Курсовая работа (т): Технологический расчет газопровода

Технологический расчет газопровода

ЗАДАНИЕ

Годовая производительность, млрд. м3/год 50

Протяженность газопровода, км 600

Давление, МПа

Рабочее 7,5

в начале газопровода 5,7

Температура газа в начале газопровода, ˚С

Tmax 40

Tmin -2

Месторождение природного газа Бованенковское

1. Определение оптимальных параметров МГ

Одной из главных задач технологического расчета МГ является определение его оптимальных параметров.

Расчет начинают с выбора конкурирующих диаметров. По заданной годовой пропускной способности (QГ) и принятому рабочему давлению (рраб) по таблице 1 выбираем ориентировочное значение диаметра газопровода

Таблица 1. Ориентировочные значения диаметра газопровода

По условию, годовая производительность составляет 50 млрд. м3/год с рраб = 7,5 МПа. Выбираем двухниточный газопровод с годовой производительностью по 25 млрд. м3/год, DУ = 1420 мм.

Затем, в целях сравнения выбирают параметры, ближайший больший и ближайший меньший к выбранному диаметру газопровода. В результате, подбирается три конкурирующих между собой варианта технологического обустройства МГ.

Если в качестве среднего подберется вариант с газопровода диаметром 1420 мм, то вариант с ближайшим большим диаметром к выбранному, в качестве третьего конкурирующего, не подбирается.

2. Выбор основного оборудования КС, определение числа КС и расстояния между ними

Подбор основного перекачивающего оборудования производится исходя из суточной производительности МГ. Суточная производительность МГ Q (млн. м3/сут) определяется по формуле:

         (1)

где: Кнд - коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания;

Кэт - коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур окружающей среды;

Кро - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ.

QКС - годовая производительность, млрд. м3/год;

t - количество суток работы трубопровода в год;

Оценочные значения коэффициента надежности Кнд определяем по таблице 2.

Таблица 2 - Оценочные коэффициенты надежности газопроводов

Принимаем Кнд=0,98.

Значения остальных коэффициентов, входящих в формулу (1), принимают следующими:

Кро = 0,98 - для базовых и распределительных газопроводов;

Кэт = 1,0 - для газопроводов менее 1000 км.

QКС.Р = 142, 63 млн.м3/сутки

Выбор рабочего давления и типа газоперекачивающего агрегата.

Газоперекачивающее оборудование выбираем исходя из суточной производительности и принятого рабочего давления. При этом желательно, чтобы zi=QКС.Р/QН - число нагнетателей было ближе к целому числу. Здесь QН - номинальная подача нагнетателя, приведенная к стандартным физическим условиям.

Выбираем нагнетатель марки ГПА-Ц-16, тип привода НК-16СТ, тип компрессора НЦ-16/76-1,44

4,8                                                                               (2)

Принимаем 5 нагнетателей.

Определение толщины стенки МГ.

Расчет толщины стенки МГ производится в соответствии со СНиП 2.05.06-85:

,                                                                                 (3)

где np - коэффициент надежности по нагрузке;

рН - рабочее давление в трубопроводе;

Dн - наружний диаметр трубы;

R1 - расчетное сопротивление металла трубы, МПа.

Расчётное сопротивление, определяется по формуле:

,                                               (4)

где R1н - минимальное значение временного сопротивления металла труб в зависимости от выбранного класса прочности;

m - коэффициент условий работы трубопровода;

k1 - коэффициент безопасности по материалу;

kн - коэффициент надёжности.

Для К60 R1н = 588 МПа;

Для транспортировки природного газа диаметром 1220 мм и более категории III магистральных трубопроводов значение коэффициента m = 0.9;

Для сварных труб из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленных двусторонней электродуговой сваркой и прошедших 100%-ый контроль сварных соединений неразрушающими методами k1 = 1,47.

kн = 1,1 (для DУ = 1420 мм);

kн = 1,05 (для DУ = 1220 мм);

Расчетное сопротивление для DУ = 1220 мм

R1 =  = 342,9 МПа

Расчетное сопротивление для DУ = 1420 мм

R1 =  = 327,3 МПа

Толщина стенки для DУ = 1220 мм

δ =  = 14,34 мм

Принимаем δ=16 мм.

Толщина стенки для DУ = 1420 мм

δ =  = 17,46 мм

Принимаем δ=17,5 мм.

После определения толщины стенки на ряде участков газопровода необходимо выполнить проверку на прочность исходя из возможности существования осевых сжимающих напряжений. Осевые напряжения в трубопроводе, определяют по формуле

                                                           (5)

где α - коэффициент линейного расширения металла трубы (для стали α=12·10-6 1/˚С;

Е - модуль упругости металла (для стали Е=2,06·105 МПа);

Δt - расчётный температурный перепад, равный разности между температурой укладки трубопровода и максимальной/минимальной температурой стенки трубопровода(принимаем Δt = 10˚С );

 - Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла ( = 0,3);

Dвн - внутренний диаметр трубопровода, мм:

Внутренний диаметр для DУ = 1220 мм

Dвн= Dн- 2∙δ=1220- 2·16=1188 мм.

Внутренний диаметр для DУ = 1420 мм

Dвн= Dн- 2∙δ=1420- 2·18=1384 мм.

Осевые напряжения в трубопроводе

Далее проверяем прочность подземного трубопровода по условию:

                                                               (6)

где ψ2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, принимаемый при σпрN ≥ 0, равный 1.

Для DУ = 1220 мм

,36 МПа < 342,9 МПа

Для DУ = 1420 мм

,02 МПа < 327,3 МПа

Условия прочности выполняются

Расчет теплофизических свойств транспортируемого газа.

Таблица 3 Состав месторождения и общая характеристика компонентов

Основными свойствами газа, необходимыми для выполнения технологического расчета газопровода, являются: плотность, молярная масса, газовая постоянная, критические температура и давление, относительная плотность газа по воздуху. Расчет данных параметров может быть выполнен на основании норм технологического проектирования [0].

Молярную массу природного газа M, кг/кмоль, вычисляют на основе компонентного состава по формуле

компрессорный станция газ теплофизический

                                           (7)

где хi - концентрация i-го компонента газа, доли ед.;

Mi - молярная масса i-го компонента газа

Плотность природного газа, транспортируемого по МГ, r, кг/м3, при стандартных условиях (Рс = 0,1013 МПа и Тс = 293,15 К) вычисляют по формуле:

rc = 103 · MPc / Rm Tc Zc                                                             (8)

где Rm = 8,31451 кДж/кмоль·К - универсальная газовая постоянная;

Zс - коэффициент сжимаемости природного газа при стандартных условиях.

Относительную плотность природного газа по воздуху D определяют по формуле

                                                                                            (9)

где rв = 1,20445 кг/м3 - плотность воздуха при стандартных условиях.

Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 - 400 К, Z, вычисляют по формуле:

                                                                         (10)

где,

,

; ,

,

;

Ркрi, Ткрi - критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси.

Коэффициент сжимаемости природных газов

Плотность природного газа, транспортируемого по МГ:

Относительная плотность природного газа по воздуху

Динамическую вязкость природных газов, m, Па·с, при давлениях до 15 МПа и температурах 250 - 400 К вычисляют по формуле:

                                                     (11)

Где m0 = (1,81 + 5,95 Тпр) · 10-6,

,

,

.

Динамическая вязкость природных газов

Определение расстояния между КС

Определим расстояние между КС МГ исходя из формулы пропускной способности МГ:

                                                                  (12)

Выражая значение расстояния между КС получим.

                                                   (13)

н - давление в начале газопровода;к - давление в конце газопровода;

Тср - средняя по длине участка газопровода температура газа;- средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа,

Zср = f (рСТ, ТСР);

λ - коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода;- внутренний диаметр трубы;

D - относительная плотность газа по воздуху;

Для определения расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры:

,                                                          (14)

где Т0 - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода;

ТН - температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303-313 К.

Давление в начале газопровода определяется по формуле:

рН = рНАГ - δрВЫХ,                                                                     (15)

где δрВЫХ - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части МГ δрВЫХ =0,07 [1];

МПа

Давление в конце участка газопровода

                                                                           (16)

где ΔрВС - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа ΔрВС =0,12.

Коэффициент гидравлического сопротивления λ определяется по формуле