Пример технологического расчета магистрального газопровода.

Выполнить технологический расчет магистрального газопровода.

Исходные данные:

1. Объем транспортируемого газа

2. Протяженность газопровода

3. Температура окружающей среды t_о=4⁰С

4. Температура воздуха, t_в=5⁰С

5. Состав транспортируемого газа:

Метан СН4	Этан С2Н6	Пропан С3Н8	Бутан С4Н10	Пентан С5Н12	СО2	N2	Н2S
% объемные
92,6	3,5	1,6	0,5	0,4		0,4	-
- 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	-	-

Решение:

Расчет характеристик транспортируемого газа.

1. Плотность газа:

2. Молярная масса:

3.Газовая постоянная:

4. Псевдокритическая температура:

5. Псевдокритическое давление:

6. Относительная плотность газа:

7. Суточная производительность газопровода:

Определение расстояния между компрессорными станциями.

8. Средняя температура газа:

9. Давление в начале участка газопровода:

10. Давление в конце участка газопровода:

11. Диаметр газопровода принимаем по Приложению Д равным 1420мм

12. Расчетное сопротивление металла трубы:

13. Толщина стенки трубопровода:

по Приложению Е принимаем

14. Внутренний диаметр трубопровода:

 

15. Коэффициент сопротивления трению:

16. Коэффициент гидравлического сопротивления:

17. Среднее давление на участке газопровода:

18. Приведенное давление:

19. Приведенная температура:

20.

21. Коэффициент сжимаемости газа:

22. Расстояние между компрессорными станциями:

23. Число компрессорных станций:

округляем в большую сторону

24. Расстояние между КС:

Уточненный тепловой и гидравлический расчет.

25. Давление в конце участка газопровода в первом приближении:

26. Среднее давление на участке газопровода:

27. Приведенное давление:

28. Приведенная температура:

29. Удельная теплоемкость:

30. Коэффициент Джоуля-Томсона:

31. Коэффициент :

32. Средняя температура:

33. Коэффициент сжимаемости:

34. Коэффициент динамической вязкости:

35. Число Рейнольдса:

36. Коэффициент сопротивления трению:

37. Коэффициент гидравлического сопротивления:

38. Конечное давление во втором приближении:

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. Уточняем среднее давление

41. Уточняем конечную температуру газа:

Тепловой и гидравлический расчет закончен.

 

Расчет режима работы КС.

Выбираем газоперекачивающий агрегат ГТН-25И с центробежным нагнетателем типа «Нуово-Пиньони» (PCL-1002/40) следующими техническими характеристиками:

42. Давление газа на всасывании:

43. Приведенное давление газа при условиях всасывания:

44. Приведенная температура газа при условиях всасывания:

45. Коэффициент:

46. Коэффициент сжимаемости газа, приведенный к условиям всасывания:

47. Плотность газа при условиях всасывания:

48. Число параллельно работающих ЦН:

округляем в меньшую сторону

49. Производительность нагнетателя при условиях всасывания:

50. Приведенные относительные обороты ЦН:

51. Приведенная объемная производительность:

.52. Результаты расчетов сводим в таблицу:

n, об/мин
QПР, м3/мин	674,3	599,3	539,4
[n/nH]ПР	0,814	0,9157	1,0175

52. Требуемая степень повышения давления:

53. По приведенным характеристикам имеем:

- приведенная относительная внутренняя мощность

- политропический к.п.д.

- приведенная объемная производительность

54. Число оборотов:

55. Внутренняя мощность, потребляемая ЦН:

56. Мощность на муфте привода:

57. Располагаемая мощность ГТУ:

58. Температура газа на выходе ЦН:

 

 

Список использованных источников

 

1. СНиП 2.05.06-85^*. Магистральные трубопроводы. М.; Госстрой России; ГУП ЦПП,1997. - 52с

2. Васильев Г.Г., Коробков Г.Е., Коршак А.А. и др. Трубопроводный транспорт. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – т.2. 407с.

3. Коршак А.А., Нечваль А.М. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис»,2005. – 516 с.

4. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. -Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис»,2005. – 528 с.

5. Деточенко А.В., Михеев А.Л., Волков М.М. Спутник газовика. -М.; Недра. 1978.-311с.

6. Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. -М.; Недра. 1982.-136с.

7. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа.-М., ВНИИГАЗ,

1985.- 87 с.

 

Приложение В

Варианты исходных данных технологического расчета магистрального газопровода.

 

Вариант
QГОД, млрд.м3 /год	31,4	29,8	29,1	29,3		29,5	30,1	31,1	29,7
LОБЩ, км
t0, 0С
tВ, 0С
Вариант
QГОД, млрд.м3 /год	29,2	29,9	31,5	29,8	29,8	31,3	29,6	31,2	29,4	30,2
LОБЩ, км
t0, 0С
tВ, 0С
Вариант
QГОД, млрд.м3 /год	30,3	30,8	30,4	30,9	30,5			30,6	31,2	30,7
LОБЩ, км
t0, 0С
tВ, 0С

Состав транспортируемого газа для вариантов №№1-10:

Метан СН4	Этан С2Н6	Пропан С3Н8	Бутан С4Н10	Пентан С5Н12	СО2	N2	Н2S
% объемные
92,6	3,5	1,6	0,5	0,4	1,0	0,4	-
- 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	-	-

 

Состав транспортируемого газа для вариантов №№11-20:

Метан СН4	Этан С2Н6	Пропан С3Н8	Бутан С4Н10	Пентан С5Н12	СО2	N2	Н2S
% объемные
	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	-	-

 

Состав транспортируемого газа для вариантов №№21-30:

Метан СН4	Этан С2Н6	Пропан С3Н8	Бутан С4Н10	Пентан С5Н12	СО2	N2	Н2S
% объемные
92,5	2,0	0,66	0,5	0,15	0,33	3,86	-
- 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	-	-

 

 

Приложение Г

Варианты теоретической (технологической) части