Технологический расчет магистрального газопровода и режимов рабо. В условиях острого дефицита топливноэнергетических ресурсов первоочередное значение приобретают задачи, связанные с повышением эффективности их использования, и реализация программ энергосбережения
 Скачать 0.81 Mb.
|
|
ВВЕДЕНИЕ Развитие газовой и целого ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта газов из отдельных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны. В настоящее время доля потребления природного газа в стране составляет уже свыше 50% и имеет устойчивую тенденцию к дальнейшему росту. Современный производственный процесс транспорта газов с помощью газоперекачивающих агрегатов, установленных на компрессорных станциях, - это сложный физико-технологический процесс, при оценке эффективности которого и оптимизации работы компрессорных станций необходимо в систематизированной форме учитывать целый ряд факторов: технологических, термогазодинамических, диагностических, эмпирических и др. В условиях острого дефицита топливно-энергетических ресурсов первоочередное значение приобретают задачи, связанные с повышением эффективности их использования, и реализация программ энергосбережения. Экономия энергетических ресурсов на современном этапе развития экономики страны является наиболее действенным и эффективным направлением при решении всех задач, стоящих перед промышленностью. В связи с этим такие задачи трубопроводного транспорта природных газов, как установление и поддержание оптимальных режимов работы газотранспортных систем, разработка и реализация мероприятий, направленных на повышение эффективности транспорта газов с сокращением энергетических затрат на его перекачку, уменьшение разного рода потерь газа в технологическом процессе и т. п., являются важнейшими и наиболее актуальными задачами отрасли. Это положение в значительной степени усиливается, если принимать во внимание непрерывный рост стоимости энергоресурсов, увеличение себестоимости транспорта газа и невозобновляемость его природных ресурсов. Анализ существующего положения трубопроводного транспорта газов и оценка перспектив его дальнейшего развития показывают, что газотурбинный вид привода центробежных нагнетателей на компрессорных станциях и на ближайшую перспективу останется основным видом энергопривода компрессорных станций. 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ Расчет ведется согласно 5 1.1 Выбор рабочего давления газопровода Принимаем рабочее (избыточное) давление в газопроводе Р=7,35 МПа. Значения абсолютного давления на входе и выходе центробежного нагнетателя составят соответственно Рвс=5,1 МПа и Рнаг=7,46 МПа. Согласно принятому уровню давления и годовой производительности [5, таблица 3] принимаем условный диаметр газопровода Dy =1200 мм. По газопроводу транспортируется газ следующего состава
Средняя температура грунта на глубине заложения оси газопровода составляет То=278 К, средняя температура воздуха ТВОЗД =283К. Газопровод прокладывается в смешанных грунтах Кср=1 Вт/(м2·К) [8] Для строительства газопровода принимаем трубы Dн=1220 мм, ТХЗ изготовленные по ТУ 14-3р-04-94 из стали 12ГСБ. Для принятого диаметра, значения расчетного сопротивления металла трубы и толщины стенки газопровода  ,где R1н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R1н =ув), ув=510 МПа [5, приложение А]; m - коэффициент условий работы, который зависит от категории трубопровода (IV категория) m=0,9 [7]; k1- коэффициент надежности по материалу, который зависит конструктивных особенностей принятой трубы, k1=1,4 [7]; kн- коэффициент надежности по назначению, kн=1,05 [7]. Толщина стенки газопровода  ,где Р - рабочее давление в трубопроводе, МПа; пр - коэффициент надежности по нагрузке, который зависит от характера нагрузки и способа прокладки трубопровода; пр=1,1 [7]; R1- расчетное сопротивление металла трубы, МПа. Принимаем стандартную толщину стенки трубы дн=15 мм [5, стр. 48]. Внутренний диаметр газопровода  1.2 Расчет свойств транспортируемого газа .2.1 Плотность газа при стандартных условиях   где a1,…ап - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа [5, приложение Б]; с1,… сп- плотность компонента при стандартных, условиях (Т=293К, Р=0,1013 МПа), кг/м3 [5, таблица 1]. 1.2.2 Молярная масса  = где М1,... Мn - молярная масса компонента, кг/кмоль [5, таблица 1]. 1.2.3 Газовая постоянная  где  =8314,4 - универсальная газовая постоянная, Дж/(кг·К).1.2.4 Псевдокритические температура и давление  , ,где РКРi, ТКРi - критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси, определяемые по [10].   1.2.5 Относительная плотность газа по воздуху  1.2.6 Суточная производительность газопровода  ,где QГ - плановый объем транспортируемого газа, млрд. м3/год; КИ- оценочный коэффициент пропускной способности газопровода  ,где КРО - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ, КРО=0,98 [5, стр. 23]; КЭТ - коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур окружающей среды, КЭТ =0,98[5, стр. 23]; КНД - коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания, КНД =0,985[5, таблица 2]. 1.3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций Пользуясь данными таблицы 4 [5, стр.25], определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между компрессорными станциями Рн =Рнаг-(дРвых+ дРохл)=7,46-(0,11+0,06)=7,29МПа, где дРвых - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа), дРвых=0,11МПа; дРохл - потери давления в системе охлаждения газа, включая eго обвязку дРохл=0,06МПа. Давление в конце участка газопровода Рк = Рвс+∆ Рвс =5,1+0,12=5,22МПа , где ∆ Рвс - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа, ∆ Рвс =0,12 МПа [5, таблица 4]. Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной ТН=303K, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке  ,где То - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, То =278 К (Юбилейное месторождение). В первом приближении, полагая режим течения газа квадратичным, коэффициент сопротивления трению   где kэ - эквивалентная шероховатость труб, kэ=3·10-5м [4]; Dвн - внутренний диаметр трубопровода. Коэффициент гидравлического сопротивления л определяется по формуле   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. Среднее давление в линейном участке  Приведенные значения давления и температуры  , ,где Р=РСР, Т=ТСР - средние давление и температура на линейном участке газопровода соответственно; РПК, ТПК - псевдокритические давление и температура соответственно. Коэффициент сжимаемости газа  ,где   Расчетное расстояние между компрессорными станциями составит   где Q - суточная производительность газопровода; Д - относительная плотность газа по воздуху; л - коэффициент гидравлического сопротивления; ZСР - коэффициент сжимаемости газа; ТСР - средняя температура на линейном участке газопровода. Определяем расчетное число компрессорных станций   , где L- протяженность газопровода, км. Округляем расчетное число КС до целого значения п=7, после чего уточняем расстояние между КС   1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями Принимаем в качестве первого приближения значения л, ТСР и ZСР из первого этапа вычислений  ;  ;  Определяем в первом приближении значение Рк  Определяем среднее давление   Определяем средние значения приведенного давления и температуры     Удельная теплоемкость газа  где R - газовая постоянная.     Тогда  Коэффициент Джоуля-Томсона  где     Тогда  Рассчитываем коэффициент а   ,где кср - средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, зависящий от того, в каких грунтах прокладывается трубопровод (для смешанных грунтов КСР=1 Вт/(м2·К)). Вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона   Вычисляем уточненные значения приведенной температуры ТПР и коэффициента сжимаемости Zcp     |