Материал: Технологический расчет газопровода

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

t_max 36

t_min 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.

1.2 Определение молярной массы газа

Молярная масса газовой смеси вычисляется по формуле:

(1.1)

гдеX_i - 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 ρ_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)

η_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 q_сут

где Q_год - заданная годовая производительность;

К_пр= К_ро· К_эт ∙ К_нд,

Кпр - коэффициент использования пропускной способности

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

К_эт=0,98 − коэффициент экстремальных температур;

К_нд=0,99 − оценочный коэффициент надежности газопровода.

к_пр = 0,95×0,98×0,99 =0,922

Результаты заносим в таблицу 1.2

Таблица 1.1 Результаты расчетов термодинамических параметров газа

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.) - Q_к=29,3 млн. м³/сут.

·   производительность при условиях всасывания - Q_{вс н}=486 м³/мин.

·   давление газа (абсолютное) входа р_вх=4,63 Мпа выхода р_вых=5,6 МПа

·   температура газа на входе Т_вх=288 ˚К выходе Т_вых=309 ˚К

·   номинальная частота вращения ротора центробежного нагнетателя -n=4 800 об/мин

·   потребляемая мощность - N= 9 000 кВт.

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

Число устанавливаемых ГПА n_уст определяется по формуле

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

N₁=1- Т_ав/Т_к=1- 5/333=0,985

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

N₂=1- T_ППР/Т_к=1-27/333=0,92

Т_к =333 дня - календарный период работы ГПА.

Количество устанавливаемых резервных ГПА рассчитывается по формуле

n_рез=n_уст - n_р=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 D_н - 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

R₁^н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, равное σ_вр и определяемое по табл. 1.4, [2]. Принимаем R₁^н=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.

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

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

σ_прN ≤ ψ₂×R₁

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

,

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

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

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

D_вн − внутренний диаметр газопровода, мм

D_вн= D_н- 2×δ=1420- 2×14=1392 мм.

ψ₂ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, принимаемый при σ_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 Δt=40 ºС

,

где ψ₁ - 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]) δ_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

Q_н=Q_сут./n_уст

Q_н=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