Проект магистрального газопровода

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Тюменский индустриальный университет»

Высшая инженерная школа

Кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов»

Курсовой проект

по дисциплине: «Трубопроводный транспорт газа»

Тема:

Проект магистрального газопровода

Выполнил: Усатов Е.А

студент группы ПСТб-19-2

проверил: к.т.н., доцент

Александров М.А.

Тюмень, 2021



Введение

Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных, а в случае транспорта газообразных веществ - единственным видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капитало- и металлоемких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях. Отсюда понятно внимание, уделяемое вопросам надежности и эффективности работы магистральных трубопроводов при их проектировании и эксплуатации.

Надежность работы обеспечивается соблюдением рекомендаций нормативных документов при проектировании и эксплуатации трубопроводов (строительных норм и правил, норм технологического проектирования и правил эксплуатации).

Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и оборудования и рациональности их использования. Фактические условия работы трубопроводов отличаются от проектных. Так, производительность зависит как от возможности добычи нефти и газа, так и от потребности в них. В процессе эксплуатации меняется состояние линейной части и оборудования станций, что предопределяет изменение пропускной способности нефе - и газопроводов и изменение параметров работы при постоянной производительности. В этих условиях приходится решать следующие задачи: выбор оптимальной схемы работы при заданной производительности, определение параметров работы при максимальной загрузке, разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы.

Решение задачи повышения эффективности эксплуатации трубопровода полностью зависит от качества выполнения анализа функционирования всего трубопровода и отдельных его элементов в предшествующий период. Результаты анализа должны позволить сделать вывод о фактическом состоянии линейной части и оборудования, рациональности их использования, экономичности используемой технологической схемы и об основных причинах, снижающих эффективность работы.

Выполняя курсовой проект, необходимо учитывать следующие основные положения:

- все решения и величины принимаются с соответствующими обоснованиями и ссылками;

- оценка проекта определяется качеством решения поставленных задач, их представления (записка, чертежи, доклад) и своевременностью выполнения.

Цель курсового проекта - научиться самостоятельно решать поставленные задачи



Определение исходных расчетных данных

Исходные данные:

Длина газопровода L = 417 км;

Район прохождения трассы г. Уренгой;

Наружный диаметр D_н = 1420 мм;

Производительность Q = 80 млн. м³/сут;

Начальное давление P_н = 3,5 МПа;

Конечное давление P_к = 1,5 МПа;

Относительная плотность газа Д = 0,61;

Среднегодовая температура воздуха Т_а = -8,1 °С;

Среднегодовая температура грунта на глубине заложения Т_г = -2,13 °С;

Потери давления во входном коллекторе КС ДРвх = 0,08 МПа;

Потери давления в выходном коллекторе КС ДРвх = 0,07 МПа;

Выбираем 3 основных параллельно работающих компрессора и 2 резервных типа 395-24-1Л, тип ГПА: ГПА-16 «Нева»

Производительность	Политропный КПД	Номинальные обороты диапазон, об/мин	Расход топливного газа, нм3/ч	КПД двигателя%	Номинальная мощность, МВт	Давление на входе/ выходе, кГс/см2	Степень сжатия
Коммерческая млн. м3/сут	Объемная м3/мин
31,15	508,4	0,85	5100 (5500-3800)	3310	36,5	16,0	38,9/56,0	1,44

Тип привода: АЛ-31СТН

Показатели параметров ГТУ
Neн, МВт	Тзн, К	Kt	Kн	зм
16	288	3	0,95	0,985



1. Расчет режима работы компрессорной станции

Расчет режима работы состоит в определении мощности N, потребляемой каждой компрессорной машиной, и мощности , развиваемой приводящим ее двигателем.

Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства

Экономичность КС с центробежными нагнетателями - при Р_н = Р'_н и следующих условиях:

Расчет располагаемой мощности газотурбинной установки

Располагаемая мощность ГТУ, приводящей центробежный нагнетатель, находится в зависимости от условий работы установки по формуле:

где - номинальная мощность ГТУ, кВт;

- коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ;

- коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха;

- коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы;

- коэффициент, учитывающий влияние система утилизации тепла выхлопных газов;

Р_а - расчетное давление наружного воздуха МПа (принимаем Р_а = 0,1013 МПа)

и - расчетная и номинальная температура воздуха на входе ГТУ, К;

Т_а - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, К; дТ_а- поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе ГТУ, дТ_а = 5 К;

Расчет режима работы нагнетателей

1. Определение параметров газа на входе нагнетателей.

где Т_в1 и Т_вх - температура газа на входе нагнетателей первой ступени и на входе КС, температура газа на входе в КС принимается на 5-10 градусов большей, чем температура грунта на глубине заложения газопровода принимаем по приложению 16;

Р_в1 и Р_вх - давление газа на входе нагнетателей и КС, МПа;

ДР_вх - потери давления во входных технологических коммуникациях КС, МПа.

2. Характеристики газа при условиях на входе в нагнетатель

- газовая постоянная, плотность газа при нормальных условиях (см. п. 1):



,

- плотность газа при условиях всасывания, кг/м³:

где R - газовая постоянная, транспортируемого газа, Дж/кг К;

Д - относительная плотность газа по воздуху;

с_н и с_воз - плотность газа и воздуха при стандартных условиях (20°С и 760 мм рт.ст.), кг/м³ (плотность воздуха в расчетах принимает равной 1,205);

Р_в1 -давление на входе нагнетателя первой ступени сжатия (начальное давление из исходных данных), МПа;

с_{в1 -} плотность газа при условиях всасывания, кг/м³;

Z₁ - коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания.

3. Коэффициент сжимаемости газа при давлениях до 15 МПа и температурах 250-400 К:

где

Критические значения давления и температуры:

Приведенные значения давления Р_пр и температуры Т_пр :

4. Определение объемной производительности нагнетателя в :

где Q - производительность нагнетателя, м³/сут;

Q_кс - производительность КС в ;

К - количество параллельно работающих нагнетателей.

5. Определение допустимого интервала изменения числа оборотов ротора нагнетателя из условия экономичности работы нагнетателя

;

В итоге условие допустимый интервал:

где n_н - номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин; Q_пр.min и Q_пр.max - минимальное и максимальное значения Q_пр, соответствующе зоне приведенной характеристики с з_пол?0,8.

6. Определение потребной частоты вращения ротора нагнетателя. Во всех случаях n должно находится в интервале, одновременно удовлетворяющем допустимым интервалам изменения n.

Берем n = 5200 об/мин.

7. Определение приведенной производительности нагнетателя

8. Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя

где Z_пр, R_пр, T_пр - параметры газа с приведенной характеристики; размерность R_пр - Дж/(кг К).

9. Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа

Нагнетателю гарантируется безпомпажная работа при соблюдении неравенства

где - значение из приведенной характеристики, соответствующее максимуму зависимости для рассматриваемого значения , а при отсутствии максимума у зависимости - минимальному значению из приведенной характеристики.

Условие выполняется.

10. Определение степени сжатия нагнетателе е и относительной приведенной внутренней мощности нагнетателей по приведенной характеристике нагнетателя.

е = 1,52

= 425

11. Расчет мощности, потребляемой нагнетателем

12. Определение потребной мощности для привода нагнетателя

где - механический к.п.д. нагнетателя и редуктора.

Проверка:

Условия выполняются.

13. Расчет параметров газа на выходе из нагнетателя

где P_н1 и T_н1 - давление и температура газа на выходе нагнетателей первой ступени сжатия, МПа и К соответственно.

14. Оптимальная среднегодовая температура охлаждения газа (принимается на 10-15 °С выше расчетной)

где t_а - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, °С; дt₂ - поправка на изменчивость климатических данных, применяемая равной 2°С.

2. Определение количества аппаратов воздушного охлаждения

К рассмотрению принимается несколько различных типов АВО. По номинальной производительности аппаратов и известной производительности КС определяется потребное количество АВО m каждого типа и рассчитываются требуемые производительности одного аппарата. Принимаемые к рассмотрению АВО должны иметь рабочее давление, соответствующее давлению на выходе КС.

Рассмотрим АВО «Пейя» (Голландия):

1. Определение общего количества тепла, подлежащего отводу от газа на установке - Q₀, Дж/с

где М - общее количество газа, охлаждаемого на КС, кг/с; С_р - теплоемкость газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО , Дж/(кг К); t₁ - температура газа на входе в АВО, равная температуре газа на выходе компрессорных машин, °С; t₂ -оптимальная температура охлаждения газа, °С.

Теплоемкость газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО:

Количество АВО: m = М/М_АВО = 2446667/209000 = 11,7. Принимаем 12 АВО.

По номинальной производительности аппаратов () и известной производительности КС определяется потребное количество АВО m каждого типа и рассчитываются требуемые производительности одного аппарата каждого типа по теплоотводу Q₁ и по газу M₁:

2. Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха t_2в

где V_в - общий объемный расход воздуха, подаваемого всеми вентиляторами одного АВО, м³/с;

С_рв - теплоемкость воздуха при барометрическом давлении Р_а и t_1в, Дж/(кг К);

с_в - плотность воздуха на входе в АВО, кг/м³;

°С

Предварительно принятое количество АВО остается в силе при t_2в <t₁. 8,01<36,6

Условие выполняется, значит принимаем количество АВО равным 6.

3. Проверка принятого количества АВО по поверхности теплопередачи одного АВО. Требуемая поверхность теплопередачи F_р:

где К_р - коэффициент теплопередачи, Вт/(м² К);

m' - скорректированное в п.3 количество АВО;

где i - число ходов газа в аппарате; - поправка, определяемая в зависимости от параметров R и Р;

Согласно параметрам R и P, принимаем = 0,8

Проверка выполняется при выполнении условия:



где F - фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО), увеличенная на 10% с учетом возможного выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена, м; - допустимое расхождение между F_Р и F (может быть принято равным 5% от F), м.

Условие выполняется.

4. Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа _ДР в МПа (движение газа - в зоне квадратичного закона сопротивления).

где щ - средняя скорость газа в трубах АВО, м/с; с -плотность газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО, кг/м³, - сумма коэффициентов местных сопротивлений; l - длина труб АВО, м; d - внутренний диаметр труб, м; Д - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в расчетах принимать Д = 2 10^-4 м), м;

где S - площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа, м².

где - количество труб в АВО.

Плотность газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО:

,

тогда:

Полученное значение _ДР должно удовлетворять условию:

Условие выполняется.

5. Определение энергетического коэффициента Е. Энергетический коэффициент используется для сравнения эффективности работы теплообменной аппаратуры и представляет собой отложение количества переданного тепла к затратам энергии на преодоление гидравлических сопротивлений теплообменника.

где N - мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивлений со стороны поверхности теплопередачи, Вт;

H - полный напор, развиваемый вентиляторами АВО, Па.

6. Выбор оптимального типа и количества АВО. Основным критерием оптимальности в данном случае является минимум приведенных затрат по установке охлаждения газа.

Аналогично рассчитываем другие типы АВО: «Хадсан-Итальяно» (Италия) и «Ничимен». Результаты расчетов сведены в таблице 1.

Таблица 1

Расчет аппаратов воздушного охлаждения

Параметр	Тип АВО
	«Пейя» (Голландия)	«Ничимен»	«Хадсан-Итальяно» (Италия)
МАВО	209000	196000	196900
m'	12	13	13
t2в	8,01	10,9	12,27
Vв	820000	654000	564500
Fp	10651,92	12354,8	11393
F	10450	12051,6	11872
Проверка	Сходится	Сходится	Сходится
щ	7,866	6,27	4,2
с	39,78	39,78	54,5
ДР	0,022	0,0139	0,0154
Е	117,45	137,26	188,9
G	432	442	429

Тип и количество АВО, которым отвечают Е_мах и G_min являются оптимальными.

Именно по этим параметрам выбор пал на АВО типа «Хадсан-Итальяно» в количестве 13 шт.

компрессорный станция воздушный охлаждение газопровод

3. Подбор пылеуловителей

Потребное количество пылеуловителей циклонного (мультициклонного) типа определяется следующим образом. Первоначально уточняется рабочее давление пылеуловителя (оно равно давлению газа на входе КС). Р_раб = 3,5 МПа

Затем по характеристике пылеуловителя определяются его минимально и максимально допустимые производительности Q_min и Q_max.

Для циклонного пылеуловителя ГП 106.00

Q_min = 4,4 млн. м³/сут; Q_max = 7,5 млн. м³/сут

По уточненным значениям производительностей определяется потребное число пылеуловителей таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на оставшиеся в работе не выходила за пределы их максимальной производительности Q_max , а при работе всех аппаратов - не выходила за пределы минимальной производительности Q_min.

Количество пылеуловителей:

где n_min и n_max - минимально и максимально допустимое количество пыле-уловителей; Q_КС - суточная производительность КС, млн.м³/сут.

Принимаем n = 7.

При отключении одного аппарата:

При работе всех аппаратов:

Условия выполняются, принимаем пылеуловители ГП 144.00.000 в количестве n = 7 шт.

4. Определение числа компрессорных станций и расстановка их по трассе магистрального газопровода

Число КС и их размещение по трассе должны обеспечивать транспорт газа в заданном объеме, возможность реализации максимальной пропускной способности и работу оборудования и всего газопровода с максимальной эффективностью. Станции следует разместить таким образом, чтобы давление на входе КС позволяло при максимальном использовании располагаемой мощности ГПА получить максимальное давление на выходе станции. Длина участка зависит от перепада давления в нем и поэтому будет различна для участков между КС и для конечного участка.

1. Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной способности:



где индекс к относится к конечному участку газопровода; с = 105,087.

1.1 Для определения внутреннего диаметра необходимо определить толщину стенки расчетную толщину стенки трубопровода д, мм.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:

где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый для МГ: n = 1,1;

Р - рабочее давление, МПа; D_н - наружный диаметр трубы, мм;

R₁ - расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа;

ш₁ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб

где нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, принимается равным пределу прочности у_вр,МПа (принять равным 490 МПа);

m - коэффициент условий работы трубопровода принимаемый по приложению 12;

k₁ - коэффициент надежности по материалу (в расчетах принять 1,4),

k_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода

где у_пр.N - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа.

где б, Е, м - физические характеристики стали, принимаемые б = 1,2*10^-5 (1/⁰С), E = 2,06*10⁵(МПа), м = 0,3;

Дt - температурный перепад, ⁰С, Дt = t_э - t_ф;

t_э - принимаем равной средней температуре перекачиваемого продукта на участке,

t_ф - принимаем равной температуре воздуха самого холодного месяца в году,

D_вн - диаметр внутренний, мм, с толщиной стенки д.

D_вн = D_н -2 д

Принимаем = 1

Принимаем д = 14 мм

1.2 Расстояние между КС при P₁ зависит от давления в конце участка, т.е. в конечном счете, от степени сжатия установленных на станции компрессоров:

Р₁ = 5,198 МПа

1.3 Чтобы найти длины участков, нужно знать Т_ср, z и л.

Зададимся давлением газа в конце участков:

Р₂ = 2,5 МПа (начальное давление на входе в следующую КС)

Р_к = 1,5 МПа

Точность определения давления: ДР = 1 МПа

Зададимся значением температуры газа в конце участков:

Т₂ = 271 К

Т_к = 264 К

Точность определения температуры: ДТ = 1 К.

Среднее давление газа на участке можно определить по формуле:

Среднее давление промежуточных участков:

Среднее давление конечного участка:

Средняя температура газа в участке:

Средняя температура промежуточных участков:

Средняя температура конечного участка:

Определяем коэффициент сжимаемости газа для средних значений давления и температуры промежуточных участков:

Для конечного участка:

Определяем динамическую вязкость газа:

Для промежуточных участков:

Для конечного участка:

Определяем удельную теплоемкость газа относительно средних значений давления и температуры газа промежуточных участков:

Для промежуточных:

Для конечного:

Определяем коэффициент Джоуля-Томсона:

Для промежуточных:

Для конечного:

Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной производительности:



Для промежуточных участков:

Для конечного:

т.к. Q>Q_n и Q>Q_к, то режим течения газа - квадратичный.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления для квадратичного режима течения по формуле:

Определяем расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления по формуле:

Где Е - коэффициент гидравлической эффективности работы участка, Е = 0,95

Определяем длины участков газопровода.

Промежуточных участков:

Конечного участка:

Определяем давление в конце участка из уравнения пропускной способности:

Промежуточных участков:

МПа.

Конечного участка:

МПа.

Определяем сходимость давлений:

Определяем среднюю температуру в участке:

,

Где ,

k_t - коэффициент теплопередачи, Вт/(м²•К);

М - массовая производительность газопровода, кг/с.

Для промежуточных участков:

Для конечного участка:

Оценим сходимость температур:

2. Определим во сколько раз длина последнего участка больше длины промежуточных участков:

Так как в дальнейшем длины участков будут уточняться, то вторым сомножителем можно пренебречь.

3. Зная длину всего МГ L и длины участков можно определить теоретическое число КС n₀

Округление в меньшую сторону приведет к снижению пропускной способности МГ и при недопустимости этого по условиям заказчика потребуется сооружение лупингов на всех участках газопровода, что при эксплуатации создаст дополнительные трудности.

При округлении числа КС в большую сторону пропускная способность МГ возрастет, что хорошо с точки зрения покрытия сезонной неравномерности потребления газа.

4. Чаще всего число КС округляется в большую сторону n = 4

После округления числа станций необходимо уточнить длины участков. Если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания, то часть транспортируемого газа будет потребляться на собственные нужды и производительность МГ будет от участка к участку снижаться.

5. При принятом числе КС определяем среднюю длину участка между КС:

где l - средняя длина участка между КС,

Q_i - производительность i-го участка;

Q - производительность поступления газа на головную КС;

Q_ТГ - объем потребляемого КС топливного газа; i - номер КС по ходу газа.

тогда:

6. Рассчитываем длину всех промежуточных участков:

Для конечного участка:

l_к = L-l₁ = 417-(99,24+99,42+99,6) = 118,74 км

7. Правильность принятого числа КС проверяется по пропускной способности участков.

Для промежуточных участков:

Для конечного участка:

Таблица 2

Параметры участков газопровода

Параметр	Значение
	Промежуточные	Конечный
Р1, МПа	5,198	5,198
Т1, К	306,9	306,9
Рср, МПа	4,01	3,69
Тср, К	283,86	279,2
Ркр, МПа	4,63	4,63
Ткр, К	201,5	201,5
Рпр	0,866	0,797
Тпр,	1,409	1,386
z	0,885	0,886
з, Па·с	11,22·10-6	11·10-6
Ср, кДж/(кг*К)	2,55	2,53
Di, К/МПа	4,18	4,38
л
лр	0,01044	0,01044
Тср1, К	284,25	279,63
Р21, МПа	2,66	1,51
Р2, МПа	2,5	1,5
Т2, К	271	264
li,км	99,24 99,42 99,6	118,74
Qi, млн. м3/сут.	85,08 85,01 84,94	84,17



Специальное задание

Расчет КС при уменьшении производительности на 10%

1. Расчёт суточной производительности КС

Увеличиваем посчитанную ранее производительность на 45%:

Q` = Q·0,9 = 80·0,9 = 72 млн. м³/сут

2. Пересчет основного оборудования КС

На компрессорной станции мы оставляем те же агрегаты, что были при начальной производительности. Но нужно проверить количество основных и резервных агрегатов.

Производительность одного агрегата типа 7V-3 (КС Торжокская) составляет 15,4 млн. м³/сут, значит, увеличиваем количество основных работающих агрегатов до 3, и еще 1 остается в резерве.

3. Расчет мощности, потребляемой компрессорными машинами при уменьшении производительности

Начальные данные не буду отличаться от рассчитанных при начальной производительности.

Располагаемая мощность привода = 14200 кВт

Температура и давление газа на входе нагнетателей первой ступени и на входе КС:

Плотность газа при стандартных условиях:

Газовая постоянная:

Плотность газа при условиях всасывания, кг/м³:

,

Коэффициент сжимаемости:

Критические значения давления и температуры:



Список использованной литературы

1. СНиП 23-01-99* Строительная климатология.

2. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - 100с.

3. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. / Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. - М.: Инфра-Инженерия, 2006. - 928с.

4. Типовые расчеты в системах транспорта и хранения нефти и газа: Учебное пособие./Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. - СПб.: Недра, 2007. - 599 с.

Размещено на allbest.ru

...