КС являются достаточно сложными инженерно-техническими сооружениями, включающими в себя несколько цехов ГПА. Как правило, каждый цех КС обслуживает одну нитку газопровода и включает в себя несколько ГПА с параллельным и последовательным соединением. Из-за технологических соображений транспорта газа компрессорные цеха могут быть соединены специальными перемычками на входе и выходе станции.
Типовая технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для обеспечения приема на станцию транспортируемого по газопроводу технологического газа, его очистки от механических примесей и капельной жидкости в специальных пылеуловителях и фильтр - сепараторах, распределения потоков газа по газоперекачивающим агрегатам с обеспечением их оптимальной загрузки, возможности охлаждения газа после его компримирования перед подачей в газопровод, вывода цеха для работы на «станционное кольцо» при пуске и остановке, а также транзитного прохода транспортируемого газа по магистральному газопроводу, минуя КС. Кроме того, технологическая обвязка компрессорного цеха должна обеспечивать возможность эксплуатационного сброса газа в атмосферу из всех его технологических газопроводов через специальные свечные краны.
В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА: - схему с параллельной, коллекторной обвязкой, характерную для полнонапорных нагнетателей; - схему с последовательно - параллельной обвязкой, характерную для неполнонапорных нагнетателей.
Проточная часть полнонапорных нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45... 1,50, определяемую расчетными проектными давлениями газа на выходе компрессорной станции.
Проточная часть неполнонапорных нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,23... 1,25. Как правило, при использовании неполнонапорных нагнетателей пары последовательно соединенных ГПА соединяются параллельно.
Принципиальные технологические схемы современных компрессорных станций включают в себя большое число различной трубопроводной арматуры (краны, вентили, обратные клапаны и т.д.). Указанная арматура предназначена для управления потоками газа, включения и отключения КС, разного рода технологических установок, аппаратов на станции и т.д. с четким указанием направления движения газа, указателями их открытия и закрытия.
Следует отметить, что задача оптимального управления транспортом газа в настоящее время полностью не решена. Естественным критерием управления транспортом газа является минимум суммарных затрат на перекачку. Так как система газопроводов является единой, то для решения задачи оптимального управления газопроводной системы, особенно в сложных условиях, необходимо использовать теорию сложных динамических систем [72].
Оценка размерности задач управления газопроводной системы представляется следующим образом [72]. Каждый ГПА включает в себя нагнетатель и двигатель. Работа нагнетателя характеризуется давлением и температурой газа на входе и выходе нагнетателя и характеристиками нагнетателя (зависимость степени сжатия, КПД и мощности нагнетателя от расхода). Таким образом, работа нагнетателя характеризуется, как минимум, семью параметрами. Наиболее распространенными двигателями являются газотурбинные установки. Работа газотурбинных установок (ГТУ) определяется давлением, температурой и расходом воздуха на входе в компрессор, давлением, температурой и расходом топливного газа на входе в камеру сгорания, характеристиками компрессора, камеры сгорания и турбины. Таким образом, работа ГТУ характеризуется, как минимум, девятью параметрами. В каждом компрессорном цехе одновременно работают несколько ГТУ. Причем в схемах их подключения используется большое количество запорной арматуры и технологических трубопроводов, которые характеризуются местными сопротивлениями. Кроме того, движение газа по трубопроводам не является стационарным в силу постоянно меняющейся величины отбора газа. Поэтому решение единой оптимизационной задачи управления транспортом газа невозможно.
При анализе сложных динамических систем широкое распространение получил метод разделения системы по типам движения [72]. Этот подход реализован и в схеме управления транспортом газа. Общий критерий оптимизации разбит на несколько частных критериев, которые определяют режимы работы газопроводов и компрессорных цехов. К этим критериям относятся следующие принципы:
Интерпретация временных рядов давления газа в магистральных газопроводах на основе теории динамических систем
Использование достижений научно-технического прогресса в газовой промышленности в последнее время приобретает актуальный характер и тесно связано с развитием отрасли. Выше были рассмотрены вопросы флуктуации давления газа, имеющих место в магистральном транспорте газа. Флуктуации обусловлены нестационарностью режимов перекачки, которая во многом определяется объемами добычи газа на газовых промыслах.
Поэтому одними из наиболее значимых объектов, требующих особого внимания, как на стадии разработки, так и на стадии эксплуатации являются газовые промыслы в связи с нестационарностью режима добычи газа. В условиях нестационарности условий добычи газа меняются и режимы работы дожимных компрессорных станций (ДКС), обеспечивающих повышение давления газа до давления в магистральном газопроводе.
На первом этапе работы ДКС компримирование осуществляется в одну ступень. По мере снижения устьевого давления переходят на двухступенчатое компримирование. На переходных режимах используют энергоэффективные режимы работы энергопривода ДКС исходя из условия работы оборудования в зоне максимальных коэффициентов полезного действия (к.п.д.).
Главным показателем, от которого зависит режим работы дожимных компрессорных станций, является объем добычи газа. На основе спрогнозированных величин добычи газа разрабатывается карта рациональных режимов работы оборудования, позволяющая повысить оперативность выбора энергоэффективных режимов работы ДКС.
Специфической особенностью добычи углеводородного сырья является технологическая структура месторождений, представляющая собой разветвленную сеть сборных газопроводов малого диаметра, переходящих в единый коридор магистральных газопроводов.
Целью данной работы является разработка метода прогнозирования добычи природного газа в целом по месторождению на основе использования данных месячных объемов добываемого газа.
В качестве экспериментальных данных использовались объемы помесячной добычи газа за пятилетний период эксплуатации одного из северных промыслов Сеноманской залежи. На рисунке 2.10 представлена помесячная динамика добычи газа за 2000 г. по 15 ДКС.
Из результатов следует наличие значимой корреляции между зависимостями, которая составляет 0,96-0,99. Из рисунка также следует невысокая вариация суточной и месячной неравномерности добычи, поэтому следует ожидать достаточно высокую достоверность результатов прогноза.
В настоящее время традиционно используются алгоритмы прогнозирования, основанные на применении методов математической статистики, теории распознавания образов и синергетики [18]. Отличительной особенно 60 стью всех этих алгоритмов является необходимость выявления временных характеристик прогнозируемых показателей. Однако их применение ограничено сравнительно простыми системами, а срок прогноза - несколькими шагами во времени. В нашем случае при рассмотрении газового промысла как сложной технической системы, состоящей из нескольких ДКС и сборных газопроводов, методы прогнозирования одномерных временных рядов приводят к существенной погрешности. В связи с этим, требуется дополнительный метод прогнозирования.
Динамика изменения добычи газа по 15 ДКС за 2000 год В последнее время широкое применение находят нейронные сети (НС) [112]. Нейронные сети - это раздел искусственного интеллекта, в котором для обработки сигналов используются явления, аналогичные происходящим в нейронах живых существ. Важнейшая особенность сети, свидетельствующая о ее широких возможностях и огромном потенциале, состоит в параллельной обработке информации всеми звеньями. При громадном количестве межнейронных связей это позволяет ускорить процесс обработки информации. Кроме того, при большом количестве межнейронных соединений сеть приобретает устойчивость к ошибкам, возникающим на некоторых линиях. Функции поврежденных связей берут на себя исправные линии, в результате чего деятельность сети не претерпевает существенных возмущений. Каждый нейрон характеризуется своим текущим состоянием по аналогии с нервными клетками головного мозга, которые могут быть возбуждены или заторможены. Он обладает группой синапсов - однонаправленных входных связей, соединенных с выходами других нейронов, а также имеет аксон -выходную связь данного нейрона, с которой сигнал (возбуждения или торможения) поступает на синапсы следующих нейронов
Численное интегрирование методом конечных элементов систем уравнений, описывающих напряженно-деформированное состояние обводненного участка
Если трубопровод проложен по пересеченной, периодически обводняемой местности, а также через болота, водотоки, водоемы, карстовые воронки, заполненные водой, то он может находиться частично или полностью под водой. В зависимости от степени обводнения грунты основания и засыпки могут перейти в жидкопластическое состояние. Когда по трассе газопровода имеются карстовые пустоты или пустоты иного происхождения, закрытые сверху грунтом, в случае их обводнения труба полностью или частично находится под водой. Во всех описанных случаях на газопровод дополнительно действует нагрузка от выталкивающей силы воды, а сопротивление обводненного грунта поперечным и продольным перемещениям трубы уменьшается. Поэтому возможно всплытие трубопровода, изгиб его вверх, но на ограниченном участке. Подобные деформации испытывает трубопровод при взаимодействии с единичным бугром пучинистого грунта [97]. При наличии начальной кривизны продольной оси трубопровода, имеющего резкопересеченный продольный профиль, или при значительной деформации трубопровода на изменение кривизны его продольной оси будут влиять дополнительно эксплуатационные нагрузки.
Будем опираться на общую постановку задачи, изложенную в [164]. Расчетной моделью напряженно-деформированного состояния трубы является стержень трубчатого сечения из упругого материала с прямолинейной или криволинейной образующей. Предполагается, что проектное расположение профиля рассматриваемого участка трубопровода является плоским. Рассматриваемый участок трубопровода разбивается на стержневые и узловые элементы. Их количество зависит от профиля трассы, где уложен трубопровод, составляющих нагрузки, действующих на трубопровод, а также от разветвления трубопровода и геометрии труб. Узлами этой системы являются: опоры, анкеры и сечения, где наложены ограничения на составляющие вектора перемещений и угол поворота нормали оси трубы, или приложены внешние силы и моменты (пригрузы) на трубу.
Далее вводятся глобальная и локальная ортогональные декартовы системы координат. Глобальная неподвижная прямоугольная система координат для всего рассматриваемого участка определяет положение каждого стержневого элемента. Локальная подвижная криволинейная система координат связана с осевой линией отдельного стержневого элемента. Для получения более простых уравнений в локальной подвижной системе ось ОХ направлена по касательной к деформированной осевой линии стержневого элемента, ось OY- по нормали к ней в сторону вогнутости кривой, а ось OZ- по бинормали. Таким образом, оси ОХ и OY находятся в плоскости чертежа, а ее ось OZ направлена перпендикулярно к этой плоскости.
Выделяется отдельный стержневой элемент, расчетная схема которого представлена на рисунке 3.1. Его напряженно-деформированное состояние описывают:
а) геометрические нелинейные соотношения, которые задают деформации сжатия - растяжения оси трубопровода еп, угол поворота нормали продольной оси трубы а\ и изгибные деформации кп в зависимости от продольного перемещения и, прогиба w, а также их производных, которые вычисляются по следующим формулам [163] Рисунок 3.1 - Расчетная схема стержневого элемента, моделирующего трубопровод где кх - первоначальная кривизна продольной оси трубопровода; х - независимая переменная, которая совпадает с продольной осевой координатой;
б) уравнения равновесия элемента стержня в скалярной форме, отнесенные к деформированной осевой линии стержня имеющие следующий вид -krQy- -Qy=rx+qi-qn-co; (3.4) Mz - осевой изгибающий момент; гх,гу- составляющие реакции со стороны грунта на деформацию трубопровода, которые направлены по касательной и нормали к деформированной осевой линии стержня; qx,qn- продольная и вертикальная составляющие внешней распределенной нагрузки, учитывающие силы веса трубопровода с газом, выталкивающую силу воды, а также силу веса грунта, находящегося на трубе; P0=crK4-F0- сила воздействия внутреннего давления; где акц -кольцевые напряжения от воздействия внутреннего давления; F0 -площадь поперечного сечения стенки трубы;
в) продольная осевая сила Тх в стенке трубы от деформаций сжатия-растяжения єи осевой линии стержня, вызванных внутренним давлением и температурным перепадом At, которая вычисляется по формуле T E-F.-en+M-a -F.-a.A.E.F,,, (3.7) где а - коэффициент линейного расширения металла трубы; Е - модуль упругости материала трубы; ju - коэффициент Пуассона; At -температурный перепад между температурами эксплуатации и замыкания трубопровода;
г) осевой изгибающий момент М2, линейно зависящий от жесткости трубы EJ и изгибных деформаций кп M2=E-J-ku, (3.8) где J - момент инерции площади поперечного сечения трубы.
Геометрические нелинейные соотношения (3.1) - (3.3) которые описывают связь между деформациями и перемещениями осевой линии стержня, а также нелинейные уравнения равновесия для стержневого элемента (3.4) - (3.6) были получены в [163], где был дан их подробный анализ уравнения равновесия (3.4) - (3.6) описывают продольно-поперечный изгиб трубопровода не только в грунте, но и на обводненных участках под воздействием сил веса, выталкивающей силы воды, внутреннего давления и температурных напряжений.
Физические соотношения (3.7) - (3.8), которые устанавливают связь между внутренними силовыми факторами и деформациями осевой линии стержня, является линейными, т.е. предполагается, что материал стали трубы деформируется в упругой области по закону Гука.
В упругой области деформации грунта принимается, что составляющие его реакции гх,гу, соответственно, пропорциональны продольному перемещению и прогибу оси трубы [8, 97]. В случае отсутствия грунта под трубопроводом принимают гх=гу=0. (3.9)
В общем случае будем предполагать, что рассчитываемый участок газопровода содержит обводненные части, которые полностью или частично находятся в воде или в разжиженном грунте. В случаях, когда обводненные части являются подземными, они могут быть сверху покрыты грунтом (например, в карстовой обводненной местности).
Разработка методики по обследованию, расчету и проведению мероприятий по разгрузке газопроводов от чрезмерных напряжений, проложенных по карстовой территории
В процессе эксплуатации системы газоснабжения возможна ситуация, когда фактическая производительность газопровода ниже его проектной пропускной способности, в частности, в случае истощения газовых залежей. Рассмотрим задачу определения рационального варианта транспорта газа в условиях недогрузки магистрального газопровода, когда газовые месторождения переходят в стадию падающей добычи. При снижении объемов добычи на отдельных компрессорных станциях (КС) происходит снижение энергетической эффективности их работы.
Рассмотрим выбор рациональных режимов работы одной из КС Уренгойского месторождения (сеноманской залежи) в условиях падающей добычи путем дозагрузки оборудования сырьем волонжинской газоконденсатной залежи.
На КС приводом центробежных нагнетателей (ЦН) служат газотурбинные установки (ГТУ) ГПА-Ц-16 завода имени Фрунзе. На ЦН первой ступени установлены три сменных проточных части (СПЧ) 16/56-1,7, на второй ступени три СПЧ 16/76-1,7 и одна СПЧ 16/76-2,0. Произведем анализ режимов работы КС за 2004 г. Режимные параметры (давление на входе и выходе КС) определяются технологическими условиями добычи и подачи газа в межпро 119 мысловый коллектор. Для 2004 г. давления составили: на входе в первую ступень Рвх1=2,24 МПа, давление на выходе из первой ступени РВых1=3,83 МПа, давление на выходе из второй ступени РВых2=5,38 МПа. Следовательно, степень повышения давления первой ступени составила Єі=1,7, степень повышения давления второй ступени 82=1,4.
Из таблице 4.1 следует, что годовая вариация добычи составляет 638±144 млн. м3/мес. Анализ экспериментальных данных также показывает, что в промежуток времени с января по март, при работе двух газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на первой ступени и двух на второй (схема 2x2) среднее отношение расхода топливного газа к объему добычи составило q=0,019. В интервал времени с апреля по декабрь, когда на первой ступени работали два ГПА и один на второй (2x1), среднее отношение расхода топливного газа к объему добычи составило q=0,017.
Из результатов представленных в таблице 4.2 следует, что к.п.д. ГПА первой ступени в течение года не менялся и составил 17%, к.п.д. второй ступени при работе 2-х агрегатов составил 12%, при работе одного агрегата -15%. На рисунке 4.1 представлена характеристика нагнетателя 1-й ступени и экспериментальная область рабочих режимов.
Из рисунка 4.1 следует, что практически в течение всего года нагнетатели работали в областях, приближенных к максимальным значениям к.п.д. Отклонение к.п.д. от номинального значения в течение года составляет не более 12 %. На рисунке 4.2 проиллюстрирована характеристика нагнетателя 16/76-1,7, на которой область (1) соответствует режимам работы на сеноман-ском газе, при работе на второй ступени двух нагнетателей, к.п.д. при этом составил 0,79-0,8. Отклонение к.п.д. от номинального значения составило не более 1,25%.
На рисунке 4.3 представлена характеристика нагнетателя типа 16/76-2,0 второй ступени и область фактических режимов работы. Зона (1) соответствует работе нагнетателя на сеноманском газе в интервал времени с апреля по декабрь 2004 г., на большей части режимов политропный к.п.д. не превысил 0,65, при номинальном 0,79, отклонение составляет более чем на 18 %. Произведем сопоставление результатов расчета. Нагнетатели первой ступени в течение года работали стабильно, с политропным к.п.д. на 12 % ниже номинального значения и общим к.п.д. ГПА 17%.
Похожие диссертации на Стабилизация режимов транспорта газа и напряженно-деформированного состояния газопроводов в сложных гидрогеологических условиях
