Нефтепровод методичка. Курсовой проект по Технологическому расчету магистрального нефтепровода

• Название: Курсовой проект по Технологическому расчету магистрального нефтепровода
• Анкор: Нефтепровод методичка.docx
• Дата: 19.01.2018
• Размер: 215.7 Kb.
• Имя файла: Нефтепровод методичка.docx
• Тип: Курсовой проект; #14515
• страница: 2 из 3

5.1.2 Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями

Абсолютное давление в конце участка газопровода определяется из формулы коммерческого расхода

(5.18)

В этом уравнении величина рассчитывается по универсальной формуле ВНИИГаза при средних значениях температуры и давления:

(5.19)

К - коэффициент, зависящий от размерностей величин, равный

(5.20)

При использовании смешанной системы единиц D (м), Т (К), Р (МПа), L (км) и Q (млн. м³/сут) значение коэффициента К составляет К = 105,087.

Уточненный расчет участка газопровода выполняется в следующем порядке:

1. 
   В качестве первого приближения принимаются значения , Z и Т_ср из предварительных вычислений.
   
2. 
   По формуле (5.18) определяется первое приближение величины Р_к.
   
3. 
   По формуле (5.10), с использованных известных значений Р_н и Р_к, определяется уточненное среднее давление Р_СР.
   
4. 
   По формуле (5.12)определяются средние приведенные давление Р_пр и температура Т_ПР.
   

5. 
   Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляется уточненное значение Т_СР. Для этого используют величины средней удельной теплоемкости С_p, коэффициента Джоуля-Томсона Di и коэффициента a_i вычисленные при найденных значениях Р_ср и Т_ср первого приближения по формулам:
   

С_р =1,695 + 1,838·10^-3Т_СР+1,96·10⁶ (Р_СР-0,l)/Т³_СР;

;



,

где К_cp - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, определяемый в зависимости от способа прокладки газопровода в соответствии с [3, табл.4.1].

6 По формулам (5.12),(5.21) и (5.l3) при Р = Р_ср и Т = Т_ср вычисляют Р_пр, Т_пр, μ и Z_CT во втором приближении.

Динамическая вязкость газа (Па∙с) определяют по формуле

(5.21)

7. 
   По формулам (5.22),(5.19) и (5.23)определяют значения Re, и ,
   

(5.22)

(5^2

3/

где Q- коммерческий расход газа, млн.м³ /сут;

D - внутренний диаметр газопровода, м;

μ_г - динамическая вязкость газа, Па·с.

Переходное (от смешанного трения к квадратичному) значение числа Рейнольдса определяют по формуле

(5.23)

ВНИИГаз рекомендует принимать среднее значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода равным к_э = 0,03 мм.

7. 
   По формуле (5.18) определяют конечное давление Р_К во втором приближении.
   
8. 
   Если полученный результат отличается от предыдущего более чем на 1 %, то необходимо уточнить расчеты, выполнив третье приближение, начиная с п.З. Если же результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, то переходим к следующему пункту
   
9. 
   По формуле (5.l0) уточняется среднее давление Р_СР.
   
10. 
    При х = l_КС по формуле (5.24) определяют температуру газа Т_к в конце линейного
    участка
    

(5.24)

где Р_СР - среднее давление на участке газопровода, вычисляемое по формуле (5.10);

Di - коэффициент Джоуля-Томсона, рассчитываемый по формуле (5.25) для средних значений давления и температуры на линейном участке газопровода.

Для природных газов с содержанием метана 85% и более отраслевыми нормами рекомендуется зависимость

(5.25)

где с_Р средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для средних значений температуры и давления в процессе дросселирования.

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.

5.1.3 Расчет режима работы компрессорной станции

Исходными данными для расчета режима работы КС являются:

• 
  давление и температура газа на входе КС (равные уточненным значениям давления и температуры в конце линейного участка);
  

• 
  температура окружающего воздуха Т_возд ;
  
• 
  физические свойства газа ( ρ_ст, Р_пк , Т_пк, R).
  

Для выбранного типа привода и центробежного нагнетателя по их паспортным данным необходимо знать:

• 
  Q_H - номинальную производительность ЦН при стандартных условиях;
  
• 
  - номинальную мощность ГПА;
  
• 
  n_н - номинальную частоту вращения вала ЦН;
  
• 
  n_min,n_тах - диапазон возможных частот вращения ротора ЦН;
  
• 
  приведенную характеристику ЦН.
  

Расчет режима работы КС выполняют в следующем порядке:

1. 
   По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление Р_вс и температуру Т_вс газа на входе в центробежный нагнетатель:
   

2. 
   По известному составу газа, температуре Т = Т_вс и давлению Р = Р_вс на входе в ЦН по формулам (5.2) и (5.13) определяют плотность ρ_вс и коэффициент сжимаемости газа
   

z_BC при условиях всасывания

2. 
   Определяют требуемое количество нагнетателей m_цн =, которое округляется до целого значения.
   
3. 
   По формуле (5.26) рассчитывают производительность нагнетателя при условиях
   

всасывания Q

вс

(5.26)



где z_cт, ρ_СТ - коэффициент сжимаемости и плотность газа при стандартных условиях; производительность соответственно КС и ЦН при стандартных условиях;

-число параллельно работающих ЦН (групп ЦН).

5. 
   Задаваясь номинальным значением давления нагнетания Р_НАГ по формуле (5.27) вычисляют требуемую степень повышения давления е. Под степенью повышения давления (степенью сжатия) КС понимается отношение давления нагнетания к давлению на входе ЦН (группы ЦН):
   

(5.27)

6. 
   Задаваясь несколькими значениями частоты вращения ротора, на приведенной характеристике ЦН строится линия расчетных режимов (см. рис. 5.1).
   

Рис. 5.1- Приведенная характеристика центробежного нагнетателя по методике

ВНИИГаза

Основные параметры некоторых типов ЦН приведены в табл. 5.5

Таблица 5.5 - Основные параметры некоторых типов центробежных нагнетателей при

номинальном режиме работы

Тип НЦ	Qн, млн м3/сут	Давление (абс), МПа		ε	Приведенные параметры			nн мин-1
		Pвс	Pнаг		2z пр	Rпр Дж/(кг-К)	Тпр, К
Н-300-1,23*	19,0	3,63	5,49	1,23	0,910	490,5	288	6150
370-18-1*	37,0	4,96	7,45	1,23	0,888	508,2	288	4800
Н-16-56*	51,0	51,0	5,49	1,24	0,893	508,2	307	4600
235-21-1	18,3	5,18	7,45	1,44	0,888	508,2	288	4800
ГПА-Ц-6,3/76	11,4	5,14	7,45	1,45	0,900	508,2	293	8200
ГПА-Ц-16/76	32,6	5,14	7,45	1,44	0,888	508,2	288	4900
Н-16-76-1,44	31,0	5,18	7,45	1,44	0,898	508,2	288	6340
650-21-2	53,0	4,97	7,45	1,45	0,900	501,4	288	3700

6 Пример технологического расчета магистрального газопровода.
Цель:

• определить диаметр газопровода;

• 
  определить необходимое количество компрессорных станций и расставить их по трассе газопровода;
  
• 
  рассчитать режимы работы КС;
  
• 
  провести уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков и режимов работы промежуточных КС до конечного пункта газопровода.
  

Исходные данные:

Q_Г=5,5 млрд м ³/год

L=145 км

Подземный способ прокладки

Т₀ =294 К

Т_возд =298К

λ_гр =1,5 Вт/(мК)



6.1 Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций

Расчет выполняется в следующем порядке:

1) По известному составу определяются основные физические свойства газа:

- плотность газа при стандартных условиях по формуле (5.1)



- относительная плотность газа по воздуху по формуле (5.2)



- молярная масса газа по формуле (5.3):



- псевдокритическая температура газовой смеси по формуле (5.4):

,

псевдокритическое давление газовой смеси по формуле (5.5)



- газовая постоянная по формуле (5.6)

,

В соответствии с табл. 5.3 принимается ориентировочное значение диаметра газопровода. В настоящее время магистральные газопроводы проектируются на рабочее давление Р = 7,5 МПа.

Принимаем D_у = 700 мм

Рассчитывается оценочная пропускная способность газопровода (коммерческий расход, млн. м³/сут) по формуле (5.7)



Выбираем тип центробежного нагнетателя и привода - PCL802/24. По паспортным данным ЦН определяем номинальные давления всасывания Р_вси нагнетания Р_НАГ.

Р_вс = 5,00 МПа

Р_наг=7,45 МПа

Полагая, что рабочее давление в газопроводе Р равно номинальному давлению нагнетания, вычисляем толщину стенки δ₀ газопровода по формуле (5.8);

расчетное сопротивление металла вычисляем по формуле (5.9).

По рабочему давлению и толщине стенки выбираем поставщика труб (приложение 3), определяем предел прочности σ_вр.

σ_вр- 550 МПа





Вычисленное значение толщины стенки δ₀ округляем в большую сторону

до стандартной величины δ из рассматриваемого сортамента труб, после чего определяем значение внутреннего диаметра D:

δ= 10 мм

D= 1020 мм

Определяем давления в начале и в конце линейного участка газопровода

;



По формуле (5.10) рассчитывают среднее давление в линейном участке газопровода:

.

Значение среднего давления газа необходимо для определения его физических характеристик, а также для нахождения количества газа, находящегося в трубопроводе.

Величина среднего давления в газопроводе, вычисленная по формуле (5.10), всегда выше среднеарифметической: с увеличением разности Р_н и Р_к будет возрастать и разница этих значений.

Для расчета расстояния между КС задаем в первом приближении ориентировочным значением средней температуры на линейном участке по формуле (5.11)

В первом приближении можно принять Т_н =293... 303 К (20...30° С); Т₀ - температура

окружающей среды на уровне оси газопровода.

Т_СР = 0,5(Т_н + Т₀) = 0,5(298 + 294₀ )= 296 К

При Р = Р_СР и Т =T_CР по формулам (5.12) рассчитываем приведенные температуру Т_ПР и давление Р_ПР :

; По формуле (5.13) определяют коэффициент сжимаемости


Полагая в первом приближении режим течения квадратичным, рассчитываем коэффициенты гидравлического сопротивления λ_тр и λ по формулам (5.14) и (5.15)

где к_э =0,03 (по рекомендации ВНИИГаз) - значение эквивалентной шероховатости

стенки газопровода; Е -коэффициент гидравлической эффективности газопровода, который характеризует уменьшение производительности в результате повышения гидравлического сопротивления газопровода, вызванного образованием скоплений влаги, конденсата и выпадением гидратов, Е=0,95 при наличии на газопроводе устройств для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а при отсутствии указанных устройств E=0,92.

,



Определяем среднее ориентировочное расстояние между КСпо формуле (5.16)



Определяем число компрессорных станций



которое округляется до целого п_кс(как правило в большую сторону). п_кс=2

Уточняем расстояние между КС по формуле (5.17)



На этом первый этап технологического расчета газопровода завершается.

6.2 Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями

Расчет выполняется в следующем порядке:

1. 
   В качестве первого приближения принимаются значения , Z_ср и Т_ср :
   

Z_ср=1,039

Т_ср=296 К

2. 
   По формуле (5.18) определяется первое приближение величины Р_к
   

3. 
   По формуле (5.10), с использованных известных значений Р_н и Р_к, определяется уточненное среднее давление Р_СР.
   

4. 
   По формуле (5.12)определяем средние приведенные давление Р_пр и температура Т_ПР.
   

;

5. 
   Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляется уточненное значение Т_СР. Для этого используем величины средней удельной теплоемкости С_p, коэффициента Джоуля-Томсона Di и коэффициента a_i вычисленные при найденных значениях Р_ср и Т_ср первого приближения по формулам:
   

С_р =1,695 + 1,838·10^-3Т_СР+1,96·10⁶ (Р_СР-0,l)/Т³;

С_Р=1,695 + 1,838·10^-3296+1,96·10⁶ (6,305-0,l)/296³=2,702[кДж/(кгК)];



;

,

где К_cp - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, определяемый в зависимости от способа прокладки газопровода.

Ориентировочное значение коэффициента теплопередачи при подземной прокладке газопровода без теплой изоляции можно определить также по формуле:



где D - диаметр газопрвода,м; К - базовый коэффициент теплопередачи для газопровода диаметром 1 м, К = 2 Вт/(м К)

6. 
   По формулам (5.12),(5.21) и (5.l3) при Р = Р_ср и Т = Т_ср вычисляем Р_пр, Т_пр, μ и Z_CT во втором приближении.
   

;



Динамическая вязкость газа (Па∙с) определяем по формуле (5.21)

7. 
   По формулам (5.22),(5.19) и (5.23)определяем значения Re, и ,
   

=27812518;

_ТР=0,038.

Переходное (от смешанного трения к квадратичному) значение числа Рейнольдса

определяем по формуле (5.23)



ВНИИГаз рекомендует принимать среднее значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода равным к_э = 0,03 мм.

7. 
   По формуле (5.18) определяем конечное давление Р_К во втором приближении.
   

7. 
   Если полученный результат отличается от предыдущего более чем на 1 %, то необходимо уточнить расчеты, выполнив третье приближение, начиная с п.З. Если же результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, то переходим к следующему пункту
   

результат удовлетворяет требованиям расчетов.

7. 
   По формуле (5.l0) уточняется среднее давление Р_СР.
   

7. 
   При х = l_КС по формуле (5.24) определяем температуру газа Т_к в конце линейного
   участка:
   

где Р_СР - среднее давление на участке газопровода, вычисляемое по формуле (5.10);

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.
6.3 Расчет режима работы компрессорной станции

Исходными данными для расчета режима работы КС являются:

• 
  Р = 3,52 МПа; Т = 296 К - давление и температура газа на входе КС (равные уточненным значениям давления и температуры в конце линейного участка);
  
• 
  температура окружающего воздуха Т_шщ - 294 К;
  
• 
  физические свойства газа (р_ст= Δ_в 1,205 = 1,06 кг/м³, Р_пк - 4,6 МПа, Т_пк = 252,75 К, R = 0,31176 Дж/(моль К)).
  

По выбранному типу привода (ГТН-16) и центробежного нагнетателя по их паспортным данным:

-Q_H=17,2 млн м³/сут - номинальная производительность ЦН при

стандартных условиях;

• 
  N^н_с=16000 кВт - номинальная мощность ГПА;
  
• 
  п_н= 6200 мин^-1 - номинальная частота вращения вала ЦН;
  
• 
  n_min= 4400 мин^-1, n_min ⁼ 6600 мин^-1- диапазон возможных частот
  

вращения ротора ЦН;

• 
  приведенная характеристика
  

Расчет режима работы КС выполняем в следующем порядке:

1 По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление Р_вси температуру Т_всгаза на входе в центробежный нагнетатель:

Р_вс=Р_К- ΔР_ВС; Т_вс = Т_к.

Р_вс = 3,52 МПа Т_вс = 296 МПа

2 По известному составу газа, температуре Т = Т_ВСи давлению Р = Р_всна входе в ЦН определяем плотность ρ_вси коэффициент сжимаемости газа z_BCпри условиях всасывания:

;

; Т_пр=1,17; Р_пр=1,37



3 Определяем требуемое количество нагнетателей ,которое

округляем до целого значения.

7. 
   По формуле (5.26) рассчитываем производительность нагнетателя при
   условиях всасывания Q_BC:
   

8. 
   Задаваясь номинальным значением давления нагнетания Р_НАГпо формуле (5.27)
   

вычисляем требуемую степень повышения давления :

9. 
   Задаваясь несколькими значениями частоты вращения ротора, на приведенной характеристике ЦН строим линию расчетных режимов (см. рис. 5.1)
   

n	5000	5500	6500
n/ nн	0,8	0,9	1,0

Q_пр1=2,5 м³/с

Q_пр2=1,3 м³/с

Q_пр3=1,2м³/с

Основные параметры некоторых типов ЦН приведены в табл. 5.3
7 С помощью построенной линии расчетных режимов определяем значения .Значение Q_npдолжно удовлетворять условию удаленности от зоны помпажа, то есть должно выполняться неравенство