Проектирование и эксплуатация магистрального газопровода

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

СОДЕРЖАНИЕ

  • ВВЕДЕНИЕ
  • 1. ВЫБОР ТРАССЫ МГ И ОПЕРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
  • 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА, АВО и ПУ
    • 2.1 Определение количества ГПА
    • 2.2 Определение количества АВО
    • 2.3 Определение количеста ПУ
  • 3. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗОПРОВОДА
    • 3.1 Определение числа КС
    • 3.2 Определение прибыли
  • ЗАКЛЮЧЕНИЕ
  • СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
  • ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных, а в случае транспорта газообразных веществ — единственным видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капитало- и металлоемких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях. Отсюда понятно внимание, уделяемое вопросам надежности и эффективности работы магистральных трубопроводов при их проектировании и эксплуатации.

Перемещение районов добычи газа в восточные регионы страны привело к резкому увеличению протяженности магистральных газопроводов (МГ).

Более 90% газа добывается в Тюменской области. В тоже время потребляется он в основном в Европейской части страны, что обуславливает необходимость транспорта больших объемов газа на расстояния несколько тысяч километров. Увеличение объемов транспорта вызывало рост диаметров газопроводов, что привело к снижению удельных энерго и метало затрат и как результат снижению более чем в два раза себестоимости транспорта газа. Максимальное значение диаметра достигло 1420 мм, и дальнейшее увеличение считается нецелесообразным. Пропускная способность МГ диаметром 1420 мм составляет 90 — 100 млрд. м3 газа в год. До диаметра 1020 мм, газопроводы имеют рабочее давление 5,45 МПа. Газопроводы диаметром 1220 мм, и 1420 мм, эксплуатируются с давлением 7,36 МПа.

Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и оборудования и рациональности их использования. Фактические условия работы трубопроводов отличаются от проектных. Так, производительность зависит как от возможности добычи нефти и газа, так и от потребности в них. В процессе эксплуатации меняется состояние линейной части и оборудования станций, что предопределяет изменение пропускной способности нефти- и газопроводов и изменение параметров работы при постоянной производительности. В этих условиях приходится решать следующие задачи: выбор оптимальной схемы работы при заданной производительности, определение параметров работы при максимальной загрузке, разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы.

1. ВЫБОР ТРАССЫ МГ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

1.1 Выбор трассы МГ

параметры технологической схемы МГ:

— газопровод Уренгой — Н. Вартовск

Диаметр D=1400 мм.

Рабочее давление Р1=7,35 МПа.

Давление перед первой станцией Рн=5 МПа.

Давление в конце МГ Рк=2,0 МПа.

Температура газа на входе в КС равна температуре грунта Тн=273.

ГПА типа ГТК-10−4

Пылеуловители типа ГП-144.

АВО типа 2АВГ-75с.

Приведенная характеристика ЦН 370−18−1 (приложение 1)

Характеристика циклонного пылеуловителя ГП 144 (приложение 2)

Недостающими исходными данными являются протяженность нефтепровода L, а так же относительная плотность газа по воздуху ?. С помощью атласа, учитывая транспортную развязку, определяем, что L=440 км [3].

1.2. Определяем физические свойства газа.

На таблице 1 представлена характеристика газов Уренгойского месторождения.

Таблица 1

Месторас-положение

Состав газа (по объему), %

Относительная плотность по воздуху (при 20°C)

Удельная

теплота сгорания (при 20°C)

Метан

Этан

Пропан

Бутан

Пентан

+высш.

Двуок.

Углер.

Азот

+редкие

Серово-

дород

Уренгой (сеноман)

98,8

0,07

-

-

0,01

0,29

0,8

нет

0,561

33 080

Основные параметры ГТК-10−4

Тип

NHe, кВт

TH3, К

nH, мин-1

зHe

qHТГ, тыс. м3/час

kt

kN

зм

ГТК-10−4

10 000

298

4800

0,29

3,7

3,7

0,95

0,99

Основные параметры ЦН 370−18−1

Тип

zПР

RПР, Дж/(кг К)

ТПР, К

QПРmin, м3/мин

QПРmax, м3/мин

пН, мин-1

зПmax

370−18−1

0,888

508

288

370

455

4800

0,85

Температура в районе прохождения трассы Уренгой-Нижневартовск:

Среднегодовая температура грунта на глубине заложения трубопровода То= -4,9 оС;

Среднегодовая температура воздуха Та=-9 оС;

Определим молярную массу М и плотность при стандартных условиях сст

Плотность газа при стандартных условиях:

, (1. 1)

где — давление и температура при стандартных условиях (Рс = 0,1013 МПа и Тс = 293,15 К),

М — молярную массу природного газа M, кг/кмоль, вычисляют на основе компонентного состава газа: Метан (98,8%), Этан (0,07%), Пентан (0,01%), Двуокись углерода (0,29%), Азот (0,8%) по формуле:

, (1. 2)

Определим газовую постоянную:

(1. 3)

тогда:

Критические значения давления Ркр и температуры Ткр:

По СТО «Газпром» они находятся следующим образом:

, (1. 4)

, (1. 5)

где Ркрi, Ткрi — критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси. хi — концентрация i-го компонента газа, доли ед.

Учет газа при коммерческих операциях производится в объемных единицах приведенным к стандартным условиям (Т=293К), Р=0,1Мпа)

где Q-объемная производительность МГ

млрд. м3/год.

1. Определяем суточную производительность газопровода Q, млн. м3/сут по формуле

, (1. 1)

Где Qг — годовая производительность газопровода, млрд. м3/год;

— оценочный коэффициент использования пропускной способности, определяемый по формуле:

, (1. 2)

где — коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, связанный с необходимостью увеличения пропускной способности газопровода в период повышенного спроса на газ;

— коэффициент экстремальных температур, учитывающий снижение пропускной способности газопровода при повышение температуры воздуха выше расчетного значения;

— оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий снижение пропускной способности МГ при отказах линейной части и оборудования КС.

В соответствии с [2] принимаем следующие значения коэффициентов: = 0,98; = 0,95 (т.к. трасса меньше 1000 км.); = 0,99 (для длины газопровода 440 км).

млн. м3/сут.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА, АВО И ПУ

2.1 Определение количества ГПА

Количество рабочих ГПА на каждой станции можно определить по формуле:

, (2. 1)

где Qном.  — номинальная производительность одного ГПА.

Qном — производительность ГПА ГТК-10−4(Qном =37,0 млн м3/сут).

.

Принимаем = 2. Согласно [3] принимаем 1 резервных ГПА. Следовательно, суммарное количество ГПА на КС равно = 3 шт.

2.2 Определение количества АВО

Количество АВО типа 2АВГ-75с можно определить по их массовой производительности:

, (2. 2)

где nАВО — количество АВО, шт; G — массовая производительность МГ, кг/с; GАВО — номинальная массовая производительность одного АВО, кг/с.

Массовую производительность МГ можно определить по формуле:

, (2. 3)

кг/с.

Согласно [8] для АВО типа 2АВГ-75С принимаем GАВО = 54,44 кг/с и определяем необходимое количество АВО по формуле (2. 2): шт. Принимаем nАВО = 11 шт.

2.3 Определение количества ПУ

Необходимое количество ПУ определяется таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на остальные в работе не выходила за пределы их максимальной производительности, а при работе всех аппаратов — не выходила за пределы минимальной производительности.

Рабочее давление пылеуловителя равняется давлению на входе в КС МПа. Так как плотность газа при стандартных условиях отличается от 0,75кг/м3, следовательно, необходимо определить коэффициент изменения производительности пылеуловителя [8]. В приложении 1 приведена характеристика ПУ типа ГП-144. Принимаем коэффициент изменения производительности ПУ = 0,9. По прил. 1 определяем минимальную и максимальную производительность ПУ:

= 13,6 млн. м3/сут. ,

= 20,2 млн. м3/сут.

Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности ПУ:

млн. м3/сут. ,

млн. м3/сут.

Количество ПУ можно определить по формуле:

, (2. 4)

, (2. 5)

где nmax и nmin — максимально и минимально допустимое количество пылеуловителей, шт.

шт. ,

шт.

Таким образом, принимаем nmax =6шт. и nmin = 4 шт.

Таким образом, принимаем 5 ПУ заданной марки ГП-144.

Производительность одного ПУ Q1ПУ определяется по формуле:

(2. 6)

где nПУ. раб — число рабочих пылеуловителей.

При 5 включенных ПУ производительность одного составит:

млн м3/сут.

Полученное значение входит в заданный интервал.

При отключении одного ПУ:

млн м3/сут.

Полученное значение входит в заданный интервал.

Таким образом, принимаем 5 ПУ заданной марки ГП-144.

3. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗОПРОВОДА

3.1 Определение числа КС

При прочих равных условиях длина участка между станциями зависит от перепада давления в нем и поэтому будет различна для участков между КС и для конечного участка.

Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной способности:

, (3. 1)

где l — длина участка, км;

с — коэффициент, равный 105,087; [9]

D -диаметр МГ, м;

— расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления;

Р1 — абсолютное давление в начале участка МГ (на выходе КС), МПа;

Р2 — абсолютное давление в конце участка МГ (на входе в КС), МПа;

zср — коэффициент сжимаемости газа (средний на участке МГ),

Тср — средняя температура газа на участке МГ, К.

Принимая давление в конце участка (на входе станции) Р2 равным давлению на входе в первую станцию Рн имеем:

МПа.

Ориентировочное значение средней температуры на участке можно определить по формуле:

, (3. 2)

где Т1 — температура газа в начале участка, К;

Т2 — температура газа в конце участка, К.

Температуру газа в конце участка принимаем равной температуре входа в нагнетель: К. (3. 3)

Температура газа в начале участка будет равняться температуре на выходе из ГПА, которую можно определить по формуле [9]:

, (3. 4)

где Тнаг — температура газа на выходе ГПА, К;

— степень сжатия нагнетателя;

— политропический кпд нагнетателя;

Определим степень сжатия центробежных нагнетателей:

, (3. 5)

где:

Р1-давление газа в начале участка (на выходе из КС), принимаем рабочее давление Р1=7,35 МПа

Р2-давление газа в конце участка (перед входом в КС), МПа

— потери давления во входном и выходном коллекторах КС 0,12 и 0,07; [2]

==1,49

Согласно рекомендация [9] принимаем = 0,8. При этом температура газа на выходе ГПА по формуле (3. 4) будет равняться:

К.

Итак, определяем среднюю температуру на участке для магистрального газопровода по формуле (3. 5):

К.

Среднее значение коэффициента сжимаемости газа можно определить относительно средних значений давления и температуры на участке по формуле:

, (3. 6)

(3. 7)

(3. 8)

где Рпр — приведенное давление газа;

Тпр — приведенная температура газа, К.

Приведенное давление газа можно определить по формуле:

, (3. 9)

где Рср — среднее давление газа на участке, МПа;

Ркр — критическое давление газа, МПа.

Среднее давление на участке можно определить по формуле:

МПа (3. 10)

Критическое давление газа можно определить по формуле:

,МПа (3. 11)

МПа

Приведенную температуру газа можно определить по формуле:

,К (3. 12)

Где Ткр — критическая температура газа, К.

Критическую температуру газа можно определить по формуле:

(3. 13)

К

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления, согласно [2], для любого режима течения по формуле:

, (3. 14)

где т — теоретический коэффициент гидравлического сопротивления;

Е — коэффициент гидравлической эффективности, безразмерный, принимается равным 0,95.

Коэффициент сопротивления трению т вычисляют по формуле ВНИИГАЗа:

, (3. 15)

где К — эквивалентная шероховатость труб: для труб без внутреннего гладкостного покрытия следует принимать равным 0,030 мм;

d — диаметр трубы, мм;

Re — число Рейнольдса.

Число Рейнольдса при нашей производительности согласно нормам [2] определяется по формуле:

, (3. 16)

Определяем динамическую вязкость газа по формуле, согласно [2]:

, (3. 17)

где

(3. 18)

, (3. 19)

, (3. 20)

, (3. 21)

Подставим:

,

,

,

.

Тогда:

Определяем расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления по формуле (3. 15):

Итак, определив все неизвестные в формуле (3. 1) рассчитываем длину участка между КС:

км.

Длину конечного участка можно определить из соотношения:

, (3. 22)

где lк — длина участка, км;

Рк — абсолютное давление в конце МГ, МПа;

zк. ср — коэффициент сжимаемости газа (средний на конечном участке МГ),

Тк. ср — средняя температура газа на конечном участке МГ, К.

Согласно [1] вторым сомножителем в формуле (3. 22) можно пренебречь. Таким образом, получаем следующую формулу:

. (3. 23)

Определяем показатель

.

Зная длину всего МГ и длины участков можно определить теоретическое число КС по формуле:

, (3. 24)

где n0КС — теоретическое число КС, шт. ;

L — длина МГ, км.

шт.

Округление числа КС в меньшую сторону потребует строительства лупингов для сохранения заданной пропускной способности, что создаст дополнительные трудности при эксплуатации. При округлении числа КС в большую сторону пропускная способность МГ возрастет, следовательно, заданную производительность можно будет реализовать при регулировании режимов работы КС.

Итак, округляем число КС в большую сторону и принимаем nКС = 3 шт.

Уточняем полученные длины участков по формулам:

, (3. 25)

, (3. 26)

где — уточненное значение длины участка между КС, км;

— уточненное значение длины конечного участка МГ, км.

км,

км.

Удельная изобарная теплоемкость природного газа, определяемая для средних значений температуры и давления, согласно СТО Газпром определяется по формуле:

(3,27)

где Ср — удельная теплоемкость газа, КДж / (кг? град);

Т — средняя температура газа. К;

Р — среднее давление газа, МПа;

Di - коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

газопровод магистральный пылеуловитель охлаждение

В ходе выполнения проекта газопровода Уренгой-Н. Вартовск были решены следующие задачи:

1. была выбрана трасса газопровода по физической карте района с учетом критериев оптимальности, расчетная длина газопровода составила 440 км;

2. было определено необходимое количество ГПА и ПУ на каждой компрессорной станции: количество ГПА типа ГТК-10−4 равняется 3 шт. (2 рабочих и 1 резервных), количество ПУ типа ГП-144 — 5 шт.; количество АВО типа 2АВГ-75с -10шт.

Список использованной литературы

1. Зубарев В. Г. Проектирование и эксплуатация газопроводов. Электронный курс лекций, Тюмень, 2001.

2. Стандарты Организации. Нормы технологического проектирования магистрального газопровода. СТО Газпром 2−3. 5−051−2006.

3. Волков М. М., Михеев А. А., Конев К. А. Справочник работника газовой промышленности. — М.: Недра, 1989.

4. СНиП 2. 05. 06−85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.- М.: Стройиздат, 1985.

5. Трубопроводный транспорт нефти. Под общей редакцией Вайнштока С. М. том 1. — М.: Недра, 2002.

6. Альбом характеристик центробежных нагнетателей. М.: Мингазпром, 1985.

7. Зубарев В. Г. Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов. Методические указания по курсовому проектированию для студентов специальности 130 501. Тюмень, 2005.

8. Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация Компрессорных станций. Учебно-методический комплекс. Тюмень, 2004.

9. Зубарев В. Г. Магистральные газонефтепроводы. Учебное пособие. Тюмень, 1998.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой