· регулирование объемной производительности вакуумного модуля для поддержания оптимального соотношения между абсолютным давлением и производительностью вакуумного модуля;
· остановке вакуумного модуля при достижении в полости осушаемого газопровода абсолютного давления, соответствующего началу падения объемной производительности вакуумного модуля и выдержке осушаемого газопровода в течение времени, необходимого для 100% насыщения влагой разреженного воздуха над поверхностью льда.
На трубопроводы КС Ду 1400 (подключающие шлейфы), Ду 1000 (цеховые коллекторы) и Ду 700 (трубопроводы подключения газоперекачивающих агрегатов) приходится практически весь геометрический объем КС (около 96%).
Расчеты показывают, что при вакуумной осушке типовой КС возможность образования льда возникает в полости шлейфов (при Тгр менее 4°С и более 9°С), в полости цеховых коллекторов (при Тгр до 5°С и свыше 8°С), а также в полости трубопроводов подключения газоперекачивающих агрегатов - при всех рассматриваемых Тгр(от 1 до 10°С).
То есть, чем меньше диаметр газопровода, тем выше риск замерзания в нем остатков воды, а это означает, что при удалении влаги из обвязок КС особое внимание необходимо уделять газопроводам диаметром 700 мм и менее.
При расчете каждого трубопровода КС производительность вакуумного модуля принималась пропорциональной отношению геометрического объема данного трубопровода к геометрическому объему КС (4000 м3).
Установлено, что с уменьшением диаметра трубопровода КС уменьшается минимально допустимая длина его участка, на котором может находиться вода, удаляемая при вакуумной осушке без риска замерзания.
Решением, позволяющим не допустить замерзания влаги в ходе вакуумной осушки, является уменьшение производительности или отключение вакуумного насоса второй ступени. Уменьшение производительности вакуумного модуля на третьем этапе его работы может быть осуществлено путем снижения частоты вращения роторов вакуумного насоса на 50%, а если этого не достаточно - путем полного отключения вакуумного насоса второй ступени.
Однако расчеты показывают, что при Тгр менее 2,2°С и более 9,3°С образование льда при вакуумной осушке КС (Ду 700 мм и менее) неизбежно.
В работе предложено два возможных способа подвода тепла ко льду с целью его плавления и возобновления вакуумной осушки в штатном режиме (путем испарения воды): 1 способ - остановка вакуумного модуля и выдержка газопроводов КС под вакуумным давлением (при этом тепло ко льду подводится только через стенки газопроводов от грунта); 2 способ - остановка вакуумного модуля и последующая продувка газопроводов КС подогретым до 50°С азотом при атмосферном давлении.
Уравнение теплового баланса в полости метра длины газопровода КС в ходе выдержки (способ 1) представим в виде
,(23)
где фв - продолжительность выдержки, ч; лпл - теплота плавления льда, кДж/кг.
При этом принято условие, что выдержку газопроводов КС под вакуумным давлением необходимо начинать в момент, когда температура льда близка к 0°С.
С учетом уравнения 23, продолжительность выдержки определим как
.(24)
Исследование влияния способов подвода тепла ко льду на длительность его полного растепления приведено для трубопроводов Ду 700, 400 и 150 мм.
На рисунке 9 приведены зависимости длительности выдержки под вакуумным давлением газопроводов КС Ду 400 до достижения в их полости температуры, равной Тгр, от количества льда, находящегося в нижней образующей на метре длины трубопроводов (100, 150, 300, 600, 1200 и 2000 г/м), и Тгр (1 ч 10°С).
Видно, чем больше льда на метре длины трубопроводов КС, тем в большей степени градиент Тгр влияет на длительность выдержки. Например, длительность выдержки газопровода КС Ду 400 при Тгр 7°С составит: при количестве льда 600 г/м - 1,47 часа (точка 1), при количестве льда 2000 г/м - 6,77 часа (точка 2), а при Тгр 4°С, соответственно, 2,37 часа (точка 3) и 11,2 часа (точка 4).
Рис. 9 - Зависимость длительности выдержки под вакуумным давлением трубопроводов КС Ду 400 до достижения в их полости температуры среды, соответствующей Тгр , от количества льда, находящегося в нижней образующей трубопроводов (100, 150, 300, 600, 1200 и 2000 г/м), и Тгр (1 ч 10°С)
В случае продувки газопроводов КС подогретым азотом (способ 2) также, как при выдержке, останавливать вакуумный модуль необходимо в момент, когда вода находится в процессе кристаллизации, то есть в момент, когда ее температура близка к 0°С, а заполнение и продувку газопроводов азотом необходимо производить при атмосферном давлении.
Градиент температуры азота по длине продуваемых газопроводов
, (25)
где Tаз' - температура азота, равная Тгр , К; Tаз - температура азота на выходе азотного модуля, К; D - внутренний диаметр продуваемого газопровода, м; x - координата длины газопровода, м; Саз - удельная теплоемкость азота при атмосферном давлении, кДж/кг·К; Qm - массовый расход азота, кг/ч.
С учетом указанных величин, а также с учетом объемной производительности азотного модуля Вакуумно-азотного комплекса, уравнение 25 примет следующий вид
(26)
При использовании азотного модуля Вакуумно-азотного комплекса продувка подогретым азотом трубопроводов КС диаметрами более 700 мм не эффективна.
В связи с тем, что температура азота зависит от длины продуваемого участка трубопровода КС, для обеспечения возможности проведения сравнительного анализа способов подвода тепла ко льду определим конечные длины участков газопроводов КС, наиболее приближенные к реальным условиям, на которых может быть применена продувка азотом: 50, 150 и 300 метров.
Уравнение теплового баланса в полости метра длины газопровода КС (в конце газопровода) в ходе его продувки азотом имеет вид
,(27)
где баз - коэффициент теплоотдачи азота, Дж/м2·с·К.
Тогда продолжительность продувки азотом определим, как
. (28)
Коэффициент теплоотдачи от азота к стенке трубопровода определим, как
,(29)
где dвн - внутренний диаметр трубопровода, мм; Re - число Рейнольдса, ; q - объемный расход азотного модуля, млн.н.м3/сут; Д - относительная плотность азота по воздуху; м - динамическая вязкость азота, Па·с.
Как показывают результаты расчета, чем больше диаметр продуваемого трубопровода, тем в большей мере длительность продувки азотом зависит от его длины.
На рисунке 10 представлены совмещенные графики длительности выдержки под вакуумным давлением и продувки азотом при Тгр 1ч10°С и количестве льда 100ч2000 г/м для участка газопровода КС Ду 400 мм длиной 150 м.
Рис. 10 - Совмещенные графики длительности выдержки под вакуумным давлением (экспоненциальные кривые) и продувки подогретым азотом с последующей его откачкой (наклонные прямые) при Тгр 1ч10°С и количестве льда 100ч2000 г/м для участка газопровода КС Ду 400 мм длиной 150 м
На рисунке отмечены точки пересечения соответствующих графиков. При Тгр , соответствующей какой-либо точке пересечения, выдержка и продувка азотом одинаково эффективны.
В тех случаях, когда Тгр выше точки пересечения соответствующих графиков, более эффективна выдержка, а если ниже - более эффективна продувка азотом.
Расчеты показывают, что чем меньше диаметр газопровода и ниже Тгр в процессе вакуумной осушки КС, тем предпочтительнее становится применение продувки азотом.
Дополнительным преимуществом операции по продувке азотом может явиться возможность проведения при этом осушки продуваемых трубопроводов за счет высокой влагоемкости азота.
Температура азота на выходе из продуваемых газопроводов КС и, соответственно, влагосодержание насыщенного азота зависят от Тгр.
Установлено, что за время продувки азотом из полостей рассмотренных трубопроводов можно удалить до трети воды, образующейся при плавлении льда.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
1. Разработаны методы совершенствования технологии и расчета процессов вакуумной осушки газопроводов, позволяющие повысить ее эффективность в зависимости от условий производства работ.
2. Обоснован выбор вакуумного оборудования для Вакуумно-азотного комплекса, обеспечивающего производство работ по подготовке полости испытанных участков ЛЧ МГ, трубопроводов КС к заполнению природным газом.
3. Предложены последовательность удаления воды из трубопроводов КС, позволяющая свести к минимуму количество воды перед их вакуумной осушкой, а также контроль качества вакуумной осушки, позволяющий подтвердить качество работ или же определить необходимость доосушки.
4. Разработана методика определения продолжительности вакуумной осушки газопроводов, позволяющая прогнозировать и корректировать в ходе производства работ ожидаемый срок окончания осушки газопроводов в зависимости от их геометрических объемов, количества в них влаги перед осушкой, температуры грунта на глубине заложения осушаемых газопроводов (Тгр), производительности вакуумных модулей и их числа.
5. Разработана методика расчета теплового баланса процесса вакуумной осушки газопроводов, позволяющая оценивать возможность замерзания остатков воды в полости осушаемого газопровода при различных Тгр , количестве влаги в газопроводе перед его осушкой и объемных производительностях вакуумного модуля.
6. Разработана методика расчета параметров сублимации, позволяющая определить продолжительность сублимации льда в процессе вакуумной осушки и устанавливающая необходимость ведения вакуумной осушки не до нормативного значения абсолютного давления 102 Па, а значений абсолютного давления на уровне 10 Па.
7. Установлено, что в процессе вакуумной осушки для предотвращения условий для замерзания воды в газопроводах КС диаметром более 700 мм следует снижать производительности вакуумного модуля, а для газопроводов диаметром 700 мм и менее следует удалять лед путем выдержки газопроводов под вакуумным давлением или путем их продувки подогретым азотом. При этом, чем меньше диаметр газопровода и ниже Тгр , тем предпочтительнее становится применение продувки газопроводов подогретым азотом.
8. Установлено, что момент начала третьего этапа вакуумной осушки вместо фиксированного значения 103 Па (в соответствии с существующей технологией вакуумной осушки) должен определяться в зависимости от величины давления насыщенных паров воды при конкретной Тгр .
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В РАБОТАХ
1. Кудрявцев Д.А. Исследование термодинамики вакуумной осушки МГ // Тезисы докладов V Международной научно-практической конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (19-23 ноября 2013г.) - Москва: Газпром ВНИИГАЗ. - С. 48.
2. Кудрявцев Д.А. Некоторые особенности термодинамических процессов в ходе вакуумной осушки МГ // Тезисы докладов Х Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (8-11 октября 2013г.) - Москва: РГУНГ, С. 27.
3. Дубинский В.Г., Пономарев В.М., Филатов А.А., Лопатин А.С.,Калинин Н.А., Кудрявцев Д.А. Теория и практика осушки полости газопроводов после испытаний. - М.: Макс Пресс - 2012. - 415 с.
4. Дубинский В.Г., Антипов Б.Н., Егоров И.Ф., Пономарев В.М., Усенко М.И., Кудрявцев Д.А. Способ осушки полости подводного участка магистрального газопровода после гидравлических испытаний. Патент №2343379. Опубл. 10.01.2009 г.
5. Дубинский В.Г., Антипов Б.Н., Егоров И.Ф., Усенко М.И., Вятин А.С., Братков И.С., Кудрявцев Д.А. Способ осушки полости газопровода после гидравлических испытаний. Патент №2373466. Опубл. 20.11.2009г.
6. Дубинский В.Г., Кудрявцев Д.А. Совершенствование технологий и оборудования для осушки МГ после испытаний // Нефть и газ, 2009. - №2. - С. 20-23.
7. Дубинский В.Г., Егоров И.Ф., Пономарев В.М., Кудрявцев Д.А. Опыт применения новых технологий осушки газопроводов после гидравлических испытаний // Трубопроводный транспорт, 2009. - №4. - С. 38-41.
8. Кудрявцев Д.А. Осушка после гидроиспытаний трубопроводов и оборудования компрессорных станций с использованием оборудования вакуумно-азотного комплекса // Тезисы докладов V научно-практической конференцииЗАО «Ямалгазинвест» (18-22 мая 2009 г.) - М.: Ямалгазинвест. - 23 с.
9. Антипов Б.Н., Дубинский В.Г., Кудрявцев Д.А. Методы моделирования процессов осушки трубопроводов // Двигатель, 2008. - №5. - С. 38-40.
10. Дубинский В.Г., Кудрявцев Д.А. Методология осушки газопроводов после гидравлических испытаний // В сб. докл. IV Международная конференция «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов» (6-11 октября 2008г.) - М.: ОАО Газпром. - С. 378-386.