2.Расчетная часть

2.1 «Расчет физико-химических свойств газа» [3];

Исходные данные:

Протяженность трассы: L=2000 км.

Годовая производительность:

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 температураi-го компонента газовой смеси.

–объемная концентрация компонентов смеси

6. Определяем псевдокритическое давление газовой смеси:

; (6)

где абсолютное критическое давлениеi-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 Уренгоя

8. Определяем абсолютное критическое давление газа при рабочих условиях:

; (8)

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

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)

2.2 «Определение диаметра газопровода» [3. стр 97 – 100]

Исходные данные:

• Годовая пропускная способность газопровода: =20 млрд./год;

• Длина газопровода: L_т=2000 км;

• Относительная плотность газа ( Уренгойское месторождения): =0,56;

• Коэффициент динамической вязкости: =12,3*10Н*c/;

• Молярная масса природного газа ( Уренгойское месторождения): M=16,75 кг/моль;

• Средняя температура окружающий среды: =288K;

Таблица 1 – Зависимость диаметра газопровода от его годового грузооборота.

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

2. Определяем необходимую толщину стенок труб:

, (15)

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

D-наружный диаметр т/б;

P-рабочее давления;

-расчетное сопротивления;

=7,36мм; для 1020 мм

=10,08мм; для 1220 мм

=11,74мм; для 1420 мм

По ГОСТу принимаем трубы для газопровода 1020x9мм(17Г1С) , 1220x11мм(14Г2САФ), 1420x13,5мм(14Г2САФ). [3. стр 71; таб 9]

3. Определяем коэффициенты гидравлического сопротивления труб.

Труба 1020мм работают при квадратичном режиме, а трубы 1220 и 1420 мм – в переходной зоне .

Определим коэффициент гидравлического сопротивления для трубы диаметром 1020 мм:

===0,0095; (16)

Определим коэффициент гидравлического сопротивления для трубы диаметром 1220 мм:

=0,067*()^0,2, (17)

где, k-относительная шероховатость (n=0,03мм);

=0,067*()^0,2=0,00924;

Определим коэффициент гидравлического сопротивления для трубы диаметром 1420 мм:

=0,067*()^0,2=0,0089;

4. Определяем расстояние между КС:

L=, (18)

Определяем расстояние для трубы диаметром 1020 мм:

L= =64,3 км;

Определяем расстояние для трубы диаметром 1220 мм:

L= =117,79 км;

Определяем расстояние для трубы диаметром 1420 мм:

L= =251,1 км.

5. Определяем длину последнего перегона, принимая давление в конце газопровода =3 МПа;

=, (19)

Определяем длину последнего перегона для газопровода с диаметром 1020 мм:

==85 км;

Определяем длину последнего перегона для газопровода с диаметром 1220 мм:

==198 км;

Определяем длину последнего перегона для газопровода с диаметром 1420 мм:

==430 км;

6. Определяем необходимое количество КС:

n=, (20)

Определяем количество КС для газопровода диаметром 1020 мм:

n= = 14,7;

Определяем количество КС для газопровода диаметром 1220 мм:

n= =7,6;

Определяем количество КС для газопровода диаметром 1420 мм:

n= = 2,66;

7. Определяем суточную пропускную способность газопровода, для подбора основного оборудования КС:

; (21)

где – коэффициент неравномерности транспорта газа.

8. По данным пропускной способности подбираем основное оборудование, используемое на КС. В соответствии с таблицей [3. стр 79; таб 12] принимаем ГПА ГТК – 25, с нагнетателями типа 820-21-1; номинальная мощность ГПА 26000 кВт.

9. Проведем экономическое сравнение рассматриваемых диаметров;

Стоимость строительства 1 км трубопровода равна (линейной части):

[3. стр 71; таб 9]

;

;

;

Тогда:

; (22)

;

;

10. Определяем затраты на сооружения КС. Согласно таблице [3. стр 74-75; таб 10], определяем стоимость строительства одной КС на три агрегата типа ГТК – 25; ; Тогда затраты на строительства КС составят:

; (23)

;

;

11. Определяем полные капитальные затраты на строительство газопровода:

; (24)

;

;

12. Определяем стоимость эксплуатации линейной части. [3. стр 71; таб 9]

Тогда:

; (25)

;

;

13. Определяем эксплуатационные расходы на эксплуатацию КС, с ГПА ГТК – 25; Согласно таблице [3. стр 74-75; таб 10]:

Тогда:

(26)

14. Определяем полные эксплуатационные расходы для трех диаметров:

; (27)

;

;

15. Определяем приведенные затраты

; (28)

;

;

Таким образом по приведенным затратам выгодным является диаметр 1220 мм.