расчет. 3. расчетная часть газовая производительность газопровода Qr 28 млрд м год
 Скачать 474.5 Kb.
|
 3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬГазовая производительность газопровода Qr = 28 млрд м /год. Протяженность газопровода 1200 км. Температура воздуха самого холодного месяца -22°С = 251 К. Температура минимальная на глубине заложения +2°С = 275 К. Состав газа:
Газопровод прокладывается в смешанных грунтах (Кср = 1 Вт/(м *К). 2 Расчет основных физических свойств газа 2.1 Плотность газа (газовой смеси) определяется по правилу аддитивности (сложения).  (1)Рсм = a1*p1 + а2*р2 + .. .аn*рn,   где a1, а2...an — объемные концентрации компонентов смеси;p1, р2.. .рn - плотность компонентов смеси; 2.2 Плотность газа при стандартных условиях (Т — 293 К, р = 0,1033 МПа) рcт = 0,95*0,717 + 0,02*1,344 + 0,0066*1,957 + 0,0050*2,494 + 0,0015*3,162 + 0,003*1,872 + 0,037*1,185 = 0,831 кг/м3 Относительная плотность газа, т.е. отношение плотности газа к плотности воздуха при одних и тех же условиях ∆=  (2)где рг - плотность газа, рг = 0,831 кг/м ; рв - плотность воздуха, рв - 1,206 кг/м ; ∆=  2.4 Газовая постоянная природного газа [Дж/(кгК)] зависит от газовой смеси 2.4 Газовая постоянная природного газа [Дж/(кгК)] зависит от газовой смеси  (3)где R — универсальная газовая постоянная,  R = 8314,3 Н*м/(киломоль*К); М - молярная масса природного газа, кг/киломоль; (4)М = 0,95 • 16,043 + 0,02 * 30,07 + 0,0066 * 47,097 + 0,0050 * 58,124 + 0,0015 * 72,151 + 0,0033 * 44,011 + 0,037 * 28,016 = 17,73 кг/киломоль;  Дж(кг*К);При нормальных условиях плотность газа можно определить по его молярной массе  (5)где 22,41 — объем одного киломоля газа при нормальных условиях (Т=273 К, р = 0,1033 МПа)  кг/м3 2.5 Псевдокритические температуры и давление газовой смеси определяются по формулам  (6) (7)где Ткрi , Ркрi — соответственно абсолютные критические температура давления i-ro компонента газовой смеси Ткрi - критическая температура, при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар; Ркрi — критическое давление, при котором и выше которого нельзя испарить жидкость; Псевдокритические температура и давление, в соответствии с нормами технологического проектирования, могут быть найдены по известной плотности при стандартных условиях. Тпк. = 155,24(0,564 +рст); (8) Рп.к.= 0,1737(16,831-рст); (9) Тп.к. = 155,24(0,564 + 0,831) = 216,56 К; Рп.к. = 0,1737(16,831-0,831) = 4,52 МПа;  2.6 Коэффициент сжимаемости учитывает отклонение свойств природного газа от законов идеального газа. Сжимаемость газа характеризуется коэффициентом сжимаемости Z, который определяется экспериментально. Если таких данных нет, то коэффициент сжимаемости определяется по номограммам (рис. 1 и 2) в зависимости от приведенных температуры и давления (Тпр., Рпр.) или в зависимости от давления, относительной плотности газа по воздуху и температуры (Р, ∆, t). (10) (11)где Тср и Рср — абсолютные средние температуры давления газа при рабочих условиях;  (12)где Рн , Рк - соответственно давление в начале и конце рассматриваемого участка (Рн =7,5 МПа, Рк = 5,2 МПа)   (13)где Тн - начальная температура на входе в линейный участок. В первом приближении можно принять Тн = 293... 303 К (20... 30°С), То — температура окружающей среды, То —175 К (2°С).  Тср=0,5(293+ 275) = 284 К; Рпр=  ;Тпр=  К;По графику определяем Z = 0,83 (рис. 1) или по формуле Zcp=  (14) (15)  2.7 Вязкость газа не подчиняется закону аддитивности, поэтому ее определяют по эмпирическим формулам. 2.7.1 Динамическая вязкость ц (Па*с) определяется по формуле  (16)  Кинематическая вязкость  (17) 2.8 Теплоемкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Изобарная теплоемкость (кДж/(кгК)) природного газа с содержанием метана 85% и более согласно отраслевым нормам ОНТП 51 - 185 определяется по формуле:   (18) 2.9 Понижение давления по длине газопровода и дросселирование газа на ГРС сопровождается охлаждением газа. Это явление учитывается коэффициентом Джоуля-Томсона (К/МПа), для определения которого отраслевыми нормами рекомендуется зависимость для природных газов с содержанием метана 85% и более  (19)  3 Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций 3.1Расчетное значение расхода газа (коммерческий расход), млн.м'/сут. В практических расчетах газопроводов используется понятие коммерческого расчета, т.е. объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям (для магистральных газопроводов эти понятия опускаются как само собой разумеющиеся).  (20) где Кн = Кро * Кэт * Кнд - оценочный коэффициент пропускной способности газопровода, Кн= 0,875... 0,992 Кро — коэффициент расчетной обеспеченности потребителей, Кро = 0,95; Кэт- коэффициент учета экстремальных температур, Кэт= 0,98; Кнд - оценочный коэффициент надежности газопровода, зависящий от длины и диаметра газопровода, а также от типа нагнетателей, Кнд=0,94... 0,99 Кн= 0,95 * 0,98 * 0,97 = 0,903;   3.2 В зависимости от величины Qr и принятого рабочего давления определяется ориентировочный диаметр газопровода (таблица 1). В настоящее время магистральные газопроводы проектируются на рабочее давление р = 7,5 МПа. Проектирование газопроводов на рабочее давление р = 7,5 МПа производится только для случаев соединения проектируемых газопроводов с системой существующих газопроводов такого же давления. При этом абсолютное давление на нагнетании центробежного нагнетателя (ЦН) не должно превышать 7,46 МПа (76 кгс/см ). Давление на всасывании Рве. центробежного нагнетателя находится в интервале 4,97 - 5,18 МПа (50,7 - 52,8 кгс/см).По Qr и рабочему давлению принимаем диаметр проектируемого газопровода Дн = 1020 мм. Далее по таблице 1 исходя из производительности газопровода определяем Рнаг=7,5 Мпа; Рвс=5,1 МПа. Для сравнения назначается несколько вариантов по диаметру Дн1<Дно<Дн2 Д hi =1220 мм; Дш= 1420 мм. 3.3 По данным пропускной способности газопровода подбираем основное оборудование. В настоящее время на предприятиях магистрального транспорта газа применяются центробежные газоперекачивающие агрегаты (ГПА) с приводом от газовых турбин и реже с приводом от электродвигателей. Различают полнонапорные центробежные нагнетатели (ЦН) со степенью повышения давления (степенью сжатия) в одном агрегате ε = 1,45... 1,5 и неполнонапорные нагнетатели. Степень повешения давления которых составляет ε = 1,2... 1,3.  Полнонапорные нагнетатели соединяются параллельно (одноступенчатое сжатие). Неполннонапорные ЦН соединяются последовательно в группу. Группы, в свою очередь соединяются параллельно (двухступенчатое сжатие).Рвс, Рнаг. — соответственно давление из всасывающей и нагнетательной линии ЦН; ∆Рвс. - потери давления во всасывающей линии КС. ∆Рвс. зависит от рабочего давления в газопроводе и числа ступеней очистки газа в блоке и пылеуловителей. При Р=7,5 МПа и одноступенчатой очистке.∆Рвс.= 0,12 МПа; Потери давлений в нагнетательной линии КС и обвязке АВО ∆  (21)где δ Рнач = 0,11 МПа; δ Рохл = 0,06 МПа; ∆  Давление в начале линейного участка  ∆ . (22) Давление газа в конце линейного участка  ∆ (23)  Под степенью повышения давления (степенью сжатия) КС понимают отношение давления нагнетателя к давлению Рве ЦН (группы ЦН). (24) По таблице 3.6.[4] принимаем ГТН — 16 с полнонапорным нагнетателем. Н-16-76 номинальной подачей 31 млн. м /сутки..
Принимаем к установке два работающих агрегата и один резервный. Полагая, что рабочее давление в газопроводе равно номинальному давлению ЦН (по паспортным данным ЦН) вычисляется толщина стенки газопровода   (25)где R1 - расчетное сопротивление металла труб и сварных соединений Дн — принятый в соответствии со стандартом наружный диаметр газопровода; nр - коэффициент надежности по нагрузке (nР = 1,1) Вычисленное значение толщины стенки δ0 округляется в большую сторону до стандартной величины δ из рассматриваемого сортимента труб, после чего определяется значение внутреннего диаметра Д  (26)Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений определяем по формуле  (27) где R1 - нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, следует принимать равным минимальному значению временного сопротивления δв. Для стали 10Г2ФБ δв = 590 МПа; Дн = 1020 мм Для стали 10Г2ФБ δв = 588 МПа; Дн = 1420 мм [5] таблица П1 Для стали импортного производства Дн = 1220 мм [5] таблица П2 m - коэффициент условий работы, принимаемый по таблице 3.  m=0,90K1 - коэффициент надежности по материалу труб стали K1=l,34 для стали 10Г2СФ, для труб Дн = 1020 мм K1=l,34 для стали, для труб импортного производства Дн = 1220 мм K1=l,34 для стали 10Г2СФ, для труб Дн = 1420 мм Газопровод Д=1020 мм, изготавливаемый ХТЗ ТУ-У-14-8-16-99. Газопровод Д=1220 мм изготавливаемый импортным производителем Газопровод Д=1420 мм, изготавливаемый ХТЗ ТУ 14-3-1938-2000 Кн - коэффициент надежности по назначению трубопровода таб.2[5]. Для трубопровода Дн =630... 1020 мм и давлением 7,4 <Р<9,8МПа, Кн = 1,05. Для трубопровода Дн =1220 мм и давлением 7,4 <Р<9,8МПа, Кн = 1,10.     Принимаем по ГОСТ у δ =10,3 мм.  Принимаем по ГОСТ у δ =16,5 мм.  Принимаем по ГОСТ у δ =15,7 мм.     3.5 Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле  ; (28)где Ег - коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой: при отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным Ег = 0,95 [8]; если на газопроводе имеются устройства для периодической полости трубопроводов, а при отсутствии указанных устройств принимается равным Ег = 0,9 [8]. Для определения λтр необходимо определить какой режим течения в трубопроводе. Находим Qпер .  ; (29)При Qсут >Qпер – режим квадратичный; При Qсут Где Д – внутренний диаметр.  ; ; Получается Qсут >Qпер – режим квадратичный; Для квадратичного режима λтр – коэффициент сопротивления трения определяется по формуле:  ; (30)   ; ; ;Подставляем λтр в формулу 28  ;  :  :3.6 Среднее ориентировочное расстояние между компрессорными станциями Пользуясь формулой пропускной способности газопровода  ; (31)Выразим длину линейного участка между компрессорными станциями   ; (32)где Рн , Рк — давление на выходе и входе центробежного нагнетателя, определяемые по формуле 22, 23. ∆ ∆ ∆Рвс принимаем при одноступенчатой очистке газа, ∆Рвс — 0,12 МПа по табл. 1.9. Рнаг принимаем по табл. 1.9., Рнаг = 0,11 МПа.      Число компрессорных станций равно:  ;  которое округляется (как правило, в большую сторону) ,Принимаем 72 компрессорных станций  ,Принимаем 22 компрессорных станций  ,Принимаем 12 компрессорных станций 4 Определение оптимального диаметра газопровода Оптимальный диаметр определяем по приведенным затратам  ; (34)где Е - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объемов транспорта и хранения нефти и газа Е = 0,151/год; К — капитальные затраты на сооружение линейной части и компрессорных станций; Э - эксплутационные расходы на линейную часть и компрессорные станции.  4.1 Капитальные затраты на сооружение линейной части и компрессорныхстанций. Согласно таблице 9 стоимость строительства 1 км трубопровода:    Тогда  ; (35)   Согласно таблице 10 стоимость строительства одной КС на 3 агрегата типа ГТН-16 равна 10194 тыс.руб. = 10,194 млн.руб. Ккс= 10,194млн.руб.  ; (36)   Полные капитальные затраты на сооружение линейной части и компрессорных станций равны   ; (37)   4.2 Эксплутационные расходы согласно таблице 9 стоимость эксплуатации по линейной части принимается равной таблице 9    Тогда    Стоимость эксплуатации КС на 3 агрегата ГТН-16 принимается по таблице 10 Экс=2,166 млн.руб. Тогда  ; (38)    Полные эксплуатационные расходы равны  ; (39)   4.3 Приведенные затраты определяются по формуле 34    Таким образом по приведенным затратам выгодным является диаметр Д=1420мм  Список использованных источников1 Мустафин Ф.М., и др. Машины и оборудования газонефтепроводов. - Уфа.: Монография, 2002 – 384с. 2 Шаммазов А.М., Александов В.Н. Проектирование и эксплуатация 3 Комягин А. Ф. Автоматизация производственных процессов газонефтепроводов. – М.: Недра, 1973 – 336с. 4 Юфин В.А., Белоусов В.Д. Трубопроводный транспорт нефти и газа. – М.: Недра, 1978 – 407с. 5 Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Трубопроводный транспорт нефти и газа. - М.: Недра, 1988 – 368с. 6 Коршак А.А., Проектирование и эксплуатация магистральных газонефтепроводов. - М.: Недра, 1988 – 379с |