Технологический расчет магистрального газопровода

Технологический расчет магистрального газопровода

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Месторождение газа - Юбилейное;

Годовая производительность Q_Г = 18 млрд. м³/г;

Длина газопровода L = 980 км;

Таблица 1

Свойства газа

Средняя годовая температура окружающей среды на глубине заложения газопровода  К;

Средняя годовая температура воздуха  К;

Давление в конце МГ принимаем р_К = 2 МПа;

Рельеф спокойный (разница высот не более 100 м);

Плотность при 0°C и 0,1013 МПа 0,680 кг/м³;

ВВЕДЕНИЕ

К началу 1990-х годов интенсивное строительство новых газопроводов закончилась и на первое место вышли проблемы повышения эффективности и надежности действующих МГ, их реконструкции и технического перевооружения. Одним из основных направлений научно - технического прогресса стало энергосбережение.

В процессе проектирования МГ возможны следующие энергосберегающие мероприятия:

·  внедрение низконапорной технологии транспорта газа;

·        внедрение экономичных ГПА новых поколений;

На стадии эксплуатации и реконструкции МГ такими мероприятиями могут быть:

·  изменение конфигурации отдельных участков газотранспортной системы;

·        переход на низконапорную технологию;

·        внедрение автоматизированных систем управления;

·        повышение эффективности работы линейной части.

В перспективе для удовлетворения нужд народного хозяйства и поставок газа за рубеж возникает необходимость транспорта сотен млрд. м³ газа на большие расстояния. Поэтому успешное выполнение поставленных задач в значительной мере зависит от правильного решения научно - технических проблем в области добычи газа, проектирования и эксплуатации газовых систем.

В данной курсовой работе приведен технологический расчет, цель которого:

·  определение оптимальных параметров МГ;

·        выбор типа газоперекачивающих агрегатов, нагнетателей; АВО, ПУ;

·        определение необходимого количества компрессорных станций и расстановка их по трассе газопровода;

·        уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков;

·        расчет режима работы КС.

1. Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций

.1 Расчет физических свойств перекачиваемого газа

По известному составу определяем основные физические свойства газа.

Плотность газа при стандартных условиях (293 К и 0,101325 МПа) определяется по формуле аддитивности (сложения):

ρ_СТ = a₁ · ρ₁ + a₂ · ρ₂ + … + a_n · ρ_n,

где а₁, …, а₂ - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;

ρ₁,…, ρ_n - плотность компонента при стандартных условиях, кг/м³.

Молярная масса [1]:

М = а₁ · М₁ + а₂ · М₂ + … + а_n · М_n,

где М₁,…, М_n - молярная масса компонента, кг/кмоль.

Газовая постоянная [1]:

где: R’- универсальная газовая постоянная, равная 8314,3 Дж/(кмоль · К).

Псевдокритическая температура Т_ПК (К) и давление р_ПК (МПа) для природных газов с содержанием метана 85 % и более могут быть найдены по известной плотности газа при стандартных условиях [1]:

Т_ПК = 155,24 (0,564 + ρ_СТ);

р_ПК = 0,1773· (26,831 - ρ_СТ).

Относительная плотность газа по воздуху:

где:= 1,206 кг/м ³ плотность воздуха при стандартных условиях.

.

1.2 Выбор рабочего давления, типа ГПА и определение диаметра газопровода

С учетом рекомендаций по проектированию в качестве рабочего давления в газопроводе выбираем Р = 7,5 МПа.

Исходя из заданной годовой производительности (Q_Г = 18 млрд.м³/год) и выбранного рабочего давления, по таблице 2 определяем ориентировочное значение диаметра газопровода. Таким является D = 1200 мм.

Далее для экономического обоснования выбора диаметра газопровода следовало бы взять ближайший меньший и ближайший больший диаметры. Для сравнения принимаем ближайший меньший диаметр D = 1000 мм, а ближайший больший диаметр D = 1400 мм.

Таблица 2

Ориентировочные значения диаметра газопровода

Определяем суточную производительность газопровода [1]:

где  оценочный коэффициент пропускной способности.

Выбираем 0,9

По данным пропускной способности выбираем основное оборудование.

Исходя из принятого рабочего давления и суточной производительности принимаем к установке три газотурбинных агрегата ГТК-10-3, оборудованных центробежными нагнетателями 370-16-1. Номинальная мощность ГПА 10000 кВт, номинальная подача 32,6 млн.м³/сут., Р_ВС = 5,59 МПа, Р_НАГ = 7,21 МПа. При этом два нагнетателя работают параллельно, один резервный.

Технические характеристики ГПА с газотурбинным приводом

Для строительства газопровода принимаем трубы Харцызского трубного завода:

D = 1020 мм, изготовленные по ТУ 14-8-16-99 из стали 10Г2СБ (k₁=1,34),

D = 1220 мм, изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ (k₁=1,34),

D = 1420 мм, изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ (k₁=1,34).

(Приложение Г, табл. Г.1) [2].

Для принятых диаметров определим значения расчетного сопротивления металла труб:

За нормативное сопротивление  принимаем временное сопротивление стали на разрыв. (Приложение Г, табл. Г.1) [2].

Категория магистрального газопровода при подземной прокладке принята в соответствии с таблицей 2 СНиП 2.05.06-85 [5]:

Коэффициент условий работы принимаем по таблице 1 СНиП 2.05.06-85 [5]: m=0,90 для категории ТП III, IV.

Коэффициент надежности по материалу принимаем по таблице 9 СНиП 2.05.06-85: k₁ =1,4. Коэффициент надежности по назначению трубопровода принимаем по таблице 11 СНиП 2.05.06-85 [5] в зависимости от условного диаметра и внутреннего давления р до 7,4 МПа:

;

МПа;

МПа;

МПа;

Определим толщину стенки газопровода:

;

 мм;

мм.

мм.

Принимаем трубы стандартных размеров:

1020х10мм, 1220х13 мм, 1420х15 мм. (Приложение Г, табл. Г.1) [2].

Внутренний диаметр трубопроводов [1]:

.3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа КС

Пользуясь данными таблицы 3, определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между КС.

Таблица 3

Потери давления газа на КС

 МПа;

 МПа.

Среднее давление определяем по формуле:

Для расчета расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры:

где Т_о - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода;

Т_н - температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303 - 313 К.

 К;

Приведенные значения давления и температуры:

;

.

Коэффициент сжимаемости:

Коэффициент динамической вязкости :

Для определения режима течения в трубах найдем числа Рейнольдса по формуле:

.

.

;

Приняв эквивалентную шероховатость для новых труб без внутреннего антикоррозионного покрытия k = 0,03 мм, найдем коэффициент гидравлического сопротивления трению:

.

;

.

С учетом местных сопротивлений и коэффициента гидравлической эффективности расчетные значения коэффициентов гидравлических сопротивлений λ будут:

.

;

где Е_Г - коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой; при отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95.

Пользуясь формулой пропускной способности газопровода:

Выразим длину линейного участка между компрессорными станциями:

Тогда вычисляем расстояние между КС :

По той же формуле определяем длину последнего перегона, приняв давление в конце газопровода Р_К = 2 МПа:

Определяем необходимое число КС по формуле

:

;

;

.

Округляем расчетное число КС до целого числа в большую сторону, принимаем: n₁₀₂₀ = 24; n₁₂₂₀ = 9; n₁₄₂₀ = 3.

2. Экономическое обоснование выбора диаметра газопровода

Проведем экономическое сравнение рассматриваемых диаметров (вариантов) по укрупненным показателям.

.1 Капитальные затраты в линейную часть.

Согласно Приложения 1[3] стоимость строительства 1 км трубопровода:

C_Л1020 = 2671,2 тыс.руб/км, C_Л1220 = 3579,2 тыс.руб/км, C_Л1420 =5280,9 тыс.руб/км.

Т.к. толщина стенки труб отличается от указанной в Приложении 1[3], то, приближенно, стоимость строительства 1 км трубопровода может быть определена по формуле:

Тогда:

К_Л1020 = С_Л1020 · L = 2448,6· 980 = 2399,6 млн.руб;

К_Л1220 = С_Л1220 · L = 3593,1 · 980 = 3521,2 млн.руб;

К_Л1420 = С_Л1420 · L = 5163,2 · 980 = 5059,9 млн.руб.

2.2 Капитальные затраты на сооружение КС

Согласно Приложения 2[3] стоимость строительства одной КС на три агрегата типа ГТК-10-3 равна:

 млн. руб.

Тогда

К_КС1020 = С_СТ · n₁₀₂₀ = 123,2 · 24= 2956,8 млн.руб;

К_КС1220 = С_СТ · n₁₂₂₀ = 123,2 · 9 = 1108,8млн.руб;

К_КС1420 = С_СТ · n₁₄₂₀ = 123,2 · 3 = 369,6 млн.руб.

Полные капитальные затраты

К₁₀₂₀ = К_Л1020 + К_КС1020 = 2399,6+ 2956,8 = 5356,4 млн.руб;

К₁₂₂₀ = К_Л1220 + К_КС1220 = 3521,2 + 1108,8 = 4630,0 млн.руб;

К₁₄₂₀ = К_Л1420 + К_КС1420 = 5059,9 + 369,6 = 5429,5 млн.руб.

Стоимость эксплуатации линейной части.

Согласно Приложения 1[3] стоимость эксплуатации 1 км трубопровода в год:

С_ЭЛ1020 = 120,2 тыс.руб/(год·км); С_ЭЛ1220 = 161,1 тыс.руб/(год·км);

С_ЭЛ1020 = 237,6 тыс.руб/(год·км).

Тогда:

Э_Л1020 = С_ЭЛ1020 · L = 120,2·980 = 117,8 млн.руб/год;

Э_Л1220 = С_ЭЛ1220 · L = 161,1·980 = 157,9 млн.руб/год;

Э_Л1420 = С_ЭЛ1420 · L = 237,6·980= 232,9 млн.руб/год.

Стоимость эксплуатации КС.

Согласно Приложения 2[3] стоимость эксплуатации типовой КС на три агрегата ГТК-10-3 равна:

 млн. руб./год.

Тогда

Э_КС1020 = С_ЭСТ1020 · n₇₂₀ = 22,3 · 24 = 535,2 млн. руб./год;

Э_КС1220 = С_ЭСТ1220 · n₈₂₀ = 22,3 · 9 = 200,7 млн. руб./год;

Э_КС1420 = С_ЭСТ1420 · n₁₄₂₀ = 22,3 ·3 = 66,9 млн. руб./год.

.3 Полные капитальные затраты

Полные эксплуатационные расходы:

Э₁₀₂₀ = Э_Л1020 + Э_КС1020 = 117,8+ 535,2 =652,9 млн. руб./год;

Э₁₂₂₀ = Э_Л1220 + Э_КС1220 = 157,9 + 200,7= 358,6 млн. руб./год;

Э₁₄₂₀ = Э_Л1420 + Э_КС1420 = 232,9 + 66,9 = 299,7 млн. руб./год.

Приведенные годовые затраты определяем по формуле:

,

где Е - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов транспорта и хранения нефти и газа Е = 0,15 1/год).

Тогда:

S₁₀₂₀ = ЕК₁₀₂₀ + Э₁₀₂₀ = 0,15 · 5356,4 + 652,9 = 1456,5 млн. руб./год;

S₁₂₂₀ = ЕК₁₂₂₀ + Э₁₂₂₀ = 0,15 · 4630,0 + 358,6 = 1053,1 млн. руб./год;

S₁₄₂₀ = ЕК₁₄₂₀ + Э₁₄₂₀ = 0,15 · 5429,5 + 299,7 = 1114,2 млн. руб./год.

Самым выгодным будет вариант с наименьшими приведенными затратами.

Таким образом, по приведенным затратам наиболее выгодным является диаметр 1220 мм и дальнейшие расчеты ведем только для этого диаметра.

газопровод нагнетатель компрессорный гидравлический

3. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участков газопровода между КС

Уточненный тепловой и гидравлический расчет участков газопровода между компрессорными станциями производится с целью определения давления и температуры в конце рассматриваемого участка.

.1 Уточнение расстояния между КС с учетом расхода топливного газа на собственные нужды

Производительность каждого участка:

.

Для ГТК-10-3: Q_ТГ = 3700 · 24· 2 = 0,177 млн. м³/сут (Приложение 6[3])

Тогда:

Q₁ = 54,8 - 0,177· 1 = 54,6 млн.м³/сут;

Q₂ = 54,8 - 0,177· 2 = 54,4 млн.м³/сут;

Q₃ = 54,8 - 0,177· 3 = 54,3 млн.м³/сут;

Q₄ = 54,8 - 0,177· 4 = 54,1 млн.м³/сут;

Q₅ = 54,8 - 0,177· 5 = 53,9 млн.м³/сут;

Q₆ = 54,8 - 0,177· 6 = 53,7 млн.м³/сут;

Q₇ = 54,8 - 0,177· 7 = 53,5 млн.м³/сут;

Q₈ = 54,8 - 0,177· 8 = 53,4 млн.м³/сут;

Q₉ = 54,8 - 0,177· 9 = 53,2 млн.м³/сут;

Найдем среднюю длину участка между КС:

,

Где

.

Тогда:

Найдем длину каждого участка:

км;

км;

км;

км;

км;

км;

км;

км;

 км.

.2 Расчет первого участка газопровода

Принимаем в качестве первого приближения значения λ, Т_СР и Z_СР из первого этапа вычислений: λ = 0,0109; Т_СР = 290,75 К; Z_СР = 0,879.

Определяем значение Р_К в первом приближении

Определяем среднее давление:

МПа.

Определяем средние значения приведенного давления и температуры:

Удельную теплоемкость газа определяем по следующей формуле:

Определяем Коэффициент Джоуля - Томсона :

Рассчитываем коэффициент a_t по формуле:

Вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля - Томсона:

Вычисляем уточненные значения приведенной температуры Т_ПР и коэффициента Z_СР:

.

Рассчитываем коэффициент динамической вязкости и число Рейнольдса:

Вычисляем коэффициенты λ_ТР и λ

;

.

Конечное давление во втором приближении определяем по формуле:

Относительная погрешность определения конечного давления

Полученный результат отличается от предыдущего приближения менее чем на 1%. То есть значение определено с достаточной точностью.

Результаты расчетов приведены в таблице 4.

Таблица 4

Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета 1-го участка ГП

Уточняем среднее давление:

 МПа

Определяем конечную температуру газа:

Далее проводятся аналогичные расчеты для остальных участков МГ. Результаты расчетов заносятся в таблицу 5.

Таблица 5

Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета последующих участков газопровода

4. Расчет режима работы КС

На компрессорных станциях газопровода установлены газотурбинные агрегаты ГТК-10-3, оборудованные центробежными нагнетателями 370-16-1.

По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление р_ВС и температуру Т_ВС газа на входе в центробежный нагнетатель: р_ВС = р_К - Δр_ВС = 5,77 - 0,12 = 5,65 МПа;

 К.

Вычисляем значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания при р = р_ВС и Т = Т_ВС

;

.

Рассчитываем по формуле коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания:

Определяем плотность газа ρ_ВС, требуемое количество нагнетателей m_Н и производительность нагнетателя при условиях всасывания Q_ВС

m_Н - число параллельно работающих ЦН, определяемое из соотношения:

,

значение m_Н округляем до m_Н = 2;

Q_Н - номинальная производительность ЦН при стандартных условиях, млн.м³/сут;

Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем Q_ПР и [n/n_Н]_ПР. Результаты вычислений приведены в табл. 6.

Таблица 6

Результаты расчета  и

Приведем расчета для частоты вращения ,

Полученные точки  -  наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рис.2).

Вычисляем требуемую степень повышения давления:

По характеристике нагнетателя (рис.5.11), определяем расчетные значения приведенных параметров. Для этого проводим горизонтальную линию из  до линии режимов и находим точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим . Аналогично определяем

 и .

Определяем расчетную частоту вращения вала нагнетателя по формуле

.

Рассчитываем внутреннюю мощность, потребляемую ЦН:

кВт.

С учетом, что механические потери мощности составляют 1% от номинальной мощности ГТУ, по формуле определяем мощность на муфте привода.

, кВт

Вычисляем располагаемую мощность ГТУ:

где  - номинальная мощность ГТУ, кВт;

 - коэффициент технического состояния по мощности, ;

- коэффициент, учитывающий влияние системы против обледенения (при отключенной системе  = 1); - коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла (при ее отсутствии  = 1); - коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ, ;

Т_ВОЗД,  - соответственно фактическая и номинальная температуры воздуха, Т_ВОЗД = 272 К; = 288 К;

р_а - расчетное давление наружного (атмосферного) воздуха

Проверяем условие . Условие 8570 < 11567 выполняется.

Определяем температуру газа на выходе ЦН

.

где k - показатель адиабаты природного газа, k = 1,31.

5. Определение аккумулирующей способности последнего участка газопровода

Часовое потребление газа в течение суток изменяется от максимального значения в полдень до минимального значения ночью.

Разницу между максимальным и минимальным объемами газа приведенных к стандартным условиям принято называть аккумулирующей способностью конечного участка газопровода.

Аккумулирующая способность последнего участка определяется по формуле:

Р_{1 max} - максимальное давление в начале последнего участка, определяется из условия прочности газопровода

 - коэффициент, равный:

 - коэффициент, равный:

Таким образом, аккумулирующая способность последнего участка составляет 15% суточной производительности магистрального газопровода, что обеспечивает покрытие часовой неравномерности потребления газа в течение суток.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. В.Ф. Новосёлов, А.И. Гольянов, Е.М. Муфтахов. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации газопроводов. - М.: Недра, 1982.

2. Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков и др. Типовые расчёты при сооружении и ремонте газонефтепроводов. - СПб.: Недра, 2006.

. Белицкий В.Д. Методические указания к выполнению курсовой работы для студентов специальности 130501 - «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Часть 2. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004.

. СНиП 2.05.06-85.

ПРИЛОЖЕНИЕ