Учреждение образования

«ПОЛОЦКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт повышения квалификации и переподготовки кадров

Кафедра трубопроводного

транспорта, водоснабжения

и гидравлики

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по теме: "Технологический расчет газопровода"

Выполнил: слушатель гр. 2-ГП-14

Пристром В.Т.

Проверил: Янушонок А.Н.

Новополоцк

2014

ЗАДАНИЕ

Годовая производительность, млрд. м³/год 8

Длина газопровода, км 220

Давление в начале газопровода, МПа 3,5

Среднегодовая температура грунта, ˚С 7

Месторождение природного газа Юбилейное

СОДЕРЖАНИЕ

	Выбор основного оборудования КС, определение числа КС и расстояния между ними	4
	Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя КС	15
	Расчет режима работы компрессорной станции	23
	Расчет расхода топливного газа	27
	Технико-экономический расчет	29
	Список используемых источников	34

1. Выбор основного оборудования кс, определение числа кс и расстояния между ними

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

Таблица 1. Ориентировочные значения диаметра газопровода

DУ, мм	Годовая производительность QГ, млрд.м3/год
	рраб= 5,5 МПа	рраб = 7,5 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

По условию, годовая производительность составляет 8 млрд. м³/год с р_раб = 7,5 МПа. Выбираем газопровод с годовой производительностью 6,9-8,4 млрд. м³/год, D_У = 800 мм.

Затем, в целях сравнения параметров, выбираем ближайший больший и ближайший меньший к выбранному диаметру газопровода. Это газопроводы D_У = 1000 мм. и D_У = 700 мм. соответственно.

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

, (1)

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

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

К_ро – 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;

 - количество суток работы трубопровода в год, принимаем 365 сут/год;

Оценочные значения коэффициента надежности К_нд определяем по таблице 2.

Таблица 2. Оценочные коэффициенты надежности газопроводов

Длина газопровода, км	Газопроводы, Кнд	Двухниточные системы газопроводов, Кнд	Три и более нитки, Кнд
500	0,99	0,99	0,99
1000	0,98	0,98	0,99
1500	0,97	0,98	0,99
2000	0,96	0,97	0,98
2500	0,95	0,97	0,98
3000	0,94	0,96	0,97

Принимаем К_нд=0,99.

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

К_ро = 0,98 – для базовых и распределительных газопроводов;

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

Q_КС.Р = 22, 591 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 z_i=Q_КС.Р/Q_Н – число нагнетателей было ближе к целому числу. Здесь Q_Н – номинальная подача нагнетателя, приведенная к стандартным физическим условиям.

Выбираем ГПА-Ц-6,3А, тип привода Д336, тип компрессора НЦ-6,3В/76-2,2:

4,7 (2)

Принимаем 5 ГПА.

Определение толщины стенки МГ.

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

, (3)

где n_p – коэффициент надежности по нагрузке;

р_Н – рабочее давление в трубопроводе;

D_н - наружний диаметр трубы;

R₁ – расчетное сопротивление металла трубы, МПа.

Расчётное сопротивление, определяем по формуле:

, (4)

где R₁^н – минимальное значение временного сопротивления металла труб в зависимости от выбранного класса прочности;

m - коэффициент условий работы трубопровода;

k₁ – коэффициент безопасности по материалу;

k_н - коэффициент надёжности.

Для К60 R₁^н = 588 МПа;

Для транспортировки природного газа по трубопроводам диаметром менее 1200 мм категории IV значение коэффициента m = 0,9;

Для сварных труб из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленных двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами k₁ = 1,4.

k_н = 1,05 (для D_У = 700 мм);

k_н = 1,05 (для D_У = 800 мм);

k_н = 1,05 (для D_У = 1000 мм);

Подставив значения выбранных коэффициентов в формулы (4) и (3) получаем значения R₁ и толщины стенки. Из СТО Газпром 2-2.1-131-2007 «Инструкция по применению стальных труб» выбираем стандартные диаметры труб с нормированной толщиной стенки.

Расчетное сопротивление для D_У = 700 мм; 800 мм и 1000 мм:

R₁ = = 360 МПа;

Толщина стенки для D_У = 700 мм

δ = = 8,065 мм

Принимаем δ=8,5 мм.

Толщина стенки для D_У = 800 мм

δ = = 9,185 мм

Принимаем δ=9,5 мм.

Толщина стенки для D_У = 1000 мм

δ = = 11,426 мм

Принимаем δ=12 мм.

После определения толщины стенки выполняем проверку на прочность исходя из возможности существования осевых сжимающих напряжений. Осевые напряжения в трубопроводе определям 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 = 9˚С );

– коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла ( = 0,3);

D_вн – внутренний диаметр трубопровода, мм:

Внутренний диаметр для D_У = 700 мм

D_вн= D_н- 2∙δ=720 - 2·8,5=703 мм.

Внутренний диаметр для D_У = 800 мм

D_вн= D_н- 2∙δ=820- 2·9,5=801 мм.

Внутренний диаметр для D_У = 1000 мм

D_вн= D_н- 2∙δ=1020- 2·12=996 мм.

Осевые напряжения в трубопроводе D_У = 700 мм

Осевые напряжения в трубопроводе D_У = 800 мм

Осевые напряжения в трубопроводе D_У = 1000 мм

Далее проверяем прочность подземного трубопровода по условию:

(6)

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

Для D_У = 700 мм

5,7 МПа < 360МПа

Для D_У = 800 мм

6,24 МПа < 360 МПа

Для D_У = 1000 мм

5,8 МПа < 360 МПа

Условия прочности выполняются.

Расчет теплофизических свойств транспортируемого газа.

Таблица 3. Состав месторождения и общая характеристика компонентов.

Наименование газа	Формула	Молярная масса, mi, кг/кмоль	Концентра-ция	Молярная масса	Критическое давление Ркрi, МПа	Рпр, МПа	Критическая температура Ткрi, К	Тпр, К
Метан	CH4	16,043	98,4	1578,63	4,59880	4,5252	190,555	187,51
Этан	C2H6	30,07	0,07	2,10	4,88000	0,0034	305,83	0,21
Пропан	C3H8	44,097	0,01	0,44	4,25000	0,0004	369,82	0,04
Азот	N2	28,135	1,1	30,95	3,39000	0,0373	126,2	1,39
Углекислый газ	CO2	44,010	0,4	17,60	7,38600	0,0295	304,2	1,22
Состав газа				16,30		0,0220		1,5400

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.

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

, (7)

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

M_i – молярная масса i-го компонента газа

Плотность природного газа, транспортируемого по МГ, , кг/м³, при стандартных условиях (Р_с = 0,1013 МПа и Т_с = 293,15 К) вычисляем по формуле:

_c = 10³ · MP_c / R_ T_c Z_c, (8)

где R_ = 8,31451 кДж/кмоль·К – универсальная газовая постоянная;

Z_с – коэффициент сжимаемости природного газа при стандартных условиях.

Относительную плотность природного газа по воздуху  определяем по формуле

, (9)

где _в = 1,20445 кг/м³ – плотность воздуха при стандартных условиях.

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

, (10)

где

,

,

; ,

,

;

Р_крi, Т_крi – 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, , Па·с, при давлениях до 15 МПа и температурах 250 - 400 К вычисляем по формуле:

, (11)

где

₀ = (1,81 + 5,95 Т_пр) · 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)

P_н – давление в начале газопровода;

P_к – давление в конце газопровода;

Т_ср - средняя по длине участка газопровода температура газа;

Z_cp - средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа,

Z_ср = f (р_СТ, Т_СР);

λ - коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода;

d - внутренний диаметр трубы;

 - 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;

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

Давление в начале газопровода определяется по формуле:

р_Н = р_НАГ – δр_ВЫХ, (15)

где δр_ВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части МГ δр_ВЫХ =0,07;

МПа

Давление в конце участка газопровода

(16)

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

Коэффициент гидравлического сопротивления λ определяется по формуле

, (17)

где Е – коэффициент гидравлической эффективности, принимаемый для новых труб равным 0,95.

Коэффициент сопротивления трению для характерного для магистральных трубопроводов режима квадратичного сопротивления определяется по формуле

, (18)

где k_Э – эквивалентная шероховатость труб; для труб без внутреннего гладкостного покрытия принимается равной 0,03 мм.

D_ВН – внутренний диаметр газопровода, м;

Re – число Рейнольдса, которое определяется по формуле:

, (19)

где q – производительность газопровода, млн м³/сут;

D_ВН – внутренний диаметр газопровода, м;

μ – коэффициент динамической вязкости, Па·с.

Для D_У = 700 мм:

Для D_У = 800 мм:

Для D_У = 1000 мм:

Среднее давление в газопроводе можно определить по формуле

. (20)

По формуле (10) находим средний коэффициент сжимаемости. Zср=0,8632.

Вычислив расстояния между КС по формуле (13), определяем требуемое число КС:

. (21)

Для D_У = 700 мм:

т.к. конечный участок газопровода менее 50 км, то строительство перед данным участком компрессорной станции является нецелесообразным. Принимаем .

Для D_У = 800 мм:

т.к. конечный участок газопровода менее 50 км, то строительство перед данным участком компрессорной станции является нецелесообразным. Принимаем .

Для D_У = 1000 мм: