Курсовая Проектирование. Магистральный газопровод сахалин хабаровск владивосток
 Скачать 0.5 Mb.
|
ЭкологияГТС «Сахалин — Хабаровск — Владивосток» создала условия для масштабной газификации и ускорения социально экономического развития регионов Дальнего Востока, создания новых крупных промышленных предприятий. Эксплуатация газотранспортной системы осуществляется с соблюдением самых строгих экологических стандартов. Кроме того, за счет перевода угольных электростанций на природный газ заметно улучшилась экологическая обстановка в населенных пунктах. 2 Расчет свойств перекачиваемого газа Расчет выполняется в соответствии с требованиями норм технологического проектирования [1]. Расчет свойств транспортируемого газа. Основными свойствами газа, необходимыми для выполнения технологического расчета газопровода, являются: плотность, молярная масса, газовая постоянная, псевдокритические температура и давление, относительная плотность газа по воздуху. Некоторые свойства компонентов природных газов [3] приведены в таблице 1. Таблица 1 – Физические свойства компонентов природных газов
По газопроводу транспортируется природный газ следующего состава:
Плотность газа при стандартных условиях (293К и 0,101325 МПа) определяется по формуле аддитивности (сложения)  , (1)ρСТ=93*0,668+2,7*1,260+1,4*1,864+1,2*2,495+0,9*2,488+0,6*1,839+0,2*1,165=0,747 кг/м3 где а1,..., аn – доля каждого компонента в смеси для данного состава газа; ρ1,..., ρn – плотность компонента при стандартных условиях, кг/м3. Молярная масса  , (2)M=93*16,04+2,7*30,07+1,4*44,10+1,2*58,12+0,9*72,15+0,6*44,01+0,2*28,02= =18,01 кг/кмоль где M1,..., Mn – молярная масса компонента, кг/кмоль. Газовая постоянная (Дж/(кг·К))  , (3)R=8314,4/18,01=461,65 Дж/(кг·К) где R=8314,4 – универсальная газовая постоянная, Дж/(кмоль·К). Псевдокритические температураTпк(К)и давление pпк(МПа) для природных газов также могут быть рассчитаны по правилу аддитивности [1]:  ; (4)TПК =93*190,55+2,7*305,83+1,4*369,82+1,2*425,14+0,9*469,69+0,6*304,20+0,2*126,20= =202,05 К  , (5)РПК=93*4,60+2,7*4,88+1,4*4,25+1,2*3,78+0,9*3,36+0,6*7,39+0,2*3,39= =4,598МПа где Tкр1 ,..., Tкр n – критическая температура компонента, К; pкр1 ,..., pкр n – критическое давление компонента, МПа. Относительная плотность газа по воздуху  . (6)∆=0,747/1,205=0,619 Суточная производительность газопровода при стандартных условиях Q (млн. м3/сут) определяется по формуле  , (7)где KИ – оценочный коэффициент использования пропускной способности газопровода. Значение коэффициента использования пропускной способности определяется по формуле  , (8)где KРО – коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, KРО =0,98; KЭТ – коэффициентучета экстремальных температур: KЭТ=0,98 для газопроводов протяженностью более 1000 км; KЭТ=1,0 для газопроводов менее 1000 км; KНД – коэффициент надежности газопровода, рекомендуется определять по таблице 2. Таблица 2 – Оценочные значения коэффициента KНД однониточных газопроводов
Определение расстояния между компрессорными станциями. Пользуясь формулой пропускной способности газопровода  , (9)выразим длину линейного участка ℓ (км) между компрессорными станциями  , (10)где Dвн – внутренний диаметр газопровода, мм; pн и pк – соответственно абсолютные давления в начале и в конце линейного участка газопровода, МПа; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; Zcp – средний по длине коэффициент сжимаемости газа Zcp=f(pcp,Tcp); – относительная плотность газа по воздуху. Условный диаметр газопровода в зависимости от принятого рабочего давления ориентировочно можно определить по таблице 3. Таблица 3 – Ориентировочные значения диаметра газопровода
Для расчета расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры, например  , (11)где TO – температура окружающей среды на глубине заложения газопровода; TH – температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303 – 313К. Давление в начале участка газопровода определяется по формуле  , (12)где pНАГ – потери давления в трубопроводе между точками на выходе центробежного нагнетателя и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода. Давление в конце участка газопровода  , (13)где pВС – потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих газопроводах и на узле очистки газа. Потери давления pВС и pНАГ могут быть приняты по таблице 4. Таблица 4 – Потери давления газа в трубопроводах и оборудовании КС [1]
Коэффициент гидравлического сопротивления λ определяется по формуле  , (14)где Е – 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. Коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения газа в газопроводе определяется по формуле  , (15)где kЭ – эквивалентная шероховатость труб: для труб без внутреннего антикоррозионного покрытия принимается равной kЭ=0,03 мм; для труб с внутренним покрытием принимается равной kЭ=0,01 мм; Dвн– внутренний диаметр трубопровода, мм; Re – число Рейнольдса, которое определяется по формуле  , (16)где Q – производительность газопровода, млн. м3/сут; Dвн– внутренний диаметр газопровода, мм; μ – коэффициент динамической вязкости, Па·с. В первом приближении можно принять квадратичный режим течения газа и λтр определить как  . (17)Средний коэффициент сжимаемости газа при средних значениях температуры TСР и давления pСР определяется по формуле  , (18)где  ; ;pПР, TПР – соответственно значения средних приведенных давления и температуры  ; (19) . (20)Среднее давление в линейном участке газопровода составит  . (21)Вычислив расстояние между КС по формуле (10), определяем требуемое число компрессорных станций  . (22)После округления найденного числа КС n0 до целого значения n (как правило, в большую сторону), уточняем значения расстояния между КС  . (23) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||