Примеры расчета

Пример 1. Выполнить технологический расчет магистрального газопровода протяженностью L = 520 км, для перекачки газа производительностью
Q_Г = 31 млрд м³/год. По газопроводу транспортируется газ следующего состава:

Компонент	Метан, СН4	Этан, С2Н6	Пропан, С3Н8	Двуокись углерода, СО2	Азот, N2
Объемная доля, %	98,4	0,07	0,01	0,4	1,1

Средняя температура грунта на глубине оси газопровода Т ₀ = 278 К,
средняя температура воздуха Т_в = 283 К.

Давление в конце МГ принять р_К = 2 МПа.

Выбрать рабочее давление и тип ГПА; обосновать выбор диаметра газопровода; определить количество компрессорных станций и расстояние между ними. Выполнить уточненный тепловой и гидравлический расчет участков газопровода между компрессорными станциями и произвести расчет режима работы КС.

Решение:

1. Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций

1.1. Расчет физических свойств перекачиваемого газа

По известному составу определяем основные физические свойства газа

Плотность при стандартных условиях (9)

Молярная масса (10)

Газовая постоянная (11)

.

Псевдокритическая температура и давление (12), (13):

К;

МПа.

Относительная плотность газа по воздуху при стандартных условиях (14)

.

1.2. Выбор рабочего давления, типа ГПА и определение диаметра газопровода

С учетом рекомендаций по проектированию в качестве рабочего давления в газопроводе выбираем р = 7,5 Мпа.

Исходя из заданной годовой производительности (Q_Г = 31 млрд. м³/год) и выбранного рабочего давления, по таблице 1 определяем ориентировочное значение диаметра газопровода. Таким является D = 1420 мм.

Далее для экономического обоснования выбора диаметра газопровода следовало бы взять ближайший меньший и ближайший больший диаметры.
Но поскольку диаметра больше 1420 мм не существует, то для сравнения принимаем ближайший меньший диаметр D = 1220 мм.

По формуле (8) определяем суточную производительность газопровода

млн м³/сут.

Исходя из принятого рабочего давления и суточной производительности принимаем к установке четыре газотурбинных агрегата ГПА-Ц-16, оборудованных центробежными нагнетателями ГПА-Ц-16/76. Номинальная мощ­­- ность ГПА – 16000 кВт, номинальная подача – 32,6 млн м³/сут., Р_ВС = 5,14 МПа,
Р_НАГ = 7,45 МПа. При этом три нагнетателя работают параллельно, один резервный.

Характеристики нагнетателя и газотурбинного привода приведена в таблицах 4 и 5.

Для строительства газопровода принимаем трубы D = 1420 мм и D = 1220 мм Харцызского трубного завода, изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ [3, прил. Г, табл. Г. 1].

Для принятых диаметров по формулам (1.17) и (1.16) [3] определяем значения расчетного сопротивления металла труб и толщину стенки трубопро­водов:

,

МПа, МПа,

,

мм, мм.

Принимаем трубы стандартных размеров 1220×15 мм, 1420×16 мм
[3, прил. Б].

Внутренний диаметр трубопроводов:

мм; мм.

1.3. Определение расстояния между компрессорными станциями и числа КС

Пользуясь данными таблицы 3 и формулами (18) и (19), определяем значения начального и конечного давлений на линейном участке между КС:

МПа;

МПа.

Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной Т_Н = 303 К,
а в конце участка равной температуре окружающей среды Т ₀ = 278 К, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке (17):

К.

Среднее давление в линейном участке (28):

МПа.

Приведенные значения давления и температуры (25) и (26):

;

.

Коэффициент сжимаемости газа (24)

Коэффициент динамической вязкости (40)

Па·с.

Для определения режима течения в трубах найдем числа Рейнольдса, воспользовавшись формулой (22):

Re₁₂₂₀ ;

Re₁₄₂₀ .

Приняв эквивалентную шероховатость для новых труб без внутреннего антикоррозионного покрытия k = 0,03 мм, по формуле (21) найдем коэффициент гидравлического сопротивления трению:

;

.

С учетом местных сопротивлений и коэффициента гидравлической эффективности расчетные значения коэффициентов гидравлических сопротивлений λ будут (20) следующие:

;

.

По формуле (16) определяем расстояние между КС:

км;

км.

Также по формуле (16) определяем длину последнего перегона, приняв давление в конце газопровода Р_К = 2 МПа:

км;

км.

Определяем необходимое число КС (29):

;

.

Округляем расчетное число КС до целого числа в большую сторону

n ₁₂₂₀ = 10; n ₁₄₂₀ = 4.

2. Экономическое обоснование выбора диаметра газопровода

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

Капитальные затраты в линейную часть

Согласно Приложения 1 стоимость строительства 1 км трубопровода составляет C_{Л 1220} = 3579,2 тыс. руб/км; C_{Л 1420} = 5280,9 тыс. руб/км.

Тогда:

К_{Л 1220} = С_{Л 1220} · L = 3579,2 · 520 = 1861,184 млн руб;

К_{Л 1420} = С_{Л 1420} · L = 5280,9 · 520 = 2746,068 млн руб.

Капитальные затраты на сооружение КС

Согласно Приложения 2 стоимость строительства одной КС на четыре агрегата типа ГПА-Ц-16 равна (2)

млн руб.

Тогда:

К_{КС 1220} = С_СТ · n ₁₂₂₀ = 176,1 · 10 = 1761 млн руб;

К_{КС 1420} = С_СТ · n ₁₄₂₀ = 176,1 · 4 = 704,4 млн руб.

Полные капитальные затраты

К ₁₂₂₀ = К_{Л 1220} + К_{КС 1220} = 1861,184 + 1761 = 3622,184 млн руб;

К ₁₄₂₀ = К_{Л 1420} + К_{КС 1420} = 2746,068 + 704,4 = 3450,468 млн руб.

Стоимость эксплуатации линейной части

Согласно Приложения 1 стоимость эксплуатации 1 км трубопровода в год составляет

С_{ЭЛ 1220} = 161,1 тыс. руб/(год·км); С_{ЭЛ 1420} = 237,6 тыс. руб/(год·км).

Тогда:

Э_{Л 1220} = С_{ЭЛ 1220} · L = 161,1 · 520 = 83,772 млн руб/год;

Э_{Л 1420} = С_{ЭЛ 1420} · L = 237,6 · 520 = 123,552 млн руб/год.

Стоимость эксплуатации КС

Согласно Приложения 2 стоимость эксплуатации типовой КС на четыре агрегата ГПА-Ц-16 равна (3)

млн руб/год.

Тогда:

Э_{КС 1220} = С_{ЭСТ 1220} · n ₁₂₂₀ = 41,2 · 10 = 412 млн руб/год;

Э_{КС 1420} = С_{ЭСТ 1420} · n ₁₄₂₀ = 41,2 · 4 = 164,8 млн руб/год.

Полные эксплуатационные расходы

Э ₁₂₂₀ = Э_{Л 1220} + Э_{КС 1220} = 83,772 + 412 = 495,772 млн руб/год;

Э ₁₄₂₀ = Э_{Л 1420} + Э_{КС 1420} = 123,552 + 164,8 = 288,352 млн руб/год.

Приведенные годовые затраты определяем по формуле

,

где Е – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов транспорта и хранения нефти и газа Е = 0,15 1/год).

Тогда

S ₁₂₂₀ = ЕК ₁₂₂₀ + Э ₁₂₂₀ = 0,15 · 3622,184 + 495,772 = 1039,1 млн руб/год;

S ₁₄₂₀ = ЕК ₁₄₂₀ + Э ₁₄₂₀ = 0,15 · 3450,468 + 288,352 = 805,92 млн руб/год.

Таким образом, по приведенным затратам выгодным является диаметр 1420 мм и дальнейшие расчеты ведем только для этого диаметра.

Можно рассматривать и другие конкурентоспособные варианты, другие схемы компоновки ЦН, например, в качестве основного оборудования применить газоперекачивающие агрегаты ГТК-10-4: номинальная мощность –
10000 кВт, подача – 37 млн м³/сут, р_НАГ = 7,46 МПа, Р_ВС = 6,08 МПа. В этом случае также устанавливаем четыре агрегата, три из которых работают параллельно и один – резервный.

Самым выгодным будет вариант с наименьшими приведенными затратами.

3. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участков
газопровода между компрессорными станциями

Уточненный тепловой и гидравлический расчет участков газопровода между компрессорными станциями производится с целью определения давления и температуры в конце рассматриваемого участка.

3.1. Уточняем расстояния между КС с учетом расхода топливного газа
на собственные нужды

Производительность каждого участка найдем по формуле (31):

.

Для ГПА-Ц-16

Q_ТГ = 6240 · 24 · 3 = 0,449 млн м³/сут (Приложение 6).

Тогда:

Q ₁ = 94,37 – 0,449 · 1 = 93,92 млн м³/сут;

Q ₂ = 94,37 – 0,449 · 2 = 93,47 млн м³/сут;

Q ₃ = 94,37 – 0,449 · 3 = 93,02 млн м³/сут;

Q ₄ = 94,37 – 0,449 · 4 = 92,57 млн м³/сут.

Из формулы (33) найдем среднюю длину участка между КС

,

где .

Тогда

По формуле (32) найдем длину каждого участка:

км;

км;

км;

км.

Дата добавления: 2014-11-16