Расчет магистрального газопровода
НЕГОСУДАРСТВЕННОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО
ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«КАМСКИЙ
ИНСТИТУТ ГУМАНИТАРНЫХ И ИНЖЕНЕРНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ»
Факультет
« Нефтегазовые и строительные технологии»
КОНТРОЛЬНАЯ
РАБОТА
ПО
ДИСЦИПЛИНЕ
«Сооружение
и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»
Выполнил: студент УЗНД 64.1
Е.Ю. Виноградова
Исходные
данные
Выполнить расчёт магистрального газопровода, для
перекачки Qг=31,7млрд.м3/год
протяжённостью L=2000км. По
газопроводу транспортируется газ следующего состава:
Компонент
|
CH4
|
C2H6
|
C3H8
|
C4H10
|
C5H12
|
CO2
|
N2
|
Объёмная
доля, %
|
90,0
|
5,0
|
3,0
|
0,7
|
0,6
|
0,4
|
0,3
|
Средняя температура грунта на глубине заложения
оси газопровода составляет То=278°К, средняя температура воздуха Твозд=286°К.
Газопровод прокладывается в смешанных грунтах (Кср=1Вт/(м3·К)).
Выбрать рабочее давление, определить количество
компрессорных станций и расстояние между ними. Выполнить уточнённый тепловой и
гидравлический расчёт участка газопровода между двумя компрессорными станциями.
1. Выбор рабочего давления и
определение диаметра газопровода
Принимаем рабочее (избыточное) давление в
газопроводе Р=7,35МПа. Значения абсолютного давления на входе и выходе
центробежного нагнетателя составляет соответственно Рвс=5,1МПа и Рнаг=7,46МПа.
Согласно принятого уровня давления и годовой производительности по табл.2
принимаем условный диаметр газопровода Dу=1400мм.
Для строительства газопровода принимаем трубы Dн=1420мм
Харцызского трубного завода, изготовленные по ТУ 14-3-446-76 из стали 17Г2АФ.
Для принятого диаметра определяем значения
расчётного сопротивления металла трубы и толщины стенки газопровода.
; где
- нормативное сопротивление
растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (); m -
коэффициент условий работы; k1 - коэффициент
надёжности по материалу; kн -
коэффициент надёжности по назначению;
Коэффициенты nр, m, k1, kн
определяются по СНиП 2.05.06-85*.
Толщина стенки газопровода:
; где
Р - рабочее давление в трубопроводе,
МПа; np -
коэффициент надёжности по нагрузке; R1 - расчётное
сопротивление металла трубы, МПа.
.
Принимаем стандартную толщину стенки
трубы δн=15,7мм.
Внутренний диаметр газопровода равен:
;
. Расчёт свойств перекачиваемого
газа
газопровод гидравлический
компрессорный давление
Основными свойствами газа, необходимыми для
выполнения технологического расчёта газопровода, являются: плотность, молярная
масса, газовая постоянная, псевдокритические температура и давление,
относительная плотность газа по воздуху. Некоторые свойства компонентов
природных газов приведены в таблице №1 (учебно-методические указания по
выполнению контрольных работ)
Плотность газа при стандартных условиях согласно
формулы аддитивности (сложения):
, где (1.1)
а1…аn - доля
каждого компонента в смеси для данного состава газа;
ρ1…ρn - плотность
компонента при стандартных условиях, кг/м3.
Молярная масса определяется по
формуле
, где (1.2)
М1…Мn -молярная
масса компонента, кг/кмоль.
Газовая постоянная по формуле:
, где (1.3)
=8314,4 - универсальная газовая
постоянная, Дж/(кмоль·К).
Псевдокритические температура и
давление по формулам Псевдокритические температура Тпк (К) и
давление Рпк (МПа) для природных газов с содержанием метана
85% и более могут быть найдены по известной плотности газа при стандартных
условиях:
(1.4)
. (1.5)
Относительная плотность газа по
воздуху:
. (1.6)
Суточная производительность
газопровода при стандартных условиях Q (млн.м3/сут)
определяется по формуле:
, где (1.7)
кн - оценочный
коэффициент пропускной способности газопровода, который ориентировочно можно
принять кн=0,9.
3. Определение расстояния между
компрессорными станциями и числа КС
Пользуясь формулой пропускной
способности газопровода
, (1.8)
выразим длину линейного участка
между компрессорными станциями
, где (1.9)
Dвн -
внутренний диаметр газопровода, м; Рн и Рк -
соответственно давления в начале и в конце линейного участка газопровода, МПа; λ - коэффициент
гидравлического сопротивления; Zср - средний по длине коэффициент
сжимаемости газа Zср=f(Рср, Тср); Δ - относительная
плотность газа.
Для расчёта расстояния между КС
можно принять ориентировочное значение средней температуры, например:
, где (1.10)
То - температура
окружающей среды на глубине заложения газопровода; Тн - температура
газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303÷313°К.
Давление в начале участка
газопровода определяется, как:
, где (1.11)
δРвых - потери
давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к
линейной части магистрального газопровода (без учёта потерь давления в системе
охлаждения транспортируемого газа); δРохл - потери
давления в системе охлаждения газа, включая его обвязку. При охлаждении газа в
аппаратах воздушного охлаждения (АВО) следует принимать δРохл=0,06МПа.
При отсутствии охлаждения газа δРохл=0.
Давление в конце участка
газопровода:
, где (1.12)
ΔPвс - потери
давления газа на входе КС с учётом потерь давления в подводящих шлейфах и на
узле очистки газа.
Коэффициент гидравлического
сопротивления λ
определяется
по формуле:
, где (1.13)
Ег - коэффициент
гидравлической эффективности, принимается по результатам расчётов диспетчерской
службы в соответствии с отраслевой методикой; при отсутствии этих данных
коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95, если
на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости
трубопроводов, а при отсутствии указанных устройств, принимается равным 0,92.
Коэффициент сопротивления трению для
всех режимов течения газа в газопроводе определяется по формуле:
, где (1.14)
кэ - эквивалентная
шероховатость труб; для монолитных труб без внутреннего антикоррозионного
покрытия принимается равной 3·10-5м; Dвн -
внутренний диаметр трубопровода, м; Re - число Рейнольдса, которое определяется
по формуле:
, где (1.15)
Q -
производительность газопровода, млн.м3/сут; μ - коэффициент
динамической вязкости, Па·с.
В первом приближении можно принять
квадратичный режим течения газа и λтр определить
как:
(1.16)
Полагая, что газопровод будет
оборудован устройствами для очистки внутренней полости (Е1=0,95),
коэффициент гидравлического сопротивления λ по формуле (1.13)
.
Значения приведённых давления и
температуры при Р=Рср и Т=Тср определяется как
(1.17)
(1.18)
Среднее давление в газопроводе
(1.19)
Коэффициент сжимаемости газа по
формуле
, где (1.20) (1.21)
Расчётное расстояние между КС по
формуле (1.9) составит
Вычислив расстояние между КС,
определяем требуемое число компрессорных станций:
. (1.22)
.
Округляем расчётное число КС до n =21, после
округления найденного числа КС no до целого
значения n (как
правило, в бо́льшую
сторону), уточняем значения расстояния между КС
4. Уточнённый тепловой и
гидравлический расчёт участка газопровода между двумя компрессорными станциями
Уточнённый тепловой и гидравлический
расчёт участка газопровода между двумя компрессорными станциями производится с
целью определения давления и температуры газа в конце рассматриваемого участка.
Абсолютное давление в конце участка
газопровода определяется из формулы расхода:
. (1.23)
В этом уравнении величина λ определяется
из формулы (1.14) с учётом коэффициента динамической вязкости μ при средних
значениях температуры и давления газа на линейном участке, которые определяются
методом последовательных приближений.
Принимаем в качестве первого
приближения значения λ,
ТСР
и ZСР из первого
этапа вычислений:
Определяем по формуле (1.23) в
первом приближении значение РК
Определяем среднее давление по
формуле (1.19)
Определяем средние значения
приведённого давления и температуры по формулам (1.17) и (1.18)
Для расчёта конечного давления во
втором приближении вычисляются уточнённые значения Тср, λ и Zср. Для
определения Тср используется величина средней удельной теплоёмкости
Ср, коэффициент Джоуля-Томсона Di и
коэффициент at,
вычисленные для значений Рср и Тср первого приближения.
Удельная теплоёмкость газа Ср
(кДж/(кг·К)) определяется:
. (1.24)
Коэффициент Джоуля-Томсона Di (К/МПа)
. (1.25)
Средняя температура газа
рассчитывается по формуле:
. (1.26)
; (1.27)
Кср - средний на линейном
участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м2·К).
Рассчитываем коэффициент аt по формуле
(1.27)
Вычисляем по формуле (1.26) значение
средней температуры с учётом теплообмена с окружающей средой и коэффициента
Джоуля-Томсона
Вычисляем уточнённые значения
приведённой температуры ТПР и коэффициента сжимаемости ZCР
Рассчитываем коэффициент
динамической вязкости по формуле , и число Рейнольдса определяем по
формуле (1.15).
Вычисляем по формулам (1.13) и
(1.14) коэффициенты λТР и λ
Конечное давление во втором
приближении по формуле (1.24)
Относительная погрешность определения
конечного давления составляет
Полученный результат отличается от
предыдущего приближения более 1%. Поэтому приравниваем РК=Р′К
и уточняем расчёты, начиная с п.3. Результаты расчётов сведём в таблицу.
Таблица 1. Результаты уточнённого
теплового и гидравлического расчёта линейного участка газопровода
Наименование
расчётного параметра
|
Первое
приближение
|
Второе
приближение
|
Третье
приближение
|
1
|
2
|
3
|
4
|
Конечное
давление РК, МПа
|
5,270
|
5,168
|
5,07
|
Среднее
давление РСР, МПа
|
6,339
|
6,322
|
6,260
|
Приведённая
температура ТПР
|
1,436
|
1,436
|
1,434
|
Приведённое
давление РПР
|
1,40
|
1,389
|
1,383
|
Теплоёмкость
газа СР, кДж/(кг·К)
|
2,727
|
2,726
|
2,722
|
Коэффициент
Джоуля-Томпсона Di, К/МПа
|
3,707
|
3,706
|
3,712
|
Параметр
аt
|
1,905·10-3
|
1,968·10-3
|
1,970·10-3
|
Средняя
температура ТСР, К
|
296,9
|
297,0
|
296,6
|
Средний
коэффициент сжимаемости ZСР
|
0,851
|
0,882
|
0,846
|
Динамическая
вязкость μ,
Па·с
|
1,251·10-5
|
1,251·10-5
|
1,22·10-5
|
Число
Рейнольдса Re
|
6,28·107
|
6,28·107
|
6,44·107
|
9,08·10-3
|
9,08·10-3
|
9,08·10-3
|
Коэффициент
гидравлического сопротивления λ
|
1,056·10-2
|
1,056·10-2
|
1,056·10-2
|
Конечное
давление Р′К
|
5,168
|
5,07
|
5,05
|
Относительная
погрешность по давлению, %
|
1,93
|
1,89
|
0,39
|
Уточняется среднее давление по формуле (1.19)
Определяется конечная температура
газа.
(1.28)
На этом уточнённый тепловой и
гидравлический расчёт участка газопровода можно считать завершённым.