Проектирование магистрального газопровода - Дипломная работа

Наиболее важные месторождения природного газа расположены, как правило, вдали от основных потребителей. Природный газ нельзя транспортировать в достаточном количестве и на большие расстояния по трубам за счет естественного пластового давления, поэтому развитие трубопроводного транспорта газа неразрывно связано со строительством и эксплуатацией системы компрессорных станций, устанавливаемых на трассе газопроводов. Они имеют типовую обвязку технологических линий и оборудуются разного рода газоперекачивающими агрегатами мощностью, соответствующей расходу транспортируемого газа и перепаду давлений по станции. газ компрессорный топливный Современная компрессорная станция - это крупное и сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту газа. Магистральный газопровод включает в себя комплекс сооружений, обеспечивающих транспорт природного или попутного нефтяного газа от газовых и нефтяных промыслов к потребителю к потребителю газа - городам, поселкам, промышленным предприятиям и электростанциям.Газ - это состояние вещества, которое характеризуется непостоянством формы и объема. Соответственно и природные газы подразделяются на три группы: 1) Природные газы - газы, добываемые из чисто газовых месторождений и состоящие в основном из метана (82-98%). Ввиду резкого преобладания метана в этом газе его называют «сухим» газом. 3) Газы нефтяных месторождений называются попутными нефтяными газами, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений, состоящие из смеси газа с газовым бензином и пропан-бутановой фракцией и содержащие только 30-70 % метана. В них содержится большое количество тяжелых газовых компонентов, и они в отличие от «сухих» газов носят название «жирных» газов.Марку газоперекачивающего агрегата и число агрегатов в группе выбираем по расчетной суточной производительности. Число работающих ГПА np можно определить, зная суточную производительность газопровода и производительность одного агрегатаДля нахождения оптимального диаметра трубопровода кроме диаметра, рекомендованного для заданной пропускной способности, принимается еще два диаметра (соседних) - больший и меньший рекомендуемого. По каждому из выбранных диаметров мы определяем расчетную толщину стенки по следующей формуле, мм: (3.1) где n - коэффициент надежности по нагрузке (для газопроводов равен 1,1 ); Расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений R1 определяем по формуле: (3.2) где R1н - нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности, МПА; Продольные осевые напряжения sпр.N (МПА), определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле: (3.3) где ? - коэффициент линейного расширения металла трубы (для стали ?=1,2?10-5 1/?С);Определим расстояние между КС МГ исходя из формулы пропускной способности МГ: (4.1) Для определения расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры: (4.3) где Т0 - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода; Давление в начале газопровода определяется по формуле: РН = РНАГ - ?РВЫХ, МПА (4.4) где ?РВЫХ - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части МГ (принимается по табл. МПА (4.5) где ?РВС - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (принимается по табл. Коэффициент гидравлического сопротивления ? определяется по формуле: (4.7) где Е - коэффициент гидравлической эффективности, принимаемый для новых труб равным 0,95.Абсолютное давление в конце участка газопровода определяется из формулы расхода при средних значениях температуры и давления газа на линейном участке, которые определяются методом последовательных приближений. В первом приближении для расчета абсолютного давление в конце участка газопровода воспользуемся данными из предварительного определения расстояния между станциями, а именно: ТСР=287,5 К, ZCP=0,898, ?2=0,0094 для D2 =1220 мм, ?3=0,0091 для D3 =1420 мм. для D2 =1220 мм для конечного участка для D3 =1420 мм Уточним среднее давление согласно (4.6): для D2 =1220 мм для конечного участка для D3 =1420 мм Уточним приведенное давление согласно (1.14): для D2 =1220 мм для конечного участка для D3 =1420 мм Уточним коэффициент динамической вязкости. для D2 =1220 мм для конечного участка m0 = (1,81 5,95· 1,575) · 10-6=1,118· 10-5, , , , для D3 =1420 мм m0 = (1,81 5,95· 1,554) · 10-6=1,105· 10-5, , , , Уточним число Рейнольдса.

Содержание

Введение

Исходные данные

1. Определение расчетных характеристик газа

2. Выбор газоперекачивающего оборудования КС

3. Механический расчет газопровода

4. Определение расстояния между КС

5. Уточненный тепловой и гидравлический расчет

6. Расчет режима работы КС

7. Расчет расхода топливного газа

8. Определение оптимальных параметров МГ

9. Расчет конечного участка

10. Оборудование КС

11. Описание технологической схемы

Список использованной литературы