Проектирование магистральных газопроводов


Введение

1. Характеристика объекта и природно.климатических условий

1.1 Природно.климатическая характеристика района

1.2 Общие сведения о месторождении

2. Теплофизический расчет газовой смеси

3. Выбор оптимальной схемы транспорта газа

4. Уточненный теплогидравлический расчет

5. Механический расчет

5.1 Расчет трубопровода на прочность и устойчивость

5.2 Определение толщины стенки трубопровода

5.3 Проверка прочности и устойчивости подземных трубопроводов

6. Электрохимическая защита трубопровода от коррозии

6.1 Электрические параметры трубопровода

6.2 Выбор установки катодной защиты

6.3 Расчет анодного заземления

7. Спец часть

7.1 Технологическая схема «Главного проекта .3»

7.2 Оптимизация требуемого количества теплообменных аппаратов

8. Строительная часть

8.1 Состав подготовительных работ

8.2 Расчет на прочность защитного кожуха

8.3 Описание работы установки горизонтального бурения, основные параметры

8.4 Расчет мощности установки горизонтального бурения

8.5 Монтаж перехода

9. Основные требования предъявляемые при очистке полости и
испытании трубопроводов

10. Экономическая часть
Природный газ для большинства промышленных и ком-мунальных потребителей в настоящее время и на дальнюю перспективу является основным видом топлива.
Эволюция структуры топливно - энергетического баланса мира показывает непрерывный рост потребления газа в настоящем столетии.
Трубопроводный транспорт газа является одной из важ-нейших социально – экономических задач Республики Казах-стан. Трубопроводный транспорт в настоящее время является единственным средством доставки его от мест добычи к местам потребления.
Крупные магистральные газопроводы соединяются между собой, создавая единую закольцованную систему газоснабжения страны.
Трубопроводная система – это сложный комплекс с раз-личными условиями эксплуатации. Для обеспечения надежности и безопасности работы необходимо учитывать широкий спектр показателей.
Оптимальный режим эксплуатации магистральных газо-проводов заключается прежде всего в максимальном исполь-зовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу.
В силу изменения рыночных условий возникает потреб-ность в больших объемах газа, следовательно существует не-обходимость
1. Новоселов В.Ф.,Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопрово-дов.-М.: Недра, 1982 – 136с.
2. Юфие В.А и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. – М.: Недра, 1987
3. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные газопроводы. Ч. 1. Газопроводы. ОНТП 51-1-85. Мингазпром. – М.: 1985 – 220с.
4. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: Недра, 1999 – 459с.
5. Инструкция по применению стальных труб в нефтяной и газовой промышленности. ВНИИГАЗ – М.:1996.-70с.
6. СНиП 2.05.06 – 85. Магистральные трубопроводы.
7. Инструкция по проектированию и расчету электрохими-ческой защиты магистральных трубопроводов и промы-словых объектов. ВСН 2-106-78. Миннефтегазстрой.-М.: 1980.-175с.
8. Каталог средств катодной защиты от коррозии подземных металлических сооружений. М.: ИРЦ «Газпром», 1997-156с.
9. Основы расчета и проектирования теплообменников воздушного охлаждения./под редакцией Кунтыша В.Б., Бессонного А.Н. – С-Петербург.: Недра, 1992 – 87с.
10. Шпотаковский М.М. Охлаждение транспортируемого природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводах. – М.: РГУНГ им Губкина, 1992 – 87с.
11. Нащокин В.В. Техническая термодинамика и тепло-передача. М.: Высшая школа. 1975 – 463с.
12. Алиев, Душин. Проектирование и сооружение переходов трубопроводов под дорогами. М.: МИНХиГП, 1983 -11с.
13. Скугорова Л.П. Материалы для сооружения газонефтепроводов и хранилищ. М.: Нефть и газ, 1996 – 450с.
14.

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы:  Дипломная работа
Объем: 36 страниц
Цена этой работы: 1300 теңге
В избранное:   





В данном проекте изложены основные вопросы проектирования
магистральных газопроводов. Проект представлен разделами:
• Определение расчетных характеристик неочищенного газа
• Выбор и технико-гидравлическое обоснование варианта транспорта газа
• Расчет трубопровода на прочность
• Уточненный теплогидравлический расчет
• Электрохимическая защита трубопровода от коррозии
• Строительная часть
• Экономическая часть
Принятие проектных решений осуществлялось на основе действующих отраслевых
и иных нормативов.

Содержание

Введение

1. Характеристика объекта и природно-климатических условий

1.1 Природно-климатическая характеристика района

1.2 Общие сведения о месторождении

2. Теплофизический расчет газовой смеси

3. Выбор оптимальной схемы транспорта газа

4. Уточненный теплогидравлический расчет

5. Механический расчет

5.1 Расчет трубопровода на прочность и устойчивость

5.2 Определение толщины стенки трубопровода

5.3 Проверка прочности и устойчивости подземных трубопроводов

6. Электрохимическая защита трубопровода от коррозии

6.1 Электрические параметры трубопровода

6.2 Выбор установки катодной защиты

6.3 Расчет анодного заземления

7. Спец часть

7.1 Технологическая схема Главного проекта -3

7.2 Оптимизация требуемого количества теплообменных аппаратов

8. Строительная часть

8.1 Состав подготовительных работ

8.2 Расчет на прочность защитного кожуха

8.3 Описание работы установки горизонтального бурения, основные параметры

8.4 Расчет мощности установки горизонтального бурения

8.5 Монтаж перехода

9. Основные требования предъявляемые при очистке полости и
испытании трубопроводов

10. Экономическая часть

Введение

Природный газ для большинства промышленных и коммунальных потребителей
в настоящее время и на дальнюю перспективу является основным видом топлива.
Эволюция структуры топливно - энергетического баланса мира показывает
непрерывный рост потребления газа в настоящем столетии.
Трубопроводный транспорт газа является одной из важнейших социально –
экономических задач Республики Казахстан. Трубопроводный транспорт в
настоящее время является единственным средством доставки его от мест добычи
к местам потребления.
Крупные магистральные газопроводы соединяются между собой, создавая
единую закольцованную систему газоснабжения страны.
Трубопроводная система – это сложный комплекс с различными условиями
эксплуатации. Для обеспечения надежности и безопасности работы необходимо
учитывать широкий спектр показателей.
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 силу изменения рыночных условий возникает потребность в больших
объемах газа, следовательно существует необходимость увеличения подачи
газа, что вызовет не только проблемы технологически – эксплуатационного
характера, но и реконструкцию существующего газотранспортных систем.
При изменении эксплуатационного режима требуется провести
разносторонний анализ существующего режима. Основываясь на перспективах
развития с учетом показателей технико – экономического обоснования
необходимо выбрать выгодное техническое решение по повышению
производительности.

1 Характеристика объекта и природно-климатических условий

1.1 Природно-климатическая характеристика района
Климат Западно-Казахстанской области отличается высокой
континентальностью, которая возрастает с северо- запада на юго-восток.
Континентальность проявляется в резких температурных контрастах дня и
ночи, зимы и лета, в быстром переходе с зимы на лето. Для всей области
характерен дефицит атмосферных осадков, малоснежье, сильное сдувание снега
с полей, сухость воздуха.
Годовое количество осадков колеблется от 239 до 273 мм и
распределяется по сезонам года неравномерно: 40% всех осадков приходится на
зимнее - весенний период, а 60% на летнее – осенний. Осадки выпадают крайне
неравномерно по годам. В очень засушливые годы количество осадков за тёплый
период с температурой выше 100С может снизиться до 60 мм, а в наиболее
влажные годы за указанный период выпадает 160 – 230 мм. Наибольшее
количество осадков выпадает в июле, в южных – в июне.
Для района характерны ветры восточного и юго-восточного направлений.
Скорости ветра в зимние месяцы достигают 4,5 – 4,6 мсек. Среднемесячная
скорость ветра от 3,6 до 5,7 мсек. Особенно сильные ветры наблюдаются в
феврале и марте. Штормовой ветер наблюдается от 25 до 41 дня, с пыльной
бурей от 40 до 46 дней, с метелями от 22 до 39, с грозами от 15 до 20 дней
и с туманами от 31 до 38 дней в году. Продолжительность устойчивых морозов
около 110-115 дней в году. Устойчивый снежный покров образуется 3 – 10
ноября, а сходит 31 марта – 3 апреля. Продолжительность его составляет 119
– 131 день. Средняя высота покрова колеблется в пределах 24 – 27 см.
Относительная влажность воздуха характеризует степень насыщения
воздуха паром и меняется в течении года в широких пределах, летом
достигает 47 – 53%, зимой – 81 – 83%. Количество дней с влажностью
менее 30% составляет в среднем 84 дня в году.
Климатические условия:
• Дорожно-климатическая зона IV
• Наиболее холодный месяц – январь, средняя температура: минус 14,40С
• Наиболее жаркий месяц – июль, средняя температура плюс 430С
• Абсолютный максимум температуры воздуха плюс
450С
• Абсолютный минимум температуры воздуха минус 450С
• Среднегодовая температура плюс 4,20С
• Абсолютная годовая амплитуда 820С
• Среднегодовое количество осадков 302 мм
• Среднемесячная средняя скорость ветра 3,6 – 5,5 мс
• Среднегодовая средняя скорость ветра 4,5 мс
• По требованиям к дорожно-строительным материалам умеренные
• По требованию к бетону суровые
• Среднегодовое количество осадков 300 мм
• Толщина снегового покрова (с 5% превышением) 27 см
• Нормативная глубина промерзания грунта
для суглинистых почв 1.64 м
для песков 2.00 м
для каменистого грунта 2.42 м

1.2 Общие сведения о месторождении
Месторождение Карачаганак – это крупное нефтегазоконденсатное
месторождение открытое в 1979 году. Месторождение расположено в Бурлинском
районе Западно – Казахстанской области Республики Казахстан.
Право на пользование недрами месторождения в соответствии с выданной
лицензией от 18 ноября 1997 года имеет альянс в составе: Аджип Карачаганак
Б.В., Бритиш Газ Эксплорейшен энд Продакшн, Тексако Интернэшнл
Петролеум Компани, ЛУКойл. В настоящее время этот альянс переименован в
“KPO b.v.” и зарегистрирован в Республике Казахстан.
Месторождение находится к северо – востоку от 51-ой параллели северной
широты и 50-го меридиана восточной долготы, в 16 км на северо–восток от г.
Аксая, в (вплотную прилегает к контуру месторождения),Березовка (3км),
Успеновка (9 км), Каракемир (8 км),Жанаталап (4 км),Карашыганак (6 км),
Димитров (9 км), Жарсуат (9 км), Бестау (4 км).
В 15 км южнее месторождения проходит железнодорожная ветка Уральск –
Илек. Площадь месторождения пересекает асфальтированная автодорога
Уральск – Оренбург.
В 35 км к северо – востоку от месторождения проходит магистральный
газопровод Оренбург – Западная граница. В 160 км к западу от
месторождения проходит магистральный нефтепровод Мангышлак – Самара. От
месторождения Карачаганак до Оренбургского газоперерабатывающего завода,
расположенного в 30 км северо - западнее г. Оренбурга (ст. Каргала)
проложены газо – и конденсатопроводы протяжённостью 120 км . По западной
части месторождения в северо–восточном направлении проложена линия
электропередач ЛЭП-35, а через месторождение проходит ЛЭП-110.
Гидрографическая сеть района месторождения представлена к северу от
него (15-20 км) рекой Урал, к северо-востоку (10 км) – рекой Илек. По
территории месторождения протекает речка Березовка, пересыхающая летом. В
весенний период реки образуют большие разливы за счёт притока талых вод.
Орографически район месторождения представляет собой равнину,
изрезанную сетью оврагов и балок глубиной 5 – 10 м. Перепады высот рельефа
не превышают 50 м на 1 км. Большую часть месторождения занимают
земледельческие поля и пастбища, разделённые на отдельные участки защитными
лесополосами. Небольшие лесные массивы имеются в поймах рек Урал и Илек.
Карачаганакское месторождение расположено на южных отрогах Общего
Сырта и Подурального плато, в глинистых степях с абсолютными отметками в 60
– 100 м. Рельеф территории увалисто-холмистый. Территория месторождения
относится к сухостепной зоне тёмно-каштановых почв. В целинном состоянии
эти почвы имеют следующее строение: сверху залегает гумусовый
аккумулятивный горизонт (А) мощностью 14-18 см комковатый или
мелкозернистой структуры. Ниже залегает переходной гумусовый горизонт,
верхняя часть которого уплотнена несколько сильнее, чем гумусовый горизонт
(А) и имеет буровато-каштановую окраску, а нижняя часть горизонта
неоднородна и состоит из чередующихся гумусовых затеков и заклинков породы.
Мощность всего гумусового горизонта составляет 45 – 60 см.
Грунтовые воды залегают на глубине 7.2 м.
В растительном покрове выделяется два подзональных типа степей:
умеренно засушливые ковыльные и сухие типчаковые.
Район месторождения находится в зоне северных умеренно-сухих степей,
поэтому здесь преобладают степные животные.

2 Теплофизический расчет газовой смеси

Для расчета основных теплофизических параметров газовой смеси
транспортируемой на участке Аксай (УКПГ – 16) – Оренбург (ОГПЗ) были взяты
исходные данные по паспорту на газ некондиционный отсепарированный.
Исходные данные:
Протяженность трассы L=141,5 (км);
Рабочее давление Р=8,0 (МПа).
Компонентный состав газа представлен в таблице 2.1.
Компонентный состав Таблица 2.1
компонент СН4 С2Н6 С3Н8 СО2 N2 H2S
Объемная доля
компонентов аi
0,8093 0,0584 0,0217 0,0651 0,0083 0,0372

Молекулярная масса, критическая температура, удельный объем
представлены в таблице 2.[1]
Молекулярная масса, Ткр, удельный объем, критическая степень сжатия.
Таблица 2.2
КритическаКритический Критическая
Молярная я объем степень сжатия
№ Газ масса температурV, Zкр
а
ТКР, К
1 2 3 4 5 6
1 2 3 4 5 6
1 Метан СН4 16,04 190,6 6,17x10-3 0,288
2 Этан С2Н6 30,07 305,46 4,92x10-3 0,285
3 Пропан С3Н8 44,09 369,9 4,60x10-3 0,281
4 Углерод СО2 44,01 304,26 2,14x10-3 0,274
5 Азот N2 28,02 126,2 3,20x10-3 0,290
6 Сероводород H2S 34,08 373,4 2,8x10-3 0,282

2.1. Определяем молекулярную массу газовой смеси [2]:

(2.1)
где:
молекулярная масса компонента;
аi – объемная доля компонента.

2.2. Определяем газовую постоянную газовой смеси смеси [2]

(2.2)
где:
- универсальная газовая постоянная;
- молекулярная масса газовой смеси, кгкмоль.

2.3.Определяем относительную плотность газа по воздуху [2]

(2.3)
где:
- газовая постоянная воздуха.

2.4. Определяем критическую температуру газовой смеси [2]
, (2.4)
где:
Ткр – критическая температура компонента, 0К.

2.5. Определяем критический объем газовой смеси [2]
, (2.5)
где:
Vi – критический объем компонента, кгм3.
2.6. Определяем критическую степень сжатия газовой смеси
, (2.6)
где:
Zкр – критическая степень сжатия.

2.7. Определяем критическое давление газовой смеси [2]
, (2.7)
где:
Ркр – критическое давление, МПа.

Коэффициенты динамической вязкости представлены в таблице 2.3.
Коэффициент динамической вязкости
Таблица 2.3.
Динамическая вязкость
компонентов (Р=0,1013 Постоянная Сюзерленда,
Компонент Мпа, Т=273,15 К0) Si, K
Метан СН4 102,99х10-7 168
Этан С2Н6 84,57х10-7 277
Пропан С3Н8 73,58х10-7 347
Углерод СО2 140,20х10-7 292
Азот N2 165,92х10-7 116
Сероводород H2S 150,2х10-7 202

2.8. Определяем плотность газовой смеси по условию входа.

(2.8)
где:
Рвх – давление на входе, МПа;
Твх – температура на входе, 0К;
Zвх – степень сжатия газовой смеси на входе.

2.8.1. Определяем степень сжатия газовой смеси на входе [2]
, (2.9)

2.8.2. Определяем приведенную плотность газовой смеси [2]

(2.10)

2.8.3.Определяем критическую плотность газовой смеси.

(2.11)

2.9. Определяем функцию приведенной плотности газовой смеси.
(2.12)

2.10. Определяем удельную теплоемкость газовой смеси при различных условиях
входа.
(2.13)
2.10.1. Принимаем Рвх=8 Мпа, Твх=303,15 К0
(2.14)
Поправка:
(2.15)

Постоянные для определения теплоемкости приведены в таблице 2.4.
Постоянные для определения теплоемкости
Таблица 2.4
№ Газ А0 А1 А2 А3
1 2 3 4 5 6
1 Метан СН4 41,205 -9,4802 3,2343 -0,22399
2 Этан С2Н6 36,790 -4,7361 4,4853 -0,37698
3 Пропан С3Н8 43,467 -5,4240 7,2168 -0,67282
4 Углерод СО2 20,810 6,3606 -0,29 -0,00637
1 2 3 4 5 6
5 Азот N2 29,040 0,1151 -0,0682 0,01327
6 Сероводород H2S 26,03 2,53 -0,0195 0,0032

2.10.2. Принимаем Р=8 Мпа, Т=273,15 К0

2.11. Определяем относительную погрешность
(2.16)

3 Выбор оптимальной схемы транспорта газа

Пропускная способность газопровода (Q) [3].

Определяем расчетный расход по нитке газопровода (Qр)

(4.1)
где:
Q- заданная пропускная способность газопровода ;
- оценочный коэффициент использования пропускной способности [3],
определяемый по формуле:

(4.2)
где:
Кро= 0,95 – коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжением
потребителей; отражает необходимость увеличения пропускной способности
газопровода для обеспечения газоснабжения потребителей в период повышенного
спроса на газ;
Кэт= 0,98 – коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость
компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с
влиянием экстремально высоких температур наружного воздуха;[3]
Кнд = 0,99 – оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий
необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при
отказах линейных участков.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления
.
(4.3)
где:
Е = 0,95 – коэффициент гидравлической эффективности;[3]
- коэффициент гидравлического сопротивления собственно трубопровода.
, (4.4)
где:
k = 0,03 – эквивалентная шероховатость труб;[3]
Re – число Рейнольдса;
d – внутренний диаметр газопровода, принимается равным условному.
Принимаем для расчета трубы диаметром 720, 820 и 1020мм.
,
(4.5)
где:
Qp – пропускная способность газопровода;
- плотность газовой смеси;
- динамическая вязкость = 12,3 х 106.

Для 720мм

Для 820мм

Для 1020мм

Результаты расчетов по вариантам линейной части сведены в таблицу.
Число Рейнольдса (Re)

Вариант линейной части Re х 106
диаметр трубопровода
1020 29,186
820 36,305
720 41,348

Коэффициент гидравлического сопротивления ()

Вариант линейной части
диаметр трубопровода
1020 0,009719
820 0,010091
720 0,01033

Коэффициент гидравлического сопротивления ()

Вариант линейной части
диаметр трубопровода
1020 0,01074
820 0,01153
720 0,01141

Расстояние между УКПГ-16 – ОГПЗ.
, (4.6)
где:
Рн, Рк – начальное и конечное давление соответственно;
Zср – коэффициент сжимаемости, принимается равным 0,286;
- среднее гидравлическое сопротивление;
- относительная плотность газа, принимается равным 0,692;
Тср – средняя температура, принимается равным, 293,8 К.
Dвн – внутренний диаметр, принимается равным условному.
,
где:
Рст = 101,3 кПа – атмосферное давление при стандартных условиях;
Тст = 293,15 К – температура воздуха при стандартных условиях.
Rв = 287,1 ДжкгК – газовая постоянная воздуха.

Результаты расчетов по вариантам линейной части сведены в таблицу

Вариант линейной части Длина
I
1020 145
820 185
720 210

Вывод:
Исходя из гидравлического расчета и расчета по оптимизации длины
трубопровода, мы можем сказать следующее:
1. оптимальным вариантом по протяженности трубопровода является
трубопровод диаметром 1020 мм.
2. наименьший коэффициент гидравлического сопротивления по трению
получен при диаметре 1020 мм.

4. Уточненный теплогидравлический расчет

Температура в начале участка
Тн = 3000 К
Давление в начале участка
Рн = 8.0 МПа

4.1 Определяем авление в конце участка
, (7.1)
где:
[Рн, Рк]=МПа, [Tср]=K, [I]=м, [Qр]=м3с, [K]= Дж0,5К0,5 Па кг-0.5,
[Dвн]=м;
n – число ниток;
Dвн – внутренний диаметр трубопровода.
МПа
4.2 Определяем среднее давление (Рср)
, (7.2)
где:
[Рср, Рк, Рср]=МПа.

МПа
4.3 Определяем среднюю изобарную теплоемкость газа (Ср)

, (7.3)
где:
[Tср] = K, [Рср] = МПа, [Ср] = кДж кгК.

кДжкгК
4.4 Определяем коэффициент Джоуля-Томпсона (Di)
[4] (7.4)
где:
r – мольное содержание метана в газе, доли единицы;
Cp- изобарная теплоемкость газа кДжкгК;
Dn – коэффициент Джоуля – Гей-Люсака.фя
[Di] = КМПа.
Ср, Dn – находим по таблице [4]

Значение параметров природного газа в зависимости от давления при средней
температуре 293,2 К

Р К Z
I 0,60 Принимается по СНиП III-42-80
II 0,75

Таблица 2

Условный Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода
диаметр
трубопровод
а, мм
Для газопроводов в зависимости от внутр. Давления Для
Р нефтепровод
ов


500 и менее
600 – 1000
1200 1,00 1,00 1,00 1.00
1400 1,00 1,00 1,05 1.00
1,05 1,05 1,10 1,05
1,05 1,10 1,15 -

Значение коэффициента
Характеристика труб надежности по
материалу
Сварные из малоперлитной и бейнитовой стали
контролируемой прокатки и термически упрочненные
трубы, изготовленные двусторонней электродуговой
сваркой под флюсом по сплошному технологическому 1,34
шву, с минусовым допуском по толщине стенки не
более 5% и прошедшие 100% -ный контроль на
сплошность основного металла и сварных соединений
неразрушающими методами
Сварные из нормализованной, термически
упрочненной стали и стали контролируемой
прокатки, изготовленные двухторонней 1,40
электродуговой сваркой под флюсом по сплошному
технологическому шву, и прошедшие 100% - ный
контроль сварных соединений неразрушающими
методами. Бесшовные из катанной или кованной
заготовки.
Сварные из нормализованной и горячекатаной
низколегированной стали изготовленные 1,47
двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие
100% - ный контроль сварных соединений
неразрушающими методами
Сварные из горячекатаной низколегированной или
углеродистой стали, изготовленные двусторонней 1,55
электродуговой сваркой или токами высокой
частоты. Остальные бесшовные трубы.

Таблица 3

5.1.1 Согласно [5] принимаем трубы марки 14Г2САФ с временным
сопротивлением и пределом текучести соответственно:

=530 МПа
= 390 МПа

МПа

5.2 Определение толщины стенки трубопровода

5.2.1 Расчетную толщину стенки трубопровода , следует определять по
формуле:

(5.2)
где:
- коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению
в трубопроводе, для любых газопроводов принимается 1,1 [6]
- рабочее давление МПа;
- наружный диаметр трубы, см.

Внутренний диаметр трубопровода:

5.3 Проверка прочности и устойчивости подземных трубопроводов
Подземные трубопроводы следует проверят на прочность, деформативность
и общую устойчивость в продольном направлении
5.3.1 Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном
направлении следует производить из условия:
,
(5.3)
где:
- продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий;
- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла
труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях () принимаемый
равным единице, при сжимающих () – определяемый по формуле:
(5.4)
где:
- кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления.

(5.5)
В частности для прямолинейных и упругоизогнутых участков подземных
трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок
и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле:
, (5.6)
где:
- коэффициент линейного расширения металла трубы, град-1 (12х10-6);
Е – переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа (206х103);
- расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при
нагревании, 0С.[5]

Абсолютное значение максимального положительного или отрицательного
температурного перепада:
(5.7)
где:
- переменный коэффициент поперечной деформации стали (0,3)
(коэффициент Пуассона).

0С ; 0С

Принимаем среднее значение 40 0С.

5.2.2 Условие прочности

Условие прочности соблюдается.

6. Электрохимическая защита трубопровода
от коррозии

Для стальных газопроводов следует предусматривать защиту от коррозии,
вызываемой окружающей средой и блуждающими электрическими токами.
Защиту от коррозии подземных газопроводов следует проектировать в
соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 – 89.
На подземных газопроводах в пределах поселений следует
предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов с интервалами
между ними не более 200м, вне территории поселений – не более 500м, на
пахотных землях – устанавливается проектом. Кроме того установку контрольно-
измерительных пунктов следует предусматривать в местах пересечения
газопроводов с подземными газопроводами и другими подземными металлическими
инженерными сетями.

6.1 Электрические параметры трубопровода
Продольное сопротивление трубопровода (R1).
[7]
6.1.1 Определяем переходное сопротивление трубопровода (Rпер)
,
(8.1)
где:
Rпер – переходное сопротивление трубопровода в начальный период
эксплуатации, принимается равным 1500 Ом м2; [7]
Dн – внешний диаметр трубопровода, м.
Ом м2
6.1.2 Определяем постоянную распространения тока вдоль трубопровода
().
[7]
(8.2)

6.1.3 Определяем характеристическое сопротивление трубопровода ( z.).
[7]
(8.3)
Ом

6.1.4 Определяем входное сопротивление трубопровода (zв).
[7] (8.4)
Ом
Удельное электрическое сопротивление грунта ().
Ом м [7]
6.1.5 Определяем расстояние между трубопроводом и анодным заземлением ( у )
,
(8.5)
где:
- коэффициент , Ом м, определяемый в зависимости от .
Р = 10 Ом м [7]
м

6.2 Выбор установки катодной защиты
Основными параметрами катодной защиты являются сила тока установки
катодной защиты (УКЗ) и длина защитный зоны, создаваемая этой установкой.
Расчет параметров УКЗ сводится к определению количества и мощности катодных
станций, которые следует запроектировать к установке на трубопроводе.
Мощность катодных станций определяется потребностью в защитном токе,
количество – длиной защитной зоны.

6.2.1 Определяем длину защитной зоны катодной установки
(8.6)
где:
Uтзм – минимальное смещение (по абсолютной величине) разности потенциалов
труба-земля, В;
Uтз0 – смещение разности потенциалов в точке дренажа, В;
Кв – коэффициент, учитывающий взаимовлияние соседних катодных установок,
принимается равным 0,5;[7]
у – расстояние между трубопроводом и анодным заземлением, м ;
- удельное электрическое сопротивление земли в поле токов катодной
защиты, Ои м.
Вычисления проводят методом последовательного приближения.
Начальное значение определяют без учета члена

м

6.2.2 Определяем число станций катодной защиты (mскз)
,
(8.7)
где:
L – длина газопровода, м.

6.2.3 Определяем силу тока катодной установки ( I )

(8.8)

А
6.2.4 Определяем напряжение на выходе катодной станции (V)
, (8.9)
где:
R3 – сопротивление растеканию анодного заземления, Ом;
Rпр – сопротивление дренажных проводов, соединяющих катодную станцию с
трубопроводом и анодным заземлением, Ом.
, (8.10)
где:
- удельное сопротивление проводника, принимается равным
0,0175 Ом мм2 м-1;
ус – длина спусков провода с опор катодной станции, принимается равной 5;
S – сечение проводника, принимается равным 6 мм2.[8]
Ом
В

6.2.5 Определяем мощность на выходе катодной станции (W)
,
(8.11)
Вт

По каталогу [8] принимаем станции катодной защиты типа ПАРСЕК ИПЕ 1,2

6.3 Расчет анодного заземления
По каталогу к установке принимаются анодные заземлители типа Менделеевец
- ММ.

6.3.1 Определяем переходное сопротивление (R3)
, (8.13)
где:
Rp – сопротивление растеканию, Ом.
,
(8.14)
где:
Rа – переходное сопротивление одиночного электрода, Ом.
, (8.15)
где:
- удельное сопротивление грунта;
h – расстояние от поверхности земли до электрода, принимаем равным 2,5 м;
d – диаметр электрода, мм.

Ом

n – число анодных заземлителей.
, (8.16)
где:
, - соответственно, стоимость 1 кВт ч электроэнергии и стоимость
одного электрода с установкой, тен.(кВт ч), тен;
- коэффициент полезного действия, принимается равным 0,6;
- коэффициент экранирования, принимается равным 0,85.

- коэффициент экранирования, принимается равным 0,7.[7]

Rзп – поляризационное заземление, Ом.
,
(8.17)
где:
Uэ-з – поляризационная составляющая падения напряжения на заземлении,
принимается равной 1,5 В.[7]
Ом
Rзм – сопротивление материала заземлителя, Ом.

,
(8.18)
где:
Iэ – длина заземления, м; [8]
- удельное сопротивление материала заземления, Ом ммм;
Sэ – площадь поперечного сечения заземления, мм2.
,
(8.19)
где:
dэ – диаметр электрода, мм.
мм2
Ом

Ом

Вывод:
Расчетом установлено, что для защиты трубопровода от коррозии следует
применять станции катодной защиты типа ПАРСЕК ИПЕ 1,2 в комплекте с
анодными заземлителями типа Менделеевец - ММ в количестве 73 ед. Станции
катодной защиты монтируются вдоль газопровода в количестве 7 ед. на
расстоянии 20 км.

В процессе эксплуатации газопровода вследствие неизбежного изменения
электрических параметров трубопровода необходимо уточнять число и
расположение станций катодной защиты и анодных заземлителей по трассе
трубопровода.

7 Спец часть
7.1 Технологическая схема Главного проекта – 3
Газ со скважин по шлейфам проходит к площадке ГП -3 и направляется
на блок входных манифольдов. Блок входных манифольдов рассчитан на 36
скважин и предназначен для распределения пластового газа по трем
коллекторам диаметром 12” к технологическим линиям по одному коллектору
диаметром 4” для подключения любой скважины к к контрольному сепаратору и
по одному коллектору диаметром 4” к факелу высокого давления.
Каждый шлейф снабжен регулирующим клапаном который регулирует давление
со шлейфов скважин.
На контрольный щит диспетчера выведен аварийный сигнал со шлейфа по
минимальному и максимальному давлению.
Для аварийного отключения скважин с пульта диспетчера установлены
пневмоприводные отсекатели. При повышении давления в шлейфе выше
допустимого и снижении ниже допустимого отсекатели закрываются.
Пластовый газ с давлением 110-250 кгсм2 распределяется по трём
технологическим линиям и направляется в теплообменник Е-09, предназначенный
для подогрева входного потока газа до температуры, исключающей отложение
парафинов в первой ступени сепарации. Схемой предусматривается подача
пластового газа на первую ступень сепарации и минуя теплообменник при
отсутствии необходимости подогрева газа. В теплообменнике предусмотрен
замер перепада давления с выдачей сигнала на щит диспетчера в случае его
превышения.
Температура газа на выходе из теплообменника регулируется клапаном,
который установлен на линии подачи теплоносителя в теплообменнике.
В качестве теплоносителя в Е-09 используется диэтиленгликоль (ДЭГ).
С теплообменника газ после дросселирования клапаном PV-203 до давления
110-128 кгсм2 поступает на первую ступень сепарации. Первая ступень
сепарации выполнена из двух соединённых последовательно аппаратов:
предварительного (гравитационного) сепаратора, где происходит основная
сепарация жидкости, и сепаратора первой ступени С-OIB для окончательной
тонкой сепарации газа от жидкости.
Для контроля за давлением в C-OIA установлен манометр с выводом
сигнализации верхнего (РАН-204) и нижнего (PAL-204) предела на щит
диспетчера. Регулирование давления в сепараторе с-OIA осуществляется
преобразователем давления РТ-203. Уровень жидкости в С-OIA регулируется
клапаном LV-402 с индексацией по месту и сигнализацией в диспетчерской
верхнего (LAH-402)и нижнего (LAL-402) уровня.
Уровень жидкости в С-OIB регулируется клапаном LV-424. Перепад
давления в С-OIB замеряется дифманометром с сигнализацией максимального
перепада (РДАН-206) в диспетчерской.
Газ после первой ступени сепарации поступает в двухсекционный
теплообменник “газ-газ” Е-OIA, В, где производится охлаждение газа до
температуры 0-+100С потоком газа из сепаратора второй ступени. Поток газа
после теплообменника Е-OIA, В направляется в редуцирующий клапан LV-605 и
дросселируется до давления 70-82 кгсм2. В результате дросселирования газ
охлаждается до температуры минус 12-100С.

После редуцирующего клапана к основному потоку газа подмешивается
тёплый газ выветривания от трёхфазного сепаратора с-03 и от разделителя-
сепаратора С-02В, и температура газа при этом повышается до 0-минус 80 С.
Из теплообменника Е-OIA, В газ поступает в сепаратор второй ступени С-
02А, глее при давлении 70 - 82 кгсм за счёт низкой температуры 0 - минус
80 С, а также специальной конструкции сепаратора происходит окончательная
сепарация и осушка газа.
Осушенный газ после С-02А направляется в межтрубное пространство
теплообменника Е-OI А, В (для охлаждения газа после первой ступени
сепарации) и далее через замерный узел в коллектор товарного газа на ОГПЗ.
На щите диспетчера по каждой технологической линии регистрируется
расход, температура и давление товарного газа.
На входе товарного газа в магистральный газопровод установлен
пневноприводный отсекатель ИV-0805.
Кроме режима работы установки с редуцированием всего потока сырого
газа технологической линии клапаном LV-605 (с 110-128 кгсм2 до 70-82 км
(см2) предусматривается также работа технологической линии при
использовании эжекторов К-IOI (20I, 30I) для компримирования газа
выветривания конденсата с ГНС. При работе эжектора в качестве
высоконапорного используется поток газа с давлением IIO-128 кгссм2
низконапорный газ – газ выветривания конденсата из ёмкостей Е-01 ГНС с
давлением 32-38 кгсм2. Эжектор подключен параллельно клапану FV-605. Сопло
эжектора рассчитано таким образом, чтобы при номинальном расходе газа через
технологическую линию 130 тыс. км3ч. – давление в сепараторе С-02А
поддерживалось в пределах 70-82 кгссм2 при давлении низконапорного газа до
38 кгссм2. Клапан FV-605 в этом случае должен быть в закрытом положении.
При понижении давлении газа в сепараторе С-02А ниже установленного клапан
FV-605 открывается и поддерживает установленное давление в сепараторе
перепуском части потока через себя.
При полностью отключенном клапане FV-0605 (закрыт кран или установлена
заглушка перед ним) давление в сепараторе С-02А обусловлено только работой
эжектора и зависит от диаметра сопла, давления пассивного газа (газа
выветривания). При установившемся режиме работы эжектора количество
подсасываемого низконапорного газа устанавливается автоматически. Если по
каким-либо причинам количество пассивного газа превысит его количество,
которое может быть компримировано эжектором, излишний газ выветривания
автоматически сбрасывается на факел (регулятором, установленном на ГНС).
В двухсекционном теплообменнике Е-01Ф, В температура сырого и
очищенного газа контролируется по потокам термометрами.
Перепад давления на теплообменнике замеряется дифманометром с
сигнализацией высокого давления на щите диспетчера. Температура сырого газа
регулируется клапаном TV-1014, 3014, (клапан TV-2014 демонтирован). На его
месте смонтирована задвижка с ручным приводом. Клапан TV-2014 установлен на
линии выхода отсепарированного газа из С-02А перед Е-01В и предназначается
для регулирования давления в сепараторе 2-ой ступени на второй
технологической линии.
В сепараторе второй ступени С-02А контролируется давление, перепад
давления и температура.
Перепад давления в сепараторе С-02А замеряется манометром и при
повышении допустимой величины подаётся световой и звуковой сигнал на щит
диспетчера (РДАН-217).

7.2 Оптимизация требуемого количества теплообменных аппаратов под
увеличение транспорта газа
Исходные данные:
Температура газа на входе в теплообменный аппарат tв=2660К
Техническая характеристика теплообменного
аппарата газ – газ Dеggendozfer
В трубной части:
давление избыточное – 128,4 кгссм2
Т 0С = -43+50
Рабочая среда и ее коррозионные свойства:
природный газ с содержанием сероводорода до 5%
емкость в л. – 3240
В рубашке:
Давление – 82 кгссм2
Т 0С = -43+50
объем - 4530
1. Кожух:
количество – 4шт.
Dвн = 1030мм; = 35мм; L = 2387,5мм
2. Трубное днище:
количество – 2шт.
Dвн = 1348мм; - ; L = 225мм
3. Бесшовная труба:
количество – 1159шт.
Dвн = 16мм; = 2мм; L = 10000мм
4. Сферическое днище:
количество – 2шт.
Dвн = 986мм; = 30мм; L = 2387,5мм
Основным уравнением расчета является уравнение теплового баланса и
мощности теплообменного аппарата. Процедура расчета осуществляется согласно
Методике теплового и аэродинамического расчета теплообменных аппаратов
института ВНИИНефтемаш
,
где:
W1 – Водяной эквивалент горячего теплоносителя, кДжс;
W2 – Водяной эквивалент холодного теплоносителя, кДжс;

где:
t1 и t2 – соответственно начальная и конечная температуры холодного
теплоносителя, 0К.

где:
и - соответственно начальная и конечная температуры горячего
теплоносителя, 0К.

7.2.1 Определяем количество теплоты, которое должно быть передано газу от
установки
, (6.1)
где:
GГ – массовый расход газа в теплообменном аппарате, кг с;
СР – теплоемкость газа при средних давлении и температуре в теплообменном
аппарате.
,
(6.2)
где:
QР – расчетный расход через теплообменный аппарат, м3 с;
- плотность газа при средних давлениях и температуре в теплообменном
аппарате, кг м3.
млн.м3 сут.
кг с
кДж
7.2.2 Определяем среднюю температуру газа в теплообменном аппарате
,
(6.3)
где:
tнаг – температура газа на входе в теплообменный аппарат;
tохл – температура газа на выходе из теплообменного аппарата.
К

Количество теплообменных аппаратов mап принимается равным 2

7.2.3 Определяем среднюю скорость течения газа в теплообменных трубках
, (6.4)
где:
F1 – площадь проходного сечения одного хода трубки теплообменного аппарата,
м2;
mап – число теплообменных аппаратов.
мс

7.2.4 Определяем коэффициент гидравлического сопротивления трубок
,
(6.5)

7.2.5 Определяем среднее давление газа в теплообменном аппарате
, (6.6)
где:
Рнаг – давление газа на выходе со скважины, принимается равным 8,2 МПа;
Рап – гидравлические потери давления газа в теплообменном аппарате.
МПа
, (6.7)
где:
- средняя плотность газа;
- скорость течения газа по трубкам теплообменной секции;
- коэффициент гидравлического сопротивления трубок;
L – длина трубок;
- сумма коэффициентов местного сопротивления теплообменного аппарата,
принимается равным 11,6.

7.2.6 Определяем число Рейнольдса при течении газа в
трубках (Re)
, (6.8)
где:
dвн – внутренний диаметр трубок;
- динамическая вязкость газа при средних давлении и температуре в
теплообменном аппарате.

7.2.7 Определяем критерий Прандтля (Pr)
,
(6.9)
где:
- коэффициент теплопроводности газа, принимается равным 29,8 10-3 Вт м-
1 К-1;
Срг – удельная теплоемкость газа, принимается равным 2,8.

7.2.8 Определяем коэффициент теплоотдачи от газа к внутренней поверхности
теплообменных труб теплообменного аппарата ()
, (6.10)

7.2.9 Определяем температуру воздуха на выходе из теплообменного аппарата
(tв2)
, (6.11)
где:
- число теплообменных аппаратов;
VH – расход газа через один теплообменный аппарат при нормальных
условиях.[9]
К

7.2.10 Определяем среднюю температура воздуха (tв.ср) в теплообменном
аппарате
,
(6.12)
К

7.2.11 Определяем скорость воздуха в узком сечении теплообменных
секций теплообменного аппарата ()
, (6.13)
где:
Fсв – площадь свободного сечения перед секциями теплообменного аппарата,
м2;
- коэффициент сужения, принимается равным 0,47.[10]
мс

7.2.12 Определяем коэффициент теплоотдачи от поверхности теплообменных
трубок аппарата к газу ()
,
(6.14)
где:
7.2.13 Определяем Nu – число Нуссельта.
,
(6.15)
,
(6.16)

7.2.14 Определяем коэффициент теплопередачи от газа к газу [
... продолжение
Похожие работы
Проектирование реляционных баз данных
Проектирование штанговой насосной установки
Проектирование информационной системы диспетчера автотранспорта
Проектирование каротажных кабелей глубинных скважин
Проектирование информационной системы аутентификации и идентификации
ПРОЕКТИРОВАНИЕ БАЗЫ ДАННЫХ «Адресное бюро города»
Проектирование базы данных центральной городской больницы
Проектирование информационной системы расчета финансово-экономических показателей
Оптимальное проектирование каротажных кабелей глубинных скважин
Проектирование ЭИС по анализу хозяйственной деятельности ТОО «Комек»
Дисциплины
Көмек / Помощь
Арайлым
Біз міндетті түрде жауап береміз!
Мы обязательно ответим!
Жіберу / Отправить

Рахмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Phone: 777 614 50 20
Жабу / Закрыть

Көмек / Помощь