Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет её основных характеристик - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет её основных характеристик

Характеристика магистрального многониточного трубопровода. Назначение цеховых компрессорных станций. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение объема резервуарных парков в системе. Расчет газопровода линейного участка КС Нюксеницкая – КС Юбилейная.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


1.4 Охлаждение газа на компрессорных станциях
2. Гидравлический расчет нефтепровода
2.2 Определение объема резервуарных парков в системе магистральных нефтепроводов
3.1 Определение теплофизических свойств транспортируемого газа
3.2 Выбор труб и расчет толщины стенки
3.3 Расчет линейного участка КС Нюксеницкая - КС Юбилейная
3.4 Расчет пылеуловителей КС Юбилейная
Газовая промышленность является одной из важнейших составных частей топливно-энергетического комплекса России. Поставка газа потребителю - задача существующей Единой системы газоснабжения (ЕСГ) страны.
ООО «Газпром Трансгаз Ухта» предусматривает в некоторых регионах параллельную прокладку нескольких ниток магистральных газопроводов и, как следствие этого, сооружение много цеховых газокомпрессорных станций.
Система магистрального многониточного газопровода Пунга-Ухта-Торжок, проходящая по территории Республики Коми, не только позволяет полностью обеспечивать республику газом, но и дает дополнительный приток природного газа в центральную часть России [1].
Магистральными называют трубопроводы, по которым нефть, нефтепродукты, природные или искусственные газы (в газообразном или сжиженном состоянии), вода перекачиваются от мест добычи, переработки, забора (начальная точка трубопровода) к местам потребления (конечная точка). Начальная и конечная точки трубопровода обычно находятся в местах, где сосредоточены основные источники получения транспортируемого продукта (начальная) и потребители его (конечная точка).
Магистральный газопровод в общем случае включает следующие группы сооружений: головные, линейные (собственно газопровод), компрессорные станции (КС), газораспределительные станции (ГРС) в конце трубопровода, подземные хранилища газа (ПХГ), объекты связи (высокочастотной и селекторной), системы электрозащиты сооружений трубопровода от коррозии, вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу газопровода (линии электропередач, водозаборные устройства и водопроводы, канализация и т.п.), объекты ремонтно-эксплуатационной службы (РЭП), административные и жилищно-бытовые сооружения.
Головными называют сооружения, на которых подготавливают газ к дальнему транспорту. Комплекс головных сооружений (ГС) зависит от состава и давления газа, добываемого на промысле и поступающего на газосборный пункт. Как правило, в комплекс ГС входят установки по очистке газа от механических примесей, влаги, установки отделения от газа серы и высокоценных компонентов (гелия и др.). К головным сооружениям относятся и КС в начальной точке газопровода, на территории которой обычно размещается комплект перечисленных сооружений.
Газ, попадающий на головные сооружения магистрального газопровода со сборных пунктов промысла, содержит механические примеси (песок, пыль, металлическую окалину и др.) и жидкости (пластовую воду, конденсат, масло). Перед подачей в газопровод его очищают и осушают, так как без предварительной подготовки он будет засорять трубопровод, вызывать преждевременный износ запорной и регулирующей арматуры, нарушать работу контрольно-измерительных приборов. Твердые частицы, попадая в компрессорные установки, ускоряют износ поршневых колец, клапанов и цилиндров. В центробежных нагнетателях они ускоряют износ рабочих колес и самого корпуса нагнетателя. Жидкие примеси, скапливаясь в пониженных местах газопровода, будут сужать его сечение, способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок [2].
Для очистки газа от механических примесей используют горизонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические масляные и циклонные пылеуловители. В сепараторах отделяется примесь от газа. По принципу действия сепараторы делятся на объемные (гравитационные) и циклонные. В гравитационных аппаратах примеси оседают вследствие резкого изменения направления потока газа при одновременном уменьшении скорости его движения. В циклонных установках используются центробежные силы инерции, возникающие в камере при входе газа по тангенциальному вводу.
Масляные цилиндрические пылеуловители представляют собой вертикальные цилиндрические сосуды со сферическими днищами. На головных сооружениях магистральных газопроводов их устанавливают группами в зависимости от необходимой пропускной способности. Размеры пылеуловителей: по диаметру от 1000 до 2400 мм, по высоте от 5,8 до 8,8 м. В пылеуловителе имеются устройства, обеспечивающие контактирование газа с маслом и отделение твердых и жидких частиц от газа. Оседающий в пылеуловителе шлам периодически удаляют, загрязненное масло заменяют.
Осушку газа на головных сооружениях осуществляют двумя способами: абсорбционным (с жидким поглотителем) и адсорбционным (с твердыми поглотителями). Газ после пылеуловителей попадает в абсорберы, где очищается от взвешенных капель жидкости и водяных паров путем активного контакта с абсорбентом, чаще всего диэтиленгликолем. В последнее время, определенное значение приобретает осушка газа твердыми поглотителями. В качестве адсорбентов применяют активированную окись алюминия, флюорит, боксит, силикагель или другие реагенты. Установка такой осушки состоит из группы адсорберов (не менее двух), подогревателя газа и теплообменников. Влажный газ после очистки от пыли поступает в адсорбер, где проходит через один или несколько слоев адсорбента. Периодически часть адсорберов отключают от системы для регенерации адсорбента
Для отделения от газа конденсата и воды с успехом используют низкотемпературную сепарацию, особенно при отборе газа из месторождений с высоким пластовым давлением. Газ из скважин без дросселирования подводят к установке и направляют во влагосборник для предварительной очистки. Затем в теплообменнике происходит его охлаждение холодным газом из сепаратора и выделение части жидкости в гидроуловитель. Далее, пройдя через штуцер, газ дросселируется, температура его снижается, и в следующем сепараторе оставшаяся жидкость выделяется. В процессе отбора влаги в газ вводят метанол или диэтиленгликоль во избежание образования кристаллогидратов. Наиболее перспективной в настоящее время считается низкотемпературная сепарация с впрыском ингибитора гидратообразования непосредственно в поток газа. Недостатком такой схемы является использование в ней громоздких и металлоемких теплообменников типа «труба в трубе». Более эффективны кожухотрубные теплообменники с впрыском диэтиленгликоля.
Для улавливания жидкости и твердых примесей, оставшихся в газе после очистных устройств, на головном участке магистрального газопровода врезают конденсатосборники и предусматривают дренажные устройства. Практика показала, что наиболее эффективно это делать на восходящих участках газопровода. Чтобы обнаруживать и предотвращать возможные утечки газа, перед подачей в магистральный газопровод ему придают специфический запах с помощью одорантов -- веществ, обладающих резким запахом (этилмеркаптан, сульфан, метилмеркаптан, пропилмеркаптан и др.). Примерная среднегодовая норма расхода одоранта -- 16 г на 1000 м 3 газа.
Одорированный газ достаточно длительное время сохраняет приобретенное качество и доходит к потребителям почти с начальной степенью одоризации. Применяют одоризационные установки барботажные, с капельным одоризатором и др. В последнее время широко используются автоматические одоризационные установки. Учитывая, что одоранты -- легкоиспаряющиеся горючие жидкости, при обращении с ними требуется строгое соблюдение мер безопасности.
Головная КС отличается от линейной тем, что на ее территории размещены все установки по подготовке газа к дальней перекачке. Линейная часть газопровода представляет собой непрерывную трубу между отдельными КС, пересекающую на всем протяжении от начальной до конечной точек множество естественных и искусственных препятствий. [1]
Компрессорные станции (КС) предназначены для повышения давления и перекачки газа по магистральному газопроводу (МГ). Они служат управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в МГ. Практически именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально использовать аккумулирующую способность газопровода.
В газовой промышленности в качестве газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на МГ применяют центробежные нагнетатели с приводом от газовой турбины или электродвигателя [1].
Газ от пыли на КС очищают с помощью пылеуловителей, которые выпускаются трёх типов: центробежные циклонные, центробежные мультициклонные и жидкостные (вертикальные масляные).
Вертикальные масляные пылеуловители двух размеров 1600 мм и 2400 мм. Промывочная жидкость керосин, лигроин, соляровое масло. Температура застывания, менее чем на 10°С, ниже температуры газа.
Очистка газа происходит за счёт уменьшения скорости потока и контакта его с маслом. Пылеуловитель - цилиндрический сосуд высокого давления, внутренняя полость разделена на 3 секции: нижнюю промывочную А, в которой все время поддерживается установленный уровень масла; среднюю осадительную Б, где газ освобождается от взвешенных частиц масла; верхнюю отбойную В, в которой происходит окончательная очистка газа от уносимых частиц масла. Нижняя секция снабжена контактными трубками, которые имеют внизу продольные прорези-щели для создания завихрения потока. В верхней отбойной секции имеется скрубберная насадка состоящая из швеллерных или жалюзийных секций с волнообразными профилями.
Процесс очистки газа в пылеуловителе происходит следующим образом: поступающий в пылеуловитель через патрубок газ ударяется о козырек и соприкасается с поверхностью масла, после чего с большой скоростью устремляется по контактным трубам, захватывая с собой частицы масла. В осадительной камере Б скорость потока газа резко снижается, в результате чего происходит осаждение механических частиц и частиц жидкости. Осаждённые частицы по дренажным трубкам стекают в секцию аппарата А. После осадительной камеры Б газ, освобождённый от более крупных частиц, поступает в отбойную секцию, где происходит окончательная его очистка. Осевший на отбойной секции шлам стекает по дренажным трубкам в нижнюю камеру. Очищенный газ через выхлопной патрубок поступает на редукцирование. Загрязнённое масло удаляется продувкой через трубу в отстойник масла. Полная очистка происходит через люк. Чистое масло подаётся через трубу. Для нормальной работы пылеуловителя уровень масла должен поддерживаться на 25-50 мм ниже концов контактных трубок. Установка масляных пылеуловителей включает в себя масляные пылеуловители, отстойники масла, аккумулятор масла, короб для сбора грязного масла, ёмкость для чистого масла и насос.
Объём масла для заполнения одного пылеуловителя составляет 2,65 м 3 при диаметре 1600 мм. Расход масла допускается 25 г на 1000 м 3 газа.
В настоящее время наибольшее распространение получили циклонные сепараторы. С уменьшением диаметра циклона значительно увеличивается центробежная сила и скорость осаждения частиц. На остывание этого принципа созданы конструкции батарейных циклонов (мультициклоны). Мультициклоны состоят из параллельно включённых элементов малого диаметра (150-250 мм). Газ с примесями жидких и твёрдых частиц подаётся через входной патрубок в среднюю часть мультициклона, далее через вихревые устройства циклонов поступает в нижнюю часть мультициклона, где происходит оседание всех примесей. Освобождённый от частиц пыли и жидкости газ идёт по внутренним трубкам циклонов, попадает в верхнюю часть и через выходной патрубок направляется в газопроводы. Осевшая внизу на дне аппарата загрязнённая жидкость удаляется через дренажную трубку в перевозимую ёмкость. Сброс конденсата автоматизирован.
В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, используют фильтр-сепаратор, установленный последовательно после циклонных пылеуловителей.
Работа фильтра-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей.
Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию - секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки механические примеси удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные ёмкости.
Для работы в зимнее время фильтр-сепаратор обогревается электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-измерительной аппаратурой. При достижении перепада давлений на фильтре-сепаратора равное 0,04 МПа, фильтр-сепаратор необходимо отключить и заменить элементы на новые.
Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования, снижает пропускную способность газопровода. При взаимодействии с газом при определённых термодинамических условиях, образуются твёрдые кристаллические вещества - гидраты, которые нарушают нормальную работу газопровода. Метод борьбы с гидратами - осушка газа сепараторами различной конструкции с использованием твёрдых (адсорбция) и жидких (абсорбция) поглотителей. После очистки, содержание механических примесей в газе не должны превышать 5 мг/м 3 .
Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому для обнаружения его утечек и определения наличия его в воздухе, газ предварительно одорируют, т.е. добавляют в него специальные вещества - одоранты, обладающие сильным специфическим запахом. Используют этилмеркаптан и тетрогидротиофен. Газ, поступающий к бытовым потребителям, должен быть обязательно одорирован. Норма одоризации составляет 16 г на 1000 нм 3 . [2]
1.4 Охлаждение газа на компрессорных станциях
В процессе компремирования газа, в частности повышается t (температура). Излишне высокая температура, с одной стороны может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода, а с другой - к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компремирование (из-за увеличения его объемного расхода).
В северных районах, где газопроводы проходят в зоне вечномерзлых грунтах, газ охлаждают до отрицательных величин, с целью недопущения оттаивания грунтов, что может привести к смещению трубопровода и возникновению аварийных ситуаций. Охлаждение газа может осуществляться в холодильниках различных систем и конструкций: кожухотрубных (типа труба в трубе), воздушных компрессорных и абсорбирующих холодильных машинах, различного типа градильнях, воздушных холодильниках.
Наибольшее распространение на КС схемы с использованием аппаратов воздушного охлаждения АВО. Температура газа после охлаждения в АВО не может быть ниже температуры наружного воздуха. Конструктивно аппараты охлаждения подразделены на вертикальные (АВВ), горизонтальные (АВГ), зигзагообразные, шатровые (АВШ) и кольцевые (АВК).принцип действия АВО состоит в том, что поток воздуха, нагнетаемый вентилятором, направляется на поверхность теплообмена (батарею труб) и охлаждает проходящий по трубам газ.
На рамную конструкцию установлены охлаждающие секции. Холодный теплоноситель (наружный воздух) подается к охлаждающим секциям вентилятором, через диффузор.
В зависимости от условий эксплуатации АВО выпускают нескольких типов: без жалюзи; Ж - с жалюзи; Н - с приводом для работы во взрывобезопасной среде; В - с приводом для работы во взрывоопасной среде; 1 - с тихоходным электродвигателем.
Варианты исполнения привода дистанционного механизма поворота лопастей вентилятора: Р - ручной; П - пневматический; Э - электромеханический; У - с центральным ручным регулированием угла установки лопастей при остановленном вентиляторе. Поворотные лопасти позволяют регулировать расход воздуха для регулировки t газа при изменении t окружающего воздуха. АВО также могут быть поставлены с увлажнителем.
Аппараты воздушного охлаждения газа
Аппарат воздушного охлаждения газа (АВОг) - экологически чистое устройство, не загрязняет окружающую среду, уменьшает расход воды, не требует предварительной подготовки охлаждающего агента, снижает приведенные затраты на охлаждение.
АВОг состоят из следующих основных узлов (рис.1):
- секций оребренных теплообменных труб;
- механизма регулирования расхода воздуха;
Рис. 1. Аппарат воздушного охлаждения газа: 1 - опорные металлоконструкции; 2 - теплообменные секции; 3 - вентилятор; 4 - диффузор; 5 - электродвигатель
Работает АВО следующим образом. На опорных металлоконструкциях закреплены трубчатые змеевиковые теплообменные секции. По трубам под рабочим давлением проходит газ. Через межтрубное пространство принудительно с помощью двух вентиляторов с электроприводами прокачивается воздух. За счет теплообмена с перемещаемым потоком воздуха происходит охлаждение.
Рассмотрим схему обвязки АВО газа (рис. 2). Газ на установку охлаждения поступает по двум трубопроводам. Обвязка АВО газа - коллекторная. Каждый АВО имеет отключающую арматуру и свечу для стравливания газа из аппарата. Предусмотрена подача газа по байпасу (обводной линии) зимой или при ремонте аппаратов. Из установки газ выходит также по двум трубопроводам.
Количество АВОг на КС определяется гидравлическим и тепловым расчетом газопровода и составляет обычно от 8 до 15 штук. Если количество АВОг больше 12, то необходимо применять компенсаторы на 75 входных и выходных коллекторах. При установке на слабых грунтах и неравномерной просадке коллекторов компенсаторы делают и при количестве АВОг меньше 12.
2. Гидравлический расчет нефтепровода
Для гидравлического расчета и размещения насосных станций по сжатому профилю трассы предлагаются следующие общие данные:
расчетная кинематическая вязкость v = 0,55 смІ /сек
средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации е = 0,2 мм.
Данные конкретного варианта для гидравлического расчета нефтепровода и нефтепродуктопровода представлены в табл. 1.
d ТРнар - диаметр трубопровода наружный, мм
Дz = z2 - z1 разн. отметок начала и конца трубопровода, м
Р1 - давление насосной станции, кгс/см2
Р2 - давление в конце участка, кгс/см2
Разность отметок начала и конца трубопровода AZ=Z2-Z1, м
Средняя расчетная кинематическая вязкость при температурах грунта на глубине заложения трубопровода нp, см2/сек
Средняя плотность при данном диапазоне измерения температур с, т/м3
Давление, развиваемое насосной станцией Р1 кгс/см2
Остаточное давление в конце перегона Р2, кгс/см2
Средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации е, мм
Потери в местных сопротивлениях hмс, м
Толщина стенки трубы д, мм (принимается из определения толщины стенки трубопровода)
Наружный диаметр трубопровода D, мм
Высота грунта над верхней образующей трубы h, м
где N г = 365 дней - расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода диаметром свыше 600 мм и длиной свыше 400 км. [2, табл. 5.1]
Средняя скорость течения нефти по трубопроводу рассчитывается по формуле:
По необходимости, находим Re I и Re II .
где е - относительная шероховатость труб.
Определяем зону и режим течения трубопровода:
Турбулентный режим, зона гидравлически гладких труб
Находим коэффициент гидравлического сопротивления
Гидравлический уклон находим по формуле:
Потери напора на трение в трубопроводе:
Потери напора на местные сопротивления:
Полные потери напора в трубопроводе:
Напор, развиваемый одной насосной станцией:
Необходимое число насосных станций:
Округляем число станций в большую сторону n 1 =3
Размещение насосных станций по трассе нефтепровода выполняем по методу В.Г. Шухова (см. рис. 1).
Рисунок 1 - Расстановка станций по методу В.Г. Шухова
Из точки начала нефтепровода в масштабе высот (М 1:20) откладываем напор, развиваемый всеми станциями
Полученную точку соединяем с точкой конца нефтепровода прямой линией. Уклон этой линии больше гидравлического уклона, т.к. округление станций сделано в большую сторону.
Прямую суммарного напора всех станций делим на шесть равных частей. Из точек деления проводим линии, параллельные наклонной прямой. Точки пересечения с профилем дают местоположение насосных станций от первой до шестой.
где m = 0,592 + 5,5/(Re) 0.5 = 0.64 коэффициент [2, табл. 5.3]
Фактическая производительность больше расчетной на 4,63%.
Если нет ресурсов для увеличения расчетного расхода, то станции будут работать на пониженном напоре, а именно:
На рис. 1 линии падения напора изображены штриховыми линиями.
Выполним округление расчетного числа станций в меньшую сторону n 2 =2. В этом случае суммарного напора недостаточно для компенсации гидравлических потерь в трубопроводе. Уменьшим гидравлическое сопротивление с помощью лупинга, приняв его диаметр равным диаметру основной магистрали.
Гидравлический уклон лупинга для переходной зоны:
Размещение насосных станций и лупингов выполнено по методу В.Г. Шухова (см. рис. 2).
Рисунок 2 - Расстановка лупингов по методу В.Г. Шухова
Размещение насосных станций по трассе нефтепровода выполняем по методу В.Г. Шухова, изложенной в [1]. Из точки начала нефтепровода в масштабе высот откладываем напор, развиваемый всеми двумя станциями УH ст = H ст ·2 = 622,59·2=1245,18 м, по длине трассы нефтепровода L=400 км.
Точку А соединяем с точкой B прямой линией (рис. 1),. Уклон этой линии больше гидравлического уклона, так как округление станций сделано в большую сторону. Прямую 0A делим на 4 равных отрезка, т.е. каждый отрезок представляет собой напор одной станции. Из точек деления проводим линии, параллельные наклонной прямой АB. Точки пересечения с профилем дают местоположение станций от 1 до 4.
где m=0,638- коэффициент [2, табл. 5.3]
Фактическая производительность больше расчетной на 2%.
3.1 Основные физические свойства перекачиваемого газа
Диаметр трубопровода наружный D н , мм
Температура при сварке замыкающего стыка t, °С
Температура эксплуатации трубопровода t э , °С
Давление компрессорной станции Р н , МПа
Глубина заложения трубопровода h тр , м
Радиус естественного изгиба трубопровода с и , м
Диаметр трубопровода наружный Dн, мм
Разность отметок начала и конца трубопровода Дz=z2-z1, м
Давление компрессорной станции Рн, МПа
Относительная плотность по воздуху Д (при 20єС)
Удельная теплота сгорания (при 20єС), кДж/м3
Методика расчета данного раздела взята из источника [1], указанного в библиографическом списке.
Критические параметры индивидуальных газов
Низшая теплота сгорания q н i , МДж/ст.м 3
Молярная концентрация Х i , доли единиц
Данные для расчета представлены в таблице 1.
Молекулярная масса смеси газов М см , кг/кмоль,
Где M i - молекулярная масса i-го компонента в смеси, кг/кмоль;
X i - молярная концентрация i-го компонента в смеси, доли единицы;
Подставляем соответствующие значения из таблицы 1 X i и М i в формулу (1) для расчета молекулярной массы смеси газов:
М см = 0,87 ·16,043 + 0,062 ·30,068 + 0,034 ·44,097 + 0,0198·58,124 +
0,0076 ·72,146 + 0,0012 ·44,011 + 0,011 ·28,013 = 19,38 кг/кмоль.
Плотность газовой смеси при стандартных условиях с ст , кг/ст. м 3 ,
Плотность смеси при нормальных условиях с н , кг/н. м 3 ,
Относительная плотность газа по воздуху, Д
Критическая температура газа Т кр , К,
Где Т кр i критическая температура i-го компонента газа, К;
Подставляем соответствующие значения X i и Т кр i из таблицы 1 в формулу (5) для расчета критической температуры газа.
Т кр = 0,87·190,66+ 0,062 ·305,46+ 0,034·369,90+ 0,0198·425,20+ 0,0076
469,50+ 0,0012·304,26+ 0,011·126,20= 211,13 К.
Критическое давление газа Р кр , МПа,
Где Р кр i критическая давление i-го компонента газа, МПа
Подставляем соответствующие значения X i и Р кр i из таблицы 1 в формулу (6) для расчета критического давления газа.
Р кр = 0,84 ·4,64+ 0,062 ·4,884+ 0,034 ·4,225+ 0,0198·3,799+ 0,0076
3,373+ 0,0012 ·7,368+ 0,011 ·3,394= 4,63 МПа.
Низшая теплота сгорания газовой смеси, , МДж/ст. м 3 ,
Где q н i низшая теплота сгорания i-го компонента газа, МДж/ст. м 3 .
Подставляем соответствующие значения X i и q н i из таблицы 1 в формулу (7) для расчета низшей теплоты сгорания газовой смеси.
Q = 0,84 ·33,41+ 0,062 ·59,85+ 0,034 ·86,53+ 0,0198·114,27+ 0,0076
144,02= 39,1 МДж/ст. м 3 = 9338,9 ккал/ст.м 3
3.2 Выбор труб и расчёт толщины стенки
Методика расчета данного раздела взята из источника [3] и исходя из заданной производительности газопровода Q = 10 млрд.м 3 /год условный диаметр для линейной части принят D У = 1220 мм. Трубы выбраны в соответствии с "Инструкцией по применению труб в нефтяной и газовой промышленности".
По ТУ 14-3-1464-78 трубы для линейной части магистрального газопровода диаметром 1220 мм и на давление 5,8 МПа изготавливаются из стали 09Г2ФБ.
- временное сопротивление разрыву вр = 549,2 МПа;
- коэффициент надежности по материалу К 1 = 1,55;
- коэффициент надежности по назначению К н = 1,1.
Проверку на прочность трубопроводов в продольном направлении производят по условию:
гдепродольное осевое напряжение от расчётных нагрузок и воздействий, МПа,
гдекоэффициент линейного расширения металла труб , ; [3]
модуль упругости металла, МПа, ; [3]
гдетемпература окружающей среды, , ;
минимальная температура грунта, , ,
рабочее давление в трубопроводе, МПа, ;
внутренний диаметр трубопровода, м,
гденаружный диаметр трубопровода, м, ;
где n коэффициент надежности по нагрузке в трубопроводе, n =1,1; [3]
Р рабочее давление в трубопроводе, МПа; Р = 5,8 МПа ;
D н наружный диаметр трубопровода, мм; D H = 1220 мм;
R 1 расчётное сопротивление растяжению, МПа,
Где Rнормативное сопротивление растяжению металла трубы, МПа; R= 549,2 МПа; [3]
K 1 коэффициент надёжности по материалу трубы; К 1 = 1,55; [3]
К н коэффициент надёжности по назначению трубопровода; К н = 1,1; [3]
M коэффициент условий работы трубопровода; m = 0,9. [3]
Полученную расчётную толщину стенки трубопровода округляем до ближайшего большего значения. Она будет равна =16 мм. [3]
Так как , то возможны осевые сжимающие напряжения, поэтому определяем коэффициент , учитывающий двухосное напряженное состояние труб:
Уточняем значение толщины стенки, м,
Уточненное значение толщины стенки практически не отличается от ранее принятого, поэтому принимаем сталь 09Г2ФБ с толщиной стенки 16 мм. - коэффициент, учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб,
где- кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа,
Условие выполняется. Следовательно, прочность трубопровода обеспечена.
3.3 Расчёт линейного участка КС Нюксеницкая - КС Юбилейная
Методику расчета данного раздела принимаем из источника [2], приведенного в библиографическом списке.
По условию на данном участке ГП отбор газа не производится.
Найдем подачу газа после КС Нюксеницкая q, млн.ст.м 3 /сут,
где Q - годовая производительность,, Q = 10 млрд. м 3 /год;
К ро - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, К ро = 0,95;
К эт - коэффициент экстремальных температур, К эт = 0,98;
К нд - коэффициент надежности участка магистрального газопровода, К нд = 0,99.
Начальная производительность q = 29,72 млн. ст.м 3 /сут.
В дальнейшем все расчёты данного участка линейной части будут проводиться с использованием q.
Расчет линейного участка газопровода произведем как расчет простого газопровода, так как участок газопровода постоянного диаметра и постоянного расхода по длине.
Определение конечного давления Р к в первом приближении.
Расчет производим без учета характеристик местности, т.к. разница между КС Нюксеницкая и КС Юбилейная всего 10 метров относительно уровня моря.
Конечное давление в газопроводе Р к, МПа,
Где Р н -начальное давление в ГП, МПа,
Р - давление газа после ГПА, МПа, Р= 5,8МПа;
дР вых - потери давления в АВО газа и выходном шлейфе, МПа, дР вых = 0,11 МПа,
Д - относительная плотность газа по воздуху, Д = 0,594;
Л - коэффициент гидравлического сопротивления ГП,
тр -коэффициент сопротивления трению,
K - эквивалентная шероховатость, мм, k = 0,03 мм; [1]
D - внутренний диаметр ГП, м; d = 1184 мм,
Е - коэффициент гидравлической эффективности ГП, Е = 0,95,
Z ср -средний по длине участка ГП коэффициент сжимаемости газа,
Р ср - среднее значение давления, МПа,
Р к I - конечное давление в первом приближении, МПа; берем Р к1 = 3,1 МПа;
Р кр - критическое давление i-го компонента газа, МПа; Р кр = 4,614 МПа,
= 1 - 1,68•Т пр + 0,78•Т пр 2 + 0,0107•Т пр 3 , (25)
Т пр - приведённая температура, К,
Т ср - средняя по длине участка ГП температура газа, К,
Т н - начальная температура в ГП, К, Т н = 302 К;
T о - среднегодовая температура грунта, К, T о = 279 К;
=1 - 1,68 1,483 + 0,781,483 2 + 0,01071,483 3 = 0,259.
Подставив соответствующие значения в формулу (22), получим:
L - длина участка ГП, км, L = 500км;
Подставив соответствующие значения в формулу (18), получим:
Давление на входе в КС Юбилейная получаем недостаточное. Следовательно, для увеличения конечного давления на участке при заданной годовой производительности газопровода необходимо сооружение лупинга.
Лупинг примем того же диаметра, что и основной магистральный газопровод.
где - давление в начале участка газопровода, МПа, =5,69 МПа;
- давление в конце линейной части газопровода с лупингом, МПа, зададимся = 3,5 МПа;
- давление в конце линейной части газопровода без лупинга, МПа, = 1,84 МПа,
Получаем сложный газопровод. Для расчёта, необходимо привести его к простому.
Определим эквивалентную длину, , км,
Где d л , d э --диаметр лупинга, м, d л = 1,184 м;
эквивалентный диаметр, м, d э = 1,184 м;
В дальнейшем расчет будем проводить для эквивалентной длины трубопровода. Давление в конце газопровода в первом приближении, Р к1 , МПа,
Среднее значение давления Р ср , МПа,
Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, К ср , м 2 К/Вт,
Где R из - термическое сопротивление изоляции трубопровода, м 2 К/Вт, примем R из = 0 м 2 К/Вт;
б гр - коэффициент теплоотдачи от ГП в грунт, Вт/м 2 К,
- ко
Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет её основных характеристик курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Практическое задание по теме Прохождение сигналов через линейные цепи
Дипломная работа по теме Перспективы развития рынка 'Форекс' на российском финансовом рынке
Курсовая работа по теме Принципы формирования костюма XIX столетия
Дипломная работа по теме Формирование художественно-графических умений у учащихся 5 классов на уроках технологии при изучении...
Реферат по теме Героическая оборона Севастополя (1854—1855 гг.)
Российская Федерация Социальное Государство Реферат
Дипломная работа по теме Иван IV - альтернативный путь развития России во второй половине XVI века
Дипломная работа по теме Анализ воздействия на окружающую среду при реконструкции русла на участке подводных переходов магистральных газопроводов
Научный Стиль План Сочинения
Итоговое Сочинение 4
Реферат по теме Святкування Великодня на Україні
Курсовая работа по теме Исследование эмоционального интеллекта
Курсовая работа: Электрические нагрузки
Реферат: «Новые технологии лечения наджелудочковых аритмий»
Курсовая работа по теме Дидактическая игра как средство умственной активности
Социологическая Школа Права Реферат
Реферат: Предпринимательство в рыночной экономике
Реферат На Тему Понятие "Промышленный Рынок" И Его Особенности
Учебное пособие: Методические указания для студента Тема Понятия этноса, племени, народности, нации. Сталинские «признаки нации»; факторы этнообразования и этнические признаки
Реферат по теме История Татарстана в XIX веке
Учет амортизации и износа основных средств - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Работа ионных насосов - Биология и естествознание реферат
Выбор фонтанной арматуры - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа