Технологический расчет магистрального газопроводаТехнологический расчет магистрального газопровода
Исходные данные приведены в таблице 1. Таблица 1 – Исходные данные для расчета магистрального газопровода
Определяем суточную пропускную способность газопровода Q, млн.м3/сут., по формуле Q = Qгод/365kr, (1) где Qгод – годовая плановая пропускная способность газопровода, млн.м3/сут.; 365 – число дней работы газопровода в году; kr – коэффициент годовой неравномерности транспорта газа, kr = 0,85; Определяем ориентировочное значение степени сжатия (ричунок 1 методического указания). Выбираем варианты типов машин, их число и схему работы (таблица 1 методического указания). Вариант 1: ГТК -16 с нагнетателем типа Н-16-57 в количестве трех штук (один резервный) – соединение последовательное. Вариант 2: ГТК-25 с нагнетателем типа 650-23-2 в количестве трех штук (один – резервный) – соединение последовательное. Определяем минимальное значение комплекса Ск, млн.руб./год, по формуле
(2)
транспорта и хранения нефти и газа Е = 0,2/год); К – капитальные затраты, млн. руб/год (принимаются по таблице 2 методического указания); Э – эксплуатационные расходы, млн. руб/год, (принимаются по таблице 2 методического указания); – степень сжатия газа. =(0,3 7425+1479) 12,5
=(0,2 10194+2166) 12,5 Выбираем вариант 2 (ГТК-25 с нагнетателем типа 650-21-1 в количестве трех штук (один резервный) – соединение последовательное). К дальнейшему расчету принимаем следующие диаметры 720 и 820 мм. Определим расчетное сопротивление металла труб, R1, МПа, по формуле (3)
где – временное сопротивление разрыву, H/м2, по таблице методического указания; m – коэффициент условий работы трубопровода, m = 0,9; k1 – коэффициент надежности по материалам, k1=1,55; kn - коэффициент надежности, учитывающий внутреннее давление, диаметр и назначение трубопровода, kn = 1,0. Определим толщину стенки газопровода, , мм, по формулам (4) (5) где n – коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе (для газопроводов n=1,15); p –рабочее (нормативное) давление в трубопроводе, МПа; D – наружный диаметр, мм; расчетное сопротивление металла труб, н/м2; – нормативное сопротивление, равное номинальному значению предела текучести металла труб, МПа, = по таблице методического указания, = 206 МПа. ; ; ; ; Делаем проверку возникающих кольцевых напряжений, МПа, по формуле (6) где n - коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе (для газопроводов п=1,15); р - рабочее (нормативное) давление в трубопроводе, МПа; d - внутренний диаметр трубопровода, мм; - толщина стенки газопровода, мм; R1 - расчетное сопротивление металла труб, R1 = 195 МПа; - нормативное сопротивление, равное номинальному значению предела текучести металла труб, МПа. по таблице методического указания, 181,8 R1, R1=195 МПа 181,8 R1, R1=195 МПа Расчетные данные сводим в таблицу 2. Таблица 2 - Расчетные данные толщины стенки трубопровода
Определяем режим течения газа по газопроводу (рисунок 2 методического указания). При диаметре 720 мм - действует квадратичный закон сопротивлении, а при диаметре 820 мм - зона смешанного трения. Определяем коэффициент гидравлического сопротивления в зоне квадратичного закона сопротивления для новых труб диаметром 720 мм, 720, мм, по формуле (7) d – внутренний диаметр трубопровода, мм. = учетом местных сопротивлений: Определяем коэффициент гидравлического сопротивления для зоны смешанного трения для новых труб диаметром 820 мм, 820, по формуле (8) где k- эквивалентная шероховатость; для новых труб, k= 0,03 мм; Re — число Рейнольдса, Re; d - внутренний диаметр трубопровода, мм. Определяем число Рейнольдса, Re, по формуле Re= (9) где Q - производительность, м /с;
- плотность воздуха при стандартных условиях = 1,206 кг/м3; - относительная плотность газа; d - внутренний диаметр трубопровода, мм; - коэффициент динамической вязкости газа = 12,3 10-6Па с. Определяем относительную плотность газа , по формуле (10) где - плотность газовой смеси кг/м3; - плотность воздуха при стандартных условиях = 1,206 кг/м3. Определяем плотность газовой смеси , кг/м3 по формуле (11) где Мер - среднее молекулярная масса газа, кг/моль. Определяем среднюю молекулярную массу газа по заданному составу. Мер, кг /моль: Мер=16,05 + 44,01 • 0,005 + 28,02 • 0,3 3 = 14,64 + 0,84 + 0,4 + 0,3 5 + 0,51 + 0,22 = 16,96кг / моль Определяем плотность газовой смеси , кг/м3 по формуле (11) кг/м3 Определяем относительную плотность газа , по формуле (10) Определяем число Рейнольдса для труб диаметром 820 мм, Re, по формуле (9) Re= Определяем коэффициент гидравлического сопротивления для зоны смешанного трения для новых труб диаметром 820 мм, 820, по формуле (8) 820=0,067 =0,15 С учетом местных сопротивлений: =1,05 0,15=0,1575 Определяем расстояние между КС, l, км, по формуле (12) где Рн и Рк - давление в начале и в конце трубопровода, МПа; К-расходная характеристика, К = 3,32 10-6; d - внутренний диаметр, мм; - относительная плотность газа; - коэффициент гидравлического трения;
Т0 - температура грунта на глубине укладки, °К; Z - коэффициент сжимаемости газа; Q - производительность трубопровода, млн. м3 /сут. Определяем длину последнего перегона, , км, по формуле (13) где Рн и Рк - давление в начале и в конце трубопровода, МПа; d - внутренний диаметр, мм; К - расходная характеристика, К = 3,32-10-6; , - коэффициент гидравлического трения; - относительная плотность газа; Z - коэффициент сжимаемости газа; Т0 - температура грунта на глубине укладки, °К; Q - производительность трубопровода, млн. м3/сут. Определяем необходимое число КС, n, шт.,по формуле (14) где L - длина газопровода, км; 1n - длина последнего перегона, км; l - расстояние между КС, км. Уточняем расстояние между станциями, l, км, по формуле (15) где L - длина газопровода, км; n - необходимое число КС, шт. Определяем конечное давление, , МПа, по формуле (16) где Рн - давление в начале и в конце трубопровода, МПа; Q - производительность трубопровода, млн. м3/сут.; d - внутренний диаметр, мм; - относительная плотность газа; Z - коэффициент сжимаемости газа; То - температура грунта на глубине укладки, °К; l - расстояния между КС, км. =2,53 МПа; =7,3 МПа; Результаты расчета сводим в таблицу 3. Таблица 3 - Данные гидравлического расчета
Определяем капитальные затраты в линейную часть (таблица 3 методического указания), Кл, млн.руб./год, по формуле Кл = КлL (17) где Кл – капитальные затраты в линейную часть, млн. руб./год; L – длина газопровода, км. Определяем годовые эксплуатационные расходы по линейной части (таблица 3 методического указания), Эл, по формуле Эл = ЭлL (18) где Эл – эксплуатационные расходы по линейной части, L – длина газопровода, км. = 3,97 900 = 39, 35 млн. руб. / год.; = 4,33 900 = 43, 65 млн. руб. / год. Определяем капитальные затраты на сооружение КС (таблица 2 методического указания) Ккс, млн. руб. / год. по формуле Ккс = Кксn (19) где Ккс- капитальные затраты на сооружение КС, млн.руб./год; n – необходимое число КС, шт. = 2848 5 = 171, 2 млн. руб. / год.; = 2848 49 = 1871, 2 млн. руб. / год.; Определяем годовые эксплуатационные расходы по КС (таблица 2 методического указания), Экс, млн.руб./год, по формуле Экс = Экс n (20) где – эксплуатационные расходы по КС, млн.руб./год; n – необходимое число КС, шт. = 432 5 = 27, 8 млн. руб. / год.; = 432 49 = 264, 8 млн. руб. / год.; Определяем полные капитальные затраты и эксплуатационные расходы, К, млн.руб./год, по формуле К = Кл + Ккс (21) где Кл – капитальные затраты в линейную часть, млн. руб./год.;
Ккс - капитальные затраты на сооружение КС, млн. руб./год. = 848,51 +71,2 =919,75.руб./год. = 937,25 + 854, 4 = 1793, 35 млн. руб. / год. Определяем полные эксплуатационные расходы, Э, млн. руб./год, по формуле: Э = + (22) где - эксплуатационные расходы по линейной части, млн. руб./год.; – эксплуатационные расходы по КС, млн. руб./ год. = 19, 85 + 27,8 = 47,65 млн.руб./год; = 21,65 + 264,6 = 286,25 млн. руб. /год. Вычисляем приведенные годовые затраты, , млн. руб. /год, по формуле: = ЕК + Э (23) где К – капитальные затраты, млн. руб./год; Э – эксплуатационные расходы, млн. руб. /год Е – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений (для объектов транспорта и хранения нефти и газа Е = 0,2 /год). = 0,2∙919,75 + 30,65 = 194,24 млн. руб. /год; = 0,2+1793,35 + 151,65 = 194,24 млн. руб. /год. Исходя из расчетов, принимаем к строительству трубу диаметром 720 мм. Определяем себестоимость перекачки газа, С, коп/м3, по формуле (24) где k г – для однониточных газопроводов, k г = 0,85. Q – суточная пропускная способность газопровода, млн. м3/сут; Спр – приведенные годовые затраты, млн. руб./год.
|