Определение числа КС и их расстановка по трассе МГ

 

Число КС и их размещение по трассе должны обеспечивать транспорт газа в заданном объеме, возможность реализации максимальной пропускной способности и работу оборудования и всего газопровода с максимальной эффективностью. В некоторых случаях может оказаться экономически целесообразным при определении числа КС и их расстановке учитывать необходимость покрытия часовой неравномерности потребления газа. Прежде всего, это касается длины последнего участка.

Как было показано, максимальная эффективность работы МГ достигается при максимальном давлении газа на выходе КС, т. е. станции следует разместить таким образом, чтобы давление на входе КС позволяло при максимальном использовании располагаемой мощности ГПА получить максимальное давление на выходе станции. Повышение эффективности работы МГ объясняется двумя причинами. Во первых, при перемещении КС к началу трубопровода повышается давление газа на входе в станцию, что приводит к снижению объемной производительности на входе в компрессоры и, как следствие, к повышению степени сжатия КС. Во вторых, повышение давления газа в участке приводит к уменьшению его объема, следовательно, к снижению скорости течения газа и потерь давления на преодоление сил трения.

При прочих равных условиях длина участка зависит от перепада давления в нем и поэтому будет различна для участков между КС и для конечного участка. Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной способности:

 

;                            (50)

 

;                                   (51)

 

где индекс к относится к конечному участку газопровода.

Расстояние между КС при P ₁ = Р _mах зависит от давления в конце участка, т. е. в конечном счете, от степени сжатия установленных на станции компрессоров. Степень сжатия КС и компрессоров следует определять из условия полного использования располагаемой мощности ГПА.

Определим во сколько раз длина последнего участка больше длины промежуточных участков

 

.                    (52)

 

Так как в дальнейшем длины участков будут уточняться, то вторым сомножителем в (52) можно пренебречь.

Зная длину всего МГ L и длины участков можно определить теоретическое число КС n ₀

 

.                       (53)

 

Теоретическое число КС, как правило, получится в виде неправильной дроби и появляется проблема округления этой величины.

Округление в меньшую сторону приведет к снижению пропускной способности МГ и при недопустимости этого по условиям заказчика потребуется сооружение лупингов на всех участках газопровода, что при эксплуатации создаст дополнительные трудности.

При округлении числа КС в большую сторону пропускная способность МГ возрастет, что хорошо с точки зрения покрытия сезонной неравномерности потребления газа.

Чаще всего число КС округляется в большую сторону. После округления числа станций необходимо уточнить длины участков. Для этого воспользуемся уравнением (54):

 

;                                  (54)

 

.                              (55)

 

Расстановка КС в соответствии с (54) и (55) справедлива в случае использования ГПА с электроприводом, когда производительность МГ от участка к участку не меняется. Если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания, то часть транспортируемого газа будет потребляться на собственные нужды и производительность МГ будет от участка к участку снижаться. Для такого газопровода производительность каждого участка можно записать следующим образом

 

Q_i = Q — Q _ТГ^. i,                                        (56)

 

где Q _i - производительность i-го участка;

Q - производительность поступления газа на головную КС;

Q _ТГ       - объем потребляемого КС топливного газа;

i - номер КС по ходу газа.

Используя уравнение пропускной способности участка, запишем соотношение длин участков с различной производительностью

 

.                        (57)

 

Тогда для принятого числа КС можно записать длину газопровода как сумму длин участков его составляющих

 

,               (58)

 

где l - средняя длина участка между КС.

При принятом числе КС из (58) определяется средняя длина участка между КС. Затем, используя (57) рассчитывается длина всех промежуточных участков. Определяется длина конечного участка. Правильность принятого числа КС проверяется по пропускной способности участков.

Расстановка КС с учетом топливного газа позволяет повысить эффективность работы МГ при принятом числе станций, а в некоторых случаях и уменьшить число КС.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Значение коэффициентА

Длина газопровода, км	Тип газоперекачивающего агрегата
	Газотурбинным и электрическим приводом
	Диаметр газопровода, мм
	1420	1220	1020
500 1000 1500 2000 2500 3000	0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94	0,99 0,98 0,98 0,97 0,96 0,95	0,99 0,98 0,98 0,97 0,97 0,96

 

 

Приложение 2

Соотношение количества рабочих и резервных ГПА
 на КС однониточных газопроводов (1)

ГПА с приводом от газовой турбины				ГПА с приводом от электродвигателя
Тип нагревателей
неполнонапорные		полнонапорные		неполнонапорные		полнонапорные
Раб.	Рез.	Раб.	Рез.	Раб.	Рез.	Раб.	Рез.
2	1	2	2*	2	1	2	1
4	2	3	2*	4	2*	3	1
6	2	4	2*	6	2	4	2*
		5	2			5	2
		6	2			6	2

 

*) Для вариантов КС, отмеченных звездочкой допускается сокращать число резервных ГПА на единицу, прежде всего на КС второй и последних очередей многониточных газопроводов, если вариант сокращения резервирования обоснован технико-экономическим расчетом.

                                                                                 

 

 

Приложение 3

Нормативные номинальные значения параметров ГТУ

Тип ГТУ	Показатели
	, МВт		Кt	Кн	h м
НК-38СТ	16,0	288	3	0,95	0,985
ДН-80Л	25,0	288	3	0,95	0,985
НК-36СТ	25,0	288	3	0,95	0,985
АЛ-31СТН	16,0	288	3	0,95	0,985
АЛ-31СТ	16,0	288	3	0,95	0,985
ГТУ-4РМ	4,0	298	3	0,95	0,985
ПС-90ГП-2	16	288	3	0,95	0,985
ДГ-90Л2	16	288	3	0,95	0,985
НК-14СТ-10	10,0	288	3	0,95	0,985
ПС-90-ГП-3 (КС Крупская)	16,0	288	3	0,95	0,985
ПС-90-ГП-2 (КС Торжокская)	13,3	298	3	0,95	0,985
ПС-90-ГП-2 (7V-3 (КС Смоленская))	14,6	288	3	0,95	0,985
ПС-90-ГП-2(6V-3)	12,0	288	3	0,95	0,985

Примечание: При отсутствии данных по ГТУ принимать: ; К_н = 0,95; h _м = 0,985

Приложение 4

Нормативные значения потерь давления в коммуникациях КС

Давление газа в газопроводе (избыточ.), МПа	Потери давления газа на КС, МПа
	Всего		В том числе			Между ступенями сжатия (2)
			на всасывнии		на нагнетании
	При одноступенч. очистке газа	При двухступенч. очистке газа	При одноступенч. очистке газа	При двухступенч.  очистке газа
5,40	0,15	0,20	0,08	0,13	0,07	0,03-0,05
7,35	0,23	0,30	0,12	0,19	0,11	0,03-0,05
9,81	0,26	0,34	0,13	0,21	0,13	-

Примечание: Нормативные потери давления в АВО, включая их обвязку равны 0,0588 МПа.

Приложение 5

Расчетное давление наружного воздуха

Высота над уровнем  моря, м	0	250	500	750	1000	1500	2000
Pа, МПа	0,0998	0,0969	0,0940	0,0913	0,0886	0,0833	0,0783

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Приложение 7 Характеристики отечественных и импортных АВО *	Тип АВО	«Ничи-мен»	7,5	196	25	10956	1	594	10,97	21,2	5,0	2	654	9,2	50,8	34
		«Хадсан-Итальяно» (Италия)	7,36	196,9	25	10793	1	582	11,2	21,2	5,8	2	564,5	7,2	44	33
		«Пейя» (Голландия)	7,36	209	22	9500	1	476	11	22	5,5	6	800	16	105,6	36
		«Крезо-Луар» (Франция)	7,36	196	29	9327	1	552	10	21,2	4,8	2	600	8,9	74	37
		2АВГ-75С	7,36	196	23	9930	1	540	12	22	5,0	2	820	16	74	47
		АВЗ2-5300	7,36	104	32	5300	2	1128	6	20	5,7	1	590	34	100	43
		АВЗ	6,4	196	20	7500	1	984	8	22	5,3	2	540	43	100	54
	Един. изм.		МПа	кг/ч		м2	-	-	м	мм	-	-	м3/ч	Па	кВт	т
	Показатель		Рабочее давление	Массовый расход газа, ´103	Коэффициент теплопередачи	Поверхность теплопередачи	Число ходов газа в аппарате	Общее число труб в аппарате	Длина труб	Внутренний диаметр труб	Сумма коэффициентов местных сопротивлений	Количество вентиляторов	Производительность вентиляторов, ´103	Напор вентиляторов	Мощность вентиляторов	Масса аппарата

 

Приложение 8

Располагаемая мощность электропривода (1)

Температура охлаждающей воды, °C	20 и менее	30	35	40	50
Температура охлаждающего воздуха, °C	30 и менее	40	45	50	-
Располагаемая мощность в долях единицы от номинальной при cos j = 0,9	1,06	1,00	0,95	0,87	0,70

При cos j = 1 и температуре охлаждающей воды +30°C и ниже допускается увеличение располагаемой мощности на 8-10%.

Тип компрессора	Тип ГПА	Тип привода	Номинальная мощность, МВт	Давление на входе/ выходе, кГс/см2	Степень сжатия	Производительность		Политропный к.п.д.	Номинальные обороты, диапазон,об/мин	Расход топливного газа, нм3/ч	КПД двигателя %
						коммерческая, млн.м3/сут	объемная, м3/мин
НЦ-16/76-1,44 «Волга»	НЦ-16/76-1,44 «Волга»	НК-38СТ	16,0	52,8/76,0	1,44	33,40	400	0,85	5300 (3700-5500)	4647	38
650-RV090/02-3700	ГПА-25Р «Днепр»	ДН-80Л	25,0	56,3/76,0	1,35	57,70	639,0	0,86	3700 (3900- 2900)	5340	36,5
СПЧ 650-1,37/76-5000	ГТН-25Р	НК-36СТ	25,0	55,5/76,0	1,37	54,00	617,4	0,84	5000 (3600-5300)	4994	36
395-24-1Л	ГПА-16 «Нева»	АЛ-31СТН	16,0	38,9/56,0	1,44	31,15	508,4	0,85	5300 (3700-5500)	3310	36,5
СПЧ 235-1,4/76-5300АЛ	ГПА-16 «Уфа»	АЛ-31СТ	16,0	54,3/76,0	1,40	35,00	409,0	0,83	5300 (3700-5500)	3310	36,5
47-71-1	ГПА-4РМ	ГТУ-4РМ	4,0	48,9/96,9	1,98	34,60	45	0,80	10290 (10600-7800)	1200	24
СПЧ 498 16/30-3,0Д	ГПА-16ДКС-02 «Урал»	ПС-90ГП-2	16	10/30	3,0	7,67	515	0,79	5300 (3700-5500)	3350	36,3
СПЧ 16 ГЦ2-264/20-60 СМ5	ГПА-Ц-16С	ДГ-90Л2	16	20/60	3,0	9,58	325	0,71	5200 (3600-5400)	3473	34
ГЦ2-247/56-76	ГПА-Ц-10Б	НК-14СТ-10	10,0	56,3/76,0	1,35	22,05	247,01	0,82	8200 (8500- 6300)	2240	34
10ГЦ2-250/39-56	ГПА-Ц-10Б	НК-14СТ-10	10,0	39,0/56,0	1,44	17,4	291,19	0,84	8000 (8400-6000)	2240	34
7V-3 (КС Крупская)	ГПА-16-01 «Урал»	ПС-90-ГП-3	16,0	55,5/85,0	1,53	26,67	277,1	0,87	5073 (5300-4000)	3350	36,3
7V-3 (КС Торжокская)	ГПА-16-01 «Урал»	ПС-90-ГП-2	13,3	53,0/84,9	1,60	21,7	254,0	0,818	5100 (5300-3800)	2560	34,6
7V-3 (КС Смоленская)	ГПА-16-01 «Урал»	ПС-90-ГП-2	14,6	55,2/84,9	1,54	26,67	287,3	0,815	5087 (5300-4000)	3350	36,3
6V-3	ГПА-12-01 «Урал»	ПС-90-ГП-2	12,0	47,775,4	1,58	16,43	232,7	0,87	6487	2560	34,6

Приложение 12 Техническая характеристика ГПА с электроприводом (2)	Электродвигатель	Напря-жение тока, В	6000	6000	Приложение 13 Техническая характеристика газомоторных поршневых ГПА (2)	Адиа-батич. к.п.д, %	80-85	-	65-82	65-82	85-88	85-88
		Частота вращения об/мин	3000	3000		к.п.д. дви-гате-ля, %	36	-	23	29	37	37
						Номи-нальная мощность, кВт	2060	736	736	935	5500	5500
		к.п.д. %	96,7	97,9
						Диаметр цилин-дров, мм	360	197	197	197	406,4	406,4
		Мощ-ность, МВт	4,0	12,5
	Центробежный нагнетатель	Частота вращения об/мин	7980	4800		Чис-ло цили-ндр.	4	3	4	5	6	6
						Частота вращения об/мин	300	300	300	300	300	300
		Сте-пень сжатия	1,25	1,23
		Pн, МПа	5,5	7,5		Pвх, МПа	2,5-4,3	2,5	2,3	2,5	3,5-4,5	3,5-5,2
		Подача,	13	37		Pн, МПа	5,5	5,5	4,2	5,5	5,5	7,5
						Подача, млн.м3/сут	1,538-5,28	0,528	0,726	0,856	8,04-13,29	5,53-12,40
		Тип ЦБН	280-11-1	370-18-2
	Тип ГПА		СТД-4000	СТД-12500		Тип ГПА	МК8 (25-43)-56	10ГК-1-3	10ГКМ-1-4	10ГКН-1-5	ДР12 (35-45)-56	ДР12 (35-52)-76

 

Приложение 14

Номограмма для определения коэффициента
сжимаемости Z в зависимости от давления,
температуры и относительной плотности газа.

 

Приложение 15

В приведенных характеристиках центробежных нагнетателей, помещенных в данном приложе-нии приняты следующие единицы измерения приведенных параметров:

- кВт/(кг/м3)

- м3/мин

 

 

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 16

Таблица температура грунта на глубине заложение газопровода

Город	Месяцы
	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
Уренгой	-6,6	-8,8	-6,8	-5,4	-1	0,2	6	5	4	-0,6	-4,5	-7
Сургут	0,3	-0,3	-0,6	-0,3	0	2,2	7,2	9,4	8,1	4,7	2	1
Медвежье	-6,6	-8,8	-6,8	-5,4	-1	0,2	6	5	4	-0,6	-4,5	-7
Тюмень	0,8	0,1	0	1	6,9	11,7	14,8	15,9	13,4	9,3	4,2	1,8
Надым	-2,5	-4,6	-5,6	-4,4	-0,8	2	5	6	4,2	0,6	-4,6	-9
Ямал	-12,4	-14,1	-12,7	-8,4	-1,4	5	9,4	9,6	5,3	0	-3,4	-8,1
Челябинск	-0,1	-0,9	-0,7	0,3	3,8	7,9	11,2	12,6	11,2	7,9	4,3	1,5
Екатеринбург	0,6	0	-0,1	0,7	5,1	9,8	12,9	13,5	11,4	7,3	3,6	1,7
Нижневартовск	0,3	-0,3	-0,6	-0,3	0	2,2	7,2	9,4	8,1	4,7	2	1
Салехард	-12,4	-14,1	-12,7	-8,4	-1,4	5	9,4	9,6	5,3	0	-3,4	-8,1
Игрим	-21,8	-18,8	-12,5	-2,7	4,1	12	16,3	13,7	7,3	-2	-13,2	-19,6

 

Таблица температура воздуха

Город	Месяцы
	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
Уренгой	-26,7	-25,8	-22,5	-14,2	-5,5	5,2	13,4	10,7	4,2	-6,5	-11,4	-24,9
Сургут	-22,4	-18,7	-13	-5,1	2,5	10,6	15,9	13	6,7	-2,6	-13,9	-20,4
Медвежье	-28,6	-28,8	-26,8	-17,4	2,6	14,5	13,2	12,5	3,4	-15,6	-20,7	-27
Тюмень	-17,3	-15,5	-10,2	-0,7	5,2	12,3	15,3	12,7	6,8	-10	-8,6	-14,9
Надым	-23,6	-22,8	-18,3	-9	-1,5	8,6	14,7	11,4	5,5	-4,5	-17,2	-22,8
Ямал	-26	-23,6	-21,1	-14,5	-5,9	2,3	10,2	9,8	4,3	-5	-16,9	-22,6
Челябинск	-15,5	-14,3	-7,9	3,1	11,9	17,3	18,9	16,8	10,8	2,4	-6,4	-13
Екатеринбург	-16	-14,4	-8,1	2,3	10	15,5	17,2	14,8	9,2	1,2	-7,2	-13,8
Нижневартовск	-25	-23	-18,4	-9	-1,2	9,3	15,4	12,3	5,9	-4,7	-17,7	-23,9
Салехард	-24,4	-21,9	-17,9	-10,2	-2,1	7,1	13,8	11,2	6,9	-2,1	-13,2	-19,7
Игрим	-22,4	-18,7	-13	-5,1	2,5	10,6	15,9	13	6,7	-2,6	-13,9	-20,4

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. СНиП 23-01-99* Строительная климатология.

2. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компремморных станций: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - 100с.

3. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. / Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – М.: Инфра-Инженерия, 2006. – 928с.

4. Типовые расчеты в системах транспорта и хранения нефти и газа: Учебное пособие./Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – СПб.: Недра, 2007. – 599 с.

 

Магистральные газопроводы

Методические указания по выполнению курсового проекта для студентов, обучающихся по направлению 21.03.01 Нефтегазовое дело всех программ и форм обучения

 

Составители: Чекардовский С.М, к.т.н., доцент,

                        Хлус А.А, к.т.н., доцент,

                        Якупов А.У., ассистент.

 

 

Подписано к печати                                                        Объем 2 п.л.

 

Формат 60∙84/16                                                                Заказ №

 

                                                                                              Тираж 100 экз.

 

Отпечатано на RISO 3750

Тюменский индустриальный университет

625000, Тюмень, Володарского,38

Отдел оперативной полиграфии ТИУ

[1] упрощение состоит в принятии коэффициента теплопере­дачи АВО без расчета, равным его номинальному значению.