Эксплуатация газопровода

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ 2

ИСХОДНЫЕ  ДАННЫЕ 5

ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА 6

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУТОЧНОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ 8

МЕХАНИЧЕСКИЙ  РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА 9

РАССТАНОВКА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА СТАНЦИЙ 12

ТЕПЛОВОЙ  РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА 15

Перегон между  ГКС и КС1 (надземная прокладка) 15

Перегон между  КС1 и КС2 (наземная прокладка) 17

Конечный  перегон (подземная прокладка) 19

ВЫБОР ГПА. РАСЧЕТ КС 21

Головная  КС 21

КС-1 23

КС-2 25

РАСЧЕТ РАСПОЛОГАЕМОЙ  МОЩНОСТИ ГТУ. 29

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ТОПЛИВНОГО ГАЗА ДЛЯ ГТУ. 30

ОЧИСТКА ГАЗА. ЦИКЛОННЫЕ ПЫЛЕУЛОВИТЕЛИ 31

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 33

 

  

ВВЕДЕНИЕ

 

При проектировании газопровод рассматривается как объект ЕСГ, находящийся в технологическом  и режимном взаимодействии с другими  объектами системы. К основным технологическим  параметрам магистрального газопровода  относятся: годовая производительность, диаметр, рабочее давление, протяженность, число КС, степень сжатия, температура  охлаждения газа на КС. Технологические  параметры проектируемых газопроводов определяются по результатам оптимизационных  расчетов, как правило, в предпроектной  и проектной документации.

В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения:

- линейная часть (ЛЧ), включая  трубопровод с отводами, лупингами,  перемычками, запорной арматурой,  переходами через естественные  и искусственные препятствия,  противоэрозионными и защитными  сооружениями, узлами запуска и  приема очистных устройств и  дефектоскопов, узлами сбора и  хранения конденсата, устройствами  для ввода метанола в газопровод;

- линии и сооружения  технологической связи, средства  телемеханики, автоматизированные  системы управления технологическими  процессами, устройства электроснабжения  и дистанционного управления  запорной арматурой и установками  ЭХЗ;

-компрессорные станции  (КС) и узлы их подключения,  установки дополнительной подготовки  газа (например, перед морским участком), станции охлаждения газа (СОГ);

- газораспределительные  станции (ГРС), узлы редуцирования  газа (УРГ), газоизмерительные станции  (ГИС);

- системы электроснабжения, электростанции собственных нужд (ЭСН), линии электропередач, подстанции, распредустройства, системы релейных  защит и автоматики;

- установки электрохимической  защиты (ЭХЗ) газопроводов от коррозии; линии электропередачи, предназначенные  для обслуживания газопроводов;

- здания и сооружения;

- постоянные дороги и  вертолетные площадки, расположенные  вдоль трассы газопроводов, и  подъезды к ним, опознавательные  и сигнальные знаки местонахождения  газопроводов.

Проектирование газопроводов следует выполнять на основании  задания на проектирование, составленного  исходя из требований СНиП 11-01. Перечень нормативных и методических документов, рекомендуемых к использованию при технологическом проектировании магистральных газопроводов, приведен в приложении А настоящих Норм. Размещение объектов МГ, содержание их территории и генпланы должны соответствовать требованиям СП 2.2.1.1312.

Вдоль трассы газопровода, а  также вокруг компрессорных и  газораспределительных станций, газоизмерительных  станций и узлов редуцирования  газа следует предусматривать минимально допустимые расстояния до МГ и его  объектов согласно СНиП 2.05.06 с учетом охранной зоны в соответствии с требованиями «Правил охраны магистральных трубопроводов».

Расчет и выбор стальных труб и соединительных деталей для  сухопутных магистральных газопроводов и технологических трубопроводов  на рабочее давление до 10 МПа следует  выполнять в соответствии с требованиямиСНиП 2.05.06 , СП 101-34 , Р 51-31323949-58, СНиП 2.04.12и СНиП 3.05.05, на рабочее давление свыше 10 МПа - в соответствии со специально разрабатываемыми нормативными документами.

При комплектации технологической  обвязки объектов КС в блочно-комплекном исполнении заводского изготовления, технические требования к выбору труб, сварке и контролю стыков технологических  блоков должны определяться заводом-изготовителем  совместно с проектной организацией, прежде всего, с позиций нормативных  требований, принятых ОАО «Газпром».

Проектирование и строительство  морских магистральных газопроводов следует выполнять в соответствии со специально разрабатываемыми нормативными документами или разрешенными к  применению зарубежными стандартами.

В случае, если магистральный  газопровод состоит из сухопутного  и морского участков, границей между  ними является охранный кран на морском  берегу.

При выборе материала труб с учетом климатических условий  районов строительства, за расчетную  температуру строительства следует  принимать значения средней температуры  воздуха за наиболее холодную пятидневку с обеспеченностью 0.92 согласно СНиП 23-01.

При выборе материала труб с учетом условий эксплуатации, расчетную  температуру эксплуатации следует  принимать в порядке, установленном  Р 51-31323949-58. Должен быть предусмотрен контроль качества строительных и монтажных  работ в объеме, рекомендованном  в приложении Б настоящих Норм. Предельно-допустимый суммарный объем транспортируемого газа в пределах одного технического коридора и расстояние между этими коридорами устанавливаются согласно СНиП 2.01.51. Режим работы магистральных газопроводов непрерывный, круглосуточный, круглогодичный.

Срок безопасной эксплуатации проектируемого или реконструируемого  объектов магистрального газопровода  определяется проектом с учетом Федеральных  законов «О техническом регулировании» и «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», постановления Правительства Российской Федерации «О мерах по обеспечению промышленной безопасности опасных производственных объектов на территории Российской Федерации» , РД 03-484, нормативов и стандартов, регламентирующих назначение сроков службы объектов и производств, и из условий экономической целесообразности эксплуатации газопровода, а также заданием на проектирование. Газ, подаваемый в магистральный газопровод, должен удовлетворять требованиям ОСТ 51.40. Глубина осушки и очистки газа должна быть такой, чтобы исключались условия появления жидкой фазы в магистральном газопроводе. Для предотвращения этого необходимо, чтобы точка росы газа по влаге и углеводородам была на 5 - 7 К ниже наиболее низкой температуры газа при его транспортировке по газопроводу. Для оценки качества природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам, в проекте следует предусматривать мониторинг на головных КС, на границах газотранспортных предприятий и на газопроводах подключения независимых поставщиков - до смешения потоков газа и после него. Для снижения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и обеспечения безопасности проведения газоопасных и огневых работ на газопроводах следует предусматривать применение азотных технологий для заполнения и вытеснения газа из участков технологических и магистральных газопроводов. При разработке предпроектной и проектной документации в каждый раздел следует включать перечень используемых при проектировании данного раздела нормативных документов. Расчет численности обслуживающего персонала на объектах магистральных газопроводов следует проводить в соответствии с рекомендациями приложения В настоящих Норм. Основные материалы и оборудование, предусматриваемые в проекте, должны иметь разрешение на применение ОАО «Газпром».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ИСХОДНЫЕ  ДАННЫЕ

 

Технологический расчет магистрального трубопровода выполняется исходя из следующих исходных данных:

• рабочее давление газа P_раб=7.5 [МПа],
• производительность Q=29.4 [млрд.м³/год],
• длина L=580 [км],
• давление на входе в головную КС P_н=5.0 [МПа],
• давление в конечной точке газопровода P_к=2.5 [МПа],
• район прокладки – Брянская область.

Объемный (молярный) состав транспортируемого газа, [%]:

Газ	CH4	C2H6	C3H8	n-C4H10	C5H12	CO2	N2
%	89.50	2.96	2.87	1.76	0.75	0.93	1.23

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

 

Основные характеристики компонентов газа (согласно ГОСТ 30319.1-96):

Газ	Pкр, Мпа	Tкр, К	µ, кг/кмоль
CH4	4.649	191.00	16.043
C2H6	4.954	305.20	30.070
C3H8	4.264	369.90	44.090
n-C4H10	3.619	425.95	58.124
C5H12	3.374	469.70	72.151
CO2	7.369	304.20	44.011
N2	3.394	420.20	28.016

 

Все расчеты приведенные ниже сделаны  согласно нормам технологического проектирования СТО Газпром 2-3.5-051-2006.

Молекулярная масса газа определяется по формуле:

 

x_i – концентрация компонента в смеси, [%];

M_i – молярная масса компонента смеси, [кг/кмоль].

 

Определение газовой постоянной:

[Дж/(кг∙К)]

= 8314.4 [Дж/(кмоль∙К)] – универсальная газовая постоянная.

Относительная плотность по воздуху:

 

_Mв – молекулярная масса воздуха, .

Критическое давление газа:

 

-критическое  давление компонента смеси, [МПа].

 

    

Критическая температура газа:

 

-критическая  температура компонента смеси, [К].

 

Приведенное давление и температура:

,

,

P - абсолютное давление газа, Р = 0.1013 [МПа];

Т - абсолютная температура газа, Т = 293.15 [К].

Коэффициент сжимаемости природного газа:

 

,

,

.

Плотность газа при 20ºС и 0.1013 МПа:

,

Определим динамическую вязкость природных  газов

,

 

 

,

,

,

 

.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУТОЧНОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

 

Определим суточную производительность магистрального газопровода Q_с, [млн.м³/сут]:

,

,

 – оценочный коэффициент использования пропускной способности;

k_ро - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ.

k_эт - коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур окружающей среды.

k_нд - коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания.

Коэффициенты определялись согласно Нормам технологического проектирования магистральных газопроводов:

- для базовых газопроводов, п. 18.3.6.;

- для газопроводов  менее 1000 км, п. 18.3.6.;

- для газопроводов длиной 500 км, по таблице 18.1.

,

.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

МЕХАНИЧЕСКИЙ  РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА

 

Расчет ведется в соответствии со СНиП 2.05.06-85*.

Для диаметра трубопровода 1400 [мм] выбираем трубу, изготовленную на Челябинском трубопрокатном заводе, с наружным диаметром 1420 [мм]. Марка стали – К65 (X80). Труба произведена согласно ТУ 1381-006-00186654-2010.

Параметры стали трубопровода:

временное сопротивление σ_в = 637.43 [МПа];

предел текучести σ_т = 562.45 [МПа].

Магистральный газопровод с рабочим  давлением 7.5 МПа относится к трубопроводам III категории.

Определение толщины стенки трубопровода:

,

n – коэффициент надежности по нагрузке внутреннему рабочему давлению в трубопроводе n = 1.1 (4, табл. 13*);

 – расчетное  сопротивление растяжению;

,

m –коэффициент условий работы трубопровода m = 0.90, (4, табл. 1);