Проектирование газопровода Оренбург - Новопсков

Для работы в  зимних условиях фильтр-сепаратор снабжен электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-измерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавливание мехпримесей на поверхности фильтр-элемента, что приводит к увеличению перепада давлений на фильтр-сепараторе. При достижении перепада, равного 0,044 МПа, фильтр-сепаратор необходимо отключить и произвести в нем замену фильтр-элементов на новые.

Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, наличие двух степеней очистки обязательно  на станциях подземного хранения газа (СПХГ), а также и на первой по ходу линейной компрессорной станции, принимающей газ из СПХГ. После очистки, содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м .

 

2. РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА

 

Исходные данные:

 

Магистральный газопровод «Оренбург - Новопсков»:

Протяженность газопровода     L_общ = 382 км;

Наружный диаметр      D_H  = 1220 мм;

Толщина стенки трубы     d = 16 мм;

Объем транспортируемого газа    Q_г= 45,1 млрд. м³/сут;

Температура окружающей среды    t₀ = 2 °С (275К);

Температура воздуха      t_возд= 10°С

 

Таблица 2.1 – Среднее содержание компонентов газа Оренбургского газового месторождения в %

Метан СН4	Этан С2Н6	Пропан С3Н8	Бутан С4Н10	Пентан С5Н12 + высшие	Двуокись углерода СО2	Азот N2+ редкие
95	2,7	1,0	0,3	0,2	0,5	0,3

 

 

1. Выбор рабочего давления, определение числа компрессорных станций и расстояния между ними

 

Выбор рабочего давления

 

Для обеспечения  требуемого объема транспортировки  газа 45,1млрд.куб.м одним газопроводом DN1200 и соблюдения требований, предъявляемые к компрессорным станциям, рабочее давление должно быть:

120 кгс/см² (11,8 МПа) при прокладке одной нитки газопровода диаметром 1220мм;

76 кгс/см² (7,5 МПа) при прокладке двух ниток газопровода DN1200.

Выбираем вариант №2. При этом абсолютное давление на нагнетании Р_наг центробежного нагнетателя (ЦН) составляет 7,45МПа.

Давление газа начальное, абсолютное, при входе  во всасывающий патрубок нагнетателя  составляет 5,18 МПа.

В дальнейших расчетах будем иметь в виду, что производительность газопроводов равны между собой и составляют 21, 05 м³.

Расчет выполняется  в одной нитки газопровода.

 

1. Расчет характеристик транспортируемого газа

 

В качестве исходных данных  возьмем состав и свойства газа Оренбургского газоконденсатного  месторождения, представленный в п.1.3.

 

2. Определение расстояния между компрессорными станциями

 

Воспользуемся формулой расхода

,

откуда

,

где D=D_Н-2·d=1,22-2×0,016=1,188 м – внутренний диаметр газопровода;

P_н и Р_к – соответственно абсолютные значения давления в начале и в конце участка газопровода, МПа;

l – коэффициент гидравлического сопротивления;

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

D – относительная плотность газа.

Для расчета  расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры, полагая температуру газа на входе в линейный участок равной Т_Н=303К.:

Давление в  начале участка газопровода определяется по формуле / 1 /

где dP_ВЫХ=0,11 МПа – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа);

dP_ОХЛ – потери давления в системе охлаждения газа, включая его обвязку. Для АВО следует принимать  dP_ОХЛ=0,0588 МПа.

Давление в  конце участка газопровода 

 ,

где  =0,12 МПа - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих трубопроводах и на узле очистки газа.

В первом приближении, полагая  режим течения газа квадратичным, определим коэффициент сопротивления  трению

.

Коэффициент гидравлического  сопротивления l определяется по формуле

,

где Е=0,95 – коэффициент гидравлической эффективности, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопроводов.

Среднее давление в газопроводе

.

Значения приведенных  давления и температуры определяются как

,

.

Коэффициент сжимаемости  газа определяется по формуле

Расчетное расстояние между КС составит

Определяем  расчетное число компрессорных  станций

.

Округляем расчетное  число КС до n_КС=4, следовательно, расстояние между КС равно 95,5 км.

 

2. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями

 

Уточненный  тепловой и гидравлический расчет выполняется  с целью определения давления и температуры в конце линейного участка газопровода. Абсолютное давление в конце участка газопровода вычисляется по формуле

.

В этом уравнении  величина  l  определяется с учетом коэффициента динамической вязкости  m  при средних значениях температуры и давления.

Порядок дальнейшего  расчета будет следующий:

Принимаем в  качестве первого приближения значения l, T_СР и Z_cp из первого этапа вычислений:

l=1,077×10^-2 ;   T_cp=289 К;  Z_cp=0,859.

Определяем  в первом приближении значение  Р_к

Определяется  среднее давление

.

Определяем  средние приведенные давление

,

Удельная теплоемкость газа определяется по формуле

Коэффициент Джоуля–Томсона, К/МПа

.

Рассчитываем  коэффициент  a_t по формуле

,

где К_ср=1 Вт/(м²×К) – средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа  в окружающую среду.

Вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена и коэффициента Джоуля-Томпсона

Вычисляем значения T_ПР и коэффициента сжимаемости Z_cp

.

Коэффициент динамической вязкости составляет

Рассчитываем число Рейнольдса

Вычисляем коэффициент  сопротивления трению l_ТР и коэффициент гидравлического сопротивления l

 

.

Определяем  конечное давление во втором приближении 

Относительная погрешность определения конечного  давления составляет

.

Полученный  результат отличается от предыдущего  приближения более 1%. Поэтому приравниваем P_К=P_К^/ и уточняем расчеты, начиная с п. 2.3. Результаты расчетов приведены в таблице 2.2.

 

Таблица 2.2 – Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета линейного участка газопровода

Наименование  расчетного параметра	Первое приближение	Второе приближение
Конечное давление PК, МПа	5,63	5,18
Среднее давление PСР, МПа	6,49	6,29
Приведенная температура TПР	1,496	1,493
Приведенное давление PПР	1,431	1,386
Теплоемкость  газа CP, кДж/(кг·К)	2,745	2,719
Коэффициент Джоуля-Томпсона Di, К/МПа	3,727	3,533
Параметр at	2,51×10-3	2,535×10-3
Средняя температура TСР, К	297,065	296,5
Средний коэффициент  сжимаемости ZСР	0,871	0,874
Динамическая  вязкость газа m, Па×с	1,251×10-5	1,241×10-5
Число Рейнольдса Re	4,63×107	4,67×107
Коэффициент сопротивлению  трения lТР	9,385×10-3	9,384×10-3
Коэффициент гидравлического  сопротивления l	1,092×10-2	1,092×10-2
Конечное давление PК/, МПа	5,18	5,177
Относительная погрешность по давлению, %	7,99	0,06

 

Уточняется  среднее давление по формуле 

.

Определяется  конечная температура газа

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.

 

 

 

 

 

 

3. Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС

 

 

На компрессорных  станциях газопровода предполагается установка газоперекачивающих агрегатов  ГПА-10, оборудованных центробежными нагнетателями 235-21-1. Характеристики газотурбинного привода и нагнетателя приведены в таблицах 2.2 и 2.3.

Характеристики  газотурбинного привода и нагнетателя  приведены в таблицах 2.3 и 2.4.

 

Таблица 2.3 – Расчетные параметры газотурбинной установки

Наименование параметра		ГПА-10
Номинальная мощность ГПА      NеН, кВт		10000
Коэффициент технического состояния по мощности  kН		0,95
Коэффициент, учитывающий  влияние системы противообледенения     kОБЛ		1
Коэффициент, учитывающий  влияние температуры атмосферного воздуха на мощность ГТУ     kt		2,2
Коэффициент, учитывающий  влияние системы утилизации тепла     kУ		1
Номинальная температура  воздуха      TвоздН, К		288
Частота вращения силового вала, мин–1	nmin,	3270
	nmax	5100

 

Таблица 2.4 – Расчетные параметры центробежных нагнетателей

Наименование  параметра	235-21-1
Номинальная  производительность    QНОМ, млн.м3/сут	18
Номинальная  частота вращения        nн, мин–1	4800
Механические  потери мощности         NМЕХ, кВт	250
Приведенный  коэффициент сжимаемости    ZПР	0,86
Приведенная  газовая постоянная,      RПР, Дж/(кг×К)	507,9
Приведенная  температура                   TПР, К	288

 

Порядок определения  рабочих параметров ГПА следующий:

 

По результатам  теплового и гидравлического  расчета линейного участка определим давление P_ВС и температуру T_ВС газа на входе в центробежный нагнетатель: P_ВС=P_К- DP_ВС=5,177-0,12=5,06 МПа; T_ВС= T_К=290,4 К.

Вычисляем значения давления и температуры, приведенных  к условиям всасывания

,

.

Рассчитываем коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания

Определяем  плотность газа r_ВС, требуемое количество нагнетателей m_Н и производительность нагнетателя при условиях всасывания Q_ВС

;

. Значение m_Н округляем до  m_Н=4.

Задаваясь несколькими  значениями относительных приведенных  оборотов ротора [n/n_Н]_ПР, определяем соответствующие им значения:

частоты вращения  и приведенной объемной производительности .

Результаты  вычислений приведены в таблице 2.5.

 

 

 

Таблица 2.5 – Результаты расчета n и Q_ПР

	, мин-1		,м3/мин
0,7	3294,741	1,456867	297,4896
0,75	3530,08	1,359743	277,657
0,8	3765,419	1,274759	260,3034
0,85	4000,757	1,199773	244,9915
0,9	4236,096	1,133119	231,3808
0,95	4471,435	1,073481	219,2029
1	4706,773	1,019807	208,2427
1,05	4942,112	0,971245	198,3264
1,1	5177,451	0,927097	189,3116

 

На кривые [n/n_Н]_ПР характеристики нагнетателя наносятся точки с соответствующими значениями Q_ПР. Полученные точки соединяются линией (см.рисунок 2.1).

Проведем горизонтальную линию из найденного значения e до линии режимов найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим Q_ПР. Аналогично определяем h_ПОЛ  и  N_i.