Технологический расчет газопровода

метки: Газопровод, Расчет, Давление, Станция, Компрессорный, Диаметр, Мощность, Число

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 газаСН 4С2Н6С3Н8С4Н10CO2Азот 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

Использование сжатого газа и газонаполнительных компрессорных ...

... Автомобильная газонаполнительная компрессорная станция (АГНКС) предназначена для заправки газобаллонных автомобилей и передвижных автозаправщиков (ПАГЗ). Номинальная пропускная способность АГНКС - 500 заправок в сутки. Объем заправки газом ... сгорания. Исследования позволили установить, что наименьшее количество токсичных компонентов образуется в процессе сгорания топлива при внешнем смесеобразовании ...

• 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

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 n р можно определить, зная суточную производительность газопровода и производительность одного агрегата

Проектирование магистрального газопровода Заполярное месторождение-Уренгойская ...

... на входе и выходе Пуртазовской КС; при врезке газопровода Заполярное Уренгой. Запроектированная арматура предусматривает отключение участков газопровода в случае аварии на смежных участках или ... Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание". Порядок проведения работ по испытанию на прочностью проверке на герметичность трубопроводов в соответствии со СНиП ...

уст 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

Эксплуатация газовых скважин павловского газонефтяного месторождения ...

... эксплуатации скважин в условиях гидратообразования. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Общие сведения о месторождении Павловское месторождение нефти и газа в административном отношении расположено в Чернушинском районе Пермского края, в ... 170 км южнее областного центра г. Перми, месторождение открыто в 1956 году. В опытную эксплуатацию введено в декабре 1959 года, в промышленную разработку ...

?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 n 1 ротора нагнетателя равную 4 700 об/мин, тогда приведенная подача при условиях всасывания равна:

4.6 Определение приведенной частоты вращения ротора нагнетателя

, 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)

Газовые гидраты также гидраты природных газов

... Преобладающими природными газовыми гидратами являются гидраты метана и диоксида углерода. При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промышленных коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на ... давления гидрат разлагается на газ и воду с поглощением большого количества теплоты. Разложение гидрата в замкнутом объёме либо в пористой среде (естественные условия) ...

(1.29)

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

, 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)

• 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.

Растворимость газов в нефти

... коэффициента растворимости от давления и температуры определяется соотношением (3) растворимость газ нефть т.е., с увеличением давления уменьшается. Здесь - мольная концентрация газа в растворе при давлении летучесть газа при давлении, равном упругости пара растворителя при температуре . Летучесть газа связана с коэффициентом ...

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 :

сут = 86,17 млн м3/сут;

вх = 285 К;

вх = 4,71 МПа.

Плотность газа при рабочих условиях:

(1.34)

Н , рВХ — соответственно атмосферное и рабочее (входное) давление;

Т Н, ТВХ — соответственно нормальная температура и рабочая;

• коэффициент сжимаемости;

Н — плотность газа в нормальных условиях.

Секундный расход газа при заданных условиях:

(1.35)

ст =0,101325 МПа — давление газа при стандартных условиях;

ст = 293 К — температура газа при стандартных условиях;

?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

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovoy/raschet-gazoprovoda/

Производство синтетического аммиака при среднем давлении. Расчёт колонны синтеза

... производству синтетического аммиака на Чернореченском химическом заводе, 9 февраля 1928 года наша страна впервые получила синтетический аммиак. Синтез аммиака осуществлялся под давлением 76 МПа и при температуре ... аммиак и гидразин. Однако в условиях промышленного синтеза аммиака гидразин не образуется — синтез аммиака ... производства на природный газ. Развитие производства синтетического аммиака ...

[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.»