Технологический расчет газопровода

МО РБ

УО Полоцкий государственный университет

Кафедра трубопроводного транспорта и гидравлики

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по теме: "Технологический расчет газопровода"

Выполнил: Кухаренко В. А.

Проверил: Янушонок А.Н.

Новополоцк 2014

ЗАДАНИЕ

Годовая производительность, млрд. м3/год 29,0

Протяженность газопровода, км 775

Давление в начале газопровода, МПа 4,6

Температура газа в газопроводе, ?С

tmax 36

tmin 12

Месторождение природного газа Вуктыльское

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

. Определение расчетных характеристик газа

1.1 Определение состава месторождения газа

.2 Определение молярной массы газа

.3 Определение газовой постоянной для смеси

.4 Определение средней плотности смеси.

.4 Определение средней плотности смеси

.5 Определение относительной плотности по воздуху

.6 Определение критической температуры смеси

.7 Определение критического давления смеси

2. Выбор газоперекачивающего оборудования компрессорных станций

. Механический расчет газопровода

. Расчет режима работы компрессорной станции

4.1 Определение коэффициента сжимаемости при условиях всасывания

.2 Определение плотности газа при условиях всасывания

.3 Определение действительной подачи одного нагнетателя

.4 Определение подачи при условиях всасывания

.5 Определение приведенной относительной подачи

.6 Определение приведенной частоты вращения ротора нагнетателя

.7 Определение степени сжатия и приведенных характеристик

5. Расстановка компрессорных станций по трассе газопровода

6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ

.1 Расчёт количества пылеуловителей

.2 Механический расчёт пылеуловителя

Литература

ВВЕДЕНИЕ

Основным топливом в системе газоснабжения является природный газ.

Наиболее важные месторождения природного газа расположены, как правило, вдали от основных потребителей. Это и приводит к опережающему развитию трубопроводного транспорта газа.

Природный газ нельзя транспортировать в достаточном количестве и на большие расстояния по трубам за счет естественного пластового давления, поэтому развитие трубопроводного транспорта газа неразрывно связано со строительством и эксплуатацией системы компрессорных станций, устанавливаемых на трассе газопроводов. Они имеют типовую обвязку технологических линий и оборудуются разного рода газоперекачивающими агрегатами мощностью, соответствующей расходу транспортируемого газа и перепаду давлений по станции.

Современная компрессорная станция - это крупное и сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту газа.

На магистральных газопроводах различают два типа станций: головные и линейные компрессорные станции.

В начальный период разработки газового месторождения, когда пластовое давление еще велико, надобность в головной компрессорной станции практически отсутствует. На них осуществляют сепарацию, осушку, очистку, охлаждение, одоризацию газа и замеряют его количество.

Линейные компрессорные станции размещают по трассе газопровода более или менее равномерно, на расстоянии 100…150 км одна от другой, что позволяет проектировать компрессорные станции с типовой обвязкой и однотипными газоперекачивающими агрегатами.

Стремление упростить обвязку компрессорных станций и уменьшить число разного рода кранов в обвязке станции с соответствующим уменьшением строительно-монтажных работ привело к развитию системы параллельного соединения с использованием полнонапорных нагнетателей. Под полнонапорными нагнетателями принято принимать нагнетатели, обеспечивающие всю необходимую степень сжатия по компрессорной станции в одном агрегате. Полнонапорные нагнетатели в этом случае выполняются как двух-, так и одноступенчатые с высокой удельной быстроходностью.

В настоящее время газотурбинный привод как основной вид привода компрессорной станции по мощности распределяется следующим образом:

• стационарные газотурбинные установки;
• газотурбинные установки авиационного типа;
• привод от судовых газотурбинных установок.
• 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ГАЗА
• 1.1 Определение состава месторождения газа
• Табл. 1.1 Состав месторождения и общая характеристика компонентов.

Состав газаСН4С2Н6С3Н8С4Н10CO2Азот и редкие газыПроцентное содержание компонентов аi, %81,88,82,80.940,30,35,1Молярная масса компонентов Мi, кг/моль16,0430,0744,0958,1244.0172,1528,02Критическая температура Тi, ?К190,6306369.6425,2304,26460,9126,26Критическое давление рi, МПа4,524,884,343,757,283,293,35Динамическая вязкость ?i, па?с10,38,67,56,96,213,816,6

• 1.2 Определение молярной массы газа
• Молярная масса газовой смеси вычисляется по формуле:

(1.1)

гдеXi - концентрация i-го компонента газа, доли ед.;

- молекулярная масса i-го компонента газа, определяемая по [5], кг/кмоль.

1.3 Определение газовой постоянной для смеси

(1.2)

где - универсальная газовая постоянная.

,

.4 Определение средней плотности смеси

(1.3)

.5 Определение относительной плотности по воздуху

(1.4)

где ?возд = 1,206 - плотность воздуха.

.6 Определение критической температуры смеси

(1.5)

.7 Определение критического давления смеси

(1.6)

.8 Определение динамической вязкости смеси

Согласно [6] динамическая вязкость природных газов определяется по формуле:

(1.7)

?см = 0,818×10,3+0,088×8,6+0,028×7,5+0,0094×6,9+0,003×13,8+

+0,003×6,2+0,051×16,6= 103,6 × 10-7

.9 Определение суточную пропускную способность газопровода qсут

где Qгод - заданная годовая производительность;

Кпр= Кро? Кэт ? Кнд,

Кпр - коэффициент использования пропускной способности

Кро =0,95 - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей;

Кэт=0,98 ? коэффициент экстремальных температур;

Кнд=0,99 ? оценочный коэффициент надежности газопровода.

кпр = 0,95×0,98×0,99 =0,922

Результаты заносим в таблицу 1.2

Таблица 1.1 Результаты расчетов термодинамических параметров газа

Молярная масса, Газовая постоянная, Относ. плотность по воздуху, Динамич. вязкость, Средняя плотность смеси, Критич. темпера тура смеси, , Критич. давление смеси, 19,33430,110,716103,60,863205,94,49

• 2. ВЫБОР ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
• Марку газоперекачивающего агрегата и число агрегатов в группе выбираем по расчетной суточной производительности.
• Выбираем нагнетатель марки 520-12-1:
• тип привода - ГТК-10-2;
• производительность при стандартных условиях (t=20ºС, р=760 мм рт. ст.) - Qк=29,3 млн. м3/сут.
• производительность при условиях всасывания - Qвс н=486 м3/мин.
• давление газа (абсолютное) входа рвх=4,63 Мпа выхода рвых=5,6 МПа
• температура газа на входе Твх=288 ?К выходе Твых=309 ?К
• номинальная частота вращения ротора центробежного нагнетателя -n=4 800 об/мин
• потребляемая мощность - N= 9 000 кВт.

Число работающих ГПА nр можно определить, зная суточную производительность газопровода и производительность одного агрегата

Число устанавливаемых ГПА nуст определяется по формуле

где N1 - коэффициент, учитывающий простой ГПА из-за аварийных остановок Тав

N1=1- Тав/Тк=1- 5/333=0,985

N2 - коэффициент, учитывающий время на проведение планово-предупредительного ремонта ТППР

N2=1- TППР/Тк=1-27/333=0,92

Тк =333 дня - календарный период работы ГПА.

Количество устанавливаемых резервных ГПА рассчитывается по формуле

nрез=nуст - nр=4-3=1 агрегат

3. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА

Характеристика труб - прямо-шовные горячеправленные трубы из горячекатаных листов стали марки 14Г2САФ.

Определим номинальную толщину стенки (без учета осевых сжимающих напряжений) газопровода по формуле:

,

где Dн - наружный диаметр газопровода, мм; р - нормативное давление в газопроводе, МПа; n - коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, принимаемый для газопроводов 1,1;

R1 - расчетное сопротивление материала трубы, МПа

R1н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, равное ?вр и определяемое по табл. 1.4, [2]. Принимаем R1н=520 МПа.

m=0.9 - коэффициент условий работы материала газопровода.

К1 - коэффициент безопасности по материалу, принимаемый по табл.1.2.,[2]. Принимаем К1=1,47.

Кн - коэффициент надежности, принимаемый по табл. 1.3.,[2]. Принимаем Кн=1,05.

Принимаем ?н= 14 мм. Проверку прочности подземного магистрального газопровода производим из условия

?прN ? ?2×R1

где ?прN - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, определяемое с учетом упругопластичной работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений, МПа

,

?t=21 ºС - расчетный температурный перепад, т.к. ?t=21 ºС<40ºС, то принимаем ?t=40 ºС

?=12×10-6 1/ºС - коэффициент линейного расширения стали;

Е=2,1×105 МПа ? модуль упругости стали;

Dвн ? внутренний диаметр газопровода, мм

Dвн= Dн- 2×?=1420- 2×14=1392 мм.

?2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, принимаемый при ?прN =52,32 ? 0 равным 1.

Условие прочности выполняется, т.к. 52,32 МПа < 303,2 Мпа.

Определим толщину стенки газопровода с учетом осевых сжимающих напряжений при ?t=40 ºС

,

где ?1 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, и определяемый по формуле

Из полученных значений окончательно принимаем большее и тогда по ГОСТ (см. табл. 1.4., [2]) ?н=16 мм.

4. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ

4.1 Определение коэффициента сжимаемости при условиях всасывания

Коэффициент сжимаемости природных газов рассчитывается по формуле:

4.2 Определение плотности газа при условиях всасывания

4.3 Определение действительной подачи одного нагнетателя

Qн=Qсут./nуст

Qн=86,17/ 3=28,7 млн.м3/сут.

4.4 Определение подачи при условиях всасывания

Выбор и определение количества агрегатов производится на основании анализа табличных данных по параметрам приводов и нагнетателей, а также приведенных характеристик нагнетателей из [3].

Выбираем нагнетатель типа 520-12-1.

Приведенные характеристики нагнетателя имеют вид, [3]:

;

;

;

.

Техническая характеристика центробежного нагнетатель типа 520-12-1 представлена в таблице 1.2

Таблица 1.2 Техническая характеристика нагнетателя 520-12-1

Тип нагнетателяТип привода нагнетателяНоминальная производительность при стандартных условиях, Номин. частота вращения ЦБН, Номин. потребляемая мощность Объемная произв-сть, , 520-12-1ГТК-10-229,348009000486

4.5 Определение приведенной относительной подачи

Примем рабочую частоту вращения n1 ротора нагнетателя равную 4 700 об/мин, тогда приведенная подача при условиях всасывания равна:

4.6 Определение приведенной частоты вращения ротора нагнетателя

т.к. , то удаленность от границы помпажа будет:

.

Условие устойчивой работы компрессора выполняется.

4.7 Определение степени сжатия и приведенных характеристик

Значения определяем по номограмме приведенной характеристики нагнетателя, взятой из [3].

При имеем степень сжатия , политропический к.п.д. , приведенная относительная внутренняя мощность .

4.8 Определение мощности на валу двигателя

(1.28)

(1.29)

где - мощность, расходуемая на преодоление механических потерь ГТ привода. Тогда мощность на валу равна:

Т.к. , то загрузка нагнетателя оптимальна и частота вращения подобрана верно.

Определим давление в нагнетательном патрубке ГПА

(1.30)

.

Определим давление газа на выходе из КС (на входе в линейный участок):

(1.31)

где - гидравлические потери давления газа в коммуникациях между КЦ и узлом подключения к линейному участку, [6];

- потери давления в установке охлаждения газа, [6].

Определим температуру газа после компримирования по [6]:

(1.32)

где - показатель политропы для природного газа.

.

Определим среднюю температуру газа в газопроводе

где ? - параметр Шухова:

Dн ? наружный диаметр газопровода, Dн=1420 мм.

? - относительная плотность газа по воздуху

- средняя изобарная теплоемкость газа, Ср=2,51×103Дж/кг×К

Тгр=Тmin=285 ?К - температура грунта;

Di - коэффициент Джоуля - Томсона.

- средний на участке коэффициент Джоуля-Томпсона определяется по графику, [4]: Di=4

- средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в грунт, ;

Отсюда средняя температура газа для газопровода Ø1420 мм равна

Тср=291,59?К

Среднее давление в газопроводе определяем по формуле

где рн, рк - давления в конце и начале газопровода соответственно:

рк = рвс+ ?рвых =4,6+0,11=4,71МПа

5. РАССТАНОВКА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ПО ТРАССЕ ГАЗОПРОВОДА

Суточная производительность газопровода была определена в п.1 и составляет qсут=86,17 млн. м3/сут.

Коэффициент сжимаемости газа при средних значениях температуры и давления газа в газопроводе zср был определен так же в п.1 и равен 0,89.

Определим коэффициент гидравлического сопротивления газопровода ?тр в зависимости от числа Рейнольдса:

где ?=12,01×10-6 м2/с - кинематическая вязкость газа;

Dвн - внутренний диаметр газопровода, м

Dвн=Dн- 2?н=1,42-2?0,016=1,388м

Магистральным газопроводам присущ, как правило, квадратичный закон распределения скоростей по сечению потока. Однако при неполной загрузке газопровода наблюдается режим смешанного трения. Граница между смешанным (переходным) и квадратичным режимами определяется отношением Re к Reпер:

отсюда, т. к. Re > Reпер (7,6×107 > 3,8×107), то режим движения - квадратичный, ? определяем по формуле

?тр=1,02??=1,02?0,00904=0,0092

Определим длину промежуточных l и начального lн участков газопровода из уравнения:

где Qсут - пропускная способность газопровода, м3/с

Dвн - внутренний номинальный диаметр газопровода, м

рн, рк - соответственно начальное и конечное давление на расчетном участке газопровода, Мпа К - поправочный коэффициент:

В нашем случае для промежуточных участков - рн=5,5 МПа, рк=4,71 МПа; для начального участка - рк=4,6МПа.

Так как входное давление трассы газопровода соответствует входному давлению компрессорной станции, то начальный участок газопровода исключается.

Определим число станций на рассматриваемом участке газопровода:

Длина конечного участка будет равна:

-6·111,9=103,6км.

Проведем перерасчет.

Средняя температура газа на перегоне между станциями:

Тср=291,3ºК

Средняя температура газа на последнем участке:

=Тср= 291,3 ºК

Температура газа в конце перегона между станциями:

285,1ºК

Температура газа в конце газопровода:

285,3ºК

компрессорный трасса газопровод месторождение

6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ

.1 Расчёт количества пылеуловителей

Исходные данные :

Qсут = 86,17 млн м3/сут;

Твх = 285 К;

рвх = 4,71 МПа.

Плотность газа при рабочих условиях:

(1.34)

где pН, рВХ - соответственно атмосферное и рабочее (входное) давление;

ТН, ТВХ - соответственно нормальная температура и рабочая;- коэффициент сжимаемости;

?Н - плотность газа в нормальных условиях.

Секундный расход газа при заданных условиях:

(1.35)

где Рст =0,101325 МПа - давление газа при стандартных условиях;

Тст = 293 К - температура газа при стандартных условиях;

Согласно [8] принимаем ?Р = 0,28*105 Па в сепараторе.

Условная скорость газа в корпусе циклонного элемента:

(1.36)

Рабочий объём газа, проходящий через один циклонный элемент

(1.37)

где d = 400 мм - диаметр циклонного элемента.

Общий расход газа через пылеуловитель

(1.38)

Расчётное число пылеуловителей для заданного количества газа

(1.39)

Получаем 6 пылеуловителей основных и 1 резервный.

С учётом возможности работы станции на кольцо и необходимостью установки резервных пылеуловителей принимаем к установке 7 пылеуловителей типа ЦН-15-400х1УП.

6.2 Механический расчёт пылеуловителя

Определение толщины стенки пылеуловителя:

(1.40)

Допустимое внутреннее давление в стенке корпуса:

(1.41)

Толщина стенки эллиптического днища:

(1.42)

где R - радиус кривизны в вершине днища( R=D - для эллиптических днищ).

Допустимое внутреннее избыточное давление в днище

(1.43)

Аналогичный расчет пылеуловителей производится и для оставшихся КС. В результате на всех КС приняты пылеуловители типа ЦН-15-400х1УП.

ЛИТЕРАТУРА

[1]. Эксплуатационнику магистральных газопроводов: Справочное пособие/ А. В. Громов, Н. Е. Гузанов, Л. А. Хачикян и др. - М.: Недра, 1987.

[2]. Типовые задачи трубопроводного строительства. Учебное пособие для студентов ГАНГ им. И.М. Губкина. Телегин Л.Г., Курепин Б.Н., Васильев Г.Г. и др. - М.: 1998.

[3]. Атлас характеристик нагнетателей компрессорных станций

[4]. СНиП 2.05.06 - 85 "Магистральные трубопроводы"

[5]. ОНТП 51-1-85 "Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы."