Расчет параметров газопровода

• 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

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 156 000 км, нефтепроводов — 47 000 км и продуктопроводов 15 000 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 80 000 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 0,101 325 МПа).

Плотность газа определяется по формуле аддитивности (пропорционального сложения):

где

a_i — доля каждого компонента в смеси для данного состава газа; с_{iГ -} плотность компонента при стандартных условиях, кг/м³.

Молярная масса природного газа также определяется по формуле аддитивности:

где

M_iГ - молярная 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 Q_г — годовая производительность газопровода, К_И — 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 1220 мм, 1020 мм, 820 мм.

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

Представим расчёт толщины стенки трубопровода:

где n_p — коэффициент надёжности по нагрузке, n_p=1,1; P — рабочее давление, МПа;

D_н — 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

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 D_ВН — внутренний диаметр газопровода, м; р_н и р_к — соответственно давления в начале и в конце линейного участка газопровода, МПа; л — коэффициент гидравлического сопротивления; Z_СР — средний по длине коэффициент сжимаемости газа; Д — относительная плотность газа.

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

где Т_о — температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, Т_о=278,5 К; Т_{н -} температура газа на входе в линейный участок, Т_н = 305 К.

Давление в начале газопровода определяется по формуле:

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

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

Давление в конце участка газопровода определим по формуле:

где Др_ВС — 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 P_пр и T_пр — приведённые значения давления и температуры соответственно.

где

P_ср — среднее значение давления в участке газопровода,

Коэффициент гидравлического сопротивления л определяется по формуле:

(2)

где

Е_Г — 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; л_ТР — коэффициент сопротивления трению в газопроводе.

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

(3)

где

k_Э — эквивалентная шероховатость труб; для монолитных труб без внутреннего антикоррозионного покрытия принимаем равной 3 · 10^-5м; D_ВН — внутренний диаметр трубопровода, м; Re — число Рейнольдса.

(4)

где

Q — производительность газопровода, млн. м³/сут; D_ВН — 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

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

4. Экономическое сравнение рассматриваемых вариантов

Для проведения экономического сравнения воспользуемся методикой, предложенной в.

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

С_Л — 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 1 км трубопровода определим по формуле:

(8)

где с_0л — стоимость строительства 1 км трубопровода при толщине стенки д₀ (таблица А.6); д — расчётная толщина стенки трубопровода.

Капитальные затраты на сооружение КС определяются по формуле:

(9)

где С_СТ — стоимость строительства компрессорной станции; n_СТ — количество компрессорных станций.

Стоимость строительства компрессорной станции определятся по формуле:

(10)

где K₀ - стоимость строительства КС, независящая от числа ГПА (приложение А, таблица А.7); К_i - стоимость строительства и эксплуатации КС, зависящая от числа ГПА (приложение А, таблица А.7); i - количество ГПА, установленных на КС

Полные эксплуатационные затраты определяются по формуле:

(11)

Эксплуатационные затраты на линейную часть определяются по формуле:

(12)

где Э_ЭЛ — 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 Э_СТ — стоимость эксплуатации компрессорной станции; n_СТ — количество компрессорных станций.

Стоимость эксплуатации компрессорной станции определятся по формуле:

(14)

где

Э₀ - стоимость эксплуатации КС, независящая от числа ГПА (приложение А, таблица А.7); Э_i - стоимость строительства и эксплуатации КС, зависящая от числа ГПА (приложение А, таблица А.7); i - количество 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 1 км 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

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.

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; Q_ТГ — 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 Q_ТГ=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

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

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.

Принимаем в качестве первого приближения значения л, Т_СР и Z_СР, 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 а_t — коэффициент, рассчитываемый по формуле:

где

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

Вычисляем уточненные значения приведенной температуры Т_ПР и коэффициента Z_СР:

Рассчитываем коэффициент динамической вязкости:

Определяем число Рейнольдса по формуле (4):

Вычисляем коэффициенты л и л_ТР:

Определим конечное давление во втором приближении:

Относительная погрешность определения конечного давления составляет:

Полученный результат отличается от предыдущего приближения более 1%. Поэтому, приравнивая р_К = рґ_К, 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. 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 р_ВС и температуру Т_ВС газа на входе в центробежный нагнетатель:

Полагая р = р_ВС и Т = Т_ВС, вычисляем значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания:

Рассчитываем коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания:

Определяем плотность газа с_вс, требуемое количество нагнетателей m_н и производительность нагнетателя при условиях всасывания Q_ВС:

где Q_КC = Q — производительность КС при стандартных условиях; Q_Н — номинальная производительность ЦН при стандартных условиях, млн. м³/сут;

Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем Q_ПР и [n/n_Н] _пр.

Результаты вычислений сводим в таблицу 7.

Таблица 7 — Результаты расчета QПР и [n/n_Н] _п

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 Q_ПР = 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; Т_ВОЗД, — соответственно фактическая и номинальная температуры воздуха, К; р_а — расчетное давление наружного (атмосферного) воздуха, МПа.

Проверяем условие, 6601,14 < 11 323 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.

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.