Расчет газопровода

Рис.3 Зависимость парциального давления воды от температуры раствора

                                  У =Р_п/Р,

                      где  Р_п — парциальное давление воды в растворе;

                     Р   - общее давление в колонне абсорбера.

Число молей воды на 1 моль раствора определяется по формуле

,

                      где М_в ,М_Р молярные массы воды и раствора;

                     М_в = 18,   М_Р =106,2;

                             К— концентрация ДЭГ.

 моль Н₂О на 1 моль ДЭГ;

моль Н₂О на 1 моль газа.

На выходе раствора и  газа

  моль Н₂О на 1 моль ДЭГ;

 

моль Н₂О на 1 моль газа.

 

            Для построения кривой равновесия используем график парциальных давлений водяного пара в растворе, рис. 3 определяем молярную концентрацию воды в растворах разной концентрации, затем по графику, рис. 3 определяем парциальное давление водяных паров в этих растворах. данные расчета сводим в таблицу 1.2.

Таблица 1.2

Результаты расчета  кривой равновесия

Концентрация H2 O в растворе %	Давление водяных паров  в растворе,Па при 17 0 С	Молярная концентрация воды в растворе,  моль /моль	Равновесная молярная концентрация водяных паров в газе, моль/моль
1	65	0,0595	0,00001711
2	170	0,1203	0,00004474
3	270	0,1821	0,00007105
4	430	0,3103	0,0001132

 

 

         Равновесная мольная концентрация водяного пара в газе определяется                                 по выражению                                                                                                                      (1 .8).

          Строим ступенчатую линию от точки входа и выхода раствора (В) до точки выхода газа и входа раствора (А).

Рис. 4 Определение  числа тарелок в абсорбере

          Находим число теоретических тарелок (число ступеней), равное 2.

          Принимаем КПД практической тарелки равным 0,4, получим требуемое число тарелок : 2 ∙ 0,4 = 5 тарелок.

 

1.3. Очистка газа от сероводорода

          Предельно допустимое содержание сероводорода в газе, используемом для бытовых нужд, - 0,02 г/м³ [3]

Очистка газа от сероводорода в основном осуществляется водным раствором  моноэтаноламина. В составе установки: В состав установки входят абсорберы, холодильники, теплообменники, насосы, пароподогреватель, десорберы, сепаратор.

Степень извлечения сероводорода из газа доходит до 98 %. Расход моноэтаноламина       на   1 млн. м ³    газа составляет 5 кг ( З -7 кг). При расчете очистки газа от сероводорода (Н₂S) принимают, что в реакцию поглощения вступает только 60 % циркулирующего моноэтаномамина.

Тогда раствор моноэтаноламина  составит

5 ∙ 16,44 = 82,20 кг/сут. = 30003 кг/год =30,003 т/год

 

1.4. Одорация газа

 

            Очищенный от сероводорода природный газ не обладает запахом и этим вызвана необходимость придания ему запаха искусственным путем (одорацией)

            Для одорации газа используют вещества с сильным специфическим запахом (одоранты). В качестве одорантов применяют вещества, содержащие меркаптановую основу. Наиболее часто используют этилмеркаптан С₂H₅SH. Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа составляет 16 г на 1000 м газа. Одоризация выполняется на автоматическом аппарате УОГ — 1. В основном одорируют на головных сооружениях магистрального газопровода, но иногда только на газораспределительной станции (ГРС).

           Годовой расход одоризатора составляет

           I6 ∙ 6000000 = 96000000 г = 96 т/год.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА

2.1. Исходные данные и принцип технологического расчета

          Расчетная суточная пропускная способность газопровода определяется по  формуле

,

          где            Q_r — годовая плановая пропускная способность газопровода;

                           K_r — коэффициент газовой неравномерности транспорта газа.

          Так как в конце проектируемого газопровода предполагается сооружение подземного газохранилища, то согласно [1]   K_r = 0,85.

м³/сут

         Одной из главных задач технологического расчета является определение        экономически наивыгоднейших параметров транспорта газа — диаметра газопровода -D, рабочего давления — Р_н , степени сжатия газа — Î .

           К   строительству принимается вариант с наименьшими приведенными затратами.

            Приведенные годовые затраты  вычисляются по формуле

              S=ЕК+Э,                                                                                                                 (2.2)

        Где    Е — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов транспорта и хранения нефти и газа Е = 0,15);

                   К — капитальные затраты;

                   Э — эксплуатационные расходы.

       Для вычисления S по вариантам используются укрупненные технико-экономические показатели [1] Расчеты проводятся в ценах 1984 г.

2.2. Обоснование дпа  газопровода

       По рис. 24 [1] определяем рекомендуемую степень сжатия газа на КС.  Î — 1,4.

       По таблице 12 [1] выбираем газоперекачивающие агрегаты (ГПК) типа ГТК- 10-2 с нагнетателями типа 510- 12-1.

       Номинальная мощность ГТК— 10000 кВт, номинальная подача— 293 млн./сут.

       Принимаем к установке три последовательно соединенных агрегата — два рабочих и один резервный.

       При этом давление нагнетания  Рн=5,5 МПа,   а на приеме в первый           нагнетатель Р_к= 3,47 МПа.

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 24. Зависимость оптимальной степени сжатия КС магистральных газопроводов от их пропускной способности ‚

1 —рабочее давление Рр =5,5 МПа; 2 — Рр = МПа

           К рассмотрению принимаем диаметры труб D_н= 720, D_н= 820, D_н=1020 мм.

           Трубы изготовлены из стали I7ГС и I7ГIС, для которых расчетное сопротивление равно  R₁ = 296  МПа, (за нормативное сопротивление принято временное сопротивление         R_1н = 510 МПа), коэффициент условий работы газопровода принят m = 0,9, т.к. категория трубопровода IV согласно [2] п.2.3, коэффициент безопасности по материалу К₁ = 1,55 [2] коэффициент надежности К_н = 1 табл. II [2]

          МПа                                                            (2.3)

          Определяем необходимые толщины стенок труб по формуле

          ,                                                                                                            (2 4)

где n - коэффициент надежности по нагрузке — внутреннему рабочему давлению, принимается по табл. 13* [2] n =1,1.

          мм     

 

          мм      

 

           мм      

 

          Принимаем по ГОСТ трубы диаметром 720х7,5, 820х8,5, 1020х 10,6. 

          Определяем коэффициент гидравлического сопротивления труб.        

          Определим число Рейнольдса при плотности воздуха в стандартных условиях   

           р_н=1,206 кг/м

 

;

 

 

            ;

           Для определения коэффициента гидравлического сопротивления мы должны узнать число Рейнольдса и Число Рейнольдса переменная. При Re < Re _пер квадратичная зона сопротивления, при  Re > Re _пер — зона смешанного трения.

            ;

для диаметра трубы 820мм число Рейнольдса переменная

            

            

            

 

           Коэффициент гидравлического сопротивления от трения определяется по формуле для труб 720мм и 820мм, которые работают в квадратичном режиме.

           

           где  D_В — внутренний диаметр трубы в мм.

           

           

         С учетом местных сопротивлений расчетные значения  λ будут на 5 % выше.

           λ ₇₂₀ = 0,0108 ,             λ ₈₂₀ = 0,01052

 

 

            Газ в трубе диаметром 1020мм находится в зоне смешанного течения

гидравлическое сопротивление  вычисляется по формуле:

          

           Расстояние  L между компрессорными станциями (КС) определяется из выражения:

                                                                                                 (2.5)

           где  ,  здесь T_ст , P_ст — стандартные температура и давление

          (T_ст = 290 К, Р_ст = 0,1 МПа);

        R_В — газовая постоянная воздуха, 281,53 Дж/(кг∙н)

        T_О — температура окружающей среды (T_О = 273 — 2 = 271 К).                                   Принимаем значение К = 3,32 согласно [1]

                                                                                   (2.6)

 

           Для этой формулы единицы измерения следующие:

           — давление (Р) — в МПа;

           — диаметр (D) — в мм;

           — расход ( Q)   — в млн. м³ /сут                

          Определяем расстояние между компрессорными станциями.

       

      

       

         Также по (2.6) определяем последнего перегона, приняв давление в конце газопровода 2 МПа.

       

       

       

 

 

Определяем необходимое количество промежуточных компрессорных станций:

          

          

          

 

 

2.3. Экономическое сравнение вариантов

           Проведем экономическое сравнение рассматриваемых диаметров (вариантов) по укрупненным показателям.

           Капитальные затраты на линейную часть. Согласно Табл. 9 [1] стоимость строительство 1 км трубопровода  _{л 720} = 69,45 тыс.руб., _{л 820} =81,61 тыс, руб.,  

        _л1020  =124,18 тыс, руб.

        Тогда

        К _{л 720} =  69,45 ∙ 1000 = 69,450 млн, руб.;

        К _{л 820} = 81,61 ∙ 1000 = 81,610 млн. руб.;

        К _{л 1020} = 124,18 ∙ 1000= 124,18 млн, руб.

     Капитальные затраты на сооружение КС. Согласно табл. 10 [1] стоимость строительства одной КС на три агрегата типа ГТ равна _кс= 4,980 млн, руб.

        Тогда

        К_{кс 720} = 4,980 ∙ 15 = 74,7 млн, руб.;

       К_{кс 820} = 4,980 ∙ 7 = 34,86 млн. руб.;

     К_{кс 1020} = 4,980 ∙ 1 = 4,980 млн. руб.

        Полные  капитальные затраты

     К ₇₂₀ = К _{л 720}  + К_{кс 720} = 69,450+74,7 =144,15 млн. руб.;

       К ₈₂₀ = 81,610+34,86 = 116,47 млн. руб.;

     К ₁₀₂₀ = 124,18+4,980 =129,16млн. руб.

       Стоимость эксплуатации линейной части.

       Согласно табл. 9 [1]

       _л720 = 3,34 тыс. руб./(год ∙ км);

       _л820 = 3,83 тыс. руб./(год ∙км);

       _л1020 =5,58 тыс. руб./(год ∙км).

    Тогда     Э_л720 = 3,34 ∙1000 = 3,34 млн, руб;     Э_л820 = 3,83 ∙ 1000 = 3,83млн. руб.;

     Э_л1020 = 5,58 ∙ 1000 = 5,58 млн. руб;

 

         Стоимость эксплуатации КС.

         По табл. 10 [1] стоимость эксплуатации типовой КС на три агрегата ГТК-10-2                    кс=5 0,950 млн. руб./год.

          Тогда

             Э_{КС 720} = 0,950 ∙ 15 = 14,25 млн. руб.;

             Э_{КС 820} = 0,950 ∙ 7 = 6,65млн. руб.;

             Э_{КС 1020}  = 0,950 ∙ 1 = 0,99 млн. руб.

          Полные эксплуатационные расходы.

       Э ₇₂₀ = Э_Л720 + Э_{КС 720} =3,34 + 14,25 = 17,59 млн. руб.;

     Э ₈₂₀  = 3,83 + 6,65 =10,48 млн, руб.;

     Э ₁₀₂₀ = 5,58 +0,99 = 6,57 млн. руб.;

         По (2.2) вычисляем приведенные затраты по вариантам:

       S₇₂₀ =0,15 К ₇₂₀ +Э ₇₂₀ =0,15 ∙ 144,15 + 17,590 = 39,213 млн. руб.;

       S₈₂₀  = 0,15 ∙ 116,47 + 10,48 = 27,950 млн. руб.;

      S₁₀₂₀ = 0,15 ∙ 129,16+ 6,57 = 25,944 млн. руб.

        Таким образом, по приведенным затратам выгодным является диаметр 1020 мм.

        Необходимо рассмотреть и другие конкурентоспособные варианты. Рассмотрим трехступенчатое сжатие газа на КС при том же типе газоперекачивающих агрегатов.

        При трехступенчатом сжатии давление на входе в первый нагнетатель Р_К = 2,94 МПа, диаметры газопроводов принимаем прежние.

        Определяем расстояние между КС.

       L₇₂₀= 70,153 км

       L₈₂₀ = 138,079км

       L₁₀₂₀ =441,306 км

       Определяем необходимое количество КС.

      

      

      

 

    

 

 

 

  Стоимость строительства одной КС равна 6,102 млн.руб

            Тогда капитальные затраты на строительство КС составляют:

          К_КС720 = 6,102 ∙ 13 = 79,326 млн. руб.;

          К_КС820 = 6,102 ∙ 6 = 36,612   млн, руб.;

          К_КС1020 = 6,102 ∙ 1 =  6,102   млн. руб.;

           Полные капитальные затраты составляют:

          К₇₂₀ = 69,450 + 79,326 = 148,776 млн. руб.;

          К₈₂₀ = 81,61  + 36,612 = 118,22  млн, руб.;

          К₁₀₂₀ = 124,18 + 6,102 = 130,282 млн. руб.

           Стоимость эксплуатации одной КС составляет 1,293 млн. руб./год. Определяем стоимость  эксплуатации по вариантам.