СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
. ВЫБОР ТРАССЫМГ И ОПЕРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА, АВО и ПУ
Определение количества ГПА
Определение количества АВО
Определение количеста ПУ
. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫГАЗОПРОВОДА
Определение числа КС
Определение прибыли
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных, а в случае транспорта газообразных веществ - единственным видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капитало- и металлоемких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях. Отсюда понятно внимание, уделяемое вопросам надежности и эффективности работы магистральных трубопроводов при их проектировании и эксплуатации.
Перемещение районов добычи газа в восточные регионы страны привело к резкому увеличению протяженности магистральных газопроводов (МГ).
Более 90% газа добывается в Тюменской области. В тоже время потребляется он в основном в Европейской части страны, что обуславливает необходимость транспорта больших объемов газа на расстояния несколько тысяч километров. Увеличение объемов транспорта вызывало рост диаметров газопроводов, что привело к снижению удельных энерго и метало затрат и как результат снижению более чем в два раза себестоимости транспорта газа. Максимальное значение диаметра достигло 1420 мм, и дальнейшее увеличение считается нецелесообразным. Пропускная способность МГ диаметром 1420 мм составляет 90 - 100 млрд.м3 газа в год. До диаметра 1020 мм, газопроводы имеют рабочее давление 5,45 МПа. Газопроводы диаметром 1220 мм, и 1420 мм, эксплуатируются с давлением 7,36 МПа.
Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и оборудования и рациональности их использования. Фактические условия работы трубопроводов отличаются от проектных. Так, производительность зависит как от возможности добычи нефти и газа, так и от потребности в них. В процессе эксплуатации меняется состояние линейной части и оборудования станций, что предопределяет изменение пропускной способности нефти- и газопроводов и изменение параметров работы при постоянной производительности. В этих условиях приходится решать следующие задачи: выбор оптимальной схемы работы при заданной производительности, определение параметров работы при максимальной загрузке, разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы.
1.
ВЫБОР ТРАССЫМГ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
1.1 Выбор трассы МГ
параметры технологической схемы МГ:
газопровод Уренгой - Н.Вартовск
Диаметр D=1400 мм.
Рабочее давление Р1 =7,35 МПа.
Давление перед первой станцией Рн =5 МПа.
Давление в конце МГ Рк =2,0 МПа.
Температура газа на входе в КС равна температуре грунта Тн = 273.
ГПА типа ГТК-10-4
Пылеуловители типа ГП-144.
АВО типа 2АВГ-75с.
Приведенная характеристика ЦН 370-18-1 (приложение 1)
Характеристика циклонного пылеуловителя ГП 144 (приложение 2)
Недостающими исходными данными являются протяженность нефтепровода L, а так же относительная плотность газа по воздуху ∆. С помощью атласа, учитывая транспортную развязку, определяем, что L=440 км [3].
1.2. Определяем физические свойства газа.
На таблице 1 представлена характеристика газов Уренгойского месторождения.
Таблица 1
| Месторас-положение | Состав газа (по объему), % | Относительная плотность по воздуху (при 20°C) | Удельная теплота сгорания (при 20°C) 
| |||||||
Метан 
| Этан 
| Пропан 
| Бутан 
| Пентан  +высш.
| Двуок. Углер. 
| Азот  +редкие
| Серово- дород 
| |||
| Уренгой (сеноман) | 98,8 | 0,07 | - | - | 0,01 | 0,29 | 0,8 | нет | 0,561 |
Основные параметры ГТК-10-4
| Тип | NHe, кВт | TH3, К | nH, мин-1 | ηHe | qHТГ, тыс. м3/час | kt | kN | ηм |
| ГТК-10-4 | 0,29 | 3,7 | 3,7 | 0,95 | 0,99 |
Основные параметры ЦН 370-18-1
| Тип | zПР | RПР, Дж/(кг К) | ТПР, К | QПРmin, м3/мин | QПРmax, м3/мин | пН, мин-1 | ηПmax |
| 370-18-1 | 0,888 | 0,85 |
Температура в районе прохождения трассы Уренгой-Нижневартовск:
Среднегодовая температура грунта на глубине заложения трубопровода То = -4,9 оС;
Среднегодовая температура воздуха Та =-9 оС;
Определим молярную массу М и плотность при стандартных условиях ρст
Плотность газа при стандартных условиях:
, (1.1)
где 
- давление и температура при стандартных условиях (Рс = 0,1013 МПа и Тс = 293,15 К),
М - молярную массу природного газа M, кг/кмоль, вычисляют на основе компонентного состава газа: Метан(98,8%), Этан(0,07%), Пентан(0,01%), Двуокись углерода(0,29%), Азот(0,8%) по формуле:
, (1.2)
Определим газовую постоянную:
(1.3)
тогда:
Критические значения давления Ркр и температуры Ткр:
По СТО "Газпром" они находятся следующим образом:
, (1.4)
, (1.5)
где Ркрi, Ткрi - критические значения давления и температуры i -го компонента газовой смеси. хi - концентрация i -го компонента газа, доли ед.
Учет газа при коммерческих операциях производится в объемных единицах приведенным к стандартным условиям (Т=293К), Р=0,1Мпа)
где Q-объемная производительность МГ
млрд.м3/год.
1. Определяем суточную производительность газопровода Q, млн.м3/сут по формуле
, (1.1)
Где Qг - годовая производительность газопровода, млрд.м3/год;
- оценочный коэффициент использования пропускной способности, определяемый по формуле:
, (1.2)
где 
- коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, связанный с необходимостью увеличения пропускной способности газопровода в период повышенного спроса на газ;
- коэффициент экстремальных температур, учитывающий снижение пропускной способности газопровода при повышение температуры воздуха выше расчетного значения;
- оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий снижение пропускной способности МГ при отказах линейной части и оборудования КС.
В соответствии с [2] принимаем следующие значения коэффициентов: 
= 0,98; 
= 0,95 (т.к. трасса меньше 1000 км.); = 0,99 (для длины газопровода 440 км).
млн.м3/сут.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА, АВО И ПУ