Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов, Методичка

Добавил:

euroduck97 ac3402546@gmail.com Направление обучения: транспортировка нефти, газа и нефтепродуктов группа ВН (Вечерняя форма обучения) Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Предмет:

Проектирование и эксплуатация газопроводов

Файл:

0,563 2,728

.pdf

Скачиваний:

100

Добавлен:

01.06.2021

Размер:

1.27 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 23 / 73 4 5 6 7 > Следующая >>>

8) производится сравнение N е и NеР . Должно выполняться условие

N е ≤ NеР . При невыполнении этого условия следует увеличить число mН и по-

вторить	расчет начиная с пункта 2;
9)	определяется температура газа на выходе ЦН:
		k 1
	Т НАГ Т ВС k ПОЛ ,		(54)

где k – показатель адиабаты природного газа, k = 1,31.

1.5. Примеры расчета

Пример 1. Выполнить технологический расчет магистрального газопровода протяженностью L = 520 км, для перекачки газа производительностью QГ = 31 млрд м3/год. По газопроводу транспортируется газ следующего состава:

Компонент	Метан,	Этан,	Пропан,	Двуокись	Азот,
Компонент	СН4	С2Н6	С3Н8	углерода, СО2	N2
	СН4	С2Н6	С3Н8	углерода, СО2	N2

Объемная	98,4	0,07	0,01	0,4	1,1
доля, %	98,4	0,07	0,01	0,4	1,1
доля, %

Средняя температура грунта на глубине оси газопровода Т0 = 278 К, средняя температура воздуха Тв = 283 К.

Давление в конце МГ принять рК = 2 МПа.

Выбрать рабочее давление и тип ГПА; обосновать выбор диаметра газопровода; определить количество компрессорных станций и расстояние между ними. Выполнить уточненный тепловой и гидравлический расчет участков газопровода между компрессорными станциями и произвести расчет режима работы КС.

Решение:

1. Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций

1.1. Расчет физических свойств перекачиваемого газа

По известному составу определяем основные физические свойства газа Плотность при стандартных условиях (9)

СТ 1а1 2а2 ... n аn 0, 669 0,984 1, 264 0, 0007

1,872 0, 0001 1,842 0, 004 1,165 0, 011 0, 679 кг / м3.

Молярная масса (10)

ММ1а1 М2а2 ... Мn аn 16, 04 0,984 30, 07 0, 0007 44, 09 0, 0001

44, 01 0, 004 28, 02 0, 011 16, 293кг / моль.

Газовая постоянная (11)

R =		R	8314, 4	510,3	Дж
						.
	М		16, 293		кг К

Псевдокритическая температура и давление (12), (13):

Т ПК 155,24(0,564 СТ ) 155,24(0,564 0,679) 193,049 К;

рПК 0,1773(26,831 ρСТ ) 0,1773(26,831 0, 679) 4, 637 МПа.

Относительная плотность газа по воздуху при стандартных условиях (14)

СТ 0,679 0,563 . 1,206 1,206

1.2. Выбор рабочего давления, типа ГПА и определение диаметра газопровода

Сучетом рекомендаций по проектированию в качестве рабочего давления

вгазопроводе выбираем р = 7,5 Мпа.

Исходя из заданной годовой производительности (QГ = 31 млрд. м3/год) и выбранного рабочего давления, по таблице 1 определяем ориентировочное значение диаметра газопровода. Таким является D = 1420 мм.

Далее для экономического обоснования выбора диаметра газопровода следовало бы взять ближайший меньший и ближайший больший диаметры. Но поскольку диаметра больше 1420 мм не существует, то для сравнения принимаем ближайший меньший диаметр D = 1220 мм.

По формуле (8) определяем суточную производительность газопровода

	Q	Г	103	31 103
Q						94,37	млн м3/сут.
			К И
	365			365	0,9

Исходя из принятого рабочего давления и суточной производительности принимаем к установке четыре газотурбинных агрегата ГПА-Ц-16, оборудованных центробежными нагнетателями ГПА-Ц-16/76. Номинальная мощность ГПА – 16000 кВт, номинальная подача – 32,6 млн м3/сут., РВС = 5,14 МПа,

РНАГ = 7,45 МПа. При этом три нагнетателя работают параллельно, один резервный.

Характеристики нагнетателя и газотурбинного привода приведена в таблицах 4 и 5.

Для строительства газопровода принимаем трубы D = 1420 мм и D = 1220 мм Харцызского трубного завода, изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ [3, прил. Г, табл. Г. 1].

Для принятых диаметров по формулам (1.17) и (1.16) [3] определяем значения расчетного сопротивления металла труб и толщину стенки трубопроводов:

			R n m
		R1	1		,
		R1	k1		,
			k1	kH
R1220	588 0.9	343, 64 МПа,		R1420			588 0.9	359, 02 МПа,
R1220		343, 64 МПа,		R1420				359, 02 МПа,
1	1, 4 1,1			1		1,34 1,1
	1, 4 1,1					1,34 1,1

				nP р DH					,
				2(R n		P	р)		,
			1			P
1220	1,1 7,45 1220		14,2 мм, 1420								1,1 7,45 1420	15,84	мм.

	2(343,64 1,1 7,45)									2(359,02 1,1 7,45)
	2(343,64 1,1 7,45)									2(359,02 1,1 7,45)
Принимаем		трубы стандартных			размеров 1220×15 мм, 1420×16								мм
[3, прил. Б].
Внутренний диаметр трубопроводов:
D1220 1220 2 15 1190 мм;					D1420			1420 2 16 1388				мм.
ВН						ВН

1.3. Определение расстояния между компрессорными станциями и числа КС

Пользуясь данными таблицы 3 и формулами (18) и (19), определяем значения начального и конечного давлений на линейном участке между КС:

рН рНАГ ( рВЫХ рОХЛ ) 7, 45 (0,11 0, 06) 7, 28 МПа;

рК рВС рВС 5,14 0,12 5, 26 МПа.

Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной ТН = 303 К, а в конце участка равной температуре окружающей среды Т0 = 278 К, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке (17):

ТСР

(Т 0 Т

Н )

278 303

290,5 К.

Среднее давление в линейном участке (28):

рК2

5, 262

рСР

рН

7, 28

6,324 МПа.

рН

7, 28 5, 26

рК

Приведенные значения давления и температуры (25) и (26):

рПР

рСР

6,324

1,364 ;

рПР

4, 637

ТПР =

ТСР

290,5

1,504 .

ТПК

193, 049

Коэффициент сжимаемости газа (24)

0, 0241рПР

СР

1 1, 68Т

0, 78Т 2

0, 0107Т 3

ПР

0, 0241 1, 364

0,879.

1 1, 68 1, 504 0, 78(1,504)2 0, 0107(1,504)3

Коэффициент динамической вязкости (40)

5,1 10 6[1 ρ

(1,1 0, 25ρ

)] [0, 037 Т

(1 0,104Т

)] [1

рПР2

]

ПР

СТ

30(ТПР 1)

5,1 10 6 [1 0,679(1,1 0,25 0,679)] [0,037 1,504(1 0,104 1,504)] [1

1,3642

]

30(1,504

12,198 10 6 Па·с.

Для определения режима течения в трубах найдем числа Рейнольдса,

воспользовавшись формулой (22):

17,75

94,37 0,563

64968840 ;

1220

ВН

1,19 12,198 10 6

Re1420 17,75

94,37 0,563

55700951.

10 6

1,388 12,198

Приняв эквивалентную шероховатость для новых труб без внутреннего антикоррозионного покрытия k = 0,03 мм, по формуле (21) найдем коэффициент гидравлического сопротивления трению:

		158		2k	0,2		158	2 3 10	5	0,2
		158		2k			158	2 3 10
ТР1220	0,067					0,067					0,00935 ;
ТР1220	0,067					0,067					0,00935 ;
			Re	DВН			64968840	1,19

		158	2 3 10	5	0,2
		158	2 3 10
ТР1420	0,067					0,00909 .
ТР1420	0,067	55700951	1,388			0,00909 .
		55700951	1,388

С учетом местных сопротивлений и коэффициента гидравлической эффективности расчетные значения коэффициентов гидравлических сопротивлений λ будут (20) следующие:

	1,05	ТР 1,05		0,00935	0,0109	;

1220		Е 2		0,952

1420	1,05	0,00909	0,0106 .
		0,952

По формуле (16) определяем расстояние между КС:


L1220	105,0872			1,195 (7,282	5,262 )	47,83	км;
	94,37	2	0,563 0,0109 0,879 290,5

L1420	105,0872			1,3885 (7,282	5,262 )	106,19	км.
	94,37	2	0,563 0,0106 0,879 290,5

Также по формуле (16) определяем длину последнего перегона, приняв давление в конце газопровода РК = 2 МПа:

LП1220		105,0872 1,195 (7,282						22 )	92,51	км;
LП1220		94,372 0,563			0,0109 0,879 290,5				92,51	км;
		94,372 0,563			0,0109 0,879 290,5
LП1420		105,0872 1,3885 (7,282						22 )	205,42		км.
LП1420		94,372 0,563			0,0106 0,879 290,5				205,42		км.
		94,372 0,563			0,0106 0,879 290,5
Определяем необходимое число КС (29):
n	L LП1220		1			520 92,51	1 9,94		;
n			1				1 9,94
1220		L1220			47,83
		L1220			47,83
n1420	520 205,42			1 3,96 .
n1420				1 3,96 .
		106,19

Округляем расчетное число КС до целого числа в большую сторону

n1220 = 10; n1420 = 4.

2. Экономическое обоснование выбора диаметра газопровода

Проведем экономическое сравнение рассматриваемых диаметров (вариантов) по укрупненным показателям.

Капитальные затраты в линейную часть

Согласно Приложения 1 стоимость строительства 1 км трубопровода составляет CЛ1220 = 3579,2 тыс. руб/км; CЛ1420 = 5280,9 тыс. руб/км.

Тогда:

КЛ1220 = СЛ1220 · L = 3579,2 · 520 = 1861,184 млн руб;

КЛ1420 = СЛ1420 · L = 5280,9 · 520 = 2746,068 млн руб.

Капитальные затраты на сооружение КС

Согласно Приложения 2 стоимость строительства одной КС на четыре агрегата типа ГПА-Ц-16 равна (2)

ССТ к0 кi i 33,7 35,6 4 176,1 млн руб.

Тогда:

ККС1220 = ССТ · n1220 = 176,1 · 10 = 1761 млн руб; ККС1420 = ССТ · n1420 = 176,1 · 4 = 704,4 млн руб.

Полные капитальные затраты К1220 = КЛ1220 + ККС1220 = 1861,184 + 1761 = 3622,184 млн руб;

К1420 = КЛ1420 + ККС1420 = 2746,068 + 704,4 = 3450,468 млн руб.

Стоимость эксплуатации линейной части

Согласно Приложения 1 стоимость эксплуатации 1 км трубопровода в год составляет

СЭЛ1220 = 161,1 тыс. руб/(год·км); СЭЛ1420 = 237,6 тыс. руб/(год·км).

Тогда:

ЭЛ1220 = СЭЛ1220 · L = 161,1 · 520 = 83,772 млн руб/год;

ЭЛ1420 = СЭЛ1420 · L = 237,6 · 520 = 123,552 млн руб/год.

Стоимость эксплуатации КС

Согласно Приложения 2 стоимость эксплуатации типовой КС на четыре агрегата ГПА-Ц-16 равна (3)

СЭСТ э0 эi i 6,8 8,6 4 41,2 млн руб/год.

Тогда:

ЭКС1220 = СЭСТ1220 · n1220 = 41,2 · 10 = 412 млн руб/год; ЭКС1420 = СЭСТ1420 · n1420 = 41,2 · 4 = 164,8 млн руб/год.

Полные эксплуатационные расходы Э1220 = ЭЛ1220 + ЭКС1220 = 83,772 + 412 = 495,772 млн руб/год;

Э1420 = ЭЛ1420 + ЭКС1420 = 123,552 + 164,8 = 288,352 млн руб/год.

Приведенные годовые затраты определяем по формуле

S ЕК Э ,

где Е – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов транспорта и хранения нефти и газа Е = 0,15 1/год).

Тогда

S1220 = ЕК1220 + Э1220 = 0,15 · 3622,184 + 495,772 = 1039,1 млн руб/год; S1420 = ЕК1420 + Э1420 = 0,15 · 3450,468 + 288,352 = 805,92 млн руб/год.

Таким образом, по приведенным затратам выгодным является диаметр 1420 мм и дальнейшие расчеты ведем только для этого диаметра.

Можно рассматривать и другие конкурентоспособные варианты, другие схемы компоновки ЦН, например, в качестве основного оборудования применить газоперекачивающие агрегаты ГТК-10-4: номинальная мощность – 10000 кВт, подача – 37 млн м3/сут, рНАГ = 7,46 МПа, РВС = 6,08 МПа. В этом случае также устанавливаем четыре агрегата, три из которых работают параллельно и один – резервный.

Самым выгодным будет вариант с наименьшими приведенными затратами.

3. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участков газопровода между компрессорными станциями

Уточненный тепловой и гидравлический расчет участков газопровода между компрессорными станциями производится с целью определения давления и температуры в конце рассматриваемого участка.

3.1. Уточняем расстояния между КС с учетом расхода топливного газа на собственные нужды

Производительность каждого участка найдем по формуле (31):

Qi Q QТГ i .

Для ГПА-Ц-16

QТГ = 6240 · 24 · 3 = 0,449 млн м3/сут (Приложение 6). Тогда:

Q1 = 94,37 – 0,449 · 1 = 93,92 млн м3/сут;

Q2 = 94,37 – 0,449 · 2 = 93,47 млн м3/сут;

Q3 = 94,37 – 0,449 · 3 = 93,02 млн м3/сут;

Q4 = 94,37 – 0,449 · 4 = 92,57 млн м3/сут.

Из формулы (33) найдем среднюю длину участка между КС

l																								L

			n 1													Q								2											Q						2		,
			n 1													Q								2											Q						2		,



			i 1					Q QТГ i																					Q QТГ i

	LK										2								2						7,28					2	2				2
где	LK									рH				рK											7,28						2						1,935 .
где		l								р	2			р						2								2	5,26							2	1,935 .
		l								р	H			р						K			7,28						5,26
											H									K
Тогда
l																									L

											2												2									2										2
											2												2									2										2
						Q													Q								Q											Q
						Q													Q								Q											Q

					Q														Q								Q											Q
					Q														Q		2						Q											Q	4
								1													2								3										4

																																520														102, 62 км.

			94.37											2						94.37 2														94.37 2										94.37	2
			94.37											2						94.37 2														94.37 2										94.37	2
																																								1,935
					93,92																	93, 47																		1,935
					93,92																	93, 47												93, 02										92,57

По формуле (32) найдем длину каждого участка:
							Q					2														94,37							2


l1	l														102,62																				103,61 км;
l1	l														102,62																				103,61 км;
				Q1																						93,92
							Q						2											94,37										2


l2	l																	102,62																	104,61 км;
l2	l																	102,62																	104,61 км;
				Q2																				93,47
							Q						2											94,37										2


l3	l														102,62																				105,62 км;
l3	l														102,62																				105,62 км;
				Q3																				93,02
											Q						2																		94,37							2


l4	l																			102,62 1,935																							206,37 км.
									Q4																										92,57

Пример расчета первого участка

3.2. Принимаем в качестве первого приближения значения λ, ТСР и ZСР из первого этапа вычислений:

λ = 0,0106; ТСР = 290,5 К; ZСР = 0,879.

3.3. Определяем по формуле (35) значение РК в первом приближении

рК 7,282 93,922 0,563 0,0106 0,879 290,5 103,61 5,318 МПа. 105,0872 1,3885

3.4. Определяем среднее давление по формуле (28):

	2		5,318	2
рСР	2	7,28	5,318		6,349 МПа.

	3		7,28 5,318
	3		7,28 5,318

3.5. Определяем средние значения приведенного давления и температуры по формулам (25), (26):

рПР		6,349	1,369 ;			Т ПР		290,5	1,504 .
рПР			1,369 ;			Т ПР			1,504 .
	4,637						193,049
3.6. Удельную теплоемкость газа определяем по формуле (36):
СР 1, 695			1,838 10 3 290,5 1,96 106							6,349 0,1	2, 728	кДж	.

										3		кг К
										290,5		кг К
3.7. Коэффициент Джоуля-Томсона определяем по формуле (37):
	1		0,98 10		6
	1		0,98 10
Di						1,5	3,707 К/МПа.
Di	2,728		290,5	2		1,5	3,707 К/МПа.
	2,728		290,5

3.8. Рассчитываем коэффициент at по формуле (39):

3.9. По формуле (38) вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона:

Т		278 (303 278)				1 е 2,155 10 3 103,61		3, 707	7, 282 5,3182
Т	СР	278 (303 278)			2,155 10 3 103, 61			3, 707	2 2,155 10 3 103, 61 6,349
	СР

			1 е	2,155 10 3 103,61
1			1 е				297,1 К.
1							297,1 К.
			2,155	10 3 103, 61

3.10. Вычисляем уточненные значения приведенной температуры ТПР и коэффициента ZСР:

Т ПР	ТСР		297,16	1,539 ;
	Т ПК	193,049

ZСР	1			0, 0241 1,369				0,891 .

		1, 68	1,539	0, 78 1,539	2	0, 0107	3
	1						1,539

3.11.Рассчитываем коэффициент динамической вязкости по формуле (40)

ичисло Рейнольдса по формуле (22):

5,1 10 6 1 0, 679(1,1 0, 25 0, 679) 0, 037 1,539(1 0,104 1,539)

	1,3692	12,35	10 6
1				Па·с;

	30(1,539 1)

3.12. По формулам (21) и (20) вычисляем коэффициенты λТР и λ

		158		2 3 10	5	0,2
		158		2 3 10
ТР	0,067						0,00909 ;
ТР	0,067	55,02 10	6	1,388			0,00909 ;
		55,02 10		1,388

1,05 0,00909 0,0106 . 0,952

3.13. Конечное давление во втором приближении определяем по формуле

(35):

			2		93,922 0,563 0,0106 0,891 297,16 103,61
		7,28						5,232 МПа.

рК						105,0872 1,3885
						105,0872 1,3885
3.14. Относительная погрешность определения конечного давления со-
ставляет
	рК					5,318 5,232

			рК	100			100 1,6 %
		рК		100		5,318	100 1,6 %
		рК				5,318

Полученный результат отличается от предыдущего приближения более чем на 1 %. Поэтому приравниваем рК = р΄К и делаем третье приближение, начиная с пункта 3.4.

Результаты расчетов приведены в таблице 6.

<<< < Предыдущая 1 23 / 73 4 5 6 7 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете Проектирование и эксплуатация газопроводов

#
01.06.2021335.77 Кб1219-24.docx
#
01.06.2021447.82 Кб14Заметки.pdf
#
01.06.2021462.2 Кб18Итоговый тест.docx
#
01.06.2021464.19 Кб39Методичка по расчету газопроводов.docx
#
01.06.20211.27 Mб100Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов, Методичка.pdf
#
01.06.2021464.74 Кб22Филатов В.А. ВН-17-01.docx
#
01.06.2021245.5 Кб29Филатов В.А. ВН-17-01.pdf