Расчет газопровода

 

СОДЕРЖАНИЕ

                                                                                                                                                    ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ                                                        

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ                                                             

ВВЕДЕНИЕ                                                                                                   

1 . ПОДГОТОВКА ГАЗА  К ТРАНСПОРТУ                                                                      

1 . 1 . Очистка газа от механических примесей                                                     

1 .2. Осушка газа                                                                                      

1 .3. Очистка газа от сероводорода                                                                

1.4. Одоризация газа                                                                                  

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ  ГАЗОПРОВОДА                                                             

2. 1 . Исходные данные и принцип технологического расчета                                  

2.2. Обоснование диаметра газопровода                                                           

2.3. Экономическое сравнение вариантов                                                         

2.4. Увеличение пропускной способности газопровода                                         

З. НЕРАВНОМЕРНОСТЬ ГАЗОПОТРЕБЛЕНI4Я  И ХРАНЕНИЯ ГАЗА                                         

3.1. Определение аккумулирующей способности последнего участка газопровода        

3.2. Определение объема подземного хранилища газа                                          

4. ОРГАНИЗАЦИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ

             ПЕРЕХОДА ЧЕРЕЗ АВТОДОРОГУ.                                                                

4.1       Общая часть                                                                                     
4.2       Устройство перехода                                                                        

4.3       Защита от коррозии                                                                          

4.4       Указания по технике безопасности                                                        

4.5        Мероприятия по охране

5. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ                                                                                                                                                                   

 

 

 

 

 

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ  НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

В курсовом проекте необходимо:

1. Рассчитать и запроектировать:

- оборудование для очистки газа от механических примесей,

- оборудование для осушки газа,

- оборудование для очистки газа от сероводорода  для одоризации газа;

2. Подобрать диаметр однониточного газопровода на основании технико- экономического сравнения вариантов:

- определить необходимое количество компрессорных станций

- подобрать оборудование для них,

- рассчитать технические решения для увеличения пропускной способности газопровода,

-определить аккумулирующую способность последнего участка газопровода

 и активную емкость подземного  хранилища газа;

3. Разработать переход газопровода:

- описать кратко способ производства работ по сооружению перехода газопровода,                                  - предусмотреть мероприятия по защите футляра перехода от коррозии;

4. Определить себестоимость транспорта газа по укрупненным показателям;

5. На графической части проекта дать общие данные проекта:

- показать план трассы,

- схему перехода, его детали.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

 

п/п	наименование	условные обозначе-ния	кол-во	единица измерения
1	Подача газопровода	Q	6	млрд. м3/год
2	Давление перед механической очисткой	Р	3,7	МПа
3	Температура газа, поступающего в абсорбер	t	17	oC
4	Точка росы	tросы	-14	oC;
5	Рабочая плотность газа	р раб	34	кг/м3
6	Относительная плотность  газа	Δ	0,61
7	Коэффициент динамическои вязкости	μ	11,7 ∙ 10-6	н с/м2
8	Коэффициент сжимаемости	z	0,92
9	Длина трассы газопровода	L	1000	км
10	Расчетная температура  грунта на глубине укладки труб	tp	-2	oС
11	Годовая неравномерность  потребления газа	α	8	%
12	Разработать переход  через  автодорогу

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

        Газовая промышленность России принадлежит к числу наиболее развитых отраслей народного хозяйства. Рост добычи, дальнейшего транспорта и использование природных и попутных нефтяных газов вызвало быстрое развитие сети магистральных газопроводов.

      Увеличение потоков газа из основных источников его добычи — севера Тюменской области и среднеазиатских республик потребовало применения труб больших диаметров, работающих под высоким давлением, а также газоперекачивающих агрегатов большой единичной мощности.

       Сфера деятельности ООО «Газпром трансгаз Чайковский» охватывает территории Пермского края, Удмуртской Республики и частично Кировской области. Предприятие было создано в 1984 году, когда начался пик строительства и развития газотранспортной системы. Ежегодно вводилось в эксплуатацию до 1300 км газопроводов, до 20 газоперекачивающих агрегатов. Средний годовой объем транспорта газа увеличился со 120 до 360 миллиардов кубометров.

Сегодня «Газпром трансгаз Чайковский»  занимает 2 место в «Газпроме» по суммарной мощности установленных газоперекачивающих агрегатов и объему транспортируемого газа.

Общество осуществляет транспорт  газа по 14 крупнейшим магистральным  газопроводам, протяженность эксплуатируемых  сетей составляет более 10600 километров. У предприятия 12 филиалов, в ведении  которых находится 62 компрессорных цеха, 274 газоперекачивающих агрегата и 132 газораспределительные станции.

Обществом проводится большая работа по реконструкции линейной части  магистральных газопроводов и модернизации компрессорных станций, газоперекачивающих агрегатов, систем автоматического управления. В этом направлении газовики вот уже более 10 лет тесно сотрудничают с пермскими машиностроителями в рамках программы «Газпром-Урал». В настоящее время на компрессорных станциях предприятия работают несколько разновидностей агрегатов серии «Урал».

        В данном проекте разработаны технические решения для газопровода производительностью 6 млрд. м³ в год газа.

    Проект состоит из пояснительной записки объемом    стр. и двух листов чертежей.

 

 

 

 

 

1.             ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

1.1. Очистка газа от механических  примесей

 

         Для очистки  газа от механических примесей  принимаем масляный пылеуловитель.  Его пропускная способность должна  быть:

 

По рис.1 определим  пропускную способность масляных пылеуловителей.

Рис.1 Зависимость пропускной способности Q масляных пылеуловителей от диаметра D и давления Р.

Принимаем пылеуловитель диаметром D_n = 2400 мм

Его пропускная способность определяется по формуле

,                                                                                (1.1)

где D_n  - внутренний диаметр пылеуловителя, м;

        Р    - рабочее давление газа в пылеуловителе, МПа;

        Т    - температура газа в пылеуловителе, К;

        р_ж   - плотность масла, кг/м

        р    - плотность газа при рабочих условиях, кг/м³.

для данных условий:   D_n  = 2,4 м; Р = 3,7 МПа; Т = 290 К; р_ж = 900 кг/м³ ; р = 34 кг/м’; тогда,

/ сут

Необходимое число пылеуловителей

        К установке принимаем 7 пылеуловителей, 6 рабочих и 1 резервный.

                                                                                                                                          Таблица 1

       Расход масла солярного марки «Л» составляет до 25 г на 1000 м³ газа.

Необходимый расход масла составляет:

R_м=25 ∙ 16440 = 411000 г/сут.= 411,0 кг

1.2. Осушка газа

        Осушка газа осуществляется на абсорберах с применением поглотителя — дитэтиленгликоля. Она необходима для предотвращения образования гидратов, которые нарушают нормальную работу газопровода (создают в низких участках газопровода гидратные пробки).

        Раствор диэтиленгликоля имеет концентрацию — 98 %.

        В процессе расчета определяется необходимое число тарелок в абсорбере и расход диэтиленгликоля (ДЭГ).

 

 

 

        По графику на рис. 2 находим влагосодержание на входе в абсорбер,

        W_вв— 0,65 г/м³ и на выходе из него W_вв- 0,075 г/м³ (при исходных данных:

температура на входе — 17 ⁰С  , точка росы — минус 14 ⁰С , давление газа - 3,7 МПа). 

        Рис. 2 Номограмма для определения влагосодержания W природного газа при различных температурах и давлениях.

Количество влаги , отбираемое из газа, определяется по формуле:

  , кг/час                                                                                       (1 .2)

         где — часовая производительность абсорбционной установки, тыс. м³/час;

        W_вв и W_{в вых}  - влагосодержание на входе и выходе и выходе из абсорбера.

 

Плотность диэтиленгликоля (98 % раствора)

p =0,98p_(дег)+0,02p,

где p_(дег) — плотность этиленгликоля коля, г/см³        p_(дег) =1,117 г/см³

    

  p -  плотность воды, р = 1 г/см

p =0,98 ∙1,117=0,02∙1 =1,115 г/см³

Принимаем расход циркулирующего в системе раствора 0,03 м³/кг  извлекаемой воды, что составит 33 кг/кг.

Определяем конечную концентрацию абсорбента К₂ по уравнению

,                                                                                                             (1.4)

где Q — объемный расход газа через абсорбер при рабочих условиях;

    К₁ — содержание ДЭГ в концентрированном растворе (долях единицы), К₁ = 0,98;

    К₂ — содержание ДЭГ в насыщенном водой растворе.

 

Тогда 

К₂ =95 %

Количество свежего  раствора по формуле                                                                          (1.4)

 кг/час

Скорость газа в свободном сечении  абсорбера вычисляется по уравнению [2]

,

где p_p — плотность газа в рабочих условиях,  p_p = 34 кг/м³

 м/с

Секундный расход газа, проходимого  через систему осушки, приведенный  к стандартным условиям, определяется по формуле

   ,                                                                                                              (1 6)

 

где  Q — часовой расход газа, тыс. м³/час;

     T — абсолютная температура газа, Т= 273 + 17= 290 К;

     P_ст — стандартное давление, МПа,     P_ст =0,1 МПа;

     P   — давление газа перед осушкой, МПа,   P =3,7 МПа;

     Т_ст — стандартная температура К,     Т_ст = 273 + 17 = 290 К

м³/с

 

 

Необходимое сечение  абсорберов определяется по выражению

 

,                                   м²

 

Принимаем диаметр абсорбера 2400 мм, тогда необходимое число абсорберов

 шт

Принимаем 8 абсорберов.

Теоретическое число  тарелок в абсорбере определяется графически. для этого в координатах  У — Х строят ступенчатую линию между оперативной (рабочей) линией и кривой равновесия. Оперативную линию строят на основании уравнения материального баланса.

V_м(У₁ –У₂) = L(Х₁ –Х₂)                                                                                                 (1 .7)

 Где    У₁ ,У₂ — число молей воды на 1 моль входящего в абсорбер и выходящего из него

           сухого газа;                                                                               

           V_м  — число молей сухого газа, выходящего из абсорбера;

        Х₁ ,Х₂число молей воды на 1 моль чистого сорбента на входе в

           абсорбер и выходе из него;

        L — число молей сорбента, проходящего через абсорбер.                                          Для построения кривой равновесия берут ряд растворов с различными концентрациями при заданной температуре контакта, определяют координаты точки Х и У через парциальное давление воды в растворе в зависимости от его концентрации по графику на рис. 3. После этого по условию равновесия двухфазной системы находят равновесную мольную концентрацию водяного пара в газе.

Рис.3 Зависимость парциального давления воды от температуры раствора

                                  У =Р_п/Р,

                      где  Р_п — парциальное давление воды в растворе;

                     Р   - общее давление в колонне абсорбера.

Число молей воды на 1 моль раствора определяется по формуле

,

                      где М_в ,М_Р молярные массы воды и раствора;

                     М_в = 18,   М_Р =106,2;

                             К— концентрация ДЭГ.

 моль Н₂О на 1 моль ДЭГ;

моль Н₂О на 1 моль газа.

На выходе раствора и  газа

  моль Н₂О на 1 моль ДЭГ;

 

моль Н₂О на 1 моль газа.

 

            Для построения кривой равновесия используем график парциальных давлений водяного пара в растворе, рис. 3 определяем молярную концентрацию воды в растворах разной концентрации, затем по графику, рис. 3 определяем парциальное давление водяных паров в этих растворах. данные расчета сводим в таблицу 1.2.

Таблица 1.2

Результаты расчета  кривой равновесия

Концентрация H2 O в растворе %	Давление водяных паров  в растворе,Па при 17 0 С	Молярная концентрация воды в растворе,  моль /моль	Равновесная молярная концентрация водяных паров в газе, моль/моль
1	65	0,0595	0,00001711
2	170	0,1203	0,00004474
3	270	0,1821	0,00007105
4	430	0,3103	0,0001132

 

 

         Равновесная мольная концентрация водяного пара в газе определяется                                 по выражению                                                                                                                      (1 .8).

          Строим ступенчатую линию от точки входа и выхода раствора (В) до точки выхода газа и входа раствора (А).

Рис. 4 Определение  числа тарелок в абсорбере

          Находим число теоретических тарелок (число ступеней), равное 2.

          Принимаем КПД практической тарелки равным 0,4, получим требуемое число тарелок : 2 ∙ 0,4 = 5 тарелок.

 

1.3. Очистка газа от сероводорода

          Предельно допустимое содержание сероводорода в газе, используемом для бытовых нужд, - 0,02 г/м³ [3]

Очистка газа от сероводорода в основном осуществляется водным раствором  моноэтаноламина. В составе установки: В состав установки входят абсорберы, холодильники, теплообменники, насосы, пароподогреватель, десорберы, сепаратор.

Степень извлечения сероводорода из газа доходит до 98 %. Расход моноэтаноламина       на   1 млн. м ³    газа составляет 5 кг ( З -7 кг). При расчете очистки газа от сероводорода (Н₂S) принимают, что в реакцию поглощения вступает только 60 % циркулирующего моноэтаномамина.

Тогда раствор моноэтаноламина  составит

5 ∙ 16,44 = 82,20 кг/сут. = 30003 кг/год =30,003 т/год

 

1.4. Одорация газа

 

            Очищенный от сероводорода природный газ не обладает запахом и этим вызвана необходимость придания ему запаха искусственным путем (одорацией)

            Для одорации газа используют вещества с сильным специфическим запахом (одоранты). В качестве одорантов применяют вещества, содержащие меркаптановую основу. Наиболее часто используют этилмеркаптан С₂H₅SH. Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа составляет 16 г на 1000 м газа. Одоризация выполняется на автоматическом аппарате УОГ — 1. В основном одорируют на головных сооружениях магистрального газопровода, но иногда только на газораспределительной станции (ГРС).

           Годовой расход одоризатора составляет

           I6 ∙ 6000000 = 96000000 г = 96 т/год.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА

2.1. Исходные данные и принцип технологического расчета

          Расчетная суточная пропускная способность газопровода определяется по  формуле

,

          где            Q_r — годовая плановая пропускная способность газопровода;

                           K_r — коэффициент газовой неравномерности транспорта газа.

          Так как в конце проектируемого газопровода предполагается сооружение подземного газохранилища, то согласно [1]   K_r = 0,85.

м³/сут

         Одной из главных задач технологического расчета является определение        экономически наивыгоднейших параметров транспорта газа — диаметра газопровода -D, рабочего давления — Р_н , степени сжатия газа — Î .

           К   строительству принимается вариант с наименьшими приведенными затратами.

            Приведенные годовые затраты  вычисляются по формуле

              S=ЕК+Э,                                                                                                                 (2.2)

        Где    Е — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов транспорта и хранения нефти и газа Е = 0,15);

                   К — капитальные затраты;

                   Э — эксплуатационные расходы.

       Для вычисления S по вариантам используются укрупненные технико-экономические показатели [1] Расчеты проводятся в ценах 1984 г.

2.2. Обоснование дпа  газопровода

       По рис. 24 [1] определяем рекомендуемую степень сжатия газа на КС.  Î — 1,4.

       По таблице 12 [1] выбираем газоперекачивающие агрегаты (ГПК) типа ГТК- 10-2 с нагнетателями типа 510- 12-1.

       Номинальная мощность ГТК— 10000 кВт, номинальная подача— 293 млн./сут.

       Принимаем к установке три последовательно соединенных агрегата — два рабочих и один резервный.

       При этом давление нагнетания  Рн=5,5 МПа,   а на приеме в первый           нагнетатель Р_к= 3,47 МПа.

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 24. Зависимость оптимальной степени сжатия КС магистральных газопроводов от их пропускной способности ‚

1 —рабочее давление Рр =5,5 МПа; 2 — Рр = МПа

           К рассмотрению принимаем диаметры труб D_н= 720, D_н= 820, D_н=1020 мм.

           Трубы изготовлены из стали I7ГС и I7ГIС, для которых расчетное сопротивление равно  R₁ = 296  МПа, (за нормативное сопротивление принято временное сопротивление         R_1н = 510 МПа), коэффициент условий работы газопровода принят m = 0,9, т.к. категория трубопровода IV согласно [2] п.2.3, коэффициент безопасности по материалу К₁ = 1,55 [2] коэффициент надежности К_н = 1 табл. II [2]

          МПа                                                            (2.3)

          Определяем необходимые толщины стенок труб по формуле

          ,                                                                                                            (2 4)

где n - коэффициент надежности по нагрузке — внутреннему рабочему давлению, принимается по табл. 13* [2] n =1,1.

          мм     

 

          мм      

 

           мм      

 

          Принимаем по ГОСТ трубы диаметром 720х7,5, 820х8,5, 1020х 10,6. 

          Определяем коэффициент гидравлического сопротивления труб.        

          Определим число Рейнольдса при плотности воздуха в стандартных условиях   

           р_н=1,206 кг/м

 

;

 

 

            ;

           Для определения коэффициента гидравлического сопротивления мы должны узнать число Рейнольдса и Число Рейнольдса переменная. При Re < Re _пер квадратичная зона сопротивления, при  Re > Re _пер — зона смешанного трения.

            ;

для диаметра трубы 820мм число Рейнольдса переменная

            

            

            

 

           Коэффициент гидравлического сопротивления от трения определяется по формуле для труб 720мм и 820мм, которые работают в квадратичном режиме.

           

           где  D_В — внутренний диаметр трубы в мм.

           

           

         С учетом местных сопротивлений расчетные значения  λ будут на 5 % выше.

           λ ₇₂₀ = 0,0108 ,             λ ₈₂₀ = 0,01052

 

 

            Газ в трубе диаметром 1020мм находится в зоне смешанного течения

гидравлическое сопротивление  вычисляется по формуле:

          

           Расстояние  L между компрессорными станциями (КС) определяется из выражения:

                                                                                                 (2.5)

           где  ,  здесь T_ст , P_ст — стандартные температура и давление

          (T_ст = 290 К, Р_ст = 0,1 МПа);

        R_В — газовая постоянная воздуха, 281,53 Дж/(кг∙н)

        T_О — температура окружающей среды (T_О = 273 — 2 = 271 К).                                   Принимаем значение К = 3,32 согласно [1]

                                                                                   (2.6)

 

           Для этой формулы единицы измерения следующие:

           — давление (Р) — в МПа;

           — диаметр (D) — в мм;

           — расход ( Q)   — в млн. м³ /сут                

          Определяем расстояние между компрессорными станциями.

       

      

       

         Также по (2.6) определяем последнего перегона, приняв давление в конце газопровода 2 МПа.

       

       

       

 

 

Определяем необходимое количество промежуточных компрессорных станций:

          

          

          

 

 

2.3. Экономическое сравнение вариантов

           Проведем экономическое сравнение рассматриваемых диаметров (вариантов) по укрупненным показателям.

           Капитальные затраты на линейную часть. Согласно Табл. 9 [1] стоимость строительство 1 км трубопровода  _{л 720} = 69,45 тыс.руб., _{л 820} =81,61 тыс, руб.,  

        _л1020  =124,18 тыс, руб.

        Тогда

        К _{л 720} =  69,45 ∙ 1000 = 69,450 млн, руб.;

        К _{л 820} = 81,61 ∙ 1000 = 81,610 млн. руб.;

        К _{л 1020} = 124,18 ∙ 1000= 124,18 млн, руб.

     Капитальные затраты на сооружение КС. Согласно табл. 10 [1] стоимость строительства одной КС на три агрегата типа ГТ равна _кс= 4,980 млн, руб.

        Тогда

        К_{кс 720} = 4,980 ∙ 15 = 74,7 млн, руб.;

       К_{кс 820} = 4,980 ∙ 7 = 34,86 млн. руб.;

     К_{кс 1020} = 4,980 ∙ 1 = 4,980 млн. руб.

        Полные  капитальные затраты

     К ₇₂₀ = К _{л 720}  + К_{кс 720} = 69,450+74,7 =144,15 млн. руб.;

       К ₈₂₀ = 81,610+34,86 = 116,47 млн. руб.;

     К ₁₀₂₀ = 124,18+4,980 =129,16млн. руб.

       Стоимость эксплуатации линейной части.

       Согласно табл. 9 [1]

       _л720 = 3,34 тыс. руб./(год ∙ км);

       _л820 = 3,83 тыс. руб./(год ∙км);

       _л1020 =5,58 тыс. руб./(год ∙км).

    Тогда     Э_л720 = 3,34 ∙1000 = 3,34 млн, руб;     Э_л820 = 3,83 ∙ 1000 = 3,83млн. руб.;

     Э_л1020 = 5,58 ∙ 1000 = 5,58 млн. руб;

 

         Стоимость эксплуатации КС.

         По табл. 10 [1] стоимость эксплуатации типовой КС на три агрегата ГТК-10-2                    кс=5 0,950 млн. руб./год.

          Тогда

             Э_{КС 720} = 0,950 ∙ 15 = 14,25 млн. руб.;

             Э_{КС 820} = 0,950 ∙ 7 = 6,65млн. руб.;

             Э_{КС 1020}  = 0,950 ∙ 1 = 0,99 млн. руб.

          Полные эксплуатационные расходы.

       Э ₇₂₀ = Э_Л720 + Э_{КС 720} =3,34 + 14,25 = 17,59 млн. руб.;

     Э ₈₂₀  = 3,83 + 6,65 =10,48 млн, руб.;

     Э ₁₀₂₀ = 5,58 +0,99 = 6,57 млн. руб.;

         По (2.2) вычисляем приведенные затраты по вариантам:

       S₇₂₀ =0,15 К ₇₂₀ +Э ₇₂₀ =0,15 ∙ 144,15 + 17,590 = 39,213 млн. руб.;

       S₈₂₀  = 0,15 ∙ 116,47 + 10,48 = 27,950 млн. руб.;

      S₁₀₂₀ = 0,15 ∙ 129,16+ 6,57 = 25,944 млн. руб.

        Таким образом, по приведенным затратам выгодным является диаметр 1020 мм.

        Необходимо рассмотреть и другие конкурентоспособные варианты. Рассмотрим трехступенчатое сжатие газа на КС при том же типе газоперекачивающих агрегатов.

        При трехступенчатом сжатии давление на входе в первый нагнетатель Р_К = 2,94 МПа, диаметры газопроводов принимаем прежние.

        Определяем расстояние между КС.

       L₇₂₀= 70,153 км

       L₈₂₀ = 138,079км

       L₁₀₂₀ =441,306 км

       Определяем необходимое количество КС.

      

      

      

 

    

 

 

 

  Стоимость строительства одной КС равна 6,102 млн.руб

            Тогда капитальные затраты на строительство КС составляют:

          К_КС720 = 6,102 ∙ 13 = 79,326 млн. руб.;

          К_КС820 = 6,102 ∙ 6 = 36,612   млн, руб.;

          К_КС1020 = 6,102 ∙ 1 =  6,102   млн. руб.;

           Полные капитальные затраты составляют:

          К₇₂₀ = 69,450 + 79,326 = 148,776 млн. руб.;

          К₈₂₀ = 81,61  + 36,612 = 118,22  млн, руб.;

          К₁₀₂₀ = 124,18 + 6,102 = 130,282 млн. руб.

           Стоимость эксплуатации одной КС составляет 1,293 млн. руб./год. Определяем стоимость  эксплуатации по вариантам.