ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

ГБОУ  Республики Марий-Эл.Марийский Радиомеханический Техникум

ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

пояснительная записка к курсовому проекту

по  дисциплине «Строительные конструкции»

МРМТ.131016.012.П3-КП

                                           Разработчик проекта: студент группы СГН-32

                                            Константинов Т.И

                                            Руководитель проекта:

Винокуров С.Ф

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. Обзор современных методов строительства МГ в АО «Газпром»

1 Теоретический раздел                                                                          
                      

1.1 Основные физические свойства газов.                                                                  

1.2 Классификация  магистрального газопровода.                                                                  

1.3 Основные объекты и сооружения магистрального газопровода.                  

1. 4  Порядок проектирования магистральных газопроводов.                                              

1. 5  Характеристика газопровода .                                                                               
                                                  

2. Расчетный- технологический раздел                                                                          
                    

2.1. Основные этапы технологического расчета газопровода.                                                                    
    

2.2. Механический расчет магистрального газопровода.

2.3. Уточненный тепловой и гидравлический расчет магистрального газопровода.                

2.4.Определение числа и расстановки компрессорных станций.

2.5.Расчет режима работы компрессорной станции.   

2.6.Специальный вопрос: Методы увеличения пропускной способности газопровода

Заключение                                                                      
                           

Список использованных источников                                                          

Введение.

Газопрово́д — инженерное сооружение, предназначенное для транспортировки газа и его продуктов (в основном природного газа) с помощью трубопровода. Газ по газопроводам и газовым сетям подаётся под определённым избыточным давлением.

Газопроводы подразделяются на:

Магистральные газопроводы — предназначены для транспортировки газа на большие расстояния. Через определённые интервалы на магистрали установлен газокомпрессорные станции поддерживающие давление в трубопроводе. В конечном пункте магистрального газопровода расположены газораспределительные станции, на которых давление понижается до уровня, необходимого для снабжения потребителей.

·        Газопроводы распределительных сетей — предназначены для доставки газа от газораспределительных станций к конечному потребителю.

·        В системе нефтяной и газовой промышленности чрезвычайно велика роль трубопроводного транспорта. Трубопроводный транспорт наряду с экономичностью обеспечивает круглогодичную работу и почти не зависит от природных условий, чем выгодно отличается от других видов транспорта. В первую очередь это относится к газовой промышленности, где трубопроводы являются единственным средством транспортом газа от мест добычи к потребителям. В связи с тем, что потребность населения и производства в газе с каждым годом растет, а, следовательно, растут и объемы перекачек.

1.1 Основные физические свойства газов.

Состав природного газа
До 98% природного газа составляет метан, также в его состав входят гомологи метана - этан, пропан и бутан. Иногда могут присутствовать углекислый газ, сероводород и гелий. Таков состав природного газа.
Физические свойства
Природный газ бесцветен и не имеет запаха (в том случае, если не имеет в своём составе сероводорода), он легче воздуха. Горюч и взрывоопасен.
Ниже приведены более подробные свойства компонентов природного газа.

1.2 Классификация  магистрального газопровода. 

Магистральные газопроводы представляют собой комплексы сооружений, которые предназначены для перемещения горючих газов с мест их добычи или производства к конечным местам потребления.

Классификация магистральных газопроводов (согласно рабочему давлению):

• І класса – высокого давления, более 25 кгс/см2;
• ІІ класса – среднего давления, 12-25 кгс/см2;
• ІІІ класса – низкого давления, до 12 кгс/см2.

Кроме того, газопроводы могут быть:

• магистральными – сооружают с целью передачи газа из мест добычи к конечным пунктам (как уже говорилось ранее);
• местными – с целью сбора природного газа для распределения его в городах, промышленных предприятиях.

Магистральные газопроводы России имеют разную производительность. Она определяется, исходя из данных по топливно-энергетическому балансу тех районов, где предполагается создание газопровода, определение рационального годового количества газа с учетом объемов использования ресурса на перспективу лет после начала эксплуатации магистрального газопровода.

 

1.3 Основные объекты и сооружения магистрального газопровода.                  

В состав МГвходят следующие основные объекты

- головные сооружения;

- компрессорные станции;

- газораспределительные станции (ГРС);

- подземные хранилища газа;

- линейные сооружения.

На головных сооруженияхпроизводится подготовка добываемого газа к транспортировке (очистка, осушка и т.д.). В начальный период разработки месторождений давление газа, как правило, настолько велико, что необходимости в головной компрессорной станции нет. Ее строят позднее, уже после ввода газопровода в эксплуатацию.

Компрессорные станции предназначены для перекачки газа. Кроме того на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.

Принципиальная технологическая схема компрессорной станции приведена на рис. 15.3. Газ из магистрального газопровода 1 через открытый кран 2 поступает в блок пылеуловителей 4. После очистки от жидких и твердых примесей газ компримируется газоперекачивающими агрегатами (ГПА) 5. Далее он проходит через аппараты воздушного охлаждения (АВО) 7 и через обратный клапан 8 поступает в магистральный газопровод 1.

Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, компримирование и охлаждение, т.е. пылеуловители, газоперекачивающие агрегаты и АВО, называются основными. Для обеспечения их нормальной работы сооружают объекты вспомогательного назначения: системы водоснабжения, электроснабжения, вентиляции, маслоснабжения и т.д.

Газораспределительные станциисооружают в конце каждого магистрального газопровода или отвода от него.

Высоконапорный газ, транспортируемый по магистральному газопроводу, не может быть непосредственно подан потребителям, поскольку газовое оборудование, применяемое в промышленности и в быту, рассчитано на сравнительно низкое давление. Кроме того, газ должен быть очищен от примесей (механических частиц и конденсата), чтобы обеспечить надежную работу оборудования. Наконец, для обнаружения утечек газу должен быть придан резкий специфический запах. Операцию придания газу запаха называют одоризацией.

Понижение давления газа до требуемого уровня, его очистка, одоризация и измерение расхода осуществляются на газораспределительной станции (ГРС).

Необходимость подогрева газа перед редуцированием связана с тем, дросселирование давления сопровождается (согласно эффекту Джоуля-Томсона) охлаждением газа, создающим опасность закупорки трубопроводов ГРС газовыми гидратами.

Подземные хранилища газаслужат для компенсации неравномерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет очень существенно уменьшить металлозат-раты и капиталовложения в хранилища.

 Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных сооружений нефте- и нефтепродуктопроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, а кроме того для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатосборники.

Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр — от 150 до 1420 мм. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура магистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа.

 

 

 

 

 

 

1.5 Характеристика транспортируемого газа

Метан СН4	Этан С2Н6	Пропан С3Н8	Бутан С4Н10	Пентан С5Н12	СО2	N2	Н2S
% объемные
93	1,9	2,2	0,3	0,7	1,6	0,3	-
- молярная масса, кг/кмоль
16,04	30,07	44,09	58,12	72,15	1,8423	-	-
- плотность при 200С и 0,1013 МПа
0,669	1,264	1,872	2,519	3,228	1,65	-	-

 2 Расчетно-Технологический раздел

2.1Основыне этапы технологического расчета газопровода

2.2Механическиий расчет магистрального газопровода

2.3Уточненный тепловой и гидравлический расчет магистрального газопровода

2.4Определение числа и расстановки компрессорных станций

2.5Расчет режима работы компрессорной станции

2.6Специальный вопрос

       Исходные данные:

1.    Объем транспортируемого газа, млрд. м³/год                                                 = 29,9

2.    Протяженность газопровода, км                                                                       =910

3.    Температура окружающей среды, ⁰С                                                                 =3

4.    Температура воздуха, ⁰С      

     =7

2.2. Выбор рабочего давления, определение числа компрессорных           станций и расстояния между станциями.

Расчет выполняется в соответствии с требованиями норм технологического проектирования.

            Для определения числа компрессорных станций необходимо уточнить рабочее давление в газопроводе (55  или 76 кг/см²)  и давление на входе компрессорной станции. Выбранные давления должны соответствовать нормативным давлениям на входе и выходе центробежных нагнетателей в соответствии с их характеристиками Приложение К.

            2.2.1 Выбор рабочего давления

            Современные газопроводы работают с рабочим давлением  75 кг/см². При этом абсолютное давление на нагнетании Р_наг центробежного  нагнетателя  (ЦН)  не должно превышать 76 кг/см² (76×0,0981=7.456 МПа).

            2.2.2. Выбор давления на входе в компрессорный цех

Анализ характеристик ЦН показывает, что давление на всасывании ЦН лежит в пределах  50,7...52,8 кг/см². Принимаем  Р_вс=52×0,0981=5,10 МПа.

2.2.3 Расчет характеристик транспортируемого газа

1.Плотность газа при стандартных условиях (20⁰С  и 0,101325 МПа) определяется по правилу смешения (аддитивности), кг/м³:                                               где:             - доля каждого компонента в смеси для данного состава  - плотность компонента при стандартных условиях.

2.Молярная масса (кг/кмоль) определяется по формуле,:

                                                

где:    - молярная масса компонента;

3. Газовая постоянная (Дж/(кг.К )) определяется по формуле,:

где:    - универсальная газовая постоянная 8314,4 Дж/(кмоль.К);

4.Псевдокритическая температура  определяется по формуле:   

5. Псевдокритическое давление определяется по формуле:

6. Относительная плотность газа определяется по формуле:

                                                    

2.2.4 Определение суточной производительности газопровода, млн.м³/сут

7.        ,                                                                              
 

где:     – оценочный коэффициент пропускной способности газопровода,                        который ориентировочно можно принять равным 0,88;

8.Для расчета расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры, К:

,                                                                  

где:     - температура окружающей среды, К

            - температура газа на входе в линейный участок принимается равной 303К

9.Давление в начале участка газопровода (МПА) определяется по формуле:

                              ,              

где:    – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом  подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа);

 – потери давления в системе охлаждения газа, включая его обвязку.Для АВО следует принимается равным 0,0588 МПа. При отсутствии охлаждения газа принимается равным 0;

Потери давления могут быть приняты по Приложению Ж.

10.Давление в конце участка газопровода (МПа) определяется по формуле:

,

где:     - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (принимается по Приложению Ж);

11.Диаметр газопровода 1420 мм                                            

 12. ,                                                       

 где:        - временное сопротивление стали на разрыв принимается   по Приложению Е

 - коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории:    для трубопроводов III и IV категорий принимается равным 0,9

для трубопроводов I и II категорий принимается равным 0,75

для трубопроводов категории В принимается равным 0,6 ; 

 - коэффициент надежности по материалу принимаемый по Приложению Е;  

  - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый равным 1,1:

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода  округляется в большую сторону до стандартной величины  из рассматриваемого сортамента труб Приложение Е.

13.Вычисляем толщину стенки трубопровода (мм):

                                               ,                                                           где:      - коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый для газопровода   равным 1,1; 

  - рабочее давление в трубопроводе, МПа;

 - наружный диаметр трубы, мм;

 - расчетное сопротивление металла трубы, Мпа

14.Внутренний диаметр трубопровода (мм) определяется по формуле:                   

       ,                                                             

где:  -  наружный диаметр трубопровода, мм;

           - толщина стенки трубопровода, мм

15.Коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения газа в газопроводе определяется по формуле:

 ,                                    

где:    k_Э - эквивалентная шероховатость труб: для монолитных труб без внутреннего антикоррозионного покрытия принимается равной 0,03 мм;

16.Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:           ,                                                                    

где:    Е - коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой. При отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопроводов, а при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92;

17.Среднее давление в газопроводе (МПа) определяется по формуле:

                                         

18.Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле:где значения приведенного давления определяется так:

    

19. Значения приведенной температуры определяется так:                                   

20.Коэфициент Тау определяется  так:

21.Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле:                                               

22.Расстояние между компрессорными станциями (км) определяется по формуле:

  ,                           

где:     - внутренний диаметр газопровода, м;

 - соответственно давление в начале и в конце участка газопровода,

 - коэффициент гидравлического сопротивления;

 - средний по длине коэффициент сжимаемости газа  Z_cp=f(P_cp, T_cp);

- относительная плотность газа

23.После определения расстояния между КС определяем число компрессорных станций:

                                                          ,           

округляем в большую сторону                   

24.Округляем в большую сторону полученное число КС до n_кс и уточняем значение расстояния между КС, км:

              

25. Абсолютное давление в конце участка газопровода определяем по формуле, МПА:

  

26.Среднее давление в газопроводе (МПа) определяется по формуле:

27. Значения приведенного давления определяется так:

    

28. Значения приведенной температуры определяется так:

   

29. Удельная теплоемкость газа (кДж/(кг×К)) определяется по формуле:                  

30. Коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа

 
 31. Коэффициент a определяется по формуле:

                                                               

где:    К_ср - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в

                   окружающую среду, Вт/(м²×К);

32. Средняя температура (К) определяется по формуле:

33.Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле:

 

34. Коэффициент динамической вязкости определяется по формуле:              

35. Re - число Рейнольдса, которое определяется по формуле  ,                                                                                   Q - пропускная способность участка газопровода, млн.м³/сут;

D - внутренний диаметр, мм;

 - коэффициент динамической вязкости, Па×с.

 ,                                                           

где:    Q - пропускная способность участка газопровода, млн.м³/сут;

D - внутренний диаметр, мм;

 - коэффициент динамической вязкости, Па×с.

36.

37. Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:

где:    Е - коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой. При отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопроводов, а при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92;

38. Абсолютное давление в конце участка газопровода определяем по формуле, МПА:

                            

39. Сравниваем полученные значения конечного давления по двум приближениям

Полученный результат отличается от предыдущего приближения менее1%, выполнять третье приближение не имеет смысла. Результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, переходим к следующему пункту

40. Среднее давление в газопроводе (МПа) определяется по формуле: