Технологический расчет магистрального газопроводаи расчет режимов работы компрессорной станции»

СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
TOC \o "1-3" \h \z \u ВВЕДЕНИЕ PAGEREF _Toc83892697 \h 41 ВЫБОР РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА PAGEREF _Toc83892698 \h 52 РАСЧЕТ СВОЙСТВ ПЕРЕКАЧИВАЕМОГО ГАЗА PAGEREF _Toc83892699 \h 73 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ КОМПРЕССОРНЫМИ СТАНЦИЯМИ И ЧИСЛА КС PAGEREF _Toc83892700 \h 94 УТОЧНЕННЫЙ ТЕПЛОВОЙ И ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА МЕЖДУ ДВУМЯ КОМПРЕССОРНЫМИ СТАНЦИЯМИ PAGEREF _Toc83892701 \h 115 ВЫБОР ТИПА ГПА И РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ КС PAGEREF _Toc83892702 \h 166 УЗЕЛ ОЧИСТКИ ГАЗА PAGEREF _Toc83892703 \h 21СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ PAGEREF _Toc83892704 \h 24

ВВЕДЕНИЕОдной из составляющих энергетики промышленно развитых стран, в том числе и России – является газовая промышленность. Базу данной отрасли представляют месторождения природного газа, которые, как правило, удалены от основных потребителей их продукции – энергетических и химических производств, предприятий черной металлургии и крупных коммунальных хозяйств - на многие сотни километров. Это создает проблему доставки газа от мест его добычи к объектам потребления газового сырья и топлива.
На существующем этапе технического прогресса основным и, по сути единственным, средством доставки газа в больших объемах на значительные расстояния является трубопроводный транспорт. Протяженность современных газопроводов достигает нескольких тысяч километров, а всей газотранспортной системы страны (ГТС) – примерно 150 тыс. км.
О значимости объектов транспорта газа в энергообеспечении ведущих секторов экономики говорят распределение капиталовложений и структура стоимости основных фондов в данной отрасли. По капиталовложениям ГТС в период ее развития и становления относилась к одному из основных направлений в деятельности газового ведомства. На долю систем транспорта приходилось более 50 % всех вложений в объекты газового профиля. В настоящее время, когда формирование ГТС для современных потребностей газа практически завершилось, стоимость основных фондов газотранспортной системы составляет определяющую часть фондов газовой промышленности в целом.
Надлежащее функционирование ГТС поддерживается за счет использования в ее составе компрессорных станций магистральных газопроводов (КС), относительно равномерно рассредоточенных по отдельным газопроводам, объединенным в ГТС.
Основное предназначение компрессорных станций газопроводов – сообщение газу энергии путем сжатия его до определенного давления. Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.
Компрессорные станции (КС) являются одним из основных объектов газотранспортных систем. На них приходится порядка 25 % всех капиталовложений в системы транспорта газа и 60 % всех эксплуатационных расходов по этим системам.
Надежность и экономичность транспорта газа в значительной мере определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и эксплуатация компрессорных станций должны осуществляться с учетом современных достижений науки и техники и перспектив развития районов расположения станций.

1 ВЫБОР РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА1.1 Принимаем рабочее (избыточное) давление в газопроводе . Значения абсолютного давления на входе и выходе центробежного нагнетателя составят соответственно и (атмосферное давление ). Согласно принятому уровню давления и годовой производительности по таблице 3 [1] принимаем условный диаметр газопровода (соответствующий наружный диаметр ).
1.2 Для строительства газопровода принимаем трубы Выксунского металлургического завода, изготовленные по ТУ 14-3-1573-99 из стали 13ГС (приложение А [1]).
Для данной марки стали нормативное сопротивление материала труб, которое равно временному сопротивлению материала труб составляет .
Для расчета толщины стенки принимаем (согласно СНИП 2.05.06-85 [2]):
- коэффициент условий работы , для газопровода III категории (подземный газопровод условным диаметром 800 мм);
- коэффициент надежности по материалу труб , сварных из стали контролируемой прокатки и термически упрочненных труб, изготовленных двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5 % и подвергнутых автоматическому контролю в объеме 100 % на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами;- коэффициент надежности по назначению трубопровода , для газопровода условным диаметром 800 мм с рабочим давлением ;
- коэффициент надежности по нагрузке, для газопроводов .
1.3 Находим расчетное сопротивление материала трубопровода
(1.1)

1.4 Определяем расчетную толщину стенки трубопровода
(1.2)

Принимаем толщину стенки , как ближайшую большую по сортаменту труб для стали марки 13ГС, изготовленной Выксунским металлургическим заводом по ТУ 14-3-1573-99.
1.5 Рассчитываем внутренний диаметр трубопровода
(1.3)

2 РАСЧЕТ СВОЙСТВ ПЕРЕКАЧИВАЕМОГО ГАЗА2.1 Находим плотность газа при стандартных условиях по формуле
(2.1)
где ‒ концентрация i-го компонента газа (объемная доля), %; ‒ плотность i-го компонента газа при стандартных условиях, кг/м3;
n – количество компонентов газа в смеси

2.2 Вычисляем молярную массу природного газа
(2.2)
где Mi – молярная масса i-го компонента газа, кг/кмоль

2.3 Определяем газовую постоянную газа
(2.3)
где – универсальная газовая постоянная
2.4 Находим псевдокритические значения давления и температуры газа
(2.4)
(2.5)
где , – критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси


2.5 Относительная плотность газа определяется соотношением
(2.6)
где – плотность воздуха при стандартных условиях,

2.6 Находим суточную производительность газопровода
(2.7)
‒ годовая производительность газопровода, млрд. м3/год;
‒ коэффициент использования пропускной способности
(2.8)
где – коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, для базовых и распределительных газопроводов ;
– коэффициент экстремальных температур, для газопроводов менее 1000 км составляет ;
– коэффициент надежности газопровода, находим с таблицы 2 [1], как для однониточного газопровода с длиной (применяем линейную интерполяцию)




3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ КОМПРЕССОРНЫМИ СТАНЦИЯМИ И ЧИСЛА КС3.1 С таблицы 2 [1] находим значения номинальных потерь давления во всасывающей (при одноступенчатой очистке газа) и нагнетательной линиях, а также в системе охлаждения газа для рабочего давления газопровода

и определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между КС
(3.1)

(3.2)

3.2 Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной , определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке
(3.3)
где ‒ средняя температура грунта на глубине заложения оси подземного газопровода, К
3.3 В первом приближении, полагая режим течения газа квадратичным, находим коэффициент сопротивления трению
(3.4)
где – эквивалентная шероховатость труб, для труб без внутреннего гладкостного покрытия следует принимать равным 0,03 мм (3·10-5 м)

3.4 Полагая, что газопровод будет оборудован устройствами для очистки внутренней полости (), коэффициент гидравлического сопротивления λ по формуле
(3.5)

3.5 Определяем среднее давление газа на участке по формуле
(3.6)

3.6 Находим приведенные значения давления и температуры по формулам
(3.7)

3.7 Вычисляем среднее значение коэффициента сжимаемости газа на линейном участке газопровода
(3.8)
где
(3.9)
(3.10)



3.8 Определяем расчетное расстояние между КС
(3.11)

3.9 Определяем расчетное число компрессорных станций
(3.12)
где ‒ общая длина газопровода, км
3.10 Округляем расчетное число КС до , после чего уточняем расстояние между КС
(3.13)

4 УТОЧНЕННЫЙ ТЕПЛОВОЙ И ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА МЕЖДУ ДВУМЯ КОМПРЕССОРНЫМИ СТАНЦИЯМИ4.1 Принимаем в качестве первого приближения значения , и из первого этапа вычислений:

4.2 Определяем в первом приближении значение конечного давления газа
(4.1)

4.2 Вычисляем среднее давление по формуле (3.6)

4.3 Находим средние значения приведенного давления и температуры по формулам (3.7)

4.4 Рассчитываем среднюю изобарную теплоемкость природного газа
(4.2)
где
(4.3)
(4.4)
(4.5)
(4.6)





4.5 Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона Di, К/МПа, вычисляем по формуле
(4.7)
где
(4.8)
(4.9)
(4.10)
(4.11)





4.6 Рассчитываем значение параметра Шухова
(4.12)
где – средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м2∙К)

4.7 Вычисляем значение средней температуры газа с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона
(4.13)

4.8 Вычисляем уточненные значения приведенной температуры и коэффициента сжимаемости по формулам (3.7)-(3.10)




4.9 Рассчитываем коэффициент динамической вязкости газа на участке газопровода
(4.14)
где
(4.15)
(4.16)
(4.17)
(4.18)





4.10 Находим значение числа Рейнольдса
(4.19)

4.11 Находим значение коэффициента сопротивления трению
(4.20)

и по формуле (3.5) расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления

4.12 Конечное давление во втором приближении по формуле (4.1)

4.13 Относительная погрешность определения конечного давления составляет
(4.21)

Если полученный результат отличается от предыдущего приближения более 1 %, то приравниваем , и уточняем расчеты, начиная с пункта 4.2. В нашем случае расчет считается законченным. Результаты всех приближений приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета линейного участка газопровода
Наименование параметра Числовое значение параметра
Первое приближение Второе приближение
Абсолютное конечное давление Рк, МПа 5,534 ‒
Абсолютное среднее давление Рср, МПа 6,447 ‒
Приведенное давление газа Рпр291,5 ‒
Приведенная температура газа Тпр1,439 ‒
Средняя изобарная теплоемкость газа Ср, кДж/(кг·К) 2,621 ‒
Коэффициент Джоуля-Томсона Di, К/МПа 3,886 ‒
Параметр Шухова а·103, км-1 8,610 ‒
Абсолютная средняя температура газа Тсp, К 291,7 ‒
Средний коэффициент сжимаемости газа Zср0,8798 ‒
Средняя динамическая вязкость газа μ·106, Па·с12,61 ‒
Число Рейнольдса Re·10-620,14 ‒
Коэффициент сопротивления трению λтр·1021,023 ‒
Коэффициент гидравлического сопротивления линейного участка газопровода λ·1021,133 ‒
Конечное давление (уточненное) Р’к, МПа 5,497 ‒
Относительная ошибка по давлению δРк, % 0,673 ‒
4.14 Уточняем среднее давление по формуле (3.6)

4.15 Фактическое значение температуры газа в конце участка находим по формуле
(4.22)

На этом уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода можно считать завершенным.
5 ВЫБОР ТИПА ГПА И РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ КСНа компрессорных станциях газопровода предполагается установка газотурбинных агрегатов ГТК-10И, оборудованных центробежными нагнетателями RF2BB-30. Характеристики нагнетателя и газотурбинного привода приведены в таблицах 5 и 6 [1].
По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление и температуру газа на входе в центробежный нагнетатель:
(5.1)

(5.2)

5.1 Вычисляем по формулам (3.7) при значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания

5.2 Находим среднее коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания по формулам (3.8)-(3.10)



5.3 Рассчитываем плотность газа при условиях на входе в нагнетатель
(5.3)

5.4 Определяем необходимое количество параллельно работающих нагнетателей
(5.4)
где ‒ номинальная производительность одного нагнетателя, согласно данным таблицы 5 [1] для RF2BB-30 ‒

принимаем (при этом один нагнетатель будет резервным, то есть на КС будет установлено 2 таких ГПА).
5.5 Находим производительность одного нагнетателя при условиях всасывания
(5.5)

5.6 Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем:
- приведенную производительность нагнетателя при условиях всасывания
(5.6)
- приведенные относительные обороты ротора нагнетателя
(5.7)
где ‒ номинальная частота вращения ротора нагнетателя, согласно данным таблицы 5 [1] для RF2BB-30 ‒ ;
где приведенные параметры нагнетателя, согласно данным таблицы 5 [1] для центробежного нагнетателя марки RF2BB-30 ‒ .
Результаты вычислений сводим в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 – Результаты расчета приведенных производительности при условиях всасывания и относительных оборотов ротора нагнетателя
Наименование параметра Числовое значение параметра
Частота оборотов ротора нагнетателя n, об/мин 4550 5000 5500 6000 6500 6870
Относительные обороты ротора нагнетателя n/nн0,7339 0,8065 0,8871 0,9677 1,048 1,108
Величина, обратная относительным оборотам ротора нагнетателя nн/n 1,363 1,240 1,127 1,033 0,9538 0,9025
При веденная производительность при условиях всасывания Qпр, м3/мин 303,5 276,2 251,1 230,2 212,5 201,0
Приведенные относительные обороты ротора нагнетателя [n/nн]пр0,7403 0,8135 0,8949 0,9763 1,058 1,118
Полученные точки наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рис. 5.1).
5.7 Вычисляем требуемую степень повышения давления в нагнетателе
(5.8)

По характеристике нагнетателя (рисунок 5.1) определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем горизонтальную линию из до линии режимов и найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим и . Аналогично определяем политропический КПД нагнетателя и приведенную относительную внутреннюю мощность .
5.8 Определим расчетную частоту вращения вала нагнетателя по формуле
(5.9)

5.9 Рассчитываем внутреннюю мощность, потребляемую центробежным нагнетателем
(5.10)

5.10 С учетом, что механические потери мощности составляют 1 % от номинальной мощности ГТУ (, таблица 6 [1]), определяем мощность на муфте привода
(5.11)

5.11 Согласно данным таблицы 6 [1] для ГТУ марки ГТК-10И принимаем такие числовые значения параметров:
- коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ ;
- коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе);
- коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов (при ее отсутствии);
- коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха ;
- номинальная температура воздуха на входе в ГТУ .
Также принимаем для дальнейших расчетов фактическую температуру наружного воздуха и атмосферное давление .
Располагаемую мощность ГТУ находим по формуле
(5.12)

20326352928620003128645352869500
Рисунок 5.1 – Приведенные газодинамические характеристики
центробежного нагнетателя RF2BB-30 с нанесенной линией режимов ()5.12 Проверяем условие по мощности нагнетателя
(5.13)

условие выполняется.
5.13 Проверяем условие удалённости режима работы нагнетателя от границы помпажа
(5.14)
где – минимальное значение приведенной производительности нагнетателя согласно его характеристике. Для нагнетателя RF2BB-30 (рис. 5.1)

условие выполняется. Нагнетатель будет работать в беспомпажном режиме.
5.14 Температуру газа на выходе с нагнетателя определяем по формуле
(5.15)
где – показатель адиабаты природного газа, принимаем как для метана, из которого в основном и состоит природный газ (приложение В [1])

На этом расчет режима работы КС можно считать завершенным.

6 УЗЕЛ ОЧИСТКИ ГАЗАУстановка очистки газа предназначена для очистки поступающего на КС газа от твердых и жидких примесей и предотвращение загрязнения и коррозии оборудования и трубопроводов станций.
Разработка установки состоит в определении числа ступеней очистки газа, определении типа, марки и потребного количества газоочистных аппаратов, в разработке технологической схемы установки.Очистка газа, как правило, проводится в одну ступень – в пылеуловителях. Иногда применяется двухступенчатая очистка (на второй ступени используется фильтры-сепараторы). Двухступенчатая очистка предусматривается в среднем через 3-5 КС после участков газопроводов с повышенной вероятностью аварий линейной части [4].
Принимаем для очистки газа на КС мультициклонные пылеуловители марки ГП-106.00.000 [4], характеристика которых приведена на рисунке 6.1.
С характеристик пылеуловителя при давлении на входе в КС находим минимальную и максимальную производительность с учетом коэффициента изменения производительности пылеуловителя [4]


Данным производительностям пылеуловителя ГП 106.00.000 соответствуют перепады давления 0,02 и 0,04 МПа, что меньше нормативной величины потерь давления во входной линии КС 0,12 МПа согласно [1].
На основе найденных значений производительности назначается число пылеуловителей. Назначение выполняют таким образом, чтобы при работе всех пылеуловителей нагрузка на один аппарат составляла не менее , а при отключении одного из них – не более .

Рисунок 6.1 – Характеристика циклонного пылеуловителя ГП 106.00.000
То есть для количества параллельно работающих пылеуловителей должны выполняться условия
(6.1)
Решая уравнения системы (6.1) относительно количества пылеуловителей получаем двойное неравенство
(6.2)


окончательно принимаем . Тогда фактическая производительность одного пылеуловителя будет равна
(6.3)

При отключении одного пылеуловителя
(6.4)

Следовательно, количество пылеуловителей марки ГП 106.00.000 подобрано правильно. Такое количество аппаратов для очистки газа от механических примесей и будет установлено на КС. При этом все пылеуловители будут рабочими.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ1. Сим А. Д. Объекты газонефтепроводов и их эксплуатация (семестровый курс, 2 семестр изучения): метод. указания по выполнению контрольной работы для студентов направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело» заочной формы обучения. – Хабаровск: Изд-во ТГУ, 2020. – 48 с.
2. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*) / Госстрой России: ФАУ «ФЦС», 2013. – 97 с.
3. Козаченко А. Н., Никишин В. И., Поршаков Б. П. Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учебное пособие. – М.: ГУП Издательство “Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2001. – 400 с.
4. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебник для вузов / А. М. Шаммазов, В. Н. Александров, А. И. Гольянов и др. –М. ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 404 с.
5. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учеб. пособие. Под общей редакцией д.т.н., проф. Л. И. Быкова. – Санкт-Петербург: Недра, 2006. – 824 с.