
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
. ВЫБОР ТРАССЫ МГ И ОПЕРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА, АВО и ПУ
.1 Определение количества ГПА
.2 Определение количества АВО
.3 Определение количеста ПУ
. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗОПРОВОДА
.1 Определение числа КС
.2 Определение прибыли
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных, а в случае транспорта газообразных веществ - единственным видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капитало- и металлоемких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях. Отсюда понятно внимание, уделяемое вопросам надежности и эффективности работы магистральных трубопроводов при их проектировании и эксплуатации.
Перемещение районов добычи газа в восточные регионы страны привело к резкому увеличению протяженности магистральных газопроводов (МГ).
Более 90% газа добывается в Тюменской области. В тоже время потребляется он в основном в Европейской части страны, что обуславливает необходимость транспорта больших объемов газа на расстояния несколько тысяч километров. Увеличение объемов транспорта вызывало рост диаметров газопроводов, что привело к снижению удельных энерго и метало затрат и как результат снижению более чем в два раза себестоимости транспорта газа. Максимальное значение диаметра достигло 1420 мм, и дальнейшее увеличение считается нецелесообразным. Пропускная способность МГ диаметром 1420 мм составляет 90 - 100 млрд.м3 газа в год. До диаметра 1020 мм, газопроводы имеют рабочее давление 5,45 МПа. Газопроводы диаметром 1220 мм, и 1420 мм, эксплуатируются с давлением 7,36 МПа.
Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и оборудования и рациональности их использования. Фактические условия работы трубопроводов отличаются от проектных. Так, производительность зависит как от возможности добычи нефти и газа, так и от потребности в них. В процессе эксплуатации меняется состояние линейной части и оборудования станций, что предопределяет изменение пропускной способности нефти- и газопроводов и изменение параметров работы при постоянной производительности. В этих условиях приходится решать следующие задачи: выбор оптимальной схемы работы при заданной производительности, определение параметров работы при максимальной загрузке, разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы.
1.
ВЫБОР ТРАССЫ МГ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
1.1 Выбор трассы МГ
параметры технологической схемы МГ:
газопровод Уренгой - Н.Вартовск
Диаметр D=1400 мм.
Рабочее давление Р1=7,35 МПа.
Давление перед первой станцией Рн=5 МПа.
Давление в конце МГ Рк=2,0 МПа.
Температура газа на входе в КС равна температуре грунта Тн=273.
ГПА типа ГТК-10-4
Пылеуловители типа ГП-144.
АВО типа 2АВГ-75с.
Приведенная характеристика ЦН 370-18-1 (приложение 1)
Характеристика циклонного пылеуловителя ГП 144 (приложение 2)
Недостающими исходными данными являются протяженность нефтепровода L, а так же относительная плотность газа по воздуху ∆. С помощью атласа, учитывая транспортную развязку, определяем, что L=440 км [3].
1.2. Определяем физические свойства газа.
На таблице 1 представлена характеристика газов Уренгойского месторождения.
Таблица 1
Месторас-положение |
Состав газа (по объему), % |
Относительная плотность по воздуху (при 20°C) |
Удельная
теплота сгорания (при 20°C)
|
|||||||
|
Метан
|
Этан
|
Пропан
|
Бутан
|
Пентан
|
Двуок.
Углер.
|
Азот
|
Серово-
дород
|
|
|
Уренгой (сеноман) |
98,8 |
0,07 |
- |
- |
0,01 |
0,29 |
0,8 |
нет |
0,561 |
33080 |
Основные параметры ГТК-10-4
Тип |
NHe, кВт |
TH3, К |
nH, мин-1 |
ηHe |
qHТГ, тыс. м3/час |
kt |
kN |
ηм |
ГТК-10-4 |
10000 |
298 |
4800 |
0,29 |
3,7 |
3,7 |
0,95 |
0,99 |
Основные параметры ЦН 370-18-1
Тип |
zПР |
RПР, Дж/(кг К) |
ТПР, К |
QПРmin, м3/мин |
QПРmax, м3/мин |
пН, мин-1 |
ηПmax |
370-18-1 |
0,888 |
508 |
288 |
370 |
455 |
4800 |
0,85 |
Температура в районе прохождения трассы Уренгой-Нижневартовск:
Среднегодовая температура грунта на глубине заложения трубопровода То= -4,9 оС;
Среднегодовая температура воздуха Та=-9 оС;
Определим молярную массу М и плотность при стандартных условиях ρст
Плотность газа при стандартных условиях:
,
(1.1)
где
-
давление и температура при стандартных
условиях (Рс
= 0,1013 МПа и Тс
= 293,15 К),
М - молярную массу природного газа M, кг/кмоль, вычисляют на основе компонентного состава газа: Метан(98,8%), Этан(0,07%), Пентан(0,01%), Двуокись углерода(0,29%), Азот(0,8%) по формуле:
,
(1.2)
Определим газовую постоянную:
(1.3)
тогда:
Критические значения давления Ркр и температуры Ткр :
По СТО "Газпром" они находятся следующим образом:
,
(1.4)
,
(1.5)
где Ркрi, Ткрi - критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси. хi - концентрация i-го компонента газа, доли ед.
Учет газа при коммерческих операциях производится в объемных единицах приведенным к стандартным условиям (Т=293К), Р=0,1Мпа)
где Q-объемная производительность МГ
млрд.м3/год.
1. Определяем суточную производительность газопровода Q, млн.м3/сут по формуле
, (1.1)
Где Qг - годовая производительность газопровода, млрд.м3/год;
-
оценочный коэффициент использования
пропускной способности, определяемый
по формуле:
, (1.2)
где
- коэффициент расчетной обеспеченности
газоснабжения потребителей, связанный
с необходимостью увеличения пропускной
способности газопровода в период
повышенного спроса на газ;
- коэффициент
экстремальных температур, учитывающий
снижение пропускной способности
газопровода при повышение температуры
воздуха выше расчетного значения;
-
оценочный коэффициент надежности
газопровода, учитывающий снижение
пропускной способности МГ при отказах
линейной части и оборудования КС.
В соответствии с [2] принимаем следующие значения коэффициентов: = 0,98; = 0,95 (т.к. трасса меньше 1000 км.); = 0,99 (для длины газопровода 440 км).
млн.м3/сут.
2. Определение количества гпа, аво и пу
.1 Определение количества ГПА
Количество
рабочих ГПА
на каждой станции можно определить по
формуле:
, (2.1)
где Qном. - номинальная производительность одного ГПА.
Qном - производительность ГПА ГТК-10-4( Qном =37,0 млн м3/сут).
.
Принимаем
= 2. Согласно [3] принимаем 1 резервных
ГПА. Следовательно, суммарное количество
ГПА на КС равно
= 3 шт.
2.2 Определение количества аво
Количество АВО типа 2АВГ-75с можно определить по их массовой производительности:
, (2.2)
где nАВО - количество АВО, шт; G - массовая производительность МГ, кг/с; GАВО - номинальная массовая производительность одного АВО, кг/с.
Массовую производительность МГ можно определить по формуле:
, (2.3)
кг/с.
Согласно
[8] для АВО типа 2АВГ-75С принимаем GАВО
= 54,44 кг/с и определяем необходимое
количество АВО по формуле (2.2):
шт.
Принимаем nАВО
= 11 шт.
2.3 Определение количества пу
Необходимое количество ПУ определяется таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на остальные в работе не выходила за пределы их максимальной производительности, а при работе всех аппаратов - не выходила за пределы минимальной производительности.
Рабочее
давление пылеуловителя
равняется давлению на входе в КС
МПа.
Так как плотность газа при стандартных
условиях отличается от 0,75кг/м3,
следовательно, необходимо определить
коэффициент изменения производительности
пылеуловителя [8]. В приложении 1 приведена
характеристика ПУ типа ГП-144. Принимаем
коэффициент изменения производительности
ПУ = 0,9. По прил. 1 определяем минимальную
и максимальную
производительность ПУ:
= 13,6 млн. м3/сут.,
= 20,2 млн. м3/сут.
Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности ПУ:
млн.
м3/сут.,
млн.
м3/сут.
Количество ПУ можно определить по формуле:
, (2.4)
, (2.5)
где nmax и nmin - максимально и минимально допустимое количество пылеуловителей, шт.
шт.,
шт.
Таким образом, принимаем nmax =6шт. и nmin = 4 шт.
Таким образом, принимаем 5 ПУ заданной марки ГП-144.
Производительность одного ПУ Q1ПУ определяется по формуле:
(2.6)
где nПУ. раб - число рабочих пылеуловителей.
При 5 включенных ПУ производительность одного составит:
млн
м3/сут.
Полученное значение входит в заданный интервал.
При отключении одного ПУ:
млн
м3/сут.
Полученное значение входит в заданный интервал.
Таким образом, принимаем 5 ПУ заданной марки ГП-144.
3. Расчет режимов работы газопровода
3.1 Определение числа кс
При прочих равных условиях длина участка между станциями зависит от перепада давления в нем и поэтому будет различна для участков между КС и для конечного участка.
Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной способности:
, (3.1)
где l - длина участка, км;
с - коэффициент, равный 105,087;[9]
D -диаметр МГ, м;
-
расчетное значение коэффициента
гидравлического сопротивления;
Р1 - абсолютное давление в начале участка МГ (на выходе КС), МПа;
Р2 - абсолютное давление в конце участка МГ (на входе в КС), МПа;
zср - коэффициент сжимаемости газа (средний на участке МГ),
Тср - средняя температура газа на участке МГ, К.
Принимая давление в конце участка (на входе станции) Р2 равным давлению на входе в первую станцию Рн имеем:
МПа.
Ориентировочное значение средней температуры на участке можно определить по формуле:
, (3.2)
где Т1 - температура газа в начале участка, К;
Т2 - температура газа в конце участка, К.
Температуру
газа в конце участка принимаем равной
температуре входа в нагнетель:
К. (3.3)
Температура газа в начале участка будет равняться температуре на выходе из ГПА, которую можно определить по формуле [9]:
,
(3.4)
где Тнаг - температура газа на выходе ГПА, К;
-
степень сжатия нагнетателя;
-
политропический кпд нагнетателя;
Определим степень сжатия центробежных нагнетателей:
,
(3.5)
где:
Р1-давление газа в начале участка (на выходе из КС), принимаем рабочее давление Р1=7,35 МПа
Р2-давление газа в конце участка (перед входом в КС), МПа
-
потери давления во входном и выходном
коллекторах КС 0,12 и 0,07;[2]
=
=1,49
Согласно рекомендация [9] принимаем = 0,8. При этом температура газа на выходе ГПА по формуле (3.4) будет равняться:
К.
Итак, определяем среднюю температуру на участке для магистрального газопровода по формуле (3.5):
К.
Среднее значение коэффициента сжимаемости газа можно определить относительно средних значений давления и температуры на участке по формуле:
,
(3.6)
(3.7)
(3.8)
где Рпр - приведенное давление газа;
Тпр - приведенная температура газа, К.
Приведенное давление газа можно определить по формуле:
, (3.9)
где Рср - среднее давление газа на участке, МПа;
Ркр - критическое давление газа, МПа.
Среднее давление на участке можно определить по формуле:
МПа (3.10)
Критическое давление газа можно определить по формуле:
,МПа (3.11)
МПа
Приведенную температуру газа можно определить по формуле:
,К (3.12)
Где Ткр - критическая температура газа, К.
Критическую температуру газа можно определить по формуле:
(3.13)
К
Определяем коэффициент гидравлического сопротивления , согласно [2], для любого режима течения по формуле:
,
(3.14)
где
т
- теоретический коэффициент гидравлического
сопротивления;
Е - коэффициент гидравлической эффективности, безразмерный, принимается равным 0,95.
Коэффициент сопротивления трению т вычисляют по формуле ВНИИГАЗа:
,
(3.15)
где К - эквивалентная шероховатость труб: для труб без внутреннего гладкостного покрытия следует принимать равным 0,030 мм;
d - диаметр трубы, мм;
Re - число Рейнольдса.
Число Рейнольдса при нашей производительности согласно нормам [2] определяется по формуле:
,
(3.16)
Определяем динамическую вязкость газа по формуле, согласно [2]:
,
(3.17)
где
(3.18)
,
(3.19)
,
(3.20)
,
(3.21)
Подставим:
,
,
,
.
Тогда:
Определяем расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления по формуле (3.15):
Итак, определив все неизвестные в формуле (3.1) рассчитываем длину участка между КС:
км.
Длину конечного участка можно определить из соотношения:
, (3.22)
где lк - длина участка, км;
Рк - абсолютное давление в конце МГ, МПа;
zк.ср - коэффициент сжимаемости газа (средний на конечном участке МГ),
Тк.ср - средняя температура газа на конечном участке МГ, К.
Согласно [1] вторым сомножителем в формуле (3.22) можно пренебречь. Таким образом, получаем следующую формулу:
. (3.23)
Определяем
показатель
.
Зная длину всего МГ и длины участков можно определить теоретическое число КС по формуле:
, (3.24)
где n0КС - теоретическое число КС, шт.;
L - длина МГ, км.
шт.
Округление числа КС в меньшую сторону потребует строительства лупингов для сохранения заданной пропускной способности, что создаст дополнительные трудности при эксплуатации. При округлении числа КС в большую сторону пропускная способность МГ возрастет, следовательно, заданную производительность можно будет реализовать при регулировании режимов работы КС.
Итак, округляем число КС в большую сторону и принимаем nКС = 3 шт.
Уточняем полученные длины участков по формулам:
, (3.25)
, (3.26)
где
- уточненное значение длины участка
между КС, км;
-
уточненное значение длины конечного
участка МГ, км.
км,
км.
Удельная изобарная теплоемкость природного газа, определяемая для средних значений температуры и давления, согласно СТО Газпром определяется по формуле:
(3,27)
где Ср - удельная теплоемкость газа, КДж / (кг град);
Т - средняя температура газа. К;
Р - среднее давление газа, МПа;
Di - коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
газопровод магистральный пылеуловитель охлаждение
В ходе выполнения проекта газопровода Уренгой-Н.Вартовск были решены следующие задачи:
1. была выбрана трасса газопровода по физической карте района с учетом критериев оптимальности, расчетная длина газопровода составила 440 км;
2. было определено необходимое количество ГПА и ПУ на каждой компрессорной станции: количество ГПА типа ГТК-10-4 равняется 3 шт. (2 рабочих и 1 резервных), количество ПУ типа ГП-144 - 5 шт.; количество АВО типа 2АВГ-75с -10шт.
Список использованной литературы
1. Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация газопроводов. Электронный курс лекций, Тюмень, 2001.
2. Стандарты Организации. Нормы технологического проектирования магистрального газопровода. СТО Газпром 2-3.5-051-2006.
. Волков М.М., Михеев А.А., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. - М.: Недра, 1989.
. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.- М.: Стройиздат, 1985.
. Трубопроводный транспорт нефти. Под общей редакцией Вайнштока С.М.. том 1. - М.: Недра, 2002.
. Альбом характеристик центробежных нагнетателей. М.: Мингазпром, 1985.
. Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов. Методические указания по курсовому проектированию для студентов специальности 130501. Тюмень, 2005.
. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация Компрессорных станций. Учебно-методический комплекс. Тюмень, 2004.
. Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы. Учебное пособие. Тюмень, 1998.