Разработка мероприятий по увеличению производительности магистрального газопровода на 15%

Размещено на http://www.allbest.ru/

НОУ СПО «ВОЛГОГРАДСКИЙ КОЛЛЕДЖ ГАЗА И НЕФТИ»

ОАО «ГАЗПРОМ»

ЗАДАНИЕ

на курсовое проектирование по

МДК 02.01 Сооружение газонефтепроводов и газонефтехранилищ

студенту _Фролову Д.В. группы 11 ЭГП-У

Тема задания Разработка мероприятий по увеличению производительности МГ на 15 %

ВВЕДЕНИЕ

1. Общая часть

1.1 Характеристика участка газопровода

1.2 Способы увеличения производительности, обоснование выбранного способа

1.3 Организация работ по сооружению и испытанию лупинга

1.4 Техника безопасности при испытании трубопроводов на прочность и герметичность

2. Расчетная часть

2.1 Проверочный гидравлический расчет участка с целью определения производительности

2.2 Расчёт лупинга

Заключение

3. Графическая часть

Лист 1 План и профиль трассы газопровода.

Лист 2 Схема работ по сооружению лупинга.

Дата выдачи « » 20 г.

Дата окончания « » 20 г.

Зав. Отделением Руководитель проекта

ВВЕДЕНИЕ

производительность газопровод лупинг безопасность

Россия является одной из ведущих газодобывающей стран мира. Основным внутренним потребителем природного газа являются энергетические комплексы, предназначенные для производства электроэнергии и теплоты. Кроме основного энергетического топлива природный газ является ещё и важным сырьём для нефтехимической промышленности и применяется для получения множества продуктов. Россия является крупнейшим экспортёрам природного газа. Экспорт газа один из главных источников валютных поступлений для государства и обеспечения инвестиционных ресурсов для развития газовой промышленности.

Трубопроводы ОАО «Газпром» пересекают 63 края, области и регионы Российской Федерации.

ОАО «Газпром», понимая все возрастающее значение природного газа в развитии мировой экономики, открыто для сотрудничества со всеми странами, готово продолжать активно участвовать в решении проблем развития мирового рынка газа и укрепления деловых контактов с ведущими компаниями.

Природный газ месторождений содержит механические примеси посторонние вещества в твердом, жидком и газообразном состояниях, входящие в состав газа и снижающие его теплоту сгорания.

Транспортировку газа по магистральным трубопроводам осуществляют после очистки и комплексной подготовки газа на месторождении. Подбор оборудования для установок комплексной подготовки газа (УКПГ) зависит от многих факторов.

Для оценки качества природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам и подаваемого потребителям, используют следующие показатели. Содержание влаги в газе. Влага способствует коррозии газопровода и оборудования компрессорных станций, а также образованию кристаллогидратов. Содержание сероводорода. Наличие в газе сероводорода способствует развитию коррозии внутренней поверхности газопроводов, газоперекачивающих агрегатов, арматуры и загрязнению атмосферы помещений токсичными продуктами. Содержание механических примесей. Механические примеси, содержащиеся в газе, способствуют развитию эрозии, износу газопроводов и компрессорных агрегатов, а также засоряют контрольно-измерительные приборы и увеличивают вероятность аварийных ситуаций на компрессорных станциях (КС), газопроводах и газораспределительных станциях (ГРС). Содержание кислорода. В природных газах кислород отсутствует. При строительстве или ремонте газопроводов кислород можно внести при недостаточной продувке трубы. Наличие кислорода в природном газе может привести к образованию взрывоопасных смесей или выделению элементарной серы при наличии сероводорода.

От механических примесей, природный газ очищают в призабойной зоне, на промысле, на линейной части, на КС и ГРС.

Цель курсового проекта - рассмотреть сооружение и организацию работ при строительстве лупинга.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика участка газопровода

Лупинг -- участок трубопровода, прокладываемый параллельно основному трубопроводу; подключается для увеличения пропускной способности последнего. Ha участке трубопровода c лупингом расход транспортируемого продукта в основном трубопроводе уменьшается, следовательно, сокращается общая потеря напора на преодоление гидравлического сопротивления. Поэтому при неизменной величине напора пропускная способность трубопровода в целом увеличивается тем значительнее, чем больше площадь поперечного сечения лупинга.

Сооружение лупинга производится в соответствии со СНиП III-42-80.

Необходимая длина лупинга рассчитывается в зависимости от величины необходимой производительности.

Параметры газопровода:

Проектная пропускная способность 36 млн. /сут.; начальное давление 5 МП.; конечное давление 3.6 МП.; длина участка 110 км.; диаметр газопровода 1020 мм.; толщина стенки 12,5 мм.; начальная температура 34°С; среднегодовая температура грунта на глубине залегания газопровода 11°С; коэффициент теплопередачи от газа к грунту 1,5 Вт/(·°С); Теплоемкость газа 0,6 ккал/(кг·°С).

Газопровод выполнен в подземном исполнении.

Состав транспортируемого газа:

Компонент	Концентрация в долях единицы	Молярная масса, кг/моль	Критическая температура, К	Критическое давление, МПа	Динамическая вязкость, кгс·с/
1	2	3	4	5	6
метан	98,6	16,043	190,5	4,49	10,3
этан	0,07	30,07	306	4,77	7,5
пентан	0,01	72,151	470,2	3,24	6,2
двуокись углерода	0,29	44,01	133	3,44	1,4
азот	1,12	27,016	126	3,39	16,6

1.2 Способы увеличения производительности, обоснование принятого способа

С необходимостью увеличения пропускной способности газопроводов приходится сталкиваться как в процессе проектирования, так и при эксплуатации их. Наращивание пропускной способности обусловлено стадийностью ввода в эксплуатацию газопроводов. Большую роль оказывают так же изменения, происходящие в направлении и мощности потоков газа вследствие открытия новых газовых месторождений, строительства новых промышленных объектов, городов и т.п. В общем случае при увеличении пропускной способности системы начальное и конечное давление могут изменяться. Это зависит от степени загруженности действующей части системы, от характеристик установленного основного оборудования, а также от того, потребуется или не потребуется расширение действующих компрессорных станций (КС). Т.к. местоположение КС предопределено, то расчет увеличения пропускной способности приходится проводить, как правило, по каждому перегону между КС, и в последующем все параметры будут относиться к одному перегону. Увеличить пропускную способность газопровода можно следующими основными способами: прокладка лупингов, укладка вставки, удвоение числа КС. Выбор того или иного способа зависит от конкретных условий на участке газопровода, а также от технико-экономического обоснования.

При наращивании пропускной способности газопроводной системы путем увеличения КС необходимо согласовать режимы работы смежных перегонов и КС. На перегоне между КС можно дополнительно построить любое число КС.

Исходя же из технико-экономических расчетов, целесообразным оказывается, как правило, только удвоение КС. Исключение составляет пусковой период, который разбивается на несколько этапов. Начальным этапом является безкомпрессорная подача газа по газопроводу за счет пластового давления. Затем в несколько этапов вводятся в эксплуатацию КС. Одновременно на различных этапах могут сооружаться параллельные нитки.

Исходя из кратности применяемого на КС оборудования, увеличение числа КС на различных этапах развития газопровода может быть только кратным числом (коэффициент кратности n_кс =2,3,4,5,…). При сооружении на перегоне дополнительных КС расчетная длина перегона уменьшается в n_кс раз, за счет чего возрастает пропускная способность перегона:

;

В этом случае возможная степень увеличения пропускной способности системы:

При квадратичном законе течения газа и для одинаковых диаметров эта степень:

;

При увеличении КС необходимо расширять существующие КС. При этом стараются полнее использовать возможности трубопровода и КС, т.е. р=1. Приведем изменение пропускной способности газопроводной системы Q в зависимости от увеличения КС по этапам строительства:

Число сооружаемых Схема сооружения КС Q, %

КС. %

20 Каждая пятая КС.................45

25 Каждая четвертая................50

33 Каждая третья......................58

50 Каждая вторая... ………..….71

0 Все КС…………………........100

Приведенные значения пропускной способности получены при условии, что на всех этапах развития газопровода входное и выходное давления на КС остаются неизменными и равны давлениям при 100% -ной загрузке газопровода. Такой способ увеличения пропускной способности газопровода возможен, если общее число КС и число КС, сооружаемых по этапам (хотя бы по одному этапу), кратны. Например, при общем числе КС, равном 15, возможны два варианта сооружения: I вариант - на первом этапе, З, на втором-12; II вариант: первом этапе - 5, на втором - 10. Например, при общем числе КС, равном 12, возможны четыре варианта разбивки по этапам.

Число этапов обосновывается в каждом конкретном случае, исходя из графика поставки оборудования, плановых заданий по наращиванию пропускной способности и других причин. Наращивание производительности КС по этапам будет обеспечиваться соответствующим числом рабочих агрегатов, подключаемых параллельно. Как следует из приведенного числового примера, такая разбивка КС по этапам строительства возможна тогда, когда общее число КС можно разбить на простейшие множители и группы из них (15 = 3Ч5 = 5Ч3). Для первого этапа сооружения можно принять число КС, равное любому простейшему множителю или группе из них. Число КС, сооружаемых на каждом последующем этапе, должно быть кратно сумме КС, сооружаемых на предыдущих этапах. Легче всего разбивается на этапы общее число КС, состоящее из произведения двоек (например, 4, 8, 16). В этом случае на каждом этапе происходит удваивание КС. При общем числе КС, выражаемых простыми числами (например, 7, 11, 13, 17, 19), также возможно поэтапное сооружение КС, но при этом часть КС (или все КС) на разных этапах эксплуатации будут работать при различных входных и выходных давлениях.

Наращивание производительности КС по разным этапам в данном случае будет происходить за счет дополнительных рабочих агрегатов, включаемых как параллельно, так и последовательно, т.е. КС будут работать по разным схемам на различных этапах. В принципе возможна даже замена типа оборудования по мере выхода газопровода на проектную пропускную способность. При этом необходимо иметь в виду, что эксплуатация основного оборудования КС с давлениями, существенно отличающимися от номинальных значений, может значительно снижать технико-экономические показатели.

В процессе эксплуатации МТ часто возникает необходимость прокладки лупинга (обводной линии).

Согласно действующим нормам технологического проектирования для пропуска планируемого грузопотока должно предусматриваться сооружение одной нитки МТ с последующим развитием его пропускной способности за счет увеличения числа станций или модернизации оборудования с целью увеличения их производительности.

Проектирование МТ с учетом прокладки второй нитки (лупинга) допускается в следующих случаях:

1) Когда заданная пропускная способность не может быть обеспечена одной ниткой из-за отсутствия труб большего диаметра и нецелесообразности освоения их промышленностью.

2) Когда увеличение пропускной способности трубопроводов до пределов, указанных задании на проектирование, намечается в сроки, превышающие 8 лет.

В настоящее время в эксплуатации находится большое количество многониточных трубопроводов. Каждая последующая нитка системы подключается к действующим трубопроводам по мере готовности. Таким образом, каждая часть строящейся нитки может рассматриваться как лупинг.

Система состоит из n параллельных газопроводов, работающих совместно. Первоначальная пропускная способность системы Q₀.

Q₀=K;

Индекс "0" означает параметры до увеличения пропускной способности. Если к "m" ниткам системы (m?n) подключить лупинг диаметром Д_л и длиной Х_л, то пропускная способность увеличится до Q (Q>Q₀):

Q₀=K*;

Магистральные газопроводы сооружаются многониточными не только по соображениям надежности, но, главным образом, потому, что выпускаемые промышленностью трубы самого большого диаметра не могут обеспечить заданной пропускной способности. Поэтому многониточные газопроводы в большинстве случаев строятся из труб одного диаметра (т.е. их коэффициенты гидравлического сопротивления будут практически всегда одинаковыми для всех зон течения).

Предельно возможное увеличение пропускной способности определяется (при условии ):

_пр=;

С увеличением числа ниток газопроводной системы эффективность лупинга падает. Например, если для однониточного газопровода Х_пр=2, то при n=2 Х_пр=1,5; а при n=5 Х_пр=1,2.

При любом n лупинг, подключенный по всем ниткам, является более эффективным в сравнении с подключением к одной нитке (при заданной степени увеличение пропускной способности это будет лупинг наименьшей длины). Длина лупинга, подключенного по всем ниткам системы, определяется (при m=n):

=;

Параметры газопровода до увеличения пропускной способности (Q₀, Д₀, L, P_m, P_к) связаны между собой уравнением:

;

Пропускная способность его должна быть увеличена до величины Q путем сооружения вставки большого диаметра D_в. Пусть вставка длинной Х_в расположена на расстоянии Х от начала газопровода.

Предполагая, что режим течения не меняется, на основании формулы расхода запишем разность квадратов давлений на участке:

Участок длиной Х

;

Участок длиной Х_в

;

Просуммировав левые и правые части полученных уравнений, имеем:

-=;

Из этого выражения видно, что место расположения вставки (это же относится и к лупингам) не влияет на пропускную способность газопровода.

Решая совместно уравнения, получаем:

;

Из предложенных способов для наших целей наиболее подходящим является сооружение лупинга.

1.3 Организация работ по сооружению и испытанию лупинга

Монтаж лупинга следует выполнять в соответствии с проектом производства работ, который должен содержать указания о способе и последовательности монтажа, обеспечивающего прочность, устойчивость и неизменяемость конструкции на всех стадиях монтажа. При этом суммарная величина монтажных напряжений в трубопроводе должна быть не более 90 % нормативного предела текучести материала трубы.

После проведения испытаний трубопровода следует проводить повторный геодезический контроль положения всех элементов конструкции лупинга.

Испытание магистральных трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить после полной готовности участка или всего трубопровода (крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации на испытываемый объект).

Испытание трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) или пневматическим (воздухом, природным газом) способом для газопроводов.

Гидравлическое испытание трубопроводов водой при отрицательной температуре воздуха допускается только при условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания.

Способы испытания, границы участков, величины испытательных давлений и схема проведения испытания, в которой указаны места забора и слива воды, согласованные с заинтересованными организациями, а также пункты подачи газа и обустройство временных коммуникаций определяются проектом.

Протяженность испытываемых участков не ограничивается, за исключением случаев гидравлического испытания и комбинированного способа, когда протяженность участков назначается с учетом гидростатического давления.

Общее время выдержки участка трубопровода под испытательным давлением без учета времени циклов снижения давления и восстановления должно быть не менее 24 ч.

Время выдержки участка под испытательным давлением должно быть не менее:

до первого цикла снижения давления - 6 часов;

между циклами снижения давления - 3 часа;

после ликвидации последнего дефекта или последнего цикла снижения давления - 3 часа.

Подвергаемый испытанию на прочность и проверке на герметичность магистральный трубопровод следует разделить на отдельные участки, ограниченные заглушками или линейной арматурой.

Линейная арматура может быть использована в качестве ограничительного элемента при испытании в случае, если перепад давлений не превышает максимальной величины, допустимой для данного типа арматуры.

Проверку на герметичность участков всех категорий трубопроводов необходимо производить после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего, принятого по проекту.

При пневматическом испытании заполнение трубопровода и подъем давления в нем до испытательного должны вестись через полностью открытые краны байпасных линий при закрытых линейных кранах.

Для выявления утечек воздуха или природного газа в процессе закачки их в трубопровод следует добавлять одорант.

При пневматическом испытании подъем давления в трубопроводе следует производить плавно (не более 0,3 МПа (3 кгс/см²) в час), с осмотром трассы при величине давления, равного 0,3 от испытательного, но не выше 2 МПа (20 кгс/см²). На время осмотра подъем давления должен быть прекращен. Дальнейший подъем давления до испытательного следует производить без остановок. Под испытательным давлением трубопровод должен быть выдержан для стабилизации давления и температуры в течение 12 ч при открытых кранах байпасных линий и закрытых линейных кранах. Затем следует снизить давление до рабочего, после чего закрыть краны байпасных линий и провести осмотр трассы, наблюдения и замеры величины давления в течение времени не менее 12 ч.

При подъеме давления от 0,3 Р_исп. до Р_исп. и в течение 12 ч при стабилизации давления, температуры и испытаниях на прочность осмотр трассы запрещается.

Осмотр трассы следует производить только после снижения испытательного давления до рабочего с целью проверки трубопровода на герметичность.

При заполнении трубопроводов водой для гидравлического испытания из труб должен быть полностью удален воздух. Удаление воздуха осуществляется поршнями-разделителями или через воздухоспускные краны, устанавливаемые в местах возможного скопления воздуха.

Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность давление остается неизменным, а при проверке на герметичность не будут обнаружены утечки.

При пневматическом испытании трубопровода на прочность допускается снижение давления на 1 % за 12 ч.

При обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок трубопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

После испытания трубопровода на прочность и проверки на герметичность гидравлическим способом из него должна быть полностью удалена вода.

Полное удаление воды из газопроводов должно производиться с пропуском не менее двух (основного и контрольного) поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха или в исключительных случаях природного газа.

Скорость движения поршней-разделителей при удалении воды из газопроводов должна быть в пределах 3-10 км/ч.

Результаты удаления воды из газопровода следует считать удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды и он вышел из газопровода неразрушенным. В противном случае пропуски контрольных поршней-разделителей по газопроводу необходимо повторить.

При всех способах испытания на прочность и герметичность для измерения давления должны применяться проверенные опломбированные и имеющие паспорт дистанционные приборы или манометры класса точности не ниже 1 и с предельной шкалой на давление около ⁴/₃ от испытательного, устанавливаемые вне охранной зоны.

О производстве и результатах очистки полости, а также испытаниях трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность необходимо составить акты.

1.4 Техника безопасности при испытании трубопроводов на прочности и герметичность

Магистральные газопроводы до ввода в эксплуатацию должны подвергаться очистке полости, испытанию на прочность и проверке на герметичность в соответствии со специальной инструкцией под руководством комиссии. Инструкция должна предусматривать способы, параметры и последовательность выполнения работы; методы и средства выявления отказов; схему организации связи; требования пожарной, газовой, технической безопасности и указания по размерам охранной зоны. Рабочая инструкция составляется строительно-монтажной организацией и утверждается руководителем комиссии по испытанию трубопровода.

Председатель комиссии на время очистки полости и проведения испытаний газопровода обязан обеспечить безопасность обслуживающего персонала и населения, а также сохранность машин и сооружений вдоль трассы газопровода в пределах охранной зоны. Председателем комиссии по испытанию назначается представитель подрядчика [26].

Все члены комиссии, а также инженерно технические работники и рабочие должны изучить инструкцию и расписаться в журнале. Перед началом работ обслуживающий персонал получает необходимый инструмент, спецодежду и средства индивидуальной защиты.

Очистка полости, испытания газопроводов на прочность и проверка их на герметичность при отсутствии бесперебойной связи запрещается.

При очистке полости и испытании магистральных газопроводов газом или воздухом устанавливают охранную зону. При испытательном давлении более 8.4 МПа охранную зону увеличивают на 50%. При промывке трубопровода водой охранная зона занимает полосы по 25м в обе стороны от трубопровода, а при гидравлическом испытании трубопровода диаметром 1420 мм - 100м. охранную зону вылета очистного поршня или поршня-разделителя ограничивают сектором 60є у конца продувного патрубка. При наземной или надземной прокладке газопровода её увеличивают в два раза. Для вертолётов и самолётов, участвующих в проведении работ по очистке полости и испытанию магистральных газопроводов, по согласованию с территориальными управлениями гражданской авиации устанавливают дополнительную охранную зону.

Наблюдение за зоной оцепления в период проведения работ осуществляет один из членов комиссии, назначенный председателем комиссии и ответственный за этот участок работы.

Рабочие и ИТР, а также машины, механизмы и оборудование должны находиться за пределами охранной зоны. Оцепление можно снимать только по указанию председателя комиссии.

Дежурные постов и обходчики обязаны:

наблюдать за определённым местом или участком трубопровода; немедленно сообщать комиссии обо всём, что препятствует проведению работ или создаёт угрозу для людей, животных, сооружений, транспорта, находящихся вблизи трубопровода;

обозначать места утечек газа, опасных загазованных зон и сообщать об этом комиссии.

При обходе трассы трубопровода обходчики должны находиться в 20 м от оси трубопровода при очистке его полости и испытания воздухом или газом, а при испытании водой - на расстоянии не менее 5 м.

К очистке полости и испытания газопровода природным газом разрешено приступать лишь после вытеснения из него воздуха. Содержание кислорода в выходящей из газопровода газовоздушной смеси определяют переносным газоанализатором. Оно не должно превышать 2%.

До очистки полости, испытание газопровода газом или воздухом в местах, где он пересекает железные и автомобильные дороги или проходит вблизи от них, комиссия должна уведомить соответствующие организации (управление железной дороги, автомобильный отдел и др.) о проведении работ и согласовать с ними необходимые меры безопасности. В местах пересечения газопроводом железных и автомобильных дорог или приближения его к населённым пунктам за пределами охранной зоны следует выставлять охранные посты и устанавливать предупредительные и запрещающие знаки.

Во время очистки полости и испытания магистрального газопровода природным газом в охранной зоне запрещается пользоваться открытым огнём.

При разрушении газопровода во время очистки полости или испытания газом следует принять срочные меры по ликвидации аварии. Если авария произошла в месте пересечения газопровода с железной или шоссейной дорогой или вблизи от неё, а также недалеко от населённого пункта, необходимо немедленно оцепить опасный район, а затем приступить к ликвидации аварии.

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Проверочный гидравлический расчет участка магистрального газопровода

Цель расчёта: уточнить производительность магистрального газопровода.

Исходные данные:

Пропускная способность, Q, млн. /сут 36

Начальное давление участка газопровода, , МПа 50

Конечное давление участка газопровода, , МПа 36

Длина участка газопровода, l, км 110

Диаметр участка газопровода, , мм 1020Ч12,5

Среднегодовая температура грунта на глубине

залегания газопровода, , °С 11

Температура газа в начале участка газопровода, ,°С 34

Коэффициент теплопередачи от газа к грунту, k, Вт/(·°С) 1,5

Теплоемкость газа, , ккал/(кг·°С) 0,6

Таблица 2.1- Состав газа

Компонент	Концентрация в долях единицы	Молярная масса, кг/моль	Критическая температура, К	Критическое давление, МПа	Динамическая вязкость, кгс·с/
1	2	3	4	5	6
метан	98,6	16,043	190,5	4,49	10,3
этан	0,07	30,07	306	4,77	7,5
пентан	0,01	72,151	470,2	3,24	6,2
двуокись углерода	0,29	44,01	133	3,44	1,4
азот	1,12	27,016	126	3,39	16,6

Для выполнения гидравлического расчета предварительно выполняем расчет основных параметров газовой смеси.

1. Определяем молекулярную массу газовой смеси, , кг/кмоль

=·+·+…+·; (2.1)

где - объемная концентрация, доли единиц

- молярная масса компонентов, кг/кмоль

=0.98·16.043+0.0007·30.070+0.0001·72.151+0.0029·44.01+0.008·28.02=16.24кг/кмоль

2. Определяем плотность смеси газов, с, кг/

с=; (2.2)

где - молекулярная масса, кг/кмоль

22,414 - объем 1 киломоля (число Авогадро), /кмоль

с=16.24/22,414=0,72 кг/

3. Определяем плотность газовой смеси по воздуху,Д,

Д=; (2.3)

где с - плотность газа, кг/;

1,293 - плотность сухого воздуха, кг/.

Д=0.72/1.293=0.56

4. Определяем динамическую вязкость газовой смеси, , Па·с

; (2.4)

где - динамическая вязкость газовой смеси, Па·с, [таблица 2.1];

=(0.986·10.3+0.0007·7.5+0.0001·6.2+0.0029·1.4+0.008·16.6) ·10⁷ =10.3·10^-7 Па·с

5. Определяем критические параметры газовой смеси, , К

; (2.5)

где - критическая температура компонентов газовой смеси, К, [таблица 2.1];

=0.986·190.5+0.0007·306+0.0001·470.2+0.0029·133.0+0.0008·126.0=190.1К

6. Определяем критическое давление газовой смеси, Р_кр, МПа

; (2.6)

где - критическое давление компонентов смеси, МПа, [таблица 2.1];

Р_крсм=0.986·4.49+0.0007·4.77+0.0001·3.24+0.0029·3.44+0.0008·3.39+0.112·3.39=4.47МПа

7. Определяем среднее давление газа на участке газопровода, , МПа

; (2.7)

где - начальное давление на участке газопровода, МПа;

- конечное давление на участке газопровода, МПа.

=2/3·(50+36²/50+36)=43.38 МПа

8. Определяем среднюю температуру газа по длине расчетного участка газопровода, ,,

, (2.8)

, (2.9)

где - температура газа в начале расчетного участка, ;

- наружный диаметр участка газопровода, мм;

l - длина участка газопровода, км;

- пропускная способность участка газопровода, млн./сут;

Д - относительная плотность газа по воздуху;

- теплоемкость газа, ккал/(кг·°С);

k - коэффициент теплопередачи от газа к грунту, ккал/(·ч·°С);

е - основание натурального логарифма, е =2,718.

Х=62.6·1.5·1020·110/36·0.56·0.6·10⁶=0,87

=10+(34-10/0,87)·(1-2.718^-0,87)=21,8°С

, (2.10)

Т_ср=273+24.9=297.9К

9. Определяем приведенные температуру и давление газа, ,

, (2.11)

, (2.12)

где и - соответственно средние давление и температуру газа, МПа и К;

и - соответственно критические давление и температура газа, МПа и К.

Т_пр=294,8/190.1=1.55

Р_пр=43.38/44.7=0.969

10. Определяем коэффициент сжимаемости газа по номограмме [рис] в зависимости от и .

Z=0.9

11. Для определения пропускной способности газопровода или его участка при установившемся режиме транспорта газа, без учета рельефа трассы, пользуются формулой, q, млн./сутки,

; (2.13)

где - внутренний диаметр газопровода, мм;

и - соответственно начальное и конечное давления участка газопровода, кгс/;

- коэффициент гидравлического сопротивления (с учетом местных сопротивлений по трассе газопровода: трение, краны, переходы и т.д.). Допускается принимать на 5% выше ;

- относительный удельный вес газа по воздуху;

- средняя температура газа, К;

- длина участка газопровода, км;

Z - коэффициент сжимаемости газа;

12. Определяем число Рейнольдса, Re,

; (2.15)

где - суточная пропускная способность участка газопровода, млн./сут;

- внутренний диаметр газопровода, мм;

- относительная плотность газа;

- динамическая вязкость природного газа; кгсс/;

Re=1.81·10³·(36·0.56/995·10.3·10^-7)=35604820,22

Так как Re4000, то режим движения газа по трубопроводу турбулентный, квадратичная зона.

13. Коэффициент сопротивления трения для всех режимов течения газа определяется по формуле, ,

, (2.16)

где - эквивалентная шероховатость (высота выступов, создающих сопротивление движению газа), =0,06мм;

=0.067·(158/35604820,22+2·0.06/995)^0.2=0.0111

14. Определяем коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода с учетом его усредненных местных сопротивлений, ,

, (2.17)

где Е - коэффициент гидравлической эффективности, Е=0,95.

=1.05·0.0111/0.95²=0.0129

По формуле 2.13 определяем фактическую производительность:

Q_сут.= 0,326*10^-6*995^2,5*v50²*36²/0,0129*0,6*294,8*0,9*110=23,5 млн./сутки

Вывод: Полученное значение производительности не соответствует проектному. Для увеличения производительности до проектного значения необходимо сооружение лупинга.

2.2 Расчёт лупинга

Цель расчёта: рассчитать необходимую длину лупинга для получения требуемой производительности.

Исходные данные:

Пропускная способность до укладки лупинга Q₁=23.5 млн./сутки

Необходимая пропускная способность Q₂=36 млн./сутки

Длина участка L=110 км.

Диаметр газопровода d=1020 мм.

Диаметр лупинга d_л=1020 мм.

1. Расчет длины лупинга для получения необходимой производительности:

l= 4*L/3*(1-( Q₁/ Q₂)²) , км.

где:

L - длина участка

Q₁ - пропускная способность до укладки лупинга

Q₂ - необходимая пропускная способность

l= 4*110/3*(1-( 23,5/ 36)²)=51,33 км.

Вывод: в ходе расчёта определил необходимую длину лупинга.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовом проекте была рассмотрена тема «Разработка мероприятий по увеличению производительности МГ на 15%» включающая в себя следующие вопросы:

В общей части:

характеристику участка газопровода;

способы увеличения производительности, обоснование выбранного способа;

организация работ по сооружению и испытанию лупинга;

техника безопасности при испытании трубопроводов на прочность и герметичность.

В расчётной части выполнены расчеты:

проверочный гидравлический расчет участка с целью уточнения производительности;

расчёт лупинга;

В графической части включены:

план и профиль трассы газопровода.

схема организации работ по лупинга.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Девисилов, В.А. Охрана труда: Учебник. - М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2005. -400 с.

Шаммазов, А.М., Александров, В.Н., Гольянов, А.И. и др Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебник для вузов - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.- 404 с.

Мустафин, Ф.М., Коновалов, Н.И., Гильметдинов, Р.Ф. и др Машины и оборудование газонефтепроводов - Уфа: Монография, 2002.- 384 с.

Казаченко, А.Н. Энергетика трубопроводного транспорта газов / А.Н.Казаченко, В.И.Никишин, Б.П.Поршаков; - М., Недра, 2001. - 400с.

Дятлов, В.А. Оборудование, эксплуатация и ремонт магистральных газопроводов: Учебник для техникумов / В.А.Дятлов, В.В.Михайлов, Е.И.Яковлев; -М. Недра, 1990.-202 с.

Волков, М.М. Справочник работника газовой промышленности / М. М. Волков, A. JI. Михеев, К. А. Конев; - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1989. - 286 с.

Янович, А.Н. Охрана труда / А. Н. Янович, А. А. Бусурин. М.: Недра,1990.

Громов, В.В. Оператор магистральных газопроводов / В.В. Громов, В. И. Козловский; - М.: Недра, 1981. -246 с.

Бабин Л.А. и др.,Типовые расчёты по сооружению трубопроводов, М. Недра, 1979

СНиП 2.05.06-85, Магистральные трубопроводы, М., ЦИТП Госстроя, 1985

ВСН 51-1-97, Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных трубопроводов, 1997-05-01

Размещено на Allbest.ru