Расчет магистрального газопроводаГП

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• Исходные данные
• 1. Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций
• 2. Выбрать рабочее давление, определить число компрессорных станций(КС) и расстояние между ними
• 3. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участков газопровода между КС
• 4. Выбрать тип ГПА и произвести расчет режима работы КС
• Использованные литературы

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.

Цель расчета

1. Выполнить расчет магистрального газопровода заданной протяженностью и производительностью;

2. Выбрать рабочее давление, определить число компрессорных станций(КС) и расстояние между ними;

3. Выполнить уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями;

4. Выбрать тип ГПА и произвести расчет режима работы КС.

Примечание: учесть заданный состав газовой смеси(по варианту).

Исходные данные

Месторождение газа - Бованенковское;

Годовая производительность Q_г = 27 млрд. мі/г;

Длина газопровода L = 845 км;

Таблица 1 - Свойства газа

Компоненты	Концентрация, %	Плотность, кг/мі	Молярная масса, кг/моль
Метан СН4	98,975	0,668	16,04
Этан С2Н6	0,04	1,260	30,07
Пропан С3Н8	0,007	1,864	44,10
Бутан С4Н10	0,003	2,495	58,12
Двуокись углерода СО2	0,065	1,839	44,01
Азот N2	0,91	1,165	28,02

Средняя температура грунта на глубине заложения оси газопровода составляет К;

Средняя температура воздуха К;

Газопровод прокладывается в смешанных грунтах

1 Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций

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):

с_ст = a₁ · с₁ + a₂ · с₂ + … + a_n · с_n,

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

с₁,…, с_n - плотность компонента при стандартных условиях, кг/м³.

Молярная масса:

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

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

Газовая постоянная:

где: R'- универсальная газовая постоянная, равная 8314,4 Дж/(кмоль · К).

Псевдокритическая температура Т_пк (К) и давление P_пк (МПа) для природных газов также могут быть найдены по правилу аддитивности:

P_пкр= а₁ · P_кр1 + а₂ · P_кр2 + … + а_n · P_крn;

Т_пкр = а₁ · T_кр1 + а₂ · T_кр2 + … + а_n · T_крn;

Относительная плотность газа по воздуху:

где = 1,205 кг/м і плотность воздуха при стандартных условиях.

2. Выбрать рабочее давление, определить число компрессорных станций (КС) и расстояние между ними

Выбор рабочего давления, типа ГПА и определение диаметра газопровода

С учетом рекомендаций по проектированию в качестве рабочего давления в газопроводе выбираем Р = 7,35 МПа.

Исходя из заданной годовой производительности (Q_г = 27 млрд.м³/год) и выбранного рабочего давления, по таблице 4 принимаем условный диаметр газопровода Dу = 1400 мм. Для строительства газопровода принимаем трубы Dн=1420 мм Челябинского трубного завода, изготовленные по ТУ 14-3-1363-97 из стали 10Г2ФБ.

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

Таблица 2 - Категория трубопровода при прокладке

Назначение трубопровода	Категория трубопровода при прокладке
	подземной	наземной и надземной
Для транспортирования природного газа:
а) диаметром менее 1200 мм	IV	III
б) диаметром 1200 мм и более	III	III
в) в северной строительно-климатической зоне	III	III

Коэффициент условий работы принимаем по СНиПу 2.05.06-85: m=0,9 для категории ТП III, IV.

Коэффициент надежности по материалу принимаем по СНиПу 2.05.06-85: k₁ =1,34. Коэффициент надежности по назначению трубопровода принимаем по таблице 3 СНиП 2.05.06-85 в зависимости от условного диаметра и внутреннего давления Р до 7,4 МПа:

Таблица 3 - Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода kн

Условный диаметр трубопровода, мм	Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода kн
	для газопроводов в зависимости от внутреннего давления р
	р5,4МПа р55кгс/см2	5,4<р7,4МПа 55<р 75 кгс/см2	7,4<р9,8МПа 75<р100кгс/см2
500 и менее	1,00	1,00	1,00
600-1000	1,00	1,00	1,05
1200	1,05	1,05	1,10
1400	1,05	1,10	1,15

Для принятого диаметра по формулам значения расчетного сопротивления металла трубы и толщины стенки газопровода составят:

Определим толщину стенки газопровода:

Принимаем трубы стандартных размеров: 1420х15,7 мм.

Внутренний диаметр трубопровода:

Определение расстояния между компрессорными станциями и числа КС

Пользуясь данными таблицы 4, определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между КС. Значения абсолютного давления на входе и выходе центробежного нагнетателя составят соответственно Р_ВС = 5,1 МПа и Р_НАГ = 7,46 МПа. Согласно принятому уровню давления и годовой производительности.

Таблица 4 - Ориентировочные значения диаметра газопровода

DУ, мм	Годовая производительность QГ, млрд.м3/год
	рНАГ = 5,5 МПа рВС = 3,8 МПа	рНАГ = 7,5 МПа рВС = 5,1 МПа
500	1,6-2,0	2,2-2,7
600	2,6-3,2	3,4-4,1
700	3,8-4,5	4,9-6,0
800	5,2-6,4	6,9-8,4
1000	9,2-11,2	12,1-14,8
1200	14,6-17,8	19,3-23,5
1400	21,5-26,4	28,4-34,7

Определяем суточную производительность газопровода:

где К_н=0,85-0,9 оценочный коэффициент пропускной способности.

Выбираем К_н=0,9

Таблица 5 - Потери давления газа в трубопроводах и оборудовании

Давление в газопроводе (избыточное), МПа	Потери давления газа на КС, МПа
	на входе ?Рвс	на выходе ?Рнаг
	при одноступенчатой очистке газа	при двухступенчатой очистке газа
5,40	0,08	0,13	0,06
7,35	0,12	0,19	0,07
9,81	0,13	0,21	0,08

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. Принимаем

Приведенные значения давления и температуры:

Коэффициент сжимаемости:

где A₁ и A₂ находятся 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 л 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:

Определяем необходимое число КС по формуле

Округляем расчетное число КС до целого числа в большую сторону, принимаем: n = 6.

Уточняем расстояние между КС:

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.

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

В случае если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания, то часть транспортируемого газа будет потребляться на собственные нужды и производительность МГ будет от участка к участку снижаться, что приводит к изменению параметров участков МГ.

Следующим шагом является вычисление среднего давления:

Далее находим приведенную температуру и давление:

Удельную теплоемкость газа определяем по следующей формуле:

где E₀, E₁ ,E₂ и E₃ находятся по 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 температуры:

Коэффициент сжимаемости:

где A₁ и A₂ находятся по формуле:

Рассчитываем коэффициент динамической вязкости и число Рейнольдса:



Вычисляем коэффициенты л_ТР и л:

Конечное давление во втором приближении определяем по формуле:

Относительная погрешность определения конечного давления

Полученный результат отличается от предыдущего приближения более чем на 1%. Поэтому приравниваем и уточняем расчеты, и считаем заново. Результаты расчетов приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета линейного участка ГП

Наименование расчетного параметра	Первое приближение	Второе приближение
Конечное давление рК, МПа	5,57	5,493
Среднее давление рСР, МПа	6,52	6,488
Приведенная температура ТПР	1,56	1,56
Приведенное давление рПР	1,42	1,41
Удельная теплоемкость газа СР,	2,715	2,712
Коэффициент Джоуля-Томсона Di, К/МПа	4,02	3,83
Параметр at	0,00243	0,00243
Средняя температура ТСР, К	295,77	295,79
Средний коэффициент сжимаемости ZCР	0,884	0,884
Динамическая вязкость м, Па · с	0,0000126	0,0000126
Число Рейнольдса Re	46600000	46600000
Коэффициент сопротивления трения лТР	0,010	0,009
Расчетный коэффициент гидравлического сопротивления л	0,010	0,010
Конечное давление рґК, МПа	5,49	5,492
Относительная погрешность по давлению, %	1,34	0,02

Уточняем среднее давление:

Определяем конечную температуру газа:

На этом уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода можно считать завершенным.

4. Выбрать тип ГПА и произвести расчет режима работы КС

На компрессорных станциях газопровода предполагается установка газотурбинных агрегатов ГПА-Ц-16, оборудованных центробежными нагнетателями ГПА-Ц-16/76.

Номинальная мощность ГПА 16000 кВт, номинальная подача 32,6 млн.м³/сут.,Р_вс=5,14 МПа, Р_наг=7,45 МПа.

Таблица 7 - Технические характеристики ГПА с газотурбинным приводом

Тип газоперекачивающего агрегата	Основные данные
	Номинальная мощность , кВт	Тип нагнетателя	Подача, млн м3/сут	Номинальная частота вращения, об/мин	Давление на входе в нагнетатель, МПа	Конечное давление на выходе последнего нагнетателя, МПа	Степень сжатия нагнетателя
ГПА-Ц-16/76	16000	Ц-16	32,6	4900	5,14	7,45	1,44

По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление Р_ВС и температуру Т_ВС газа на входе в центробежный нагнетатель:

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:



где A₁ и A₂ находятся по формуле:

Определяем плотность газа с_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 = 3;

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 таблице 8.

Таблица 8 - Результаты расчета и

3425,6	0,7	442,4
3914,9	0,8	387,1
4404,3	0,9	344,1
4893,7	1	309,7
5383,0	1,1	281,5

Полученные точки - наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рис.1).

Вычисляем требуемую степень повышения давления:

По характеристике нагнетателя (рис.1), 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:

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

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 = 283 К; = 288 К;

р_а - расчетное давление наружного (атмосферного) воздуха

Проверяем условие . Условие 12064 < 15952 выполняется.

Определяем температуру газа на выходе ЦН

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

газопровод гидравлический давление компрессорный

Использованные литературы

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.

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

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

5. СНиП 2.05.06-85.

Размещено на Allbest.ru