2 Расчетная часть

2.1 Технологический расчет магистрального газопровода

Исходные данные:

• Протяженность трассы: L=402 км.

• Годовая производительность:

• Средняя температура окружающий среды: =293 K;

Состав природного газа:

Порядок расчета

1. Определяем плотность газовой смеси, :

, (1)

где: – объемная концентрация компонентов смеси

– плотность компонентов смеси

2. Определяем относительную плотность газа, :

, (2)

где плотность газа

плотность воздуха

3. Определяем молярную массу природного газа, :

, (3)

где молярная масса каждого отдельного компонента

– объемная концентрация компонентов смеси

4. Определяем плотность газа при нормальных условиях, :

, (4)

где молярная масса природного газа

5. Определяем псевдокритическую температуру газовой смеси, :

, (5)

где абсолютная критическая температура i-го компонента газовой смеси.

– объемная концентрация компонентов смеси

6. Определяем псевдокритическое давление газовой смеси, :

, (6)

где абсолютное критическое давление i-го компонента газовой смеси;

– объемная концентрация компонентов смеси.

7. Определяем абсолютную критическую температуру газа при рабочих условиях :

, (7)

где температура на входе в линейный участок

температура окружающей среды

8. Определяем абсолютное критическое давление газа при рабочих условиях, :

, (8)

где давление на входе и выходе соответственно (берем по таблице 1)

Таблица 1 – Зависимость диаметра газопровода от его годового грузооборота.

9. Определяем приведенную температуру газовой смеси, :

, (9)

10. Определяем приведенное давление газовой смеси, :

, (10)

11. Определим динамическую вязкость :

, (11)

12. Определяем кинематическую вязкость газовой смеси, :

, (12)

13. Определим теплоемкость газовой смеси, :

, (13)

14. Определение коэффициента Джоуля-Томпсона, :

, (14)

15. Исходя из данной таблицы принимаем диаметр 1220 мм , , ближайший меньший диаметр 1020 мм , и ближайший больший 1420 мм. , .

16. Определяем суточную пропускную способность газопровода, :

, (15)

17. По суточной пропускной способности подбираем 3 газоперекачивающих агрегат типа ГТК-10-4 [8 таблица 12] со следующими техническими характеристиками:

Давление на входе , Давление на выходе и номинальной подачей 3 агрегатов Q=

18. Определяем необходимую толщину стенок труб:

, (16)

где, n-коэфф. перегрузки рабочего давления (n=1,1);

D-наружный диаметр т/б;

P-рабочее давления на выкиде, ;

-расчетное сопротивления;

, (17)

где σ_в– предел прочности металла трубы

m_у– коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: для подземных магистральных нефтепродуктопроводов принятом m=0,9;

- коэффициент надежности по материалу

- коэффициент надежности по назначению трубопровода .

По ГОСТу принимаем трубы для газопровода 1020x14мм, 1220x16мм, 1420x16,2 мм.

18. По графику с помощью суточной пропускной способности газопровода определяем зоны гидравлического сопротивления

19. Определяем коэффициенты гидравлического сопротивления труб, :

В соответствии с графиком трубы 1020, 1220 и 1420 работают в квадратичном режиме, , следовательно коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по следующим формулам:

Для зоны квадратичного трения

, (18)

где, – внутренний диаметр трубы, по формуле 19.

, (19)

Определим коэффициент гидравлического сопротивления для трубы диаметром 1020 мм:

Определим коэффициент гидравлического сопротивления для трубы диаметром 1220 мм:

Определим коэффициент гидравлического сопротивления для трубы диаметром 1420 мм:

20. Определяем расстояние между КС, :

, (20)

Определяем расстояние для трубы диаметром 1020 мм:

Определяем расстояние для трубы диаметром 1220 мм:

Определяем расстояние для трубы диаметром 1420 мм:

21. Определяем необходимое количество КС, :

, (21)

Определяем количество КС для газопровода диаметром 1020 мм:

Определяем количество КС для газопровода диаметром 1220 мм:

Определяем количество КС для газопровода диаметром 1420 мм:

22. Проведем экономическое сравнение рассматриваемых диаметров;

Стоимость строительства 1 км трубопровода равна (линейной части):

[8. стр 71; таб 9]

Тогда стоимость строительства линейной части газопровода по формуле 22:

, (22)

24. Определяем затраты на сооружения КС , :

Согласно таблице [3. стр 74-75; таб 10], определяем стоимость строительства одной КС на три агрегата типа ГТК – 10-4; ; Тогда затраты на строительства КС составят:

, (23)

25. Определяем полные капитальные затраты на строительство газопровода, К, млн.руб:

, (24)

26. Определяем стоимость эксплуатации линейной части, Э, млн руб /год [3. стр 71; таб 9]:

Тогда:

, (25)

27. Определяем эксплуатационные расходы на эксплуатацию КС, с ГПА ГТК – 10; Согласно таблице [3. стр 74-75; таб 10]:

Тогда:

(26)

28. Определяем полные эксплуатационные расходы, Э, млн.руб/год для трех диаметров:

, (27)

29. Определяем приведенные затраты, S, млн руб:

, (28)

Таким образом по приведенным затратам выгодным является диаметр 1420 мм.

Список использованной литературы

1. Г. Г. Васильев Г. Е. Коробков «Трубопроводный транспорт нефти» Москва, «Недра–Бизнесцентр», 2002 г., 407 стр.

2. Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин «Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов» Санкт–Петербург, Недра, 2006 г. 824 стр.

3. В.Ф Новоселов, А.И Гольянов, Е.М Муфтахов «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов» Москва «Недра 1982»

4. А. В. Шадрина «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» Томск, 2012 г., 160 стр.

5. Р. А. Алиев «Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газонефтехранилищ и нефтебаз» Москва, Недра, 1987 г., 271 стр.

6. А. В. Громов «Строительство магистральных трубопроводов (линейная часть)» Киев, Будивельник, 1975 г., 352 стр.

7. П. П. Бородавкин, В. Л. Березин «Сооружение магистральных трубопроводов» Москва, Недра, 1977 г., 407 стр.

8. В. Ф. Новоселов, А. И. Гольянов «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов» Москва, недра, 1982 г.

9. Н. С. Вишневская Методические указания по дисциплине «Сооружение ГНП, НС и КС», Ухта, УГТУ, 2012 г.