ЗАВДАННЯ
Річна продуктивність, млрд. м3/рік 50
Протяжність газопроводу, км 600
Тиск, МПа
Робоче 7,5
на початку газопроводу 5,7
Температура газу на початку газопроводу,? С
Tmax 40
Tmin - 2
Родовище природного газу Бованенковское
1. Визначення оптимальних параметрів МГ
Однією з головних задач технологічного розрахунку МГ є визначення його оптимальних параметрів.
Розрахунок починають із вибору конкуруючих діаметрів. За заданою річною пропускною здібності (QГ) і прийнятому робочому тиску (Рроб) по таблиці 1 вибираємо орієнтовне значення діаметра газопроводу
Таблиця 1. Орієнтовні значення діаметра газопроводу
Dу, ммГодовая продуктивність QГ, млрд.м3/годрраб=5,5 МПарраб=7,5 МПа5001,6-2,02,2-2,76002,6-3,23,4-4,17003,8-4,54,9-6,08005,2-6,46,9-8,410009,2-11,212,1-14,8120014,6-17,819,3-23,5140021,5-26,428,4-34,7
За умовою, річна продуктивність складає 50 млрд. м3/рік з Рроб=7,5 МПа. Вибираємо двонитковий газопровід з річною продуктивністю по 25 млрд. М3/рік, Dу=1420 мм.
Потім, з метою порівняння вибирають параметри, найближчий більший і найближчий менший до обраному діаметру газопроводу. В результаті, підбирається три конкуруючі між собою варіанту технологічного облаштування МР.
Якщо в якості середнього підбереться варіант з газопроводу діаметром 1420 мм, то варіант з найближчим великим діаметром до вибраного, в якості третьої конкуруючого, чи не підбирається.
2. Вибір основного обладнання КС, визначення числа КС і відстані між ними
Підбір основного перекачивающего обладнання проводиться виходячи з добової продуктивності МР. Добова продуктивність МГ Q (млн. М3/сут) визначається за формулою:
(1)
де: КНД - коефіцієнт надійності газопроводу, що враховує необхідність компенсації зниження продуктивності газопроводу через вимушених простоїв і ремонтно-технічного обслуговування;
Кет - коефіцієнт екстремальних температур, що враховує необхідність компенсації зниження пропускної здатності газопроводу, пов'язаного з впливом високих температур навколишнього середовища;
Кро - коефіцієнт розрахункової забезпеченості газопостачання споживачів, що відображає необхідність збільшення пропускної здатності газопроводу для забезпечення додаткових поставок газу споживачам в періоди підвищеного попиту на газ.
QКС - річна продуктивність, млрд. м3/рік;
t - кількість діб роботи трубопроводу на рік;
Оціночні значення коефіцієнта надійності КНД визначаємо за таблицею 2.
Таблиця 2 - Оціночні коефіцієнти надійності газопроводів
Довжина газопроводу, кмГазопроводи, КндДвухніточние системи газопроводів, КндТрі і більше нитки, Кнд5000,990,990,9910000,980,980,9915000,970,980,9920000,960,970,9825000,950,970,9830000,940,960,97
Приймаємо КНД=0,98.
Значення інших коефіцієнтів, що входять у формулу (1), приймають наступними:
Кро=0,98 - для базових і розподільних газопроводів;
Кет=1,0 - для газопроводів менш 1000 км.
QКС.Р=142, 63 млн.м3/добу
Вибір робочого тиску і типу газоперекачувального агрегату.
газоперекачувального обладнання вибираємо виходячи з добової продуктивності і прийнятого робочого тиску. При цьому бажано, щоб zi=QКС.Р/QН - число нагнітачів було ближче до цілого числа. Тут QН - номінальна подача нагнітача, наведена до стандартних фізичних умовам.
Вибираємо нагнітач марки ГПА-Ц - 16, тип приводу НК - 16СТ, тип компресора НЦ - 16/76-1,44
4,8 (2)
Приймаємо 5 нагнітачів.
Визначення товщини стінки МР.
Розрахунок товщини стінки МГ виробляється у відповідності зі СНиП 2.05.06-85:
, (3)
де np - коефіцієнт надійності за навантаженням;
рН - робочий тиск у трубопроводі;
Dн - зовнішній діаметр труби;
R1 - розрахунковий опір металу труби, МПа.
Розрахунковий опір, визначається за формулою:
, (4)
де R1н - мінімал...
