Проектирование газопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

1.Исходные данные

2.Определение рабочего давления, выбор диаметра и расчет толщины стенки линейной части магистрального трубопровода

3.Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станции, предварительный гидравлический расчет газопровода

4.Уточненный тепловой и гидравлический расчет линейных участков газопровода. Построение распределений температуры и давления газа по длине трубопровода

5.Выбор типа газоперекачивающих агрегатов и Расчет работы компрессорых станций

6.Расчет пропускной способности с учетом профиля трассы

7.Графическая часть

газопровод компрессорный станция



1.Исходные данные

Вариант №1

Наименование компоненты	Метан	Этан	Пропан	Бутан
Объемное содержание %	93	4	2	1

Параметр	Q	L	Pн	Pк	Тгр	k	Cp	m
Значение	25	260	0.7	1.4	14	1.8	2500	1.27

Координата трубопровода, км	0	50	100	150	200	260
Высотная отметка, м	120	365	330	390	310	180

Расчет физических свойств транспортируемого газа

Таблица 1

Газ	Молярная масса, кг/кмоль	Плотность по воздуху	Критическое давление, МПа	Критическая температура, К
Метан	16,042	0,554	4,641	190,55
Этан	30,068	1,049	4,913	305,50
Пропан	44,094	1,562	4,264	369,80
Бутан	58,120	2,091	3,796	425,17

Молярная масса смеси:

М = а1 · М1 + а2 · М2 + … + аn · Мn

где а1, …, а2 - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;

где М1,…, Мn - молярная масса компонента, кг/кмоль.

Плотность смеси по воздуху:

Определение стандартной плотности смеси газов, требует знание стандартной плотности каждого компонента. Для этого составляем уравнения состояния для каждого из них:

где: R'- универсальная газовая постоянная, равная 8314,3 Дж/(кмоль · К);

Критическое давление смеси, Мпа:

Газовая постоянная [1]:



где: R'- универсальная газовая постоянная, равная 8314,3 Дж/(кмоль · К).

Псевдокритическая температура ТПК (К) и давление рПК (МПа) для природных газов с содержанием метана 85 % и более могут быть найдены по известной плотности газа при стандартных условиях [1]:

Pпкр= а1 · Pкр1 + а2 · Pкр2 + … + аn · Pкрn,

Критическая температура смеси, К:

Тпкр = а1 · Tкр1 + а2 · Tкр2 + … + аn · Tкрn,

Относительная плотность газа по воздуху:

где:= 1,205 кг/м і плотность воздуха при стандартных условиях.



2.Определение рабочего давления, выбор диаметра и расчет толщины стенки линейной части магистрального трубопровода:

Таблица 2

Ориентировочные значения диаметра газопровода

DУ, мм	Годовая производительность QГ, млрд.м3/год
	рНАГ = 5,5 МПа рВС = 3,8 МПа	рНАГ = 7,5 МПа рВС = 5,1 МПа
500	1,6-2,0	2,2-2,7
600	2,6-3,2	3,4-4,1
700	3,8-4,5	4,9-6,0
800	5,2-6,4	6,9-8,4
1000	9,2-11,2	12,1-14,8
1200	14,6-17,8	19,3-23,5
1400	21,5-26,4	28,4-34,7

Определяем годовая производительность газопровода [1]:

Где - оценочный коэффициент пропускной способности [1]:

Исходя из найденной выше годовой производительности газопровода по таблице №2 выбираем давление на всасываний и нагнетаний и диаметр газопровода.



DУ, мм	рНАГ, МПа	рВС, МПа
800	7,5	5,1

С учетом рекомендации по проектированию в качестве рабочего давления выбираем P=7,5Мпа

Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории в зависимости от условий работы, объёма неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления. Мой трубопровод относится к III или IV категории.

Коэффициент условий работы принимаем по таблице 1 СНиП 2.05.06-85 [5]: m=0,90 для категории III IV.

Коэффициент надежности по материалу принимаем по таблице 9 СНиП 2.05.06-85: k1 =1,34. Коэффициент надежности по назначению трубопровода принимаем по таблице 3 СНиП 2.05.06-85 [5] в зависимости от условного диаметра и внутреннего давления р до 9,8 МПа:

Таблица 3

	Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода kн
Условный диаметр трубопровода, мм	для газопроводов в зависимости от внутреннего давления р	для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
	р 5,4 МПа р 55 кгс/см2	5,4 <р 7,4 МПа 55 < р 75 кгс/см2	7,4 < р 9,8 МПа 75 < р 100 кгс/см2
500 и менее	1,00	1,00	1,00	1,00
600-1000	1,00	1,00	1,05	1,00
1200	1,05	1,05	1,10	1,05
1400	1,05	1,10	1,15	--

расчетное сопротивление растяжению (сжатию), МПа

Толщина стенки составляет:

Внутренний диаметр трубопроводов [1]:

Проверка прочности подземного трубопровода производится согласно:

где - продольные осевые напряжения в трубопроводе, МПа:

где б - коэффициент линейного расширения металла трубы,;

E - модуль упругости металла, МПа;

µ - коэффициент поперечной деформации Пуассона, ;

?t - расчетный температурный перепад, равный разности между максимальной температурой грунта на глубине укладки трубопровода и минимальной температурой воздуха в районе строительства трубопровода:

Примем расчетный температурный перепад равным

Тогда с учетом численных значений параметров определяем значение продольных осевых напряжений в трубопроводе:

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, вычисляется по следующей формуле:

где - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа:

Проверим на условие прочности:

Трубопровод прошел проверку на прочность.

3.Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станции, предварительный гидравлический расчет газопровода

Давление в газопроводе (избыточное), МПа	Потери давления газа на КС, МПа
	на входе к КС	на выходе с КС
	при одноступенчатой очистке газа	при двухступенчатой очистке газа	При отсутствии АВО газа	При наличии АВО газа
5,40	0,08	0,13	0,03	0,06
7,35	0,12	0,19	0,04	0,07
9,81	0,13	0,21	0,05	0,08

МПа;

МПа.

Предварительный гидравлический расчет газопровода

Предварительный гидравлический расчет участков газопровода между компрессорными станциями производится с целью определения месторасположения компрессорных станций.

Определяем координату расположения последней станции по формуле:

где

- коэффициент сжимаемости, вычисляемый при .

Пусть

Для определения коэффициента гидравлического сопротивления используем следующую формулу:

где, среднее значение абсолютной эквивалентной шероховатости, , тогда:



Для расчетов нам необходимо найти массовый расход по формуле:

Среднее давление определяется благодаря следующему выражению:

где - давление в начале линейного участка. Пусть , тогда

Коэффициент сжимаемости может быть рассчитан по следующей аппроксимационной формуле:

где

Подставим данные в исходную формулу:

По такому же принципу рассчитаем координаты остальных станций и занесем в таблицу 2.

Таблица 2. Результаты предварительных расчетов

Параметры
	1,4	5,22	5,22
	7,43	7,43	7,43
	5,1	6,39	6,39
	293	293	293
	0,88	0,85	0,85
	121	66	66
	121	187	253

Давление на головой КС определяем по формуле предполагая что

тогда:

По результатам предварительных расчетов можно прийти к выводу, что для обеспечения расчетной пропускной способности МГ нам необходимо оборудовать четыре компрессорные станции. График распределения давления по профилю трассы приведен в графической части курсового проекта.

Координаты компрессорных станций занесены в таблицу 3.

Таблица 3. Параметры компрессорных станций

	ГКС	КС-1	КС-2	КС-3	КП
	0	7	73	139	260
	0,7	5,1	5,1	5,1	-/-
	6,19	7,5	7,5	7,5	-/-
е	3x2,1	1,42	1,42	1,42	-/-

4.Уточненный тепловой и гидравлический расчет линейных участков газопровода. Построение распределений температуры и давления газа по длине трубопровода

Сжатие газа в компрессорах происходит по политропическому процессу, по уравнению которой определяем температуру газа на нагнетании первой компрессорной станции по следующей формуле:

Где m- показатель политропы, m = 1,27.



Температура нагнетания всегда больше выходной температуры станции. Для понижения температуры установлены АВО, которые снижают температуру до +30 градусов.

Между последовательными ступенями используем АВО которые будут настроены на снижение температуры до +30

во всех станциях принимаем равным 30 ().

Рассчитаем температуру в конце первого линейного участка:

где коэффициент Шухова, равный:

в котором коэффициент теплопередачи от газа в грунт ();

Вычисляем значение средней температуры для первого линейного участка МГ с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля - Томсона:

Зная уточненное значение средней температуры пересчитаем

где значение равно:

Пересчитаем давление в начале второго линейного участка:



Аналогичным образом производим расчеты для остальных линейных участков и результаты заносим в таблицу 5.

Таблица 5. Результаты уточненных расчетов

Параметры	ГКС	КС-1	КС-2	КС-3
	5,49	7,47	7,48	7,49
	5,36	6,39	6,39	5,1
	301,9	294,7	294,7	289,2
	302,4	298,3	298,3	293,9
	0,89	0,86	0,86	0,88
	5,19	5,20	5,21	1,66
	2,1	1,42	1,42	1,42

5.Выбор типа газоперекачивающих агрегатов и Расчет работы компрессорых станций

ГКС оборудуем тремя газоперекачивающими агрегатами типа ГПА-Ц-16 с компрессором типа НЦ-16/41-2,2, подключенные параллельно.

КС-1, КС-2 и КС-3 оборудуем газоперекачивающими агрегатами типа ГТК-10И с нагнетателем PCL-802/24.

I.ГКС

Рассчитываем коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания головной компрессорной станции:

Определяем плотность газа , требуемое количество нагнетателей и производительность нагнетателя при условиях всасывания

- число параллельно работающих ЦН,

- номинальная производительность ЦН при стандартных условиях, млн.м3/сут;

Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем и . Результаты вычислений приведены в таблицу 6.

Таблица 6

Результаты расчета и n

0,9	0,8985	713,13
0,95	0,9485	675,6
1	0,9984	641,8
1,05	1,048	611,3

Полученные точки - наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рис.1).

Принимаем требуемую степень повышения давления = 2,1.

По характеристике нагнетателя (рис. 1), определяем расчетные значения приведенных параметров. Для этого проводим горизонтальную линию из , до линии режимов и находим точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим . Аналогично определяем и

Рисунок 1. Газодинамическая характеристика компрессора НЦ-16/41-2,2.

Определяем расчетную частоту вращения вала нагнетателя по формуле

Рассчитываем внутреннюю мощность, потребляемую ЦН:

кВт.

С учетом, что механические потери мощности составляют 1% от номинальной мощности ГТУ, по формуле определяем мощность на муфте привода.

кВт

Вычисляем располагаемую мощность ГТУ:

где - номинальная мощность ГТУ, кВт;

- коэффициент технического состояния по мощности,

- коэффициент, учитывающий влияние системы против обледенения (при отключенной системе = 1); - коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла (при ее отсутствии = 1); - коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ, ТВОЗД, - соответственно фактическая и номинальная температуры воздуха, ТВОЗД = 283 К; = 288 К; ра - расчетное давление наружного (атмосферного) воздуха.

Проверяем условие .

Условие <выполняется.

Определяем температуру газа на выходе ЦН:

Условие выполняется.

II.КС-1

Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем и . Результаты вычислений приведены в таблице 7.

Таблица 7

Результаты расчета и n

0,8	0,84	187,5
0,85	0,896	176,4
0,9	0,94	166,6
0,95	1	157,9

Полученные точки - наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рис.2).

По характеристике нагнетателя (рис. 2), определяем расчетные значения приведенных параметров. Для этого проводим горизонтальную линию из до линии режимов и находим точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим . Аналогично определяем и

Рисунок 2. Приведенные характеристики нагнетателя PCL-802/24.

III.КС-2

Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем и . Результаты вычислений приведены в таблице 8.

Таблица 8

Результаты расчета и n

0,8	0,84	180,6
0,85	0,896	169,9
0,9	0,94	160,5
0,95	1	152,1

Полученные точки - наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рис.3).

По характеристике нагнетателя (рис. 3), определяем расчетные значения приведенных параметров. Для этого проводим горизонтальную линию из до линии режимов и находим точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим . Аналогично определяем и

Рисунок 3. Приведенные характеристики нагнетателя PCL-802/24.

IV.КС-3

Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем и . Результаты вычислений приведены в таблице 9.



Таблица 9

Результаты расчета и n

0,8	0,84	180.2
0,85	0,896	169.6
0,9	0,94	160,2
0,95	1	151.7

Полученные точки - наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рис.4).

По характеристике нагнетателя (рис. 4), определяем расчетные значения приведенных параметров. Для этого проводим горизонтальную линию из до линии режимов и находим точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим . Аналогично определяем

и

Рисунок 4. Приведенные характеристики нагнетателя PCL-802/24.

Аналогично проверяем агрегаты КС-1 КС-2 и КС-3 и заносим в таблицу 10.



Таблица 10. Характеристики режима работа ЦБН

	ГКС	КС-1	КС-2	КС-3
	0,7	5,12	5,13	5,14
	303	301,9	294,7	294,7
	0,986	0,893	0,882	0,882
	4,958	40,183	41,720	41,812
	4	2	2	2
	640,79	158,13	152,30	151,97
	0,757	0,8	0,795	0,79
	1140	227	222	220
	1,02	0,79	0,779	0,78
	5300	6200	6200	6200
	6093,74	4472,05	4432,62	4412,85
	15951,94	9835,7	9835,7	9835,7

6.Расчет пропускной способности с учетом профиля трассы

Выполним расчет пропускной способности с учетом профиля трассы на 150-м км магистрального газопровода.

Для этого мы решаем систему уравнений

,

где - средняя высотная отметка участка газопровода, то есть алгебраическое значение площади криволинейной трапеции, образованной профилем газопровода и горизонтальной осью х, деленная на длину газопровода, Р0 = Рнаг.

Из графика 1 определяем:

zcp =

Рисунок 5. График зависимости высотных отметок от координат трубопровода.

Аналитически определяем z0 из рисунка 5, где x = l0 = 73.

Определяем массовый расход по формуле:

Погрешность получается большой, отсюда следует вывод, что влияние рельефа следует учитывать в тех случаях, когда на трассе высотная отметка выше начального пункта газопровода более чем на 100 м и чем выше высотная отметка, тем больше уменьшается пропускная способность.

7.Графическая часть

Рисунок 6. График распределения давления по длине МГП.

Рисунок 7. График распределения температуры по длине МГП.

Размещено на Allbest.ru

...