Проектирование и эксплуатация магистрального газопровода

Проектирование и эксплуатация магистрального газопровода

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

. ВЫБОР ТРАССЫ МГ И ОПЕРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА, АВО и ПУ

.1 Определение количества ГПА

.2 Определение количества АВО

.3 Определение количеста ПУ

. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗОПРОВОДА

.1 Определение числа КС

.2 Определение прибыли

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных, а в случае транспорта газообразных веществ - единственным видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капитало- и металлоемких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях. Отсюда понятно внимание, уделяемое вопросам надежности и эффективности работы магистральных трубопроводов при их проектировании и эксплуатации.

Перемещение районов добычи газа в восточные регионы страны привело к резкому увеличению протяженности магистральных газопроводов (МГ).

Более 90% газа добывается в Тюменской области. В тоже время потребляется он в основном в Европейской части страны, что обуславливает необходимость транспорта больших объемов газа на расстояния несколько тысяч километров. Увеличение объемов транспорта вызывало рост диаметров газопроводов, что привело к снижению удельных энерго и метало затрат и как результат снижению более чем в два раза себестоимости транспорта газа. Максимальное значение диаметра достигло 1420 мм, и дальнейшее увеличение считается нецелесообразным. Пропускная способность МГ диаметром 1420 мм составляет 90 - 100 млрд.м³ газа в год. До диаметра 1020 мм, газопроводы имеют рабочее давление 5,45 МПа. Газопроводы диаметром 1220 мм, и 1420 мм, эксплуатируются с давлением 7,36 МПа.

Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и оборудования и рациональности их использования. Фактические условия работы трубопроводов отличаются от проектных. Так, производительность зависит как от возможности добычи нефти и газа, так и от потребности в них. В процессе эксплуатации меняется состояние линейной части и оборудования станций, что предопределяет изменение пропускной способности нефти- и газопроводов и изменение параметров работы при постоянной производительности. В этих условиях приходится решать следующие задачи: выбор оптимальной схемы работы при заданной производительности, определение параметров работы при максимальной загрузке, разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы.

1.     
ВЫБОР ТРАССЫ МГ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

1.1 Выбор трассы МГ

параметры технологической схемы МГ:

газопровод Уренгой - Н.Вартовск

Диаметр D=1400 мм.

Рабочее давление Р₁=7,35 МПа.

Давление перед первой станцией Р_н=5 МПа.

Давление в конце МГ Р_к=2,0 МПа.

Температура газа на входе в КС равна температуре грунта Т_н=273.

ГПА типа ГТК-10-4

Пылеуловители типа ГП-144.

АВО типа 2АВГ-75с.

Приведенная характеристика ЦН 370-18-1 (приложение 1)

Характеристика циклонного пылеуловителя ГП 144 (приложение 2)

Недостающими исходными данными являются протяженность нефтепровода L, а так же относительная плотность газа по воздуху ∆. С помощью атласа, учитывая транспортную развязку, определяем, что L=440 км [3].

1.2. Определяем физические свойства газа.

На таблице 1 представлена характеристика газов Уренгойского месторождения.

Таблица 1

Основные параметры ГТК-10-4

Основные параметры ЦН 370-18-1

Температура в районе прохождения трассы Уренгой-Нижневартовск:

Среднегодовая температура грунта на глубине заложения трубопровода То= -4,9 ^оС;

Среднегодовая температура воздуха Та=-9 ^оС;

Определим молярную массу М и плотность при стандартных условиях ρст

Плотность газа при стандартных условиях:

, (1.1)

где - давление и температура при стандартных условиях (Р_с = 0,1013 МПа и Т_с = 293,15 К),

М - молярную массу природного газа M, кг/кмоль, вычисляют на основе компонентного состава газа: Метан(98,8%), Этан(0,07%), Пентан(0,01%), Двуокись углерода(0,29%), Азот(0,8%) по формуле:

, (1.2)

Определим газовую постоянную:

 (1.3)

тогда:

Критические значения давления Р_кр и температуры Т_кр :

По СТО "Газпром" они находятся следующим образом:

, (1.4)

, (1.5)

где Р_крi, Т_крi - критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси. х_i - концентрация i-го компонента газа, доли ед.

Учет газа при коммерческих операциях производится в объемных единицах приведенным к стандартным условиям (Т=293К), Р=0,1Мпа)

где Q-объемная производительность МГ

 млрд.м³/год.

1.   Определяем суточную производительность газопровода Q, млн.м3/сут по формуле

,                              (1.1)

Где Q_г - годовая производительность газопровода, млрд.м³/год;

 - оценочный коэффициент использования пропускной способности, определяемый по формуле:

,                  (1.2)

где  - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, связанный с необходимостью увеличения пропускной способности газопровода в период повышенного спроса на газ;

 -         коэффициент экстремальных температур, учитывающий снижение пропускной способности газопровода при повышение температуры воздуха выше расчетного значения;

 - оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий снижение пропускной способности МГ при отказах линейной части и оборудования КС.

В соответствии с [2] принимаем следующие значения коэффициентов:  = 0,98;  = 0,95 (т.к. трасса меньше 1000 км.);  = 0,99 (для длины газопровода 440 км).

 млн.м³/сут.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА, АВО И ПУ

.1 Определение количества ГПА

Количество рабочих ГПА  на каждой станции можно определить по формуле:

,                           (2.1)

где Q_ном. - номинальная производительность одного ГПА.

Q_ном - производительность ГПА ГТК-10-4( Q_ном =37,0 млн м³/сут).

.

Принимаем  = 2. Согласно [3] принимаем 1 резервных ГПА. Следовательно, суммарное количество ГПА на КС равно  = 3 шт.

2.2 Определение количества АВО

Количество АВО типа 2АВГ-75с можно определить по их массовой производительности:

,                                (2.2)

Массовую производительность МГ можно определить по формуле:

,                         (2.3)

кг/с.

Согласно [8] для АВО типа 2АВГ-75С принимаем G_АВО = 54,44 кг/с и определяем необходимое количество АВО по формуле (2.2): шт. Принимаем n_АВО = 11 шт.

2.3 Определение количества ПУ

Необходимое количество ПУ определяется таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на остальные в работе не выходила за пределы их максимальной производительности, а при работе всех аппаратов - не выходила за пределы минимальной производительности.

Рабочее давление пылеуловителя  равняется давлению на входе в КС МПа. Так как плотность газа при стандартных условиях отличается от 0,75кг/м³, следовательно, необходимо определить коэффициент изменения производительности пылеуловителя [8]. В приложении 1 приведена характеристика ПУ типа ГП-144. Принимаем коэффициент изменения производительности ПУ = 0,9. По прил. 1 определяем минимальную  и максимальную  производительность ПУ:

= 13,6 млн. м³/сут.,

= 20,2 млн. м³/сут.

Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности ПУ:

 млн. м³/сут.,

 млн. м³/сут.

Количество ПУ можно определить по формуле:

,                                (2.4)

,                               (2.5)

где  n_max и n_min - максимально и минимально допустимое количество пылеуловителей, шт.

шт.,

шт.

Таким образом, принимаем n_max =6шт. и n_min = 4 шт.

Таким образом, принимаем 5 ПУ заданной марки ГП-144.

Производительность одного ПУ Q_1ПУ определяется по формуле:

                             (2.6)

где n_{ПУ. раб} - число рабочих пылеуловителей.

При 5 включенных ПУ производительность одного составит:

 млн м³/сут.

Полученное значение входит в заданный интервал.

При отключении одного ПУ:

 млн м³/сут.

Полученное значение входит в заданный интервал.

Таким образом, принимаем 5 ПУ заданной марки ГП-144.

3. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗОПРОВОДА

3.1 Определение числа КС

При прочих равных условиях длина участка между станциями зависит от перепада давления в нем и поэтому будет различна для участков между КС и для конечного участка.

Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной способности:

,                    (3.1)

где    l - длина участка, км;

с - коэффициент, равный 105,087;[9]

D -диаметр МГ, м;

 - расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления;

Р₁ - абсолютное давление в начале участка МГ (на выходе КС), МПа;

Р₂ - абсолютное давление в конце участка МГ (на входе в КС), МПа;

z_ср - коэффициент сжимаемости газа (средний на участке МГ),

Т_ср - средняя температура газа на участке МГ, К.

Принимая давление в конце участка (на входе станции) Р₂ равным давлению на входе в первую станцию Р_н имеем:

МПа.

Ориентировочное значение средней температуры на участке можно определить по формуле:

,                         (3.2)

где    Т₁ - температура газа в начале участка, К;

Т₂ - температура газа в конце участка, К.

Температуру газа в конце участка принимаем равной температуре входа в нагнетель: К.   (3.3)

Температура газа в начале участка будет равняться температуре на выходе из ГПА, которую можно определить по формуле [9]:

,                       (3.4)

где    Т_наг - температура газа на выходе ГПА, К;

 - степень сжатия нагнетателя;

 - политропический кпд нагнетателя;

Определим степень сжатия центробежных нагнетателей:

,        (3.5)

где:

Р1-давление газа в начале участка (на выходе из КС), принимаем рабочее давление Р1=7,35 МПа

Р2-давление газа в конце участка (перед входом в КС), МПа

 - потери давления во входном и выходном коллекторах КС 0,12 и 0,07;[2]

==1,49

Согласно рекомендация [9] принимаем  = 0,8. При этом температура газа на выходе ГПА по формуле (3.4) будет равняться:

К.

Итак, определяем среднюю температуру на участке для магистрального газопровода по формуле (3.5):

К.

Среднее значение коэффициента сжимаемости газа можно определить относительно средних значений давления и температуры на участке по формуле:

,                                  (3.6)

        (3.7)

                                   (3.8)

Т_пр - приведенная температура газа, К.

Приведенное давление газа можно определить по формуле:

,                                    (3.9)

где Р_ср - среднее давление газа на участке, МПа;

Р_кр - критическое давление газа, МПа.

Среднее давление на участке можно определить по формуле:

МПа                                 (3.10)

Критическое давление газа можно определить по формуле:

,МПа                      (3.11)

МПа

Приведенную температуру газа можно определить по формуле:

,К                                (3.12)

Где Т_кр - критическая температура газа, К.

Критическую температуру газа можно определить по формуле:

                               (3.13)

 К

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления l, согласно [2], для любого режима течения по формуле:

, (3.14)

где т - теоретический коэффициент гидравлического сопротивления;

Е - коэффициент гидравлической эффективности, безразмерный, принимается равным 0,95.

Коэффициент сопротивления трению l_т вычисляют по формуле ВНИИГАЗа:

, (3.15)

где К - эквивалентная шероховатость труб: для труб без внутреннего гладкостного покрытия следует принимать равным 0,030 мм;

d - диаметр трубы, мм;

Re - число Рейнольдса.

Число Рейнольдса при нашей производительности согласно нормам [2] определяется по формуле:

, (3.16)

Определяем динамическую вязкость газа m по формуле, согласно [2]:

, (3.17)

где

 (3.18)

, (3.19)

, (3.20)

, (3.21)

Подставим:

,

 ,

,

.

Тогда:

Определяем расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления по формуле (3.15):

Итак, определив все неизвестные в формуле (3.1) рассчитываем длину участка между КС:

км.

Длину конечного участка можно определить из соотношения:

,      (3.22)

где    l_к - длина участка, км;

Р_к - абсолютное давление в конце МГ, МПа;

z_к.ср - коэффициент сжимаемости газа (средний на конечном участке МГ),

Т_к.ср - средняя температура газа на конечном участке МГ, К.

Согласно [1] вторым сомножителем в формуле (3.22) можно пренебречь. Таким образом, получаем следующую формулу:

.                       (3.23)

Определяем показатель

.

Зная длину всего МГ и длины участков можно определить теоретическое число КС по формуле:

,    (3.24)

где    n_0КС - теоретическое число КС, шт.;

L - длина МГ, км.

шт.

Округление числа КС в меньшую сторону потребует строительства лупингов для сохранения заданной пропускной способности, что создаст дополнительные трудности при эксплуатации. При округлении числа КС в большую сторону пропускная способность МГ возрастет, следовательно, заданную производительность можно будет реализовать при регулировании режимов работы КС.

Итак, округляем число КС в большую сторону и принимаем n_КС = 3 шт.

Уточняем полученные длины участков по формулам:

,                          (3.25)

,                       (3.26)

 - уточненное значение длины конечного участка МГ, км.

км,

км.

Удельная изобарная теплоемкость природного газа, определяемая для средних значений температуры и давления, согласно СТО Газпром определяется по формуле:

                   (3,27)

где С_р         - удельная теплоемкость газа, КДж / (кг  град);

Т       - средняя температура газа. К;

Р       - среднее давление газа, МПа;

D_i - коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

газопровод магистральный пылеуловитель охлаждение

В ходе выполнения проекта газопровода Уренгой-Н.Вартовск были решены следующие задачи:

1.   была выбрана трасса газопровода по физической карте района с учетом критериев оптимальности, расчетная длина газопровода составила 440 км;

2.      было определено необходимое количество ГПА и ПУ на каждой компрессорной станции: количество ГПА типа ГТК-10-4 равняется 3 шт. (2 рабочих и 1 резервных), количество ПУ типа ГП-144 - 5 шт.; количество АВО типа 2АВГ-75с -10шт.

Список использованной литературы

1.      Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация газопроводов. Электронный курс лекций, Тюмень, 2001.

2.      Стандарты Организации. Нормы технологического проектирования магистрального газопровода. СТО Газпром 2-3.5-051-2006.

.        Волков М.М., Михеев А.А., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. - М.: Недра, 1989.

.        СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.- М.: Стройиздат, 1985.

.        Трубопроводный транспорт нефти. Под общей редакцией Вайнштока С.М.. том 1. - М.: Недра, 2002.

.        Альбом характеристик центробежных нагнетателей. М.: Мингазпром, 1985.

.        Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов. Методические указания по курсовому проектированию для студентов специальности 130501. Тюмень, 2005.

.        Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация Компрессорных станций. Учебно-методический комплекс. Тюмень, 2004.

.        Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы. Учебное пособие. Тюмень, 1998.