Расчет параметров газопровода - дипломная работа готовая

ООО "Диплом777"

8:00–20:00 Ежедневно

Никольская, д. 10, оф. 118

Дипломная работа на тему Расчет параметров газопровода

Содержание

  • Введение
  • 1. Расчет свойств перекачиваемого газа
  • 2. Выбор рабочего давления, типа ГПА и определение диаметра газопровода
  • 2.1 Выбор основного оборудования компрессорных станций
  • 2.2 Определение диаметра газопровода
  • 3. Определение числа кс и их расстановка по трассе
  • 4. Экономическое сравнение рассматриваемых вариантов
  • 5. Уточнение длин участков между КС
  • 6. Уточнённый гидравлический и тепловой расчёт линейных участков МГ
  • 7. Расчет режима работы КС
  • 8. Определение аккумулирующей способности последнего участка газопровода
  • Заключение
  • Список использованной литературы

Введение

Трубопроводный транспорт является одним из экономичных видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капиталоёмких и металлоёмких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях.

В настоящее время сеть газопроводов в РФ развивается по двум основным направлениям: внутри страны и за пределами страны. По данным Госкомстата РФ, в 2003 г. протяженность газопроводов России составляло 156000 км, нефтепроводов – 47000 км и продуктопроводов 15000 км. В период 2000-2002 гг. правительство РФ приняло ряд решений, определяющих программу развития трубопроводных сетей страны до 2011 г. Прирост протяженности газопроводных сетей должен составить 80000 км. Важнейшими объектами определены: строительство нефтепроводов Россия – Китай, Котово – Ярославль – Кириши – Приморск протяженностью 1197 км, а так же трубопровода Сызрань – Новороссийск протяженностью 1600 км.

Освоение Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения – крупнейший газовый проект, успешно реализованный в начале XXI века.

Месторождение находится в южной части Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа, в 220 км от Нового Уренгоя. По объему запасов Заполярное месторождение относится к категории уникальных – около 3 трлн куб. м газа.

От других месторождений отличается компактностью. Площадь Заполярного – 8745 га, в длину оно простирается на 50 километров, в ширину – на 30. Это позволяет вести разработку сеноманских залежей всего тремя установками комплексной подготовки газа .

В настоящее время на Заполярном месторождении ведется дальнейшая разработка сеноманских залежей – строятся дополнительные скважины, что позволит увеличить добычу дл 115 млрд куб. м газа в год.

Параллельно обустраиваются валанжинские залежи. В апреле 2011 года “Газпром” ввел в эксплуатацию промысел по добыче газа и газового конденсата из валанжинских залежей Заполярного месторождения.

В состав промысла входят установка комплексной подготовки газа и газового конденсата к транспортировке (УКПГ-2В) и 61 скважина. Вывод промысла на проектный уровень добычи – около 6,5 млрд куб. м газа и 1,3 млн тонн газового конденсата в год – запланирован в 2012 году.

ланируется, что добыча газа и газового конденсата из этих отложений будет увеличена до 15 млрд куб. м и 3 млн тонн соответственно. Для этого будут построены дополнительные скважины и еще одна установка комплексной подготовки газа и газового конденсата (УКПГ-1В).

Таким образом, суммарная добыча на Заполярном месторождении в будущем достигнет 130 млрд куб. м в год, газового конденсата – 3 млн тонн в год.

газопровод диаметр рабочее давление

1. Расчет свойств перекачиваемого газа

Согласно техническому заданию, газ поступает на перекачку с “Заполярного” месторождения. Данные по характеристикам природных газов данного месторождения приведены в таблице А.1 (смотреть приложение А).

Согласно методикам, представленным в [1], [2], [3], технологический расчёт магистрального газопровода проводится при стандартных условиях (293К и 0,101325 МПа).

Плотность газа определяется по формуле аддитивности (пропорционального сложения):

где

ai – доля каждого компонента в смеси для данного состава газа; сiГплотность компонента при стандартных условиях, кг/м3.

Молярная масса природного газа также определяется по формуле аддитивности:

где

MiГмолярная масса компонента при стандартных условиях, кг/моль.

Газовая постоянная природного газа зависит от состава газовой смеси и определяется по формуле:

где R* – универсальная газовая постоянная, R* = 8314,4 Дж/ (кмоль · К).

Псевдокритические температура и давление для природных газов с содержанием метана 85 % и более могут быть найдены по известной плотности газа:

Относительная плотность газа по воздуху при стандартных условиях определяется по формуле:

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

2.1 Выбор основного оборудования компрессорных станций

Современные газопроводы работают с рабочим давлением 7,50 МПа (75 кгс/см2). Поэтому зададимся в расчётах этой величиной.

Определяем суточную производительность газопровода:

Где Qг – годовая производительность газопровода, КИ – оценочный коэффициент

Исходя из принятого рабочего давления и суточной производительности, на компрессорных станциях газопровода предусматриваем параллельная установку трёх газотурбинных агрегатов ГТК-10 – 3 (подача 23 млн. м3/сут), один из которых резервный, оборудованных нагнетателями 260 – 13 – 1. Характеристики нагнетателя и газотурбинного привода приведены в таблицах А.2 и А.3 (смотреть приложение А).

2.2 Определение диаметра газопровода

Согласно принятого уровня давления и годовой производительности, по таблице А.4 (смотреть приложение А) задаёмся условным диаметр газопровода Dу = 1000 мм.

Примем для сооружения газопровода прямошовные электросварные трубы Волжского металлургического завода, изготавливаемые по ТУ 14-3-1573 99 из горячекатаной стали марки 10Г2ФБЮ, диаметрами 1220мм, 1020мм, 820мм.

Для принятых диаметров определяем, согласно методике, предложенной в [1], значения толщины стенки газопровода.

Представим расчёт толщины стенки трубопровода:

где np – коэффициент надёжности по нагрузке, np=1,1; P – рабочее давление, МПа;

Dн – наружный диаметр трубы, мм; R1 – расчётное сопротивление растяжению (сжатию), МПа;

где

– коэффициент условий работы трубопровода, ; – коэффициент надёжности по материалу, ; – коэффициент надёжности по назначению трубопровода, ; – нормативное сопротивление растяжению (сжатию), численно равное минимальному значению временного сопротивления, .

Полученное значение округляем в большую сторону:

Окончательно принимаем, согласно, сортаменту:

Таблица 1 – Результаты расчета толщины стенки

Диаметр, мм

R1, МПа

, мм

Внутренний диаметр, мм

820

377,40

9

802

1020

377,40

11

998

1220

377,40

13

1194

3. Определение числа кс и их расстановка по трассе

Согласно методике, представленной в [4], длина линейного участка между компрессорными станциями определяется по формуле:

(1)

где DВН – внутренний диаметр газопровода, м; рн и рк – соответственно давления в начале и в конце линейного участка газопровода, МПа; л – коэффициент гидравлического сопротивления; ZСР – средний по длине коэффициент сжимаемости газа; Д – относительная плотность газа.

Для расчета расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры:

где То – температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, То=278,5 К; Тнтемпература газа на входе в линейный участок, Тн = 305 К.

Давление в начале газопровода определяется по формуле:

где дрвых – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа); дрохл – потери давления в системе охлаждения газа, включая его обвязку, при отсутствии охлаждения газа дрохл = 0.

Потери давления принимаем по таблице А.5 (смотреть приложение А).

Давление в конце участка газопровода определим по формуле:

где ДрВС – потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (принимаем по таблице А.5).

Средний по длине коэффициент сжимаемости газа определим по формуле:

где Pпр и Tпр – приведённые значения давления и температуры соответственно.

где

Pср – среднее значение давления в участке газопровода,

Коэффициент гидравлического сопротивления л определяется по формуле:

, (2)

где

ЕГ – коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой; при отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95; лТР – коэффициент сопротивления трению в газопроводе.

Коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения газа в газопроводе определяется по формуле:

, (3)

где

kЭ – эквивалентная шероховатость труб; для монолитных труб без внутреннего антикоррозионного покрытия принимаем равной 3 · 10-5м; DВН – внутренний диаметр трубопровода, м; Re – число Рейнольдса.

, (4)

где

Q – производительность газопровода, млн. м3/сут; DВН – внутренний диаметр газопровода, м; м – коэффициент динамической вязкости, Па · с.

Коэффициент динамической вязкости определим по формуле:

Определим число Рейнольдса для трубопровода:

Подставим полученное значение в формулу (3):

Подставим полученное значение в формулу (2):

Полученные результаты для наглядности представим в таблице 2.

Таблица 2 – Гидравлические характеристики трубопроводов

Диаметр, мм

Re

лТР

л

820

45827475

0,01011

0,01176

1020

36827289

0,00972

0,01131

1220

30781939

0,00944

0,01098

Подставим найденные значения в формулу (1):

Определим длину последнего перегона, учитывая давление в конце трубопровода 2 МПа:

По найденным величинам определим расчётное число компрессорных станций:

Округлив полученную величину в большую степень, окончательно принимаем:

Полученные результаты для наглядности представим в таблице 3.

Таблица 3 – Количество КС и длина участков трубопроводов

Диаметр, мм

l, км

lК, км

n0, шт.

n, шт.

820

17,927

48,167

81,98

82

1020

55,618

149,435

25,28

26

1220

140,507

377,515

8,99

9

4. Экономическое сравнение рассматриваемых вариантов

Для проведения экономического сравнения воспользуемся методикой, предложенной в [2].

Главным фактором сравнения являются приведенные годовые затраты, определяемые по формуле:

, (5)

где Е – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов транспорта и хранения нефти и газа Е = 0,15 1/год); К – капитальные затраты; Э – эксплуатационные расходы.

Полные капитальные затраты на строительство определяются по формуле:

(6)

Капитальные затраты в линейную часть определяются по формуле:

(7)

где

СЛ – стоимость строительства 1 км трубопровода; L – длина трубопровода.

Стоимость строительства 1 км трубопровода принимаем по таблице А.6 (смотреть приложение А).

Так как толщина стенки труб отличается от указанной в таблице А.6, то стоимость строительства 1км трубопровода определим по формуле:

(8)

где с – стоимость строительства 1км трубопровода при толщине стенки д0 (таблица А.6); д – расчётная толщина стенки трубопровода.

Капитальные затраты на сооружение КС определяются по формуле:

(9)

где ССТ – стоимость строительства компрессорной станции; nСТ – количество компрессорных станций.

Стоимость строительства компрессорной станции определятся по формуле:

(10)

где K0стоимость строительства КС, независящая от числа ГПА (приложение А, таблица А.7); Кiстоимость строительства и эксплуатации КС, зависящая от числа ГПА (приложение А, таблица А.7); iколичество ГПА, установленных на КС

Полные эксплуатационные затраты определяются по формуле:

(11)

Эксплуатационные затраты на линейную часть определяются по формуле:

(12)

где ЭЭЛ – стоимость эксплуатации 1 км трубопровода; L – длина трубопровода

Стоимость эксплуатации 1 км трубопровода принимаем по таблице А.6 (смотреть приложение А).

Эксплуатационные затраты на КС определяются по формуле:

(13)

где ЭСТ – стоимость эксплуатации компрессорной станции; nСТ – количество компрессорных станций.

Стоимость эксплуатации компрессорной станции определятся по формуле:

(14)

где

Э0стоимость эксплуатации КС, независящая от числа ГПА (приложение А, таблица А.7); Эiстоимость строительства и эксплуатации КС, зависящая от числа ГПА (приложение А, таблица А.7); iколичество ГПА, установленных на КС.

Следует отметить, что в расчётах не будет представлен расчёт затрат на потребление топливного газа, так как на данном этапе расчётов нет информации о потребляемой мощности ГПА при рассматриваемом режиме работы КС.

Стоимость строительства 1км трубопровода определим по формуле (8):

Капитальные затраты в линейную часть определим по формуле (7):

Стоимость строительства КС определяем по формуле (10):

Капитальные затраты на сооружение КС определим по формуле (9):

Полные капитальные затраты на строительство определим по формуле (6):

Эксплуатационные затраты на линейную часть определяем по формуле (12):

Стоимость эксплуатации КС определятся по формуле (14):

Эксплуатационные затраты на КС определяем по формуле (13):

Полные эксплуатационные затраты определяем по формуле (11):

Приведённые годовые затраты определяем по формуле (5):

Для наглядности представим полученные результаты в таблице 4.

Таблица 4 – Экономические показатели трубопроводов

Показатель

Диаметр трубопровода, мм

1220

1020

820

СЛ, тыс. руб. /км

3593,1

2559,9

1507,4

КЛ, млн. руб.

5389,6

3839,9

2261,1

ССТ, млн. руб.

123,2

123,2

123,2

ККС, млн. руб.

1108,8

3203,2

10102,4

К, млрд. руб.

6,50

7,04

12,36

ЭЭЛ, тыс. руб. /км

161,1

120,2

59,4

ЭЛ, млн. руб. /год

241,7

180,3

89,1

ЭСТ, млн. руб. /год

22,3

22,3

22,3

ЭКС, млн. руб. /год

200,7

579,8

1828,6

Э, млрд. руб. /год

0,44

0,76

1,92

S, млрд. руб. /год

1,42

1,82

3,77

Анализируя полученные данные, делаем вывод – наиболее выгодным для использования в данном случае является трубопровод диаметром 1220 мм.

Дальнейшие расчёты будем вести для данного трубопровода.

5. Уточнение длин участков между КС

После того как найдено число КС, необходимо уточнить значения расстояний между КС.

В случае если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания, то часть транспортируемого газа будет потребляться на собственные нужды и производительность МГ будет от участка к участку снижаться, что приводит к изменению параметров участков МГ [2].

Согласно нормам технического проектирования, необходимо провести учет расхода топливного газа, так как длина газопровода более 500 км.

Производительность каждого участка трубопровода выражаем следующей формулой:

, (16)

где Q – производительность поступления газа на первую КС; QТГ – объём потребляемого КС топливного газа; i – номер КС по ходу газопровода.

В расчётах будем полагать равенство нормативного объёма потребляемого топливного газа и фактического, так как техническим заданием на курсовой проект не оговаривается фактическая температура окружающего ГПА воздуха, а также фактическая теплопроводность газа.

Для ГТК – 10 – 3 QТГ=0,089 млн. м3/сут, тогда по формуле (16) определим производительность первого участка:

Аналогично определим производительность каждого участка. Для наглядности представим полученные результаты в таблице 5.

Таблица 5 – Производительность по участкам ГП диаметром 1220 мм

Номер участка

Производительность, млн. м3/сут

1

44,947

2

44,770

3

44,592

4

44,414

5

44,237

6

44,059

7

43,882

8

43,704

9

43,526

Найдём длины каждого участка газопровода.

Произведём расчёт для трубопровода диаметром 1220 мм.

Определим среднюю длину участка между КС:

где

Определим длину каждого участка по формуле:

Аналогично определим длины каждого участка. Для наглядности представим полученные результаты в таблице 6.

Таблица 6 – Длины участков трубопровода диаметром 1220 мм

Номер участка

Длина, км

1

135,219

2

136,294

3

137,382

4

138,483

5

139,597

6

140,725

7

141,866

8

143,021

Длину конченого участка трубопровода определим по формуле:

6. Уточнённый гидравлический и тепловой расчёт линейных участков МГ

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

Расчёт будем проводить согласно методике, представленной в [2].

Принимаем в качестве первого приближения значения л, ТСР и ZСР, найденные в п.3: ; ; .

Абсолютное давление в конце участка газопровода определяем по формуле:

Среднее давление определяем по формуле:

Определяем средние значения приведенного давления и температуры:

;

.

Определим удельную теплоёмкость газа:

Рассчитаем коэффициент Джоуля – Томсона по формуле:

Определим среднюю температуру газа с учётом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля – Томсона:

где аt – коэффициент, рассчитываемый по формуле:

где

КСР – средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/ (м2 · К).

Вычисляем уточненные значения приведенной температуры ТПР и коэффициента ZСР:

Рассчитываем коэффициент динамической вязкости:

Определяем число Рейнольдса по формуле (4):

Вычисляем коэффициенты л и лТР:

Определим конечное давление во втором приближении:

Относительная погрешность определения конечного давления составляет:

Полученный результат отличается от предыдущего приближения более 1 %. Поэтому, приравнивая рК = рґК, делаем третье приближение.

Полученные результаты заносим в таблицу Б.1 (смотреть приложение Б).

Уточняем среднее давление по формуле:

Определяем конечную температуру газа:

На этом этапе уточненный тепловой и гидравлический расчет первого участка газопровода можно считать завершенным.

Проведём аналогичные расчёты для других линейных участков магистрального газопровода. Полученные результаты занесём в таблицу Б.2 – Б.9 (смотреть приложение Б).

7. Расчет режима работы КС

Для расчётов воспользуемся методикой, представленной в [3]. 5. Расчет режима работы КС

На компрессорных станциях газопровода предполагается установка газотурбинных агрегатов ГТК – 10 – 3, оборудованных центробежными нагнетателями 260-13-1, в количестве трех штук (2 рабочих, 1 резервный) соединенных параллельно.

По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление рВС и температуру ТВС газа на входе в центробежный нагнетатель:

Полагая р = рВС и Т = ТВС, вычисляем значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания:

Рассчитываем коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания:

Определяем плотность газа свс, требуемое количество нагнетателей mн и производительность нагнетателя при условиях всасывания QВС:

,

где QКC = Q – производительность КС при стандартных условиях; QН – номинальная производительность ЦН при стандартных условиях, млн. м3/сут;

Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем QПР и [n/nН] пр.

Результаты вычислений сводим в таблицу 7.

Таблица 7 – Результаты расчета QПР и [n/nН] п

Частота вращения n, мин-1

3300

0,6875

1,4545455

366,012

0,67116

3725

0,776042

1,2885906

324,253

0,7576

4150

0,864583

1,1566265

291,046

0,84404

4575

0,953125

1,0491803

264,009

0,93048

5000

1,041667

0,96

241,568

1,01691

Полученные точки наносим на характеристику нагнетателя и соединяем линией режимов (рисунок 1).

Рисунок 1 – Приведённая характеристика нагнетателя 260-13-1

Вычисляем требуемую степень повышения давления:

По характеристике нагнетателя определяем расчетные значения приведенных параметров.

Проведем горизонтальную линию из е = 1,26 до линии режимов и найдем точку пересечения (А).

Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим QПР = 245 м3/мин. Аналогично определяем и кВт/ (кг/м3).

Определим расчетную частоту вращения вала нагнетателя:

Рассчитываем внутреннюю мощность, потребляемую ЦН:

С учетом, что механические потери мощности составляют 1 % от номинальной мощности ГТУ, определяем мощность на муфте привода:

Вычисляем располагаемую мощность ГТУ:

где – номинальная мощность ГТУ, кВт; – коэффициент технического состояния по мощности; – коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе = 1); – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла (при ее отсутствии = 1); – коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ; ТВОЗД, – соответственно фактическая и номинальная температуры воздуха, К; ра – расчетное давление наружного (атмосферного) воздуха, МПа.

Проверяем условие , 6601,14 < 11323 условие выполняется.

Рассчитываем температуру газа на выходе ЦН:

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

8. Определение аккумулирующей способности последнего участка газопровода

Для покрытия часовой неравномерности потребления газа в течение суток обычно используется аккумулирующая способность последнего участка газопровода. Считается, что для этой цели аккумулирующая способность последнего участка должна составлять 10-20% от суточной производительности МГ.

Аккумулирующую способность определяем по формуле:

где

– максимальное давление в начале последнего участка, определяемое из условий прочности газопровода,

– минимальное давление в конце последнего участка, определяемое исходя из требований потребителя, ;

Q – секундный расход в газопроводе,

С – постоянный коэффициент,

A – постоянный множитель, величина которого не зависит от длины последнего участка,

Таким образом, полученная аккумулирующая способность последнего участка рассматриваемого газопровода составляет 28,88% от суточной производительности газопровода.

Заключение

В данном курсовом проекте были определены оптимальные параметры газопровода, перекачивающего газ от Заполярного месторождения к пункту потребления.

Выбранный диаметр 1220 мм отвечает как технологическим, так и экономическим требованиям.

Проведённый уточнённый тепловой и гидравлический расчёты линейных участков газопровода позволил представить схему распределения давления по длине трубы (смотреть приложение В).

Все расчёты согласованы с нормативно-техническими документами, технически обоснованы.

Список использованной литературы

1. СНиП 2.05.06 – 85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. – М.: Стройиздат, 1985.

2. Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов. – СПб.: Недра, 2008. – 488 с.

3. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций: Учебно-методический комплекс в двух частях. Часть 2. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. – 197 с.

4. Белицкий В.Д. Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов. Учебное пособие. Электронный вариант. ОмГТУ, 2006.

Поделиться статьёй
Поделиться в telegram
Поделиться в whatsapp
Поделиться в vk
Поделиться в facebook
Поделиться в twitter
Андрей Бобров
Андрей Бобров
Закончил КГТУ, строительный факультет. Сейчас работаю по специальности, я –преподаватель вуза. Написал 15 научных статей. В компании «Диплом777» работаю с 2015 года. В свободное время я подрабатываю тут и помогаю студентам в написании курсовых и контрольных работ. Часто заказываю создание чертежей и эскизов. Нравится моя работа за то, что могу помогать и делиться своими знаниями.

Ещё статьи