Технологический расчет газопровода

Таблица 1 – Исходные данные для расчета газопроводаВариантГодовая производительностьQг,млрд.м3/годДлина газопровода Lтр, км88,5960Произведем вычисления.1.Определим расчетную суточную пропускную способность газопровода:Qсут= Qгод / 365 хКн(2.1)где Кн – принятый коэффициент годовой неравномерности транспортировки природного газа, 0,85.Отсюда находим:Qсут= 8,5 / 365 .0,85 = 0,019795 млрд. м3/год = 19,795 млн. м3/год2. Выберем значение рабочего давления, тип применяемого газоперекачивающего агрегата (ГПА) и определим диаметр проектрируемого магистрального газопровода.В соответствии с рекомендациями по проектированию рабочее давление в газопроводе принимаем равным Р = 7,5 МПа.Значение рекомендуемой степени сжатия газа на компрессорной станции (КС)Еопринимается равным 1,4.По данным пропускной способности далеепроизводится выбор основного оборудования. Согласно принятому значению рабочего давления и суточной производительности к установке принимаются три оборудованныхнагнетателями газотурбинных агрегата типа ГТК-10-4. Три принятых нагнетателя соединяются последовательно, один из них резервный.К рассмотрению принимаются трубы диаметром 1020, 1220, 1420 мм. Трубы изготавливаются из стали 17ГС и 17Г1С сзначением расчетного сопротивления, равнымR1= 260 МПа. Нормативным сопротивлением принимается временное сопротивлениеR1н = 510 МПа, коэффициент условий работы трубопровода принят равным m = 0,990, коэффициент безопасности по материалу k1 = 1,55, коэффициент надежностиkn= 1,210.3.Определим расчетное значение толщины стенки трубопроводов для перечисленных конкурирующих диаметров трубопровода, округлив значения в большую сторону:(2.2)гдеп– коэффициент надежности по нагрузке = 1,2.Расчет проведем для Дн = 1020, 1220 и 1420 мм. = 17,06 мм = 20,41 мм = 23,75 ммТолщины стенок для труб МГ принимаются равными не менее 1/100 номинального диаметра:δ1min = 1020/100 = 10,2 ммδ2min = 1220/100 = 12,2 ммδ3min = 1420/100 = 14,2 ммТаким образом, среди перечисленных конкурирующих диаметров, наиболее подходящим является диаметр 1020 мм.4.Определить коэффициент гидравлического сопротивления труб по формуле (2.3):(2.3)где к– эквивалентная шероховатостьвнутренней поверхности, 0,03 мм;Rе – число Рейнольдса, может быть найдено по формуле:(2.4)где Δ – относительная плотность природного газа, 0,65;Dвн – внутренний диаметр трубопровода:Двн = Днар – 2. δ1Двн =1020 – 2 . 17,06 = 985,87 ммµ - коэффициент динамической вязкости природного газа, 12,3 . 10-6Па.с. = 18833470,23Откуда находим:= 0,0088С учетом местных сопротивлений расчетное значение коэффициентов гидравлических сопротивлений λ будут в среднем на 2…5% выше значенияλтр, а именно определим фактическое значение:λ = 1,05 . 0,0088 = 0,009235.Определимрасстояние между КС по формуле:(2.5)где Q – расход прокачиваемого газа, 19,795 млн.м3/сут.;z – коэффициент сжимаемости, 0,93;Рк – значение давления на конце участка, равное:Рк = Рн/Е0(2.6)Рк = 7,5/1,4 = 5,36 МПаК – коэффициент для суточной производительности проектируемого магистрального газопровода, 105,087;Z – газовая постоянная, 0,93;Т – температура грунта на глубине укладки газопровода, 270 К.Подставив данные, получим:= 295,30 км6. В дальнейшем по той же формуле (2.6) определимдлину для последнего перегона магистрального газопровода Ln,приняв значение давления в конце газопровода равным 3,5 МПа.Остальные данные оставим теми же:= 471,60 км7.Определимпо формуле (2.7) требующееся количество промежуточных компрессорных станций:(2.7)где Lm – длина трассы проектируемого газопровода, 960 км.Подставим численные значения в формулу:= 1,65 шт.(2.8)Округлим полученный результат в большую сторону и примем 2 КС.2.2 Экономическое обоснование проектаВ рамках дальнейших расчетов в данном курсовом проекте, проведем экономическое сравнение принимаемых диаметров согласноукрупненным показателям.Капитальные затраты на линейную часть стоимость 1 километр магистрального трубопроводасоставят:8.Определимпо формуле (2.9) капитальные затраты на постройку линейной части трубопровода, расчет проводим для трупопровода с внешним диаметром 1020 мм:(2.9)Кл1020 = 165,94 . 960 = 159302,40 тыс. руб.Кл1220 = 190,84 . 960 = 183206,40 тыс. руб.Кл1220 = 273,94 . 960 = 262982,40 тыс. руб.9. Далее определим капитальные затраты на сооружение КС при стоимости строительства одной КС на три агрегата типа ГТК-10-4,составляющей:Определимкапитальные затраты на строительство компрессорных станций на участках газопровода:(2.10)Ккс= 4960 . 2 = 9920 тыс. руб.Стоимость строительства и дальнейшей эксплуатации головных сооружений в расчетах не учитывается, так как указанные показатели не зависят от выбранного диаметра магистрального трубопровода.10. Определим полные капитальные затраты:(2.11)К1020 = 159302,40 + 9920 = 169222,40тыс. руб.К1020 = 183206,40 + 9920 = 193126,40тыс. руб.К1020 = 262982,40 + 9920 = 272902,40 тыс. руб.ЗАКЛЮЧЕНИЕВ данном курсовомпроекте была определена максимальная технологическивозможная производительность магистрального газопровода (Q = 8,5 млрд.м3/год) и рассчитаны участки газопровода. При этом были использованы все возможности регулирования режима работы МГ.Принятое количество пылеуловителей ГПУ-106 по 3 штуки на КС1 и 3 штуки на КС2, полностью удовлетворяет условиям работы магистрального газопровода.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВПопова А. И.Решение типовых задач при сооружении и ремонте магистральных трубопроводов [Текст] : метод. указания / А. И. Попова, Н. С. Вишневская. – Ухта: УГТУ, 2014. – 76 с.СНИП III-42-80 «Магистральные трубопроводы» (утв. постановлением ГОССТРОЯ СССР ОТ 16.05.80 N 67) [Электронный ресурс]. – Режим доступа:http://docs.cntd.ru/document/871001209Справочник работника газовой промышленностиПропускная способность газопровода[Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://neftyaga.ru/spravochnik-rabotnika-gazovoy-promishlennosti/propusknaya-sposobnost-gazoprovodaСтроительство магистральных трубопроводов. Справочник. – М.: Недра, 1991. – 475 с.Чирсков В. Г. и др. Транспортное обеспечение строительства магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1990. – 227 с.