Расчет магистрального газопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Содержание курсового проекта

Курсовой проект по «Технологическому расчету магистрального нефтепровода» состоит из расчетно-пояснительной записки, содержащей обоснования, выбор методов и способов регулирования работы магистрального газонефтепровода, насосных и компрессорных станций, а также необходимых графических материалов.

1.1 Оформление расчетно-пояснительной записки

В состав расчетно-пояснительной записки входят:

- титульный лист;

- задание на проектирование;

- оглавление;

- предусмотренные заданием разделы;

- заключение (выводы и рекомендации);

- рекомендуемый список литературы.

Все разделы курсового проекта нумеруются, озаглавливаются и начинаются с новой страницы.

Раздел делится на подразделы, пункты и подпункты. Нумерация производится арабскими цифрами. Например: «3.2.1».

После названия раздела (подраздела) точка не ставится. Пункты не озаглавливаются.

Если название раздела (подраздела) не помещается на одной строке - разрешается перенос целого слова, перенос части слова не разрешается.

Расчетно-пояснительная записка оформляется на листах А4 формата (297х210мм).

Текст должен быть написан разборчиво пастой (чернилами) черного или синего цвета. В тексте допускаются лишь общепринятые сокращения.

Разрешается текст расчетно-пояснительной записки печатать на компьютере. В этом случае необходимо соблюдать следующие требования: текст должен быть набран в редакторе Microsoft Word на листах стандартного формата А4. Параметры страницы: верхнее поле-20мм, нижнее поле-20мм, левое поле-20мм, правое поле-20мм. Основной текст набирается шрифтом Times New Roman размером 14пт с обычным ординарным межстрочным интервалом. Абзацный отступ 1,25см.

Расчет необходимо начать с кратким пояснением о том, что определяется, написать расчетную формулу в буквенно-цифровом выражении, расшифровать буквенные значения, дать ссылку на источник литературы. Затем вместо букв подставить числовые данные и записать конечный результат с указанием единицы измерения. Например: «Расчет проведен по [8, стр. 40-46]», где цифра 8-номер литературы в списке, приведенном в конце курсового проекта.

Графики, сопровождающие расчеты, выполняются на миллиметровой бумаге. Таблицы: справа над таблицей пишется полностью слово «Таблица», ее номер арабскими цифрами и название таблицы.

Все иллюстрации (схемы, графики, рисунки) именуются рисунками. Например: «Рис.10 Совмещенная характеристика нефтепровода».

В тексте записки должны быть ссылки на все прилагаемые рисунки и таблицы. Например: «…параметры трубопроводов (см. таблицу)». Рисунки и таблицы должны быть размещены в тексте сразу после ссылки на них, но не далее следующей страницы.

Нумерация страниц начинается с листа задания и проставляется в середине внизу.

1.2 Графическая часть

Графическая часть выполняется на формате А1.

Состав графической части для магистрального нефтепровода:

- расстановка станций по трассе нефтепровода;

- технологическая схема любой НПС;

- чертеж или схема магистрального насоса;

Состав графической части для магистрального газопровода:

- расстановка компрессорных станций по трассе газопровода;

- технологическая схема любой компрессорной станции;

- чертеж или схема нагнетателя газа.

Технологический расчет магистрального газопровода

Целью технологического расчета газопровода является решение следующих задач: определить диаметр газопровода; определить необходимое количество компрессорных станций и расставить их по трассе газопровода; рассчитать режимы работы КС; провести уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков и режимов работы промежуточных КС до конечного пункта газопровода.

Исходные данные

Для выполнения технологического расчета газопровода необходимы следующие исходные данные : компонентный состав транспортируемого природного газа; годовая производительность газопровода Q_Г, млрд м³/год; протяженность газопровода L и условия прокладки, профиль трассы, климатические и теплофизические данные по ней: Т₀- температура окружающей среды, К; Т_возд- температура воздуха, К; л_гр- коэффициент теплопроводности грунта.

Таблица 5.1. Исходные данные к расчету магистрального газопровода по вариантам.

№ вари-	Qг,					Способ
Анта	млрд. м3/год	L, км	Т0,К	T возд,К	лгр, Вт/(м2К)	прокладки
1	5	500	294	298	1,5	подземный



Таблица 5.2 Состав газа и его характеристики

Cостав газа	% по объему	Ткр, К	Ркр, МПа	Плотность (с), кг/м3	Молярная масса, кг/моль
Метан	63,7	190,6	4,74	0,6687	16,043
Этан	10,2	305,3	5,26	1,264	30,07
Пропан	12,6	368,8	4,49	1,872	44,097
Бутан	7,6	426,0	3,6	2,519	58,124
Пентан	3,6	470,4	3,41	3,228	72,151
Двуокись углерода	0,7	304,3	7,54	1,8423	44,011
Азот и редкие	1,8	126,0	3,39	1,1651	28,016

4 категория

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

, (5.1)

где

- объемная (мольная) доля i-того компонента смеси, имеющего плотность с_i,

n-число компонентов смеси;



- относительная плотность газа по воздуху

(5.2)

- плотность воздуха при одних и тех же условиях, =1,29 кг/м³;

- молярная масса газа по формуле 5.3:

(5.3)

- молярная масса i-того компонента смеси

кг/моль магистральный газопровод компрессорная станция

- псевдокритическая температура газовой смеси

, (5.4)

где - абсолютная критическая температура i-того компонента смеси;

,

- псевдокритическое давление газовой смеси

(5.5)

- абсолютное критическое давление i-того компонента смеси;

- газовая постоянная

, (5.6)

- универсальная газовая постоянная, =8314,3 Дж/(кмоль?К)

,

В соответствии с табл. 5.3 принимается ориентировочное значение диаметра газопровода. В настоящее время магистральные газопроводы проектируются на рабочее давление Р = 7,5 МПа.

Таблица 5.3 - Ориентировочные значения пропускной способности газопровода в зависимости от его условного диаметра и рабочих давлений

Dy, мм	Годовая производительность Qгод, 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

Рассчитывается оценочная пропускная способность газопровода (коммерческий расход, млн. м ³/сут)

(5.7)

где к_н = к_ро? к_эт ? к_нд - оценочный коэффициент пропускной способности газопровода;

к_ро - коэффициент расчетной обеспеченности потребителей, к_ро =0,95;

к_эт - коэффициент учета экстремальных температур, к_эт =0,98;

к_нд - оценочный коэффициент надежности газопровода, зависящий от длины и диаметра газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков и оборудования КС, принимаемый в соответствии с табл. 5.4.

Таблица 5.4 Оценочные величины коэффициентов надежности газопровода к_нд

Общая длина газопровода, км	Диаметр газопровода, мм
	820	1020	1220	1420
500	0,99	0,99	0,99	0,99
1000	0,99	0,98	0,98	0,98
1500	0,98	0,98	0,98	0,97
2000	0,98	0,97	0,97	0,96
2500	0,97	0,97	0,96	0,95
3000 и более	0,97	0,96	0,95	0,94

Выбирается тип центробежного нагнетателя и привода. По паспортным данным ЦН определяют номинальные давления всасывания Р_вс и нагнетания Р_НАГ.

Выбираем тип центробежного нагнетателя и привода - НЦ 235-21-1, с производительностью Q = 18,3 млн м³/сут. По паспортным данным ЦН определяем номинальные давления всасывания Р_вс и нагнетания Р_НАГ: Р_вс = 5,18 Мпа; Р_наг=7,45 Мпа.

Полагая, что рабочее давление Р в газопроводе равно номинальному давлению нагнетания, вычисляют толщину стенки д₀ газопровода по формуле

(5.8)

где п_р- коэффициент надежности по нагрузке, п_р=1,1;

расчетное сопротивление металла вычисляют по формуле

(5.9)

где т_у - коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: (т_у=0,9 для трубопроводов III и IY категорий, т_у=0,75 для трубопроводов I и II категорий, т =0,6 для трубопроводов категории В (сведения о распределении участков по категориям даны в [3, табл. 2.3],

у_вр - предел прочности, у_вр = 550 Мпа;

К₁ - коэффициент надежности по материалу, К1 = 1,4 определяемый по табл.2.4 [3];

К_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий

от его диаметра, а для газопроводов и от его рабочего давления, Кн = 1 (см. табл. 2.5 [3]).

По рабочему давлению и толщине стенки выбираем поставщика труб (приложение 3), определяем предел прочности у_вр.

у_вр- 550 МПа

Вычисленное значение толщины стенки д₀ округляется в большую сторону до стандартной величины д из рассматриваемого сортамента труб, после чего определяется значение внутреннего диаметра D: д = 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:

Рассчитываем среднее давление в линейном участке газопровода:

. (5.10)

.

Величина среднего давления в газопроводе, вычисленная по формуле (5.10), всегда выше среднеарифметической: с увеличением разности Р_н и будет возрастать и разница этих значений.

Для расчета расстояния между КС задаются в первом приближении ориентировочным значением средней температуры на линейном участке

Т_СР =0,5(Т_Н+Т₀), (5.11)

где Т_н - начальная температура на входе в линейный участок. В первом приближении можно принять Т_н =293.. .303 К (20.. .30° С);

Т₀ - температура окружающей среды на уровне оси газопровода, Т₀ = 294 К



Т_СР = 0,5(Т_н + Т₀) = 0,5(298 + 294₀ )= 296 К

При Р = Р_СР и Т =T_CР по формулам (5.12) рассчитываем приведенные температуру Т_ПР и давление Р_ПР :

; (5.12)

;

По формуле (5.13) определяют коэффициент сжимаемости

(5.13)

Полагая в первом приближении режим течения квадратичным, рассчитывают коэффициенты гидравлического сопротивления л_тр и л:

, (5.14)

где к_э - значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода , к_э =0,03.

,

(5.15)

где Е - коэффициент гидравлической эффективности газопровода при наличии на газопроводе устройств для периодической очистки внутренней полости трубопровода, Е =0,95

Определяется среднее ориентировочное расстояние между КС

(5.16)

км

Определяется число компрессорных станций

Округлим число КС до целого, п_кс = 4.

Уточняется расстояние между КС

(5.17)

На этом первый этап технологического расчета газопровода завершается.

Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями

Абсолютное давление в конце участка газопровода определяется из формулы коммерческого расхода

(5.18)

В качестве первого приближения принимаются значения , Z_ср и Т_ср :

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.

По формуле (5.10), с использованных известных значений Р_н и Р_к, определяется уточненное среднее давление Р_СР.

По формуле (5.12) определяем средние приведенные давление Р_пр и температура Т_ПР.

;

Уточненный расчет участка газопровода выполняется в следующем порядке:

В качестве первого приближения принимаются значения , Z и Т_ср из предварительных вычислений.

По формуле (5.18) определяется первое приближение величины Р_к.

По формуле (5.10), с использованных известных значений Р_н и Р_к, определяется уточненное среднее давление Р_СР.

По формуле (5.12) определяются средние приведенные давление Р_пр и температура Т_ПР.

Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляется уточненное значение Т_СР. Для этого используют величины средней удельной теплоемкости С_p, коэффициента Джоуля-Томсона Di и коэффициента a_i вычисленные при найденных значениях Р_ср и Т_ср первого приближения по формулам:

Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляется уточненное значение ТСР. Для этого используем величины средней удельной теплоемкости Сp, коэффи¬циента Джоуля-Томсона Di и коэффициента ai вычисленные при найденных значениях Рср и Тср первого приближения по формулам:

Ср =1,695 + 1,838?10-3ТСР+1,96?106 (РСР-0,l)/Т3;

СР=1,695 + 1,838?10-3*296+1,96?106 (6,305-0,l)/296*3=2,702[кДж/(кгК)];

;

где D - диаметр газопрвода,м;

К_cp - 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].

,

где К - базовый коэффициент теплопередачи для газопровода диаметром 1 м, К = 2 Вт/(м К)

293

По формулам (5.12), (5.21) и (5.l3) при Р = Р_ср и Т = Т_ср вычисляем Р_пр, Т_пр, м и Z_CT во втором приближении.

;

Динамическая вязкость газа (Па•с) определяют по формуле



(5.21)

7 По формулам (5.22), (5.19) и (5.23) определяют значения Re, и ,

(5.22)

3/

где Q- коммерческий расход газа, млн.м³ /сут;

D - внутренний диаметр газопровода, м;

м_г - динамическая вязкость газа, Па?с.

=18132113;

_ТР=0,038.

Переходное (от смешанного трения к квадратичному) значение числа Рейнольдса определяют по формуле

(5.23)

ВНИИГаз рекомендует принимать среднее значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода равным к_э = 0,03 мм.

8 По формуле (5.18) определяют конечное давление Р_К во втором приближении.

9

10 Если полученный результат отличается от предыдущего более чем на 1 %, то необходимо уточнить расчеты, выполнив третье приближение, начиная с п.З. Если же результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, то переходим к следующему пункту

11

Отличий нет , результат удовлетворяет требованиям расчетов.

12 По формуле (5.l0) уточняется среднее давление Р_СР.

13

14 При х = l_КС по формуле (5.24) определяют температуру газа Т_к в конце линейного участка

(5.24)

где Р_СР - среднее давление на участке газопровода, вычисляемое по формуле (5.10);

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.

Расчет количества и производительности нагнетателей на КС:

3Определяем требуемое количество параллельно работающих нагнетателей котрое

округляем до целого значения.

,

где производительность компрессорной станции, Qкс = 14,9 млн м³/сут

где номинальная производительность ЦН, Qн = 18.3 млн м³/сут

По формуле (5.26) рассчитываем производительность нагнетателя при
условиях всасывания Q_BC :

где с_СТ - коэффициент сжимаемости и плотность газа при стандартных условиях, с_{СТ = 1,06}

с_{вс -} плотность газа при всасывании, с_вс = 1,13

; производительность ЦН при стандартных условиях;

Задаваясь номинальным значением давления нагнетания Р_НАГ и давления всасывания Pвс нагнетателя НЦ 235-21-1 по таблице вычисляем требуемую степень повышения давления :

Тип НЦ	Qн, млн м3/сут	Давление (абс), МПа	е	Приведенные параметры	nн мин-1
		Pвс	Pнаг		2z пр	Rпр Дж/(кг-К)	Тпр, К
Н-300-1,23*	19,0	3,63	5,49	1,23	0,910	490,5	288	6150
370-18-1*	37,0	4,96	7,45	1,23	0,888	508,2	288	4800
Н-16-56*	51,0	51,0	5,49	1,24	0,893	508,2	307	4600
235-21-1	18,3	5,18	7,45	1,44	0,888	508,2	288	4800
ГПА-Ц-6,3/76	11,4	5,14	7,45	1,45	0,900	508,2	293	8200
ГПА-Ц-16/76	32,6	5,14	7,45	1,44	0,888	508,2	288	4900
Н-16-76-1,44	31,0	5,18	7,45	1,44	0,898	508,2	288	6340
650-21-2	53,0	4,97	7,45	1,45	0,900	501,4	288	3700



Список рекомендуемой литературы

1. Тетельмин В.В., Язев В.А. «Магистральные газонефтепроводы».

Учебное пособие.- Долгопрудный: Издательский дом «Интеллект», 2010.- 352 с

2. Быков Л.И. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газоиефтепроводов: Учеб.пособие.- Санкт- Петербург: Недра,2006.- 824 с.

3. Коршак А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: учебник для вузов/А.А. Коршак, А.М. Нечваль; под ред. А.А. Коршака.-СПб.: Недра, 2008.-488 с.

4. Тугунов П.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для ВУЗов.- УФА, 2002.- 658 с.

5. Исмагилова З.Ф., Ульшина К.Ф.

Технологический расчет магистральных нефтепроводов: Методическое пособие по выполнению курсового проекта по дисциплине «Проектирование газонефтепроводов» для студентов очной формы обучения и слушателей, занимающихся по программе профессиональной переподготовки (второе высшее образование) специальности 130501.65 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ». - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008. - 68 с.

6. РД 153-39,4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. -М.: Гипротрубопровод, 2002.

7. СНиП 2.05.06-85*. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы./ Госсстрой России: ГП ЦПП,1997. - 52 с.

8. Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог.-Изд.2-е испр. и доп.-М.:ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ. 1989.-24 с.

Размещено на Allbest.ru

...