Пример 1. Выполнить технологический расчет магистрального газопровода протяженностью L = 520 км, для перекачки газа производительностью
QГ = 31 млрд м3/год. По газопроводу транспортируется газ следующего состава:
Компонент | Метан, СН4 | Этан, С2Н6 | Пропан, С3Н8 | Двуокись углерода, СО2 | Азот, N2 |
Объемная доля, % | 98,4 | 0,07 | 0,01 | 0,4 | 1,1 |
Средняя температура грунта на глубине оси газопровода Т 0 = 278 К,
средняя температура воздуха Тв = 283 К.
Давление в конце МГ принять рК = 2 МПа.
Выбрать рабочее давление и тип ГПА; обосновать выбор диаметра газопровода; определить количество компрессорных станций и расстояние между ними. Выполнить уточненный тепловой и гидравлический расчет участков газопровода между компрессорными станциями и произвести расчет режима работы КС.
Решение:
1. Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций
1.1. Расчет физических свойств перекачиваемого газа
По известному составу определяем основные физические свойства газа
Плотность при стандартных условиях (9)
|
|
Молярная масса (10)
Газовая постоянная (11)
.
Псевдокритическая температура и давление (12), (13):
К;
МПа.
Относительная плотность газа по воздуху при стандартных условиях (14)
.
1.2. Выбор рабочего давления, типа ГПА и определение диаметра газопровода
С учетом рекомендаций по проектированию в качестве рабочего давления в газопроводе выбираем р = 7,5 Мпа.
Исходя из заданной годовой производительности (QГ = 31 млрд. м3/год) и выбранного рабочего давления, по таблице 1 определяем ориентировочное значение диаметра газопровода. Таким является D = 1420 мм.
Далее для экономического обоснования выбора диаметра газопровода следовало бы взять ближайший меньший и ближайший больший диаметры.
Но поскольку диаметра больше 1420 мм не существует, то для сравнения принимаем ближайший меньший диаметр D = 1220 мм.
По формуле (8) определяем суточную производительность газопровода
млн м3/сут.
Исходя из принятого рабочего давления и суточной производительности принимаем к установке четыре газотурбинных агрегата ГПА-Ц-16, оборудованных центробежными нагнетателями ГПА-Ц-16/76. Номинальная мощ- ность ГПА – 16000 кВт, номинальная подача – 32,6 млн м3/сут., РВС = 5,14 МПа,
РНАГ = 7,45 МПа. При этом три нагнетателя работают параллельно, один резервный.
Характеристики нагнетателя и газотурбинного привода приведена в таблицах 4 и 5.
Для строительства газопровода принимаем трубы D = 1420 мм и D = 1220 мм Харцызского трубного завода, изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ [3, прил. Г, табл. Г. 1].
Для принятых диаметров по формулам (1.17) и (1.16) [3] определяем значения расчетного сопротивления металла труб и толщину стенки трубопроводов:
|
|
,
МПа, МПа,
,
мм, мм.
Принимаем трубы стандартных размеров 1220×15 мм, 1420×16 мм
[3, прил. Б].
Внутренний диаметр трубопроводов:
мм; мм.
1.3. Определение расстояния между компрессорными станциями и числа КС
Пользуясь данными таблицы 3 и формулами (18) и (19), определяем значения начального и конечного давлений на линейном участке между КС:
МПа;
МПа.
Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной ТН = 303 К,
а в конце участка равной температуре окружающей среды Т 0 = 278 К, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке (17):
К.
Среднее давление в линейном участке (28):
МПа.
Приведенные значения давления и температуры (25) и (26):
;
.
Коэффициент сжимаемости газа (24)
Коэффициент динамической вязкости (40)
Па·с.
Для определения режима течения в трубах найдем числа Рейнольдса, воспользовавшись формулой (22):
Re1220 ;
Re1420 .
Приняв эквивалентную шероховатость для новых труб без внутреннего антикоррозионного покрытия k = 0,03 мм, по формуле (21) найдем коэффициент гидравлического сопротивления трению:
;
.
С учетом местных сопротивлений и коэффициента гидравлической эффективности расчетные значения коэффициентов гидравлических сопротивлений λ будут (20) следующие:
;
.
По формуле (16) определяем расстояние между КС:
км;
км.
Также по формуле (16) определяем длину последнего перегона, приняв давление в конце газопровода РК = 2 МПа:
км;
км.
Определяем необходимое число КС (29):
;
.
Округляем расчетное число КС до целого числа в большую сторону
n 1220 = 10; n 1420 = 4.
2. Экономическое обоснование выбора диаметра газопровода
Проведем экономическое сравнение рассматриваемых диаметров (вариантов) по укрупненным показателям.
Капитальные затраты в линейную часть
Согласно Приложения 1 стоимость строительства 1 км трубопровода составляет CЛ 1220 = 3579,2 тыс. руб/км; CЛ 1420 = 5280,9 тыс. руб/км.
Тогда:
КЛ 1220 = СЛ 1220 · L = 3579,2 · 520 = 1861,184 млн руб;
КЛ 1420 = СЛ 1420 · L = 5280,9 · 520 = 2746,068 млн руб.
Капитальные затраты на сооружение КС
Согласно Приложения 2 стоимость строительства одной КС на четыре агрегата типа ГПА-Ц-16 равна (2)
млн руб.
Тогда:
ККС 1220 = ССТ · n 1220 = 176,1 · 10 = 1761 млн руб;
ККС 1420 = ССТ · n 1420 = 176,1 · 4 = 704,4 млн руб.
Полные капитальные затраты
К 1220 = КЛ 1220 + ККС 1220 = 1861,184 + 1761 = 3622,184 млн руб;
К 1420 = КЛ 1420 + ККС 1420 = 2746,068 + 704,4 = 3450,468 млн руб.
Стоимость эксплуатации линейной части
Согласно Приложения 1 стоимость эксплуатации 1 км трубопровода в год составляет
СЭЛ 1220 = 161,1 тыс. руб/(год·км); СЭЛ 1420 = 237,6 тыс. руб/(год·км).
Тогда:
ЭЛ 1220 = СЭЛ 1220 · L = 161,1 · 520 = 83,772 млн руб/год;
ЭЛ 1420 = СЭЛ 1420 · L = 237,6 · 520 = 123,552 млн руб/год.
Стоимость эксплуатации КС
Согласно Приложения 2 стоимость эксплуатации типовой КС на четыре агрегата ГПА-Ц-16 равна (3)
млн руб/год.
Тогда:
ЭКС 1220 = СЭСТ 1220 · n 1220 = 41,2 · 10 = 412 млн руб/год;
ЭКС 1420 = СЭСТ 1420 · n 1420 = 41,2 · 4 = 164,8 млн руб/год.
Полные эксплуатационные расходы
Э 1220 = ЭЛ 1220 + ЭКС 1220 = 83,772 + 412 = 495,772 млн руб/год;
Э 1420 = ЭЛ 1420 + ЭКС 1420 = 123,552 + 164,8 = 288,352 млн руб/год.
Приведенные годовые затраты определяем по формуле
,
где Е – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов транспорта и хранения нефти и газа Е = 0,15 1/год).
Тогда
S 1220 = ЕК 1220 + Э 1220 = 0,15 · 3622,184 + 495,772 = 1039,1 млн руб/год;
S 1420 = ЕК 1420 + Э 1420 = 0,15 · 3450,468 + 288,352 = 805,92 млн руб/год.
Таким образом, по приведенным затратам выгодным является диаметр 1420 мм и дальнейшие расчеты ведем только для этого диаметра.
Можно рассматривать и другие конкурентоспособные варианты, другие схемы компоновки ЦН, например, в качестве основного оборудования применить газоперекачивающие агрегаты ГТК-10-4: номинальная мощность –
10000 кВт, подача – 37 млн м3/сут, рНАГ = 7,46 МПа, РВС = 6,08 МПа. В этом случае также устанавливаем четыре агрегата, три из которых работают параллельно и один – резервный.
|
|
Самым выгодным будет вариант с наименьшими приведенными затратами.
3. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участков
газопровода между компрессорными станциями
Уточненный тепловой и гидравлический расчет участков газопровода между компрессорными станциями производится с целью определения давления и температуры в конце рассматриваемого участка.
3.1. Уточняем расстояния между КС с учетом расхода топливного газа
на собственные нужды
Производительность каждого участка найдем по формуле (31):
.
Для ГПА-Ц-16
QТГ = 6240 · 24 · 3 = 0,449 млн м3/сут (Приложение 6).
Тогда:
Q 1 = 94,37 – 0,449 · 1 = 93,92 млн м3/сут;
Q 2 = 94,37 – 0,449 · 2 = 93,47 млн м3/сут;
Q 3 = 94,37 – 0,449 · 3 = 93,02 млн м3/сут;
Q 4 = 94,37 – 0,449 · 4 = 92,57 млн м3/сут.
Из формулы (33) найдем среднюю длину участка между КС
,
где .
Тогда
По формуле (32) найдем длину каждого участка:
км;
км;
км;
км.