Нефтепровод методичка. Курсовой проект по Технологическому расчету магистрального нефтепровода
![]()
|
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 ![]() В этом уравнении величина ![]() ![]() К - коэффициент, зависящий от размерностей величин, равный ![]() 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:
Ср =1,695 + 1,838·10-3ТСР+1,96·106 (РСР-0,l)/Т3СР; ![]() ![]() ![]() где Кcp - 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 = Рср и Т = Тср вычисляют Рпр, Тпр, μ и ZCT во втором приближении. Динамическая вязкость газа (Па∙с) определяют по формуле ![]()
![]() (5^2 3/ где Q- коммерческий расход газа, млн.м3 /сут; D - внутренний диаметр газопровода, м; μг - динамическая вязкость газа, Па·с. Переходное (от смешанного трения к квадратичному) значение числа Рейнольдса определяют по формуле ![]() ВНИИГаз рекомендует принимать среднее значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода равным кэ = 0,03 мм.
![]() где РСР - 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 ![]() где сР 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:
Для выбранного типа привода и центробежного нагнетателя по их паспортным данным необходимо знать:
Расчет режима работы КС выполняют в следующем порядке:
![]()
zBC при условиях всасывания
всасывания Q вс ![]() ![]() где zcт, ρСТ - коэффициент сжимаемости и плотность газа при стандартных условиях; ![]() ![]()
![]()
![]() 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
6 Пример технологического расчета магистрального газопровода. Цель: • определить диаметр газопровода;
Исходные данные: QГ=5,5 млрд м 3/год L=145 км Подземный способ прокладки Т0 =294 К Твозд =298К λгр =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 Dу = 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 Рвси нагнетания РНАГ. Рвс = 5,00 МПа Рнаг=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 σвр. σвр- 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 Рн и Рк 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 Тн =293... 303 К (20...30° С); Т0 - температура окружающей среды на уровне оси газопровода. ТСР = 0,5(Тн + Т0) = 0,5(298 + 2940 )= 296 К При Р = РСР и Т =TCР по формулам (5.12) рассчитываем приведенные температуру ТПР и давление РПР : ![]() ![]() ![]() Полагая в первом приближении режим течения квадратичным, рассчитываем коэффициенты гидравлического сопротивления λтр и λ по формулам (5.14) и (5.15) где кэ =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 пкс(как правило в большую сторону). пкс=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:
![]() Zср=1,039 Тср=296 К
![]()
![]()
![]() ![]()
Ср =1,695 + 1,838·10-3ТСР+1,96·106 (РСР-0,l)/Т3; СР=1,695 + 1,838·10-3296+1,96·106 (6,305-0,l)/2963=2,702[кДж/(кгК)]; ![]() ![]() ![]() где Кcp - 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) ![]() ![]()
![]() ![]() ![]() Динамическая вязкость газа (Па∙с) определяем по формуле (5.21) ![]()
![]() ![]() Переходное (от смешанного трения к квадратичному) значение числа Рейнольдса определяем по формуле (5.23) ![]() ВНИИГаз рекомендует принимать среднее значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода равным кэ = 0,03 мм.
![]()
![]() результат удовлетворяет требованиям расчетов.
![]()
![]() где РСР - 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:
По выбранному типу привода (ГТН-16) и центробежного нагнетателя по их паспортным данным: -QH=17,2 млн м3/сут - номинальная производительность ЦН при стандартных условиях;
вращения ротора ЦН;
Расчет режима работы КС выполняем в следующем порядке: 1 По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление Рвси температуру Твсгаза на входе в центробежный нагнетатель: Рвс=РК- ΔРВС; Твс = Тк. Рвс = 3,52 МПа Твс = 296 МПа 2 По известному составу газа, температуре Т = ТВСи давлению Р = Рвсна входе в ЦН определяем плотность ρвси коэффициент сжимаемости газа zBCпри условиях всасывания: ![]() ![]() ![]() ![]() 3 Определяем требуемое количество нагнетателей ![]() округляем до целого значения. ![]()
![]() ![]()
вычисляем требуемую степень повышения давления ![]() ![]()
![]() Qпр1=2,5 м3/с Qпр2=1,3 м3/с Qпр3=1,2м3/с Основные параметры некоторых типов ЦН приведены в табл. 5.3 7 С помощью построенной линии расчетных режимов определяем значения ![]() ![]() |