Проект газопровода Ямбург-Салехард с определением оптимального диаметра

Титул.doc

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Кафедра «Проектирование и эксплуатация
нефтегазопроводов и хранилищ»
ПО ДИСЦИПЛИНЕ: Проектирование и эксплуатация
«Эксплуатация газопровода в районе г. Медвежье»
НТХ 03-1 Черепова Н.В.

4. Опред. тех-и возм. произ-.doc

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКИ ВОЗМОЖНОЙ
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ МГ В ЯНВАРЕ МЕСЯЦЕ
Технически возможная производительность газопровода –
производительность ограниченная одним из допустимых показателей его
работы: использованы все рабочие агрегаты КС ГПА работают с располагаемой
мощностью ГПА работают с максимальной или минимальной частотой вращения
приведенная производительность ЦН равна минимально или максимально
допустимой в работе все вентиляторы АВО давление на выходе КС или ЦН
равно допустимому температура на выходе КС равна максимальной или
минимальной температуре давление в конце МГ равно заданному.
Данную задачу будем решать методом последовательных приближений.
Задавшись предполагаемой производительностью на входе в головную КС и
условиями работы газопровода отмеченными в задании рассчитываем режим
работы КС. При этом подачу компрессоров уменьшаем на величину топливного
газа. Ориентировочное значение топливного газа определяем исходя из
располагаемой мощности ГПА. Изменяя частоту вращения ГПА добиваемся
желаемого давления на выходе КС контролируя при этом остальные показатели
работы (мощность помпаж температуру). При выходе показателя за допустимые
пределы принимаются соответствующие решения по их нормализации (изменение
частоты вращения изменение числа ГПА изменение количества АВО или
вентиляторов). Регулирование работы будем продолжать до тех пор пока не
будет получено нужное давление в конце газопровода или один из показателей
достигнет допустимого значения и все возможности по его регулированию
исчерпаны. После этого уточняется расход топливного газа и окончательно
уточняется режим работы КС. Получив таким образом выходные параметры КС
переходим к расчету участка задавшись значениями давления и температуры в
конце участка с последующим их уточнением в пределах точности расчета.
Далее производя последовательные расчеты КС и участков дойдем до конца
МГ. Если конечное давление отличается от заданного больше чем допустимо в
пределах точности расчетов то расчет МГ повторим при увеличенной или
уменьшенной производительности [5].
Поскольку решение поставленной задачи предполагает достаточно большой
объем вычислений то решать ее будем при помощи ЭВМ. Для
удобства расчетов были применены такие программные продукты как
Microsoft Excel (для основных расчетов) и язык программирования C++ (для
циклических расчетов).
2 Расчет режима работы КС-1
2.1. Методика расчета
При расчете режима работы МГ при заданной производительности
определяются давления и температуры на выходе всех КС и в конце
газопровода. Задачей расчета является выбор схемы работы газопровода
обеспечивающей максимальную пропускную способность. Регулирование режимов
работы оборудования необходимо производить в пределах обозначенных его
техническими характеристиками (допустимые значения давления и
температуры располагаемая мощность допустимые значения частоты вращения
Основные условия расчета режима работы можно выразить следующим
потребляемая мощность ГПА должна соответствовать условию [7]
где [p N – потребляемая
Данное условие необходимо для предотвращения перегрузки ГПА по
мощности а также неэффективному использованию располагаемой мощности.
давление газа на выходе КС должно быть меньше или равно рабочему давлению
МГ ([pic] МПа). При невыполнении данного условия возможно разрушение тела
трубы и запорной арматуры.
температура газа на выходе КС не должна превышать 323 °К (50 °С). Это
условие необходимо для сохранения свойств изоляционного покрытия
трубопроводов а также для предотвращения увеличения термических
напряжений трубопровода.
температура газа на входе КС (в конце участка) не должна быть ниже 273 °К
(0 °С). Это необходимо для предотвращения промерзания грунта вокруг
трубопровода. Исключения составляют районы вечной мерзлоты где
температура газа в конце участка может быть равной температуре грунта.
частота вращения ГПА должны находиться в рабочих пределах частот вращения
приведенная производительность центробежного нагнетателя (ЦБН) должны
быть больше ее минимального значения по помпажу как минимум на 10%.
КПД ЦБН должен быть не менее 08.
Для обеспечения максимальной производительности АВО газа должны работать
в таком режиме чтобы в конец участка газ приходил с минимально возможной
температурой (в нашем случае температурой грунта Т0);
производительность пылеуловителей должна находиться в пределах рабочей.
2.2. Режим работы пылеуловителей
Проверка режима работы циклонных пылеуловителей заключается в
определении соответствия их производительностей рабочему интервалу.
Методика расчета состоит в следующем. По характеристике пылеуловителя
определяется рабочий диапазон его производительностей (за рабочее давление
принимается давление на входе в КС) при этом если необходимо вводятся
соответствующие поправки на плотность газа. Считается что пылеуловитель
работает в нормальном режиме если его производительность не выходит за
границы рабочего диапазона. Однако расчет следует вести с учетом
возможности отключения одного пылеуловителя. Производительность одного ПУ
Q1ПУ определяется по формуле:
где nПУ. раб – число рабочих пылеуловителей.
Итак по характеристике циклонного пылеуловителя ГП 144.00.000
(Приложение I) диапазон его рабочих производительностей при рабочем
давлении Р = 51 МПа составляет:
2 ÷ 202 млн м3сут. (1.6)
При 4 включенных ПУ производительность одного по (1.5)составит:
При отключении одного ПУ:
При всех работающих ПУ значение производительности одного ПУ входит в
допустимый интервал а при одном отключенном ПУ выходит за границу
интервала. Для того чтобы устранить это несоответствие необходимо ввести
в работу еще один ПУ. Тогда оба значения будут входить в заданный
2.3. Расчет располагаемой мощности привода
Располагаемая мощность ГТУ приводящей ЦБН находится в
зависимости от условий работы установки по формуле[7]:
kн – коэффициент учитывающий техническое состояние ГТУ;
kt – коэффициент учитывающий влияние температуры наружного
kоб – коэффициент учитывающий влияние противообледнительной
kу – коэффициент учитывающий влияние системы утилизации тепла
[pic] – номинальная температура воздуха на входе в ГТУ К.
Согласно [7] принимаем [p kн = 095; kt = 37; [pic]
= 288 К; kоб = 1; kу при отсутствии технических данных по
системе утилизации тепла принимается равным 0985.
Расчетную температуру воздуха на входе в ГТУ можно определить по
где [pic] – средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый
[pic]– поправка на изменчивость климатических параметров и
местный подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ.
Согласно [7] принимаем [pic] = 5 К.
[pic]= 264+ 5 = 269 К.
Таким образом располагаемая мощность привода формуле (1.5) равна:
Полученное значение располагаемой мощности [pic] меньше номинальной
мощности. Таким образом можно сделать вывод что данное оборудование
используется в нормальном режиме.
2.4. Режим работы компрессорного цеха
Приведенные давление и температуру газа на входе в нагнетатель
где Рпр – приведенноге давление газа в условиях всасывания МПа.
Тпр – температура газа в условиях всасывания К;
Р2 – давление газа на входе в нагнетатели МПа;
Т2 – температура газа на входе нагнетатели К.
Абсолютное давление газа на входе в нагнетатели РВ определится как:
ΔРвх – потери давления на очистку газа МПа; согласно [7]
принимаются равными 012 МПа.
Таким образом приведенные давление и температура будут равны:
Коэффициент сжимаемости газа на входе в нагнетатели определим из
где z – коэффициент сжимаемости газа;
– температурная поправка определяемая как:
Таким образом по формуле (1.4) коэффициент сжимаемости газа равен:
Зная значение коэффициента сжимаемости газа определим плотность
газ на входе в нагнетатели:
где ρВ – плотность газа на входе в нагнетатели кгм3.
Зададимся значением пропускной способности равным Q = 7232
Определяем производительность нагнетателя при условиях входа по
где Qв – производительность нагнетателя при условиях всасывания
QЦН – производительность одного нагнетателя при стандартных
Производительность одного нагнетателя при стандартных условиях
можно определить по формуле [7]:
где QКС-1 – производительность головной КС млн. м3сут;
nраб – количество рабочих ГПА.
Производительность КС при расчете режима работы следует уменьшать
на величину расхода топливного газа:
где QТГ – расход топливного газа на рассматриваемой КС м3сут
значение которого будем определять по следующей формуле:
где N – мощность потребляемая нагнетателем кВт;
ГТУ – КПД газотурбинного привода.
Расход топливного газа на КС определяется методом последовательных
приближений. Сначала расход топливного газа по формуле (1.13)
рассчитывается исходя из располагаемой мощности привода после чего
рассчитывается режим работы ГПА. Затем полученное значение потребляемой
нагнетателем мощности подставляется в формулу (1.13) уточняется расход
топливного газа режим работы ГПА пересчитывается. Данную
последовательность будем выполнять до достижения точности расчета 1%.
Расчет по приведенной выше методике достаточно объемен поэтому в
пояснительной записке он не приводится а в дальнейших расчетах
используется уже уточненное значение расхода топливного газа.
Таким образом производительность нагнетателя при условиях
всасывания будет равна
Определяем приведенную производительность нагнетателя по формуле
где Qпр – приведенная производительность нагнетателя м3мин;
nн – номинальная частота вращения ротора нагнетателя обмин;
n – фактическая частота вращения ротора нагнетателя обмин.
Согласно [7] nн = 4800 обмин.
Руководствуясь условиями регулирования режима работы КС принимаем n =
Определяем приведеную частоту вращения ротора нагнетателя [7]
[pic] [pic] [pic] – приведенные параметры нагнетателя.
Согласно [1] принимаем [p [p [pic] = 288
Для обеспечения беспомпажной работы центробежного нагнетателя
необходимо выполнение следующего условия:
где Qmin – значение Qпр с приведенной характеристики соответствующее
максимуму зависимости - Qпр для рассматриваемого значения [pic] где
– степень сжатия нагнетателя а при отсутствии максимума у зависимости
- Qпр – минимальному значению Qпр с приведенной характеристики.
Приведенная характеристика нагнетателя ЭГПА-125 приведена в
Согласно прил.II принимаем минимальную приведенную производительность
Следовательно условие безпомпажной работы нагнетателя выполняется.
По приведенной характеристике нагнетателя (Прил. II) определяем
степень сжатия политропический КПД и приведенную относительную мощность
[pic]– приведенная относительная мощность нагнетателя
Определяем потребляемую мощность нагнетателя по следующей формуле
где Ni – внутренняя мощность нагнетателя кВт.
Определяем мощность потребляемую нагнетателем по формуле
где [pic]– механический кпд нагнетателя.
Согласно [5] принимаем [pic]= 099.
Проверка условия (1.4):
Как видно условие (1.4) не соблюдается. ЭГПА-125 не загружен по
Определяем давление газа на выходе компрессорного цеха по формуле
где Рн – давление газа на выходе компрессорного цеха МПа.
Определяем температуру газа на выходе компрессорного цеха по
формуле (согласно [7]):
где Тнаг – температура газа на выходе компрессорного цеха К;
k – показатель адиабаты процесса сжатия.
Согласно рекомендация [6] принимаем k = 133.
2.5. Расчет режима работы АВО газа
Целью этого расчета является определение температуры газа на
выходе КС. Данная операция производится методом последовательных
приближений. Задавшись значением температуры газа на выходе КС
рассчитываем режим работы АВО и уточняем после чего уточняем значение
этой температуры. В первом приближении зададимся оптимальной температурой
Оптимальная температура на выходе КС согласно [7] следует
принимать на 15 (С выше расчетной температуры атмосферного воздуха:
Определяем среднюю температуру газа в АВО по формуле
где ТАВО ср – средняя температура газа в АВО К.
Определяем теплоемкость газа при условиях АВО по формуле (согласно
где ср – теплоемкость газа при условиях АВО кДж(кгК).
Определяем массовый расход газа по формуле
где G – массовый расход газа через все АВО кгс.
Массовый расход через один АВО можно определить по формуле
где G1 – массовый расход газа через один АВО кгс.
Теоретический теплосъем с одного АВО АВГ-75с при двух работающих
вентиляторах можно определить по формуле (согласно [4])
где Q0 – теоретический теплосъем с одного АВО при двух работающих
Температуру на выходе АВО можно определить по формуле (согласно
где kА2 – коэффициент тепловой эффективности АВО при двух работающих
kА1 – коэффициент тепловой эффективности АВО при одном
работающем вентиляторе;
kА0 – коэффициент тепловой эффективности АВО с отключенными
n2 – количество АВО с двумя работающими вентиляторами шт.;
n1 – количество АВО с одним работающим вентилятором шт.;
n0 – количество АВО с отключенными вентиляторами шт.
Согласно [3] принимаем kА2 = 1; kА1 = 055; kА0 = 018.
Принимаем n2 = 8 и n1 = n0= 0и определяем температуру на
Точность данного расчета составляет:
что не превышает заданную.
Видно что требуемая точность достигается в первом приближении.
Таким образом принимаем Т1 = 2756 К.
Давление на выходе КС-1 (Р1 ) определим как:
[pic] – потери давления в АВО КС МПа.
Согласно [3] принимаем [p [pic] = 00588 МПа.
Параметры газа на выходе КС: Т1 = 2756 К; Р1 = 659 МПа.
3. Расчет первого участка
Целью данного расчета является определение давления и температуры газа
в конце участка (на входе в КС-2). Задача решается методом последовательных
Примем точность определения давления Р =1% и температуры Т =
Зададимся значением давления и температуры в конце участка:
Р2 = 51 МПа Т2 = 2664 К.
Определим средние значения давления и температуры газа в участке
по следующей формуле:
где РI – абсолютное давление газа в начале первого участка МПа;
Р2 – абсолютное давление газа в конце первого участка МПа.
Ориентировочное значение средней температуры газа в участке
определим из уравнения:
где Т1 – температура газа в начале первого участка К.
Т2 – температура газа в конце первого участка К.
Определим приведенные значения Рпр и Тпр по формулам (1.7):
Определим коэффициент сжимаемости газа по методике описанной в п.
Динамическую вязкость газа определим по формуле:
Рассчитаем удельную теплоемкость ср (1.23):
По нижеприведенной формуле определим коэффициент Джоуля-Томпсона
Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение
переходной производительности Qп
Q>Qп следовательно газ течет при квадратичном режиме. Тогда при
эквивалентной шероховатости kэ=003мм коэффициент гидравлического
сопротивления λ определится по формуле:
где D – внутренний диаметр труб мм.
Расчетное значение λр
где Е – коэффициент гидравлической эффективности участка.
В соответствии с [6] примем Е=095 тогда:
Давление в конце участка Р21 определим из уравнения пропускной
способности участка [4]:
Расчетное значение средней температуры газа в участке Тср1
k – коэффициент теплопередачи Вт(м2 К)
М – массовая производительность газопровода кгс.
Примем согласно рекомендациям [6] k=15 Вт(м2 К) и найдем значение
Определим Тср1 по (1.37)
Оценим сходимость предположенных и рассчитанных значений давления
Сходимость удовлетворительная.
Температуру газа в конце участка рассчитаем по формуле:
Температура газа на выходе КС-1 (в начале участка) составила 2756
К; в конце первого участка Т21 = 2664 К давление в конце участка P21 =
4. Расчет режима работы конечного участка
Методика расчета режима работы конечного участка аналогична
приведенной в п 2.3. Поэтому приведем только готовый результат
Параметры работы конечного участка
Итак давление в конце участка Pк = 204 МПа (манометрическое 20
МПа) чего и требовалось добиться. Значение температуры газа в конце
участка так же удовлетворяет требованиям.
Итак в результате расчетов было определено значение пропускной
способности Q = 7223 млн м3 сут. При этом на обеих станциях ГПА работают
на максимальных оборотах обеспечивая максимальную при данной
производительности степень сжатия. При дальнейшем увеличении значения
пропускной способности степень сжатия будет уменьшаться что приведет к
невыполнению условия Pк = 20 МПа. Пропускную способность так же можно
повысить понизив температуру газа за АВО однако в данном случае
температура газа уже очень близка к предельно допустимой – температуре
грунта следовательно дальнейшее ее понижение приведет к увеличению
нагрузки на трубопровод.
При этом выполняются все необходимые условия для работы МГ в
Исходя из вышесказанного можно сделать вывод о том что найденное
значение пропускной способности в апреле месяце максимально для данного
Эксплуатация газопровода в районе г. Медвежье
ТюмГНГУ гр. НТХ 03-1
Определение технически возможной производительности МГ в январе месяце

7. Список исполь-й лит-ы.doc

Список использованной литературы
Альбом характеристик центробежных нагнетателей. М.: Мингазпром
Волков М.М. Михеев А.А. Конев К.А. Справочник работника газовой
промышленности. - М.: Недра 1989.
Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы. Учебное пособие.
Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация газопроводов. Курс
Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация магистральных
газопроводов. Методические указания по курсовому проектированию для
студентов специальности 130501. Тюмень 2005.
ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования.
Магистральные газопроводы Часть I. Газопроводы.- М.: Мингазпром
Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация Компрессорных
станций. Учебно-методический комплекс. Тюмень 2004.
СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.-
М.: Стройиздат 1985.
ТюмГНГУ гр. НТХ 03-1

3 Расчет режима работы КС.doc

3 Расчет режима работы КС
Расчет режима работы КС производится при проектировании станций и
газопроводов а также при их эксплуатации.
Расчет состоит в определении мощности N потребляемой каждой КМ
и мощности [pic]развиваемой приводящим ее двигателем.
Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при
соблюдении неравенства:
Экономичность при [pic] и следующих условиях:
где [pic]- давление на входе КС или требуемое давление на выходе
[pic]- политропический К.П.Д. определяемый по приведенной
характеристике нагнетателя;
[pic]- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период
определяемая по данным СНиП 2.01.01-82 [1] К.
При проектировании КС [pic] рассчитывается для среднегодовых
1.Расчет располагаемой мощности
Располагаемая мощность ГТУ приводящей ЦБН находится в
зависимости от условий работы установки по формуле:
[pic] - коэффициент учитывающий влияние температуры наружного
[pic] - коэффициент учитывающий влияние противообледнительной
[pic] - коэффициент учитывающий влияние системы утилизации тепла
[pic] и [pic] - расчетная и номинальная температуры воздуха на входе в
где[pic]-средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый
[pic] - поправка на изменчивость климатических параметров и местный
подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ [pic]=5 К.
Значения [pic] принимать по прил.7 [4].
Численное значение [pic] при отсутствии технических данных
по системе утилизации тепла принимать равным 0985 а kоб при выполнении
курсовой работы равным единице. Значение располагаемой мощности [pic]не
должно превышать номинальную мощность на 15 %. Если в результате расчета
получена большая величина то следует принимать.
Расчетная температура воздуха на входе в ГТУ:
[pic]=[pic][pic]+[pic] К.
Расчет режима работы произведем для варианта КС с
газоперекачивающими агрегатами типа ГПА-Ц-1676 с ЦБН НЦ-1676-1.45.
Определим располагаемую мощность ГТУ:
2 Расчет режима работы центробежных нагнетателей
На компрессорных станциях оборудованных центробежными
нагнетателями может иметь место одно- двух- и трехступенчатое сжатие.
Расчет режима работы таких станций проводится по отдельным ступеням
сжатия. Результаты расчета справедливы для всех параллельно
работающих нагнетателей составляющих единую степень сжатия.
2.1 Расчет режима работы нагнетателей первой ступени сжатия
Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени
где Тв1 и Твх - температура газа на входе в нагнетатель первой ступени
[pic] - потери давления во входных технологических коммуникациях КС
В данном случае[pic] не учитывается так как из прил.16 [4]
берется Рвх в первую ступень сжатия уже с учетом потерь давления
2.2 Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели
где R- газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг.К);
где [pic] и [pic] - плотность газа и воздуха при стандартных условиях
(20º и 720 мм. рт. ст.) кг[p
[pic] = 0678 кгм[pic].
Плотность газа при условиях всасывания:
где R-газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг·К);
[pic]и [pic]- плотность газа и воздуха при стандартных условиях
z1 - определяем по номограмме z1=09;
2.3 Определение объемной производительности нагнетателя в м[pic]мин
где К- количество параллельно работающих нагнетателей;
Qкс – производительность КС м3сут;
Q – производительность нагнетателя м3сут.
2.4.Определение допустимого интервала изменения числа оборотов
Из условия экономичности работы нагнетателя
[pic] и [pic]- минимальное и максимальное значение [pic]
соответствующее зоне приведенной характеристики нагнетателя с [pic]
Из условия экономичности работы нагнетателя (прил.21) [4]
[pic]=300 м[pic]мин и [pic]=540 м[pic]мин.
По прил.16 [4] [pic]=4900 обмин.
Интервал изменения числа оборотов ротора нагнетателя из данного
[pic]- [pic]= 3687 - 6636 обмин.
Следовательно принимаем этот интервал.
2.5. Определение потребной частоты вращения ротора нагнетателя.
Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота
вращения его ротора должна быть равной или близкой [pic]. Значения n
отличаются от [pic] следует назначать лишь при невыполнении одного из
условий (3.1) и (3.2) при n=[pic].
Во всех случаях n должно находится в интервале одновременно
удовлетворяющему допустимым интервалам изменения n определенным в
2.6 Определение приведенной производительности нагнетателя
n- потребная частота вращения ротора нагнетателя обмин.
Принимаем n=4800 обмин.
[pic][pic] = 41476 м3мин.
2.7 Расчет приведенного чила оборотов ротора нагнетателя
где [pic] [pic] [pic]- параметры газа с приведенной характеристики
нагнетателя ГПА-Ц-1676
[pic]- параметры газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия
определенные в п.2.2.1.
2.8 Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы
Нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении
[pic]- значение [pic] из приведенной характеристики соответствующее
максимуму зависимости [pic] для рассматриваемого значения [pic] а при
отсутствии максимума у зависимости [pic]- минимальному значению [pic] из
приведенной характеристики.
[pic]= 310 м[pic]мин.
Следовательно условие безпомпажной работы выполняется и дальнейшее
ругулирование оборотами не требуется.
2.9 Определение степени сжатия нагнетателей и относительной
приведенной мощности нагнетателей по приведенной характеристике нагнеталя
По прил.21 [4] находим:
[pic]=355 кВт(кгм3).
2.10.Расчет мощности потребляемой нагнетателем.
Ni = 355. 394 . 09913 =13613 кВт.
2.11. Определение потребной мощности для привода нагнетателя
где [pic]- механический к.п.д. нагнетателя. По прил.7 [4]
. 15300[pic]14430[pic] 16000
Оба условия возможности транспорта газа в заданном количестве
2.12 Расчет параметров газа на выходе нагнетателей первой ступени
где [pic]и [pic] - давление и температура газа на выходе нагнетателей
МПа и К соответственно.
[pic]и [pic]- давление и температура газа на входе нагнетателей МПа и
[pic]- политропический к.п.д. нагнетателя соответствующий значению
[pic]=[pic]=[pic] 3109 К.
где [pic] и[pic]- соответственно давление и температура газа на выходе
нагнетателей последней ступени сжатия МПа и К;
[pic]- потери давления в коммуникациях на выходе КС.
[pic]следует принимать по нормативным данным приведенным в прил.8[4]
[pic]-номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на
выходе станции (при недогрузке газопровода) МПа;
[pic]- допустимая температура из условия сохранения
прочности и устойчивости трубопровода и изоляции;
[pic]= 75+ 013 = 763 МПа
Условия выполняется следовательно ГПА подходит.
Окончательно принимаем вариант КС с ГПА типа ГПА-Ц-1676 с ЦБН НЦ-
76-145 при числе рабочих ГПА равным двум и одному резервным агрегатам.

1 Определение исходных данных (2).doc

1 Определение исходных данных
Внутренний диаметр газопровода по условию исходных данных равен 1400
мм. Оптимальная суточная производительность для данного диаметра равна 95
При полной загрузке МГ чаще всего работают в квадратичной зоне в этом
случае эквивалентная шероховатость труб равна 003 мм и формула для
определения теоретического значения λ принимает вид.
где D- внутренний диаметр трубы мм
При определении гидравлических сопротивлений учитывают возможность
засорения трубопровода в процессе эксплуатации и наличие местных
где Е – коэффициент эффективности работы участка принимаемый при
регулярной отчистки МГ равным 095
Принимаем значение температуры и давления в конце участка МГ
Т2 = 271 К и P2 = 20 МПа
Определим средние значения давления газа на участке:
где Р1 и Р2 – абсолютное давление газа в начале и конце участка
Определим ориентировочное значение средней температуры газа на
где Т1 и Т2 – температура газа в начале и в конце участка
Определим плотность газа при стандартных условиях:
где ( - относительная плотность газа;
Определим критические значение давления и температуры газа:
Определим приведенные значения давления и температуры газа:
Определим значение :
Определим коэффициент сжимаемости газа:
Степень сжатия станции [pic] определяется по формуле

7. Список исполь-ой лит-ы.doc

Список использованной литературы
Альбом характеристик центробежных нагнетателей. М.: Мингазпром
Волков М.М. Михеев А.А. Конев К.А. Справочник работника газовой
промышленности. - М.: Недра 1989.
Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы. Учебное пособие.
Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация газопроводов. Курс
Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация магистральных
газопроводов. Методические указания по курсовому проектированию для
студентов специальности 130501. Тюмень 2005.
ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования.
Магистральные газопроводы Часть I. Газопроводы.- М.: Мингазпром
Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация Компрессорных
станций. Учебно-методический комплекс. Тюмень 2004.
СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.-
М.: Стройиздат 1985.
ТюмГНГУ гр. НТХ 03-1

Список литературы (3).doc

Агапкин В. М. Справочное руководство по расчетам трубопроводов. М.
Деточенко А.В. Спутник газовика. М. Недра 1998
Новоселов В. Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации
газопроводов. уч. Пособие М. Недра 1982
Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные
трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. ОНТП 51-1-85. Мингазпром М. 1985
Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация компрессорных
станций. уч. Пособие Тюмень ТюмГНГУ1996
станций. Методические указания по курсовому проектированию Тюмень
станций. Приложение к методическим указаниям по курсовому проектированию
Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под
редакцией Дерцакяна А. К Л. Недра 1977
Трубопроводный транспорт нефти и газа. под редакцией Юфина В. А. М.

Титульный (3).doc

Федеральное Агенство по образованию
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет
Кафедра «Проектирование и эксплуатация
Нефтегазопроводов и хранилищ»
По дисциплине: Проектирование и эксплуатация МГ
На тему: Проект магистрального газопровода Ямбург -
гр. НТХ – 03-3 Ставицкий Ю.

Введение (2).doc

Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня
в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования
эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных
газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и
центральные районы страны.
Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены
для транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений
до потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет
упругой энергии приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его
Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на
преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.
Компрессорные станции являются одним из основных объектов
газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех
капиталовложений в системы транспорта газа и 60% всех эксплуатационных
затрат по этим системам.
Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов
заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной
способности при минимальных энергозатратах на компремирование и
транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим
определяется работой компрессорных станций устанавливаемых по трассе
газопровода как правило через каждые 100-150км. Длина участков
газопровода между КС рассчитывается с одной стороны исходя из величины
падения давления газа на данном участке трассы а с другой –исходя из
привязки станции к населенным пунктам источникам водоснабжения
электроэнергии и т.п.
Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной
степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов
установленных на станции их энергетических показателей и технологических
Надежность и экономичность транспорта в значительной мере
определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и
эксплуатация КС должны осуществляться с учетом современных достижений
науки и техники и проспектов развития районов расположения станций.

1-П. Проект нефтепровода.doc

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра ''Проектирование
нефтегазопроводов и хранилищ''
ПО ДИСЦИПЛИНЕ: Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов
НА ТЕМУ: Проект газопровода Уренгой-Сургут
НТХ-03-1 Бариев А.К.
Задание на проектирование
Пояснительной записка к курсовому проекту Уренгой-Сургут состоит из
следующих разделов: введение определение исходных данных определение
числа КС и их расстановка по трассе МГ определение количества
газоперекачиваищих агрегатов АВО и ПУ расчет режима работы МГ
приложение. Всего в записке: 1 графический рисунок в составе приложения
таблиц. Объем пояснительной записки состовляет 25 лисов формата А4.
Определение исходных данных 5
2. Определение числа КС и их расстановка по трассе МГ 8
Определение количества ГПА АВО ПУ 10
Расчет режима работы МГ 12
1. Расчет режима работы КС 12
1.1. Расчет располагаемой мощности привода 13
1.2. Расчет компрессорного цеха 14
2. Расчет линейного участка 18
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 545 МПа. Газопроводы диаметром 1220 мм и 1420 мм
эксплуатируются с давлением 736 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.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
Длина гп Уренгой-Сургут.
По физической карте Российской Федерации принимаем L= 520 км.
Выбор трассы был произведен с учетом наличия параллельно идущих вблизи
проектируемого гп железной и автомобильной дорог что значительно будет
облегчать доставку строительных материалов а также техническое
обслуживание и ремонт гп при эксплуатации.
Характеристика природного газа.
По проектируемому гп будет транспортироваться газ Уренгойского
месторождения (самотлор) с относительной плотностью по воздуху (при 20оС)
[pic] и удельной теплотой сгорания (при 20оС) [pic]
Среднегодовые температуры грунта на глубине заложения оси тп и
температуры воздуха в крайних точках проектируемого гп [1]:
Механические свойства металла труб.
Для проектируемого гп внутренний диаметр которого 1400 мм согласно
[2] принимаем спиральношовные трубы изготовленные на Волжском трубном
заводе из спокойной низколегированной стали 10Г2ФБ без термического
упрочнения с временным сопротивлением разрыву [pic]590 МПа.
1. Физические свойства газа в условиях МГ
Плотность газа при стандартных условиях Т=27315К и Р=01013 МПа:
[pic]- плотность воздуха при стандартных условиях
[pic] - относительная плотность газа.
где [pic] - относительная плотность газа.
Критические значения давления Ркр и температуры Ткр:
где [pic] - плотность газа при стандартных условиях кгм3.
где РСР =Pн – среднее давление участка МПа;
РКР – критическое значение давления газа МПа;
ТСР =Тн – средняя температура участка К;
ТКР – критическое значение температуры К.
Среднее значение коэффициент сжимаемости газа:
где [pic] - функция учитывающая влияние температуры:
ТПР - приведенная температура газа;
РПР - приведенное давление газа.
Динамическая вязкость газа:
Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение
переходной производительности Qп:
D – внутренний диаметр труб м.
Необходимое условие Q>Qп выполняется следовательно газ течет при
квадратичном режиме.
Тогда при эквивалентной шероховатости труб kе=003 [1] мм определим
теоретическое значение коэффициента гидравлического сопротивления [pic]:
где D – внутренний диаметр труб мм.
Расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления
учитывающее наличие местных сопротивлений и засорение трубы [pic]:
где Е – коэффициент эффективности работы участка принимаемый при
регулярной очистке Е=095 [1].
2. Определение числа КС и их расстановка по трассе МГ
Определим предварительное расстояние между КС из уравнения пропускной
способности при давлении в начале участка Р1 и конце участка Р2 [1].
где Q - пропускная способность участка млн.м3сут;
D - внутренний диаметр газопровода м;
Zср - коэффициент сжимаемости газа при среднем значении давления и
температуры в участке;
Тср - средняя температура в участке К;
[pic]- расчётное значение коэффициента гидравлического
Длину конечного участка можно определить из соотношения:
где [pic] - длина конечного участка км.
[pic] - средняя температура газа на конечном участке МГ К.
Далее длины участков будут уточняться поэтому вторым сомножителем
Теоретическое число КС:
[pic] и [pic] - длина промежуточного и конечного участка км.
Полученное число КС округляем в большую сторону до целого значения
т.к. пропускная способность при округлении в большую сторону возрастает
следовательно заданную производительность можно будет реализовать при
регулировании режимов работы КС: принимаем n=6.77 шт.
Уточненная длина промежуточного участка:
Уточненная длина конечного участка:
где n - принятое число станций.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА АВО ПУ.
Определим количество ГПА установленных на КС МГ:
n-кол-во ГПА установленных на КС.
Q-производительность МГ млн м3сут;
Qгпа- производительность ГПА типа ГТК-10-4 Qгпа =370 млн м3сут.
n=80370=216 принимаем 3 агрегата+1 резервный т.е. 4 ГПА на КС.
Определим количество АВО на КС:
nаво-количество аппаратов воздушного охлаждения на КС;
Qаво-производительность АВО млн м3сут.
Массовая производительность АВО типа 2АВГ-75с Маво=54кгс [1]
Qаво=24*3600*Маво ρст106 где
Маво-массовая производительность АВО типа 2АВГ-75с кгс;
Qаво=24*3600*540676*106=69млн м3сут.
Рассчитаем количество АВО на КС:
nаво=7069=101 принимаем 11 аппарата воздушного охлаждения газа.
Определим количество ПУ на КС:
nпу-количество пылеуловителей на КС;
Qпу-производительность ПУ Qпу=18 млн м3сут [1].
nпу=8018=44 принимаем 5 пылеуловителей.
Проверим правильность принятого количества ПУ. В случае работы всех ПУ КС
и в случае выхода из строя одного ПУ производительность ПУ не должна
выходить за пределы Qmax и Qmin.
В случае работы всех ПУ производительность одного ПУ будет равна:
Qp- рабочая производительность одной нитки МГ млн м3сут;
nпу-принятое количество ПУ на КС.
Qпу min=805=16млн м3сут что не выходит за пределы Qmin=155млн м3сут
В случае выхода из строя одного ПУ производительность одного ПУ будет
Qпуmax =Qp(nпу-1) где
Qпу max-производительность одного ПУ при выходе из строя одного ПУ на КС
Qпу mах=80(5-1)=20млн м3сут что не выходит за пределы Qmax=20млн м3сут
Таким образом количество ПУ на КС равно шести.
Расчет режима работы МГ
Задачей проектирования является выбор оптимального варианта работы
газопровода. При этом регулирование работы всего оборудования и МГ в
целом производится в допустимых пределах определяемых их техническими
характеристиками (допустимые значения давления и температуры
располагаемая мощность допустимые значения частоты вращения и т.д.) [1].
Далее приведен расчета режима работы КС (на примере первой КС) и
участка (также на примере первого участка).
1. Расчет режима работы КС
Необходимые условиями для регулирования режима работы КС:
Мощность потребляемая нагнетателем должна находиться в пределах
располагаемой мощности привода для предотвращения перегрузки ГПА по
[pic] - потребляемая мощность ГТУ кВт.
Ддля предотвращения возможного разрушения труб и арматуры от
повышенного давления давление газа на выходе КС должно быть [p
для сохранения свойств изоляционного покрытия тп а также для
предотвращения температурного расширения стали температура газа на
выходе КС не должна превышать 323 оК (50 оС);
Для предотвращения промерзания грунта вокруг гп температура газа
на входе КС не должна быть ниже 273 оК (0 оС);
Приведенная производительность центробежного нагнетателя (ЦБН)
должна быть больше ее минимального значения по помпажу как минимум на
Кпд ЦБН должен быть 08.
Значение располагаемой мощности [pic]не должно превышать
номинальную мощность на 15 %. Если в результате расчета получена большая
величина то следует принимать:
1.1. Расчет располагаемой мощности привода
Располагаемая мощность - это максимальная рабочая мощность на муфте
нагнетателя (компрессора) которую может развивать привод в конкретных
расчетных станционных условиях.
Располагаемую мощность ГТУ для привода ЦБН в зависимости от условий
работы необходимо вычислять по формуле [2]:
[pic] - коэффициент учитывающий допуски и техническое
[pic] - коэффициент учитывающий влияние температуры наружного
[pic] - коэффициент учитывающий влияние противообледенительной
[pic] - коэффициент учитывающий влияние системы утилизации
тепла выхлопных газов;
[pic] - расчетное давление наружного воздуха МПа.
Согласно [1] принимаем [p [p [p [pic]. Согласно [1]
принимаем[pic]=1. Значение коэффициента [pic] при отсутствии технических
данных по системе утилизации тепла принимаем равным 0985 [1].
Расчетную температуру воздуха на входе ГТУ необходимо вычислять по
где [pic] - средняя температура наружного воздуха в
рассматриваемый период К;
[pic] - поправка на изменчивость климатических параметров и
местный подогрев наружного воздуха на входе ГТУ.
Согласно [1] принимаем [pic]=5 К.
. Располагаемая мощность привода по формуле (4.3):
1.2. Расчет компрессорного цеха
Расчет режима работы нагнетателя первой ступени сжатия.
Температура и давление газа на входе нагнетателя первой ступени
где [pic] - температура газа на входе в нагнетатель первой ступени
[pic] - давление газа на входе в нагнетатель первой ступени
[pic] - потери давления во входном коллекторе КС [pic]МПа [1].
Плотность газа при условиях всасывания:
R – газовая постоянная Дж(кг К).
Коэффициент сжимаемости z=0871
Тогда плотность газа при условиях всасывания:
Производительность нагнетателя при условиях входа [11]:
где [pic] - производительность нагнетателя при условиях входа
[pic] - производительность одного нагнетателя при стандартных
где [pic] - производительность компрессорного цеха м3сут.:
где [pic] - производительность КС млн.м3сут.:
[pic][pic] млн.м3сут.
Приведенная производительность нагнетателя:
[pic] - номинальная частота вращения ротора нагнетателя
[pic] - фактическая частота вращения ротора нагнетателя
Согласно [1] принимаем [pic]=4800 обмин.
В соответствии с параметрами регулирования режима работы КС принимаем
Приведенное число оборотов ротора нагнетателя:
[pic] [pic] [pic] - приведенные параметры нагнетателя.
Согласно [2] принимаем [p [p[pic]288 К
Нагнетателю гарантируется безпомпажная работа при соблюдении
где [pic] - минимальное значение [pic]из приведенной характеристики
нагнетателя (прил.1).
Следовательно условие безпомпажной работы нагнетателя выполняется.
По приведенной характеристике нагнетателя (прил.1) определяем:
степень сжатия нагнетателя [p
политропический кпд нагнетателя [p
приведенную относительную мощность нагнетателя [pic]220[pic].
Внутренняя мощность нагнетателя [11]:
Потребляемая мощность нагнетателя [11]:
[pic] - механический КПД нагнетателя [pic]=0993 [2].
Проверка условия (4.1):
условие соблюдается.
Давление и температура газа на выходе нагнетателя первой ступени
где [pic] - давление газа на выходе нагнетателя первой ступени
[pic] - температура газа на выходе нагнетателя первой ступени
[pic] - показатель адиабаты [pic]
Давление на выходе КС [1]:
где [pic] - потери давления в выходном коллекторе КС [pic]=012 МПа
Температура на выходе КС [1]:
2. Расчет линейного участка
Входными параметрами для участка являются выходные параметры
Зададимся температурой на выходе из КС [pic]4
Температуру газа в конце участка не должна быть ниже [p
Температуру газа в конце последнего участка принимаем равной температуре
грунта на глубине заложения трубопровода [p
Точность определения температуры [pic].
Определим физические свойства газа в участке гп по методике
приведенной в разделе 2.1. Результаты расчета приведены в табл.1.
Физические свойства газа в участке гп
[pic]млн.м3сут 6601
Определим удельную теплоемкость газа:
[pic] - средняя температура газа в участке К.
Коэффициент Джоуля-Томсона:
Средняя температура газа в участке [8]:
[pic] - коэффициент характеризующий интенсивность снижения
температуры газа по длине участка:
где k – коэффициент теплопередачи [p
М – массовая производительность гп кгс.
Оценим сходимость предположенных и рассчитанных значений давления и
Сходимость средней температуры удовлетворительная.
Температуру газа в начале участка можно определить по формуле:
Температура газа в конце участка [1]:
В конце участка газ имеет следующие параметры: Т1=2847 К и Т2=2731 К
. Эти параметры являются входными параметрами газа на следующей КС
№23456. Дальнейшие расчеты выполняются аналогично приведенному выше
Окончательные результаты приведены: в табл.2 – для КС№1; в табл.3 –
для участка №1; в табл.4 – для КС№6; в табл.5 – для конечного участка №7;
Параметры работы КС №1
Параметры Ступени сжатия
[pic] млн.м3сут. 0354
[pic] млн.м3сут. 80
[pic] млн.м3сут. 2667
Параметры работы участка №1
[pic] кДж(кг К) 279
[pic]млн.м3сут 6612
Параметры работы КС №6
[pic] млн.м3сут. 0411
Параметры работы конечного участка №5
[pic] кДж(кг К) 276
[pic]млн.м3сут 6503
Зубарев В.Г. «Магистральные газонефтепроводы» Учебное пособие
Тюмень: ТюмГНГУ 1998.
Волков М.М. Михеев А.А. Конев К.А. «Справочник работника газовой
промышленности» М: Недра 1989.
Общесоюзные нормы технологического проектирования. «Магистральные
трубопроводы» Часть 1. Газопроводы.
ОНТП 51 – 1 – 85. М.: - Мингазпром 1985.
«Эксплуатация магистральных газопроводов» (второе издание перераб. и
доп.). Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова.- Тюмень «Вектор Бук»
Земенков Ю.Д. Хойрыш Г.А. Методические указания к практическим
занятиями и контрольным работам по дисциплине «Проектирование и
эксплуатация магистральных нефтепроводов». Тюмень: ТюмГНГУ 2004.-28с.
Расчёт физических свойств газа
Определение исходных даных
Расчет физических свойств газа
Определение количества ГПА АВО ПУ.
Определение числа КС и их расстановка
Определение числа КС АВО ПУ.
Расчет располагаемой мощности привода
Расчет компрессорного цеха
Расчет линейного участка
Расчет линейного участка.
Определение количества ГПА АВО и ПУ.

Список литературы.doc

Агапкин В. М. Справочное руководство по расчетам трубопроводов. М.
Деточенко А.В. Спутник газовика. М. Недра 1998
Новоселов В. Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации
газопроводов. уч. Пособие М. Недра 1982
Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные
трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. ОНТП 51-1-85. Мингазпром М. 1985
Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация компрессорных
станций. уч. Пособие Тюмень ТюмГНГУ1996
станций. Методические указания по курсовому проектированию Тюмень
станций. Приложение к методическим указаниям по курсовому проектированию
Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под
редакцией Дерцакяна А. К Л. Недра 1977
Трубопроводный транспорт нефти и газа. под редакцией Юфина В. А. М.

2. Кр.СТО.doc

ВЫБОР ТРАССЫ МГ И ОПЕРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ 5
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА АВО и ПУ 7
1. Определение количества ГПА. 7
2. Определение количества АВО. 7
3. Определение количеста ПУ. 7
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ДИАМЕТРА МГ 9
1. Определение числа КС. 10
2. Определение прибыли 16
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 23
Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в
значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования
эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных
газов из отдаленных и слабо освоенных регионов в промышленные и
центральные районы страны.
Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для
транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений до
потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет
упругой энергии приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его
Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на преодоление
газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.
Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается
прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при
минимальных энергозатратах на компримирование и транспортировку газа по
газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой
компрессорных станций устанавливаемых по трассе газопровода как
правило через каждые 100-150км. Длина участков газопровода между КС
рассчитывается с одной стороны исходя из величины падения давления газа
на данном участке трассы а с другой – исходя из привязки станции к
населенным пунктам источникам водоснабжения электроэнергии и т.п.
ВЫБОР ТРАССЫ МГ И ОПЕРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
Согласно [1] выбор трассы трубопровода должен производиться по
критериям оптимальности учитывающим затраты при сооружении техническом
обслуживании и ремонте трубопроводов при эксплуатации включая
мероприятия по обеспечению сохранности окружающей среды а также
металлоемкость конструктивные схемы прокладки безопасность заданное
время строительства наличие дорог и т.д.
Исходные данные из задания на курсовой проект:
Производительность Qг= 1 млрд м3год;
Давление на выходе КС P1=55 МПа;
Давление на входе КС Рн=50 МПа;
Давление перед пунктом назначения Рк=20 МПа;
Температура на входе КС Тн=273 К;
Недостающими исходными данными являются протяженность нефтепровода
L а так же относительная плотность газа по воздуху . С помощью атласа
учитывая транспортную развязку определяем что L=590 км а =0561 [3].
Температура в районе прохождения трассы Ямбург-Салехард:
Среднемесячная температура грунта на глубине заложения трубопровода в
Среднемесячная температура воздуха в марте Та=-10оС;
Кроме расчетной длины для выполнения проекта МГ необходимы следующие
исходные данные: суточная производительность свойства газа
среднегодовые температуры грунта и воздуха в крайних точках МГ.
Определяем суточную производительность газопровода Q млн.м3сут по
где Qг - годовая производительность газопровода млрд.м3год;
[pic] - оценочный коэффициент использования пропускной способ-
ности определяемый по формуле:
где [pic] - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения
потребителей связанный с необходимостью увеличения пропускной
способности газопровода в период повышенного спроса на газ;
[pic] - коэффициент экстремальных температур учитывающий
снижение пропускной способности газопровода при повышение температуры
воздуха выше расчетного значения;
[pic] - оценочный коэффициент надежности газопровода
учитывающий снижение пропускной способности МГ при отказах линейной части
В соответствии с [2] принимаем следующие значения коэффициентов:
[p [p [pic] = 099 (для длины газопровода 590 км).
Определяем физические свойства газа.
Принимаем газ Уренгойского месторождения (сеноман) с относительной
плотностью по воздуху (при 20 °С) [pic]= 0561 и удельной теплотой
сгорания (при 20 °С) QН = 33080 кДжм3 [3].
Определяем плотность газа при стандартных условиях по формуле [pic]:
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА АВО И ПУ
1. Определение количества ГПА
Количество рабочих ГПА [pic] на каждой станции можно определить по
где Qном. – номинальная производительность одного ГПА.
Согласно [6] для МК8-56 принимаем Qном. = 1538 млн.м3сут.
Принимаем [pic] = 2. Согласно [2] принимаем 1 резервных ГПА.
Следовательно суммарное количество ГПА на КС равно [pic] = 3 шт.
2. Определение количества АВО
Согласно [2] магистральные газопроводы диаметром 1220 и 1420 мм
оборудуются АВО а газопроводы меньших диаметров не оборудуются.
3. Определение количества ПУ
Необходимое количество ПУ определяется таким образом чтобы при
отключении одного из аппаратов нагрузка на остальные в работе не
выходила за пределы их максимальной производительности а при работе
всех аппаратов - не выходила за пределы минимальной производительности.
Рабочее давление пылеуловителя [pic] равняется давлению на входе в КС
Так как плотность газа при стандартных условиях отличается от
5кгм3 следовательно необходимо определить коэффициент изменения
производительности пылеуловителя [8].
В приложении 1 приведена характеристика ПУ типа ГП-144. Принимаем
коэффициент изменения производительности ПУ = 09.
По прил. 1 определяем минимальную [pic] и максимальную [pic]
производительность ПУ:
[pic]= 136 млн. м3сут.
[pic]= 202 млн. м3сут.
Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения
производительности ПУ:
Количество ПУ можно определить по формуле:
где nmax и nmin – максимально и минимально допустимое
количество пылеуловителей шт.
Таким образом принимаем 1 ПУ заданной марки ГП-144.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ДИАМЕТРА МГ
В качестве обобщенного критерия оптимальности принимаемого решения в
настоящее время следует использовать чистую прибыль от выполнения
транспортной работы. Допустимо также использование приведенных расходов.
Так как затраты на сооружение и эксплуатацию (МГ) рассчитываются по
укрупненным показателям то точность расчета не превысит 5%. С учетом
этого варианты для которых разница прибыли или приведенных затрат не
превышает 5% следует считать равноценными и для определения оптимального
варианта следует использовать частный критерий оптимальности [1].
Для определения оптимального диаметра магистрального газопровода
используем метод сравнения конкурирующих вариантов. Для этого необходимо
предварительно определить несколько диаметров на основании опыта
проектирования затем рассчитать прибыль по каждому варианту и выбрать
наиболее оптимальный по максимальной прибыли.
Согласно [1] диаметру газопровода 377 мм соответствует диапазон
производительностей 22-34 млн.м3сут а диаметру 426 мм – 32-44
млн.м3сут (на основании эксплуатируемых в настоящее время МГ). Таким
образом расчетная производительность газопровода 2973 млн.м3сут
находиться между отмеченными диаметрами. Следовательно в качестве
расчетных вариантом принимаем диаметры 426 и 377 мм. Для выявления же
оптимального диаметра (получение точки перегиба) необходимо рассмотреть и
ближайшие варианты: диаметр 530 мм.
Итак в качестве конкурирующих вариантов принимаем диаметры 377 426
Принимаем по сортаменту труб Волжского трубного завода [5] следующие
- 10Г1С1 в термически упрочненном состоянии с временным сопротивлением
В качестве примера далее приводится расчет прибыли для диаметра 377
мм по остальным вариантам все расчетные показатели приведены в табл. 1.
Для определения экономических показателей конкурирующих вариантов
необходимо изначально определить количество КС.
1. Определение числа КС
При прочих равных условиях длина участка между станциями зависит от
перепада давления в нем и поэтому будет различна для участков между КС и
для конечного участка.
Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной
с – коэффициент равный 105087;
D – внутренний диаметр м;
[pic] – расчетное значение коэффициента гидравлического
Р1 – абсолютное давление в начале участка МГ (на выходе КС)
Р2 – абсолютное давление в конце участка МГ (на входе в КС)
zср – коэффициент сжимаемости газа (средний на участке МГ)
Тср – средняя температура газа на участке МГ К.
Внутренний диаметр можно определить по формуле:
где Dн – наружный диаметр м;
[pic] – толщина стенки м.
Толщину стенки определяем согласно [4] по формуле:
где n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему давлению
принимаемый по табл. 13 [4];
Р – рабочее давление МГ;
R1 – расчетное сопротивление растяжению (сжатию) МПа;
Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) определяется по формуле:
где [pic] - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла
труб и сварных соединений МПа принимается равным временному
сопротивлению разрыва;
m – коэффициент условий работы трубопровода принимаемый по
k1 – коэффициент надежности по материалу принимаемый по
kн – коэффициент надежности по назначению принимаемый по
Принимаем следующие значения параметров: n = 11; Р = 56 МПа;
[p k1 = 134; kн = 105. Согласно табл. 2 принимаем III
категорию МГ следовательно m = 09.
Округляем полученную величину толщины стенки до стандартного
значения. Согласно [7] [pic]= 0006 м.
Предполагая квадратичный режим течения (так большинство газопроводов
работают в квадратичном режиме) и величину эквивалентной шероховатости kэ
= 003 мм (согласно [2]) коэффициент гидравлического сопротивления можно
определить по формуле:
D – внутренний диаметр МГ мм.
Расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления
согласно [2] определяем по формуле:
где Е – коэффициент гидравлической эффективности работы участка.
В соответствии с [2] принимаем Е = 095 для газопровода
оборудованного узлами очистки.
Принимая давление в конце участка (на входе станции) Р2 равным
давлению на входе в первую станцию Рн имеем:
Ориентировочное значение средней температуры на участке можно
где Т1 – температура газа в начале участка К;
Т2 – температура газа в конце участка К.
Температуру газа в конце участка ориентировочно можно определить как
среднюю температуру грунта трассы МГ:
Температура газа в начале участка будет равняться температуре на
выходе из ГПА которую можно определить по формуле [9]:
где Тнаг – температура газа на выходе ГПА К;
k – показатель адиабаты.
Определим степень сжатия центробежных нагнетателей:
Р1-давление газа в начале участка (после входа их КС) МПа
Р2-давление газа вконце участка (перед входом в КС) МПа
[pic] - потери давления во входном и выходном коллекторах КС 012 и
[pic] - потери давления в аппаратах воздушного охлаждения [pic]=
Согласно рекомендация [2] принимаем [pic] = 08 и k = 131. При этом
температура газа на выходе ГПА по формуле (3.11) будет равняться:
Итак определяем среднюю температуру на участке для магистрального
газопровода диаметром 1420 мм по формуле (3.7):
Среднее значение коэффициента сжимаемости газа можно определить
относительно средних значений давления и температуры на участке по
где Рпр – приведенное давление газа;
Тпр – приведенная температура газа К.
Приведенное давление газа можно определить по формуле:
где Рср – среднее давление газа на участке МПа;
Ркр – критическое давление газа МПа.
Среднее давление на участке можно определить по формуле:
Критическое давление газа можно определить по формуле:
где [pic] – плотность газа при стандартных условиях кгм3.
Приведенную температуру газа можно определить по формуле:
где Ткр – критическая температура газа К.
Критическую температуру газа можно определить по формуле:
Итак определив все неизвестные в формуле (3.1) рассчитываем длину
Длину конечного участка можно определить из соотношения:
Рк – абсолютное давление в конце МГ МПа;
zк.ср – коэффициент сжимаемости газа (средний на конечном
Тк.ср – средняя температура газа на конечном участке МГ К.
Согласно [1] вторым сомножителем в формуле (3.18) можно пренебречь.
Таким образом получаем следующую формулу:
Определяем показатель [pic]
Зная длину всего МГ и длины участков можно определить теоретическое
число КС по формуле:
где n0КС – теоретическое число КС шт.;
Округление числа КС в меньшую сторону потребует строительства
лупингов для сохранения заданной пропускной способности что создаст
дополнительные трудности при эксплуатации. При округлении числа КС в
большую сторону пропускная способность МГ возрастет следовательно
заданную производительность можно будет реализовать при регулировании
Итак округляем число КС в большую сторону и принимаем nКС = 22 шт.
Уточняем полученные длины участков по формулам:
[pic] – уточненное значение длины конечного участка МГ км.
2. Определение прибыли
Согласно [7] прибыль от МГ можно определить по формуле:
где ПР – чистая прибыль от транспорта газа тыс. руб.;
Т – тариф на транспорт газа по МГ руб.(тыс. м3 100 км);
QГ – годовая производительность МГ млн. м3;
αЛ – коэффициент амортизационных отчислений от линейной части;
αСТ – коэффициент амортизационных отчислений от КС;
КЛ – капитальные затраты на сооружение линейной части тыс.
КСТ – капитальные затраты на сооружение КС тыс. руб.;
SЭ – стоимость энергии (топливного газа и (или) электроэнергии
тыс.руб.) потребляемой всеми КС МГ тыс. руб.
Значения тарифа на транспорт газа коэффициентов амортизационных
отчислений капитальных затрат и стоимости электроэнергии и газа
постоянно меняются [7].
Согласно рекомендациям [7] принимаем:
- Т = 100 руб.(тыс. м3 100 км);
- стоимость топливного газа СТГ = 65 руб.тыс.м3;
- стоимость электроэнергии за заявленную мощность СЭЛ1 = 300
руб.(кВтмес.); за потребленную электроэнергию СЭЛ2 = 0225
Капитальные затраты на сооружение линейной части можно определить по
где СЛ – стоимость строительства одного километра трубопровода
kР – районный коэффициент удорожания строительства и
kT – топографический коэффициент удорожания строительства и
Согласно прил. 3 [7] для трубы 377х6 мм на рабочее давление 56 МПа
принимаем СЛ = 485 тыс.руб.км.
Согласно рекомендациям [7] для района прохождения трассы принимаем
kР=28 (для капиталовложений в линейную часть) и kT = 1.
Капитальные затраты на сооружение КС можно определить по формуле:
где ССТ – стоимость строительства одной КС тыс.руб.
Стоимость строительства одной КС можно определить по формуле:
где k0 – стоимость строительства КС независящая от числа ГПА
kn – стоимость строительства КС зависящая от числа ГПА
Согласно прил. 4 [7] принимаем k0 и kn для ГПА типа МК8-56: k0 =
200 тыс.руб.; kn = 9000 тыс.руб.
kР=25 (для капиталовложений в КС); kT = 1.
Стоимость энергии потребляемой всеми КС МГ (с газотурбинным приводом
нагнетателей и наличием АВО) можно определить по формуле
где SТГ – стоимость топливного газа потребляемого одной КС
SЭЛ – стоимость электроэнергии потребляемой одной КС тыс.руб.
Стоимость топливного газа можно определить по формуле:
где QТГ – расход топливного газа на КС млн.м3сут.
Расход топливного газа можно определить по формуле:
где Nдв – потребляемая мощность двигателя кВт;
Тр.п. – продолжительность расчетного периода сут.
Принимая потребляемую мощность двигателя равной его номинальной
мощности (и учитывая количество рабочих ГПА на КС) и [pic] = 036 [6]
определим расход топливного газа для 1 года (355 суток):
Стоимость электроэнергии определяется в зависимости от величины
заявленной мощности силовых установок и количества потребленной
электроэнергии [1]. Суммарную мощность потребляемую АВО можно определить
где NАВО – суммарная мощность потребляемая АВО кВт;
nАВО – количество АВО на станции шт.;
nв – количество вентиляторов на одном АВО шт.;
Nв – мощность одного вентилятора кВт.
Т.к. АВО на КС отсутствует то
Принимая продолжительность периода равным 1 году имеем
Следовательно стоимость потребляемой энергии будет равна
Прибыль от транспорта газа по МГ по формуле (3.23) составляет
По приведенной методике определяем прибыль для конкурирующих
вариантов расчетные показатели по которым приведены в табл.1.
Как видно из табл. 1 оптимальным диаметром МГ является диаметр 530 мм
(ему соответствует максимальная прибыль от совершения транспортной работы
среди рассмотренных соседних вариантов). Причем разница в прибыли между
этим диаметром МГ и остальными (426 и 377 мм) превышает необходимую
величину в 5 %. Количество станций при диаметре 530 мм равно 1
дальнейшее увеличение диаметра нецелесообразно так как это приведет к
увеличению затрат на линейную часть при том же количестве станций.
Определение прибыли по конкурирующим вариантам
Показатели Наружный диаметр трубопровода мм
Расчетная толщина стенки мм 28 31 39
Принятая толщина стенки мм 6 7 7
[pic] 00117 00114 00109
[pic] 00136 00133 00127
Т1 К 28305 28305 28305
Тср К 27502 27502 27502
Рср МПа 535 535 535
Ркр МПа 4367 4367 4367
Ткр К 1925 1925 1925
[pic] 0875 0875 0875
l км 2351 4413 1422
[pic] 5037 5037 5037
СЛ тыс.руб.км 485 5764 7086
КЛ тыс. руб. 801220 952213 1170607
ССТ тыс.руб. 95200 95200 95200
КСТ тыс. руб. 5236 000 1 155 000 238 000
QТГ млн.м3год 15917 15917 15917
SТГ тыс.руб. 1034608 1034608 1034608
SЭ тыс.руб. 2276138 2276138 2276138
ПР тыс. руб. 40 173 318 322 523 043
В ходе выполнения проекта газопровода Ямбург-Салехард были решены
была выбрана трасса газопровода по физической карте района с учетом
критериев оптимальности расчетная длина газопровода составила 590 км;
было определено необходимое количество ГПА и ПУ на каждой компрессорной
станции: количество ГПА типа МК8-56 равняется 2 (2 рабочих и 1
резервных) количество ПУ типа ГП-144 – 1 шт; АВО на КС отсутствуют.
были выявлены конкурирующие варианты по диаметрам газопровода: 377 426
по экономическим показателям строительства и эксплуатации МГ был
определен оптимальный диаметр который равняется 530 мм.
Список использованной литературы
Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация газопроводов.
Электронный курс лекций Тюмень 2001.
Стандарты Организации. Нормы технологического проектирования
магистрального газопровода. СТО Газпром 2-3.5-051-2006.
Волков М.М. Михеев А.А. Конев К.А. Справочник работника газовой
промышленности. - М.: Недра 1989.
СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.-
М.: Стройиздат 1985.
Трубопроводный транспорт нефти. Под общей редакцией Вайнштока С.М..
том 1. – М.: Недра 2002.
Альбом характеристик центробежных нагнетателей. М.: Мингазпром
Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация магистральных
газопроводов. Методические указания по курсовому проектированию для
студентов специальности 130501. Тюмень 2005.
Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация Компрессорных
станций. Учебно-методический комплекс. Тюмень 2004.
Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы. Учебное пособие.
Определение оптимального диаметра МГ
ТюмГНГУ гр. НТХ-04-2
Проект газопровода Ямбург-Салехард
ВЫБОР ТРАССЫ МГ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ДИМАЕТРА МГ
Определение КОЛИЧЕСТВА гпа
Определение КОЛИЧЕСТВА
И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

3 Определение количества газоперекачивающих агрегатов.doc

3 Определение количества газоперекачивающих агрегатов аппаратов воздушного
охлаждения и пылеуловителей
1 Определение количества ГПА
Для определения оптимального количества ГПА необходимо определить суточную
производительность. Суточная производительность КС составляет 1
После определения экономичного типа КМ для проектируемой КС
производится выявление оптимального варианта КС - т.е. определяется
оптимальная марка ГПА число и схема соединения машин данной марки
количество ступеней сжатия. Для этого из множества КМ требуемого типа
предварительно выбирается несколько машин разных марок отличающихся
подачей и степенью сжатия (или давления нагнетателя). При этом если в
каком-либо из вариантов предусматривается использование неполнонапорных
нагнетателей то данный вариант дополнительно разбивается на два
подварианта отличающихся количеством ступеней сжатия. В итоге образуется
несколько вариантов из которых нужно будет выбрать более экономичный. Для
каждого варианта и подварианта КС определяется число резервных машин
степень сжатия КС и удельные приведенные расходы по станции с учетом типа
привода Cк. На основе значений [pic] и Ск рассчитывается комплекс (3.3).
Центробежные нагнетатели могут приводиться электродвигателями и
газотурбинными установками (ГТУ).
Тип ГПА Тип ЦБН Подача млн.Давление Давление на Давление на
м3сут нагнетания входе входе
Рн МПа Рвх МПа Рвх МПа
(I ступень) (II ступень)
ГТК-10-4 370-18-1 37 75 608 497
Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле:
где Э - эксплуатационные затраты на станции тыс. руб.год;
К - капиталовложения в КС тыс. руб.;
Е - отраслевой коэффициент обратный сроку окупаемости и равный для
объектов транспорта и хранения нефти и газа 015 1год.
Эксплуатационные затраты на станции:
[pic] тыс. руб.год (3.5)
где n - число рабочих ГПА на станции;
[pic]-коэффициенты отражающие затраты связанные с ГПА и другими
системами и службами КС независимые от числа ГПА на КС.
Капиталовложения в КС:
К = (n+[pic])·[pic] тыс. руб.
Расчет приведенных затрат на КС для ГТК-10-4.
Численные значения коэффициентов:
аэ=710 bэ=206 сэ=458 ак=1647 bк=8278
Одноступенчатое сжатие n=3 [pic]=1.
Э = 3 . 710 + 1.206 + 458 = 2794 тыс. рубгод.
К = (3+1)·1647 + 8278= 14866 тыс. руб.
Ск = 2794 + 015·14866 = 5024 тыс. рубгод.
[pic]- давление на входе в нагнетатель МПа.
=[pic]= 9445 тыс. рубгод.
Расчет приведенных затрат
n [picСхема соединения
ГТК-10-4 3 1 параллельная 146 9445
При данной производительности возможно соединение ГТК-10-4
параллельно. В работе будут находится 3 основных агрегата 1 агрегат будет
2 Расчет потребного количества циклонных ПУ типа ГП-144
Установка очистки газа предназначена для очистки поступающего на
КС газа от твердых и жидких примесей и предотвращения тем самым
загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов станции.
Очистка газа на установках проводится как правило в одну
ступень - в пылеуловителях (ПУ). В ряде случаев применяется
двухступенчатая очистка газа с
использованием на второй ступени фильтров-сепараторов; подобная очистка
предусматривается преимущественно на каждой 3-5 КС и практикуется в
основном после участков газопроводов с повышенной вероятностью аварий а
также после подводных переходов протяженностью более 500 метров
подверженным относительно частым ремонтам и загрязнению. В данном курсовом
проекте рассматривается одноступенчатая очистка газа в ПУ. В качестве ПУ
на КС применяются аппараты двух типов - масляные и циклонные. Очистка газа
от примесей в масляных ПУ осуществляется в результате контакта газа с
маслом в нижней части ПУ и оседания твердых и жидких включений на
поверхности масла. В циклонных ПУ освобождение газа от примесей
производится с помощью сил создаваемых в аппаратах за счет их особой
конструкции. Преимущественное применение в настоящее время находят
аппараты циклонного типа. Расчет потребного количества циклонных ПУ для
установок очистки газа на КС производится на основе характеристик данных
аппаратов и выполняется в следующей последовательности.
Первоначально уточняется рабочее давление ПУ. Оно соответствует
давлению на входе КС. Затем по характеристике ПУ ГП-144 определяются его
максимально и минимально допустимые производительности - Qmin и Qmax. При
отличии плотности транспортируемого газа при стандартных условиях от 075
кгм3 полученные значения корректируются. По уточненным значениям
производительностей определяется потребное число ПУ таким образом чтобы
при отключении одного из аппаратов нагрузка на остальные в работе не
выходила за пределы их максимальной производительности Qmax а при работе
всех аппаратов - не выходила за пределы минимальной производительности
Qmin. При этом для любого режима работы общие потери давления на стороне
всасывания КС не должны превышать нормативную величину.
Рабочее давление пылеуловителя
[pic]- потери давления во входных технологических коммуникациях КС
одноступенчатой отчистке газа МПа;
Коэффициент зависит от плотности газа [pic]0699 кгм3 и температуры
[pic]-66 оС. Коэффициент изменения производительности ПУ=092.
По характеристике циклонного пылеуловителя ГП-144 определяем:
[pic]= 20 млн. м[pic]сут.
Производительность корректируется с учетом коэффициента
изменения производительности пылеуловителей.
[pic]= 092. 20 = 184 млн. м[pic]сут.
Находим количество пылеуловителей.
[pic]шт. принимаем 8 шт.
[pic]Принимаем 6 шт.
Примем конечное число ПУ равным 7 шт.
При 7 включенных ПУ производительность одного по (1.5)составит:
При отключении одного ПУ:
Полученные значения входят в интервал.
Таким образом наиболее оптимальный вариант будет при 7 работающих
3 Подбор аппаратов воздушного охлаждения газа
Компремирование газа на КС сопровождается его нагревом.
Охлаждение газа проводится на выходе станций и осуществляется с целью:
предотвращение нарушения устойчивости и прочности труб и покрывающей их
изоляции; для предотвращения растепления грунтов многолетнемерзлых в
которых уложен газопровод обслуживаемый КС; для повышения экономичности
транспорта газа за счет уменьшения его объема при охлаждении.
Охлаждение газа осуществляется как правило в агрегатах
воздушного охлаждения (АВО). Разработка установки охлаждения газа в объеме
курсовой работы включает в себя: определение количества аппаратов
воздушного охлаждения газа разработку технологической схемы установки.
Тип АВО – 2АВГ-75с количество АВО - гидравлическим и тепловым расчетом
газопровода исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного
воздуха среднегодовой температуры грунта на глубине заложения газопровода
и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа. Полученное
количество АВО уточняется гидравлическим и тепловым расчетом газопровода
для абсолютной максимальной температуры наружного воздуха и июльской
Максимальная температура транспортируемого газа определенная в
ходе проверочного расчета не должна приводить к потере устойчивости и
прочности труб и изоляционного покрытия их. При невыполнении этого условия
количество АВО должно быть увеличено.
3.1 Исходные данные для расчета потребного количества АВО
Среднегодовая температура наружного воздуха [pic] и среднегодовая
температура грунта определяются по таблице. Оптимальная среднегодовая
температура охлаждения газа [pic] принимаются на 10-15°С выше расчетной
среднегодовой температуры наружного воздуха[pic]:
[pic]- поправка на изменчивость климатических данных принимается
3.2 Подбор оптимального типа АВО
Определение общего количества тепла подлежащего отводу от газа
где М- общее количество газа охлаждаемого на КС кгс;
[pic]- температура газа на входе в АВО равная температуре газа на
выходе компрессорных машин °С.
[pic]- оптимальная температура охлаждения газа oC.Принимается на 10-
градусов выше температуры окружающего воздуха.
3.3 Предварительное определение количества АВО
По номинальной производительности аппаратов (QАВО=196*103 кгч) и
известной производительности КС определяется потребное количество АВО m и
рассчитывается требуемые производительности одного аппарата каждого типа
по теплоотводу [pic] и по газу М1:
3.4. Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего
[pic]- общий объемный расход воздуха подаваемого всеми вентиляторами
[pic]- теплоемкость воздуха при барометрическом давлении Ра и [pic]
Предварительно принятое количество АВО остается в силе при
[pic][pic]. Если для некоторого типа АВО данное условие не соблюдается
количество аппаратов в этом случае увеличивается на один и расчет
повторяется до получения необходимого соотношения между [pic] и [pic].
3.5 Проверка принятого количества АВО по поверхности теплопередачи
где [pic]- расчетная (требуемая) поверхность теплопередачи одного
F - фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО)
увеличенная на 10% с учетом возможного выхода из строя отдельных
вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена м2;
[pic]- допустимое расхождение между [pic] и F принимаемое равным 5%
[pic]- коэффициент теплопередачи
Если условие не выполняется то расчет повторяется с измененным
- при[pic] расчетное значение [pic] уменьшают.
3.6 Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа (движение
газа в зоне квадратичного закона сопротивления).
[pic]- сумма коэффициентов местных сопротивлений АВО по ходу газа
приводимая в технической характеристике аппарата;
[pic]- плотность газа при давлении на входе в АВО и средней
температуре газа в АВО кгм3;
S - площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа м2;
d - внутренний диаметр труб м;
[pic] - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в
расчетах принимать 2·104 м) м;
l - длина труб АВО м.
Полученное значение [pic]должно удовлетворять условию:
где [pic]- нормативные потери давления в нагнетательных коммуникациях
КС равные 007. ..011 МПа в зависимости от рабочего давления газопровода
(приложение 8 [5]) МПа;
[pic]- расчетные потери давления в нагнетательных коммуникациях КС
[pic]-допустимые потери давления в АВО по ходу
1253 ≤ 12·0020 = 0018.
3.7 Определение энергетического коэффициента
Энергетический коэффициент используется для сравнения
эффективности работы теплообменной аппаратуры и представляет собой
отношение количества переданного тепла к затратам энергии на преодоление
гидравлических сопротивлений теплообменника.
где Е - энергетический коэффициент;
N- мощность затрачиваемая на преодоление сопротивлений со стороны
поверхности теплопередачи Вт;
Н- полный напор развиваемый вентиляторами АВО Па.
Основным критерием оптимальности в данном случае является минимум
приведенных затрат по установке охлаждения газа. При отсутствии
экономических данных по АВО за критерии оптимальности для ориентировочной
оценки могут быть приняты энергетический коэффициент Е и металловложения в
Окончательно принимаем АВО типа 2АВГ-75с в количестве 15 шт.

5 Расчет технологической схемы КС.doc

5 Расчет технологической схемы КС
К основным технологическим объектам относят:
- компрессорный цех;
- установка очистки газа;
- установка охлаждения газа;
- узел подключения КС к газопроводу;
- установка подготовки газа топливного пускового импульсного и
Технологическая схема компрессорного цеха с центробежными
Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для:
- приема на КС технологического газа из магистрального газопровода;
- очистки технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в
пылеуловителях и фильтр-сепараторах;
- распределения потоков для последующего сжатия и регулирования
- охлаждения газа после компремирования в АВО газа;
- вывода КЦ на станционное "кольцо" при пуске и остановке;
- подачи газа в магистральный газопровод;
- транзитного прохода газа по магистральному газопроводу минуя КС;
- при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологических
газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.
В зависимости от типа центробежных нагнетателей используемых на КС
различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:
- схема с последовательной обвязкой характерная для неполнонапорных
- схема с параллельной коллекторной обвязкой характерная для
полнонапорных нагнетателей.
Неполнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей
рассчитана на степень сжатия 123-125. В эксплуатации бывает
необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии т.е. в обеспечении
степени сжатия 145 и более это в основном на СПХГ.
Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей
сконструирована таким образом что позволяет при номинальной частоте
вращения ротора создать степень сжатия до 145 определяемую расчетными
проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции.
По cхеме с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных
нагнетателей газ из магистрального газопровода с условным диаметром 1420
мм (Ду 1420) через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КС к
магистральному газопроводу. Кран № 19 предназначен для автоматического
отключения магистрального газопровода от КС в случае возникновения каких-
либо аварийных ситуаций на узле подключения в технологической обвязке
компрессорной станции или обвязке ГПА.
После крана № 19 газ поступает к входному крану № 7 также
расположенному на узле подключения. Кран № 7 предназначен для
автоматического отключения компрессорной станции от магистрального
газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7р который
предназначен для заполнения газом всей системы технологической обвязки
компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном
газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана № 7р
производится открытие крана № 7. Это делается во избежание
газодинамического удара который может возникнуть при открытии крана № 7
без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций
компрессорной станции.
Сразу за краном № 7 по ходу газа установлен свечной кран № 17. Он
служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций
станции при производстве на них профилактических работ. Аналогичную роль
он выполняет и при возникновении аварийных ситуаций на КС.
После крана № 7 газ поступает к установке очистки где размещены
пылеуловители и фильтр-сепараторы. В них он очищается от мехпримесей и
После очистки газ по трубопроводу поступает во входной коллектор
компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА через
кран № 1 на вход центробежных нагнетателей.
После сжатия в центробежных нагнетателях газ проходит обратный
клапан выходной кран № 2 и по трубопроводу поступает на установку
охлаждения газа (АВО газа). После установки охлаждения газ через
выкидной шлейф по трубопроводу через выходной кран № 8 поступает в
магистральный газопровод.
Перед краном № 8 устанавливается обратный клапан предназначенный
для предотвращения обратного потока газа из газопровода. Этот поток газа
если он возникнет при открытии крана № 8 может привести к обратной
раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины что в
конечном итоге приведет к серьезной аварии на КС.
Назначение крана № 8 который находится на узле подключения КС
аналогично крану № 7. При этом стравливание газа в атмосферу происходит
через свечной кран № 18 который установлен по ходу газа перед краном №
На узле подключения КС между входным и выходным трубопроводом
имеется перемычка с установленным на ней краном № 20. Назначение этой
перемычки - производить транзитную подачу газа минуя КС в период ее
отключения (закрыты краны № 7 и 8; открыты свечи № 17 и 18).
На узле подключения КС установлены камеры приема и запуска очистного
устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для запуска
и приема очистного устройства которое проходит по газопроводу и очищает
его от механических примесей влаги конденсата. Очистное устройство
представляет собой поршень со щетками или скребками который движется до
следующей КС в потоке газа за счет разности давлений - до и после
На магистральном газопроводе после КС установлен и охранный кран №
назначение которого такое же как и охранного крана № 19.
При эксплуатации КС может возникнуть ситуация когда давление на
выходе станции может приблизиться к максимальному разрешенному или
проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и
входным трубопроводом устанавливается перемычка с краном № 6А. Этот кран
также необходим при пуске или останове цеха или группы агрегатов при
последовательной обвязке. При его открытии часть газа с выхода поступает
на вход что снижает выходное давление и увеличивает входное. Снижается и
степень сжатия центробежного нагнетателя. Работа КС с открытым краном №
А называется работой станции на "Станционное кольцо". Параллельно крану
№ 6А врезан кран № 6АР необходимый для предотвращения работы ГПА в
помпажной зоне нагнетателя. Диаметр этого крана составляет »10-И5 % от
сечения трубопровода крана № 6А (~0=150 мм). Для минимально заданной
заводом-изготовителем степени сжатия нагнетателя последовательно за
краном № 6А врезается ручной кран № 6Д.
Рассмотренная схема технологической обвязки КС позволяет
осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА. При
таких схемах КС применяются агрегаты с полнонапорными нагнетателями со
степенью сжатия 145-15.
При разработке обвязки отдельных нагнетателей между нагнетателем
и врезками пускового контура обвода с кранами №3бис и свечи следует
предусматривать люки-лазы с внутренним диметром 500мм для установки шаров
Для слива конденсата перед вскрытием нагнетателя следует
устанавливать сливные вентили диаметром 25мм между кранами №1 и №2 и
нагнетателем а для опорожнения трубопроводов и оборудования от газа на
трубопроводах выхода газа свечи.
На линии заполнения нагнетателя газом предусматриваются два запорных
органа: кран с ручным приводом и кран с пневмоприводом а так же
Узел очистки газопровода выполняется совмещенным с узлом подключения
КС и включает в себя:
- камера приема и запуска очистных устройств;
- сигнализаторы прохождения очистных устройств устанавливаются за
00м до и после узла;
- узел сброса продуктов очистки газопровода.
Для сбора продуктов очистки газопровода в технологической схеме узла
необходимо предусматривать коллектор-сборник для газопровода диаметром
20мм объем коллектора –сборника равен 500м3. Он располагается на
расстоянии не менее 15м от газопровода и от узла очистки а свеча для
сброса газа из коллектора-сборника – на расстоянии не менее 60м от узла
Установка очистки газа. Данная схема реализуется по типовым решениям
изображенным на схеме 5.3 5. Предусматривает : коллекторы на входе и
выходе установки кран отключения отдельных аппаратов от коллекторов
сброс твердых и жидких примесей из установки в емкость сброса продуктов
очистки газопровода трубопроводы сброса выполняются с минимальным
количеством поворотов и выполняется из труб с увеличенной толщиной стенки
Установка охлаждения газа. Данная схема реализуется по типовым
решениям изображенным на схеме 6.1 5.Установка АВО должна быть общей
для всех газоперекачивающих агрегатов компрессорного цеха иметь
коллектору схему обвязки и обвод.
Установка подготовки газа топливного пускового импульсного и
собственных нужд включает в себя узлы очистки и подогрева газа узел

КР (3).doc

Определение количества КС. 5
Выбор оборудования. 9
2. Выбор пылеуловителей. 11
Расчет режима работы 19
Список используемых источников. 28
Магистральный газопровод – это целый комплекс сооружений. В состав
магистральных газопроводов входят: линейные сооружения КС
газораспределительные станции (ГРС) пункты измерения расхода газа станции
охлаждения газа (СОГ) (при необходимости). В состав линейных сооружений
входят: газопровод с отводами и лупингами переходы через естественные и
искусственные препятствия перемычки узлы редуцирования узлы очистки
газопровода узлы сбора продуктов очистки полости газопровода узлы
подключения КС запорная арматура система электроснабжения линейных
потребителей устройства контроля и автоматики система телемеханизации
система оперативно-технической связи система электрохимической защиты
здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги вертолетные
площадки дома обходчиков и т.д.).
Для компримирования газа КС оборудуется газоперекачивающими агрегатами
(ГПА) состоящих из компрессора и приводящего его двигателя. На КС
используются ГПА с поршневыми и центробежными компрессорами.
В данной курсовой работе выполняется проект газопровода Уренгой-
Н.Вартовск. Суточная производительность составляет Q=45млн.м3сут давление
в начале участка P1=545МПа перед головной КС (ГКС) – Pн=35МПа конечное
– Рк=20МПа температура на входе ГКС – Т2=273К. Внутренний диаметр
D=1000мм толщина стенки соответственно равна =10мм. Значения давлений
относительные. Выбор трассы осуществлялся по физической карте Российской
Федерации с учетом следующих параметров:
минимальная протяженность трассы т.к. затраты на строительство
линейной части весьма высоки;
небольшие значения разности геодезических отметок по трассе в
пределах 100 метров. Это делается для того чтобы упростить расчет
и эксплуатацию газопровода т.к. при разности геодезических
отметок в пределах 100 метров они незначительно сказываются на
величине потерь давления в трубопроводе по сравнению с
гидравлическими потерями. Поэтому их не учитывают и считают
газопровод горизонтальным;
приближенность к существующим технологическим коридорам
нефтепроводов и газопроводов.
Таким образом протяженность газопровода с учетом разностей
геодезических отметок по длине составила ориентировочно L=960км. Эту
величину и примем за расчетную длину газопровода.
Определение количества КС.
Компрессорные станции на трассе газопровода размещают с учетом как
чисто технологических так и экономических соображений. В частности
необходимо стремиться к тому чтобы размещение КС отвечало требованиям
удобства их строительства и эксплуатации. Кроме того следует учитывать
что расположение КС по трассе существенно влияет на пропускную способность
отдельных участков и газопровода в целом а также на суммарную мощность КС.
Зная диаметр и производительность необходимо определить число КС и
расстояние между ними и длину конечного участка. Длина конечного участка
будет определяться тем давлением которое будет необходимо потребителю. В
нашем случаи оно заданно. Для определения длин перегонов (расстояний между
КС) сначала необходимо определить параметры перекачки свойства газа и
режим перекачки. Эту задачу будем решать методом последовательных
приближений. Необходимо задаться конечным давлением начальной
конечной температурой длиной участка точностью определения Р и Т.
ΔР=01МПа – точность определения давления;
ΔТ=1К – точность определения температуры;
Р2=34МПа – относительное давление перед КС;
Т1=2805К – температура на выходе КС;
Т2=273К – температура на входе КС принимаем ее равной температуре
грунта. Это связанно с тем что в процессе транспорта температура снижается
и стремиться к температуре окружающей среды. Среднегодовая температура на
данном участке меняется весьма значительно поэтому примем ее на уровне
l=782км – длина перегона.
Определим средние значения давления и температуры газа в участке.
Р1 – абсолютное давление газа в начале участка МПа;
Р2 – абсолютное давление газа в конце участка МПа.
Примем атмосферное давление Ра = 01 МПа тогда Р1=555 МПа Р2=35МПа
Ориентировочное значение средней температуры газа в участке определим
Т1 и Т2 – температура газа в начале и в конце участка К.
Определим физические свойства газа.
ρст – плотность газа при стандартных условиях кгм3;
Δ – относительная плотность газа в среднем она составляет 06.
Определим критические значение давления Ркр и температуры Ткр газа
Определим приведенные значения Рпр и Тпр
Определим коэффициент сжимаемости газа z
Динамическая вязкость газа
[pic]Рассчитаем удельную теплоемкость ср и коэффициент Джоуля – Томсона
Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение
переходной производительности Qп
D – внутренний диаметр трубопровода м.
Q>Qп следовательно газ течет при квадратичном режиме. Тогда при
эквивалентной шероховатости kэ=003мм
D – внутренний диаметр труб мм.
Расчетное значение λр
Е – коэффициент гидравлической эффективности участка.
В соответствии с ОНТП примем Е=095 тогда
Давление в конце участка Р21 определим из уравнения пропускной
Расчетное значение средней температуры газа в участке Тср1 определим из
k – коэффициент теплопередачи Вт(м2 К);
М – массовая производительность газопровода кгс;
Т0 – температура окружающей среды К.
Примем k=15 Вт(м2 К) и найдем значение показателя a
Оценим сходимость предположенных и рассчитанных значений давления и
Сходимость удовлетворительная. Условие ΔР2≤ ΔР и ΔТср≤ ΔТ выполняются.
Полученное значение длины перегона и принятое нами совпали принимаем
его за исходное. Все участки равны между собой конечный участок
рассчитывается при давлениях Р1 и Рк и получается в ( раз длиннее.
Тогда длина конечного участка определим по формуле
Так как газопроводы рекомендуется сооружать без лупинга дробное число
КС обычно округляется в большую сторону. К строительству принимаем
количество КС n0 = 12 тогда уточняем длины участков
Эти значения принимаем за искомые
Поскольку производительность нашего газопровода более 15млн.м3сут.
то выбираем тип компрессорной машины (КМ) – центробежный нагнетатель.
Теперь производится выявление оптимального варианта КС – т.е. определяется
оптимальная марка ГПА число и схема соединения машин данной марки
количество ступеней сжатия. Для этого из множества КМ требуемого типа
предварительно выбирается несколько машин разных марок отличающихся подачей
и степенью сжатия (или давления нагнетателя). При этом если в каком-либо из
вариантов предусматривается использование неполнонапорных нагнетателей то
данный вариант дополнительно разбивается на два подварианта отличающихся
количеством ступеней сжатия. В итоге образуется несколько вариантов из
которых нужно будет выбрать более экономичный. Для каждого варианта и
подварианта КС определяется число резервных машин степень сжатия КС и
удельные приведенные расходы по станции с учетом типа привода Cк.
Для нагнетателей число КМ на станции должно составлять 2 – 6. Число КМ
определяется по формуле.
q – номинальная подача одного нагнетателя млн.м3сут;
Уточним теперь подачу нагнетателя
Подача нагнетателя должна соответствовать рабочей зоне нагнетателя
которая составляет ±15% от номинальной: (1105 – 1495)млн.м3сут.
Рвых – давление на выходе нагнетателя МПа;
Рвх – давление на входе в нагнетатель МПа.
В таблицу занесем такую величину как
Именно эта величина является определяющей при выборе из двух
конкурирующих вариантов.
Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле:
Э – эксплуатационные затраты на станции тыс.руб.год;
К – капиталовложения в КС тыс. руб.;
Е – отраслевой коэффициент обратный сроку окупаемости и равный для
объектов транспорта и хранения нефти и газа 015 1год.
Эксплуатационные затраты на станции:
n – число рабочих ГПА на станции;
[pic] – коэффициенты отражающие затраты связанные с ГПА и другими
системами и службами КС независимые от числа ГПА на КС.
Капиталовложения в КС:
К = (n+[pic])·[pic]тыс.руб.
Все экономические показатели и коэффициенты также представлены в
Возможные варианты ГПА.
ГПА ГПА-Ц-63одноступенча
схема Четыре группы в
соединения каждой группе по
К тыс.руб.год 12596
Ск тыс.руб.год55584
тыс.руб.год 1060003
2. Выбор пылеуловителей.
Установка очистки газа предназначена для очистки поступающего на КС
газа от твердых и жидких примесей и предотвращения тем самым загрязнения и
эрозии оборудования и трубопроводов станции.
Очистка газа на установках проводится как правило в одну ступень – в
пылеуловителях (ПУ). В ряде случаев применяется двухступенчатая очистка
газа с использованием на второй ступени фильтров-сепараторов; подобная
очистка предусматривается преимущественно на каждой 3-5 КС и практикуется в
основном после участков газопроводов с повышенной вероятностью аварий а
также после подводных переходов протяженностью более 500 метров
подверженным относительно частым ремонтам и загрязнению. В данном курсовом
проекте рассматривается одноступенчатая очистка газа в ПУ. В качестве ПУ на
КС применяются аппараты двух типов - масляные и циклонные. Очистка газа от
примесей в масляных ПУ осуществляется в результате контакта газа с маслом в
нижней части ПУ и оседания твердых и жидких включений на поверхности масла.
В циклонных ПУ освобождение газа от примесей производится с помощью сил
создаваемых в аппаратах за счет их особой конструкции. Преимущественное
применение в настоящее время находят аппараты циклонного типа. Расчет
потребного количества циклонных ПУ для установок очистки газа на КС
производится на основе характеристик данных аппаратов и выполняется в
следующей последовательности.
Первоначально уточняется рабочее давление ПУ. Оно соответствует
давлению на входе КС. Затем по характеристике аппарата определяются его
максимально и минимально допустимые производительности - Qmin и Qmax. При
отличии плотности транспортируемого газа при стандартных условиях от 075
кгм3 полученные значения корректируются. По уточненным значениям
производительностей определяется потребное число ПУ таким образом чтобы
при отключении одного из аппаратов нагрузка на остальные в работе не
выходила за пределы их максимальной производительности Qmax а при работе
всех аппаратов – не выходила за пределы минимальной производительности
Qmin. При этом для любого режима работы общие потери давления на стороне
всасывания КС не должны превышать нормативную величину.
Рабочее давление пылеуловителя
ΔРвх – потери во входных коммуникациях 012МПа.
Коэффициент изменения производительности пылеуловителя определяется по
их характеристике. Он зависит от плотности газа [pic]0723 кгм3 и
температуры [pic]0оС. Коэффициент изменения производительности ПУ=094.
По характеристике циклонного пылеуловителя ГП 144 определяем:
[pic]=16млн.м[pic]сут.
Производительность корректируется с учетом коэффициента
изменения производительности пылеуловителей.
[pic]= 094. 16=1504млн.м[pic]сут.
Находим количество пылеуловителей.
[pic]шт. принимаем 5 шт.
[pic]принимаем 3 шт.
[pic]-[pic]=3 – 5 шт.
Производительность при работе всех ПУ:
Q=1125 млн.м[pic]сут. > Qmin=1034 млн.м[pic]сут.
Производительность ПУ при отключении одного пылеуловителя:
[pic]млн.м[pic]сут. Qmax =1504 млн.м[pic]сут.
Условия выполняются следовательно принимаем циклонные пылеуловители
марки ГП.144.00.000 в количестве n = 4 штуки.
Компремирование газа на КС сопровождается его нагревом. Охлаждение
газа проводится на выходе станций и осуществляется с целью: предотвращение
нарушения устойчивости и прочности труб и покрывающей их изоляции; для
предотвращения растепления грунтов многолетнемерзлых в которых уложен
газопровод обслуживаемый КС; для повышения экономичности транспорта газа
за счет уменьшения его объема при охлаждении.
Охлаждение газа осуществляется как правило в агрегатах воздушного
охлаждения (АВО). Разработка установки охлаждения газа в объеме курсовой
работы включает в себя: определение типа и количества аппаратов воздушного
охлаждения газа разработку технологической схемы установки. Тип АВО
определяется экономичностью его использования для условий
КС количество АВО – гидравлическим и тепловым расчетом газопровода исходя
из расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха среднегодовой
температуры грунта на глубине заложения газопровода и оптимальной
среднегодовой температуры охлаждения газа. Полученное количество АВО
уточняется гидравлическим и тепловым расчетом газопровода для абсолютной
максимальной температуры наружного воздуха и июльской температуры грунта.
Максимальная температура транспортируемого газа определенная в ходе
проверочного расчета не должна приводить к потере устойчивости и прочности
труб и изоляционного покрытия их. При невыполнении этого условия количество
АВО должно быть увеличено.
Принимаем температуру наружного воздуха среднюю за год -15°С.
Оптимальная среднегодовая температура охлаждения газа [pic] принимаются на
-15°С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха[pic]:
[pic]- поправка на изменчивость климатических данных принимается
Определение общего количества тепла подлежащего отводу от
[pic]-удельная теплоемкость газа при давлении на входе в АВО и Тср =
[pic]- температура газа на входе в АВО равная температуре газа на
выходе компрессорных машин °С.
[pic]- оптимальная температура охлаждения газа [pic].
tср=2955К; Рвх=555МПа
Ср=1696+1838·10-3·2955+196·106[pic]=2656 кДжкг К
К рассмотрению принимаются несколько различных типов АВО. По
номинальной производительности аппаратов и известной производительности
КС определяем потребное количество АВО m каждого типа и рассчитывается
требуемые производительности одного аппарата каждого типа по теплоотводу
Проведем расчет потребного количества АВО типа 2АВГ-75С.
Маво- массовый расход газа кгч.
для расчета принимаем оптимальное количество АВО равное 7 шт.
Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха.
[pic]- общий объемный расход воздуха подаваемого всеми вентиляторами
[pic]- теплоемкость воздуха при барометрическом давлении Ра и [pic]
Дж(кг·К); Срв=1005 [pic].
[pic]- атмосферное давление МПа.
Предварительно принятое количество АВО остается в силе при [pic]t1-
условие выполняется.
Проверка принятого количества АВО по поверхности теплопередачи одного
F - фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО)
увеличенная на 10% с учетом возможного выхода из строя отдельных
вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена м2;
[pic]- допустимое расхождение между [pic] и F принимаемое равным 5%
[pic]- коэффициент теплопередачи принимаемый [pic]=23 Втм2К
[pic]- поправка определяемая по рис.5.19 [5] в зависимости от
Требуемая поверхность теплопередачи: [pic]
Условие по площади выполняется для данного типа аппарата воздушного
охлаждения при t2=75.
Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа (движение газа в
зоне квадратичного закона сопротивления).
[pic]- сумма коэффициентов местных сопротивлений АВО по ходу газа
приводимая в технической характеристике аппарата;
[pic]- плотность газа при давлении на входе в АВО и средней
температуре газа в АВО кгм3;
R-газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг·К);
Тср – средняя температура газа в АВО К;
z - определяем по номограмме z=088;
S - площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа м2;
d - внутренний диаметр труб м;
[pic] - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в
расчетах принимать 2·10-4 м) м;
L - длина труб АВО м.
Полученное значение [pic]должно удовлетворять условию:
[pic]- нормативные потери давления в нагнетательных коммуникациях КС
равные 009 МПа для рабочего давления газопровода 545МПа;
Δ[pic]- расчетные потери давления в нагнетательных коммуникациях КС
[pic]-допустимые потери давления в АВО по ходу газа равные 0015 0020
Условие выполняется.[pic]
Определение энергетического коэффициента.
Энергетический коэффициент используется для сравнения эффективности
работы теплообменной аппаратуры и представляет собой отношение количества
переданного тепла к затратам энергии на преодоление гидравлических
сопротивлений теплообменника.
Е - энергетический коэффициент;
N- мощность затрачиваемая на преодоление сопротивлений со стороны
поверхности теплопередачи Вт;
Н- полный напор развиваемый вентиляторами АВО Па.
G-металлоемкость тонн;
W-масса аппарата тонн;
Из гидравлического расчета согласно критериям оптимальности - Еmах и
Gmin выбираем тип АВО 2АВГ-75с. Исходя из условия экономичности принимаем
АВО типа 2АВГ-75с в количестве m =7 штук ему соответствует[pic]=64298 и
Расчет режима работы МГ
Расчет состоит в определении мощности N потребляемой каждой КМ
и мощности [pic] развиваемой приводящим ее двигателем.
Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при
соблюдении неравенства:
Экономичность при [pic] и следующих условиях:
где [pic]- давление на входе КС или требуемое давление на выходе
[pic]- политропический К.П.Д. определяемый по приведенной
характеристике нагнетателя;
[pic]- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период
определяемая по данным К.
При проектировании КС [pic] рассчитывается для среднегодовых
Расчет располагаемой мощности
Располагаемая мощность ГТУ приводящей ЦБН находится в
зависимости от условий работы установки по формуле:
[pic] - коэффициент учитывающий влияние температуры наружного
[pic] - коэффициент учитывающий влияние противообледнительной
[pic] - коэффициент учитывающий влияние системы утилизации тепла
[pic] и [pic] - расчетная и номинальная температуры воздуха на входе в
где [pic]- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый
[pic] - поправка на изменчивость климатических параметров и местный
подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ [pic]= 5 К.
Значения [pic] принимать по приложению.
Численное значение [pic] при отсутствии технических данных
по системе утилизации тепла принимать равным 0985 а kоб при выполнении
курсовой работы равным единице. Значение располагаемой мощности [pic] не
должно превышать номинальную мощность на 15 %. Если в результате расчета
получена большая величина то следует принимать.
Расчетная температура воздуха на входе в ГТУ:
[pic]=[pic][pic] +[pic] К.
Расчет режима работы для варианта КС с газоперекачивающими
агрегатами типа ГПА-Ц-63.
Определим располагаемую мощность ГТУ:
Расчет режима работы центробежных нагнетателей
На компрессорных станциях оборудованных центробежными
нагнетателями может иметь место одно- двух- и трехступенчатое сжатие.
Расчет режима работы таких станций проводится по отдельным ступеням
сжатия. Результаты расчета справедливы для всех параллельно
работающих нагнетателей составляющих единую степень сжатия.
Расчет режима работы центробежных нагнетателей первой ступени сжатия
Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени
где Тв1 и Твх - температура газа на входе в нагнетатель первой ступени
[pic] - потери давления во входных технологических коммуникациях КС
В данном случае [pic] не учитывается так как Рвх берется в
первую ступень сжатия уже с учетом потерь давления поэтому:
Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели
где R- газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг.К);
где [pic] и [pic] - плотность газа и воздуха при стандартных условиях
(20º и 720 мм. рт. ст.) кг[p
[pic] = 0723кгм[pic].
Плотность газа при условиях всасывания:
где R-газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг·К);
[pic]и [pic]- плотность газа и воздуха при стандартных условиях
z1 –коэф. сжимаемости при условиях всасывания;
[pic]= 2879 кгм[pic].
Определение объемной производительности нагнетателя
где К- количество параллельно работающих нагнетателей;
Q – производительность нагнетателя м3с;
Определение допустимого интервала изменения числа оборотов ротора
а) из условия экономичности работы нагнетателя
б) из условия сохранения превышения мощности турбины над
мощностью потребляемой нагнетателем
где [pic] - номинальная частота вращения нагнетателя обмин.
[pic] и [pic]- минимальное и максимальное значение [pic]
соответствующее зоне приведенной характеристики нагнетателя с [pic]
[pic] и [pic]- минимально и максимально допустимые значения частоты
вращения вала силовой турбины обмин.
i – передаточное число редуктора соединяющего вал силовой турбины
(ТНД) с валом нагнетателя;
а) из условия экономичности работы нагнетателя (приложение 21)
[pic]=160 м[pic]мин и [pic]=245 м[pic]с.
Интервал изменения числа оборотов ротора нагнетателя из данного
[pic]- [pic]= 7588 - 11618 обмин.
Следовательно принимаем этот интервал.
Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота
вращения его ротора должна быть равной или близкой [pic]. Значения n
отличаются от [pic] следует назначать лишь при невыполнении одного из
условий и при n=[pic].
Во всех случаях n должно находится в интервале одновременно
удовлетворяющему допустимым интервалам изменения n.
Определение приведенной производительности нагнетателя
n- потребная частота вращения ротора нагнетателя обмин.
Принимаем n = 7800 обмин.
[pic][pic] = 23833 м3с.
Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя
[pic]- определенные параметры газа на входе нагнетателя.
Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа
Нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении
[pic]- значение [pic] из приведенной характеристики соответствующее
максимуму зависимости [pic] для рассматриваемого значения [pic] а при
отсутствии максимума у зависимости [pic]- минимальному значению [pic] из
приведенной характеристики.
Следовательно условие безпомпажной работы выполняется и дальнейшее
регулирование оборотами не требуется.
Определение степени сжатия нагнетателей и относительной приведенной
мощности нагнетателей по приведенной характеристике нагнетателя
По приведенной характеристике нагнетателя находим:
[pic] = 187 кВт(кгм3).
Расчет мощности потребляемой нагнетателем.
Ni = 187. 2879 . 0983 = 52238 кВт.
Определение потребной мощности для привода нагнетателя
где [pic]- механический к.п.д. нагнетателя и редуктора [pic]=0975.
5 . 6140 [pic] 56398 [pic] 6140.
Оба условия возможности транспорта газа в заданном количестве
Расчет параметров газа на выходе нагнетателей
где [pic]и [pic] - давление и температура газа на выходе нагнетателей
МПа и К соответственно.
[pic]и [pic]- давление и температура газа на входе нагнетателей МПа и
[pic]- политропический к.п.д. нагнетателя соответствующий значению
[pic]=[pic]=[pic] 3136 К.
где [pic] и[pic]- соответственно давление и температура газа на выходе
нагнетателей последней ступени сжатия МПа и К;
[pic]- потери давления в коммуникациях на выходе КС.
[pic]-номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на
выходе станции (при недогрузке газопровода) МПа;
[pic]- допустимая температура из условия сохранения
прочности и устойчивости трубопровода и изоляции;
[pic]= 555 - 013 = 542 МПа
Агапкин В. М. Справочное руководство по расчетам трубопроводов. М.
Деточенко А.В. Спутник газовика. М. Недра 1998
Новоселов В. Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации
газопроводов. уч. Пособие М. Недра 1982
Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные
трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. ОНТП 51-1-85. Мингазпром М. 1985
Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация компрессорных
станций. уч. Пособие Тюмень ТюмГНГУ1996
станций. Методические указания по курсовому проектированию Тюмень
станций. Приложение к методическим указаниям по курсовому проектированию
Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под
редакцией Дерцакяна А. К Л. Недра 1977
Трубопроводный транспорт нефти и газа. под редакцией Юфина В. А. М.
РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ.

111.dwg

План сетей систем пожарной сигнализации и речевого оповещения.
Начальная школаnТюм. обл. ХМАО Кондинский р-н n п. Ямки.
МУП "Морткинское ЖКХ
Техническая схема компрессорной станции.
Проект газопровода Уренгой-Н.Вартовск
Пылеуловитель ГП.144.00.000
Газоперекачиваюший агрегат ГПА-6.3
Технологическая схема магистрального газопровода
Технологическая схема магистрального газопровода.
Аппарат воздушного охлаждения
Технологическая схема компрессорной станции

3. Приложение.doc

Характеристика циклонного пылеуловителя ГП-144

2 Расстановка КС.doc

2 Расстановка КС по трассе газопровода
Компрессорные станции на трассе газопровода размещают с учетом как
чисто технологических так и экономических соображений. В частности
необходимо стремиться к тому чтобы размещение КС отвечало требованиям
удобства их строительства и эксплуатации. Кроме того следует учитывать
что расположение КС по трассе существенно влияет на пропускную способность
отдельных участков и газопровода в целом а также на суммарную мощность
Расстояние между компрессорными станциями определяется из уравнения
пропускной способности при давлении в начале участка Р1 и конце участка
Р2. Все участки равны между собой конечный участок рассчитывается при
давлениях Р1 и Рк и получается в ( раз длиннее.
где Р1 – давление газа перед первой КС МПа;
Р2 – давление газа перед второй КС МПа;
Рк – давление газа в конце МГ МПа
Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной
Определяем теоретическое число КС
где L – длина магистрального газопровода равная 690 км;
l и lк – длина промежуточного и конечного участка км
Так как газопроводы рекомендуется сооружать без лупинга дробное число
КС обычно округляется в большую сторону.
К строительству принимаем количество КС n = 4 тогда уточняем длины
Расстановка КС производится в соответствии с условиями работы и
эксплуатации магистрального газопровода.

31-Г. Опт. производительность Тюмень - Омск.doc

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет
На тему: Определение оптимальной производительности газопровода Тюмень-Омск
По дисциплине: Проектирование и эксплуатация МГН.
НТХ 03-5 Ахметшин А.Р.
Выбор трассы газопровода 4
Определение количества ГПА АВО и ПУ 5
1. Определение количества ГПА АВО и ПУ при Q=90 млн.м³сут. 5
2. Определение количества ГПА АВО и ПУпри Q=90 95 100
Определение количества КС 7
1.1. Расчет физических свойств газа 7
1.2. Расчет степени сжатия давления и температуры на
2. Определение количества КС при Q=90 млн.м³сут.
3. Определение количества КС при Q=90 95 100 млн.м³сут.
Экономический расчет
1. Расчет прибыли от транспорта газа при Q=90 млн.м³сут.
2. Расчет прибыли от транспорта газа при Q=9095100 млн.м³сут.
3. Выбор оптимальной производительности газопровода
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.
Надежность работы обеспечивается соблюдением рекомендаций нормативных
документов при проектировании и эксплуатации трубопроводов (строительных
норм и правил норм технологического проектирования и правил эксплуатации).
Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и
оборудования и рациональности их использования.
Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно
увеличивается осуществляются модернизация и техническое перевооружение
ранее построенных трубопроводов внедряются современные средства связи и
управления совершенствуются технологии.
Выбор трассы газопровода.
Исходные данные из задания на курсовой проект:
Внутренний диаметр D=1400мм;
Давление рабочее КС P1=735 МПа;
Давление на входе КС Рн=50 МПа;
Давление перед пунктом назначения Рк=20 МПа;
Температура на входе КС Тн=280 К;
Недостающими исходными данными являются протяженность нефтепровода L
а так же относительная плотность газа по воздуху . С помощью атласа
учитывая транспортную развязку определяем что L=580км а =0561 [4].
Трассу трубопровода проектируем вблизи железных дорог и автодорог чтобы
сократить затраты при строительстве трубопровода.
При диаметре трубопровода D=1400мм рекомендуемая производительность
составляет 90-100 млн.м³сут.[6]. Дальнейшие расчеты будем производить с
производительностями равными 9095 и 100 млн.м³сут чтобы выбрать
оптимальный вариант.
Определение количества ГПА АВО и ПУ.
1. Определение количества ГПА АВО и ПУ при Q=90 млн.м³сут.
Определим количество ГПА установленных на КС МГ:
где n-кол-во ГПА установленных на КС.
Q-производительность МГ млн м3сут;
Qгпа-производительность ГПА типа ГТК-10-4 Qгпа =370 млн м3сут.
n=243 принимаем 3 агрегата+1 резервный т.е. 4 ГПА на КС.
Определим количество АВО на КС:
где nаво-количество аппаратов воздушного охлаждения на КС;
Qаво-производительность АВО млн м3сут.
Массовая производительность АВО типа 2АВГ-75с Маво=54кгс [лит-ра 9]
где Qаво-производительность АВО млн м3сут.
Маво-массовая производительность АВО типа 2АВГ-75с кгс;
Тогда [pic]=12050561=0676
Рассчитаем количество АВО на КС:
nаво1304 принимаем 14 аппаратов воздушного охлаждения газа.
Определим количество ПУ на КС:
где nпу-количество пылеуловителей на КС;
Qпу-производительность ПУ Qпу=18 млн м3сут [лит-ра 9].
Принимаем 5 пылеуловителей.
2. Определение количества ГПА АВО и ПУ при Q=95 млн.м³сут и Q=100
Рачет ведется аналогично пункту 4.1. Результаты расчетов заведем в общую
Кол-во ГПА АВО ПУ при Q=90 95 100 млн.³сут.
Производительность ГПА АВО ПУ
Определение количества КС.
Прежде чем начать расчет числа КС нужно провести расчет потребляемой
мощности на КС степени сжатия и давления на выходе.
1.1. Расчет физических свойств газа.
Физические свойства рассчитываем при условиях входа в нагнетатель по [5]
стр.13. Базовой величиной является плотность газа при стандартных условиях:
Т=27315К и Р=01013 МПа.
Учитывая что относительная плотность газа Δ определяется соотношением
Плотность газа при стандартных условиях определится следующей
[pic] - плотность газа и воздуха при стандартных условиях.
Плотность газа при любых значениях давления и температуры определяется из
уравнения состояния газа
где Р - давление газа на входе в нагнетатель Па;
V = 1 ρ - удельный объем газа м3 кг;
Т - температура газа на входе в нагнетатель К;
R - газовая постоянная Дж (кг К)
Температуру газа на входе в нагнетатель Т2 по заданию принимаем равной
Примем атмосферное давление Ра = 01 МПа тогда давление газа перед КС
В условиях МГ сжимаемость реального газа больше сжимаемости идеального
газа и поэтому коэффициент сжимаемости всегда меньше единицы. Повышение
давления и снижение температуры сопровождается уменьшением коэффициента
сжимаемости газа. Для определения z рекомендуется следующая зависимость.
С достаточной для инженерных расчетов точностью коэффициент
сжимаемости газа можно определить с помощью зависимости:
где - функция учитывающая влияние температуры
где Рпр = Р Ркр - приведенное давление газа;
Тпр = Т ТКР - приведенная температура газа;
где Ркр - критическое давление газа МПа;
Ткр - критическая температура газа К.
Р Т - значения давления и температуры газа.
РКР и ТКР - критические значения давления и температуры газа
характеризующие возможность перехода газа в жидкость.
Критические значения давления и температуры газа выражаются через
плотность газа при стандартных условиях
Значения Тпр Рпр и z находим для условий входа (Р2в=51 МПа
Т2в=280 К) в нагнетатель
1.2. Расчет степени сжатия давления и температуры на выходе из КС
Давление является основным параметром по которому контролируется режим
работы трубопровода.
Степень сжатия станции по [5] стр.15 составит:
Учитывая потери во входном и выходном коллекторах степень сжатия
должна быть более высокой:
где ΔРн потери давления в выходном коллекторе КС.
ΔРа – потери давления в аппаратах воздушного охлаждения. Принимаем по
[5] приложение 3: ΔРн =011 МПа ΔРа=00588 Мпа.
Располагаемую мощность ГТК-10-4 находим из [9] стр.8:
где [pic]номинальная мощность ГТУ КВт. Принимаем по [1] прил.4
[pic]– коэффициент учитывающий влияние температуры наружного
[pic]– коэффициент учитывающий влияние системы утилизации тепла
[pic]– коэффициент учитывающий влияние противообледенительной
системы. Коэффициент [pic] принимается равным 1 при отсутствии
противообледенительной системы.
[pic]– расчетное давление наружного воздуха
[pic] и [pic] – расчетная и номинальная температура воздуха на
где [pic]– средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период
[pic]– поправка на изменчивость климатических параметров и местный
подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ.
Принимаем по [10] след. величины: [p [p
[p [p [p [p [pic]=5К.
[pic]принимаем по приложению 1 [5] равную 280 К
Из газодинамической характеристики нагнетателя ГТК-10-4 (приложение 1)
для получения максимальной степени сжатия на выходе КС Qпр.=347 м3мин.
которая соответствует безпомпажному режиму работы но при этом учитываем
чтобы наша станция развивала требуемую суточную производительность.
Проверим удаленность режима работы нагнетателя от границы помпажа.
Нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении
где [pic]– минимальное значение из приведенной характеристики.
Из [5] стр.15 потребляемая мощность nD определяется из уравнения:
[pic]- механический кпд ГТУ. По [1]прил.4 принимаем [pic]=099.
Из условия [pic] ([5]стр.15) принимаем [pic]. Тогда:
Найдем отношение фактической частоты n к номинальной частоте вращения
ротора нагнетателя nн при [pic] из уравнения внутренней мощности
где [pic]– приведенная мощность нагнетателя КВт. Для [pic]=347 м3мин из
газодинамической характеристики [p
где [pic]– плотность газа при условиях входа в нагнетатель кгм3.
Из [5] прил.4 nн = 4800 обмин;
[pic] – фактическая частота оборотов ротора нагнетателя.
Приведенную частоту вращения рабочего колеса ЦН находим из:
где [pic]приведенные параметры нагнетателя. Из газодинамической
характеристики нагнетателя ГТК 10-4 (приложение 1)
Степень сжатия ЦН [pic] определяем при [pic]= 347 м3мин.
Коммерческую производительность ЦН [pic]определим из уравнения
производительности ЦН при стандартных условиях [pic] ([5] стр.17):
Из уравнения (3.24):
Производительность при стандартных условиях[pic]будет определяться как:
Количество рабочих ГПА n=3 то коммерческая производительность станции
[pic]будет определяться как:
Газ поступающий на КС с температурой Т2 при компримировании
нагревается до температуры Тн:
Давление и температура на выходе:
Рвых=623 МПа. Твых.=29919 К
Для определения количества КС МГ нужно знать расстояния между станциями.
Расстояние между КС рассчитывается по формуле:
Р1-давление на выходе КС Р1=623 МПа (см. пункт 5.1.);
Рн-давление на входе КС Рн=51 МПа (по условию);
D-внутренний диаметр трубопровода D=1400мм (по условию);
-относительная плотность газа по воздуху =0561 [4];
Т-средняя температура газа в участке К;
z-коэф-т сжимаемости газа;
λp-коэф-т гидравлического сопротивления.
Таким образом необходимо рассчитать коэф-т сжимаемости газа и коэф-т
гидравлического сопротивления.
Так как температура воздуха в районе проектирования трубопровода равна
Та=280 К то температура газа на выходе из каждой КС (т.к. расстояния
между КС принимаем одинаковыми) будет на 10-15 К выше и будет равна Т1=290
Теперь определим физические свойства газа:
Р2-давление на входе КС Р2=51 МПа (по условию);
Где Т2-температура на входе каждой КС т.к. расстояния между КС принимаем
Т1-температура на выходе КС.
Другие расчеты ведутся аналогично пункту 5.1.1.
Результаты расчетов занесем в табл. 2:
Физические свойства газа
Для определения динамической вязкости газа ОНТП рекомендуется следующая
Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной
производительности Qп
Q>Qп следовательно газ течет при квадратичном режиме.
Тогда при эквивалентной шероховатости kэ=003мм
где D – внутренний диаметр труб мм.
Расчетное значение λр
где Е – коэффициент гидравлической эффективности участка.
В соответствии с ОНТП при регулярной очистке газопровода примем Е=095
Определим расстояние между станциями:
Конечный участок будет в α раз длиннее:
Рк-конечное давление Рк=21 МПа (по условию);
Определим длину конечного участка:
lк-длина конечного участка МГ.
lк=64306*2684=17259 км..
Определим число станций:
L-протяженность МГ L=580 км
l-расстояние между КС l=64306 км
lк-длина конечного участка lk =17259 км.
Принимаем nст=6 [5].
3. Определение числа КС при Q=95 млн м3сут и Q=100 млн м3сут.
Расчет ведется аналогично пункту 5.1 и 5.2. общие результаты расчетов
Определение числа КС при Q=90 95 100 млн.м³сут.
Параметры Q=90 Q=95 Q=100
млн.м³сут. млн.м³сут. млн.м³сут
Zвх. 0889 0889 0889
NDКВт 9593 9593 9593
Qпр. м3мин.347 371 401
Рвых. МПа 623 618 616
Твых. К 29919 2985 29816
l км 6431 5485 4821
lК км 17259 15197 13583
Для того чтобы определить оптимальную производительность МГ
необходимо сравнить несколько вариантов. Нужно посчитать прибыль от
транспорта газа при различной производительности МГ. Максимальная прибыль и
будет соответствовать оптимальному числу ниток МГ. Так как
производительность не заданна по условию рассчитаем МГ при рекомендуемой
производительности [4] равной Q=90 млн м3сут а также для определения
оптимальной производительности при Q=95 млн м3сут и Q=100 млн м3сут.
Чтобы рассчитать прибыль от транспорта газа необходимо знать количество
1. Расчет прибыли от транспорта газа при Q=90 млн м3сут.
Прибыль от транспорта газа рассчитывается по формуле:
Пр=Т QL-αлКл- αстКст-Sэ (6.1)
где Пр - чистая прибыль от транспорта газа тыс. руб;
Т-тариф на транспорт газа по МГ Т=8руб(тыс м3100км);
Q-годовая производительность МН млн м3год;
αл αст-коэфициент амортизационных отчислений соответственно от
части и НПС αл=00375; αст=0095;[6].
Кл Кст-капитальные затраты на сооружение линейной части и НПС МН
Sэ-стоймость электроэнергии и топливного газа тыс руб.
Суточная пропускная способность МГ равна:
Где Qг-годовая производительность МГ млрд м3год;
kпо-оценочный коэффициент использования пропускной способности:
где kро –коэф-т расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей
kт –коэф-т экстремальных температур kт=098[5] ;
kн –коэф-т надежности МГ принимается в зависимости от
протяженности трубопровода и его диаметра L=580км D=1400мм
kпо=095*098*099=092.
Из формулы (6.2) годовая производительность равна:
Затраты на электроэнергию и топливный газ:
где Sтг - стоимость топливного газа млн. рубгод;
Sэл - стоимость электроэнергии млн. рубгод.
где стг-цена топливного газа стг=70 рубтыс м3 [6];
Qтг-расход топливного газа за анализируемый период.
где ND-мощность привода нагнетателя кВт;
T0-число рабочих дней в году Т0=365 [1];
T-КПД двигателя T=029 [6];
QH-удельная теплота сгорания QH=33080 кДжм3 [4];
м-механический КПД нагнетателя м=099 [4];
Sтг=3086470=216 млн руб;
Стоимость электроэнергии рассчитывается следующим образом:
Sэл = Сэл1Nзn + Сэл2ND T
где Сэл1 – тариф на заявленную мощность Сэл1 =300 руб. КВт мес [1].
Nз – заявленная мощность КС Nз =nвент Nвент.
Nвент.- мощность потребляемая одним электродвигателем вра
щающимn вентилятор КВт; Nв = 71 КВт [6];
nвент – кол-во работающих вентиляторов.
n – кол-во месяцев анализируемого периода мес.
Сэл2 - тариф на потребляемую энергию Сэл2 =025 КВт мес [1].
ND - потребляемая мощность КВт.
T – продолжительность анализируемого периода час. T =8760 час.
Чтобы рассчитать стоймость электроэнергии для АВО необходимо определить
число вентиляторов АВО на КС.
Сначала определим теплоемкость газа при условиях АВО:
где Т1 - предполагаемая температура газа на выходе КС К;
Тн - температура газа на выходе нагнетателей К. Оптимальная
температура на выходе из КС на 10-15 градусов выше атмосферной т.е. Тн=290
Зададимся точностью определения температуры в 01 К.
Массовый расход равен:
где Q –суточная производительность станции млн. м3сут.
Определим массовый расход газа одного АВО:
Определим Q0 -теоретический теплосъем с одного АВО при двух работающих
вентиляторах. Для АВО 2АВГ-75с Q0 можно определить из зависимости:
где Q0 – теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах кВт;
ТА – температура воздуха ТА=280 К;
G1 - массовый расход одного АВО кгс.
Для определения схемы работы удобно воспользоваться величиной среднего
коэффициента эффективности:
где п - количество работающих на КС АВО;
G – массовый расход всех АВО кгс;
В зависимости от величины kСР возможны следующие варианты:
где п2 п1 п0 - количество АВО работающих с 21 и 0 вентиляторов.
Количество работающих вентиляторов для реализации заданной
температуры на выходе КС определяется из
где [pic] [pic] [pic] - коэффициенты тепловой эффективности АВО при
и 0 работающих вентиляторах. Значения коэффициентов kA2[pic] и [pic]
определяются по результатам эксплуатации АВО. В первом приближении можно
принять [pic] [pic] = 060 [pic] = 020.
Принимая во внимание что при регулировании температуры сначала
отключают поочередно по одному вентилятору на всех АВО и только после этого
начинают отключение вторых в сумме уравнения никогда не будет больше двух
Зададимся n2=4 и n1=10 тогда имеем:
что соответствует необходимой температуре охлаждения газа с допустимой
Из расчетов видно что в работе участвуют 18 вентиляторов.
Sэл = 300187112 + 02595938760=25609 млн.руб.
Тогда затраты на электроэнергию и топливный газ:
Sэ=216+25609=2777 млн руб
Капитальные затраты на сооружение линейной части рассчитываются по формуле:
где сл-стоймость строительства одного километра трубопровода для
D=1400мм сл=52809 тыс рубкм; [6].
L-длина МГ L=580 км;
kp-районный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ
kт-топографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации
Кл=528095802817=1457951 млн руб;
Капитальные затраты на сооружение КС:
где n-количество КС на МГ n=6;
сст-стоймость строительства одной КС
где k0-стоймость строительства одной КС независящая от числа ГПА для ГТК-
-4 k0=77000 тыс руб [6].
kn- стоймость строительства одной КС зависящая от числа ГПА; Для
ГТК-10-4 kn =15400 тыс руб [6].
n-кол-во ГПА установленных на КС.
сст=77000+154004=1386 млн руб
Кст=1386 62817=3958416 млн руб.
Пр=858030280-00371457951103-00953958416103-2777103=454326 млн
2. Экономический расчет при Q=95 млн м3сут и Q=100 млн м3сут.
Расчет ведется аналогично пункту 6.1. общие результаты расчетов занесем в
Экономический расчет при Q=90 95 100 млн.м³сут.
Производительность Кл млн Sэ млн сст млн Кстмлн Пр млн руб
МГ млн м3сут руб руб руб руб
3. Выбор оптимальной производительности газопровода Тюмень-Омск.
По табл. 4 построим график прибыли в зависимости от производительности.
Таким образом наибольшую прибыль получим если данный газопровод будет
работать с производительностью Q=95 млн м3сут. Таким образом оптимальная
производительность МГ Q=95 млн м3сут.
Альбом характеристик центробежных нагнетателей. М. Мингазпром 1985.
Волков М.М. Михеев А.А. Конев К.А. Справочник работника газовой
промышленности. М.: Недра 1989.
Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы: Учебное пособие Тюмень: Тюм
Зубарев В.Г. Методические указания по дисциплине «Проектирование и
эксплуатация магистральных газопроводов» для курсового проектирования.2006.
Земенков Ю.Д. Кутузова Т.Т. Потемина Т.Т. Дипломное и курсовое
проектирование. Методические указания по выполнению и оформлению курсовых и
дипломных проектов для студентов специальности 130501 2005.
Зубарев В.Г. МУ к лабораторным и практическим занятиям с использованием
ЭВМ по по дисциплине «Проектирование и эксплуатация магистральных
газопроводов» для студентов специальности 090701.
Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций.
Приложения к методическим указаниям по курсовому проектированию для
студентов специальности 0907. 2004..
«Эксплуатация магистральных газопроводов» (второе издание перераб.
доп.). Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова.- Тюмень «Вектор Бук» 2003
Определение оптимальной производительности газопровода Тюмень-Омск
Выбор трассы газопровода (без экономического обоснования)
Определение количества КС при Q=90 млн.м³сут.
Определение числа КС при Q=9095100 млн.м³сут.
Экономический расчет расчет прибыли при Q=90 млн м3сут.
Экономический расчет расчет прибыли при Q=90 95 100 млн м3сут.
Определение кол-ва ГПА АВО ПУ
Расчет физических свойств газа
Расчет степени сжатия давления и температуры на выходе из КС.
Расчет степени сжатия давления и температуры на выходе
Выбор оптимальной производительности.

Приложение 2 (2).doc

Приведенные характеристики нагнетателя ЭГПА-125

3. Определение исх. расч. данных.doc

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ
За расчетные температуры атмосферного воздуха и грунта по [2]
принимаем соответствующие средние температуры в апреле месяце в районе
температура воздуха ta = -9(С;
температура грунта на глубине заложения трубопровода t0 = -76(С.
По абсолютной шкале:
В расчетах магистральных газопроводов необходимо использовать
абсолютные значения давления газа поэтому давление газа на входе в
головную КС Р2 будет равно:
Аналогично конечное давление:
Плотность газа при стандартных условиях определяется как:
где ρст – плотность газа при стандартных условиях кгм3;
Δ – относительная плотность газа по воздуху [2].
Газовую постоянную газа определим из уравнения:
где R – газовая постоянная Дж(кг·К).
Критические давление и температуру определим следующим образом[4]:
где Ркр – критическое давление газа МПа.
Ткр – критическая температура газа К.
По данным [2] теплота сгорания газа равна [pic]кДж.
Эксплуатация газопровода в районе г. Челябинска
ТюмГНГУ гр. НТХ 03-1
Определение исходных расчетных данных

1 Определение исходных данных.doc

1 Определение исходных данных
Состав и характеристика газа Заполярного месторождения [1]
Состав газа по объему % плотность
CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 CO2 N2+РЕДК
Температура грунта на глубине заложения газопровода [2]
среднегодовая: +55°С
максимальная: +15°С.
Температура наружного воздуха:
среднегодовая: +08°С.
максимальная: +172 °С.
1 Определение расчетной производительности КС
Суточная производительность КС на основе которой производится
предварительный выбор рационального типа компрессорной машины
рассчитывается по годовой с помощью формулы[3]:
где [pic]- годовая производительность КС (газопровода) при стандартных
условиях млрд. м3год;
где [pic] - коэффициент использования пропускной способности
[pic]- коэффициенты учитывающие запас пропускной способности
газопровода для обеспечения газоснабжения соответственно в периоды
повышенного спроса на газ и в периоды экстремально повышенных температур
приводящих к снижению мощности ГПА kро= 095 kэт= 098;
[pic]- коэффициент учитывающий запас пропускной способности
газопровода и КС (принимается по прил. 1[4]) [pic]
[pic] млн. м[pic]сут.
2 Определение газовой постоянной
где R- газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг·К);
[pic]- относительная плотность газа по воздуху берется из начальных
3 Определение плотности газа
где [pic] и [pic] - плотность газа и воздуха при стандартных условиях
(20о и 720 мм. рт. ст.) кг[p
[pic] = 0678 кгм[pic].

7-Г Определение оптимального диаметра.dwg

Трубопогрузчик и ящик для труб
Передний трубный ключ
Система анкерного крепления
SB-длина подсвечника
d-промежуточная глубина
L-прямолинейный участок забуривания
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА
Система обнаружения (по принципу зонд-приемник)
Протаскиваемая труба
Буровое устройство с источником энергии
Ширина лопаток на входе в рабочее колесо
Проект газопровода Ямбург-Салехард
Расстояния между станциями l км.
Количество станций n
Затраты на линейную часть Кл тыс.руб
Затраты на сооружение станций Кст тыс. руб
Затраты на энергию Sэ тыс. руб
График зависимости прибыли от диаметра газопровода.
Длина конечного участка lк км.
График зависимости числа станций от диаметра газопровода.
График зависимости затрат на линейнуючасть в зависимости от диамеира газопровода

схема.dwg

План сетей систем пожарной сигнализации и речевого оповещения.
Начальная школаnТюм. обл. ХМАО Кондинский р-н n п. Ямки.
МУП "Морткинское ЖКХ
Техническая схема компрессорной станции.
Проект газопровода Ямбург-Октябрьское
Технологическая схема компрессорной станции.
Пылеуловитель ГП.144.00
Газоперекачиваюший агрегат ГТК-10-4
Технологическая схема магистрального газопровода
Технологическая схема магистрального газопровода.
Аппарат воздушного охлаждения 2АВГ-75С

3 Определение количества газоперекачивающих агрегато1.doc

3 Определение количества газоперекачивающих агрегатов аппаратов воздушного
охлаждения и пылеуловителей
1 Определение количества ГПА
Для определения оптимального количества ГПА необходимо определить суточную
производительность. Суточная производительность КС составляет 55
После определения экономичного типа КМ для проектируемой КС
производится выявление оптимального варианта КС - т.е. определяется
оптимальная марка ГПА число и схема соединения машин данной марки
количество ступеней сжатия. Для этого из множества КМ требуемого типа
предварительно выбирается несколько машин разных марок отличающихся
подачей и степенью сжатия (или давления нагнетателя). При этом если в
каком-либо из вариантов предусматривается использование неполнонапорных
нагнетателей то данный вариант дополнительно разбивается на два
подварианта отличающихся количеством ступеней сжатия. В итоге образуется
несколько вариантов из которых нужно будет выбрать более экономичный. Для
каждого варианта и подварианта КС определяется число резервных машин
степень сжатия КС и удельные приведенные расходы по станции с учетом типа
привода Cк. На основе значений [pic] и Ск рассчитывается комплекс (3.3).
Центробежные нагнетатели могут приводиться электродвигателями и
газотурбинными установками (ГТУ).
Тип ГПА Тип ЦБН Подача млн.Давление Давление на Давление на
м3сут нагнетания входе входе
Рн МПа Рвх МПа Рвх МПа
(I ступень) (II ступень)
ЭГПА-125 280-11-1 125 75 52 497
Так как производительность КС больше 15 млн.[pic]сут то в качестве
компрессорных машин экономичнее будет использовать центробежные
Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле:
где Э - эксплуатационные затраты на станции тыс. руб.год;
К - капиталовложения в КС тыс. руб.;
Е - отраслевой коэффициент обратный сроку окупаемости и равный для
объектов транспорта и хранения нефти и газа 015 1год.
Эксплуатационные затраты на станции:
[pic] тыс. руб.год (3.5)
где n - число рабочих ГПА на станции;
[pic]-коэффициенты отражающие затраты связанные с ГПА и другими
системами и службами КС независимые от числа ГПА на КС.
Капиталовложения в КС:
К = (n+[pic])·[pic] тыс. руб.
Расчет приведенных затрат на КС для ЭГПА-125.
Численные значения коэффициентов:
аэ=749 bэ=46 сэ=443 ак=426 bк=6269
Одноступенчатое сжатие n=2 [pic]=1.
Э = 2 . 749 + 1.46 + 443 = 1987 тыс. рубгод.
К = (2+1)·426 + 6269= 7547 тыс. руб.
Ск = 1987 + 015·7547 = 3119 тыс. рубгод.
[pic]- давление на входе в нагнетатель МПа.
=[pic]= 6275 тыс. рубгод.
Расчет приведенных затрат
n [picСхема соединения
ЭГПА-125 2 1 параллельная 141 6275
При данной производительности возможно соединение ЭГПА-125
параллельно. В работе будут находится 2 агрегата 1 агрегат будет в
2 Расчет потребного количества циклонных ПУ типа ГП-144
Установка очистки газа предназначена для очистки поступающего на
КС газа от твердых и жидких примесей и предотвращения тем самым
загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов станции.
Очистка газа на установках проводится как правило в одну
ступень - в пылеуловителях (ПУ). В ряде случаев применяется
двухступенчатая очистка газа с
использованием на второй ступени фильтров-сепараторов; подобная очистка
предусматривается преимущественно на каждой 3-5 КС и практикуется в
основном после участков газопроводов с повышенной вероятностью аварий а
также после подводных переходов протяженностью более 500 метров
подверженным относительно частым ремонтам и загрязнению. В данном курсовом
проекте рассматривается одноступенчатая очистка газа в ПУ. В качестве ПУ
на КС применяются аппараты двух типов - масляные и циклонные. Очистка газа
от примесей в масляных ПУ осуществляется в результате контакта газа с
маслом в нижней части ПУ и оседания твердых и жидких включений на
поверхности масла. В циклонных ПУ освобождение газа от примесей
производится с помощью сил создаваемых в аппаратах за счет их особой
конструкции. Преимущественное применение в настоящее время находят
аппараты циклонного типа. Расчет потребного количества циклонных ПУ для
установок очистки газа на КС производится на основе характеристик данных
аппаратов и выполняется в следующей последовательности.
Первоначально уточняется рабочее давление ПУ. Оно соответствует
давлению на входе КС. Затем по характеристике ПУ ГП-144 определяются его
максимально и минимально допустимые производительности - Qmin и Qmax. При
отличии плотности транспортируемого газа при стандартных условиях от 075
кгм3 полученные значения корректируются. По уточненным значениям
производительностей определяется потребное число ПУ таким образом чтобы
при отключении одного из аппаратов нагрузка на остальные в работе не
выходила за пределы их максимальной производительности Qmax а при работе
всех аппаратов - не выходила за пределы минимальной производительности
Qmin. При этом для любого режима работы общие потери давления на стороне
всасывания КС не должны превышать нормативную величину.
Рабочее давление пылеуловителя
[pic]- потери давления во входных технологических коммуникациях КС
одноступенчатой отчистке газа МПа;
Коэффициент зависит от плотности газа [pic]0699 кгм3 и температуры
[pic]0 оС. Коэффициент изменения производительности ПУ=091.
По характеристике циклонного пылеуловителя ГП-144 определяем:
[pic]= 18 млн. м[pic]сут.
Производительность корректируется с учетом коэффициента
изменения производительности пылеуловителей.
[pic]= 091. 17 = 1547 млн. м[pic]сут.
Находим количество пылеуловителей.
[pic]шт. принимаем 2 шт.
[pic]Принимаем 1 шт.
[pic]-[pic]= 1 – 2 шт.
Производительность при работе всех ПУ:
Q = 75 млн. м[pic]сут > Qmin = 728 млн. м[pic]сут.
Производительность ПУ при отключении одного пылеуловителя:
[pic]млн. м[pic]сут Qmax = 1547 млн. м[pic]сут.
Условия выполняются следовательно принимаем циклонные пылеуловители
марки ГП-144 в количестве n = 2 штук.
3 Подбор аппаратов воздушного охлаждения газа
Компремирование газа на КС сопровождается его нагревом.
Охлаждение газа проводится на выходе станций и осуществляется с целью:
предотвращение нарушения устойчивости и прочности труб и покрывающей их
изоляции; для предотвращения растепления грунтов многолетнемерзлых в
которых уложен газопровод обслуживаемый КС; для повышения экономичности
транспорта газа за счет уменьшения его объема при охлаждении.
Охлаждение газа осуществляется как правило в агрегатах
воздушного охлаждения (АВО). Разработка установки охлаждения газа в объеме
курсовой работы включает в себя: определение количества аппаратов
воздушного охлаждения газа разработку технологической схемы установки.
Тип АВО – 2АВГ-75с количество АВО - гидравлическим и тепловым расчетом
газопровода исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного
воздуха среднегодовой температуры грунта на глубине заложения газопровода
и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа. Полученное
количество АВО уточняется гидравлическим и тепловым расчетом газопровода
для абсолютной максимальной температуры наружного воздуха и июльской
Максимальная температура транспортируемого газа определенная в
ходе проверочного расчета не должна приводить к потере устойчивости и
прочности труб и изоляционного покрытия их. При невыполнении этого условия
количество АВО должно быть увеличено.
3.1 Исходные данные для расчета потребного количества АВО
Среднегодовая температура наружного воздуха [pic] и среднегодовая
температура грунта определяются по таблице. Оптимальная среднегодовая
температура охлаждения газа [pic] принимаются на 10-15°С выше расчетной
среднегодовой температуры наружного воздуха[pic]:
[pic]- поправка на изменчивость климатических данных принимается
3.2 Подбор оптимального типа АВО
Определение общего количества тепла подлежащего отводу от газа
где М- общее количество газа охлаждаемого на КС кгс;
[pic]- температура газа на входе в АВО равная температуре газа на
выходе компрессорных машин °С.
[pic]- оптимальная температура охлаждения газа oC.Принимается на 10-
градусов выше температуры окружающего воздуха.
3.3 Предварительное определение количества АВО
По номинальной производительности аппаратов (QАВО=196*103 кгч) и
известной производительности КС определяется потребное количество АВО m и
рассчитывается требуемые производительности одного аппарата каждого типа
по теплоотводу [pic] и по газу М1:
3.4. Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего
[pic]- общий объемный расход воздуха подаваемого всеми вентиляторами
[pic]- теплоемкость воздуха при барометрическом давлении Ра и [pic]
Предварительно принятое количество АВО остается в силе при
[pic][pic]. Если для некоторого типа АВО данное условие не соблюдается
количество аппаратов в этом случае увеличивается на один и расчет
повторяется до получения необходимого соотношения между [pic] и [pic].
3.5 Проверка принятого количества АВО по поверхности теплопередачи
где [pic]- расчетная (требуемая) поверхность теплопередачи одного
F - фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО)
увеличенная на 10% с учетом возможного выхода из строя отдельных
вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена м2;
[pic]- допустимое расхождение между [pic] и F принимаемое равным 5%
[pic]- коэффициент теплопередачи
Если условие не выполняется то расчет повторяется с измененным
- при[pic] расчетное значение [pic] уменьшают.
3.6 Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа (движение
газа в зоне квадратичного закона сопротивления).
[pic]- сумма коэффициентов местных сопротивлений АВО по ходу газа
приводимая в технической характеристике аппарата;
[pic]- плотность газа при давлении на входе в АВО и средней
температуре газа в АВО кгм3;
S - площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа м2;
d - внутренний диаметр труб м;
[pic] - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в
расчетах принимать 2·104 м) м;
l - длина труб АВО м.
Полученное значение [pic]должно удовлетворять условию:
где [pic]- нормативные потери давления в нагнетательных коммуникациях
КС равные 007. ..011 МПа в зависимости от рабочего давления газопровода
(приложение 8 [5]) МПа;
[pic]- расчетные потери давления в нагнетательных коммуникациях КС
[pic]-допустимые потери давления в АВО по ходу
1036 ≤ 12·0020 = 0018.
3.7 Определение энергетического коэффициента
Энергетический коэффициент используется для сравнения
эффективности работы теплообменной аппаратуры и представляет собой
отношение количества переданного тепла к затратам энергии на преодоление
гидравлических сопротивлений теплообменника.
где Е - энергетический коэффициент;
N- мощность затрачиваемая на преодоление сопротивлений со стороны
поверхности теплопередачи Вт;
Н- полный напор развиваемый вентиляторами АВО Па.
Основным критерием оптимальности в данном случае является минимум
приведенных затрат по установке охлаждения газа. При отсутствии
экономических данных по АВО за критерии оптимальности для ориентировочной
оценки могут быть приняты энергетический коэффициент Е и металловложения в
Окончательно принимаем АВО типа 2АВГ-75с в количестве 23 штук.

2. Введение (2).doc

Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для
транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений до
потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет
упругой энергии приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его
Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на
преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.
Компрессорные станции являются одним из основных объектов
газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех
капиталовложений в системы транспорта газа и 60% всех эксплуатационных
затрат по этим системам.
Надежность и экономичность транспорта в значительной мере
определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и
эксплуатация КС должны осуществляться с учетом современных достижений науки
и техники и проспектов развития районов расположения станций.
ТюмГНГУ гр. НТХ 03-1

111 (2).dwg

План сетей систем пожарной сигнализации и речевого оповещения.
Начальная школаnТюм. обл. ХМАО Кондинский р-н n п. Ямки.
МУП "Морткинское ЖКХ
Техническая схема компрессорной станции.
Пылеуловитель ГП.106.00.000
Газоперекачиваюший агрегат ГПА-6.3
Технологическая схема магистрального газопровода
Технологическая схема магистрального газопровода.
Аппарат воздушного охлаждения
Технологическая схема компрессорной станции
Проект газопровода Тюмень-Екатеринбург

2 Подбор основного оборудования КЦ.doc

2 Подбор основного оборудования КЦ
1Определение оптимального варианта КС
Так как производительность КС (газопровода) больше 15 млн.м3сут.
то в качестве компрессорных машин (КМ) экономичнее использовать
центробежные нагнетатели чем поршневые компрессоры – газомотокомпрессоры
После определения экономичного типа КМ для проектируемой КС
производится выявление оптимального варианта КС - т.е. определяется
оптимальная марка ГПА число и схема соединения машин данной марки
количество ступеней сжатия. Для этого из множества КМ требуемого типа
предварительно выбирается несколько машин разных марок отличающихся
подачей и степенью сжатия (или давления нагнетания). К рассмотрению
принимаются машины число которых на КС будет находиться в пределах 2 ÷ 6
для нагнетателей. При производительности КС более 15 млн.м3сут. Для
каждой марки предварительно выбранного нагнетателя рассматривается два
подварианта КС – с одноступенчатым сжатием и двухступенчатым сжатием (для
полнонапорных нагнетателей рассматривается один подвариант – с
одноступенчатым сжатием). В итоге образуется несколько вариантов из
которых нужно будет выбрать более экономичный. Для каждого варианта и
подварианта КС определяется число резервных машин (по прил.2 [4])степень
сжатия КС и удельные приведенные расходы по станции с учетом типа
привода [pic] [3]. На основе значений [pic] и [pic] рассчитывается
Центробежные нагнетатели могут приводиться электродвигателями и
газотурбинными установками (ГТУ). При удаленности КС от надежного
источника электроэнергии мене чем на 50-100 км выгоднее применять
электропривод при удаленности более 300 км – газотурбинный привод. В
интервале 50-300 км тип привода устанавливается технико-экономическим
расчетом. Вблизи КС находятся 3 источника электроэнергии удаленные от
станции на [pic]= 148 км [pic]= 273 км l3 =446 км [4].
Тип ГПА Тип ЦБН Подача Давление Давление на Давление на
млн.м[pic]нагнетания входе Рвх входе Рвх
сут [pic] МПа МПа МПа
(Iступень) (IIступень)
ГТК-10-4 370-18-I 37 75 608
ГПА-Ц-1676 НЦ-1676-13259 75 517 -
ГТН-16 Н-16-76-13370 735 536 -
СТД -12500 370-18-2 370 75 61 -
Окончательно принимается тот вариант (подвариант) КС которому
отвечает наименьшее значение комплекса (2.1).
Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле:
где Э - эксплуатационные затраты на станции тыс. руб.год;
К - капиталовложения в КС тыс. руб.;
Е - отраслевой коэффициент обратный сроку окупаемости и равный для
объектов транспорта и хранения нефти и газа 015 1год.
Эксплуатационные затраты на станции:
[pic] тыс. руб.год (2.3)
где n - число рабочих ГПА на станции;
[pic]-коэффициенты отражающие затраты связанные с ГПА и другими
системами и службами КС независимые от числа ГПА на КС.
Капиталовложения в КС:
К = (n+[pic])·[pic] тыс. руб.
В качестве примера приведем расчет приведенных затрат на КС для
ГПА типа ГТК-10-4. Остальные ГПА рассчитываются аналогично по методике
изложенной выше результаты расчетов сведем в таблице 3.
ГПА типа ГТК-10-4 2 параллельно соединенных центробежных
нагнетателя типа ЦБН –370-18-I с подачей 370 млн. м3сут.
Численные значения коэффициентов (прил.19):
аэ=710 bэ=206 сэ=458 ак=1647 bк=8278.
Одноступенчатое сжатие n=2 [pic]=1.
Э = 2·710+1·206+458 = 2084тыс. рубгод.
К = (2+1)·1647+8278 = 13219 тыс. руб.
Ск = 2084+015·13219 = 406685 тыс. рубгод.
[pic]- давление на входе в нагнетатель МПа.
=[pic]=118465 тыс. рубгод.
Расчет приведенных затрат
n [picСхема соединения
ГТК-10-4 2 1234 118465
ГТК-10-4 4 2 1509 11472
ГПА-Ц-1676 2 1 145 6542
СТД-12500 2 1 123 19409
Расчет минимума приведенных затрат типа ГПА СТД-12500 провели с
учетом строительства ЛЭП трансформаторной подстанции и стоимости
потребляемой ГПА энергии в виде электроэнергии.
Из таблицы 3 видно что наиболее оптимальным вариантом является
компрессорная станция с газоперекачивающими агрегатами типа ГПА-Ц-1676 с
ЦБН НЦ-1676-145 с использованием двух параллельно установленных
нагнетателей так как ему соответствует наименьшее значение комплекса

Титульник.doc

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Кафедра «Проектирование и эксплуатация
нефтегазопроводов и хранилищ»
ПО ДИСЦИПЛИНЕ: Проектирование и эксплуатация
«Эксплуатация газопровода в районе г. Медвежье»
НТХ 03-1 Маклакова Л.В.

Приложение 2 (3).doc

Приведенные характеристики нагнетателя ГТК-10-4

31-Г Определение оптимальной производительности.dwg

Трубопогрузчик и ящик для труб
Передний трубный ключ
Система анкерного крепления
SB-длина подсвечника
d-промежуточная глубина
L-прямолинейный участок забуривания
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА
Система обнаружения (по принципу зонд-приемник)
Протаскиваемая труба
Буровое устройство с источником энергии
Ширина лопаток на входе в рабочее колесо
Определение оптимальной производительности газопровода Тюмень-Омск
nПроизводи-nтельность
Количество ГПА АВО ПУ
Коэффициент сверхжимаемости газа Zвх.
Потребляемая мощность ND КВт.
Привиденная обьемная произв- одительность Qпр. м³мин.
Привиденные обороты (nnн)пр обмин.
Степень сжатия нагнетателя
Давление на выходе из КС Pвых МПа
Температура на выходе из КС Твых МПа
Длинна участка l км.
Длинна конечного участка lк км.
Затраты на линейную часть Кл млн.руб
Стоимость станции Кст.млн.руб
Затраты на электроэнергию и топливный газ Sэмлн.руб.
ПроизводительностьnQ млн.м³сут.
График зависимости прибыли от производительности.
Стоимость станции млн.руб.
График зависимости стоимости строительства станции от производительности.
Экономический расчет

Уренгой-Югорск. Опт. число ниток, прибыль.doc

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет
На тему: Проект газопровода Уренгой-Югорск
По дисциплине: Проектирование и эксплуатация МГН.
НТХ 03-4 Хабенко К.С.
Выбор трассы газопровода (без экономического обоснования) 4
Определение оптимального числа ниток МГ 5
1. Расчет числа КС при четырех нитках МГ 7
2. Таблица результатов расчетов числа станций при 5-ти и 7-ми нитках МГ.
3. Расчет прибыли от транспорта газа при 4-ех нитках
4. Таблица результатов расчетов прибыли от транспорта газа при 5-ти и 7-
Расстановка КС по трассе газопровода .11
Определение количества ГПА АВО и ПУ . ..12
Расчет режима работы МГ 14
Список используемой литературы ..15
Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных а в
случае транспорта газообразных веществ- единственным видом транспорта.
Сдругой 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.
Надежность работы обеспечивается соблюдением рекомендаций нормативных
документов при проектировании и эксплуатации трубопроводов (строительных
норм и правил норм технологического проектирования и правил эксплуатации).
Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и
оборудования и рациональности их использования.
Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно
увеличивается осуществляются модернизация и техническое перевооружение
ранее построенных трубопроводов внедряются современные средства связи и
управления совершенствуются технологии.
Выбор трассы газопровода (без экономического обоснования).
Исходные данные из задания на курсовой проект:
Производительность Qг= 130 млрд м3год;
Внутренний диаметр D=1400мм;
Давление на выходе КС P1=60 МПа;
Давление на входе КС Рн=53 МПа;
Давление перед пунктом назначения Рк=20 МПа;
Температура на входе КС Тн=273 К;
Недостающими исходными данными являются протяженность нефтепровода L
а так же относительная плотность газа по воздуху . С помощью атласа
учитывая транспортную развязку определяем что L=840 км а =0561 [лит-ра
Определение оптимального числа ниток МГ.
Для того чтобы определить оптимальное число ниток МГ необходимо
сравнить несколько вариантов. Нужно посчитать прибыль от транспорта газа
при различном количестве ниток МГ. Максимальная прибыль и будет
соответствовать оптимальному числу ниток МГ.
Чтобы рассчитать прибыль от транспорта газа необходимо знать количество
КС МГ. Для определения количества КС МГ нужно знать расстояния между
Расстояние между КС рассчитывается по формуле:
l=(P12-PH2)D51050872Qp2λpzT где
Р1-давление на выходе КС Р1=735 МПа (по условию);
Рн-давление на входе КС Рн=53 МПа (по условию);
D-внутренний диаметр трубопровода D=1400мм (по условию);
Qp-производительность одной нитки МГ млн м3сут;
-относительная плотность газа по воздуху =0561 [лит-ра 4];
Т-средняя температура газа в участке К;
z-коэф-т сжимаемости газа;
λp-коэф-т гидравлического сопротивления.
Таким образом необходимо рассчитать коэф-т сжимаемости газа и коэф-т
гидравлического сопротивления.
Для этого рассчитаем сначала температуру газа на выходе КС Т1 [лит-ра
н-степень сжатия КС н=14 (хар-ка ГПА);
п-КПД политропический п=083 (хар-ка ГПА);
k-коэф-т адиабаты k=12 [лит-ра 1];
Тн-температура на входе КС;
Т1-температура на выходе КС.
Т1=273*14(12-1)12*083=29402 К
Определим среднее давление в участке [лит-ра 8]:
Рср=2*(Р1абс+Рнабс2(Р1абс+Рнабс))3 где
Р1абс-абсолютное давление на выходе КС Р1абс=Р1+01=745 МПа [лит-ра
Рнабс-абсолютное давление на входе КС Рнабс=Р2+01=54 МПа [лит-ра 8];
Рср-среднее давление в участке.
Рср=2*(745+542(745+54))3=648 МПа.
Определим среднюю температуру в участке: [лит-ра 8]:
Тср=294023+2*2733=28001 К.
Определим физические св-ва газа [лит-ра 8]:
ρст=1205=1205*0561=0676 кгм3.
Определим критические значения температуры и давления [лит-ра 8]:
Ркр=01775(26831- ρст)=01775*(26831-0676)=45 МПа;
Ткр=15524(0564+ ρст)=15524*(0564+0676)=1925 К.
Определим приведенные значения давления и температуры [лит-ра 8]:
Рпр=РсрРкр=64845=144;
Тпр=ТсрТкр=280011925=145.
Найдем значение температурного коэф-та [лит-ра 8]:
=1-168Тпр+078Тпр2+00107Тпр3=-1436+164+0033=0237
Определим коэф-т сжимаемости газа [лит-ра 8]:
z=1-(00241Рпр )=1-(00241*1440237)=0854
Определим динамическую вязкость газа [лит-ра 8]:
=51*10-6(1+ ρст(11-025 ρст))(0037+Тпр(1-0104Тпр)(1+Рпр230(Тпр-
))=831*10-6*127*115=1214*10-6 Па с
Определим переходное значение производительности [лит-ра 8]:
Qп=133*106*D25* =133*106*14225*1214*10-60561=614 млн м3сут.
Суточная пропускная способность МГ равна [лит-ра 5]:
Qсут=Qг103365kпо где
Qг-годовая производительность МГ млрд м3год;
kпо-оценочный коэффициент использования пропускной способности:
kро –коэф-т расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей
kт –коэф-т экстремальных температур kт=098[лит-ра 1] ;
kн –коэф-т надежности МГ kн=099[лит-ра 1].
kпо=095*098*099=092.
Qсут=130*103365*092=3871 млн м3сут.
Значение коэффициента гидровлического сопротивления λp будет меняться
в зависимости от Qр т.е. в зависимости от числа ниток МГ.
Ориентируясь на рекомендуемые параметры МГ [лит-ра 4] рассчитаем МГ при
-ех 5-и 6-ти и 7-и нитках.
1.Расчет числа КС при четырех нитках МГ.
Определим рабочую производительность одной нитки:
Qсут-суточная производительность МГ;
Qр-рабочая производительность одной нитки МГ.
Qр=38714=968 млн м3сут.
Определим коэф-т гидравлического сопротивления [лит-ра 8]. Т.к.
значение Qр=968 млн м3сут больше значения Qп=614 млн м3сут то режим
течения газа квадратичный.Тогда
D-внутренний диаметр трубопровода мм;
λ-коэф-т гидравлического сопротивления.
λ=003817140002=0009.
Определим расчетный коэффициент гидравлического сопротивления:
λ-коэф-т гидравлического сопротивления;
λр-расчетный коэф-т гидравлического сопротивления
Е-коэф-т гидравлической эффективности участка Е=095 (по ОНТП).
Определим расстояние между станциями [лит-ра 5]:
l=(P12-PH2)D51050872Qp2λpzT=(7352-
2)*142*10508729682*001*0854*28001*0561=447км.
Конечный участок будет в α раз длиннее [лит-ра 5]:
α=Р12-Рк2Р12-Рн2=7352-227352-532=193.
Определим длину конечного участка:
lк-длина конечного участка МГ.
Определим число станций [лит-ра 5]:
L-протяженность МГ км
l-расстояние между КС км
lк-длина конечного участка км
nст=(840-863)447-1=159 принимаем nст=16 [лит-ра 5].
Расчеты числа станций при 5-ти и 7-ми нитках аналогичны
вышеприведенному по-этому занесем их результаты в таблицу.
2.Таблица результатов расчетов числа станций при 5-ти и 7-ми нитках МГ.
Число ниток λp Q млн l км lк км nст
При 7-ми нитках МГ значение рабочей производительности меньше значения
переходной производительности т.е. газ течет в зоне смешанного трения.
Значение λp рассчитывается следующим образом.
Re=1474Qp ρстD=1474*553*06761214*10-6*14=32420715
λ=0067(158Re+2kD)02 где
k-эквивалентная шероховатость труб k=003мм;
λ =0067*(15832420715+2*00314)02=004.
Теперь рассчитаем прибыль от транспорта газа при выбранных количествах
3.Расчет прибыли от транспорта газа при 4-ех нитках МГ.
Прибыль от транспорта газа рассчитывается по формуле [лит-ра 6]:
Пр=Т QL-αлКл- αстКст-Sэ где
Пр-чистая прибыль от транспорта газа тыс. руб;
Т-тариф на транспорт газа по МГ Т=8руб(тыс м3100км);
Q-годовая производительность МН Q=130000тыс м3год;
αл αст-коэфициент амортизационных отчислений соответственно от линейной
части и НПС αл=0037; αст=0095;
Кл Кст-капитальные затраты на сооружение линейной части и НПС МН тыс руб;
Sэ-стоймость топлива тыс руб.
Цена топливного газа равна ст=65 рубтыс м3 [лит-ра 6] тогда
Sэ=стQ=65*130000=8450тыс руб.
Капитальные затраты на сооружение линейной части рассчитываются по
сл-стоймость строительства одного километра трубопровода сл=204531тыс
kp-районный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ kp=28
kт-топографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ
Кл=204531*840*28*17=82*107 тыс руб;
n-количество КС на МГ n=16;
сст-стоймость строительства одной КС
k0-стоймость строительства одной КС независящая от числа ГПА =33700 тыс
kn- стоймость строительства одной КС зависящая от числа ГПА; =35600 тыс
n-кол-во ГПА установленных на КС.
Qгпа-производительность ГПА типа ГПА-Ц-16 Qгпа =3259млн м3сут.
n=9683259=297 принимаем 3 агрегата+1 резервный т.е. 4 ГПА на КС.
сст=33700+35600*4=176100 тыс руб
Кст=176100*16*28*17=13*107 тыс руб.
Пр=8*840*130000-0037*82*107-0095*13*107-8450=869322550тыс руб.
Расчеты прибыли от транспорта газа при 5-ти и 7-ми нитках МГ
аналогичны вышеприведенному по-этому занесем результаты в таблицу.
4.Таблица результатов расчетов прибыли от транспорта газа при 5-ти и 7-ми
Число нитокКл тыс рубnгпа сст тыс Ксттыс рубПр тыс руб
102*108 4 176100 1006*107 868861850
122*108 3 140500 535*106 868569300
142*108 3 140500 234*107 866114550
Таким образом наибольшую прибыль получим если данный газопровод будет
состоять из 4-ех ниток. Т.е. оптимальное число ниток МГ равно четырем.
Расстановка КС по трассе газопровода.
Расстояния между КС в нашем случае равны уточним эти расстояния по
n-принятое число КС МГ (при оптимальном числе ниток МГ);
α-коэф-т показывающий во сколько раз конечный отрезок МГ длиннее
l=840(16-1+193)=496км.
Уточним длину конечного отрезка МГ [лит-ра 5]:
lk-длина конечного отрезка МГ км.
lk=840-496*(16-1)=96км.
Таким образом расстояния между КС МГ равны 496км а длина конечного
участка МГ равна 96км.
Определение количества ГПА АВО и ПУ.
Количество ГПА определили в ходе расчета прибыли от транспорта газа
при оптимальном числе ниток МГ (стр. 10 ). Т.е. 3 основных
газоперекачивающих агрегата и 1 резервный.
Определим количество АВО на КС [лит-ра 9]:
nаво-количество аппаратов воздушного охлаждения на КС;
Qр-рабочая производительность одной нитки МГ млн м3сут;
Qаво-производительность АВО млн м3сут.
Массовая производительность АВО типа 2АВГ-75с Маво=196кгс [лит-ра
Qаво=24*3600*Маво ρст106 где
Маво-массовая производительность АВО типа 2АВГ-75с кгс;
Qаво=24*3600*1960676*106=251млн м3сут.
Рассчитаем количество АВО на КС:
nаво=968251=39 принимаем 4 аппарата воздушного охлаждения газа.
Определим количество ПУ на КС [лит-ра 9]:
nпу-количество пылеуловителей на КС;
Qпу-производительность ПУ Qпу=18 млн м3сут [лит-ра 9].
nпу=96818=54 принимаем 6 пылеуловителей.
Проверим правильность принятого количества ПУ. В случае работы всех ПУ
КС и в случае выхода из строя одного ПУ производительность ПУ не должна
выходить за пределы Qmax и Qmin.
В случае работы всех ПУ производительность одного ПУ будет равна:
Qp- рабочая производительность одной нитки МГ млн м3сут;
nпу-принятое количество ПУ на КС.
Qпу min=9686=161млн м3сут что не выходит за пределы Qmin=16млн м3сут
В случае выхода из строя одного ПУ производительность одного ПУ будет
Qпуmax =Qp(nпу-1) где
Qпу max-производительность одного ПУ при выходе из строя одного ПУ на КС
Qпу min=968(6-1)=1936млн м3сут что не выходит за пределы Qmax=20млн
Таким образом количество ПУ на КС равно шести.
Расчет режима работы МГ.
Расчет режима работы МГ подразумевает определение давления и
температуры на входе и выходе КС.
Температура на входе КС Тн=273 К (по условию) температура на выходе КС
Т1=29402 К рассчитана в ходе расчета оптимального числа ниток МГ (стр. 5).
Давление на входе КС Рн=53 МПа (по условию) давление на выходе КС
Р1=735 МПа (по условию) давление перед пунктом назначения Рк=20 МПа (по
Регулировать условные данные необходимости нет т.к. степень сжатия КС
при этом равна [лит-ра 5]:
А данная степень сжатия КС соответствует зоне максимального КПД ГПА.
Список используемой литеретуры:
Альбом характеристик центробежных нагнетателей. М. Мингазпром 1985.
Волков М.М. Михеев А.А. Конев К.А. Справочник работника газовой
промышленности. М.: Недра 1989.
Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы: Учебное пособие Тюмень: Тюм
Зубарев В.Г. Методические указания по дисциплине «Проектирование и
эксплуатация магистральных газопроводов» для курсового проектирования.2006.
Земенков Ю.Д. Кутузова Т.Т. Потемина Т.Т. Дипломное и курсовое
проектирование. Методические указания по выполнению и оформлению курсовых и
дипломных проектов для студентов специальности 130501 2005.
Зубарев В.Г. МУ к лабораторным и практическим занятиям с использованием
ЭВМ по по дисциплине «Проектирование и эксплуатация магистральных
газопроводов» для студентов специальности 090701.
Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций.
Приложения к методическим указаниям по курсовому проектированию для
студентов специальности 0907. 2004..
Проект газопровода Уренгой-Югорск
Выбор трассы газопровода (без экономического обоснования)
Определение оптимального числа ниток МГ
Таблица результатов расчетов прибыли
Расчет прибыли от транспорта газа при 4-ех нитках МГ.
Таблица результатов расчетов числа станций
Расчет числа КС при четырех нитках МГ.
Список используемой литературы
Расстановка КС по трассе МГ

А1 (2).dwg

Q=2757 млн.м кубсут.

Введение.doc

Компрессорные станции (КС) предназначены для повышения давления и
перекачки газа по магистральному газопроводу. Они служат управляющим
элементом в комплексе сооружений входящих в магистральный газопровод.
Практически именно параметрами работы КС определяется режим работы
газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода
при колебаниях потребления газа максимально использовать аккумулирующую
способность газопровода.
В газовой промышленности в качестве газоперекачивающих агрегатов (ГПА)
на магистральных газопроводах применяют центробежные нагнетатели с
приводом от газовой турбины или электродвигателя. Поршневые газо-
мотокомпрессоры используют на станциях подземного хранения газа.
Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены
для транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений
до потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет
упругой энергии приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его
Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на
преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.
Компрессорные станции являются одним из основных объектов
газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех
капиталовложений в системы транспорта газа и 60% всех эксплуатационных
затрат по этим системам.
Надежность и экономичность транспорта в значительной мере
определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и
эксплуатация КС должны осуществляться с учетом современных достижений
науки и техники и проспектов развития районов расположения станций.

Задание.doc

Задание (Вариант 50-Г)
Выполнить проект КС производительностью Q = 215 млрд. м[pic]год
расположенной в районе города Тюмень и предназначенной для транспорта газа
с месторождения Заполярное по трубопроводу диаметром D = 1420 мм и
протяженностью L =3000 км.
Вблизи КС находится n = 3 источников электроэнергии удаленных от
станции на расстояние l1 = 148 км l2 = 273 км и l3=446 км.
Состав и характеристика газа месторождения
Состав газа по объему % плотность
CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 CO2 N2+РЕДК
Температура грунта на глубине заложения газопровода
среднегодовая: +55°С
максимальная: +15°С.
Температура наружного воздуха:
среднегодовая: +08°С.
максимальная: +172 °С.

32-Г. Опт. число ниток Уренгой-Югорск.doc

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет
На тему: Определение оптимального числа ниток газопровода Уренгой-Югорск
По дисциплине: Проектирование и эксплуатация МГН.
НТХ 03-5 Березюк Т.В.
Выбор трассы газопровода 4
Определение количества ГПА АВО и ПУ 5
1. Определение количества ГПА АВО и ПУ при 2-х нитках 5
2. Определение количества ГПА АВО и ПУпри при 2-х3-х и 4-х
Определение количества КС 8
1. Расчет КС при 2-х нитках 8
1.1. Расчет физических свойств газа
1.2. Расчет степени сжатия давления и температуры на
2. Определение количества КС при 2-х нитках
3. Определение количества КС при 2-х3-х и 4-х нитках
Экономический расчет
1. Расчет прибыли от транспорта газа при 2-х нитках
2. Расчет прибыли от транспорта газа при 2-х3-х и 4-х нитках.
3. Выбор оптимальной производительности газопровода
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.
Надежность работы обеспечивается соблюдением рекомендаций нормативных
документов при проектировании и эксплуатации трубопроводов (строительных
норм и правил норм технологического проектирования и правил эксплуатации).
Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и
оборудования и рациональности их использования.
Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно
увеличивается осуществляются модернизация и техническое перевооружение
ранее построенных трубопроводов внедряются современные средства связи и
управления совершенствуются технологии.
Выбор трассы газопровода.
Исходные данные из задания на курсовой проект:
Производительность Qг= 50 млрд м3год;
Внутренний диаметр D=1200мм;
Давление на выходе КС P1=735 МПа;
Давление на входе КС Рн=53 МПа;
Давление перед пунктом назначения Рк=50 МПа;
Температура на входе КС Тн=273 К;
Недостающими исходными данными являются протяженность нефтепровода L
а так же относительная плотность газа по воздуху . С помощью атласа
учитывая транспортную развязку определяем что L=840 км а =0561 [лит-ра
Температура в районе прохождения трассы Уренгой-Сургут:
Среднемесячная температура грунта на глубине заложения трубопровода в марте
Среднемесячная температура воздуха в марте Та=-6 оС;
Определение количества ГПА АВО и ПУ.
1. Определение количества ГПА АВО и ПУ при 2-х нитках
Для начала определим Qсут.
Суточная пропускная способность МГ равна:
Где Qг-годовая производительность МГ млрд м3год;
kпо-оценочный коэффициент использования пропускной способности:
где kро –коэф-т расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей
kт –коэф-т экстремальных температур kт=098[5] ;
kн –коэф-т надежности МГ принимается в зависимости от
протяженности трубопровода и его диаметра L=840 км D=1200мм
kпо=095*098*099=092.
Затем определим рабочую производительность одной нитки:
где n-число ниток МГ;
Qсут-суточная производительность МГ;
Qр-рабочая производительность одной нитки МГ.
Количество ГПА установленных на КС определяется пункте 5.1.2.
Определим количество АВО на КС:
где nаво-количество аппаратов воздушного охлаждения на КС;
Q-производительность МГ млн м3сут;
Qаво-производительность АВО млн м3сут.
Массовая производительность АВО типа 2АВГ-75с Маво=54кгс [лит-ра 9]
где Qаво-производительность АВО млн м3сут.
Маво-массовая производительность АВО типа 2АВГ-75с кгс;
Тогда [pic]=12050561=0676
Рассчитаем количество АВО на КС:
nаво =1077 принимаем 11 аппаратов воздушного охлаждения газа.
Определим количество ПУ на КС:
где nпу-количество пылеуловителей на КС;
Qпу-производительность ПУ Qпу=18 млн м3сут [лит-ра 9].
Принимаем 5 пылеуловителей.
2. Определение количества ГПА АВО и ПУ при 3-х и 4-х нитках
Рачет ведется аналогично пункту 4.1. Результаты расчетов заведем в общую
Кол-во ГПА АВО ПУ при 2-х 3-х и 4-х нитках.
Количество ниток ГПА АВО ПУ
Определение количества КС.
Прежде чем начать расчет числа КС нужно провести расчет потребляемой
мощности на КС степени сжатия и давления на выходе.
1. Расчет КС при 2-х нитках
1.1. Расчет физических свойств газа.
Физические свойства рассчитываем при условиях входа в нагнетатель по [5]
стр.13. Базовой величиной является плотность газа при стандартных условиях:
Т=27315К и Р=01013 МПа.
Учитывая что относительная плотность газа Δ определяется соотношением
Плотность газа при стандартных условиях определится следующей
[pic] - плотность газа и воздуха при стандартных условиях.
Плотность газа при любых значениях давления и температуры определяется из
уравнения состояния газа
где Р - давление газа на входе в нагнетатель Па;
V = 1 ρ - удельный объем газа м3 кг;
Т - температура газа на входе в нагнетатель К;
R - газовая постоянная Дж (кг К)
Температуру газа на входе в нагнетатель Т2 по заданию принимаем равной
Примем атмосферное давление Ра = 01 МПа тогда давление газа перед КС
В условиях МГ сжимаемость реального газа больше сжимаемости идеального
газа и поэтому коэффициент сжимаемости всегда меньше единицы. Повышение
давления и снижение температуры сопровождается уменьшением коэффициента
сжимаемости газа. Для определения z рекомендуется следующая зависимость.
С достаточной для инженерных расчетов точностью коэффициент
сжимаемости газа можно определить с помощью зависимости:
где - функция учитывающая влияние температуры
где Рпр = Р Ркр - приведенное давление газа;
Тпр = Т ТКР - приведенная температура газа;
где Ркр - критическое давление газа МПа;
Ткр - критическая температура газа К.
Р Т - значения давления и температуры газа.
РКР и ТКР - критические значения давления и температуры газа
характеризующие возможность перехода газа в жидкость.
Критические значения давления и температуры газа выражаются через
плотность газа при стандартных условиях
Значения Тпр Рпр и z находим для условий входа (Р2в=54 МПа
Т2в=273 К) в нагнетатель
1.2. Расчет степени сжатия давления и температуры на выходе из КС при 2-
Давление является основным параметром по которому контролируется режим
работы трубопровода.
Степень сжатия станции по [5] стр.15 составит:
Учитывая потери во входном и выходном коллекторах степень сжатия
должна быть более высокой:
где ΔРн потери давления в выходном коллекторе КС.
ΔРа – потери давления в аппаратах воздушного охлаждения. Принимаем по
[5] приложение 3: ΔРн =011 МПа ΔРа=00588 Мпа.
Располагаемую мощность ГПА-Ц-16 находим из [9] стр.8:
где [pic]номинальная мощность ГТУ КВт. Принимаем по [1] прил.4
[pic]– коэффициент учитывающий влияние температуры наружного
[pic]– коэффициент учитывающий влияние системы утилизации тепла
[pic]– коэффициент учитывающий влияние противообледенительной
системы. Коэффициент [pic] принимается равным 1 при отсутствии
противообледенительной системы.
[pic]– расчетное давление наружного воздуха
[pic] и [pic] – расчетная и номинальная температура воздуха на
где [pic]– средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период
[pic]– поправка на изменчивость климатических параметров и местный
подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ.
Принимаем по [10] след. величины: [p [p
[p [p [p [p [pic]=5К.
[pic]принимаем по приложению 1 [5] равную 267 К
Из газодинамической характеристики нагнетателя ГПА-Ц-16
(приложение 1) для получения максимальной степени сжатия на выходе КС
принимаем приведённую производительность Qпр.=415 м3мин. которая
соответствует безпомпажному режиму работы но при этом учитываем чтобы
наша станция развивала требуемую суточную производительность.
Проверим удаленность режима работы нагнетателя от границы помпажа.
Нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении
где [pic]– минимальное значение из приведенной характеристики.
Из [5] стр.15 потребляемая мощность nD определяется из уравнения:
[pic]- механический кпд ГТУ. По [1]прил.4 принимаем [pic]=099.
Из условия [pic] ([5]стр.15) принимаем [pic]. Тогда:
Найдем отношение фактической частоты n к номинальной частоте вращения
ротора нагнетателя nн при [pic] из уравнения внутренней мощности
где [pic]– приведенная мощность нагнетателя КВт. Для [pic]=415 м3мин из
газодинамической характеристики [p
где [pic]– плотность газа при условиях входа в нагнетатель кгм3.
Из [5] прил.4 nн = 4800 обмин;
[pic] – фактическая частота оборотов ротора нагнетателя.
Приведенную частоту вращения рабочего колеса ЦН находим из:
где [pic]приведенные параметры нагнетателя. Из газодинамической
характеристики нагнетателя ГПА-Ц-16 (приложение 1)
Степень сжатия ЦН [pic] определяем при [pic]= 415 м3мин.
Коммерческую производительность ЦН [pic]определим из уравнения
производительности ЦН при стандартных условиях [pic] ([5] стр.17):
Из уравнения (3.24):
Производительность при стандартных условиях[pic]будет определяться как:
Примем количество рабочих ГПА n=2 то коммерческая производительность
станции [pic]будет определяться как:
Газ поступающий на КС с температурой Т2 при компримировании
нагревается до температуры Тн:
Давление и температура на выходе:
Рвых=742 МПа. Твых.=29327 К
2. Определение количества КС при 2-х нитках.
Для определения количества КС МГ нужно знать расстояния между станциями.
Расстояние между КС рассчитывается по формуле:
Р1-давление на выходе КС Р1=742 МПа (см. пункт 5.1.);
Рн-давление на входе КС Рн=54 МПа (по условию);
D-внутренний диаметр трубопровода D=1200мм (по условию);
-относительная плотность газа по воздуху =0561 [4];
Т-средняя температура газа в участке К;
z-коэф-т сжимаемости газа;
λp-коэф-т гидравлического сопротивления.
Таким образом необходимо рассчитать коэф-т сжимаемости газа и коэф-т
гидравлического сопротивления.
Так как температура воздуха в районе проектирования трубопровода равна
Та=273 К то температура газа на выходе из каждой КС (т.к. расстояния
между КС принимаем одинаковыми) будет на 10-15 К выше и будет равна Т1=283
Теперь определим физические свойства газа:
Р2-давление на входе КС Р2=54 МПа (по условию);
Где Т2-температура на входе каждой КС т.к. расстояния между КС принимаем
Т1-температура на выходе КС.
Другие расчеты ведутся аналогично пункту 5.1.1.
Результаты расчетов занесем в табл. 2:
Физические свойства газа
Для определения динамической вязкости газа ОНТП рекомендуется следующая
Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной
производительности Qп
Q>Qп следовательно газ течет при квадратичном режиме.
Тогда при эквивалентной шероховатости kэ=003мм
где D – внутренний диаметр труб мм.
Расчетное значение λр
где Е – коэффициент гидравлической эффективности участка.
В соответствии с ОНТП при регулярной очистке газопровода примем Е=095
Определим расстояние между станциями:
Конечный участок будет в α раз длиннее:
Рк-конечное давление Рк=51 МПа (по условию);
Определим длину конечного участка:
lк-длина конечного участка МГ.
lк=90521122=10155 км..
Определим число станций:
L-протяженность МГ L=840 км
l-расстояние между КС l=9052 км
lк-длина конечного участка lk =10155 км.
Принимаем nст=8 [5].
3. Определение числа КС при 3-х и 4-х нитках.
Расчет ведется аналогично пункту 5.1 и 5.2.
При 4-х нитках МГ значение рабочей производительности меньше значения
переходной производительности т.е. газ течет в зоне смешанного трения.
Значение λp рассчитывается следующим образом.
k-эквивалентная шероховатость труб k=003мм;
Следующие расчеты ведутся аналогично пункту 5.1 и 5.2. общие результаты
расчетов занесем в табл.3
Определение числа КС при 2-х3-х и 4-х нитках.
Параметры 2 нитки 3 нитки 4 нитки
Zвх. 0871 0871 0871
NDКВт 15000 10000 8000
Qпр. м3мин.415 330 330
(nnн)пр. 096 084 078
Qст. 7431 4954 3716
Рвых. МПа 742 699 672
Твых. К 29327 28863 28562
l км 9052 15387 21657
lК км 10155 17853 25929
Для того чтобы определить оптимальное число ниток МГ необходимо
сравнить несколько вариантов. Нужно посчитать прибыль от транспорта газа
при различном количестве ниток МГ. Максимальная прибыль и будет
соответствовать оптимальному числу ниток МГ.
Чтобы рассчитать прибыль от транспорта газа необходимо знать количество
1. Расчет прибыли от транспорта газа при 2-х нитках.
Прибыль от транспорта газа рассчитывается по формуле:
Пр=Т QL-αлКл- αстКст-Sэ (6.1)
где Пр - чистая прибыль от транспорта газа тыс. руб;
Т-тариф на транспорт газа по МГ Т=8руб(тыс м3100км);
Q-годовая производительность МН млн м3год;
αл αст-коэфициент амортизационных отчислений соответственно от
части и НПС αл=00375; αст=0095;[6].
Кл Кст-капитальные затраты на сооружение линейной части и НПС МН
Sэ-стоймость электроэнергии и топливного газа тыс руб.
Затраты на электроэнергию и топливный газ:
где Sтг - стоимость топливного газа млн. рубгод;
Sэл - стоимость электроэнергии млн. рубгод.
где стг-цена топливного газа стг=70 рубтыс м3 [6];
Qтг-расход топливного газа за анализируемый период.
где ND-мощность привода нагнетателя кВт;
T0-число рабочих дней в году Т0=349 [1];
T-КПД двигателя T=029 [6];
QH-удельная теплота сгорания QH=33080 кДжм3 [4];
м-механический КПД нагнетателя м=099 [4];
Sтг=4614470=323 млн руб;
Стоимость электроэнергии рассчитывается следующим образом:
Sэл = Сэл1Nзn + Сэл2ND T
где Сэл1 – тариф на заявленную мощность Сэл1 =300 руб. КВт мес [1].
Nз – заявленная мощность КС Nз =nвент Nвент.
Nвент.- мощность потребляемая одним электродвигателем вра
щающимn вентилятор КВт; Nв = 71 КВт [6];
nвент – кол-во работающих вентиляторов.
n – кол-во месяцев анализируемого периода мес.
Сэл2 - тариф на потребляемую энергию Сэл2 =025 КВт мес [1].
ND - потребляемая мощность КВт.
T – продолжительность анализируемого периода час. T =8760 час.
Чтобы рассчитать стоймость электроэнергии для АВО необходимо определить
число вентиляторов АВО на КС.
Сначала определим теплоемкость газа при условиях АВО:
где Т1 - предполагаемая температура газа на выходе КС К;
Тн - температура газа на выходе нагнетателей К. Оптимальная
температура на выходе из КС на 10-15 градусов выше атмосферной т.е. Тн=283
Зададимся точностью определения температуры в 01 К.
Массовый расход равен:
где Q –суточная производительность станции млн. м3сут.
Определим массовый расход газа одного АВО:
Определим Q0 -теоретический теплосъем с одного АВО при двух работающих
вентиляторах. Для АВО 2АВГ-75с Q0 можно определить из зависимости:
где Q0 – теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах кВт;
ТА – температура воздуха ТА=267 К;
G1 - массовый расход одного АВО кгс.
Для определения схемы работы удобно воспользоваться величиной среднего
коэффициента эффективности:
где п - количество работающих на КС АВО;
G – массовый расход всех АВО кгс;
В зависимости от величины kСР возможны следующие варианты:
где п2 п1 п0 - количество АВО работающих с 21 и 0 вентиляторов.
Количество работающих вентиляторов для реализации заданной
температуры на выходе КС определяется из
где [pic] [pic] [pic] - коэффициенты тепловой эффективности АВО при
и 0 работающих вентиляторах. Значения коэффициентов kA2[pic] и [pic]
определяются по результатам эксплуатации АВО. В первом приближении можно
принять [pic] [pic] = 060 [pic] = 020.
Принимая во внимание что при регулировании температуры сначала
отключают поочередно по одному вентилятору на всех АВО и только после этого
начинают отключение вторых в сумме уравнения никогда не будет больше двух
Зададимся n2=4 и n1=5 тогда имеем:
что соответствует необходимой температуре охлаждения газа с допустимой
Из расчетов видно что в работе участвуют 13 вентиляторов.
Sэл = 300137112 + 025150008760=3617 млн.руб.
Тогда затраты на электроэнергию и топливный газ:
Sэ=323+3617=394 млн руб
Капитальные затраты на сооружение линейной части рассчитываются по формуле:
где сл-стоймость строительства одного километра трубопровода для
D=1200мм сл=35792 тыс рубкм; [6].
L-длина МГ L=840 км;
kp-районный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ
kт-топографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации
Кл=357928402817=14311 млн руб;
Капитальные затраты на сооружение КС:
где n-количество КС на МГ n=8;
сст-стоймость строительства одной КС
где k0-стоймость строительства одной КС независящая от числа ГПА для ГПА-
Ц-16 k0=35600 тыс руб [6].
kn- стоймость строительства одной КС зависящая от числа ГПА; Для
ГПА-Ц-16 kn =33700 тыс руб [6].
n-кол-во ГПА установленных на КС.
сст=33700+356003=1405 млн руб
Кст=1405 82817=535024 млн руб.
Пр=884025000-003714311103-0095535024103-394103=890327 млн руб.
2. Экономический расчет при 2-х и 3-х нитках
Расчет ведется аналогично пункту 6.1. общие результаты расчетов занесем в
Экономический расчет при 2-х3-х и 4-х нитках
Количество ниток Кл млн Sэ млн сст млн Кстмлн Пр млн руб
3. Выбор оптимальной производительности газопровода Тюмень-Омск.
По табл. 4 построим график прибыли в зависимости от производительности.
Таким образом наибольшую прибыль получим при числе ниток газопровода
равное 4. Дальнейшее увеличение ниток нецелесообразно. Т.к. рекомендуемое
количество ниток при Qгод =50 млрд.м3сут равно 23 и 4.[4]. Также
суточная производительность получится меньше номинальной производительности
Qсут. =2973 млн.м3сут.
QГПА. =3259 млн.м3сут.
Альбом характеристик центробежных нагнетателей. М. Мингазпром 1985.
Волков М.М. Михеев А.А. Конев К.А. Справочник работника газовой
промышленности. М.: Недра 1989.
Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы: Учебное пособие Тюмень: Тюм
Зубарев В.Г. Методические указания по дисциплине «Проектирование и
эксплуатация магистральных газопроводов» для курсового проектирования.2006.
Земенков Ю.Д. Кутузова Т.Т. Потемина Т.Т. Дипломное и курсовое
проектирование. Методические указания по выполнению и оформлению курсовых и
дипломных проектов для студентов специальности 130501 2005.
Зубарев В.Г. МУ к лабораторным и практическим занятиям с использованием
ЭВМ по по дисциплине «Проектирование и эксплуатация магистральных
газопроводов» для студентов специальности 090701.
Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций.
Приложения к методическим указаниям по курсовому проектированию для
студентов специальности 0907. 2004..
«Эксплуатация магистральных газопроводов» (второе издание перераб.
доп.). Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова.- Тюмень «Вектор Бук» 2003
Определение оптимального числа ниток газопровода Уренгой-Югорск
Выбор трассы газопровода (без экономического обоснования)
Определение количества КС при 2-х нитках
Экономический расчет расчет прибыли при 2-х нитках
Определение количества КС при 2-х нитках.
Определение кол-ва ГПА АВО ПУ при 2-х нитках
Расчет физических свойств газа
Определение количества ГПА АВО и ПУ при 2-х нитках
Расчет КС при 2-х нитках
Расчет степени сжатия давления и температуры на выходе из КС при 2-х
Расчет степени сжатия давления и температуры на выходе
Выбор оптимального числа ниток
Определение кол-ва ГПА АВО ПУ при 2-х3-х и 4-х нитках
Экономический расчет расчет прибыли при 2-х 3-х и 4-х нитках

Приложение 1 (2).doc

Характеристика циклонного пылеуловителя ГП-144

4 Подбор основного оборудования.doc

4 Подбор основного оборудования
1 Подбор пылеуловителей
Установка очистки газа предназначена для очистки поступающего на
КС газа от твердых и жидких примесей и предотвращения тем самым
загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов станции.
Очистка газа на установках проводится как правило в одну
ступень - в пылеуловителях (ПУ). В ряде случаев применяется
двухступенчатая очистка газа с использованием на второй ступени фильтров-
сепараторов; подобная очистка предусматривается преимущественно на каждой
-5 КС и практикуется в основном после участков газопроводов с повышенной
вероятностью аварий а также после подводных переходов протяженностью
более 500 метров подверженным относительно частым ремонтам и загрязнению.
В данном курсовом проекте рассматривается одноступенчатая очистка газа в
ПУ. В качестве ПУ на КС применяются аппараты двух типов - масляные и
циклонные. Очистка газа от примесей в масляных ПУ осуществляется в
результате контакта газа с маслом в нижней части ПУ и оседания твердых и
жидких включений на поверхности масла. В циклонных ПУ освобождение газа от
примесей производится с помощью сил создаваемых в аппаратах за счет их
особой конструкции. Преимущественное применение в настоящее время находят
аппараты циклонного типа. Расчет потребного количества циклонных ПУ для
установок очистки газа на КС производится на основе характеристик данных
аппаратов и выполняется в следующей последовательности.
Первоначально уточняется рабочее давление ПУ. Оно соответствует
давлению на входе КС. Затем по характеристике аппарата определяются его
максимально и минимально допустимые производительности - [pic] и [pic].
При отличии плотности транспортируемого газа при стандартных условиях от
5 кгм3 полученные значения корректируются по приложению. По
уточненным значениям производительностей определяется потребное число ПУ
таким образом чтобы при отключении одного из аппаратов нагрузка на
остальные в работе не выходила за пределы их максимальной
производительности[pic] а при работе всех аппаратов - не выходила за
пределы минимальной производительности [pic]. При этом для любого режима
работы общие потери давления на стороне всасывания КС не должны превышать
нормативную величину.
1.1 Расчет потребного количества циклонных ПУ типа ГП.144.00.000.
Рабочее давление пылеуловителя
[pic]- потери давления во входных технологических коммуникациях КС
одноступенчатой отчистке газа (прил.8 [4]) МПа;
1.2. Определение количества пылеуловителей.
Коэффициент изменения производительности пылеуловителя
определяется по приложению. Он зависит от плотности газа [pic]0678
кг[pic]и температуры [pic]08оС.
Коэффициент изменения производительности ПУ=093.
По приложению определяем:
[pic]=144 млн. м[pic]сут
[pic]=205 млн. м[pic]сут.
Производительность корректируется с учетом коэффициента
изменения производительности пылеуловителей.
[pic]=[pic]млн. м[pic]сут
Количество пылеуловителей находим по формуле:
где [pic] и [pic]- максимально и минимально допустимое
количество пылеуловителей шт.;
[pic]- суточная производительность КС млн. м[pic]сут
[pic]и[pic]- минимальная и максимальная производительности
пылеуловителей млн. м[pic]сут
[pic]= 6732 млн. м[pic]сут
[pic]шт. принимаю 5 шт.
[pic]-[pic]= 4 - 5 шт.
Производительность при работе всех ПУ:
Q = 135 млн. м[pic]сут > [pic]= 1339млн. м[pic]сут
Производительность ПУ при отключении одного пылеуловителя:
[pic]млн. м[pic]сут [pic]= 1907 млн. м[pic]сут.
Условия выполняются.
1.3. Расчет потребного количества циклонных ПУ типа ГП.106.00.
Коэффициент изменения производительности ПУ=091.
По приложению 10 определяем:
[pic]= 42 млн. м[pic]сут
[pic]= 8 млн. м[pic]сут
Находим количество пылеуловителей.
[pic]шт. принимаем 18 шт.
[pic]Принимаем 9 шт.
[pic]-[pic]= 9 – 18 шт.
[pic] млн. м[pic]сут
Q = 56 млн. м[pic]сут > [pic]= 3822млн. м[pic]сут
[pic]млн. м[pic]сут [pic]=728 млн. м[pic]сут.
Оба рассмотренных варианта удовлетворяют условиям но учитывая
технико-экономические расчеты целесообразнее принять циклонные
пылеуловители марки ГП.144.00.000. в количестве n=5 штук.
2 Подбор аппаратов воздушного охлаждения газа
Компремирование газа на КС сопровождается его нагревом.
Охлаждение газа проводится на выходе станций и осуществляется с целью:
предотвращение нарушения устойчивости и прочности труб и покрывающей их
изоляции; для предотвращения растепления грунтов многолетнемерзлых в
которых уложен газопровод обслуживаемый КС; для повышения экономичности
транспорта газа за счет уменьшения его объема при охлаждении.
Охлаждение газа осуществляется как правило в агрегатах
воздушного охлаждения (АВО). Разработка установки охлаждения газа в объеме
курсовой работы включает в себя: определение типа и количества аппаратов
воздушного охлаждения газа разработку технологической схемы установки.
Тип АВО определяется экономичностью его использования для условий
рассматриваемой КС количество АВО - гидравлическим и тепловым расчетом
газопровода исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного
воздуха среднегодовой температуры грунта на глубине заложения газопровода
и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа. Полученное
количество АВО уточняется гидравлическим и тепловым расчетом газопровода
для абсолютной максимальной температуры наружного воздуха и июльской
Максимальная температура транспортируемого газа определенная в
ходе проверочного расчета не должна приводить к потере устойчивости и
прочности труб и изоляционного покрытия их. При невыполнении этого условия
количество АВО должно быть увеличено.
В качестве примера приведем тепловой и гидравлический расчет аппаратов
воздушного охлаждения АВЗ2-5300 (Россия).
2.1 Исходные данные для расчета потребного количества АВО
Среднегодовая температура наружного воздуха [pic] и среднегодовая
температура грунта определяются по таблице [1]. Оптимальная среднегодовая
температура охлаждения газа [pic] принимаются на 10-15°С выше расчетной
среднегодовой температуры наружного воздуха[pic]:
[pic]- поправка на изменчивость климатических данных принимается
Определение потребного количества АВО проводится на основе [7].
Детальное изложение методики подбора оптимального типа АВО и выбора
оптимального варианта установки охлаждения газа КС приведено ниже.
2.2 Подбор оптимального типа АВО
Определение общего количества тепла подлежащего отводу от газа
где М- общее количество газа охлаждаемого на КС кгс;
[pic]- теплоемкость газа при давлении на входе в АВО t = 05[pic]
[pic]- температура газа на входе в АВО равная температуре газа на
выходе компрессорных машин °С.
[pic]- оптимальная температура охлаждения газа [pic].
2.3 Предварительное определение количества АВО
К рассмотрению принимаются несколько различных типов АВО. По
номинальной производительности аппаратов и известной производительности КС
определяется потребное количество АВО m каждого типа и рассчитывается
требуемые производительности одного аппарата каждого типа по теплоотводу
2.4. Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего
[pic]- общий объемный расход воздуха подаваемого всеми вентиляторами
[pic]- теплоемкость воздуха при барометрическом давлении Ра и [pic]
Предварительно принятое количество АВО остается в силе при
[pic][pic]. Если для некоторого типа АВО данное условие не соблюдается
количество аппаратов в этом случае увеличивается на один и расчет
повторяется до получения необходимого соотношения между [pic] и [pic].
2.5. Проверка принятого количества АВО по поверхности теплопередачи
где [pic]- расчетная (требуемая) поверхность теплопередачи одного
F - фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО)
увеличенная на 10% с учетом возможного выхода из строя отдельных
вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена м2;
[pic]- допустимое расхождение между [pic] и F принимаемое равным 5%
[pic]- коэффициент теплопередачи принимаемый по прил.11 [4]
[pic]- поправка определяемая по прил.15[4] в зависимости от
Если условие не выполняется то расчет повторяется с измененным
-при[pic] расчетное значение [pic] уменьшают.
Так как условие по площади не выполняется для данного типа аппарата
воздушного охлаждения то произведем аналогичный расчет уменьшив
температуру t2 до значения 78°С. Все данные и полученные результаты
2.6. Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа (движение
газа в зоне квадратичного закона сопротивления).
[pic]- сумма коэффициентов местных сопротивлений АВО по ходу газа
приводимая в технической характеристике аппарата;
[pic]- плотность газа при давлении на входе в АВО и средней
температуре газа в АВО кгм3;
S - площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа м2;
d - внутренний диаметр труб м;
[pic] - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в
расчетах принимать 2·104 м) м;
l - длина труб АВО м.
Полученное значение [pic]должно удовлетворять условию:
где [pic]- нормативные потери давления в нагнетательных коммуникациях
КС равные 007. ..011 МПа в зависимости от рабочего давления газопровода
[pic]- расчетные потери давления в нагнетательных коммуникациях КС
[pic]-допустимые потери давления в АВО по ходу
0081 ≤ 12·0015 = 0018.
2.7. Определение энергетического коэффициента.
Энергетический коэффициент используется для сравнения
эффективности работы теплообменной аппаратуры и представляет собой
отношение количества переданного тепла к затратам энергии на преодоление
гидравлических сопротивлений теплообменника.
где Е - энергетический коэффициент;
N- мощность затрачиваемая на преодоление сопротивлений со стороны
поверхности теплопередачи Вт;
Н- полный напор развиваемый вентиляторами АВО Па.
2.8. Выбор оптимального типа и количества АВО.
Основным критерием оптимальности в данном случае является минимум
приведенных затрат по установке охлаждения газа. При отсутствии
экономических данных по АВО за критерии оптимальности для ориентировочной
оценки могут быть приняты энергетический коэффициент Е и металловложения в
2.9. Уточнение количества АВО по экстремальным условиям эксплуатации
Таковыми условиями являются абсолютная максимальная температура
наружного воздуха в районе расположения КС и июльская температура грунта
на глубине заложения газопровода. Уточнение АВО по экстремальным условиям
проводится по вышеприведенной методике. Аналогичным образом по
вышеизложенной методике произведем тепловой и гидравлический расчет
аппарата воздушного охлаждения типа «Пейя» (Голландия). Результаты расчета
приведем в таблице 4 и таблице 5.
Исходные Единица Тип АВО
АВЗ2-5300 "Ничимен"
[pic] Дж(кг·К) 2218 2218
[pic] Джс 381503098 350098879
QАВО кгч 104000 196000
[pic] кгч 1887765 1887765
[pic] Джс 2101761723 3634953518
[pic] МПа 00998 00998
Проверка условия [pic] [pic]
[pic] м2 519674 624714
Условие по площади выполняется поэтому отпадает необходимость
уменьшать количество АВО что влечет за собой значительное увеличение
потерь над нормативными. В результате выполняем условия по площади а при
выборе типа и количества АВО опираемся только на [pic] Е G.
Гидравлический расчет
ΔР МПа 000081 001023
Результат удовл. удовл.
Гидравлический расчет согласно критериям оптимальности являются Еmах и
Gmin как видно как видно из табл. 5 оба типа АВО удовлетворяют этим
Принимаем АВО марки «Ничимен» в количестве m = 10 штук ему
соответствует[pic]= 1799 и значение G = 360 тонн.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.doc

Характеристика циклонного пылеуловителя ГП-144

Курсовой проект по газу.doc

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра ''Проектирование
нефтегазопроводов и хранилищ''
ПО ДИСЦИПЛИНЕ: Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов
НА ТЕМУ: Проект газопровода Нижневартовск - Томск
НТХ-03-2 Камбаров Д.С
Задание на проектирование
Пояснительной записка к курсовому проекту Нижневартовск - Томск состоит
из следующих разделов: введение определение исходных данных определение
числа КС и их расстановка по трассе МГ определение количества
газоперекачиваищих агрегатов АВО и ПУ расчет режима работы МГ
приложение. Всего в записке: 1 графический рисунок в составе приложения
таблиц. Объем пояснительной записки состовляет 33 листа формата А4.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ 6
1. Физические свойства газа в условиях МГ 6
2. Определение числа КС и их расстановка по трассе МГ 9
Определение количества газоперекачивающих агрегатов аппаратов
воздушного охлаждения и пылеуловителей 11
1 Определение количества ГПА 11
2 Расчет потребного количества циклонных ПУ типа ГП - 144 11
Определение количества ГПА АВО и ПУ 13
Определение количества ГПА АВО и ПУ 14
3.1 Исходные данные для расчета потребного количества АВО 15
3.2 Подбор оптимального типа АВО 15
3.3 Предварительное определение количества АВО 15
3.4. Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего
3.5 Проверка принятого количества АВО по поверхности теплопередачи
3.6 Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа (движение
газа в зоне квадратичного закона сопротивления) 19
Расчет режима работы МГ 21
1. Расчет режима работы КС 21
1.1. Расчет располагаемой мощности привода 22
1.2. Расчет компрессорного цеха 23
2. Расчет линейного участка 26
3. Особенности расчета 31
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
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 545 МПа. Газопроводы диаметром 1220 мм и
20 мм эксплуатируются с давлением 736 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.
Проект газопровода Нижневартовск - Томск
ИзмЛист № докум.Подп
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
Длина гп Нижневартовск - Томск.
По физической карте Российской Федерации принимаем L= 800 км.
Выбор трассы был произведен с учетом наличия параллельно идущих вблизи
проектируемого гп железной и автомобильной дорог что значительно будет
облегчать доставку строительных материалов а также техническое обслуживание и
ремонт гп при эксплуатации.
Характеристика природного газа.
По проектируемому гп будет транспортироваться газ Нижневартовского
месторождения (самотлор) с относительной плотностью по воздуху (при 20оС) [pic]
и удельной теплотой сгорания (при 20оС) [pic]
Среднегодовые температуры грунта на глубине заложения оси тп и температуры
воздуха в крайних точках проектируемого гп [5]:
Механические свойства металла труб.
Для проектируемого гп внутренний диаметр которого 1400 мм согласно [12]
принимаем спиральношовные трубы изготовленные на Волжском трубном заводе из
спокойной низколегированной стали 10Г2ФБ без термического упрочнения с временным
сопротивлением разрыву [pic]590 МПа.
1. Физические свойства газа в условиях МГ
Плотность газа при стандартных условиях Т=27315К и Р=01013 МПа:
[pic] - относительная плотность газа.
Разраб. Камбаров Определение исходных
Газовая постоянная:
где [pic] - относительная плотность газа.
Критические значения давления Ркр и температуры Ткр:
где [pic] - плотность газа при стандартных условиях кгм3.
где РСР =Pн – среднее давление участка МПа;
РКР – критическое значение давления газа МПа;
ТСР =Тн – средняя температура участка К;
ТКР – критическое значение температуры К.
Среднее значение коэффициент сжимаемости газа:
где [pic] - функция учитывающая влияние температуры:
ТПР - приведенная температура газа;
РПР - приведенное давление газа.
Динамическая вязкость газа:
Определение исходных расчетных данных
Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной
производительности Qп:
D – внутренний диаметр труб м.
Необходимое условие Q>Qп выполняется следовательно газ течет при квадратичном
Тогда при эквивалентной шероховатости труб kе=003 [10] мм определим
теоретическое значение коэффициента гидравлического сопротивления [pic]:
где D – внутренний диаметр труб мм.
Расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления учитывающее
наличие местных сопротивлений и засорение трубы [pic]:
где Е – коэффициент эффективности работы участка принимаемый при регулярной
очистке Е=095 [10].
2. Определение числа КС и их расстановка по трассе МГ
Определим предварительное расстояние между КС из уравнения пропускной
способности при давлении в начале участка Р1 и конце участка Р2 [8].
где Q - пропускная способность участка млн.м3сут;
D - внутренний диаметр газопровода м;
Zср - коэффициент сжимаемости газа при среднем значении давления и температуры в
Тср - средняя температура в участке К;
Длину конечного участка можно определить из соотношения:
где [pic] - длина конечного участка км.
[pic] - средняя температура газа на конечном участке МГ К.
Далее длины участков будут уточняться поэтому вторым сомножителем можно
Теоретическое число КС:
[pic] и [pic] - длина промежуточного и конечного участка км.
Полученное число КС округляем в большую сторону до целого значения т.к.
пропускная способность при округлении в большую сторону возрастает
следовательно заданную производительность можно будет реализовать при
регулировании режимов работы КС: принимаем n=6.977
Уточненная длина промежуточного участка:
Уточненная длина конечного участка:
где n - принятое число станций.
Определение количества газоперекачивающих агрегатов аппаратов воздушного
охлаждения и пылеуловителей
1 Определение количества ГПА
В задании на проектирование в качестве ГПА дан ГПА-Ц-16 предназначенный для
гп с рабочим давлением 75 МПа. (таблица 1)
Давление нагнетания Рн МПа
Из таблицы 1 видно что ГПА-Ц-1676 является полнонапорным то в конечном счете
принимаем три рабочих плюс один в резерве ГПА установленных параллельно.
2 Расчет потребного количества циклонных ПУ типа ГП - 144
Установка очистки газа предназначена для очистки поступающего на КС газа от
твердых и жидких примесей и предотвращения тем самым загрязнения и эрозии
оборудования и трубопроводов станции.
Очистка газа на установках проводится как правило в одну ступень - в
пылеуловителях (ПУ). В ряде случаев применяется двухступенчатая очистка газа с
использованием на второй ступени фильтров-сепараторов; подобная очистка
предусматривается преимущественно на каждой 3-5 КС и практикуется в основном
после участков газопроводов с повышенной вероятностью аварий а также после
подводных переходов протяженностью более 500 метров подверженным относительно
частым ремонтам и загрязнению. В данном курсовом проекте рассматривается
одноступенчатая очистка газа в ПУ.
Разраб. Камбаров Определение количества ГПА
В качестве ПУ на КС применяются аппараты двух типов - масляные и циклонные.
Очистка газа от примесей в масляных ПУ осуществляется в результате контакта газа
с маслом в нижней части ПУ и оседания твердых и жидких включений на поверхности
масла. В циклонных ПУ освобождение газа от примесей производится с помощью сил
создаваемых в аппаратах за счет их особой конструкции. Преимущественное
применение в настоящее время находят аппараты циклонного типа. Расчет потребного
количества циклонных ПУ для установок очистки газа на КС производится на основе
характеристик данных аппаратов и выполняется в следующей последовательности.
Первоначально уточняется рабочее давление ПУ. Оно соответствует давлению на
входе КС. Затем по характеристике аппарата определяются его максимально и
минимально допустимые производительности - Qmin и Qmax. При отличии плотности
транспортируемого газа при стандартных условиях от 075 кгм3 полученные
значения корректируются. По уточненным значениям производительностей
определяется потребное число ПУ таким образом чтобы при отключении одного из
аппаратов нагрузка на остальные в работе не выходила за пределы их максимальной
производительности Qmin а при работе всех аппаратов - не выходила за пределы
минимальной производительности Qmax. При этом для любого режима работы общие
потери давления на стороне всасывания КС не должны превышать нормативную
Рабочее давление пылеуловителя
[pic]- потери давления во входных технологических коммуникациях КС
одноступенчатой отчистке газа (прил.8 [10]) МПа;
Определение количества ГПА АВО и ПУ
Коэффициент изменения производительности ПУ=093.
По приложению определяем:
[pic]=144 млн. м[pic]сут
[pic]=205 млн. м[pic]сут.
Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения
производительности пылеуловителей.
[pic]=[pic]млн. м[pic]сут
Количество пылеуловителей находим по формуле:
где [pic] и [pic]- максимально и минимально допустимое количество
пылеуловителей шт.;
[pic]- суточная производительность КС млн. м[pic]сут
[pic]и[pic]- минимальная и максимальная производительности пылеуловителей млн.
[pic]= 100 млн. м[pic]сут
[pic]шт. принимаю 8
Производительность при работе всех ПУ:
[pic]млн. м[pic]сут
Q = 1429 млн. м[pic]сут > [pic]= 1339млн. м[pic]сут
Производительность ПУ при отключении одного пылеуловителя:
[pic]млн. м[pic]сут [pic]= 1907 млн. м[pic]сут.
Условия выполняются.
3 Подбор аппаратов воздушного охлаждения газа
Компремирование газа на КС сопровождается его нагревом. Охлаждение газа
проводится на выходе станций и осуществляется с целью: предотвращение нарушения
устойчивости и прочности труб и покрывающей их изоляции; для предотвращения
растепления грунтов многолетнемерзлых в которых уложен газопровод
обслуживаемый КС; для повышения экономичности транспорта газа за счет уменьшения
его объема при охлаждении.
Охлаждение газа осуществляется как правило в агрегатах воздушного охлаждения
(АВО). Разработка установки охлаждения газа в объеме курсовой работы включает в
себя: определение типа и количества аппаратов воздушного охлаждения газа
разработку технологической схемы установки. Тип АВО определяется экономичностью
его использования для условий рассматриваемой КС количество АВО -
гидравлическим и тепловым расчетом газопровода исходя из расчетной
среднегодовой температуры наружного воздуха среднегодовой температуры грунта на
глубине заложения газопровода и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения
газа. Полученное количество АВО уточняется гидравлическим и тепловым расчетом
газопровода для абсолютной максимальной температуры наружного воздуха и июльской
температуры грунта.
Максимальная температура транспортируемого газа определенная в ходе
проверочного расчета не должна приводить к потере устойчивости и прочности труб
и изоляционного покрытия их. При невыполнении этого условия количество АВО
должно быть увеличено.
В качестве примера приведем тепловой и гидравлический расчет аппаратов
воздушного охлаждения 2АВГ-75с (Россия).
3.1 Исходные данные для расчета потребного количества АВО
Среднегодовая температура наружного воздуха [pic] и среднегодовая температура
грунта определяются по таблице. Оптимальная среднегодовая температура охлаждения
газа [pic] принимаются на 10-15°С выше расчетной среднегодовой температуры
наружного воздуха[pic]:
[pic]- поправка на изменчивость климатических данных принимается равной 2°С.
3.2 Подбор оптимального типа АВО
Определение общего количества тепла подлежащего отводу от газа на установке
где М- общее количество газа охлаждаемого на КС кгс;
[pic]- температура газа на входе в АВО равная температуре газа на выходе
компрессорных машин °С.
[pic]- оптимальная температура охлаждения газа oC.
3.3 Предварительное определение количества АВО
По номинальной производительности аппаратов и известной производительности КС
определяется потребное количество АВО m и рассчитывается требуемые
производительности одного аппарата каждого типа по теплоотводу Q1 и по газу М1:
3.4. Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха
[pic]- общий объемный расход воздуха подаваемого всеми вентиляторами одного
Предварительно принятое количество АВО остается в силе при [pic][pic]. Если для
некоторого типа АВО данное условие не соблюдается количество аппаратов в этом
случае увеличивается на один и расчет повторяется до получения необходимого
соотношения между [pic] и [pic].
3.5 Проверка принятого количества АВО по поверхности теплопередачи одного АВО
F - фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО) увеличенная на
% с учетом возможного выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения
поверхностей теплообмена м2;
[pic]- допустимое расхождение между [pic] и F принимаемое равным 5% от F м2.
Если условие не выполняется то расчет повторяется с измененным значением t2 :
- при[pic] расчетное значение [pic] уменьшают.
3.6 Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа (движение газа в
зоне квадратичного закона сопротивления)
[pic]- сумма коэффициентов местных сопротивлений АВО по ходу газа
приводимая в технической характеристике аппарата;
[pic]- плотность газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в
S - площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа м2;
d - внутренний диаметр труб м;
[pic] - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в расчетах
принимать 2·104 м) м;
l - длина труб АВО м
Полученное значение [pic]должно удовлетворять условию:
где [pic]- нормативные потери давления в нагнетательных коммуникациях КС равные
7. ..011 МПа в зависимости от рабочего давления газопровода (приложение 8
[pic]-допустимые потери давления в АВО по ходу газа
1374 ≤ 12·0020 = 0018.
Окончательно принимаем АВО типа 2АВГ-75с в количестве девяти штук.
Расчет режима работы МГ
Задачей проектирования является выбор оптимального варианта работы газопровода.
При этом регулирование работы всего оборудования и МГ в целом производится в
допустимых пределах определяемых их техническими характеристиками (допустимые
значения давления и температуры располагаемая мощность допустимые значения
частоты вращения и т.д.) [5].
Далее приведен расчета режима работы КС (на примере первой КС) и участка (также
на примере первого участка).
1. Расчет режима работы КС
Необходимые условиями для регулирования режима работы КС:
Мощность потребляемая нагнетателем должна находиться в пределах
располагаемой мощности привода для предотвращения перегрузки ГПА по мощности
[pic] - потребляемая мощность ГТУ кВт.
Ддля предотвращения возможного разрушения труб и арматуры от повышенного
давления давление газа на выходе КС должно быть [p
для сохранения свойств изоляционного покрытия тп а также для предотвращения
температурного расширения стали температура газа на выходе КС не должна
превышать 323 оК (50 оС);
Для предотвращения промерзания грунта вокруг гп температура газа на входе
КС не должна быть ниже 273 оК (0 оС);
Приведенная производительность центробежного нагнетателя (ЦБН) должна быть
больше ее минимального значения по помпажу как минимум на 10%;
Кпд ЦБН должен быть 08.
Значение располагаемой мощности [pic]не должно превышать номинальную мощность
на 15 %. Если в результате расчета получена большая величина то следует
1.1. Расчет располагаемой мощности привода
Располагаемая мощность - это максимальная рабочая мощность на муфте нагнетателя
(компрессора) которую может развивать привод в конкретных расчетных станционных
Располагаемую мощность ГТУ для привода ЦБН в зависимости от условий работы
необходимо вычислять по формуле [2]:
[pic] - коэффициент учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных
[pic] - расчетное давление наружного воздуха МПа.
Согласно [10 табл. 23] принимаем [p [p [p [pic]. Согласно [10
пр.4] принимаем[pic]=1. Значение коэффициента [pic] при отсутствии технических
данных по системе утилизации тепла принимаем равным 0985 [10].
Расчетную температуру воздуха на входе ГТУ необходимо вычислять по формуле:
[pic] - поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев
наружного воздуха на входе ГТУ.
Согласно [10] принимаем [pic]=5 К.
Высота расположения КС над уровнем моря =0 следовательно расчетное давление
наружного воздуха принимаем [pic]=00998 МПа [2 табл.24].
Располагаемая мощность привода по формуле (3.3):
1.2. Расчет компрессорного цеха
Расчет режима работы нагнетателя первой ступени сжатия.
Температура и давление газа на входе нагнетателя первой ступени сжатия:
[pic] - потери давления во входном коллекторе КС [pic]МПа [10].
Плотность газа при условиях всасывания:
R – газовая постоянная Дж(кг К) (см.раздел 1.2.).
Коэффициент сжимаемости газа определяем по методике изложенной в разделе 1.2.
Тогда плотность газа при условиях всасывания:
Производительность нагнетателя при условиях входа [11]:
[pic] - производительность одного нагнетателя при стандартных условиях м3сут:
где [pic] - производительность компрессорного цеха м3сут.:
где [pic] - производительность КС млн.м3сут.:
[pic]=100 млн.м3сут.
[pic][pic] млн.м3сут.
Приведенная производительность нагнетателя:
[pic] - фактическая частота вращения ротора нагнетателя обмин.
Согласно [2] принимаем [pic]=4900 обмин.
В соответствии с параметрами регулирования режима работы КС принимаем [pic]=4500
Приведенное число оборотов ротора нагнетателя:
[pic] [pic] [pic] - приведенные параметры нагнетателя.
Согласно [2] принимаем [p [p[pic]288 К
Нагнетателю гарантируется безпомпажная работа при соблюдении неравенства [11]:
где [pic] - минимальное значение [pic]из приведенной характеристики нагнетателя
Следовательно условие безпомпажной работы нагнетателя выполняется.
По приведенной характеристике нагнетателя (прил.2) определяем:
степень сжатия нагнетателя [p
политропический кпд нагнетателя [p
приведенную относительную мощность нагнетателя [pic]3919[pic].
Внутренняя мощность нагнетателя [11]:
Потребляемая мощность нагнетателя [11]:
[pic] - механический КПД нагнетателя [pic]=0993 [2].
Проверка условия (3.1):
[pic] - условие соблюдается.
Давление и температура газа на выходе нагнетателя первой ступени сжатия:
[pic] - показатель адиабаты [pic] [9].
Давление на выходе КС [2]:
где [pic] - потери давления в выходном коллекторе КС [pic]=008 МПа [10].
Температура на выходе КС [2]:
2. Расчет линейного участка
Входными параметрами для участка являются выходные параметры работающей КС.
Зададимся температурой на выходе из КС [pic]
Температуру газа в конце участка не должна быть ниже [p
Температуру газа в конце последнего участка принимаем равной температуре грунта
на глубине заложения трубопровода [p
Точность определения температуры [pic].
Определим физические свойства газа в участке гп по методике приведенной в
разделе 1.1. Результаты расчета приведены в табл.2.
Физические свойства газа в участке гп
Определим удельную теплоемкость газа:
[pic] - средняя температура газа в участке К.
Коэффициент Джоуля-Томсона:
Средняя температура газа в участке [8]:
[pic] - коэффициент характеризующий интенсивность снижения температуры газа по
где k – коэффициент теплопередачи [p
М – массовая производительность гп кгс.
Оценим сходимость предположенных и рассчитанных значений давления и температуры:
Сходимость средней температуры удовлетворительная.
Температуру газа в начале участка можно определить по формуле:
Температура газа в конце участка [10]:
В конце участка газ имеет следующие параметры: Т1=2847 К и Т2=2731 К . Эти
параметры являются входными параметрами газа на следующей КС №23456.
Дальнейшие расчеты выполняются аналогично приведенному выше расчету.
Окончательные результаты приведены: в табл.3 – для КС№1; в табл.4 – для участка
№1; в табл.5 – для КС№6; в табл.6 – для конечного участка №7;
Параметры работы КС №1
Параметры работы участка №1
Параметры работы КС №6
Параметры работы конечного участка №6
3. Особенности расчета
Проектируемый МГ состоит из шести участков было принято:
расчетная температура грунта на участках №12345 равна температуре грунта в
г. Нижневартовск [p
на конечном участке №6 т.е. ближе к г. Томск за расчетную температуру приняли
Расчет режима работы КС№12345 был проведен при номинальной частоте вращения
ГПА [pic]обмин. На КС№6 было произведено регулирование степени сжатия в сторону
увеличения путем повышения частоты вращения ГПА для получения необходимого
давления в конце МГ и температуры газа в конце участка
При расчете конечного давления участка [pic] была принята стандартная
погрешность инженерных расчетов – 5%.
Погрешности полученных результатов в конце МГ составляют:
Рис. П.1 H-Q Приведение характеристики нагнетателя ГПА-Ц-1676
Алиев Р.А. Белоусов В.Д. Немудров А.Г. и др. Трубопроводный транспорт
нефти и газа. – М.: Недра 1988.
Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа
Волков М.М. Михеев А.А. Конев К.А. Справочник работника газовой
промышленности. – М.: Недра 1989.
Земенков Ю.Д. Кутузова Т.Т.Потемина Т.П. Выполнение и оформление
курсовых и дипломных проектов: Учебное пособие.- Тюмень: ТюмГНГУ 2005.
Зубарев В.Г. Методические указания для КП по дисциплине “Проектирование
и эксплуатация магистральных газонефтепроводов”. Тюмень ТюмГНГУ 2005
Зубарев В.Г. курс лекций по дисциплине“ Проектирование и эксплуатация
магистральных газопроводов”.
Зубарев В.Г. Методические указания к СРС по дисциплине “Проектирование и
эксплуатация магистральных газонефтепроводов”. Тюмень ТюмГНГУ 2003.
Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы: Учебное пособие
Тюмень: ТюмГНГУ 2001.
Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация магистральных
газопроводов. Учебное пособие. Электронный вариант. ТюмГНГУ
ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования.
Магистральные газопроводы Часть I. Газопроводы.- М.: Мингазпром
Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация компрессорных
станций. уч. – методич. комплекс по дисциплине “Проектирование и
эксплуатация насосных и компрессорных станций”. Часть 2. Тюмень
СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. Нормы
проектирования. М.: Стройиздат 1985.

1 Определение оптимальной степени сжатия КС.doc

1 Определение исходных данных
Суточная производительность по условию исходных данных равна 15 млн.
Внутренний диаметр газопровода равен 700 мм.
При полной загрузке МГ чаще всего работают в квадратичной зоне в этом
случае эквивалентная шероховатость труб равна 003 мм и формула для
определения теоретического значения λ принимает вид.
где D- внутренний диаметр трубы мм
При определении гидравлических сопротивлений учитывают возможность
засорения трубопровода в процессе эксплуатации и наличие местных
где Е – коэффициент эффективности работы участка принимаемый при
регулярной отчистки МГ равным 095
Принимаем значение температуры и давления в конце участка МГ
Т2 = 273 К и P2 = 20 МПа
Определим средние значения давления газа на участке:
где Р1 и Р2 – абсолютное давление газа в начале и конце участка
Определим ориентировочное значение средней температуры газа на
где Т1 и Т2 – температура газа в начале и в конце участка
Определим плотность газа при стандартных условиях:
где ( - относительная плотность газа;
Определим критические значение давления и температуры газа:
Определим приведенные значения давления и температуры газа:
Определим значение :
Определим коэффициент сжимаемости газа:
Степень сжатия станции [pic] определяется по формуле

Харктеристика ПУ ГП (2).doc

Харктеристика ПУ ГП-144

Содержание (2).doc

Определение исходных расчетных данных .5
Подбор основного оборудования КЦ ..8
Расчет режима работы КС ..12
Подбор основного оборудования
1 Подбор пылеуловителей 21 4.2 Подбор
аппаратов воздушного охлаждения газа .. 25
Расчет технологической схемы 35
Список использованной литературы 39

1. Содержание (2).doc

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ 5
ОПРЕДЕЛНИЕ ТЕХНИЧЕСКИ ВОЗМОЖНОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗОПРОВОДА В
1. Методика расчета 7
2. Расчет режима работы КС-1 . 8
2.1. Методика расчета 8
2.2. Режим работы пылеуловителей 9
2.3. Расчет располагаемой мощности привода 10
2.4. Режим работы компрессорного цеха 11
2.5. Расчет режима работы АВО газа .. 17
3. Расчет первого участка .. 20
4. Расчет режима работы конечного участка .. 27
ОЦЕНКА СООТВЕТСВИЯ УСТАНОВЛЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ РЕЖИМУ РАБОТЫ
1. Оценка соответствия линейной части .. 28
2. Оценка соответствия ГПА . 28
2.1 Оценка ГПА по мощности . 28
2.2 Оценка ГПА по КПД 29
3. Оценка соответствия ПУ 29
4. Оценка соответствия АВО газа 29
Список использованной литературы 42
ТюмГНГУ гр. НТХ 03-1

Характеристика НЦ.doc

Тип ГПА Тип ЦБН Подача млн.Давление Давление на Давление на
м3сут нагнетания входе входе
Рн МПа Рвх МПа Рвх МПа
(I ступень) (II ступень)
ЭГПА-125 280-11-1 125 75 52 497

5. Оценка соот-я устан. обор-ия.doc

3. ОЦЕНКА СООТВЕТСВИЯ УСТАНОВЛЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ РЕЖИМУ РАБОТЫ МГ
В данном пункте работы требуется оценить соответствие установленного
оборудования режиму работы МГ рассчитанному в п.2.
1. Оценка соответствия линейной части
Согласно рекомендациям производительность газопроводов с диаметром 10
м и рабочим давлением 55 МПа должна находиться в пределах 25 ÷ 35 млн.
м3сут в данном случае Q = 2787 млн. м3сут. Это позволяет сделать вывод
о том что линейная часть эксплуатируется в нормальном режиме.
2. Оценка соответствия ГПА
Оценка соответствия ГПА производится по мощности потребляемой
нагнетателями и их КПД
2.1 Оценка ГПА по мощности
Интенсивность использования газоперекачивающих агрегатов
характеризуется коэффициентом загрузки kИ [4]:
где NE NP–потребляемая и располагаемая мощность агрегата.
Для ГПА КС-1 коэффициент kИ составляет:
Для ГПА КС-2 коэффициент kИ составляет:
По полученным значениям kИ можно сделать вывод о том что ГПА работают не
2.2 Оценка ГПА по КПД
Экономичность использования газоперекачивающих агрегатов
характеризуется коэффициентом k [4]:
где – политропический КПД нагнетателя;
max – максимальный КПД нагнетателя (берется с приведенной
Для ГПА КС-1 значение коэффициента k составляет:
Для ГПА КС-2 значение коэффициента k составляет:
Полученное значение коэффициента k для обеих КС говорит о том что
ГПА используются достаточно экономично.
3. Оценка соответствия ПУ
Оценка соответствия режима работы ПУ условиям работы МГ производится
по диапазону их рабочих производительностей. Данный расчет был приведен в
п.2 и он показал что находящееся в работе количество ПУ превышает
необходимое количество ПУ.
4. Оценка соответствия АВО газа
Коэффициент интенсивности использования АВО газа kИ А определяется как
отношение фактического количества тепла отданного газом к максимально
где QГ – фактическое количество тепла отданного газом кВт;
n – количество установленных на КС АВО.
Количество тепла отданного газом определяется как:
По данным расчета приведенного в п. 2:
Таким образом коэффициент kИ А равен:
Из вышесказанного можно сделать вывод о том что на КС-1и КС-2 АВО
используются не интенсивно.
Экономичность использования АВО газа определяется коэффициентом kQ
(3.4) . При экономичном использовании АВО значение коэффициента kQ должно
Коэффициент kQ для КС-1:
Коэффициент kQ для КС-2:
Полученные данные говорят о том что работающие на обеих КС АВО
используются достаточно не экономично.
Эксплуатация газопровода в районе г. Челябинске
ТюмГНГУ гр. НТХ 03-1
Оценка соответствия установленного оборудования режиму работы МГ

2 Расстановка КС по трассе газопровода.doc

2 Расстановка КС по трассе газопровода
Компрессорные станции на трассе газопровода размещают с учетом как
чисто технологических так и экономических соображений. В частности
необходимо стремиться к тому чтобы размещение КС отвечало требованиям
удобства их строительства и эксплуатации. Кроме того следует учитывать
что расположение КС по трассе существенно влияет на пропускную способность
отдельных участков и газопровода в целом а также на суммарную мощность
Расстояние между компрессорными станциями определяется из уравнения
пропускной способности при давлении в начале участка Р1 и конце участка
Р2. Все участки равны между собой конечный участок рассчитывается при
давлениях Р1 и Рк и получается в ( раз длиннее.
где Р1 – давление газа перед первой КС МПа;
Р2 – давление газа перед второй КС МПа;
Рк – давление газа в конце МГ МПа
Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной
Определяем теоретическое число КС
где L – длина магистрального газопровода равная 480 км;
l и lк – длина промежуточного и конечного участка км
Так как газопроводы рекомендуется сооружать без лупинга дробное число
КС обычно округляется в большую сторону.
К строительству принимаем количество КС n = 13 тогда уточняем длины
Расстановка КС производится в соответствии с условиями работы и
эксплуатации магистрального газопровода.

Введение (3).doc

Компрессорные станции (КС) предназначены для повышения давления и
перекачки газа по магистральному газопроводу. Они служат управляющим
элементом в комплексе сооружений входящих в магистральный газопровод.
Практически именно параметрами работы КС определяется режим работы
газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода
при колебаниях потребления газа максимально использовать аккумулирующую
способность газопровода.
В газовой промышленности в качестве газоперекачивающих агрегатов (ГПА)
на магистральных газопроводах применяют центробежные нагнетатели с
приводом от газовой турбины или электродвигателя. Поршневые газо-
мотокомпрессоры используют на станциях подземного хранения газа.
Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены
для транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений
до потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет
упругой энергии приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его
Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на
преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.
Компрессорные станции являются одним из основных объектов
газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех
капиталовложений в системы транспорта газа и 60% всех эксплуатационных
затрат по этим системам.
Надежность и экономичность транспорта в значительной мере
определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и
эксплуатация КС должны осуществляться с учетом современных достижений
науки и техники и проспектов развития районов расположения станций.

3. Опред-ие исходных расч. данных.doc

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ
За расчетные температуры атмосферного воздуха и грунта по [2]
принимаем соответствующие средние температуры в январе месяце в районе
температура воздуха ta = -246(С;
температура грунта на глубине заложения трубопровода t0 = -93(С.
По абсолютной шкале:
В расчетах магистральных газопроводов необходимо использовать
абсолютные значения давления газа поэтому давление газа на входе в
головную КС Р2 будет равно:
Аналогично конечное давление:
Плотность газа при стандартных условиях определяется как:
где ρст – плотность газа при стандартных условиях кгм3;
Δ – относительная плотность газа по воздуху [2].
Газовую постоянную газа определим из уравнения:
где R – газовая постоянная Дж(кг·К).
Критические давление и температуру определим следующим образом[4]:
где Ркр – критическое давление газа МПа.
Ткр – критическая температура газа К.
По данным [2] теплота сгорания газа равна [pic]кДж.
Эксплуатация газопровода в районе г. Челябинска
ТюмГНГУ гр. НТХ 03-1
Определение исходных расчетных данных

Титульный (2).doc

Министерство образования Российской Федерации
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет
Кафедра «Проектирование и эксплуатация
Нефтегазопроводов и хранилищ»
По дисциплине: Проектирование и эксплуатация НС и КС
На тему: Расчет компрессорной станции

5. Оценка соответсвия устан. обор-ия.doc

3. ОЦЕНКА СООТВЕТСВИЯ УСТАНОВЛЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ РЕЖИМУ РАБОТЫ МГ
В данном пункте работы требуется оценить соответствие установленного
оборудования режиму работы МГ рассчитанному в п.2.
1. Оценка соответствия линейной части
Согласно рекомендациям производительность газопроводов с диаметром 12
м и рабочим давлением 745 МПа должна находиться в пределах 50 ÷ 60 млн.
м3сут в данном случае Q = 7223 млн. м3сут. Это позволяет сделать вывод
о том что линейная часть эксплуатируется в режиме с повышенной
производительностью. При этом необходимо чтобы выполнялось условие по
2. Оценка соответствия ГПА
Оценка соответствия ГПА производится по мощности потребляемой
нагнетателями и их КПД
2.1 Оценка ГПА по мощности
Интенсивность использования газоперекачивающих агрегатов
характеризуется коэффициентом загрузки kИ [4]:
где NE NP–потребляемая и располагаемая мощность агрегата.
Для ГПА КС-1 коэффициент kИ составляет:
Для ГПА КС-2 коэффициент kИ составляет:
По полученным значениям kИ можно сделать вывод о том что ГПА работают не
2.2 Оценка ГПА по КПД
Экономичность использования газоперекачивающих агрегатов
характеризуется коэффициентом k [4]:
где – политропический КПД нагнетателя;
max – максимальный КПД нагнетателя (берется с приведенной
Для ГПА КС-1 значение коэффициента k составляет:
Для ГПА КС-2 значение коэффициента k составляет:
Полученное значение коэффициента k для обеих КС говорит о том что
ГПА используются достаточно экономично.
3. Оценка соответствия ПУ
Оценка соответствия режима работы ПУ условиям работы МГ производится
по диапазону их рабочих производительностей. Данный расчет был приведен в
п.2 и он показал что находящееся в работе количество ПУ меньше чем
необходимое количество ПУ.
4. Оценка соответствия АВО газа
Коэффициент интенсивности использования АВО газа kИ А определяется как
отношение фактического количества тепла отданного газом к максимально
где QГ – фактическое количество тепла отданного газом кВт;
n – количество установленных на КС АВО.
Количество тепла отданного газом определяется как:
По данным расчета приведенного в п. 2:
Таким образом коэффициент kИ А равен:
Из вышесказанного можно сделать вывод о том что на КС-1и КС-2 АВО
используются не интенсивно.
Экономичность использования АВО газа определяется коэффициентом kQ
(3.4) . При экономичном использовании АВО значение коэффициента kQ должно
Коэффициент kQ для КС-1:
Коэффициент kQ для КС-2:
Полученные данные говорят о том что работающие на обеих КС АВО
используются достаточно не экономично.
Эксплуатация газопровода в районе г. Медвежье
ТюмГНГУ гр. НТХ 03-1
Оценка соответствия установленного оборудования режиму работы МГ

Список литературы (2).doc

Волков М.М. Михеев А.Л. Конев К.А. Справочник работника газовой
промышленности. М. Недра 1989
Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы. Уч. Пособие Тюмень
Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация компрессорных
станций. Методические указания по курсовому проектированию Тюмень
станций. Приложение к методическим указаниям по курсовому проектированию
Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация
компрессорных станций. уч. Пособие Тюмень ТюмГНГУ1996

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.doc

ПРИВИДЕННЫЕ ХАРАКТИРИСТИКИ НАГНЕТАТЕЛЯ 370-18-1

А1.dwg

Q=7223 млн.м кубсут.

Содержание.doc

Определение оптимальной степени сжатия КС
Расстановка КС по трассе газопровода ..
Определение количества ГПА АВО и ПУ ..
Расчет режима работы МГ .
Список использованной литературы .

Содержание (3).doc

Определение оптимальной степени сжатия КС
Расстановка КС по трассе газопровода ..
Определение количества ГПА АВО и ПУ ..
Расчет режима работы МГ .
Список использованной литературы .

2. Введение.doc

Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для
транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений до
потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет
упругой энергии приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его
Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на
преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.
Компрессорные станции являются одним из основных объектов
газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех
капиталовложений в системы транспорта газа и 60% всех эксплуатационных
затрат по этим системам.
Надежность и экономичность транспорта в значительной мере
определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и
эксплуатация КС должны осуществляться с учетом современных достижений науки
и техники и проспектов развития районов расположения станций.
ТюмГНГУ гр. НТХ 03-1

8-Г Определение оптимальной производительности.dwg

Трубопогрузчик и ящик для труб
Передний трубный ключ
Система анкерного крепления
SB-длина подсвечника
d-промежуточная глубина
L-прямолинейный участок забуривания
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА
Система обнаружения (по принципу зонд-приемник)
Протаскиваемая труба
Буровое устройство с источником энергии
Ширина лопаток на входе в рабочее колесо
Определение оптимальной производительности газопровода Тюмень-Омск
nПроизводи-nтельность
Количество ГПА АВО ПУ
Длинна участка l км.
Длинна конечного участка lк км.
Затраты на линейную часть Кл млн.руб
Стоимость станции Кст.млн.руб
Затраты на электроэнергию и топливный газ Sэмлн.руб.
ПроизводительностьnQ млн.м³сут.
График зависимости прибыли от производительности.
Стоимость станции млн.руб.
График зависимости стоимости строительства станции от производительности.
Экономический расчет

Титульный.doc

Федеральное Агенство по образованию
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет
Кафедра «Проектирование и эксплуатация
Нефтегазопроводов и хранилищ»
По дисциплине: Проектирование и эксплуатация МГ
На тему: Проект магистрального газопровода

1. Содержание.doc

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ 5
ОПРЕДЕЛНИЕ ТЕХНИЧЕСКИ ВОЗМОЖНОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗОПРОВОДА В
1. Методика расчета 7
2. Расчет режима работы КС-1 . 8
2.1. Методика расчета 8
2.2. Режим работы пылеуловителей 9
2.3. Расчет располагаемой мощности привода 10
2.4. Режим работы компрессорного цеха 11
2.5. Расчет режима работы АВО газа .. 17
3. Расчет первого участка .. 20
4. Расчет режима работы конечного участка .. 27
ОЦЕНКА СООТВЕТСВИЯ УСТАНОВЛЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ РЕЖИМУ РАБОТЫ
1. Оценка соответствия линейной части .. 28
2. Оценка соответствия ГПА . 28
2.1 Оценка ГПА по мощности . 28
2.2 Оценка ГПА по КПД 29
3. Оценка соответствия ПУ 29
4. Оценка соответствия АВО газа 29
Список использованной литературы 42
ТюмГНГУ гр. НТХ 03-1

4 Расчет режима работы мг.doc

4 Расчет режима работы МГ
Расчет состоит в определении мощности N потребляемой каждой КМ
и мощности [pic] развиваемой приводящим ее двигателем.
Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при
соблюдении неравенства:
Экономичность при [pic] и следующих условиях:
где [pic]- давление на входе КС или требуемое давление на выходе
[pic]- политропический К.П.Д. определяемый по приведенной
характеристике нагнетателя;
[pic]- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период
определяемая по данным СНиП 2.01.01-82 [1] К.
При проектировании КС [pic] рассчитывается для среднегодовых
1.Расчет располагаемой мощности
Располагаемая мощность ГТУ приводящей ЦБН находится в
зависимости от условий работы установки по формуле:
[pic] - коэффициент учитывающий влияние температуры наружного
[pic] - коэффициент учитывающий влияние противообледнительной
[pic] - коэффициент учитывающий влияние системы утилизации тепла
[pic] и [pic] - расчетная и номинальная температуры воздуха на входе в
где [pic]- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый
[pic] - поправка на изменчивость климатических параметров и местный
подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ [pic]= 5 К.
Значения [pic] принимать по приложению 7 [5].
Численное значение [pic] при отсутствии технических данных
по системе утилизации тепла принимать равным 0985 а kоб при выполнении
курсовой работы равным единице. Значение располагаемой мощности [pic] не
должно превышать номинальную мощность на 15 %. Если в результате расчета
получена большая величина то следует принимать.
Расчетная температура воздуха на входе в ГТУ:
[pic]=[pic][pic] +[pic] К.
Расчет режима работы произведу для варианта КС с
газоперекачивающими агрегатами типа ЭГПА-125.
Определим Располагаемую мощность ГТУ:
2 Расчет режима работы центробежных нагнетателей
На компрессорных станциях оборудованных центробежными
нагнетателями может иметь место одно- двух- и трехступенчатое сжатие.
Расчет режима работы таких станций проводится по отдельным ступеням
сжатия. Результаты расчета справедливы для всех параллельно
работающих нагнетателей составляющих единую степень сжатия.
2.1 Расчет режима работы нагнетателей
Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени
где Тв1 и Твх - температура газа на входе в нагнетатель первой ступени
[pic] - потери давления во входных технологических коммуникациях КС
В данном случае [pic] не учитывается так как Рвх берется в
первую ступень сжатия уже с учетом потерь давления поэтому:
2.2 Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели
где R- газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг.К);
где [pic] и [pic] - плотность газа и воздуха при стандартных условиях
(20º и 720 мм. рт. ст.) кг[p
[pic] = 0699 кгм[pic].
Плотность газа при условиях всасывания:
где R-газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг·К);
[pic]и [pic]- плотность газа и воздуха при стандартных условиях
z1 - определяем по номограмме z1 = 090;
[pic]= 4211 кгм[pic].
2.3 Определение объемной производительности нагнетателя
где К- количество параллельно работающих нагнетателей;
Qкс – производительность КС м3сут;
[pic]млн. м[pic]сут.
2.4.Определение допустимого интервала изменения числа оборотов
а) из условия экономичности работы нагнетателя
б) из условия сохранения превышения мощности турбины над
мощностью потребляемой нагнетателем
где [pic] - номинальная частота вращения нагнетателя обмин.
[pic] и [pic]- минимальное и максимальное значение [pic]
соответствующее зоне приведенной характеристики нагнетателя с [pic]
[pic] и [pic]- минимально и максимально допустимые значения частоты
вращения вала силовой турбины обмин.
i – передаточное число редуктора соединяющего вал силовой турбины
(ТНД) с валом нагнетателя;
[pic]= 920 м[pic]мин и [pic]= 1200 м[pic]мин.
Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота
вращения его ротора должна быть равной или близкой [pic]. Значения n
отличаются от [pic] следует назначать лишь при невыполнении одного из
условий (4.1) и (4.2) при n=[pic].
Во всех случаях n должно находится в интервале одновременно
удовлетворяющему допустимым интервалам изменения n.
2.5 Определение приведенной производительности нагнетателя
n- потребная частота вращения ротора нагнетателя обмин.
Принимаем n = 8200 обмин.
[pic][pic] = 1729м3мин.
2.6 Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя
[pic]- определенные параметры газа на входе нагнетателей первой
2.7 Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы
Нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении
[pic]- значение [pic] из приведенной характеристики соответствующее
максимуму зависимости [pic] для рассматриваемого значения [pic] а при
отсутствии максимума у зависимости [pic]- минимальному значению [pic] из
приведенной характеристики.
[pic]= 134 м[pic]мин.
Следовательно условие безпомпажной работы выполняется и дальнейшее
ругулирование оборотами не требуется.
2.8 Определение степени сжатия нагнетателей и относительной
приведенной мощности нагнетателей по приведенной характеристике нагнеталя
По приведенной характеристике нагнетателя находим:
[pic] = 85 кВт(кгм3).
2.9. Расчет мощности потребляемой нагнетателем.
Ni = 85. 408 . 13 = 3468 кВт.
2.10. Определение потребной мощности для привода нагнетателя
где [pic]- механический к.п.д. нагнетателя и редуктора [pic]=0975.
00 [pic] 3744 [pic] 4000
Оба условия возможности транспорта газа в заданном количестве
2.11 Расчет параметров газа на выходе нагнетателей первой ступени
где [pic]и [pic] - давление и температура газа на выходе нагнетателей
МПа и К соответственно.
[pic]и [pic]- давление и температура газа на входе нагнетателей МПа и
[pic]- политропический к.п.д. нагнетателя соответствующий значению
[pic]=[pic]=[pic] 3016 К.
где [pic] и[pic]- соответственно давление и температура газа на выходе
нагнетателей последней ступени сжатия МПа и К;
[pic]- потери давления в коммуникациях на выходе КС.
[pic]-номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на
выходе станции (при недогрузке газопровода) МПа;
[pic]- допустимая температура из условия сохранения
прочности и устойчивости трубопровода и изоляции;
[pic]= 721 + 013 = 734 МПа
Условия выполняется следовательно ГПА подходит.
Окончательно принимаю вариант компрессорной станции с
газоперекачивающими агрегатами типа ЭГПА-125 при числе рабочих ГПА равным
двум и одним резервным агрегатам.

Харктеристика ПУ ГП.doc

Харктеристика ПУ ГП-144

4 Расчет режима работы мг (2).doc

4 Расчет режима работы МГ
Расчет состоит в определении мощности N потребляемой каждой КМ
и мощности [pic] развиваемой приводящим ее двигателем.
Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при
соблюдении неравенства:
Экономичность при [pic] и следующих условиях:
где [pic]- давление на входе КС или требуемое давление на выходе
[pic]- политропический К.П.Д. определяемый по приведенной
характеристике нагнетателя;
[pic]- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период
определяемая по данным СНиП 2.01.01-82 [1] К.
При проектировании КС [pic] рассчитывается для среднегодовых
1.Расчет располагаемой мощности
Располагаемая мощность ГТУ приводящей ЦБН находится в
зависимости от условий работы установки по формуле:
[pic] - коэффициент учитывающий влияние температуры наружного
[pic] - коэффициент учитывающий влияние противообледнительной
[pic] - коэффициент учитывающий влияние системы утилизации тепла
[pic] и [pic] - расчетная и номинальная температуры воздуха на входе в
где [pic]- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый
[pic] - поправка на изменчивость климатических параметров и местный
подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ [pic]= 5 К.
Значения [pic] принимать по приложению 7 [5].
Численное значение [pic] при отсутствии технических данных
по системе утилизации тепла принимать равным 0985 а kоб при выполнении
курсовой работы равным единице. Значение располагаемой мощности [pic] не
должно превышать номинальную мощность на 15 %. Если в результате расчета
получена большая величина то следует принимать.
Расчетная температура воздуха на входе в ГТУ:
[pic]=[pic][pic] +[pic] К.
Расчет режима работы произведу для варианта КС с
газоперекачивающими агрегатами типа ГТК-10-4.
Определим Располагаемую мощность ГТУ:
2 Расчет режима работы центробежных нагнетателей
На компрессорных станциях оборудованных центробежными
нагнетателями может иметь место одно- двух- и трехступенчатое сжатие.
Расчет режима работы таких станций проводится по отдельным ступеням
сжатия. Результаты расчета справедливы для всех параллельно
работающих нагнетателей составляющих единую степень сжатия.
2.1 Расчет режима работы нагнетателей
Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени
где Тв1 и Твх - температура газа на входе в нагнетатель первой ступени
[pic] - потери давления во входных технологических коммуникациях КС
В данном случае [pic] не учитывается так как Рвх берется в
первую ступень сжатия уже с учетом потерь давления поэтому:
2.2 Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели
где R- газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг.К);
где [pic] и [pic] - плотность газа и воздуха при стандартных условиях
(20º и 720 мм. рт. ст.) кг[p
[pic] = 0699 кгм[pic].
Плотность газа при условиях всасывания:
где R-газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг·К);
[pic]и [pic]- плотность газа и воздуха при стандартных условиях
z1 - определяем по номограмме z1 = 090;
[pic]= 421 кгм[pic].
2.3 Определение объемной производительности нагнетателя
где К- количество параллельно работающих нагнетателей;
Qкс – производительность КС м3сут;
2.4.Определение допустимого интервала изменения числа оборотов
а) из условия экономичности работы нагнетателя
б) из условия сохранения превышения мощности турбины над
мощностью потребляемой нагнетателем
где [pic] - номинальная частота вращения нагнетателя обмин.
[pic] и [pic]- минимальное и максимальное значение [pic]
соответствующее зоне приведенной характеристики нагнетателя с [pic]
[pic] и [pic]- минимально и максимально допустимые значения частоты
вращения вала силовой турбины обмин.
i – передаточное число редуктора соединяющего вал силовой турбины
(ТНД) с валом нагнетателя;
[pic]= 730м[pic]мин и [pic]= 1106 м[pic]мин.
Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота
вращения его ротора должна быть равной или близкой [pic]. Значения n
отличаются от [pic] следует назначать лишь при невыполнении одного из
условий (4.1) и (4.2) при n=[pic].
Во всех случаях n должно находится в интервале одновременно
удовлетворяющему допустимым интервалам изменения n.
2.5 Определение приведенной производительности нагнетателя
n- потребная частота вращения ротора нагнетателя обмин.
Принимаем n = 4800 обмин.
[pic][pic] = 1095м3мин.
2.6 Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя
[pic]- определенные параметры газа на входе нагнетателей первой
2.7 Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы
Нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении
[pic]- значение [pic] из приведенной характеристики соответствующее
максимуму зависимости [pic] для рассматриваемого значения [pic] а при
отсутствии максимума у зависимости [pic]- минимальному значению [pic] из
приведенной характеристики.
[pic]= 143 м[pic]мин.
Следовательно условие безпомпажной работы выполняется и дальнейшее
ругулирование оборотами не требуется.
2.8 Определение степени сжатия нагнетателей и относительной
приведенной мощности нагнетателей по приведенной характеристике нагнеталя
По приведенной характеристике нагнетателя находим:
[pic] = 85 кВт(кгм3).
2.9. Расчет мощности потребляемой нагнетателем.
Ni = 211. 421 . 13 = 8883 кВт.
2.10. Определение потребной мощности для привода нагнетателя
где [pic]- механический к.п.д. нагнетателя и редуктора [pic]=0975.
00[pic] 9590 [pic] 10000
Оба условия возможности транспорта газа в заданном количестве
2.11 Расчет параметров газа на выходе нагнетателей первой ступени
где [pic]и [pic] - давление и температура газа на выходе нагнетателей
МПа и К соответственно.
[pic]и [pic]- давление и температура газа на входе нагнетателей МПа и
[pic]- политропический к.п.д. нагнетателя соответствующий значению
[pic]=[pic]=[pic] 302К.
где [pic] и[pic]- соответственно давление и температура газа на выходе
нагнетателей последней ступени сжатия МПа и К;
[pic]- потери давления в коммуникациях на выходе КС.
[pic]-номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на
выходе станции (при недогрузке газопровода) МПа;
[pic]- допустимая температура из условия сохранения
прочности и устойчивости трубопровода и изоляции;
[pic]= 745 + 013 = 758 МПа
Условия выполняется следовательно ГПА подходит.
Окончательно принимаю вариант компрессорной станции с
газоперекачивающими агрегатами типа ГТК-10-4 при числе рабочих ГПА равным
трем и одним резервным агрегатам.

4. Опред-ие тех-и возм. произ-и.doc

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКИ ВОЗМОЖНОЙ
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ МГ В ЯНВАРЕ МЕСЯЦЕ
Технически возможная производительность газопровода –
производительность ограниченная одним из допустимых показателей его
работы: использованы все рабочие агрегаты КС ГПА работают с располагаемой
мощностью ГПА работают с максимальной или минимальной частотой вращения
приведенная производительность ЦН равна минимально или максимально
допустимой в работе все вентиляторы АВО давление на выходе КС или ЦН
равно допустимому температура на выходе КС равна максимальной или
минимальной температуре давление в конце МГ равно заданному.
Данную задачу будем решать методом последовательных приближений.
Задавшись предполагаемой производительностью на входе в головную КС и
условиями работы газопровода отмеченными в задании рассчитываем режим
работы КС. При этом подачу компрессоров уменьшаем на величину топливного
газа. Ориентировочное значение топливного газа определяем исходя из
располагаемой мощности ГПА. Изменяя частоту вращения ГПА добиваемся
желаемого давления на выходе КС контролируя при этом остальные показатели
работы (мощность помпаж температуру). При выходе показателя за допустимые
пределы принимаются соответствующие решения по их нормализации (изменение
частоты вращения изменение числа ГПА изменение количества АВО или
вентиляторов). Регулирование работы будем продолжать до тех пор пока не
будет получено нужное давление в конце газопровода или один из показателей
достигнет допустимого значения и все возможности по его регулированию
исчерпаны. После этого уточняется расход топливного газа и окончательно
уточняется режим работы КС. Получив таким образом выходные параметры КС
переходим к расчету участка задавшись значениями давления и температуры в
конце участка с последующим их уточнением в пределах точности расчета.
Далее производя последовательные расчеты КС и участков дойдем до конца
МГ. Если конечное давление отличается от заданного больше чем допустимо в
пределах точности расчетов то расчет МГ повторим при увеличенной или
уменьшенной производительности [5].
Поскольку решение поставленной задачи предполагает достаточно большой
объем вычислений то решать ее будем при помощи ЭВМ. Для
удобства расчетов были применены такие программные продукты как
Microsoft Excel (для основных расчетов) и язык программирования C++ (для
циклических расчетов).
2 Расчет режима работы КС-1
2.1. Методика расчета
При расчете режима работы МГ при заданной производительности
определяются давления и температуры на выходе всех КС и в конце
газопровода. Задачей расчета является выбор схемы работы газопровода
обеспечивающей максимальную пропускную способность. Регулирование режимов
работы оборудования необходимо производить в пределах обозначенных его
техническими характеристиками (допустимые значения давления и
температуры располагаемая мощность допустимые значения частоты вращения
Основные условия расчета режима работы можно выразить следующим
потребляемая мощность ГПА должна соответствовать условию [7]
где [p N – потребляемая
Данное условие необходимо для предотвращения перегрузки ГПА по
мощности а также неэффективному использованию располагаемой мощности.
давление газа на выходе КС должно быть меньше или равно рабочему давлению
МГ ([pic] МПа). При невыполнении данного условия возможно разрушение тела
трубы и запорной арматуры.
температура газа на выходе КС не должна превышать 323 °К (50 °С). Это
условие необходимо для сохранения свойств изоляционного покрытия
трубопроводов а также для предотвращения увеличения термических
напряжений трубопровода.
температура газа на входе КС (в конце участка) не должна быть ниже 273 °К
(0 °С). Это необходимо для предотвращения промерзания грунта вокруг
трубопровода. Исключения составляют районы вечной мерзлоты где
температура газа в конце участка может быть равной температуре грунта.
частота вращения ГПА должны находиться в рабочих пределах частот вращения
приведенная производительность центробежного нагнетателя (ЦБН) должны
быть больше ее минимального значения по помпажу как минимум на 10%.
КПД ЦБН должен быть не менее 08.
Для обеспечения максимальной производительности АВО газа должны работать
в таком режиме чтобы в конец участка газ приходил с минимально возможной
температурой (в нашем случае температурой грунта Т0);
производительность пылеуловителей должна находиться в пределах рабочей.
2.2. Режим работы пылеуловителей
Проверка режима работы циклонных пылеуловителей заключается в
определении соответствия их производительностей рабочему интервалу.
Методика расчета состоит в следующем. По характеристике пылеуловителя
определяется рабочий диапазон его производительностей (за рабочее давление
принимается давление на входе в КС) при этом если необходимо вводятся
соответствующие поправки на плотность газа. Считается что пылеуловитель
работает в нормальном режиме если его производительность не выходит за
границы рабочего диапазона. Однако расчет следует вести с учетом
возможности отключения одного пылеуловителя. Производительность одного ПУ
Q1ПУ определяется по формуле:
где nПУ. раб – число рабочих пылеуловителей.
Итак по характеристике циклонного пылеуловителя ГП 144.00.000
(Приложение I) диапазон его рабочих производительностей при рабочем
давлении Р = 36 МПа составляет:
÷ 16 млн м3сут. (1.6)
При 5 включенных ПУ производительность одного по (1.5)составит:
Полученное значение не входит в интервал (1.6). Следовательно
возможно уменьшить число работающих ПУ. Примем что в работе находится 3
При 3 включенных ПУ производительность одного по (1.5)составит:
При отключении одного ПУ:
Полученное значение входит в интервал (1.6)
Таким образом наиболее оптимальный вариант будет при 3 работающих
2.3. Расчет располагаемой мощности привода
Располагаемая мощность ГТУ приводящей ЦБН находится в
зависимости от условий работы установки по формуле[7]:
kн – коэффициент учитывающий техническое состояние ГТУ;
kt – коэффициент учитывающий влияние температуры наружного
kоб – коэффициент учитывающий влияние противообледнительной
kу – коэффициент учитывающий влияние системы утилизации тепла
[pic] – номинальная температура воздуха на входе в ГТУ К.
Согласно [7] принимаем [p kн = 095; kt = 37; [pic]
= 288 К; kоб = 1; kу при отсутствии технических данных по
системе утилизации тепла принимается равным 0985.
Расчетную температуру воздуха на входе в ГТУ можно определить по
где [pic] – средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый
[pic]– поправка на изменчивость климатических параметров и
местный подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ.
Согласно [7] принимаем [pic] = 5 К.
[pic]= 2484+ 5 = 2534 К.
Таким образом располагаемая мощность привода формуле (1.5) равна:
Полученное значение располагаемой мощности [pic] меньше номинальной
мощности на 55 %. Таким образом можно сделать вывод что Данное
оборудование используется не достаточно эффективно. Возможна замена на
менее мощные ГПА. Например на ГПА ГТ-750-6 с номинальной мощностью 6000
2.4. Режим работы компрессорного цеха
Приведенные давление и температуру газа на входе в нагнетатель
где Рпр – приведенноге давление газа в условиях всасывания МПа.
Тпр – температура газа в условиях всасывания К;
Р2 – давление газа на входе в нагнетатели МПа;
Т2 – температура газа на входе нагнетатели К.
Абсолютное давление газа на входе в нагнетатели РВ определится как:
ΔРвх – потери давления на очистку газа МПа; согласно [7]
принимаются равными 012 МПа.
Таким образом приведенные давление и температура будут равны:
Коэффициент сжимаемости газа на входе в нагнетатели определим из
где z – коэффициент сжимаемости газа;
– температурная поправка определяемая как:
Таким образом по формуле (1.4) коэффициент сжимаемости газа равен:
Зная значение коэффициента сжимаемости газа определим плотность
газ на входе в нагнетатели:
где ρВ – плотность газа на входе в нагнетатели кгм3.
Зададимся значением пропускной способности равным Q = 2787
Определяем производительность нагнетателя при условиях входа по
где Qв – производительность нагнетателя при условиях всасывания
QЦН – производительность одного нагнетателя при стандартных
Производительность одного нагнетателя при стандартных условиях
можно определить по формуле [7]:
где QКС-1 – производительность головной КС млн. м3сут;
nраб – количество рабочих ГПА.
Производительность КС при расчете режима работы следует уменьшать
на величину расхода топливного газа:
где QТГ – расход топливного газа на рассматриваемой КС м3сут
значение которого будем определять по следующей формуле:
где N – мощность потребляемая нагнетателем кВт;
ГТУ – КПД газотурбинного привода.
Расход топливного газа на КС определяется методом последовательных
приближений. Сначала расход топливного газа по формуле (1.13)
рассчитывается исходя из располагаемой мощности привода после чего
рассчитывается режим работы ГПА. Затем полученное значение потребляемой
нагнетателем мощности подставляется в формулу (1.13) уточняется расход
топливного газа режим работы ГПА пересчитывается. Данную
последовательность будем выполнять до достижения точности расчета 1%.
Расчет по приведенной выше методике достаточно объемен поэтому в
пояснительной записке он не приводится а в дальнейших расчетах
используется уже уточненное значение расхода топливного газа.
Таким образом производительность нагнетателя при условиях
всасывания будет равна
Определяем приведенную производительность нагнетателя по формуле
где Qпр – приведенная производительность нагнетателя м3мин;
nн – номинальная частота вращения ротора нагнетателя обмин;
n – фактическая частота вращения ротора нагнетателя обмин.
Согласно [7] nн = 4800 обмин.
Руководствуясь условиями регулирования режима работы КС принимаем n =
Определяем приведеную частоту вращения ротора нагнетателя [7]
[pic] [pic] [pic] – приведенные параметры нагнетателя.
Согласно [1] принимаем [p [p [pic] = 288
Для обеспечения беспомпажной работы центробежного нагнетателя
необходимо выполнение следующего условия:
где Qmin – значение Qпр с приведенной характеристики соответствующее
максимуму зависимости - Qпр для рассматриваемого значения [pic] где
– степень сжатия нагнетателя а при отсутствии максимума у зависимости
- Qпр – минимальному значению Qпр с приведенной характеристики.
Приведенная характеристика нагнетателя ГТК-10-4 приведена в
Согласно прил.II принимаем минимальную приведенную производительность
Следовательно условие безпомпажной работы нагнетателя выполняется.
По приведенной характеристике нагнетателя (Прил. II) определяем
степень сжатия политропический КПД и приведенную относительную мощность
[pic]– приведенная относительная мощность нагнетателя
Определяем потребляемую мощность нагнетателя по следующей формуле
где Ni – внутренняя мощность нагнетателя кВт.
Определяем мощность потребляемую нагнетателем по формуле
где [pic]– механический кпд нагнетателя.
Согласно [5] принимаем [pic]= 099.
Проверка условия (1.4):
Как видно условие (1.4) не соблюдается. ГТК-10-4 не загружен по
Определяем давление газа на выходе компрессорного цеха по формуле
где Рн – давление газа на выходе компрессорного цеха МПа.
Определяем температуру газа на выходе компрессорного цеха по
формуле (согласно [7]):
где Тнаг – температура газа на выходе компрессорного цеха К;
k – показатель адиабаты процесса сжатия.
Согласно рекомендация [6] принимаем k = 133.
2.5. Расчет режима работы АВО газа
Целью этого расчета является определение температуры газа на
выходе КС. Данная операция производится методом последовательных
приближений. Задавшись значением температуры газа на выходе КС
рассчитываем режим работы АВО и уточняем после чего уточняем значение
этой температуры. В первом приближении зададимся оптимальной температурой
Оптимальная температура на выходе КС согласно [7] следует
принимать на 15 (С выше расчетной температуры атмосферного воздуха:
Определяем среднюю температуру газа в АВО по формуле
где ТАВО ср – средняя температура газа в АВО К.
Определяем теплоемкость газа при условиях АВО по формуле (согласно
где ср – теплоемкость газа при условиях АВО кДж(кгК).
Определяем массовый расход газа по формуле
где G – массовый расход газа через все АВО кгс.
Массовый расход через один АВО можно определить по формуле
где G1 – массовый расход газа через один АВО кгс.
Теоретический теплосъем с одного АВО АВГ-75с при двух работающих
вентиляторах можно определить по формуле (согласно [4])
где Q0 – теоретический теплосъем с одного АВО при двух работающих
Температуру на выходе АВО можно определить по формуле (согласно
где kА2 – коэффициент тепловой эффективности АВО при двух работающих
kА1 – коэффициент тепловой эффективности АВО при одном
работающем вентиляторе;
kА0 – коэффициент тепловой эффективности АВО с отключенными
n2 – количество АВО с двумя работающими вентиляторами шт.;
n1 – количество АВО с одним работающим вентилятором шт.;
n0 – количество АВО с отключенными вентиляторами шт.
Согласно [3] принимаем kА2 = 1; kА1 = 055; kА0 = 018.
Принимаем n2 = 7 и n1 = n2 = 0и определяем температуру
Точность данного расчета составляет:
что не превышает заданную.
Видно что требуемая точность достигается в первом приближении.
Таким образом принимаем Т1 = 2645 К.
Давление на выходе КС-1 (Р1 ) определим как:
[pic] – потери давления в АВО КС МПа.
Согласно [3] принимаем [p [pic] = 00588 МПа.
Параметры газа на выходе КС: Т1 = 2645 К; Р1 = 408 МПа.
3. Расчет первого участка
Целью данного расчета является определение давления и температуры газа
в конце участка (на входе в КС-2). Задача решается методом последовательных
Примем точность определения давления Р =1% и температуры Т =
Зададимся значением давления и температуры в конце участка:
Р2 = 35 МПа Т2 = 2737 К.
Определим средние значения давления и температуры газа в участке
по следующей формуле:
где РI – абсолютное давление газа в начале первого участка МПа;
Р2 – абсолютное давление газа в конце первого участка МПа.
Ориентировочное значение средней температуры газа в участке
определим из уравнения:
где Т1 – температура газа в начале первого участка К.
Т2 – температура газа в конце первого участка К.
Определим приведенные значения Рпр и Тпр по формулам (1.7):
Определим коэффициент сжимаемости газа по методике описанной в п.
Динамическую вязкость газа определим по формуле:
Рассчитаем удельную теплоемкость ср (1.23):
По нижеприведенной формуле определим коэффициент Джоуля-Томпсона
Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение
переходной производительности Qп
Q>Qп следовательно газ течет при квадратичном режиме. Тогда при
эквивалентной шероховатости kэ=003мм коэффициент гидравлического
сопротивления λ определится по формуле:
где D – внутренний диаметр труб мм.
Расчетное значение λр
где Е – коэффициент гидравлической эффективности участка.
В соответствии с [6] примем Е=095 тогда:
Давление в конце участка Р21 определим из уравнения пропускной
способности участка [4]:
Расчетное значение средней температуры газа в участке Тср1
k – коэффициент теплопередачи Вт(м2 К)
М – массовая производительность газопровода кгс.
Примем согласно рекомендациям [6] k=15 Вт(м2 К) и найдем значение
Определим Тср1 по (1.37)
Оценим сходимость предположенных и рассчитанных значений давления
Сходимость удовлетворительная.
Температуру газа в конце участка рассчитаем по формуле:
Температура газа на выходе КС-1 (в начале участка) составила 2645
К; в конце первого участка Т21 = 2684 К давление в конце участка P21 =
4. Расчет режима работы конечного участка
Методика расчета режима работы конечного участка аналогична
приведенной в п 2.3. Поэтому приведем только готовый результат
Параметры работы конечного участка
Qп млн м3 сут 23172
Итак давление в конце участка Pк = 205 МПа (манометрическое 20
МПа) чего и требовалось добиться. Значение температуры газа в конце
участка так же удовлетворяет требованиям.
Итак в результате расчетов было определено значение пропускной
способности Q = 2787 млн м3 сут. При этом на обеих станциях ГПА работают
на максимальных оборотах обеспечивая максимальную при данной
производительности степень сжатия. При дальнейшем увеличении значения
пропускной способности степень сжатия будет уменьшаться что приведет к
невыполнению условия Pк = 20 МПа. Пропускную способность так же можно
повысить понизив температуру газа за АВО однако в данном случае
температура газа уже очень близка к предельно допустимой – температуре
грунта следовательно дальнейшее ее понижение приведет к увеличению
нагрузки на трубопровод.
При этом выполняются все необходимые условия для работы МГ в
Исходя из вышесказанного можно сделать вывод о том что найденное
значение пропускной способности в январе месяце максимально для данного
Эксплуатация газопровода в районе г. Медвежье
ТюмГНГУ гр. НТХ 03-1
Определение технически возможной производительности МГ в январе месяце

8-Г. Опт. производительность Тюмень - Омск.СТО.doc

Выбор трассы газопровода 4
Определение количества ГПА АВО и ПУ 5
1. Определение количества ГПА АВО и ПУ при Q=60 млн.м³сут. 5
2. Определение количества ГПА АВО и ПУпри Q=65 70
Определение количества КС 7
1. Расчет физических свойств газа 7
2. Определение количества КС при Q=60 млн.м³сут.
3. Определение количества КС при Q=65 70 млн.м³сут.
Определение прибыли.
1. Расчет прибыли от транспорта газа при Q=60 млн.м³сут.
2. Расчет прибыли от транспорта газа при Q=65 70 млн.м³сут.
Список использованной литературы 21
Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в
значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования
эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных
газов из отдаленных и слабо освоенных регионов в промышленные и
центральные районы страны.
Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для
транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений до
потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет
упругой энергии приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его
Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на преодоление
газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.
Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается
прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при
минимальных энергозатратах на компримирование и транспортировку газа по
газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой
компрессорных станций устанавливаемых по трассе газопровода как
правило через каждые 100-150км. Длина участков газопровода между КС
рассчитывается с одной стороны исходя из величины падения давления газа
на данном участке трассы а с другой – исходя из привязки станции к
населенным пунктам источникам водоснабжения электроэнергии и т.п.
ВЫБОР ТРАССЫ ГАОПРОВОДА.
Исходные данные из задания на курсовой проект:
Внутренний диаметр D=1200мм;
Давление рабочее КС P1=735 МПа;
Давление на входе КС Рн=50 МПа;
Давление перед пунктом назначения Рк=20 МПа;
Температура на входе КС Тн=280 К;
Недостающими исходными данными являются протяженность нефтепровода L
а так же относительная плотность газа по воздуху . С помощью атласа
учитывая транспортную развязку определяем что L=610км а =0561 [4].
Трассу трубопровода проектируем вблизи железных дорог и автодорог чтобы
сократить затраты при строительстве трубопровода.
Дальнейшие расчеты будем производить с производительностями равными 6065 и
млн.м³сут чтобы выбрать оптимальный вариант.
ОПРЕДЕЛННИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА АВО ПУ.
1. Определение количества ГПА АВО и ПУ при Q=60 млн.м³сут.
Определим количество ГПА установленных на КС МГ:
где n-кол-во ГПА установленных на КС.
Q-производительность МГ млн м3сут;
Qгпа-производительность ГПА типа ГТК-10-4 Qгпа =370 млн м3сут.
n=162 принимаем 2 агрегата+1 резервный т.е. 3 ГПА на КС.
Определим количество АВО на КС:
где nаво-количество аппаратов воздушного охлаждения на КС;
Qаво-производительность АВО млн м3сут.
Массовая производительность АВО типа 2АВГ-75с Маво=54кгс [9] определим
где Qаво-производительность АВО млн м3сут.
Маво-массовая производительность АВО типа 2АВГ-75с кгс;
Тогда [pic]=12050561=0676
Рассчитаем количество АВО на КС:
nаво=869 принимаем 9 аппаратов воздушного охлаждения газа.
Определим количество ПУ на КС:
где nпу-количество пылеуловителей на КС;
Qпу-производительность ПУ Qпу=18 млн м3сут [9].
Принимаем 4 пылеуловителя.
2. Определение количества ГПА АВО и ПУ при Q=65 млн.м³сут и Q=70
Рачет ведется аналогично пункту 4.1. Результаты расчетов заведем в общую
Кол-во ГПА АВО ПУ при Q=60 65 70 млн.³сут.
Производительность ГПА АВО ПУ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА КС.
Прежде чем начать расчет числа КС нужно провести расчет потребляемой
мощности на КС степени сжатия и давления на выходе.
1. Расчет физических свойств газа.
Физические свойства рассчитываем при условиях входа в нагнетатель по [5]
стр.13. Базовой величиной является плотность газа при стандартных условиях:
Т=27315К и Р=01013 МПа.
Температуру газа на входе в нагнетатель Т2 по заданию принимаем равной
Степень сжатия станции по [5] стр.15 составит:
Учитывая потери во входном и выходном коллекторах степень сжатия
должна быть более высокой:
где ΔРн потери давления в выходном коллекторе КС.
ΔРа – потери давления в аппаратах воздушного охлаждения. Принимаем по
[5] приложение 3: ΔРн =011 МПа ΔРа=00588 МПа ΔРв=012 МПа.
Для ГТК 10-4 принимаем степень сжатия н=13 тогда Рн =Р2 участка.
Температура газа в конце участка по [5] стр.21 составит:
Где п-политропный К.П.Д. нагнетателя. Принимем по [5] п=0825.
К-показатель адиабаты сжатия по [5] к=131.
После АВО газ охлаждается до Т1=28733 К.(см. пункт 6.1)
Ориентировочное значение средней температуры газа в участке определим
Поскольку изменение давления по длине газопровода происходит по
параболическому закону то среднее давление необходимо определять как его
среднеинтегральное значение следовательно:
[pic] - абсолютное давление газа в конце участка МПа.
Примем атмосферное давление Ра = 01 МПа тогда Р1=745 МПа.
Параметры природного газа в соответствии с нормами технологического
проектирования магистральных газопроводов могут быть найдены по известной
плотности газовой смеси [pic] при стандартных условиях:
Коэффициент сжимаемости учитывает отклонение свойств природного газа от
законов идеального газа и вычисляется по зависимости СТО Газпром:
где [pic] [pic] - соответственно приведенные к псевдокритическим
условиям значения температуры и давления газа которые вычисляются по
Удельная изобарная теплоемкость природного газа определяемая для средних
значений температуры и давления согласно СТО Газпром определяется по
Для определения динамической вязкости газа СТО Газпром рекомендует
Для определения количества КС МГ нужно знать расстояния между станциями.
Расстояние между КС рассчитывается по формуле:
Р1-давление на выходе КС Р1=745 МПа (по условию);
Р2-давление на входе КС Р2=598 МПа (см. пункт 5.1 );
D-внутренний диаметр трубопровода D=1200мм (по условию);
Q-производительность МГ млн м3сут (по условию);
-относительная плотность газа по воздуху =0561;
Т-средняя температура газа в участке К (см. пункт 5.1 );
z-коэф-т сжимаемости газа (см. пункт 5.1 );
λp-коэф-т гидравлического сопротивления.
Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной
производительности Qп
Q>Qп следовательно газ течет при квадратичном режиме.
Тогда при эквивалентной шероховатости kэ=003мм
где D – внутренний диаметр труб мм.
Согласно [2] расчетное значение λр
где Е – коэффициент гидравлической эффективности участка.
В соответствии с СТО при регулярной очистке газопровода примем Е=095
Определим расстояние между станциями:
Конечный участок будет в α раз длиннее:
Рн-давление на входе КС Рн=598 МПа (см. пункт 5.1.);
Рк-конечное давление Рк=21 МПа (по условию);
Определим длину конечного участка:
lк-длина конечного участка МГ.
lк=1091712589=282641 км.
Определим число станций:
L-протяженность МГ L=610 км
l-расстояние между КС l=109171 км
lк-длина конечного участка lk =282641 км.
Принимаем nст=2 [5].
3. Определение числа КС при Q=65 млн м3сут и Q=70 млн м3сут.
Расчет ведется аналогично пункту 5.1 и 5.2. общие результаты расчетов
Определение числа КС при Q=60 65 70 млн.м³сут.
Параметры Q=60 Q=65 Q=70
млн.м³сут. млн.м³сут. млн.м³сут
l км 109171 93064 80274
lК км 282641 240939 207827
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИБЫЛИ.
Для того чтобы определить оптимальную производительность МГ
необходимо сравнить несколько вариантов. Нужно посчитать прибыль от
транспорта газа при различной производительности МГ. Так как
производительность не заданна по условию рассчитаем МГ при рекомендуемой
производительности [4] равной Q=60 млн. м3сут. а также для определения
оптимальной производительности при Q=65 млн. м3сут. и Q=70 млн. м3сут.
1. Расчет прибыли от транспорта газа при Q=60 млн. м3сут.
Прибыль от транспорта газа рассчитывается по формуле:
Пр=Т QL-αлКл- αстКст-Sэ
где Пр - чистая прибыль от транспорта газа тыс. руб.;
Т-тариф на транспорт газа по МГ Т= 6 руб(тыс. м3100км);
Q-годовая производительность МН млн. м3год;
αл αст- коэффициент амортизационных отчислений соответственно от
части и НПС αл=00375; αст=0095;[6].
Кл Кст- капитальные затраты на сооружение линейной части и НПС МН
Sэ- стоимость электроэнергии и топливного газа тыс руб.
Суточная пропускная способность МГ равна:
Где Qг- годовая производительность МГ млрд. м3год;
kпо- оценочный коэффициент использования пропускной способности:
где kро – коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения
потребителей kро=095[5] ;
kт – коэффициент экстремальных температур kт=098[5] ;
kн – коэффициент надежности МГ принимается в зависимости от
протяженности трубопровода и его диаметра L=610км D=1200мм
kпо=095*098*099=092.
Из формулы (6.2) годовая производительность равна:
Затраты на электроэнергию и топливный газ:
где Sтг - стоимость топливного газа млн. руб.год;
Sэл - стоимость электроэнергии млн. руб.год.
где стг- цена топливного газа стг=70 рубтыс м3 [6];
Qтг-р асход топливного газа за анализируемый период.
где ND- мощность привода нагнетателя кВт;
T0- число рабочих дней в году Т0=365 [1];
T- КПД двигателя T=029 [6];
QH- удельная теплота сгорания QH=33080 кДжм3 [4];
м- механический КПД нагнетателя м=099 [4];
где z- коэффициент сжимаемости газа;
TH- температура газа на входе в нагнетатель К;
Qгпа- производительность ГПА млн. м3сут.;
п- политропный КПД нагнетателя м=0825 [4];
К- показатель адиабаты сжатия К=131 [5];
Sтг=3971870=278 млн. руб.;
Стоимость электроэнергии рассчитывается следующим образом:
Sэл = Сэл1Nзn + Сэл2ND T
где Сэл1 – тариф на заявленную мощность Сэл1 =300 руб. КВт мес. [6].
Nз – заявленная мощность КС Nз =nвент Nвент.
Nвент.- мощность потребляемая одним электродвигателем вращающим
вентилятор КВт; Nв = 71 КВт [6];
nвент – кол-во работающих вентиляторов.
n – кол-во месяцев анализируемого периода мес.
Сэл2 - тариф на потребляемую энергию Сэл2 =025 КВт мес. [6].
ND - потребляемая мощность КВт.
T – продолжительность анализируемого периода час. T =8760 час.
Чтобы рассчитать стоимость электроэнергии для АВО необходимо определить
число вентиляторов АВО на КС.
Сначала определим теплоемкость газа при условиях АВО:
где Т1 - предполагаемая температура газа на выходе КС К;
Оптимальная температура на выходе из КС на 10-15 градусов выше
атмосферной т.е. принимаем Т1=288 К.
Зададимся точностью определения температуры в 01 К.
Массовый расход равен:
где Q –суточная производительность станции млн. м3сут.
Определим массовый расход газа одного АВО:
Определим Q0 -теоретический теплосъем с одного АВО при двух работающих
вентиляторах. Для АВО 2АВГ-75с Q0 можно определить из зависимости:
где Q0 – теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах кВт;
ТА – температура воздуха в районе прохождения трассы ТА=280 К;[4]
G1 - массовый расход одного АВО кгс.
Для определения схемы работы удобно воспользоваться величиной среднего
коэффициента эффективности:
где п - количество работающих на КС АВО;
G – массовый расход всех АВО кгс;
В зависимости от величины kСР возможны следующие варианты:
где п2 п1 п0 - количество АВО работающих с 21 и 0 вентиляторов.
Количество работающих вентиляторов для реализации заданной
температуры на выходе КС определяется из
где [pic] [pic] [pic] - коэффициенты тепловой эффективности АВО при
и 0 работающих вентиляторах. Значения коэффициентов kA2[pic] и [pic]
определяются по результатам эксплуатации АВО. В первом приближении можно
принять [pic] [pic] = 060 [pic] = 020.
Принимая во внимание что при регулировании температуры сначала
отключают поочередно по одному вентилятору на всех АВО и только после этого
начинают отключение вторых в сумме уравнения никогда не будет больше двух
Зададимся n2=8 и n1=1 тогда имеем:
что соответствует необходимой температуре охлаждения газа с допустимой
Из расчетов видно что в работе участвуют 17 вентиляторов.
Sэл = 300177112 + 025123458760=271 млн.руб.
Тогда затраты на электроэнергию и топливный газ:
Sэ=278+271=2988 млн. руб.
Капитальные затраты на сооружение линейной части рассчитываются по формуле:
где сл- стоимость строительства одного километра трубопровода для
D=1200мм сл=25938 тыс. руб.км; [6].
L- длина МГ L=610 км;
kp- районный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ
kт- топографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации
Кл=25938 6102817=753136 млн. руб.;
Капитальные затраты на сооружение КС:
где n-количество КС на МГ n=2;
сст- стоимость строительства одной КС
де k0- стоимость строительства одной КС независящая от числа ГПА для ГТК-
-4 k0=77000 тыс. руб. [6].
kn- стоимость строительства одной КС зависящая от числа ГПА; Для
ГТК-10-4 kn =15400 тыс. руб .[6].
n-кол-во ГПА установленных на КС.
сст=77000+154003=1232 млн. руб.
Кст=1232 22817=1172864 млн. руб.
Пр=661020148-00377531358103-00951172864103-2988103=313692
2. Экономический расчет при Q=65 млн. м3сут. и Q=70 млн. м3сут.
Расчет ведется аналогично пункту 6.1. общие результаты расчетов занесем в
Экономический расчет при Q=60 65 70 млн.м³сут.
Производительность Кл млн. Sэ млн. сст млн. Кст млн. Пр млн.
МГ млн. м3сут. руб. руб. руб. руб. руб.
Как видно из табл. 4 оптимальным оптимальной производительностью МГ
является Q=65 млн. м3сут (ему соответствует максимальная прибыль от
совершения транспортной работы среди рассмотренных соседних вариантов).
В ходе выполнения проекта газопровода Тюмень - Омск были решены
была выбрана трасса газопровода по физической карте района с учетом
критериев оптимальности расчетная длина газопровода составила 610 км;
было определено необходимое количество ГПА и ПУ на каждой компрессорной
станции: количество ГПА типа ГТК-10-4 равняется 3 (2 рабочих и 1
резервных) количество ПУ типа ГП-144 – 4 шт; АВО типа 2АВГ-75с 10 штук
были выявлены конкурирующие варианты по производительности газопровода:
по экономическим показателям строительства и эксплуатации МГ был
определена оптимальная производительность которая равняется 65 млн.
Список использованной литературы
Стандарты Организации. Нормы технологического проектирования
магистрального газопровода. СТО Газпром 2-3.5-051-2006.
Альбом характеристик центробежных нагнетателей. М. Мингазпром 1985.
Волков М.М. Михеев А.А. Конев К.А. Справочник работника газовой
промышленности. М.: Недра 1989.
Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы: Учебное пособие Тюмень: Тюм
Зубарев В.Г. Методические указания по дисциплине «Проектирование и
эксплуатация магистральных газопроводов» для курсового проектирования.2006.
Земенков Ю.Д. Кутузова Т.Т. Потемина Т.Т. Дипломное и курсовое
проектирование. Методические указания по выполнению и оформлению курсовых и
дипломных проектов для студентов специальности 130501 2005.
Зубарев В.Г. МУ к лабораторным и практическим занятиям с использованием
ЭВМ по по дисциплине «Проектирование и эксплуатация магистральных
газопроводов» для студентов специальности 090701.
Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций.
Приложения к методическим указаниям по курсовому проектированию для
студентов специальности 0907. 2004..
«Эксплуатация магистральных газопроводов» (второе издание перераб.
доп.). Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова.- Тюмень «Вектор Бук» 2003.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА КС
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Определение оптимального диаметра МГ
ТюмГНГУ гр. НТХ-04-2
Определение оптимальной производительности газопровода Тюмень-Омск.
ВЫБОР ТРАССЫ ГАЗОПРОВОДА
Определение КОЛИЧЕСТВА гпа
Определение КОЛИЧЕСТВА
И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

2. Кр.ОНТП.doc

ВЫБОР ТРАССЫ МГ И ОПЕРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ 5
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА АВО и ПУ 7
1. Определение количества ГПА. 7
2. Определение количества АВО. 7
3. Определение количеста ПУ. 7
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ДИАМЕТРА МГ 9
1. Определение числа КС. 10
2. Определение прибыли 16
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 23
Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в
значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования
эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных
газов из отдаленных и слабо освоенных регионов в промышленные и
центральные районы страны.
Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для
транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений до
потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет
упругой энергии приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его
Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на преодоление
газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.
Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается
прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при
минимальных энергозатратах на компримирование и транспортировку газа по
газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой
компрессорных станций устанавливаемых по трассе газопровода как
правило через каждые 100-150км. Длина участков газопровода между КС
рассчитывается с одной стороны исходя из величины падения давления газа
на данном участке трассы а с другой – исходя из привязки станции к
населенным пунктам источникам водоснабжения электроэнергии и т.п.
ВЫБОР ТРАССЫ МГ И ОПЕРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
Согласно [1] выбор трассы трубопровода должен производиться по
критериям оптимальности учитывающим затраты при сооружении техническом
обслуживании и ремонте трубопроводов при эксплуатации включая
мероприятия по обеспечению сохранности окружающей среды а также
металлоемкость конструктивные схемы прокладки безопасность заданное
время строительства наличие дорог и т.д.
Исходные данные из задания на курсовой проект:
Производительность Qг= 1 млрд м3год;
Давление на выходе КС P1=55 МПа;
Давление на входе КС Рн=50 МПа;
Давление перед пунктом назначения Рк=20 МПа;
Температура на входе КС Тн=273 К;
Недостающими исходными данными являются протяженность нефтепровода
L а так же относительная плотность газа по воздуху . С помощью атласа
учитывая транспортную развязку определяем что L=590 км а =0561 [3].
Температура в районе прохождения трассы Ямбург-Салехард:
Среднемесячная температура грунта на глубине заложения трубопровода в
Среднемесячная температура воздуха в марте Та=-10оС;
Кроме расчетной длины для выполнения проекта МГ необходимы следующие
исходные данные: суточная производительность свойства газа
среднегодовые температуры грунта и воздуха в крайних точках МГ.
Определяем суточную производительность газопровода Q млн.м3сут по
где Qг - годовая производительность газопровода млрд.м3год;
[pic] - оценочный коэффициент использования пропускной способ-
ности определяемый по формуле:
где [pic] - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения
потребителей связанный с необходимостью увеличения пропускной
способности газопровода в период повышенного спроса на газ;
[pic] - коэффициент экстремальных температур учитывающий
снижение пропускной способности газопровода при повышение температуры
воздуха выше расчетного значения;
[pic] - оценочный коэффициент надежности газопровода
учитывающий снижение пропускной способности МГ при отказах линейной части
В соответствии с [2] принимаем следующие значения коэффициентов:
[p [p [pic] = 099 (для длины газопровода 590 км).
Определяем физические свойства газа.
Принимаем газ Уренгойского месторождения (сеноман) с относительной
плотностью по воздуху (при 20 °С) [pic]= 0561 и удельной теплотой
сгорания (при 20 °С) QН = 33080 кДжм3 [3].
Определяем плотность газа при стандартных условиях по формуле [pic]:
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА АВО И ПУ
1. Определение количества ГПА
Количество рабочих ГПА [pic] на каждой станции можно определить по
где Qном. – номинальная производительность одного ГПА.
Согласно [6] для МК8-56 принимаем Qном. = 1538 млн.м3сут.
Принимаем [pic] = 2. Согласно [2] принимаем 1 резервных ГПА.
Следовательно суммарное количество ГПА на КС равно [pic] = 3 шт.
2. Определение количества АВО
Согласно [2] магистральные газопроводы диаметром 1220 и 1420 мм
оборудуются АВО а газопроводы меньших диаметров не оборудуются.
3. Определение количества ПУ
Необходимое количество ПУ определяется таким образом чтобы при
отключении одного из аппаратов нагрузка на остальные в работе не
выходила за пределы их максимальной производительности а при работе
всех аппаратов - не выходила за пределы минимальной производительности.
Рабочее давление пылеуловителя [pic] равняется давлению на входе в КС
Так как плотность газа при стандартных условиях отличается от
5кгм3 следовательно необходимо определить коэффициент изменения
производительности пылеуловителя [8].
В приложении 1 приведена характеристика ПУ типа ГП-144. Принимаем
коэффициент изменения производительности ПУ = 09.
По прил. 1 определяем минимальную [pic] и максимальную [pic]
производительность ПУ:
[pic]= 136 млн. м3сут.
[pic]= 202 млн. м3сут.
Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения
производительности ПУ:
Количество ПУ можно определить по формуле:
где nmax и nmin – максимально и минимально допустимое
количество пылеуловителей шт.
Таким образом принимаем 1 ПУ заданной марки ГП-144.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ДИАМЕТРА МГ
В качестве обобщенного критерия оптимальности принимаемого решения в
настоящее время следует использовать чистую прибыль от выполнения
транспортной работы. Допустимо также использование приведенных расходов.
Так как затраты на сооружение и эксплуатацию (МГ) рассчитываются по
укрупненным показателям то точность расчета не превысит 5%. С учетом
этого варианты для которых разница прибыли или приведенных затрат не
превышает 5% следует считать равноценными и для определения оптимального
варианта следует использовать частный критерий оптимальности [1].
Для определения оптимального диаметра магистрального газопровода
используем метод сравнения конкурирующих вариантов. Для этого необходимо
предварительно определить несколько диаметров на основании опыта
проектирования затем рассчитать прибыль по каждому варианту и выбрать
наиболее оптимальный по максимальной прибыли.
Согласно [1] диаметру газопровода 377 мм соответствует диапазон
производительностей 22-34 млн.м3сут а диаметру 426 мм – 32-44
млн.м3сут (на основании эксплуатируемых в настоящее время МГ). Таким
образом расчетная производительность газопровода 2973 млн.м3сут
находиться между отмеченными диаметрами. Следовательно в качестве
расчетных вариантом принимаем диаметры 426 и 377 мм. Для выявления же
оптимального диаметра (получение точки перегиба) необходимо рассмотреть и
ближайшие варианты: диаметр 530 мм.
Итак в качестве конкурирующих вариантов принимаем диаметры 377 426
Принимаем по сортаменту труб Волжского трубного завода [5] следующие
- 10Г1С1 в термически упрочненном состоянии с временным сопротивлением
В качестве примера далее приводится расчет прибыли для диаметра 377
мм по остальным вариантам все расчетные показатели приведены в табл. 1.
Для определения экономических показателей конкурирующих вариантов
необходимо изначально определить количество КС.
1. Определение числа КС
При прочих равных условиях длина участка между станциями зависит от
перепада давления в нем и поэтому будет различна для участков между КС и
для конечного участка.
Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной
с – коэффициент равный 105087;
D – внутренний диаметр м;
[pic] – расчетное значение коэффициента гидравлического
Р1 – абсолютное давление в начале участка МГ (на выходе КС)
Р2 – абсолютное давление в конце участка МГ (на входе в КС)
zср – коэффициент сжимаемости газа (средний на участке МГ)
Тср – средняя температура газа на участке МГ К.
Внутренний диаметр можно определить по формуле:
где Dн – наружный диаметр м;
[pic] – толщина стенки м.
Толщину стенки определяем согласно [4] по формуле:
где n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему давлению
принимаемый по табл. 13 [4];
Р – рабочее давление МГ;
R1 – расчетное сопротивление растяжению (сжатию) МПа;
Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) определяется по формуле:
где [pic] - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла
труб и сварных соединений МПа принимается равным временному
сопротивлению разрыва;
m – коэффициент условий работы трубопровода принимаемый по
k1 – коэффициент надежности по материалу принимаемый по
kн – коэффициент надежности по назначению принимаемый по
Принимаем следующие значения параметров: n = 11; Р = 56 МПа;
[p k1 = 134; kн = 105. Согласно табл. 2 принимаем III
категорию МГ следовательно m = 09.
Округляем полученную величину толщины стенки до стандартного
значения. Согласно [7] [pic]= 0006 м.
Предполагая квадратичный режим течения (так большинство газопроводов
работают в квадратичном режиме) и величину эквивалентной шероховатости kэ
= 003 мм (согласно [2]) коэффициент гидравлического сопротивления можно
определить по формуле:
D – внутренний диаметр МГ мм.
Расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления
согласно [2] определяем по формуле:
где Е – коэффициент гидравлической эффективности работы участка.
В соответствии с [2] принимаем Е = 095 для газопровода
оборудованного узлами очистки.
Принимая давление в конце участка (на входе станции) Р2 равным
давлению на входе в первую станцию Рн имеем:
Ориентировочное значение средней температуры на участке можно
где Т1 – температура газа в начале участка К;
Т2 – температура газа в конце участка К.
Температуру газа в конце участка ориентировочно можно определить как
среднюю температуру грунта трассы МГ:
Температура газа в начале участка будет равняться температуре на
выходе из ГПА которую можно определить по формуле [9]:
где Тнаг – температура газа на выходе ГПА К;
k – показатель адиабаты.
Определим степень сжатия центробежных нагнетателей:
Р1-давление газа в начале участка (после входа их КС) МПа
Р2-давление газа вконце участка (перед входом в КС) МПа
[pic] - потери давления во входном и выходном коллекторах КС 012 и
[pic] - потери давления в аппаратах воздушного охлаждения [pic]=
Согласно рекомендация [2] принимаем [pic] = 08 и k = 131. При этом
температура газа на выходе ГПА по формуле (3.11) будет равняться:
Итак определяем среднюю температуру на участке для магистрального
газопровода диаметром 1420 мм по формуле (3.7):
Среднее значение коэффициента сжимаемости газа можно определить
относительно средних значений давления и температуры на участке по
где Рпр – приведенное давление газа;
[pic] – функция учитывающая влияние температуры.
Приведенное давление газа можно определить по формуле:
где Рср – среднее давление газа на участке МПа;
Ркр – критическое давление газа МПа.
Среднее давление на участке можно определить по формуле:
Критическое давление газа можно определить по формуле:
где [pic] – плотность газа при стандартных условиях кгм3.
Функцию [pic] можно определить по формуле:
где Тпр – приведенная температура газа.
Приведенную температуру газа можно определить по формуле:
где Ткр – критическая температура газа К.
Критическую температуру газа можно определить по формуле:
Итак определив все неизвестные в формуле (3.1) рассчитываем длину
Длину конечного участка можно определить из соотношения:
Рк – абсолютное давление в конце МГ МПа;
zк.ср – коэффициент сжимаемости газа (средний на конечном
Тк.ср – средняя температура газа на конечном участке МГ К.
Согласно [1] вторым сомножителем в формуле (3.18) можно пренебречь.
Таким образом получаем следующую формулу:
Определяем показатель [pic]
Зная длину всего МГ и длины участков можно определить теоретическое
число КС по формуле:
где n0КС – теоретическое число КС шт.;
Округление числа КС в меньшую сторону потребует строительства
лупингов для сохранения заданной пропускной способности что создаст
дополнительные трудности при эксплуатации. При округлении числа КС в
большую сторону пропускная способность МГ возрастет следовательно
заданную производительность можно будет реализовать при регулировании
Итак округляем число КС в большую сторону и принимаем nКС = 22 шт.
Уточняем полученные длины участков по формулам:
[pic] – уточненное значение длины конечного участка МГ км.
2. Определение прибыли
Согласно [7] прибыль от МГ можно определить по формуле:
где ПР – чистая прибыль от транспорта газа тыс. руб.;
Т – тариф на транспорт газа по МГ руб.(тыс. м3 100 км);
QГ – годовая производительность МГ млн. м3;
αЛ – коэффициент амортизационных отчислений от линейной части;
αСТ – коэффициент амортизационных отчислений от КС;
КЛ – капитальные затраты на сооружение линейной части тыс.
КСТ – капитальные затраты на сооружение КС тыс. руб.;
SЭ – стоимость энергии (топливного газа и (или) электроэнергии
тыс.руб.) потребляемой всеми КС МГ тыс. руб.
Значения тарифа на транспорт газа коэффициентов амортизационных
отчислений капитальных затрат и стоимости электроэнергии и газа
постоянно меняются [7].
Согласно рекомендациям [7] принимаем:
- Т = 100 руб.(тыс. м3 100 км);
- стоимость топливного газа СТГ = 65 руб.тыс.м3;
- стоимость электроэнергии за заявленную мощность СЭЛ1 = 300
руб.(кВтмес.); за потребленную электроэнергию СЭЛ2 = 0225
Капитальные затраты на сооружение линейной части можно определить по
где СЛ – стоимость строительства одного километра трубопровода
kР – районный коэффициент удорожания строительства и
kT – топографический коэффициент удорожания строительства и
Согласно прил. 3 [7] для трубы 377х6 мм на рабочее давление 56 МПа
принимаем СЛ = 485 тыс.руб.км.
Согласно рекомендациям [7] для района прохождения трассы принимаем
kР=28 (для капиталовложений в линейную часть) и kT = 1.
Капитальные затраты на сооружение КС можно определить по формуле:
где ССТ – стоимость строительства одной КС тыс.руб.
Стоимость строительства одной КС можно определить по формуле:
где k0 – стоимость строительства КС независящая от числа ГПА
kn – стоимость строительства КС зависящая от числа ГПА
Согласно прил. 4 [7] принимаем k0 и kn для ГПА типа МК8-56: k0 =
200 тыс.руб.; kn = 9000 тыс.руб.
kР=25 (для капиталовложений в КС); kT = 1.
Стоимость энергии потребляемой всеми КС МГ (с газотурбинным приводом
нагнетателей и наличием АВО) можно определить по формуле
где SТГ – стоимость топливного газа потребляемого одной КС
SЭЛ – стоимость электроэнергии потребляемой одной КС тыс.руб.
Стоимость топливного газа можно определить по формуле:
где QТГ – расход топливного газа на КС млн.м3сут.
Расход топливного газа можно определить по формуле:
где Nдв – потребляемая мощность двигателя кВт;
Тр.п. – продолжительность расчетного периода сут.
Принимая потребляемую мощность двигателя равной его номинальной
мощности (и учитывая количество рабочих ГПА на КС) и [pic] = 036 [6]
определим расход топливного газа для 1 года (355 суток):
Стоимость электроэнергии определяется в зависимости от величины
заявленной мощности силовых установок и количества потребленной
электроэнергии [1]. Суммарную мощность потребляемую АВО можно определить
где NАВО – суммарная мощность потребляемая АВО кВт;
nАВО – количество АВО на станции шт.;
nв – количество вентиляторов на одном АВО шт.;
Nв – мощность одного вентилятора кВт.
Т.к. АВО на КС отсутствует то
Принимая продолжительность периода равным 1 году имеем
Следовательно стоимость потребляемой энергии будет равна
Прибыль от транспорта газа по МГ по формуле (3.23) составляет
По приведенной методике определяем прибыль для конкурирующих
вариантов расчетные показатели по которым приведены в табл.1.
Как видно из табл. 1 оптимальным диаметром МГ является диаметр 530 мм
(ему соответствует максимальная прибыль от совершения транспортной работы
среди рассмотренных соседних вариантов). Причем разница в прибыли между
этим диаметром МГ и остальными (426 и 377 мм) превышает необходимую
величину в 5 %. Количество станций при диаметре 530 мм равно 1
дальнейшее увеличение диаметра нецелесообразно так как это приведет к
увеличению затрат на линейную часть при том же количестве станций.
Определение прибыли по конкурирующим вариантам
Показатели Наружный диаметр трубопровода мм
Расчетная толщина стенки мм 28 31 39
Принятая толщина стенки мм 6 7 7
[pic] 00117 00114 00109
[pic] 00136 00133 00127
Т1 К 28305 28305 28305
Тср К 27502 27502 27502
Рср МПа 535 535 535
Ркр МПа 4367 4367 4367
Ткр К 1925 1925 1925
[pic] 0223 0223 0223
[pic] 0875 0875 0875
l км 2351 4413 1422
[pic] 5037 5037 5037
СЛ тыс.руб.км 485 5764 7086
КЛ тыс. руб. 801220 952213 1170607
ССТ тыс.руб. 95200 95200 95200
КСТ тыс. руб. 5236 000 1 155 000 238 000
QТГ млн.м3год 15917 15917 15917
SТГ тыс.руб. 1034608 1034608 1034608
SЭ тыс.руб. 2276138 2276138 2276138
ПР тыс. руб. 40 173 318 322 523 043
В ходе выполнения проекта газопровода Ямбург-Салехард были решены
была выбрана трасса газопровода по физической карте района с учетом
критериев оптимальности расчетная длина газопровода составила 590 км;
было определено необходимое количество ГПА и ПУ на каждой компрессорной
станции: количество ГПА типа МК8-56 равняется 2 (2 рабочих и 1
резервных) количество ПУ типа ГП-144 – 1 шт; АВО на КС отсутствуют.
были выявлены конкурирующие варианты по диаметрам газопровода: 377 426
по экономическим показателям строительства и эксплуатации МГ был
определен оптимальный диаметр который равняется 530 мм.
Список использованной литературы
Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация газопроводов.
Электронный курс лекций Тюмень 2001.
ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования.
Магистральные газопроводы Часть I. Газопроводы.- М.: Мингазпром
Волков М.М. Михеев А.А. Конев К.А. Справочник работника газовой
промышленности. - М.: Недра 1989.
СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.-
М.: Стройиздат 1985.
Трубопроводный транспорт нефти. Под общей редакцией Вайнштока С.М..
том 1. – М.: Недра 2002.
Альбом характеристик центробежных нагнетателей. М.: Мингазпром
Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация магистральных
газопроводов. Методические указания по курсовому проектированию для
студентов специальности 130501. Тюмень 2005.
Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация Компрессорных
станций. Учебно-методический комплекс. Тюмень 2004.
Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы. Учебное пособие.
Определение оптимального диаметра МГ
ТюмГНГУ гр. НТХ-04-2
Проект газопровода Ямбург-Салехард
ВЫБОР ТРАССЫ МГ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ДИМАЕТРА МГ
Определение КОЛИЧЕСТВА гпа
Определение КОЛИЧЕСТВА
И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

Титульный лист.doc

Министерство образования Российской Федерации
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет
Кафедра «Проектирование и эксплуатация
Нефтегазопроводов и хранилищ»
По дисциплине: Проектировани и эксплуатация МГ
На тему: Проект магистрального газопровода

6. Заключение.doc

В данной работе была определена максимальная технически возможная
производительность газопровода в районе Медвежье при заданных условиях.
Значение данной производительности составило Q = 2787 млн
м3сут. При этом ГПА на обеих КС работают при неполной загрузке по
мощности на первой и второй КС отключены все АВО газа.
Проверка соответствия оборудовании газопровода его условиям работы
показала что все оборудование в целом удовлетворяет всем потребностям.
Исключение составляют Пу которых на КС установлено в избытке. ГПА на обеих
КС работают в пределах экплуатационом режиме однако мощность потреблемая
нагнетателями значительно ниже располагаемой.
ТюмГНГУ гр. НТХ 03-1

6. Заключение (2).doc

В данной работе была определена максимальная технически возможная
производительность газопровода в районе Медвежье при заданных условиях.
Значение данной производительности составило Q = 7223 млн
м3сут. При этом ГПА на обеих КС работают при неполной загрузке по
мощности на первой и второй КС отключены все АВО газа.
Проверка соответствия оборудовании газопровода его условиям работы
показала что все оборудование в целом удовлетворяет всем потребностям.
Исключение составляют ПУ которых на КС установлено в недостатке. ГПА на
обеих КС работают в пределах экплуатационого режиме однако мощность
потреблемая нагнетателями значительно ниже располагаемой.
ТюмГНГУ гр. НТХ 03-1

КР (2).doc

Определение количества КС. 5
Выбор оборудования. 9
2. Выбор пылеуловителей. 11
Расчет режима работы 19
Список используемых источников. 28
Магистральный газопровод – это целый комплекс сооружений. В состав
магистральных газопроводов входят: линейные сооружения КС
газораспределительные станции (ГРС) пункты измерения расхода газа станции
охлаждения газа (СОГ) (при необходимости). В состав линейных сооружений
входят: газопровод с отводами и лупингами переходы через естественные и
искусственные препятствия перемычки узлы редуцирования узлы очистки
газопровода узлы сбора продуктов очистки полости газопровода узлы
подключения КС запорная арматура система электроснабжения линейных
потребителей устройства контроля и автоматики система телемеханизации
система оперативно-технической связи система электрохимической защиты
здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги вертолетные
площадки дома обходчиков и т.д.).
Для компримирования газа КС оборудуется газоперекачивающими агрегатами
(ГПА) состоящих из компрессора и приводящего его двигателя. На КС
используются ГПА с поршневыми и центробежными компрессорами.
В данной курсовой работе выполняется проект газопровода Тюмень-
Екатеринбург. Суточная производительность составляет Q=27млн.м3сут
давление в начале участка P1=55МПа перед головной КС (ГКС) – Pн=50МПа
конечное – Рк=20МПа температура на входе ГКС – Т2=273К. Внутренний
диаметр D=1000мм толщина стенки соответственно равна =10мм. Значения
давлений относительные. Выбор трассы осуществлялся по физической карте
Российской Федерации с учетом следующих параметров:
минимальная протяженность трассы т.к. затраты на строительство
линейной части весьма высоки;
небольшие значения разности геодезических отметок по трассе в
пределах 100 метров. Это делается для того чтобы упростить расчет
и эксплуатацию газопровода т.к. при разности геодезических
отметок в пределах 100 метров они незначительно сказываются на
величине потерь давления в трубопроводе по сравнению с
гидравлическими потерями. Поэтому их не учитывают и считают
газопровод горизонтальным;
приближенность к существующим технологическим коридорам
нефтепроводов и газопроводов.
Таким образом протяженность газопровода с учетом разностей
геодезических отметок по длине составила ориентировочно L=340км. Эту
величину и примем за расчетную длину газопровода.
Определение количества КС.
Компрессорные станции на трассе газопровода размещают с учетом как
чисто технологических так и экономических соображений. В частности
необходимо стремиться к тому чтобы размещение КС отвечало требованиям
удобства их строительства и эксплуатации. Кроме того следует учитывать
что расположение КС по трассе существенно влияет на пропускную способность
отдельных участков и газопровода в целом а также на суммарную мощность КС.
Зная диаметр и производительность необходимо определить число КС и
расстояние между ними и длину конечного участка. Длина конечного участка
будет определяться тем давлением которое будет необходимо потребителю. В
нашем случаи оно заданно. Для определения длин перегонов (расстояний между
КС) сначала необходимо определить параметры перекачки свойства газа и
режим перекачки. Эту задачу будем решать методом последовательных
приближений. Необходимо задаться конечным давлением начальной
конечной температурой длиной участка точностью определения Р и Т.
ΔР=01МПа – точность определения давления;
ΔТ=1К – точность определения температуры;
Р2=47МПа – относительное давление перед КС;
Т1=2805К – температура на выходе КС;
Т2=2777К – температура на входе КС принимаем ее равной температуре
грунта. Это связанно с тем что в процессе транспорта температура снижается
и стремиться к температуре окружающей среды. Среднегодовая температура на
данном участке меняется весьма значительно поэтому примем ее на уровне
l=795км – длина перегона.
Определим средние значения давления и температуры газа в участке.
Р1 – абсолютное давление газа в начале участка МПа;
Р2 – абсолютное давление газа в конце участка МПа.
Примем атмосферное давление Ра = 01 МПа тогда Р1=56 МПа Р2=48МПа
Ориентировочное значение средней температуры газа в участке определим
Т1 и Т2 – температура газа в начале и в конце участка К.
Определим физические свойства газа.
ρст – плотность газа при стандартных условиях кгм3;
Δ – относительная плотность газа в среднем она составляет 06.
Определим критические значение давления Ркр и температуры Ткр газа
Определим приведенные значения Рпр и Тпр
Определим коэффициент сжимаемости газа z
Динамическая вязкость газа
[pic]Рассчитаем удельную теплоемкость ср и коэффициент Джоуля – Томсона
Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение
переходной производительности Qп
D – внутренний диаметр трубопровода м.
Q>Qп следовательно газ течет при квадратичном режиме. Тогда при
эквивалентной шероховатости kэ=003мм
D – внутренний диаметр труб мм.
Расчетное значение λр
Е – коэффициент гидравлической эффективности участка.
В соответствии с ОНТП примем Е=095 тогда
Давление в конце участка Р21 определим из уравнения пропускной
Расчетное значение средней температуры газа в участке Тср1 определим из
k – коэффициент теплопередачи Вт(м2 К);
М – массовая производительность газопровода кгс;
Т0 – температура окружающей среды К.
Примем k=15 Вт(м2 К) и найдем значение показателя a
Оценим сходимость предположенных и рассчитанных значений давления и
Сходимость удовлетворительная. Условие ΔР2≤ ΔР и ΔТср≤ ΔТ выполняются.
Полученное значение длины перегона и принятое нами совпали принимаем
его за исходное. Все участки равны между собой конечный участок
рассчитывается при давлениях Р1 и Рк и получается в ( раз длиннее.
Тогда длина конечного участка определим по формуле
Так как газопроводы рекомендуется сооружать без лупинга дробное число
КС обычно округляется в большую сторону. К строительству принимаем
количество КС n0 = 12 тогда уточняем длины участков
Эти значения принимаем за искомые
Поскольку производительность нашего газопровода более 15млн.м3сут.
то выбираем тип компрессорной машины (КМ) – центробежный нагнетатель.
Теперь производится выявление оптимального варианта КС – т.е. определяется
оптимальная марка ГПА число и схема соединения машин данной марки
количество ступеней сжатия. Для этого из множества КМ требуемого типа
предварительно выбирается несколько машин разных марок отличающихся подачей
и степенью сжатия (или давления нагнетателя). При этом если в каком-либо из
вариантов предусматривается использование неполнонапорных нагнетателей то
данный вариант дополнительно разбивается на два подварианта отличающихся
количеством ступеней сжатия. В итоге образуется несколько вариантов из
которых нужно будет выбрать более экономичный. Для каждого варианта и
подварианта КС определяется число резервных машин степень сжатия КС и
удельные приведенные расходы по станции с учетом типа привода Cк.
Для нагнетателей число КМ на станции должно составлять 2 – 6. Число КМ
определяется по формуле.
q – номинальная подача одного нагнетателя млн.м3сут;
Уточним теперь подачу нагнетателя
Подача нагнетателя должна соответствовать рабочей зоне нагнетателя
которая составляет ±15% от номинальной: (1105 – 1495)млн.м3сут.
Рвых – давление на выходе нагнетателя МПа;
Рвх – давление на входе в нагнетатель МПа.
В таблицу занесем такую величину как
Именно эта величина является определяющей при выборе из двух
конкурирующих вариантов.
Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле:
Э – эксплуатационные затраты на станции тыс.руб.год;
К – капиталовложения в КС тыс. руб.;
Е – отраслевой коэффициент обратный сроку окупаемости и равный для
объектов транспорта и хранения нефти и газа 015 1год.
Эксплуатационные затраты на станции:
n – число рабочих ГПА на станции;
[pic] – коэффициенты отражающие затраты связанные с ГПА и другими
системами и службами КС независимые от числа ГПА на КС.
Капиталовложения в КС:
К = (n+[pic])·[pic]тыс.руб.
Все экономические показатели и коэффициенты также представлены в
Возможные варианты ГПА.
ГПА ГПА-Ц-63одноступенча
схема Четыре группы в
соединения каждой группе по
К тыс.руб.год 10658
Ск тыс.руб.год40797
2. Выбор пылеуловителей.
Установка очистки газа предназначена для очистки поступающего на КС
газа от твердых и жидких примесей и предотвращения тем самым загрязнения и
эрозии оборудования и трубопроводов станции.
Очистка газа на установках проводится как правило в одну ступень – в
пылеуловителях (ПУ). В ряде случаев применяется двухступенчатая очистка
газа с использованием на второй ступени фильтров-сепараторов; подобная
очистка предусматривается преимущественно на каждой 3-5 КС и практикуется в
основном после участков газопроводов с повышенной вероятностью аварий а
также после подводных переходов протяженностью более 500 метров
подверженным относительно частым ремонтам и загрязнению. В данном курсовом
проекте рассматривается одноступенчатая очистка газа в ПУ. В качестве ПУ на
КС применяются аппараты двух типов - масляные и циклонные. Очистка газа от
примесей в масляных ПУ осуществляется в результате контакта газа с маслом в
нижней части ПУ и оседания твердых и жидких включений на поверхности масла.
В циклонных ПУ освобождение газа от примесей производится с помощью сил
создаваемых в аппаратах за счет их особой конструкции. Преимущественное
применение в настоящее время находят аппараты циклонного типа. Расчет
потребного количества циклонных ПУ для установок очистки газа на КС
производится на основе характеристик данных аппаратов и выполняется в
следующей последовательности.
Первоначально уточняется рабочее давление ПУ. Оно соответствует
давлению на входе КС. Затем по характеристике аппарата определяются его
максимально и минимально допустимые производительности - Qmin и Qmax. При
отличии плотности транспортируемого газа при стандартных условиях от 075
кгм3 полученные значения корректируются. По уточненным значениям
производительностей определяется потребное число ПУ таким образом чтобы
при отключении одного из аппаратов нагрузка на остальные в работе не
выходила за пределы их максимальной производительности Qmax а при работе
всех аппаратов – не выходила за пределы минимальной производительности
Qmin. При этом для любого режима работы общие потери давления на стороне
всасывания КС не должны превышать нормативную величину.
Рабочее давление пылеуловителя
ΔРвх – потери во входных коммуникациях 012МПа.
Коэффициент изменения производительности пылеуловителя определяется по
их характеристике. Он зависит от плотности газа [pic]0723 кгм3 и
температуры [pic]0оС. Коэффициент изменения производительности ПУ=094.
По характеристике циклонного пылеуловителя ГП 106 определяем:
[pic]=74млн.м[pic]сут.
Производительность корректируется с учетом коэффициента
изменения производительности пылеуловителей.
[pic]= 094. 74=6956млн.м[pic]сут.
Находим количество пылеуловителей.
[pic]шт. принимаем 7 шт.
[pic]принимаем 4 шт.
[pic]-[pic]=4 – 7 шт.
Производительность при работе всех ПУ:
Q=54 млн.м[pic]сут. > Qmin=45 млн.м[pic]сут.
Производительность ПУ при отключении одного пылеуловителя:
[pic]млн.м[pic]сут. Qmax =6956 млн.м[pic]сут.
Условия выполняются следовательно принимаем циклонные пылеуловители
марки ГП.106.00 в количестве n = 5 штуки.
Компремирование газа на КС сопровождается его нагревом. Охлаждение
газа проводится на выходе станций и осуществляется с целью: предотвращение
нарушения устойчивости и прочности труб и покрывающей их изоляции; для
предотвращения растепления грунтов многолетнемерзлых в которых уложен
газопровод обслуживаемый КС; для повышения экономичности транспорта газа
за счет уменьшения его объема при охлаждении.
Охлаждение газа осуществляется как правило в агрегатах воздушного
охлаждения (АВО). Разработка установки охлаждения газа в объеме курсовой
работы включает в себя: определение типа и количества аппаратов воздушного
охлаждения газа разработку технологической схемы установки. Тип АВО
определяется экономичностью его использования для условий
КС количество АВО – гидравлическим и тепловым расчетом газопровода исходя
из расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха среднегодовой
температуры грунта на глубине заложения газопровода и оптимальной
среднегодовой температуры охлаждения газа. Полученное количество АВО
уточняется гидравлическим и тепловым расчетом газопровода для абсолютной
максимальной температуры наружного воздуха и июльской температуры грунта.
Максимальная температура транспортируемого газа определенная в ходе
проверочного расчета не должна приводить к потере устойчивости и прочности
труб и изоляционного покрытия их. При невыполнении этого условия количество
АВО должно быть увеличено.
Принимаем температуру наружного воздуха среднюю за год -15°С.
Оптимальная среднегодовая температура охлаждения газа [pic] принимаются на
-15°С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха[pic]:
[pic]- поправка на изменчивость климатических данных принимается
Определение общего количества тепла подлежащего отводу от
[pic]-удельная теплоемкость газа при давлении на входе в АВО и Тср =
[pic]- температура газа на входе в АВО равная температуре газа на
выходе компрессорных машин °С.
[pic]- оптимальная температура охлаждения газа [pic].
tср=2941К; Рвх=56МПа
Ср=1696+1838·10-3·2941+196·106[pic]=266 кДжкг К
К рассмотрению принимаются несколько различных типов АВО. По
номинальной производительности аппаратов и известной производительности
КС определяем потребное количество АВО m каждого типа и рассчитывается
требуемые производительности одного аппарата каждого типа по теплоотводу
Проведем расчет потребного количества АВО типа 2АВГ-75С.
Маво- массовый расход газа кгч.
для расчета принимаем оптимальное количество АВО равное 4 шт.
Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха.
[pic]- общий объемный расход воздуха подаваемого всеми вентиляторами
[pic]- теплоемкость воздуха при барометрическом давлении Ра и [pic]
Дж(кг·К); Срв=1005 [pic].
[pic]- атмосферное давление МПа.
Предварительно принятое количество АВО остается в силе при [pic]t1-
условие выполняется.
Проверка принятого количества АВО по поверхности теплопередачи одного
F - фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО)
увеличенная на 10% с учетом возможного выхода из строя отдельных
вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена м2;
[pic]- допустимое расхождение между [pic] и F принимаемое равным 5%
[pic]- коэффициент теплопередачи принимаемый [pic]=23 Втм2К
[pic]- поправка определяемая по рис.5.19 [5] в зависимости от
Требуемая поверхность теплопередачи: [pic]
Условие по площади выполняется для данного типа аппарата воздушного
охлаждения при t2=47.
Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа (движение газа в
зоне квадратичного закона сопротивления).
[pic]- сумма коэффициентов местных сопротивлений АВО по ходу газа
приводимая в технической характеристике аппарата;
[pic]- плотность газа при давлении на входе в АВО и средней
температуре газа в АВО кгм3;
R-газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг·К);
Тср – средняя температура газа в АВО К;
z - определяем по номограмме z=088;
S - площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа м2;
d - внутренний диаметр труб м;
[pic] - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в
расчетах принимать 2·10-4 м) м;
L - длина труб АВО м.
Полученное значение [pic]должно удовлетворять условию:
[pic]- нормативные потери давления в нагнетательных коммуникациях КС
равные 009 МПа для рабочего давления газопровода 56МПа;
Δ[pic]- расчетные потери давления в нагнетательных коммуникациях КС
[pic]-допустимые потери давления в АВО по ходу газа равные 0015 0020
045≤ 12·0020 = 0024.
Условие выполняется.[pic]
Определение энергетического коэффициента.
Энергетический коэффициент используется для сравнения эффективности
работы теплообменной аппаратуры и представляет собой отношение количества
переданного тепла к затратам энергии на преодоление гидравлических
сопротивлений теплообменника.
Е - энергетический коэффициент;
N- мощность затрачиваемая на преодоление сопротивлений со стороны
поверхности теплопередачи Вт;
Н- полный напор развиваемый вентиляторами АВО Па.
G-металлоемкость тонн;
W-масса аппарата тонн;
Из гидравлического расчета согласно критериям оптимальности - Еmах и
Gmin выбираем тип АВО 2АВГ-75с. Исходя из условия экономичности принимаем
АВО типа 2АВГ-75с в количестве m =4 штук ему соответствует[pic]=46832 и
Расчет режима работы МГ
Расчет состоит в определении мощности N потребляемой каждой КМ
и мощности [pic] развиваемой приводящим ее двигателем.
Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при
соблюдении неравенства:
Экономичность при [pic] и следующих условиях:
где [pic]- давление на входе КС или требуемое давление на выходе
[pic]- политропический К.П.Д. определяемый по приведенной
характеристике нагнетателя;
[pic]- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период
определяемая по данным К.
При проектировании КС [pic] рассчитывается для среднегодовых
Расчет располагаемой мощности
Располагаемая мощность ГТУ приводящей ЦБН находится в
зависимости от условий работы установки по формуле:
[pic] - коэффициент учитывающий влияние температуры наружного
[pic] - коэффициент учитывающий влияние противообледнительной
[pic] - коэффициент учитывающий влияние системы утилизации тепла
[pic] и [pic] - расчетная и номинальная температуры воздуха на входе в
где [pic]- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый
[pic] - поправка на изменчивость климатических параметров и местный
подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ [pic]= 5 К.
Значения [pic] принимать по приложению.
Численное значение [pic] при отсутствии технических данных
по системе утилизации тепла принимать равным 0985 а kоб при выполнении
курсовой работы равным единице. Значение располагаемой мощности [pic] не
должно превышать номинальную мощность на 15 %. Если в результате расчета
получена большая величина то следует принимать.
Расчетная температура воздуха на входе в ГТУ:
[pic]=[pic][pic] +[pic] К.
Расчет режима работы для варианта КС с газоперекачивающими
агрегатами типа ГПА-Ц-63.
Определим располагаемую мощность ГТУ:
Расчет режима работы центробежных нагнетателей
На компрессорных станциях оборудованных центробежными
нагнетателями может иметь место одно- двух- и трехступенчатое сжатие.
Расчет режима работы таких станций проводится по отдельным ступеням
сжатия. Результаты расчета справедливы для всех параллельно
работающих нагнетателей составляющих единую степень сжатия.
Расчет режима работы центробежных нагнетателей первой ступени сжатия
Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени
где Тв1 и Твх - температура газа на входе в нагнетатель первой ступени
[pic] - потери давления во входных технологических коммуникациях КС
В данном случае [pic] не учитывается так как Рвх берется в
первую ступень сжатия уже с учетом потерь давления поэтому:
Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели
где R- газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг.К);
где [pic] и [pic] - плотность газа и воздуха при стандартных условиях
(20º и 720 мм. рт. ст.) кг[p
[pic] = 0723кгм[pic].
Плотность газа при условиях всасывания:
где R-газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг·К);
[pic]и [pic]- плотность газа и воздуха при стандартных условиях
z1 –коэф. сжимаемости при условиях всасывания;
[pic]= 3939 кгм[pic].
Определение объемной производительности нагнетателя
где К- количество параллельно работающих нагнетателей;
Q – производительность нагнетателя м3с;
Определение допустимого интервала изменения числа оборотов ротора
а) из условия экономичности работы нагнетателя
б) из условия сохранения превышения мощности турбины над
мощностью потребляемой нагнетателем
где [pic] - номинальная частота вращения нагнетателя обмин.
[pic] и [pic]- минимальное и максимальное значение [pic]
соответствующее зоне приведенной характеристики нагнетателя с [pic]
[pic] и [pic]- минимально и максимально допустимые значения частоты
вращения вала силовой турбины обмин.
i – передаточное число редуктора соединяющего вал силовой турбины
(ТНД) с валом нагнетателя;
а) из условия экономичности работы нагнетателя (приложение 21)
[pic]=160 м[pic]мин и [pic]=245 м[pic]с.
Интервал изменения числа оборотов ротора нагнетателя из данного
[pic]- [pic]= 5546 - 8492 обмин.
Следовательно принимаем этот интервал.
Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота
вращения его ротора должна быть равной или близкой [pic]. Значения n
отличаются от [pic] следует назначать лишь при невыполнении одного из
условий и при n=[pic].
Во всех случаях n должно находится в интервале одновременно
удовлетворяющему допустимым интервалам изменения n.
Определение приведенной производительности нагнетателя
n- потребная частота вращения ротора нагнетателя обмин.
Принимаем n = 7000 обмин.
[pic][pic] = 19411 м3с.
Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя
[pic]- определенные параметры газа на входе нагнетателя.
Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа
Нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении
[pic]- значение [pic] из приведенной характеристики соответствующее
максимуму зависимости [pic] для рассматриваемого значения [pic] а при
отсутствии максимума у зависимости [pic]- минимальному значению [pic] из
приведенной характеристики.
Следовательно условие безпомпажной работы выполняется и дальнейшее
регулирование оборотами не требуется.
Определение степени сжатия нагнетателей и относительной приведенной
мощности нагнетателей по приведенной характеристике нагнетателя
По приведенной характеристике нагнетателя находим:
[pic] = 187 кВт(кгм3).
Расчет мощности потребляемой нагнетателем.
Ni = 187. 3939 . 093 = 53698 кВт.
Определение потребной мощности для привода нагнетателя
где [pic]- механический к.п.д. нагнетателя и редуктора [pic]=0975.
5 . 6140 [pic] 57978 [pic] 6140.
Оба условия возможности транспорта газа в заданном количестве
Расчет параметров газа на выходе нагнетателей
где [pic]и [pic] - давление и температура газа на выходе нагнетателей
МПа и К соответственно.
[pic]и [pic]- давление и температура газа на входе нагнетателей МПа и
[pic]- политропический к.п.д. нагнетателя соответствующий значению
[pic]=[pic]=[pic] 292 К.
где [pic] и[pic]- соответственно давление и температура газа на выходе
нагнетателей последней ступени сжатия МПа и К;
[pic]- потери давления в коммуникациях на выходе КС.
[pic]-номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на
выходе станции (при недогрузке газопровода) МПа;
[pic]- допустимая температура из условия сохранения
прочности и устойчивости трубопровода и изоляции;
[pic]= 56 - 013 = 547 МПа
Агапкин В. М. Справочное руководство по расчетам трубопроводов. М.
Деточенко А.В. Спутник газовика. М. Недра 1998
Новоселов В. Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации
газопроводов. уч. Пособие М. Недра 1982
Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные
трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. ОНТП 51-1-85. Мингазпром М. 1985
Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация компрессорных
станций. уч. Пособие Тюмень ТюмГНГУ1996
станций. Методические указания по курсовому проектированию Тюмень
станций. Приложение к методическим указаниям по курсовому проектированию
Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под
редакцией Дерцакяна А. К Л. Недра 1977
Трубопроводный транспорт нефти и газа. под редакцией Юфина В. А. М.
РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ.

32-Г Определение оптимального числа ниток.dwg

Трубопогрузчик и ящик для труб
Передний трубный ключ
Система анкерного крепления
SB-длина подсвечника
d-промежуточная глубина
L-прямолинейный участок забуривания
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА
Система обнаружения (по принципу зонд-приемник)
Протаскиваемая труба
Буровое устройство с источником энергии
Ширина лопаток на входе в рабочее колесо
Определение оптимального числа ниток газопровода Уренгой-Югорск
nЧисло ниток газопровода
Количество ГПА АВО ПУ
Коэффициент сверхжимаемости газа Zвх.
Потребляемая мощность ND КВт.
Привиденная обьемная произв- одительность Qпр. м³мин.
Привиденные обороты (nnн)пр обмин.
Степень сжатия нагнетателя
Давление на выходе из КС Pвых МПа
Температура на выходе из КС Твых МПа
Длинна участка l км.
Длинна конечного участка lк км.
Затраты на линейную часть Кл млн.руб
Стоимость станции Кст.млн.руб
Затраты на электроэнергию и топливный газ Sэмлн.руб.
График зависимости прибыли от числа ниток газопровода.
Стоимость станции млн.руб.
График зависимости стоимости строительства станции от числа ниток газопровода.
Экономический расчет

1. Титульник.doc

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Кафедра «Проектирование и эксплуатация
нефтегазопроводов и хранилищ»
ПО ДИСЦИПЛИНЕ: Проектирование и эксплуатация
«Проект газопровода Ямбург-Салехард»
НТХ 04-2 Оегостурова А.И.

КР.doc

Определение оптимальной степени сжатия КС . 4
Расстановка КС по трассе газопровода 8
Определение количества ГПА АВО и ПУ 11
Расчет режима работы МГ ..25
Список (рекомендуемой) использованной литературы . ..34
Компрессорные станции (КС) предназначены для повышения давления и
перекачки газа по магистральному газопроводу. Они служат управляющим
элементом в комплексе сооружений входящих в магистральный газопровод.
Практически именно параметрами работы КС определяется режим работы
газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при
колебаниях потребления газа максимально использовать аккумулирующую
способность газопровода.
В газовой промышленности в качестве газоперекачивающих агрегатов (ГПА)
на магистральных газопроводах применяют центробежные нагнетатели с
приводом от газовой турбины или электродвигателя. Поршневые газо-
мотокомпрессоры используют на станциях подземного хранения газа.
Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены
для транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений
до потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет
упругой энергии приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его
Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на
преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.
Компрессорные станции являются одним из основных объектов
газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех
капиталовложений в системы транспорта газа и 60% всех эксплуатационных
затрат по этим системам.
Надежность и экономичность транспорта в значительной мере
определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и
эксплуатация КС должны осуществляться с учетом современных достижений
науки и техники и проспектов развития районов расположения станций.
Определение исходных данных
Суточная производительность определяется по формуле:
где [pic]- годовая производительность КС (газопровода) при стандартных
условиях млрд. м3год;
где [pic] - коэффициент использования пропускной способности
kро kэт - коэффициенты учитывающие запас пропускной способности
газопровода для обеспечения газоснабжения соответственно в периоды
повышенного спроса на газ и в периоды экстремально повышенных температур
приводящих к снижению мощности ГПА kро= 095 kэт= 098;
[pic]- коэффициент учитывающий запас пропускной способности
Определяем внутренний диаметр газопровода по формуле.
где Dн – наружный диаметр газопровода равный 1200мм.
– толщина стенки трубы мм
где n- коэффициент надёжности по давлению принимается равным
Р- рабочее давление газопровода МПа
Dн- наружный диаметр газопровода мм
[pic]- расчётное сопротивление материалов трубы МПа
где m - коэффициент условий работы трубопровода;
[pic] - нормативное сопротивление материала трубы МПа
k1- коэффициент надёжности по материалу трубы;
kн - коэффициент надёжности по назначению трубопровода;
При полной загрузке МГ чаще всего работают в квадратичной зоне в этом
случае эквивалентная шероховатость труб равна 003 мм и формула для
определения теоретического значения λ принимает вид.
где D- внутренний диаметр трубы мм
При определении гидравлических сопротивлений учитывают возможность
засорения трубопровода в процессе эксплуатации и наличие местных
где Е – коэффициент эффективности работы участка принимаемый при
регулярной отчистки МГ равным 095
Принимаем значение температуры и давления в конце участка МГ
Т2 = 276 К и P2 = 5 МПа
Определим средние значения давления газа на участке:
где Р1 и Р2 – абсолютное давление газа в начале и конце участка
Определим ориентировочное значение средней температуры газа на участке:
где Т1 и Т2 – температура газа в начале и в конце участка
Определим плотность газа при стандартных условиях:
где ( - относительная плотность газа;
Определим критические значение давления и температуры газа:
Определим приведенные значения давления и температуры газа:
Определим значение :
Определим коэффициент сжимаемости газа:
Степень сжатия станции [pic] определяется по формуле
Расстановка КС по трассе газопровода
Компрессорные станции на трассе газопровода размещают с учетом как
чисто технологических так и экономических соображений. В частности
необходимо стремиться к тому чтобы размещение КС отвечало требованиям
удобства их строительства и эксплуатации. Кроме того следует учитывать
что расположение КС по трассе существенно влияет на пропускную способность
отдельных участков и газопровода в целом а также на суммарную мощность КС.
Расстояние между компрессорными станциями определяется из уравнения
пропускной способности при давлении в начале участка Р1 и конце участка
Р2. Все участки равны между собой конечный участок рассчитывается при
давлениях Р1 и Рк и получается в ( раз длиннее.
где Р1 – давление газа перед первой КС МПа;
Р2 – давление газа перед второй КС МПа;
Рк – давление газа в конце МГ МПа
Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной
Определяем теоретическое число КС
где L – длина магистрального газопровода км;
l и lк – длина промежуточного и конечного участка км
Так как газопроводы рекомендуется сооружать без лупинга дробное число
КС обычно округляется в большую сторону.
К строительству принимаем количество КС n = 3 тогда уточняем длины
Расстановка КС производится в соответствии с условиями работы и
эксплуатации магистрального газопровода.
Определение количества газоперекачивающих агрегатов аппаратов
воздушного охлаждения и пылеуловителей
1 Определение количества ГПА
Для определения оптимального количества ГПА необходимо определить суточную
производительность. Суточная производительность КС определяется по
годовой с помощью выражения:
газопровода и КС [pic]
После определения экономичного типа КМ для проектируемой КС
производится выявление оптимального варианта КС - т.е. определяется
оптимальная марка ГПА число и схема соединения машин данной марки
количество ступеней сжатия. Для этого из множества КМ требуемого типа пред
предварительно выбирается несколько машин разных марок отличающихся
подачей и степенью сжатия (или давления нагнетателя). При этом если в
каком-либо из вариантов предусматривается использование неполнонапорных
нагнетателей то данный вариант дополнительно разбивается на два
подварианта отличающихся количеством ступеней сжатия. В итоге образуется
несколько вариантов из которых нужно будет выбрать более экономичный. Для
каждого варианта и подварианта КС определяется число резервных машин
степень сжатия КС и удельные приведенные расходы по станции с учетом типа
привода Cк. На основе значений [pic] и Ск рассчитывается комплекс (3.3).
Центробежные нагнетатели могут приводиться электродвигателями и
газотурбинными установками (ГТУ).
Таблица 1. Подбор основного оборудования.
Тип ГПА Тип ЦБН Подача Давление Давление на Давление на
млн.м[pic]нагнетания входе Рвх входе Рвх
сут [pic] МПа МПа МПа
(Iступень) (IIступень)
ГТК-10-4 370-18-I 37 75 608
ГПА-Ц-16 НЦ-16 3259 735 517 -
ГТН-16 Н-16-76-13370 735 536 -
Окончательно принимается тот вариант (подвариант) КС которому
отвечает наименьшее значение комплекса (2.1).
Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле:
где Э - эксплуатационные затраты на станции тыс. руб.год;
К - капиталовложения в КС тыс. руб.;
Е - отраслевой коэффициент обратный сроку окупаемости и равный для
объектов транспорта и хранения нефти и газа 015 1год.
Эксплуатационные затраты на станции:
где n - число рабочих ГПА на станции;
[pic]-коэффициенты отражающие затраты связанные с ГПА и другими
системами и службами КС независимые от числа ГПА на КС.
Капиталовложения в КС:
К = (n+[pic])·[pic] тыс. руб.
В качестве примера приведем расчет приведенных затрат на КС для
ГПА типа ГТК-10-4. Остальные ГПА рассчитываются аналогично по методике
изложенной выше результаты расчетов сведем в таблице 3.
ГПА типа ГТК-10-4 2 параллельно соединенных центробежных
нагнетателя типа ЦБН –370-18-I с подачей 370 млн. м3сут.
Численные значения коэффициентов (прил.19):
аэ=710 bэ=206 сэ=458 ак=1647 bк=8278.
Одноступенчатое сжатие n=2 [pic]=1.
Э = 2·710+1·206+458 = 2084тыс. рубгод.
К = (2+1)·1647+8278 = 13219 тыс. руб.
Ск = 2084+015·13219 = 406685 тыс. рубгод.
[pic]- давление на входе в нагнетатель МПа.
=[pic]=118465 тыс. рубгод.
Расчет приведенных затрат
n [picСхема соединения
ГТК-10-4 2 1234 118465
ГТК-10-4 4 2 1509 11472
ГПА-Ц-16 2 1 145 6542
Из таблицы 3 видно что наиболее оптимальным вариантом является
компрессорная станция с газоперекачивающими агрегатами типа ГПА-Ц-16 с ЦБН
НЦ-16-145 с использованием двух параллельно установленных нагнетателей
так как ему соответствует наименьшее значение комплекса (2.1).
2 Расчет потребного количества ПУ
Установка очистки газа предназначена для очистки поступающего на КС газа
от твердых и жидких примесей и предотвращения тем самым загрязнения и
эрозии оборудования и трубопроводов станции.
Очистка газа на установках проводится как правило в одну
ступень - в пылеуловителях (ПУ). В ряде случаев применяется
двухступенчатая очистка газа с использованием на второй ступени фильтров-
сепараторов; подобная очистка предусматривается преимущественно на каждой
-5 КС и практикуется в основном после участков газопроводов с повышенной
вероятностью аварий а также после подводных переходов протяженностью
более 500 метров подверженным относительно частым ремонтам и загрязнению.
В данном курсовом проекте рассматривается одноступенчатая очистка газа в
ПУ. В качестве ПУ на КС применяются аппараты двух типов - масляные и
циклонные. Очистка газа от примесей в масляных ПУ осуществляется в
результате контакта газа с маслом в нижней части ПУ и оседания твердых и
жидких включений на поверхности масла. В циклонных ПУ освобождение газа от
примесей производится с помощью сил создаваемых в аппаратах за счет их
особой конструкции. Преимущественное применение в настоящее время находят
аппараты циклонного типа. Расчет потребного количества циклонных ПУ для
установок очистки газа на КС производится на основе характеристик данных
аппаратов и выполняется в следующей последовательности.
Первоначально уточняется рабочее давление ПУ. Оно соответствует
давлению на входе КС. Затем по характеристике аппарата определяются его
максимально и минимально допустимые производительности - [pic] и [pic].
При отличии плотности транспортируемого газа при стандартных условиях от
5 кгм3 полученные значения корректируются по приложению. По
уточненным значениям производительностей определяется потребное число ПУ
таким образом чтобы при отключении одного из аппаратов нагрузка на
остальные в работе не выходила за пределы их максимальной
производительности[pic] а при работе всех аппаратов - не выходила за
пределы минимальной производительности [pic]. При этом для любого режима
работы общие потери давления на стороне всасывания КС не должны превышать
нормативную величину.
. Расчет потребного количества циклонных ПУ типа ГП-144
Рабочее давление пылеуловителя
[pic]- потери давления во входных технологических коммуникациях КС
одноступенчатой отчистке газа (прил.8 [4]) МПа;
2.1 Определение количества пылеуловителей.
Коэффициент изменения производительности пылеуловителя
определяется по приложению. Он зависит от плотности газа [pic]0678
кг[pic]и температуры [pic]08оС.
Коэффициент изменения производительности ПУ=093.
По приложению определяем:
[pic]=144 млн. м[pic]сут
[pic]=205 млн. м[pic]сут.
Производительность корректируется с учетом коэффициента
изменения производительности пылеуловителей.
[pic]=[pic]млн. м[pic]сут
Количество пылеуловителей находим по формуле:
где [pic] и [pic]- максимально и минимально допустимое
количество пылеуловителей шт.;
[pic]- суточная производительность КС млн. м[pic]сут
[pic]и[pic]- минимальная и максимальная производительности
пылеуловителей млн. м[pic]сут
[pic]= 25 млн. м[pic]сут
[pic]шт. принимаю 2 шт.
[pic]-[pic]= 2 - 2 шт.
Производительность при работе всех ПУ:
Q = 125 млн. м[pic]сут > [pic]= 1339млн. м[pic]сут
Производительность ПУ при отключении одного пылеуловителя:
[pic]млн. м[pic]сут [pic]= 1907 млн. м[pic]сут.
Условия выполняются следовательно принимаем циклонные пылеуловители марки
ГП-144 в количестве n = 2 штук.
3 Подбор аппаратов воздушного охлаждения газа
Компремирование газа на КС сопровождается его нагревом. Охлаждение
газа проводится на выходе станций и осуществляется с целью: предотвращение
нарушения устойчивости и прочности труб и покрывающей их изоляции; для пре
дотвращения растепления грунтов многолетнемерзлых в которых уложен
газопровод обслуживаемый КС; для повышения экономичности транспорта газа
за счет уменьшения его объема при охлаждении.
Охлаждение газа осуществляется как правило в агрегатах
воздушного охлаждения (АВО). Разработка установки охлаждения газа в объеме
курсовой работы включает в себя: определение типа и количества аппаратов
воздушного охлаждения газа разработку технологической схемы установки.
Тип АВО определяется экономичностью его использования для условий
рассматриваемой КС количество АВО - гидравлическим и тепловым расчетом
газопровода исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного
воздуха среднегодовой температуры грунта на глубине заложения газопровода
и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа. Полученное
количество АВО уточняется гидравлическим и тепловым расчетом газопровода
для абсолютной максимальной температуры наружного воздуха и июльской
Максимальная температура транспортируемого газа определенная в
ходе проверочного расчета не должна приводить к потере устойчивости и
прочности труб и изоляционного покрытия их. При невыполнении этого условия
количество АВО должно быть увеличено.
3.1 Исходные данные для расчета потребного количества АВО
Среднегодовая температура наружного воздуха [pic] и среднегодовая
температура грунта определяются по таблице. Оптимальная среднегодовая
температура охлаждения газа [pic] принимаются на 10-15°С выше расчетной
среднегодовой температуры наружного воздуха[pic]:
[pic]- поправка на изменчивость климатических данных принимается
3.2 Подбор оптимального типа АВО
Определение общего количества тепла подлежащего отводу от газа на
где М- общее количество газа охлаждаемого на КС кгс;
[pic]- теплоемкость газа при давлении на входе в АВО t = 05[pic]
[pic]- температура газа на входе в АВО равная температуре газа на
выходе компрессорных машин °С.
[pic]- оптимальная температура охлаждения газа oC.
tср=175оС=2905 К; Рвх=517МПа
Ср=1696+1838*10-3*2905+196*106[pic]=2659 Джкг К
3.3 Предварительное определение количества АВО
По номинальной производительности аппаратов и известной
производительности КС определяется потребное количество АВО m и
рассчитывается требуемые производительности одного аппарата каждого типа
по теплоотводу [pic] и по газу М1:
3.4. Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего
[pic]- общий объемный расход воздуха подаваемого всеми вентиляторами
[pic]- теплоемкость воздуха при барометрическом давлении Ра и [pic]
Предварительно принятое количество АВО остается в силе при
[pic][pic]. Если для некоторого типа АВО данное условие не соблюдается
количество аппаратов в этом случае увеличивается на один и расчет
повторяется до получения необходимого соотношения между [pic] и [pic].
3.5 Проверка принятого количества АВО по поверхности теплопередачи
где [pic]- расчетная (требуемая) поверхность теплопередачи одного
F - фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО)
увеличенная на 10% с учетом возможного выхода из строя отдельных
вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена м2;
[pic]- допустимое расхождение между [pic] и F принимаемое равным 5%
[pic]- коэффициент теплопередачи
Если условие не выполняется то расчет повторяется с измененным
- при[pic] расчетное значение [pic] уменьшают.
3.6 Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа (движение
газа в зоне квадратичного закона сопротивления).
[pic]- сумма коэффициентов местных сопротивлений АВО по ходу газа
приводимая в технической характеристике аппарата;
[pic]- плотность газа при давлении на входе в АВО и средней
температуре газа в АВО кгм3;
S - площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа м2;
d - внутренний диаметр труб м;
[pic] - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в
расчетах принимать 2·104 м) м;
l - длина труб АВО м.
Полученное значение [pic]должно удовлетворять условию:
где [pic]- нормативные потери давления в нагнетательных коммуникациях
КС равные 007. ..011 МПа в зависимости от рабочего давления газопровода
(приложение 8 [5]) МПа;
[pic]- расчетные потери давления в нагнетательных коммуникациях КС
[pic]-допустимые потери давления в АВО по ходу
061 ≤ 12·0020 = 0018.
3.7 Определение энергетического коэффициента
Энергетический коэффициент используется для сравнения
эффективности работы теплообменной аппаратуры и представляет собой
отношение количества переданного тепла к затратам энергии на преодоление
гидравлических сопротивлений теплообменника.
где Е - энергетический коэффициент;
N- мощность затрачиваемая на преодоление сопротивлений со стороны
поверхности теплопередачи Вт;
Н- полный напор развиваемый вентиляторами АВО Па.
Основным критерием оптимальности в данном случае является минимум
приведенных затрат по установке охлаждения газа. При отсутствии
экономических данных по АВО за критерии оптимальности для ориентировочной
оценки могут быть приняты энергетический коэффициент Е и металловложения в
Окончательно принимаем АВО типа 2АВГ-75с в количестве восьми штук.
Расчет режима работы МГ
Расчет состоит в определении мощности N потребляемой каждой КМ
и мощности [pic] развиваемой приводящим ее двигателем.
Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при
соблюдении неравенства:
Экономичность при [pic] и следующих условиях:
где [pic]- давление на входе КС или требуемое давление на выходе
[pic]- политропический К.П.Д. определяемый по приведенной
характеристике нагнетателя;
[pic]- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период
определяемая по данным СНиП 2.05.06-85 [5] К.
При проектировании КС [pic] рассчитывается для среднегодовых
1.Расчет располагаемой мощности
Располагаемая мощность ГТУ приводящей ЦБН находится в
зависимости от условий работы установки по формуле:
[pic] - коэффициент учитывающий влияние противообледнительной
[pic] - коэффициент учитывающий влияние системы утилизации тепла
[pic] и [pic] - расчетная и номинальная температуры воздуха на входе в
где [pic]- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый
[pic] - поправка на изменчивость климатических параметров и местный
подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ [pic]= 5 К.
Значения [pic] принимать по приложению 7 [5].
Численное значение [pic] при отсутствии технических данных
по системе утилизации тепла принимать равным 0985 а kоб при выполнении
курсовой работы равным единице. Значение располагаемой мощности [pic] не
должно превышать номинальную мощность на 15 %. Если в результате расчета
получена большая величина то следует принимать.
Расчетная температура воздуха на входе в ГТУ:
[pic]=[pic][pic]+[pic] К.
Расчет режима работы произведем для варианта КС с газоперекачивающими
агрегатами типа ГПА-Ц-16 с ЦБН НЦ-16 -1.45.
Определим располагаемую мощность ГТУ:
2. Расчет режима работы центробежных нагнетателей
На компрессорных станциях оборудованных центробежными
нагнетателями может иметь место одно- двух- и трехступенчатое сжатие.
Расчет режима работы таких станций проводится по отдельным ступеням
сжатия. Результаты расчета справедливы для всех параллельно
работающих нагнетателей составляющих единую степень сжатия.
2.1 Расчет режима работы нагнетателей первой ступени сжатия
Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия.
где Тв1 и Твх - температура газа на входе в нагнетатель первой ступени
[pic] - потери давления во входных технологических коммуникациях КС
В данном случае[pic] не учитывается так как из прил.16 [4]
берется Рвх в первую ступень сжатия уже с учетом потерь давления
2.2 Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели
где R- газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг.К);
где [pic] и [pic] - плотность газа и воздуха при стандартных условиях
(20º и 720 мм. рт. ст.) кг[p
[pic] = 0678 кгм[pic].
Плотность газа при условиях всасывания:
где R-газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг·К);
[pic]и [pic]- плотность газа и воздуха при стандартных условиях
z1 - определяем по номограмме z1=09;
2.3 Определение объемной производительности нагнетателя в м[pic]мин
где К- количество параллельно работающих нагнетателей;
Qкс – производительность КС м3сут;
Q – производительность нагнетателя м3сут.
2.4.Определение допустимого интервала изменения числа оборотов
Из условия экономичности работы нагнетателя
[pic] и [pic]- минимальное и максимальное значение [pic]
соответствующее зоне приведенной характеристики нагнетателя с [pic]
Из условия экономичности работы нагнетателя (прил.21) [4]
[pic]=300 м[pic]мин и [pic]=540 м[pic]мин.
По прил.16 [4] [pic]=4900 обмин.
Интервал изменения числа оборотов ротора нагнетателя из данного
[pic]- [pic]= 2790 - 5020 обмин.
Следовательно принимаем этот интервал.
2.5. Определение потребной частоты вращения ротора нагнетателя.
Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота
вращения его ротора должна быть равной или близкой [pic]. Значения n
отличаются от [pic] следует назначать лишь при невыполнении одного из
условий (3.1) и (3.2) при n=[pic].
Во всех случаях n должно находится в интервале одновременно
удовлетворяющему допустимым интервалам изменения n определенным в
2.6 Определение приведенной производительности нагнетателя
n- потребная частота вращения ротора нагнетателя обмин.
Принимаем n=4800 обмин.
[pic][pic] = 314 м3мин.
2.7 Расчет приведенного чила оборотов ротора нагнетателя
где [pic] [pic] [pic]- параметры газа с приведенной характеристики
нагнетателя ГПА-Ц-16
[pic]- параметры газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия
определенные в п.2.2.1.
2.8 Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы
Нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении
[pic]- значение [pic] из приведенной характеристики соответствующее
максимуму зависимости [pic] для рассматриваемого значения [pic] а при
отсутствии максимума у зависимости [pic]- минимальному значению [pic] из
приведенной характеристики.
[pic]= 310 м[pic]мин.
Следовательно условие безпомпажной работы выполняется и дальнейшее
ругулирование оборотами не требуется.
2.9 Определение степени сжатия нагнетателей и относительной
приведенной мощности нагнетателей по приведенной характеристике нагнеталя
По прил.21 [4] находим:
[pic]=355 кВт(кгм3).
2.10.Расчет мощности потребляемой нагнетателем.
Ni = 355. 394 . 09913 =13613 кВт.
2.11. Определение потребной мощности для привода нагнетателя
где [pic]- механический к.п.д. нагнетателя. По прил.7 [4]
. 15300[pic]14430[pic] 16000
Оба условия возможности транспорта газа в заданном количестве
2.12 Расчет параметров газа на выходе нагнетателей первой ступени
где [pic]и [pic] - давление и температура газа на выходе нагнетателей МПа
[pic]и [pic]- давление и температура газа на входе нагнетателей МПа и
[pic]- политропический к.п.д. нагнетателя соответствующий значению
[pic]=[pic]=[pic] 3109 К.
где [pic] и[pic]- соответственно давление и температура газа на выходе
нагнетателей последней ступени сжатия МПа и К;
[pic]- потери давления в коммуникациях на выходе КС.
[pic]следует принимать по нормативным данным приведенным в прил.8[4]
[pic]-номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на
выходе станции (при недогрузке газопровода) МПа;
[pic]- допустимая температура из условия сохранения
прочности и устойчивости трубопровода и изоляции;
[pic]= 75+ 013 = 763 МПа
Условия выполняется следовательно ГПА подходит.
Окончательно принимаем вариант КС с ГПА типа ГПА-Ц-16 с ЦБН НЦ-16-
5 при числе рабочих ГПА равным двум и одному резервным агрегатам.
ПРОЕКТ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
Определение ОПТИМАЛЬНОЙ СТЕПЕНИ СЖАТИЯ
Определение оптимальной степени сжатия
РАССТАНОВКА КС ПО ТРАССЕ ГАЗОПРОВОДА
Определение количества ГПА АВО и ПУ
Определение количества ГПА АВО и ПУ.
расчет режима работы мг