Normal;

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Самостоятельное структурное подразделение

«ИНСТИТУТ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ»

ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА

Пояснительная записка к курсовому проекту

по дисциплине «Проектирование и эксплуатация газопроводов»

КП.09.МГД.164.ПЗ

Уфа 2012 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Задание на курсовую работу

Введение

1. Описание эксплуатируемого участка

2. Запорно-регулирующая арматура на газопроводе

2.1 Отечественная трубопроводная арматура

2.1.1 Конструктивные особенности

2.1.2 Приводы кранов

2.2 Импортная трубопроводная арматура

3. Физико-химические свойства газа

3.1 Состав газовой смеси

3.2 Физические свойства

4. Тепловой и гидравлический расчёт

Заключение

Список использованных источников

В настоящей пояснительной записке применяются следующие термины с соответствующими определениями:

- ЕСГ - Единая общегосударственная система газоснабжения;

- ЛПУМГ - линейно-производственное управление магистральных газопроводов;

- КС - компрессорная станция;

- ГРС - газораспределительная станция;

- КЦ - компрессорный цех;

- ГПА - газоперекачивающий агрегат;

- ЦБН - центробежный нагнетатель;

- АВО - аппараты воздушного охлаждения;

- ТОиР - техническое обслуживание и ремонт;

- ПК - производственная корпорация;

- АО - акционерное общество;

- ОАО - открытое акционерное общество;

- ООО - общество с ограниченной ответственностью.

ВВЕДЕНИЕ

Природный газ является одним из важнейших слагаемых развития энергетики мира. Его удельный вес в энергобалансе мира возрос с 10 в 1970 г. до 20 в 1985 г.

В настоящее время у нас создана и продолжает формироваться крупнейшая в мире Единая общегосударственная система газоснабжения (ЕСГ). В ее состав входят около 200 газовых и газоконденсатных месторождений, 46 подземных хранилищ газа, 6 газоперерабатывающих заводов, 4400 газораспределительных станций, более 220 тыс. км магистральных газопроводов, компрессные станции общей мощностью 50 млн. кВт.

Значительные ресурсы и разведанные запасы позволяют обеспечить надежное развитие добычи газа на длительный срок. Объем добычи газа в России в 2011 году составил 670 млрд.м3. Основной прирост газа планируется с месторождений Западной Сибири. Ведется разработка новых месторождений. Начата эксплуатация месторождений газа полуострове Ямал.

Параллельно с добычей газа развивается и система его транспорта, хотя в последние годы темпы развития несколько снизились. За это время должно быть сооружено 16800 км линейной части газопроводов, смонтировано 100 компрессорных и дожимных станций.

В конце 2002 года сдан в эксплуатацию крупнейший в мире морской газопровод «Голубой поток», проложенный по дну Черного моря из России в Турцию. В 2011 году сдан в эксплуатацию газопровод «Северный поток» с рабочим давлением 210 атм., проложенный по дну Балтийского моря в Германию.

В 2010 году «Газпром» продал 495 млрд.м3 газа в различные страны мира. Все это требует умелого подхода к вопросам проектирования и эксплуатации газотранспортных систем.

Можгинское линейно-производственное управление находится на 1950 км газопровода «Уренгой-Памары-Ужгород». Можгинское линейно-производственное управление является подразделением предприятия ООО ”Газпром трансгаз Чайковский”. Можгинским ЛПУМГ контролируется участок газопровода длиной 120 км.

1. ОПИСАНИЕ ЭКСПЛУАТИРУЕМГО УЧАСТКА

Линейная часть Можгинского ЛПУМГ включает в себя многониточную систему трубопроводов I класса подземного исполнения, проложенных в едином коридоре. Всего восемь ниток в этом коридоре:

- Пермь-Горький 1;

- Пермь-Горький 2;

- Уренгой-Ужгород;

- Уренгой-Центр 1;

- Уренгой-Центр 2;

- Ямбург-Елец 1;

- Ямбург-Елец 2;

- “Прогресс” (Ямбург-Западная граница).

Из них первые две нитки с диаметром 1200 мм., остальные шесть ниток имеют диаметр 1400 мм. Схема газопроводов Можгинского ЛПУМГ показана на рисунках 1, 2, 3.

На трассе газопроводов и их отводов, перемычках и переходах установлены крановые узлы, включающие в себя запорные устройства (краны), обводные линии и продувочные свечи.

В качестве запорной арматуры установлены шаровые краны с пневмо- и гидроприводом, ручным приводом, как подземного, так и наземного исполнения, отечественного и зарубежного производства.

Линейная часть Можгинского ЛПУМГ включает в себя также:

- восемь отводов с ГРС для газоснабжения крупных населенных пунктов и один отвод на ГРС ЛПУМГ другого коридора;

- двадцать две перемычки между нитками газопроводов, которые позволяют в случае определённой необходимости, перевести работу все КЦ на один, два и т.д. газопроводов. Перемычки также необходимы, для поддержания нужных режимов перекачки, и своевременного отключения или подключения одного из газопроводов

- или КС в случае создания аварийной ситуации на линейной части и КС.

- сорок два перехода через автомобильные дороги и один переход через железную дорогу;

- семь воздушных и девять подводных переходов через естественные преграды.

Характеристики магистральных газопроводов и отводов Можгинского ЛПУМГ указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Протяженность магистральных газопроводов Можгинского ЛПУ

Наименование газопровода, отвода	Отметка участка газопровода, подключение отвода, км	Диаметр, толщина стенки, мм	Протяжен-ность, км	Год ввода
Пермь-Казань-Горький 1	285-378	1220-12	93	1974
Пермь-Казань-Горький 2	322-414	1220-12	93	1979
Уренгой-Ужгород	1944-2036	1420-18	92	1983
Уренгой- Центр1	1942,7-2034,7	1420-18	92	1984
Уренгой- Центр2	1943,5-2035,8	1420-18	92,8	1985
Ямбург-Елец1	2046-2139	1420-18,7	93	1986
Ямбург-Елец2	2043,5-2135,5	1420-18,7	92	1987
Ямбург-Западная граница	2043,5-2135,9	1420-18,7	92,4	1987
Лупинг “ Ямбург - Западная граница ”.	2043,5-2059,7	1420-18,7	16,2	1989

2. ЗАПОРНО-РЕГУЛИРУЮЩАЯ АРМАТУРА НА ГАЗОПРОВОДЕ

На трассе газопроводов и их отводов, перемычках и переходах установлены Можгинского ЛПУМГ установлены крановые узлы, включающие в себя запорные устройства (краны), обводные линии и продувочные свечи. В качестве запорной арматуры установлены шаровые краны с пневмо- и гидроприводом, ручным приводом, как подземного, так и наземного исполнения, отечественного и зарубежного производства.

К характерным особенностям работы запорной арматуры на магистральных газопроводах и КС относятся: высокое давление транспортируемого газа (до 7,5 МПа), относительно высокая температура газа на выходе КС (60-70°С), наличие в составе газа механических примесей и компонентов, вызывающих коррозию, эрозию металла и т.д.

В проекте рассмотрена арматура, произведенная в Российской Федерации, а также зарубежных фирм.

Запорная арматура магистральных газопроводов подразделяется на 3 основные группы: охранная, линейная, технологические перемычки.

Охранные краны предназначены для автоматического отключения КС от магистрального газопровода в условиях возникновения каких-либо аварийных ситуаций на компрессорных станциях.

На магистральных газопроводах и КС применяется запорная арматура различного типа, но наибольшее распространение получили краны.

2.1 ОТЕЧЕСТВЕННАЯ ТРУБОПРОВОДНАЯ АРМАТУРА

К особенностям работы запорной арматуры на магистральных газопроводах относятся высокое давление газа, высокая температура газа на выходе (например, газоперекачивающего агрегата до 160° С), наличие в составе газа компонентов, вызывающих коррозию металла (углекислый газ, сероводород), наличие газового конденсата, метанола, диэтиленгликоля и механических примесей с максимальной величиной частицы до 1 мм. В связи с этим к запорной арматуре предъявляются следующие требования:

- запорная арматура должна обеспечивать герметичное отключение дефектного участка газопровода, сосуда или аппарата от технологических трубопроводов во избежание поступления к месту ремонтных работ газа, который может загореться, взорваться или вызвать отравление персонала;

- запорная арматура длительное время должна сохранять герметичность и работоспособность;

- запорная арматура должна обеспечивать минимальное гидравлическое сопротивление; большое число ее создает дополнительное сопротивление движению газа и ведет к расходу энергии на преодоление этого сопротивления;

- запорная арматура должна иметь хорошую герметичность относительно окружающей среды (в соединениях с трубопроводом, разъемах корпуса и через уплотнения полуосей затвора арматуры не должно быть утечек);

- конструкция запорной арматуры должна обеспечивать удобство ее обслуживания и ремонта, быстрое открытие и закрытие; при ручном управлении запорной арматурой усилия не должны превышать допустимых нормами величин;

- для обеспечения прохода очистных поршней разделительных шаров в период эксплуатации газопровода диаметр запорного устройства должен соответствовать диаметру трубопровода, к которому оно подсоединено.

2.1.1 КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ

Применяемая на магистральных газопроводах и КС запорная арматура различается по конструктивным особенностям, номинальному (условному) давлению, номинальному (условному) проходу, типу привода и ряду других признаков. Запорная арматура каждого вида состоит из трех основных элементов: запорного устройства, привода и системы управления [1].

Запорное устройство состоит из закрытого герметичного корпуса, внутри которого размещается запорный узел. Корпус обычно имеет два (иногда и более) присоединительных конца, которыми он плотно присоединяется к трубопроводу. Запорный узел предназначен для герметичного разделения трубопровода на части. Он состоит из седла и запорного органа, которые находятся в постоянном соприкосновении по уплотнительным поверхностям, и в закрытом состоянии герметично разделяют разобщенные части трубопровода.

Привод арматуры - это исполнительный механизм, перемещающий запорный орган внутри запорного узла относительно седла из закрытого положения в открытое и наоборот.

Система управления служит для подачи дистанционного или местного управляющего сигнала к исполнительному механизму (приводу) для установки запорного органа в открытое или закрытое положение.

Кран - «промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган имеет форму тела вращения или части его, который проворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной к направлению потока рабочей среды». Характерная особенность запорного устройства этого вида -- постоянный контакт запорного органа с седлом. Это обусловливает относительно высокий коэффициент трения, который можно снизить с помощью уплотнительных смазок. К этой арматуре относятся шаровые краны, цилиндрические краны, конусные краны, распределительные краны.

К основным параметрам запорной арматуры относятся: номинальный (условный) проход DN, номинальное (условное) давление PN (МПа), температура рабочей среды К (°С), тип присоединения к трубопроводу, масса (кг).

Соединение труб с аппаратом, сосудом или запорной арматурой может быть разъемным и неразъемным. К разъемному соединениям относятся муфтовые, цапковые и фланцевые, к неразъемным - «под приварку». Соединение «под приварку» - наиболее дешевый способ присоединения арматуры, так как для ее производства требуется мало материалов и самое простое оборудование. Сварное соединение достаточно надежно с точки зрения прочности и герметичности. Однако к арматуре, присоединяемой «под приварку», предъявляются особые требования: максимальный срок службы при минимальном (по числу и стоимости) текущем ремонте и свободный доступ к наиболее изнашивающимся узлам.

Краны подразделяются по следующим основным признакам:

- по функциональному назначению - запорные, распределительные (трехходовые, многоходовые);

- по способу установки запорного органа в корпусе: запорный орган «плавающий» и «запорный орган в опорах»;

- по типу проточной части: полнопроходной и с зауженным проходом;

- по типу присоединения к трубопроводу: фланцевые, муфтовые, цапковые, штуцерно-торцевые, «под приварку»;

- по типу привода: поршневой, ручной, с электроприводом;

- по типу системы управления поршневым приводом: пневматической, пневмогидравлической и электрогидравлической.

Любой кран имеет два основных элемента - корпус и запорный узел, состоящий из запорного органа и седла. В зависимости от конструкции запорного органа краны делятся на конусные, цилиндрические и сферические (или шаровые); от характера движения запорного органа - с вращением запорного органа без подъема и с подъемом его перед поворотом и последующим опусканием (прижимом после поворота). В зависимости от применения смазки - со смазкой и без смазки.

Основными преимуществами шаровых кранов являются: прямоточность, низким гидравлическим сопротивлением, постоянным контактом уплотнительных поверхностей (уменьшающим коррозию и позволяющим применять уплотнительную смазку), малыми размерами. Однако шаровые краны имеют преимущества перед конусными: запорный орган и корпус крана благодаря сферической форме имеют меньшие размеры и массу, а также большую прочность и жесткость. В шаровых кранах не нужны ребра жесткости, усложняющие технологию отливки и увеличивающие массу всего устройства.

Краны со сферическими запорными органами обеспечивают гораздо лучшую герметичность. Даже при недостаточной точности изготовления контакты уплотнительных поверхностей корпуса и запорного органа полностью герметизируют запорное устройство. Кран шаровой показан на рисунках 4 и5.

Рисунок 4 - Внешний вид крана шарового с пневмоприводом

1 - корпус; 2 - Патрубок; 3 - пробка; 4 - шпиндель; 5 - седло; 6 - кольцо; 7 - кольцо; 8 - кольцо; 9 - кольцо; 10 - гайка; 11 - Шайба; 12 - шпилька; 13 - муфта; 14 - фонарь



Рисунок 5 - Кран шаровой с пневмоприводом

газопровод арматура запорный шаровой

Шаровой кран представляет собой запорное устройство, состоящее из: корпуса, запорного узла, в который входит запорный орган (шар) и два уплотнительных седла, и поворотного штока (шпинделя).

Запорное устройство с плавающим шаром ранее использовалось в кранах с диаметром условного прохода до 1000 мм. В настоящее время его используют только для кранов с малым проходным сечением (DN<100 мм) при давлениях рабочей среды до 10 МПа (100 кгс/см). Основное преимущество такого запорного узла - простота и компактность, что определяет высокую надежность и малую металлоемкость крана.

Запорное устройство со свободным шаром и подпружиненной втулкой позволяет компенсировать износ уплотнительных поверхностей колец, обеспечивая при этом двухстороннее уплотнение. Кроме того, подпружиненная втулка компенсирует температурные изменения, которые могут наблюдаться при работе крана.

Рассмотрим основные типы шаровых кранов.

Шаровой кран с плавающим шаром. Принцип работы крана с плавающим шаром заключается в следующем.

В корпусе расположены два уплотнительных седла, между которыми зажимается стальной или бронзовый шар, имеющий сквозное отверстие, диаметр которого равен внутреннему диаметру трубопровода. С помощью штока шар может свободно поворачиваться в уплотнительных седлах. В открытом состоянии отверстие шара совпадает с отверстием трубопровода, обеспечивая протекание рабочей среды с минимальным гидравлическим сопротивлением. При повороте штока на четверть оборота (90°) отверстие шара устанавливается перпендикулярно проходному отверстию крана. Давлением среды шар прижимается к заднему седлу, чем обеспечивается полная герметичность запорного узла.

Краны с плавающим шаром просты по конструкции и надежны в эксплуатации, но им отдают предпочтение в тех случаях, когда материал седел выдерживает нагрузку от шара, так как вся нагрузка, которую воспринимает шар от давления рабочей среды, передается на седла. Кроме того, нужно знать, что кран с плавающим шаром при больших диаметрах приходного сечения требует больших усилий при его повороте из одного положения в другое.

Кран с шаром в опорах. Кран с шаром в опорах применяется в основном в кранах с большим номинальным (условным) проходом, рассчитанных на высокие рабочие давления. Перенос опорных усилий с уплотнительных седел на полуоси шара позволяет значительно уменьшить момент, необходимый для поворота запорного органа. При правильном выборе уплотнительных элементов запорный узел данного типа обеспечивает герметичность перекрытия потока в двух направлениях. Кран с шаром в опорах показан на рисунке 6.

В зависимости от расположения уплотнительного седла запорный узел может быть выполнен по двум схемам: с уплотняющим седлом перед шаром и с уплотняющим седлом за шаром.



Рисунок 6 - Кран с шаром в опорах

1 - пробка; 2 - редуктор; 3 - фланец; 4 - шпиндель; 5 - седло; 6 - уплотнительные кольца; 7 - уплотнительный фланец

Конструктивное отличие крана с уплотняющим седлом за шаром от крана с уплотнением перед шаром заключается в том, что он имеет плавающие втулки, у которых диаметр уплотнения меньше среднего диаметра седла. Для обеспечения этого условия внутренний диаметр седла должен быть больше диаметра проходного отверстия в шаре.

Запорное устройство с шаром в опорах имеют следующие преимущества:

с уплотнительным седлом перед шаром - при закрытом кране уплотнение шпинделя и большая часть корпуса крана не нагружена внутренним давлением;

с уплотнением за шаром - значительное снижение нагрузки на опорные подшипники, уменьшение суммарного момента трения в запорном устройстве.

Краны с уплотнительным седлом перед шаром характеризуются большими моментами, необходимыми для поворота шара, и высокими нагрузками на опорные подшипники в результате увеличения эффективной площади, на которую действует давление.

На Можгинском участке ЛПУМГ установлены краны различных диаметров, изготовленные следующими российскими производителями: ПК «Сплав», АО «Тяжпромарматура», ОАО «Дзержинскхиммаш», ООО «Самараволгомаш», АООТ «Волгоград-нефтемаш» и др.

2.1.2 ПРИВОДЫ КРАНОВ

Привод - это исполнительный механизм, перемещающий запорный орган внутри запорного устройства (запорного узла) относительно седла из закрытого положения в открытое и наоборот.

Для управления кранами применяются: поршневые приводы с кулисным механизмом и системой управления (пневматической, пневмогидравлической и электрогидравлической);

- электрические с механическим редуктором;

- ручные приводы с механическим редуктором;

- ручные приводы без механического редуктора,

Электроприводы должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении и должны функционировать от силового напряжения 380V. На рисунке 12 представлена упрощенная схема электропривода.

На Можгинском участке ЛПУМГ в основном применяются приводы с пневматической и пневмогидравлической системами управления, которые функционируют от энергии давления транспортируемого газа. На рисунке 7 представлена упрощенная схема пневмогидропривоода.



Рисунок 7 - Упрощенная схема пневмогидропривоода

1 - корпус крана; 2 - мультипликатор; 3 - концевой выключатель; 4 - пневмогидропривод; 5 - электропневмоклапаны; 6 - вентиль запорный; 7 - шпиндель крана; 8 - коническая пробка крана; 9 - коллектор импульсного газа

Приводы должны обеспечивать крутящий момент, позволяющий производить полное открытие кранов DN 100-500 мм при одностороннем дифференциальном давлении газа на шаровом кране равном PN и кранов DN 700-1400мм при одностороннем дифференциальном давлении на шаровом кране равном 2,0 МПа (минимальном давлении управляющего газа), а также обеспечивать крутящий момент, позволяющий производить открытие (страгивание) шаровых кранов DN 100-1400мм при наличии дифференциальных давлений газа равных PN на обоих седлах одновременно (давлением управляющего газа равным 0,5 PN).

Приводы с пневмогидравлической системой управления имеют устройства регулировки времени перестановки крана и устройства ограничения и регулировки конечных положений шарового запорного органа. Время перестановки крана с приводами, функционирующими от энергии давления газа, в зависимости от давления управляющего газа, для кранов различных DN также различно.

Краны имеют следующие способы управления:

- дистанционный (основной);

- местный (основной);

- ручной дублер (аварийный).

2.2 ИМПОРТНАЯ ТРУБОПРОВОДНАЯ АРМАТУРА

В связи с тем, что в технологическом процессе используется природный газ с содержанием Н2S применяется запорная арматура (шаровые краны, обратные клапаны, задвижки и т.д) импортных производителей ( «Камерон», Франция; «Грове», Италия, «Моквелд», Голландия; «Петрол Валвес», Италия; «Китэ», Япония и др.).

Для обеспечения максимальной герметичности и уменьшения утечек в окружающую среду в основном предусмотрено применением арматуры с присоединением "под приварку". На факельных и дренажных линиях применена арматура с фланцевым присоединением, что обеспечивает возможность ее демонтажа и замены.

Все шаровые краны состоят из трех основных узлов: корпуса с шаровым запорным органом, привода (исполнительного силового механизма) и пневмогидравлической системы управления.

3. ФИЗИКО - ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА

3.1 СОСТАВ ГАЗОВОЙ СМЕСИ

Природные газы имеют сложный многокомпонентный состав. В соответствии с условиями образования природного газа его месторождения подразделяют на три группы:

- газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоящих в основном из метана (82...98%);

- газы газоконденсатных месторождений, содержащих 80...95% метана и паров конденсата (тяжелых углеводородов);

- газы нефтяных месторождений (попутные газы) содержат 30...70% метана и значительное количество тяжелых углеводородов.

Газы с содержанием тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м3 принято называть сухими или тощими, а с большим содержанием углеводородов - жирными.

Для выполнения гидравлического и теплового расчета газопроводов и расчета режимов работы компрессорных станций необходимо знать основные свойства (характеристики) перекачиваемого газа: плотность, вязкость, газовую постоянную, псевдокритические температуру и давление, коэффициент сжимаемости, теплоемкость, эффект Джоуля-Томсона.

КЦ-6 КС «Агрызская» перекачивает газ Уренгойского месторождения. Характеристика газовой смеси Уренгойского месторождения указана в таблице 2.

3.2 ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Плотность газа (газовой смеси) при нормальных условиях (T=273,15 K и P=0,1013 MПа) [2]:

кг/м3,

Таблица 2 - Характеристика газовой смеси Уренгойского месторождения

Состав	%	Молярная масса газа, кг/моль	Плотность, кг/м	, К	, МПа
Метан CH4	96,4311	16,043	0,6687	190,65	4,74
Этан C2H6	1,86	30,07	1,264	305,25	5,04
Пропан C3H8	0,6	44,097	1,872	368,75	4,49
Н-бутан C4H10	0,097	58,124	2,519	425,95	3,6
Изобутан C4H10	0,099	58,124	2,491	407,15	3,7
Н- пентан C5H12	0,0144	72,151	3,228	470,35	3,41
Изопентан C5H12	0,0185	72,151	3,228	460,95	3,39
Гексан C6H14	0,0061	86,172	3,583	38,35	3,05
Двуокись углерода CO2	0,116	44,01	1,8393	304,25	7,54
Азот N2	0,75	28,016	1,1651	126,05	3,39
Кислород О2	0,0068	31,9988	1,3314	154,35	5,14
Водород Н2	0,001	2,016	0,0837	33,25	1,3
Сероводород Н2S	0,0001	34,082	1,4338	373,55	9,18

где 22.41 - объем одного киломоля газа при нормальных условиях, м3/кмоль.

Молярная масса природного газа:

=0,9643*16,043+0,00186*30,07+0,006*44,097+9,7*10-4*58,124+9,9*10-4*58,124+1,44*10-4*72,151+1,85*10-4*72,151+6,1*10-5*86,172+11,6*10-4*44,01+0,75*10-2*28,016+6,8*10-5*31,9988+0,1*10-4*2,016+0,01*10-4*34,082=16,7006, кг/моль.

Относительная плотность газа:

,

где =1,2928 - плотность воздуха при нормальных условиях.

Газовая постоянная газовой смеси:

где - универсальная газовая постоянная.

Псевдокритическая температура:

=194,0171 K,

где - абсолютная критическая температура i-го компонента газовой смеси.

Псевдокритическое давление:

=4,7345 МПа,

где - абсолютное критическое давление i-го компонента газовой смеси.

4. ТЕПЛОВОЙ И ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ

Произведём тепловой и гидравлический расчёт участка газопровода между КЦ-5 КС «Чайковская» и КЦ-6 КС «Агрызская».

Исходными данными для теплового и гидравлического расчета участка газопровода являются:

протяженность газопровода L=90 км;

наружный диаметр DH=1420 мм;

толщина стенки трубы =18 мм;

расход газа Q=90 млн. м3/сут;

плотность газа при нормальных условиях с=0,678 кг/м3;

начальное давление РН=7,2 МПа;

начальная температура ТН=30 ?С;

температура грунта ТГР=1 ?С;

коэффициент теплопередачи 1 Вт/(м2·К);

эквивалентная шероховатость 0,03 мм;

гидравлическая эффективность 0,95.

Тепловой и гидравлический расчет участка газопровода производится между двумя компрессорными станциями.

Абсолютное давление в конце участка газопровода определяем по формуле [3]:

.

Псевдокритические температура и давление:

=155,24*(0,564+0,678)=192,808 К,

=0,1737*(26,831-0,678)=4,543 МПа.

Относительная плотность газа:

=0,678/1,206=0,56.

В этом уравнении величина определяется с учетом коэффициента динамической вязкости при средних значениях температуры и давления:

Принимаем в качестве первого приближения значения:

=0,01; Zcp=0,9; Tср=288,5 К.

Определяем в первом приближении значение Рк:

МПа.

Определяется среднее давление:

МПа.

Определим с учетом средних значений давления и температуры, средние приведенные давление и температуру:

Рпр=Рср/Рпк =6,497/4,543=1,43,

Тпр=Тср/Тпк=1,496.

Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляются уточненные значения Тср, и Zcp. Для этого при определении Тср будем использовать величины средней удельной теплоемкости Ср, эффекта Джоуля-Томсона Di и коэффициента а , вычисленные для Рср и Тср первого приближения.

Удельная теплоемкость газа (кДж/(кг·К)) определяется по формуле:

=1,695+1,838*10-3·288,5+

+1,96·106·(6,497-0,1)/288,53=2,747 кДж/(кг·К).

Коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа:

К/МПа.

Рассчитываем коэффициент а по формуле:

,

где Кср - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, BT/(м2·к).

Средняя температура:

К.

Тпр=Тср/Тпк=297,903/192,808=1,545,

,

Коэффициент сжимаемости Zср :

.

Коэффициент динамической вязкости по формуле:

=

Число Рейнольдса:

.

Коэффициент сопротивления трению и коэффициент гидравлического сопротивления:

,

.

Определяем конечное давление:

МПа.

Если полученный результат отличается от предыдущего приближения более, чем на 1 %, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение. Если результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, переходим к следующему пункту.

.

Делаем следующее приближение:

РК=5,61 МПа, ТПР=1,545, ТСР=297,903 К.

МПа,

Рпр=Рср/Рпк =6,438/4,543=1,417,

=1,695+1,838х10-3 х 297,903+1,96х106 х(6,438-0,1)/297,9033=2,71 кДж/(кг·К),

К/МПа,

,

К,

,

Тпр=Тср/Тпк=297,8/192,808=1,544,

=

,

,

.

Определяем конечное давление во втором приближении:

,

Уточняется среднее давление:

МПа.

Определяется конечная температура газа:

=

=

К.

Окончательно Рк=5,607 МПа, Тк=292,53К.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ результатов расчёта показывает, что температура газа и давление газа в конце участке газопровода КС "Чайковская" - КС «Агрызская» значительно уменьшились, в результате потерь в окружающую среду и потерь на трение. При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу.

Список использованных источников

1 Парамонова Н. Л. «Трубопроводная арматура специалистам. Сборник лекций». - М.: ИРЦ Газпром, 1999 - 212с.

2 СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. - М.:2006. - 220 с.

3 Гольянов А.И., Муфтахов Е.М.. Технологический расчет трубопроводов: Учебно-методическое пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. - 66 с.

Размещено на Allbest.ru

...