Определение расчетных характеристик газа. Выбор газоперекачивающего оборудования компрессорной станции. Механический расчет газопровода и расхода топливного газа. Оценка расстояния между КС. Определение оптимальных параметров магистрального газопровода.
Аннотация к работе
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.