Студенческая работа на тему:

Проект магистрального газопровода длиной 300 км в районе прохождения трассы г. Нижневартовск, условным диамет

Создан заказ №5180072

21 мая 2020

Проект магистрального газопровода длиной 300 км в районе прохождения трассы г. Нижневартовск, условным диамет

Как заказчик описал требования к работе:

Предмет, Трубопроводный транспорт газа. Тема : Проект магистрального газопровода длиной 300 км в районе прохождения трассы г. Нижневартовск, условным диаметром 1200 мм., производительностью 50,5 млн. м3 /сут и начальным давлением 4,5 МПа, конечным давлением 1,64 МПа, относительной плотность газ а 0,57. МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт транспорта Кафедра транспорт углеводородных ресурсов МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ Методические указания к изучению курса дисциплины «Трубопроводный транспорт газа» для обучающихся направления подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело» всех формы обучения Составители С. М. Чекардовский, кандидат технических наук А. А. Хлус, кандидат технических наук А.У. Якупов Тюмень ТИУ 2019 Магистральные газопроводы: методические указания к изучению курса дисциплины «Трубопроводный транспорт газа» для обучающихся направления подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело» всех формы обучения / сост. С. М. Чекардовский, А.А. Хлус, А.У. Якупов; Тюменский индустриальный университет. – Тюмень: Издательский центр БИК ТИУ, 2019. – 38 с. – Текст: непосредственный. Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию на заседании кафедры транспорт углеводородных ресурсов «02» сентября 2019 года, протокол № 2 Аннотация Методические указания к изучению курса дисциплины «Трубопроводный транспорт газа» для обучающихся направления подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело». Настоящие методические указания к изучению курса представляют собой систему теоретических материалов, требований, форм контроля, критериев оценки и рекомендаций по выполнению курсового проекта по дисциплине «Трубопроводный транспорт газа». Приведенные в методических указаниях рекомендации обеспечивают студента теоретической базой и помогают сформировать практические навыки необходимые для успешного усвоения материала дисциплины и выполнения курсового проекта. СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 4 1. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КС 4 2. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ КС 6 2.1. Определение располагаемой мощности электродвигателя 7 2.1.1 Расчет располагаемой мощности ГТУ 8 2.2. Расчет мощности, потребляемой компрессорными машинами 8 2.3.1 Расчет режима работы центробежных нагнетателей 9 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА АВО 14 4. ПОДБОР ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ 17 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА КС И ИХ РАССТАНОВКА ПО ТРАССЕ МГ 18 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 21 ПРИЛОЖЕНИЯ 22 ВВЕДЕНИЕ Магистральный газопровод - трубопровод, предназначенный для транспортирования природного газа из районов добычи к пунктам потребления. Является основным средством передачи газа на значительные расстояния и одним из основных элементов газотранспортной системы. Транспортировка газа по трубопроводу - один из самых экономных и эффективных способов доставки газа. Единственный его существенный недостаток - большие капитальные вложения при проектировании и строительстве. Сооружения относятся к опасным производственным объектам, поэтому приоритетными являются вопросы обеспечения безопасности, надежности и эффективности работы магистральных трубопроводов при их проектировании и эксплуатации. Безопасность и надежность работы обеспечивается соблюдением рекомендаций нормативных документов при проектировании и эксплуатации трубопроводов (строительных норм и правил, норм технологического проектирования и правил эксплуатации). От решений принятых на этапе проектирования, гидравлического и прочностного расчета газопровода, а также соблюдения технологических требований зависит безопасность. Поэтому работу необходимо выполнять последовательно и ответственно. 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 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 оптимизации и улучшению технико-экономических показателей работы. Целью курсового проектирования является поэтапное определение технологических и прочностных параметров проектируемого магистрального газопровода. Выбор и обоснование принимаемых параметров должны быть технологически рациональными, экономически целесообразными и соответствовать нормативно технической документации отрасли. В качестве исходных данных для проектирования принимается информация по проектируемому газопроводу, определенная для каждого обучающего индивидуально и закрепленная внутренним приказом, при формировании тем курсовых проектов. Результатом курсового проекта является пояснительная записка с выполненными технологическими и прочностными расчетами, в которой отражены выводы и обоснования принятых решений при проектировании. А также графическая часть формата А1, отражающая целостность проектных и технологических решений, основные принятые и расчетные параметры которые использованы при выполнении проекта магистрального газопровода. Объем пояснительной записки 25-40 листов формата А4, графической части 1-2 листа формата А1. 1.ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КС К основному оборудованию КС относятся компрессорные машины (КМ) и приводящие их двигатели. Для транспорта газа применяется в основном центробежные нагнетатели. Суточная производительность КС определяется по годовой с помощью следующего выражения (1) , млн.м3/сут (1) где Qгод - годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях млрд.м3/год; (2) где - коэффициент использования пропускной способности газопровода; Kрс ,Kэт – коэффициенты, учитывающие запас пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения соответственно в периоды повышенного спроса на газ и в периоды экстремально повышенных температур, приводящих к снижению мощности ГПА, Kрс =0,95, Kэт=0,98; - коэффициент учитывающий запас пропускной способности газопровода на случай аварийных отказов линейной части газопровода и КС, принимается по приложению 1. После определения экономичного типа компрессорной машины для проектируемой КС производится выявление оптимального варианта КС - то есть определяется оптимальная марка ГПА, число и схема соединения машин данной марки на КС, количество ступеней сжатия КС. Для этого из множества компрессорных машин требуемого типа [2, 3, 4] предварительно выбирается 3÷4 машины разных марок, отличающихся подачей и степенью сжатия (или давлением нагнетания). К рассмотрению принимаются машины, число которых на КС будет находится в пределах 2÷6 - для нагнетателей. Кроме того, подбираемые машины в расчетном режиме работы и в возможных при эксплуатации режимах не должны иметь политропический КПД ниже 0,8 (для центробежных нагнетателей). При производительности КС более 15 млн.м3/сут для каждой марки предварительно выбранного нагнетателя рассматривается два подварианта КС - с одноступенчатым сжатием и с двухступенчатым сжатием (для полнонапорных нагнетателей рассматривается один подвариант - с одноступенчатый сжатием). При производительности КС 10÷15 млн.м3/сут - также два подварианта, но с двух и трехступенчатым сжатием. Во всех случаях число машин на КС должно находится в ранее отмеченных пределах. Для каждого варианта и подварианта КС определяется число резервных машин (приложение 2), степень сжатия КС ε и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа привода [4]. В качестве привода компрессорных машин на КС обычно применяются поршневые и газовые двигатели, газовые турбины и электродвигатели. От выбора типа привода компрессорных машин во многом зависят технико-экономические показатели КС и удобства ее эксплуатации. Центробежные нагнетатели могут приводиться электродвигателями и газотурбинными установками (ГТУ). При удаленности КС от надежного источника электроэнергии менее чем на 50-100 км выгоднее применять электропривод, при удаленности более 300 км - газотурбинный привод. 2. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ КС Расчет режима работы КС производится при проектировании станций и газопроводов, а также при их эксплуатации. Цель расчета режима работы КС при проектировании: а) определение параметров газа (давления и температуры) на входе и выходе КС для нахождения потребного количества станций и их расстановки по трассе газопровода; б) разработка мероприятий, предотвращающих перегрев газа и перенапряжение трубопроводов на выходе КС, а также мероприятий, обеспечивающих наиболее экономичный транспорт газа подобранным оборудованием. При эксплуатации КС расчет режима ее работы проводится в следующих целях: а) проверка возможности транспорта газа в заданном количестве в различные периоды эксплуатации КС (по месяцам, сезонам и т.д.); б) определение количества работающих ГПА и способов регулирования режима их работы для достижения КС требуемых технологических параметров; в) оптимизация транспорта газа в различных условиях эксплуатации. Результаты расчета режимов работы КС используются также для определения зон возможного выпадения кристаллогидратов в трубопроводе и разработки профилактических мероприятий. Во всех случаях расчет состоит в определении мощности N , потребляемой каждой компрессорной машиной, и мощности , развиваемой приводящим ее двигателем. Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства (6) (6) Экономичность - при Рн =Р’н и следующих условиях / I /; а) КС с центробежными нагнетателями (7) где Pн - давление на выходе КС; Р’н - номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на выходе станции (при неполном развитии КС и газопровода или их недогрузке); ηпол - политропический к.п.д., определяемый по приведенной характеристике нагнетателя; Tа - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, определяемая по приложению 16. При проектировании КС ( газопровода) рассчитывается для среднегодовых значений Та, при эксплуатации - для среднего значения Та. в рассматриваемый период времени (месяц, квартал и т.д.). Численные значения и для различных типов компрессорных машин и приводящих их двигателей рассчитываются различным образом. 2.1 Определение располагаемой мощности электродвигателя. При номинальных значениях параметров системы охлаждения двигателя располагаемая мощность синхронного электродвигателя равна номинальной мощности. При отклонения температуры охлаждающей среды в системах охлаждения электропривода от номинальных значений располагаемая мощность должна определяться по приложению 8. 2.1.1 Расчет располагаемой мощности ГТУ. Располагаемая мощность ГТУ, приводящей центробежный нагнетатель, находится в зависимости от условий работы установки по формуле (8) из [2, 4] (8) где - номинальная мощность ГТУ, кВт; - коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ;- коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха; - коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы; - коэффициент, учитывающий влияние система утилизации тепла выхлопных газов;Ра - расчетное давление наружного воздуха (приложение 5) МПа;и - расчетная и номинальная температура воздуха на входе ГТУ, К. Номинальная температура воздуха на входе в ГТУ принимается по приложению 16. (9) где Та - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, К; δТа - поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе ГТУ, δТа=5 К; Значения ,,, принимать по приложению 3. Численное значение при отсутствии технических данных по системе утилизации тепла принимать равным 0,985, а при выполнении курсовой работы равным единице. Значение располагаемой мощности не додано превышать номинальную мощность на 15% (для ГПУ-10 номинальной мощности). Если в результате расчета получена большая величина, то следует принимать =1,154 (для ГПУ-10 =) 2.2 Расчет мощности, потребляемой компрессорными машинами Мощность N находится при расчете режимов работы компрессорных машин (КМ). Данный расчет состоит в определения потребного числа работающих КМ на КС и методов регулирования режимов их работы для обеспечения станции заданных значений подачи Q, давления всасывания Рвх, давления нагнетания Рн и температуры газа на выходе КС Тн. Расчет выполняется отдельно для различных видов КС магистрального газопровода - головной КС (ГКС), последней КС газопровода, промежуточных станций. Различие в расчете режимов работы КМ названных станций состоит в том, что давление на входе ГКС в общем случае отлично от давления на входе других КС, а давление на выходе последней КС - от аналогичного давления на других станциях. Возможны случаи, когда режимы работы всех КС газопровода могут быть различны (например, при не полной загрузке газопровода и выведении из эксплуатации части станций, при наличии путевых подкачек и сбросов). Перед выполнением расчета уточняется требуемая производительность станции, и обосновываются требуемые давления на входе и выходе КС, на основе расчета потерь давления на прилегающих к КС учасках газопровода. 2.3.1 Расчет режима работы центробежных нагнетателей. На компрессорных станциях, оборудованных центробежными нагнетателями, может иметь место одно- , двух- и трехступенчатое сжатие. Расчет режима работы таких станций проводится по отдельным ступеням сжатие. Результаты расчета справедливы для всех параллельно работающих нагнетателей, составляющих единую ступень сжатия. Общие положения методики расчета изложены в [2, 4]. А. Расчет режима работы нагнетателей первой ступени сжатия Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия (10) где Тв1 и Твх - температура газа на входе нагнетателей первой ступени и на входе КС, температура газа на входе в КС принимается на 5-10 градусов большей, чем температура грунта на глубине заложения газопровода принимаем по приложению 16; Рв1 и Рвх - давление газа на входе нагнетателей и КС, МПа; ΔРвх - потери давления во входных технологических коммуникациях КС (приложение 4), МПа. Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели (11) где R - газовая постоянная, транспортируемого газа, Дж/кг К; Δ - относительная плотность газа по воздуху; ρн и ρвоз - плотность газа и воздуха при стандартных условиях (20°С и 760 мм рт.ст.), кг/м3; Плотность воздуха в расчетах принимает равной 1,205; Рв1 -давление на входе нагнетателя первой ступени сжатия (начальное давление из исходных данных), МПа; ρв1 - плотность газа при условиях всасывания, кг/м3; Z1 - коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания [4]. Коэффициент сжимаемости газа при давлениях до 15 МПа и температурах 250-400 К: (12) где (13) (14) Критические значения давления и температуры: (15) (16) Приведенные значения давления Рпр и температуры Тпр : (17) (18) Определение объемной производительности нагнетателя в м3/мин (19) где Q - производительность нагнетателя, м3/сут; Qкс - производительность КС, м3/сут; К- количество параллельно работающих нагнетателей. Определение допустимого интервала изменения числа оборотов ротора нагнетателя а) из условия экономичности работы нагнетателя (20) б) из условия соблюдения правил технической эксплуатации газотурбинного привода нагнетателя (21) где nн - номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин; Qпр.min и Qпр.max - минимальное и максимальное значения Qпр, соответствующе зоне приведенной характеристики с ηпол≥0,8; nTmin и nTmax - минимально и максимально допустимые значения частоты вращения вала силовой турбины [2]; i - передаточное число редуктора, соединяющего вал силовой турбины (ТНД) с валом нагнетателя, в расчете принимаем i=1. Для нагнетателей с электроприводом, имеющим постоянную частоту вращения ротора, данный пункт расчета опускается. Определение потребной частоты вращения ротора нагнетателя. Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота вращения его ротора додана быть равной или близкой nн. Значения n, отличающиеся от nн. следует назначать лишь при невыполнении одного из условий (6) и (7) при n = nн. Во всех случаях n должно находится в интервале, одновременно удовлетворяющему допустимым интервалам изменения n , определенным в п. 5 данной методики. Для электроприводных нагнетателей с постоянной частотой вращения ротора двигателя n = nн. Определение приведенной производительности нагнетателя (22) Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя (23) где Zпр, Rпр, Tпр - параметры газа с приведенной характеристики; размерность Rпр – Дж/(кг К). Приложение 15. Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа Нагнетателю гарантируется безпомпажная работа при соблюдении неравенства (24) где - значение из приведенной характеристики, соответствующее максимуму зависимости для рассматриваемого значения , а при отсутствии максимума у зависимости - минимальному значению из приведенной характеристики. Определение степени сжатия нагнетателе ε и относительной приведенной внутренней мощности нагнетателей по приведенной характеристике нагнетателя. Расчет мощности, потребляемой нагнетателем (25) Определение потребной мощности для привода нагнетателя (26) где - механический к.п.д. нагнетателя и редуктора (если имеется); для электроприводных ГПА должен приниматься равным 0,96 , для газотурбинных - определяться по приложению 3. Рассчитываемый режим работы нагнетателей принимается окончательно при соблюдении условий (6). При невыполнении данных условий следует задаться новым значением n с учетом п.6 либо использовать другие методы регулирования и расчет режима работы повторить. При невыполнении условий (6) для электроприводных нагнетателей, N следует уменьшить доступными при электроприводе методами регулирования режима работы нагнетателя. Расчет параметров газа на выхода нагнетателей первой ступени сжатия (27) где Pн1 и Tн1 - давление и температура газа на выходе нагнетателей первой ступени сжатия, МПа и К соответственно. В. Расчет режима работы нагнетателей второй ступени сжатия Определение параметров газа на входе нагнетателей второй ступени сжатия (28) где Pв2 и Tв2 - соответственно давление и температура газа на входе нагнетателей второй ступени сжатия, МПа и К; ΔP1 - потери давления в коммуникациях КС между первой и второй ступенями сжатия, МПа; ΔP1 находится по приложению 4. В дальнейшем расчет аналогичен расчету режима работы нагнетателей первой ступени сжатия. Также рассчитывается и третья ступень сжатия. Расчет режима работы КС считается завершенным и принимается окончательно, если выполняются условия (6) для всех ступеней сжатия и условия (30) для всей КС в целом (29) где Pнi и Tнi - соответственно давление и температура газа на выходе нагнетателей последней ступени сжатия, МПа и К; ΔPн - потери давления в коммуникациях на выходе КС, МПа; Pн’- номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на выходе станции (при недогрузке газопровода), МПа; Тдоп - допустимая температура из условия сохранения прочности и устойчивости трубопровода и изоляции [4]. ΔPн следует принимать по нормативным данным, приведенным в приложении 4. Среднегодовая температура наружного воздуха t1в и среднегодовая температура грунта на глубине заложения газопровода определяются по приложению 16. Оптимальная среднегодовая температура охлаждения газа t2 принимается на 10-15°С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха t1в (30) где tа - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, определяемая по приложению 16 °С; δt2 - поправка на изменчивость климатических данных, применяемая равной 2°С. 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА АВО Определения потребного количества АВО проводится на основе [4]. Для выполнения курсовой работы можно воспользоваться упрощенным вариантом методики [4], который позволяет определять количество АВО ориентировочно. По упрощенной методике количество АВО определяется следующим образом. Определение общего количества тепла, подлежащего отводу от газа на установке – Q0 , Дж/с (31) где М - общее количество газа , охлаждаемого на КС, кг/с; Ср - теплоемкость газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО , Дж/(кг К); t1 - температура газа на входе в АВО, равная температуре газа на выходе компрессорных машин, °С; t2 -оптимальная температура охлаждения газа, °С. Теплоемкость газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО находится по формуле (32) (32) К рассмотрению принимается несколько различных типов АВО (приложение 7). По номинальной производительности аппаратов () и известной производительности КС определяется потребное количество АВО m каждого типа и рассчитываются требуемые производительности одного аппарата каждого типа по теплоотводу Q1 и по газу M1: ; . (33) Принимаемые к рассмотрению АВО должны иметь рабочее давление, соответствующее давлению на выходе КС. Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха t2в (34) где Vв - общий объемный расход воздуха, подаваемого всеми вентиляторами одного АВО, м3/с; Срв – теплоемкость воздуха при барометрическом давлении Ра и t1в, Дж/(кг К); ρв- плотность воздуха на входе в АВО, кг/м3; (35) Предварительно принятое количество АВО остается в силе при t2в >t1. Если для некоторого типа АВО данное условие не соблюдается, количество аппаратов в этом случае увеличивается на один и расчет повторяется до получения необходимого соотношения между t2в и t1. Проверка принятого количества АВО по поверхности теплопередачи одного АВО. Требуемая поверхность теплопередачи Fр: (36) где Кр - коэффициент теплопередачи, принимаемый по приложению 7, Вт/(м2 К ); ; (37) m’ - скорректированное в п.3 количество АВО; (38) ; (39) (40) где i - число ходов газа в аппарате; - поправка, определяемая по приложению 10, в зависимости от параметров R и Р; ; (41) (42) Проверка выполняется при выполнении условия: (43) где F - фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО), увеличенная согласно [4] на 10% с учетом возможного выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена, м; - допустимое расхождение между FР и F (может быть принято равным 5% от F), м. Если данное условие не соблюдается, то расчет повторяется с измененным значением t2: при FР > F t2 следует увеличить, при FР < F - уменьшить. Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа ΔР в МПа (движение газа - в зоне квадратичного закона сопротивления). (44) где ω - средняя скорость газа в трубах АВО, м/с; ρ -плотность газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО, кг/м3, рассчитывается по формуле (11) - сумма коэффициентов местных сопротивлений (приложение 7); l - длина труб АВО, м; d - внутренний диаметр труб, м; Δ - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в расчетах принимать Δ =2 10-4 м), м; (45) где S - площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа, м2. Полученное значение ΔР должно удовлетворять условию: (46) где - нормативные [4] потери давления в нагнетательных коммуникациях КС (приложение 4), МПа; - расчетные потери давления в нагнетательных коммуникациях КС МПа; = 0,015 - 0,02 МПа. При невыполнении данного условия необходимо либо принять другой тип и количество АВО, либо пересмотреть технологическую схему КС. Определение энергетического коэффициента Е. Энергетический коэффициент используется для сравнения эффективности работы теплообменной аппаратуры и представляет собой отложение количества переданного тепла к затратам энергии на преодоление гидравлических сопротивлений теплообменника. (47) где N - мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивлений со стороны поверхности теплопередачи, Вт; H - полный напор, развиваемый вентиляторами АВО, Па. Выбор оптимального типа и количества АВО. Основным критерием оптимальности в данном случае является минимум приведенных затрат по установке охлаждения газа. При отсутствии экономических данных по АВО за критерии оптимальности для ориентировочной оценки могут быть приняты энергетический коэффициент Е и металловложения в установку АВО G . Тип и, соответственно количество АВО, которым отвечают Емах и Gmin являются оптимальными. Уточнение количества АВО по экстремальным условиям эксплуатации аппаратов. Таковыми условиями являются: абсолютная максимальная температура наружного воздуха в районе расположения КС и июльская температура грунта на глубине заложения газопровода. 4. ПОДБОР ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ Методика определения числа масляных пылеуловителей изложена в [4]. Потребное количество пылеуловителей циклонного (мультициклонного) типа определяется следующая образом. Первоначально уточняется рабочее давление пылеуловителя (оно равно давлению газа на входе КС). Затем по характеристике пылеуловителя (приложение 6) определяются его минимально и максимально допустимые производительности Qmin и Qmax. При отличии плотности транспортируемого газа при стандартных условиях от 0,75 кг/м3 полученные значения Qmin и Qmax корректируются по приложению 10. По уточненным значениям производительностей определяется потребное число пылеуловителей таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на оставшиеся в работе не выходила за пределы их максимальной производительности Qmax , а при работе всех аппаратов - не выходила за пределы минимальной производительности Qmin. При этом в любом режиме работы общие потери давления на стороне всасывания КС не должны превышать нормативных величин (приложение 8). Количество пылеуловителей находим по формуле: (48) (49) где и - максимально и минимально допустимое количество пылеуловителей, шт.- суточная производительность КС, , - минимальная и максимальная производительности пылеуловителей, 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА КС И ИХ РАССТАНОВКА ПО ТРАССЕ МГ Число КС и их размещение по трассе должны обеспечивать транспорт газа в заданном объеме, возможность реализации максимальной пропускной способности и работу оборудования и всего газопровода с максимальной эффективностью. В некоторых случаях может оказаться экономически целесообразным при определении числа КС и их расстановке учитывать необходимость покрытия часовой неравномерности потребления газа. Прежде всего, это касается длины последнего участка. Как было показано, максимальная эффективность работы МГ достигается при максимальном давлении газа на выходе КС, т. е. станции следует разместить таким образом, чтобы давление на входе КС позволяло при максимальном использовании располагаемой мощности ГПА получить максимальное давление на выходе станции. Повышение эффективности работы МГ объясняется двумя причинами. Во первых, при перемещении КС к началу трубопровода повышается давление газа на входе в станцию, что приводит к снижению объемной производительности на входе в компрессоры и, как следствие, к повышению степени сжатия КС. Во вторых, повышение давления газа в участке приводит к уменьшению его объема, следовательно, к снижению скорости течения газа и потерь давления на преодоление сил трения. При прочих равных условиях длина участка 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: ; (50) ; (51) где индекс к относится к конечному участку газопровода с= 105,087. Для определения внутреннего диаметра необходимо определить толщину стенки расчетную толщину стенки трубопровода δ, мм, следует определять по формуле (52) При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия (53) где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый для МГ: n =1,1; Р – рабочее давление, МПа; Dн - наружный диаметр трубы, мм; R1 – расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа; ψ1 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб (54) где нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, принимается равным пределу прочности σвр,МПа (принять равным 490 МПа); m – коэффициент условий работы трубопровода принимаемый по приложению 12; k1 - коэффициент надежности по материалу (в расчетах принять 1,4), kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода приложение 13. (55) где σпр.N - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа. (56) где α, Е, μ – физические характеристики стали, принимаемые α =1,2•10-5 (1/0С),E=2,06•106(МПа), μ=0,3 ; Δt – температурный перепад, 0С, Δt= tэ – tф; tэ – принимаем равной средней температуре перекачиваемого продукта на участке, tф – принимаем равной температуре воздуха самого холодного месяца в году, Dвн – диаметр внутренний, мм, с толщиной стенки δ, рассчитанной по формуле (1), Dвн = Dн –2 δ. Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего бóльшего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями на трубы. Расстояние между КС при P1 = Рmах зависит от давления в конце участка, т. е. в конечном счете, от степени сжатия установленных на станции компрессоров. Степень сжатия КС и компрессоров следует определять из условия полного использования располагаемой мощности ГПА. Определим во сколько раз длина последнего участка больше длины промежуточных участков . (57) Так как в дальнейшем длины участков будут уточняться, то вторым сомножителем в (57) можно пренебречь. Зная длину всего МГ L и длины участков можно определить теоретическое число КС n0 . (58) Теоретическое число КС, как правило, получится в виде неправильной дроби и появляется проблема округления этой величины. Округление в меньшую сторону приведет к снижению пропускной способности МГ и при недопустимости этого по условиям заказчика потребуется сооружение лупингов на всех участках газопровода, что при эксплуатации создаст дополнительные трудности. При округлении числа КС в большую сторону пропускная способность МГ возрастет, что хорошо с точки зрения покрытия сезонной неравномерности потребления газа. Чаще всего число КС округляется в большую сторону. После округления числа станций необходимо уточнить длины участков. Для этого воспользуемся уравнением (54): ; (59) . (60) Расстановка КС в соответствии с (59) и (60) справедлива в случае использования ГПА с электроприводом, когда производительность МГ от участка к участку не меняется. 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. Для такого газопровода производительность каждого участка можно записать следующим образом Qi=Q — QТГ. i, (61) где Qi - производительность i-го участка; Q - производительность поступления газа на головную КС; QТГ - объем потребляемого КС топливного газа; i - номер КС по ходу газа. Используя уравнение пропускной способности участка, запишем соотношение длин участков с различной производительностью . (62) Тогда для принятого числа КС можно записать длину газопровода как сумму длин участков его составляющих (63) где l - средняя длина участка между КС. При принятом числе КС из (63) определяется средняя длина участка между КС. Затем, используя (62) рассчитывается длина всех промежуточных участков. Определяется длина конечного участка. Правильность принятого числа КС проверяется по пропускной способности участков. Расстановка КС с учетом топливного газа позволяет повысить эффективность работы МГ при принятом числе станций, а в некоторых случаях и уменьшить число КС. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ СНиП 23-01-99* Строительная климатология. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компремморных станций: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - 100с. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. / Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – М.: Инфра-Инженерия, 2006. – 928с. Типовые расчеты в системах транспорта и хранения нефти и газа: Учебное пособие./Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – СПб.: Недра, 2007. – 599 с. ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Значение коэффициента Длина газопровода, км Тип газоперекачивающего агрегата Газотурбинным и электрическим приводом Диаметр газопровода, мм 1420 1220 1020 500 1000 1500 2000 2500 3000 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,99 0,98 0,98 0,97 0,96 0,95 0,99 0,98 0,98 0,97 0,97 0,96 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Соотношение количества рабочих и резервных ГПА на КС однониточных газопроводов (1) ГПА с приводом от газовой турбины ГПА с приводом от электродвигателя Тип нагревателей неполнонапорные полнонапорные неполнонапорные полнонапорные Раб. Рез. Раб. Рез. Раб. Рез. Раб. Рез. 2 1 2 2* 2 1 2 1 4 2 3 2* 4 2* 3 1 6 2 4 2* 6 2 4 2* 5 2 5 2 6 2 6 2 *) Для вариантов КС, отмеченных звездочкой допускается сокращать число резервных ГПА на единицу, прежде всего на КС второй и последних очередей многониточных газопроводов, если вариант сокращения резервирования обоснован технико-экономическим расчетом. ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Нормативные номинальные значения параметров ГТУ Тип ГТУ Показатели , МВт Кt Кн ηм НК-38СТ 16,0 288 3 0,95 0,985 ДН-80Л 25,0 288 3 0,95 0,985 НК-36СТ 25,0 288 3 0,95 0,985 АЛ-31СТН 16,0 288 3 0,95 0,985 АЛ-31СТ 16,0 288 3 0,95 0,985 ГТУ-4РМ 4,0 298 3 0,95 0,985 ПС-90ГП-2 16 288 3 0,95 0,985 ДГ-90Л2 16 288 3 0,95 0,985 НК-14СТ-10 10,0 288 3 0,95 0,985 ПС-90-ГП-3 (КС Крупская) 16,0 288 3 0,95 0,985 ПС-90-ГП-2 (КС Торжокская) 13,3 298 3 0,95 0,985 ПС-90-ГП-2 (7V-3 (КС Смоленская)) 14,6 288 3 0,95 0,985 ПС-90-ГП-2(6V-3) 12,0 288 3 0,95 0,985 Примечание: При отсутствии данных по ГТУ принимать:; Кн = 0,95; ηм = 0,985 ПРИЛОЖЕНИЕ 4 Нормативные значения потерь давления в коммуникациях КС Давление газа в газопроводе (избыточ.), МПа Потери давления газа на КС, МПа Всего В том числе Между ступенями сжатия (2) на всасывнии на нагнетании При одноступенч. очистке газа При двухступенч. очистке газа При одноступенч. очистке газа При двухступенч. очистке газа 5,40 0,15 0,20 0,08 0,13 0,07 0,03-0,05 7,35 0,23 0,30 0,12 0,19 0,11 0,03-0,05 9,81 0,26 0,34 0,13 0,21 0,13 - Примечание: Нормативные потери давления в АВО, включая их обвязку равны 0,0588 МПа. ПРИЛОЖЕНИЕ 5 Расчетное давление наружного воздуха Высота над уровнем моря, м 0 250 500 750 1000 1500 2000 Pа, МПа 0,0998 0,0969 0,0940 0,0913 0,0886 0,0833 0,0783 ПРИЛОЖЕНИЕ 6 Характеристики пылеуловителей Характеристики циклонных пылеуловителей ГП 106.00 ГП 144.00.000 ПРИЛОЖЕНИЕ 7 Характеристики отечественных и импортных АВО * Тип АВО «Ничи-мен» 7,5 196 25 10956 1 594 10,97 21,2 5,0 2 654 9,2 50,8 34 «Хадсан-Итальяно» (Италия) 7,36 196,9 25 10793 1 582 11,2 21,2 5,8 2 564,5 7,2 44 33 «Пейя» (Голландия) 7,36 209 22 9500 1 476 11 22 5,5 6 800 16 105,6 36 «Крезо-Луар» (Франция) 7,36 196 29 9327 1 552 10 21,2 4,8 2 600 8,9 74 37 2АВГ-75С 7,36 196 23 9930 1 540 12 22 5,0 2 820 16 74 47 АВЗ2-5300 7,36 104 32 5300 2 1128 6 20 5,7 1 590 34 100 43 АВЗ 6,4 196 20 7500 1 984 8 22 5,3 2 540 43 100 54 Един. изм. МПа кг/ч м2 - - м мм - - м3/ч Па кВт т Показатель Рабочее давление Массовый расход газа, ×103 Коэффициент теплопередачи Поверхность теплопередачи Число ходов газа в аппарате Общее число труб в аппарате Длина труб Внутренний диаметр труб Сумма коэффициентов местных сопротивлений Количество вентиляторов Производительность вентиляторов, ×103 Напор вентиляторов Мощность вентиляторов Масса аппарата ПРИЛОЖЕНИЕ 8 Располагаемая мощность электропривода (1) Температура охлаждающей воды, °C 20 и менее 30 35 40 50 Температура охлаждающего воздуха, °C 30 и менее 40 45 50 - Располагаемая мощность в долях единицы от номинальной при cos ϕ = 0,9 1,06 1,00 0,95 0,87 0,70 При cos ϕ = 1 и температуре охлаждающей воды +30°C и ниже допускается увеличение располагаемой мощности на 8-10%. Тип компрессора Тип ГПА Тип привода Номинальная мощность, МВт Давление на входе/ выходе, кГс/см2 Степень сжатия НЦ-16/76-1,44 «Волга» НЦ-16/76-1,44 «Волга» НК-38СТ 16,0 52,8/76,0 1,44 650-RV090/02-3700 ГПА-25Р «Днепр» ДН-80Л 25,0 56,3/76,0 1,35 СПЧ 650-1,37/76-5000 ГТН-25Р НК-36СТ 25,0 55,5/76,0 1,37 395-24-1Л ГПА-16 «Нева» АЛ-31СТН 16,0 38,9/56,0 1,44 СПЧ 235-1,4/76-5300АЛ ГПА-16 «Уфа» АЛ-31СТ 16,0 54,3/76,0 1,40 ГЦ2-247/56-76 ГПА-Ц-10Б НК-14СТ-10 10,0 56,3/76,0 1,35 10ГЦ2-250/39-56 ГПА-Ц-10Б НК-14СТ-10 10,0 39,0/56,0 1,44 7V-3 (КС Крупская) ГПА-16-01 «Урал» ПС-90-ГП-3 16,0 55,5/85,0 1,53 7V-3 (КС Торжокская) ГПА-16-01 «Урал» ПС-90-ГП-2 13,3 53,0/84,9 1,60 7V-3 (КС Смоленская) ГПА-16-01 «Урал» ПС-90-ГП-2 14,6 55,2/84,9 1,54 6V-3 ГПА-12-01 «Урал» ПС-90-ГП-2 12,0 47,775,4 1,58 ПРИЛОЖЕНИЕ 11 Тип компрессора Производительность Политропный к.п.д. Номинальные обороты, диапазон,об/мин Расход топливного газа, нм3/ч КПД двигателя % коммерческая, млн.м3/сут объемная, м3/мин НЦ-16/76-1,44 «Волга» 33,40 400 0,85 5300 (3700-5500) 4647 38 650-RV090/02-3700 57,70 639,0 0,86 3700 (3900-2900) 5340 36,5 СПЧ 650-1,37/76-5000 54,00 617,4 0,84 5000(3600-5300) 4994 36 395-24-1Л 31,15 508,4 0,85 5100(5500-3800) 3310 36,5 СПЧ 235-1,4/76-5300АЛ 35,00 409,0 0,83 5300(5500-3700) 3310 36,5 ГЦ2-247/56-76 22,05 247,01 0,82 8200(8500-6300) 2240 34 10ГЦ2-250/39-56 17,4 291,19 0,84 8200(8600-6000) 2240 34 7V-3 (КС Крупская) 26,67 277,1 0,87 5300(5500-3800) 3350 36,3 7V-3 (КС Торжокская) 21,7 254,0 0,818 5300(5500-3800) 2560 34,6 7V-3 (КС Смоленская) 26,67 287,3 0,815 5300(5500-3800) 3350 36,3 6V-3 16,43 232,7 0,87 6487(6800-4800) 2560 34,6 ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ 11 ПРИЛОЖЕНИЕ 12 Категории отдельных участков магистральных трубопроводов Категория участка трубопровода Коэффициент условий работы, m В (высшая) 0,6 I 0,75 II 0,75 III 0,9 IV 0,9 ПРИЛОЖЕНИЕ 13 Значение коэффициента надёжности по назначению в зависимости от условного диаметра трубопровода и внутреннего давления Условный Диаметр трубопровода, мм Значение коэффициента надёжности, kн Для газопроводов, в зависимости от внутреннего давления, Р, МПа Для нефтепроводов и нефтепродукто-проводов

подробнее

Заказчик
заплатил

500 ₽

Заказчик не использовал рассрочку

Гарантия сервиса
Автор24

20 дней

Заказчик воспользовался гарантией, чтобы исполнитель повысил уникальность работы

24 мая 2020

Заказ завершен, заказчик получил финальный файл с работой