Технологический расчет магистрального газопровода

Технологический расчет магистрального газопровода

 

Исходные данные приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Исходные данные для расчета магистрального газопровода

 

материал труб	сталь Ст.2
коэффициент сжимаемости	0,93
температура грунта на глубине укладки	-1 оС,
производительность газопровода	3,8 млрд.
давление газа	5,6МПа
длина газопровода	900 км
Коэффициент индексации	12,5

 

Определяем суточную пропускную способность газопровода Q, млн.м³/сут., по формуле

Q = Q_год/365k_r, (1)

где Q_год – годовая плановая пропускная способность газопровода, млн.м³/сут.;

365 – число дней работы газопровода в году;

k_r – коэффициент годовой неравномерности транспорта газа, k_r = 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 С_к, 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;

k_n - коэффициент надежности, учитывающий внутреннее давление, диаметр и назначение трубопровода, k_n = 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

Диаметры, мм
Расчетная толщина стенки трубопровода, мм
Принятая толщина стенки трубопровода, мм
Расчетные кольцевые напряжения. МПа	181,8	187,8
Допускаемые кольцевые напряжения, МПа
по пределу прочности
по пределу текучести
Внутренний диаметр трубопровода, мм

 

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 Р_н и Р_к - 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 Р_н и Р_к - 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;

1_n - 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 Р_н - 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

Диаметры, мм
Расчетное расстояние между станциями, км		15,8
Расчетное число станций, шт	4,6	48,5
Принятое число станций, шт
Фактическое расстояние между станциями, км		33,7
Конечное давление в газопроводе, МПа	2,53	7,3

 

Определяем капитальные затраты в линейную часть (таблица 3 методического указания), К_л, млн.руб./год, по формуле

К_л = К_лL (17)

где К_л – капитальные затраты в линейную часть, млн. руб./год;

L – длина газопровода, км.

Определяем годовые эксплуатационные расходы по линейной части (таблица 3 методического указания), Э_л, по формуле

Э_л = Э_лL (18)

где Э_л – 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) К_кс, млн. руб. / год. по формуле

К_кс = К_ксn (19)

где К_кс- 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), Э_кс, млн.руб./год, по формуле

Э_кс = Э_кс 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 = К_л + К_кс (21)

где К_л – капитальные затраты в линейную часть, млн. руб./год.;

 

К_кс - 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;

С_пр – приведенные годовые затраты, млн. руб./год.