Проектирование газопровода 'Уренгой-Рязань'

Таблица 2

Зная объемный состав газа (в%) определяем среднюю молярную массу смеси, по формуле:

где V₁,V₂,……V_n - объемные концентрации газов в смеси,%

молярные массы газов в смеси, кг/моль.

Определяем плотность смеси газов при стандартных условиях

(t = 20⁰ С, Р=0,1013 Мпа) по правилу аддитивности, по формуле:

где  - плотность газов в смеси при стандартных условиях, кг/м³

= 98,8*0,6687+0,07*1,264+0,01*3,222+0,29*1,8423+0,8*1,1651 = 0,677 кг/м³

Определяем плотность газовой смеси при нормальных условиях (t=0⁰С, Р=0,1013 МПа), по формуле:

где 22,41 - объем одного кило моля любого газа при нормальных условиях;

Определяем газовую постоянную смеси по формуле:

где R=8314 Дж/(моль*К) - универсальная газовая постоянная;

R= 8314 = 512,23 Дж/(моль*К)

Определяем предварительную рабочую температуру, которая равна самой теплой температуре грунта на глубине заложения газопровода h = 0,8 м. Для Омска из справочника  t = 13,6⁰ С или Т_раб. = 273 + t раб.

Т_раб. = 273 + 13,6 = 286,6 К

Определяем предварительное рабочее давление по формуле:

где Р_ср - среднее давление в газопроводе, МПа;

Р_н = 5,5 МПа - давление в начале газопровода, МПа;

Р_к = 3,7 МПа - давление в конце газопровода

Определяем относительную плотность смеси газов по воздуху при стандартных условиях по формуле:

где  = 1,206 кг/м³ - плотность воздуха при стандартных условиях;

Определяем коэффициент сжимаемости по номограмме:

Определяем коэффициент динамической вязкости в зависимости от температуры газа по формуле Сатерленда:

где  - динамический коэффициент вязкости при 0⁰ С берем из:

для метана

этана

С - постоянная Сатерленда берем из ([16]стр. 18):

для метана С_м = 162

этана С_э = 252

Определяем динамическую вязкость для смеси газов по правилу аддитивности по формуле:

3. Технологический расчет газопровода

3.1 Выбор марки ГПА

Определяем расчетную суточную пропускную способность газопровода по формуле:

где  - годовая плановая пропускная способность газопровода,

 - коэффициент годовой неравномерности транспорта газа.

Принимаем степень сжатия газа на (КС) компрессорной станции с учетом имеющегося ряда типов ГПА.

По данным пропускной способности подбираем основное оборудование. В соответствии с ([3] Стр. 78-79 Табл. 12) принимаем тип ГТК-10И (США) с нагнетателем типа «Купер-Бессемер» (RF 288-30) с номинальной мощностью ГТК 6500 кВт, номинальная подача 16,5 млн. м3/сут. Принимаем к установке четыре параллельно соединенных нагнетателя - три рабочих и один резервный. При этом давление нагнетателя Рн = 5,5 МПа (сжатие одноступенчатое), а на приеме в нагнетатель Рк = 3,7 МПа.

3.2 Механический расчет

К рассмотрению принимаем диаметр труб Дн = 1020 мм, 1220 мм, 1420 мм.

Трубы изготовлены из стали 17ГС и 17Г1С, для которых расчетное сопротивление равно  (за нормативное сопротивление принято временное сопротивление R1н = 510 МПа), коэффициент условий работы трубопровода принят m = 0,9, коэффициент безопасности по материалу к1 = 1,55, коэффициент надежности для труб Дн - 1020 мм - кн = 1,0; Дн - 1220 мм - кн = 1,05; Дн - 1420 мм - кн = 1,1; коэффициент перегрузки n=1,1.

Определяем расчетное сопротивление для труб:

Определяем расчетное значение толщины стенки для конкурирующих диаметров трубопровода:

Принимаем по ГОСТ трубы размером ([3] Стр.73 Табл.9):

х12,5 мм

х15,0 мм

х17,0 мм

3.3 Гидравлический расчет

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления труб. В соответствии с ([3] Стр. 26 Рис. 10), трубы 1020 и 1220 мм работают при квадратичном режиме, а труба 1420 мм в зоне смешанного трения.

Определим коэффициенты гидравлического сопротивления от трения для труб 1020 и 1220 мм по формуле:

где Двн - внутренний диаметр трубы, мм, определяется по формуле:

Для трубы 1420 мм коэффициент гидравлического сопротивления от трения определяем по форму:

где к=0,03 мм - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубы;

Rе - число Рейнольдса, определяется по формуле:

С учетом местных сопротивлений расчетное значение коэффициентов гидравлических сопротивлений  будут на 2-5% выше , а именно

Определяем расстояние между КС по формуле:

где К=3,32

По этой же формуле определяем длину последнего перегона, приняв давление в конце газопровода 4,5 МПа.

Определяем необходимое число промежуточных КС по формуле:

где Lm=2580 км - длина трассы газопровода

Проводим экономическое сравнение рассматриваемых диаметров труб по укрупненным показателям.

Капитальные затраты в линейную часть, согласно ([3] Стр.73.Табл.9) стоимость 1 км трубопровода равна, в ценах до 1989 года

Определим капитальные затраты на линейную часть трубопровода по формуле:

Капитальные затраты на содержание КС, согласно ([3] СТР.74,Табл.10) стоимость строительства одной КС на 4 агрегатов типа ГТК-10И (3+1) равна:

Тогда капитальные затраты на строительство КС определим по формуле:

Стоимость строительства и эксплуатации головных сооружений не учитываем, так как эти показатели от диаметра трубопровода не зависят.

Полные капитальные затраты определим по формуле:

Находим стоимость эксплуатации линейной части трубопровода из ([3] Стр. 73, Табл. 9):

Тогда стоимость эксплуатации всего трубопровода определим по формуле:

Определяем стоимость эксплуатации типовой КС на 3 рабочих и 1 резервном агрегатах типа ГТК-10И из ([3]Стр.74, Табл.10):

Полные эксплуатационные расходы определим по формуле:

По формуле  вычислим приведенные затраты по вариантам, где Е=0,15 (1/год) - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов транспорта и хранения нефти и газа):

Таким образом, по приведенным затратам выгодным является диаметр трубопровода 1220 мм. Но необходимо рассмотреть и другие конкурирующие варианты. Сделаем экономическое сравнение следующих наиболее вероятных конкурентоспособных вариантов.

3.4 Экономические расчеты по конкурирующим вариантам

По данным пропускной способности подбираем основное оборудование. В соответствии с ([3] Стр. 78-79 Табл. 12) принимаем тип ГПА-Ц-6,3 с нагнетателем типа Н-196-1,45 с номинальной мощностью ГПА 6300 кВт, номинальная подача 10,7 млн. м3/сут. Принимаем к установке шесть параллельно соединенных нагнетателя - пять рабочих и один резервный. При этом давление нагнетателя Рн = 5,5 МПа (сжатие одноступенчатое), а на приеме в нагнетатель Рк = 3,77 МПа.

Определяем расстояние между КС по формуле:

где К=3,32

По этой же формуле определяем длину последнего перегона, приняв давление в конце газопровода 4,5 МПа.

Определяем необходимое число промежуточных КС по формуле:

где Lm=2580 км - длина трассы газопровода

Проводим экономическое сравнение рассматриваемых диаметров труб по укрупненным показателям.

Капитальные затраты в линейную часть, согласно ([3] Стр. 73. Табл. 9) стоимость 1 км трубопровода равна, в ценах до 1989 года

Определим капитальные затраты на линейную часть трубопровода по формуле:

Капитальные затраты на содержание КС, стоимость строительства одной КС на 6 агрегатов типа ГПА-Ц-6,3 (5+1) равна:

Тогда капитальные затраты на строительство КС определим по формуле:

Стоимость строительства и эксплуатации головных сооружений не учитываем, так как эти показатели от диаметра трубопровода не зависят.

Полные капитальные затраты определим по формуле:

Находим стоимость эксплуатации линейной части трубопровода из ([3] Стр. 73, Табл. 9):

Тогда стоимость эксплуатации всего трубопровода определим по формуле:

Определяем стоимость эксплуатации типовой КС на 5 рабочих и 1 резервном агрегатах типа ГПА-Ц-6,3.

Полные эксплуатационные расходы определим по формуле:

По формуле  вычислим приведенные затраты по вариантам, где Е=0,15 (1/год) - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов транспорта и хранения нефти и газа):

Выгодным опять является вариант когда прокладываем трубопровод диаметром 1220 мм. Для того, чтобы окончательно убедиться в правильности выбранного варианта рассмотрим еще конкурентнособные варианты.

Проведем гидравлические расчеты аналогично изложенному и получим:

Стоимость строительства и эксплуатации линейной части будет такой же, как и в предыдущем случае, а именно:

Так как в данном случае применяется другой типоразмер КС, то и будут и другие экономические показатели:

Поэтому стоимость строительства и эксплуатации всех КС по вариантам будет иной, как за счет другого числа КС, так и за счет других единичных экономических показателей, а именно:

Полные капитальные затраты:

Полные эксплуатационные расходы:

Приведенные затраты:

По приведенным затратам наиболее выгодным является, когда прокладываем трубопровод диаметром 1220 мм. Чтобы наиболее полно убедиться в правильности этого варианта, проведем аналогичные расчеты для двух ступенчатого сжатия на КС с применением этого же газоперекачивающего агрегата типа ГТ-6-750. Давление нагнетания Рн=5,5 МПа, давление на приемке КС Рк=3,53 МПа. Принимаем на КС 8 агрегатов со смешанным соединением: 4 параллельные группы, в каждом по 2 последовательно соединенных нагнетателя, три группы рабочих и одна резервная. В результате технико-экономического расчета имеем:

Стоимость строительства и эксплуатации линейной части:

Так как в данном случае применяется другой типоразмер КС, то будут и другие экономические показатели:

Стоимость строительства и эксплуатации КС:

Полные капитальные затраты:

Полные эксплуатационные расходы:

Приведенные затраты:

Выгодным является вариант когда прокладываем трубопровод диаметром 1420 мм.

4. Обоснование оптимального и конкурирующего варианта

Приведенные затраты Sдля различных конкурирующих вариантов сооружения газопровода, млн.руб/год, сведем в таблицу и проанализируем их.

Д х ГТК-10И

(3+1)ГПА-Ц-6,3

(5+1)ГТ-6-750

(3+1)ГТ-6-750

Самым выгодным является вариант с газопроводом диаметром 1220х15 мм и КС, оборудованными ГТК-10И. На каждый КС следует установить четыре агрегата (включая резервный); нагнетатели соединены параллельно. Приведенные затраты выгодного варианта S=135,35745 млн.руб/год.

5. Режим работы компрессорной станции

Рассчитаем режим работы КС, работающей группой нагнетателей типа «Купер-Бессемер» (RF 288-90) с приводом от ГТК-10И (США) номинальной мощностью 6200 кВт; номинальная чистота вращения нагнетателя  оборотов в минуту. Плановое задание на перекачку газа составляет  При давлении и температуре на входе КС соответственно , . Относительная плотность перекачиваемого газа , коэффициент сжимаемости , показатель адиабаты m=1,32 ([3] Стр.88).

Определяем газовую постоянную газа по формуле:

где - газовая постоянная воздуха

 Дж/кг*К

Определяем плотности газа при стандартных условиях и при условиях входа (всасывания) в нагнетатель первой ступени (сжатие одноступенчатое):

Здесь -плотность воздуха при стандартных условиях:

Производительность группы параллельно соединенных нагнетателей будет:

Объемная производительность нагнетателя первой ступени при условиях всасывания:

Как следует из характеристики нагнетателя Купер-Бессемер» (RF 288-90), зона наивысшего КПД соответствует интервалу приведенного объемного расхода на всасывании смотри.

Используя соотношение для , найдем возможный диапазон изменения частоты оборотов нагнетателя первой ступени.

где - номинальная частота вращения

Принимаем  об/мин и по формуле:

 найдем приведенный объемный расход на всасывании

Расчетный рабочий расход больше расхода соответствующего условиям помпажа (215 м3/мин) более чем на 20%, что удовлетворяет требованиям расчета.

Найдем приведенную относительную частоту вращения по формуле:

Здесь - значения приведенных величин для графика

Далее в зависимости от  и  по соответствующим кривым находим степень сжатия

Находим политропный КПД

Находим приведенную внутреннюю мощность:

Определяем потребляемую нагнетателем внутреннюю мощность при n1=6100 об/мин по формуле:

Так как потребляемая мощность оказалась выше номинальной (9700 кВт), то частоту вращения уменьшим и в той же последовательности заново проведем расчет.

Примем n1=5900 об/мин, тогда

Найдем приведенную относительную частоту вращения:

Далее находим степень сжатия

Находим политропный КПД

Определяем приведенную внутреннюю мощность:

Определяем потребность нагнетателем внутреннюю мощность:

Определяем мощность на валу привода нагнетателя первой ступени по формуле:

где - механических потерь при газотурбинном приводе.

Давление газа на выходе из нагнетателя первой ступени определяем по формуле:

Предельно допустимое давление на выходе КС 5,49-5,5 МПа. Таким образом, по давлению газопровод загружен полностью.

Температуру газа после нагнетателя первой ступени вычисляем по формуле:

где m=1,32 - показатель адиабаты

6. Генеральный план компрессорной станции

газопровод компрессорный станция проектирование

Генеральный план станции содержит комплексное решение планировки и благоустройства территории, размещения зданий и сооружений, транспортных коммуникаций и инженерных сетей в соответствии с существующими нормами проектирования и конкретными геологическими и гидрогеологическими условиями и рельефом местности.

Площадку под станцию выбирают в соответствии с проектом планировки и застройки строительства. Размеры площадки следует принимать минимально необходимыми с учетом рациональной плотности застройки, а также возможности расширения станции.

Месторасположение площадок КС по трассе газопровода определяется гидравлическим расчетом. Как правило их следует располагать вблизи промышленных центров, населенных пунктов (за границами их перспективного развития), соблюдать противопожарные и санитарные разрывы. Нормы противопожарных и санитарных разрывов зависят от диаметра газопровода, давления газа в нем и метода прокладки (наземной или подземной).

При строительстве КС должны отводится по возможности участки, непригодные для жилого строительства и для использования в сельском хозяйстве.

Генеральный план станции должен обеспечивать наиболее экономичный процесс на минимальной территории с учетом размещения во всех возможных случаях технологического оборудования на скрытых площадках. При разработке генерального плана обеспечивают наиболее рациональное размещение зданий и сооружений с учетом сторон света и преобладающего направления ветров.

7. Описание технологической схемы

Поступающий на КС газ, очищается от пыли и механических примесей. В результате компремирования в компрессорном цехе температура газа повышается до 40-80⁰С. При удалении газа по магистральному газопроводу от КС температура его снижается. При этом в металле трубопровода возникает достаточно большое напряжение, нарушающее нормальную работу трубопровода. При повышении температуры газа снижается пропускная способность трубопровода и увеличивается отрицательное воздействие температуры на материал трубы и изоляцию. В связи с этим после комремирования газ охлаждается в специальных аппаратах до температуря примерно С. Таким образом задачи КС сводится к приему газа от предыдущей КС, очистки его от механических примесей, компремированию до необходимого давления, охлаждению газа и подачи его в магистральный газопровод.

КС работает следующим образом образам. Газ от магистрального газопровода через узел подключения поступает в установку очистки его от пыли и механических примесей. Из установки очистки газ по всасывающему коллектору поступает в нагнетатели ГПА, а после компремирования - на установку охлаждения газа. После установки охлаждения газ под давлением до 5,5 МПа через узел подключения поступает в магистральный газопровод.

Газоперекачивающие агрегаты и технологическое оборудование КС имеют трубопроводную обвязку. Система обвязки совместно с кранами обеспечивает подключение ГПА по принятой схеме, отключения от коллекторов одного из агрегатов и включение резервного агрегата.

К арматуре обвязки нагнетателя относят краны №1,2,3,4,5,6. Краны №1,2 с автоматическим управлением используются для отключения нагнетателя от системы трубопроводов. Кран №3 циркуляционный, открыт при не работающем агрегате, служит для циркуляции газа между выходом нагнетателя и его входа на период раскрутки вала нагнетателя до оборотов холостого хода.

Кран №4 являющейся байпасом крана №1 служит для продувки и заполнения контура нагнетателя. Кран № 5 служит для сброса газа на свечу. Кран № 6 предназначен для рециркуляции газа с выхода агрегата на вход КС, при пуске открыт и закрывается при выводе агрегата на рабочие обороты параллельно работающих ГПА.

К общестанционным относятся краны №7,8. Это краны подключения обвязки станции к магистральному газопроводу.

На магистральном газопроводе установлен секущий кран №20, который на работающей станции закрыт, а при полной остановке КС открывается для пропуска газа мимо КС.

Для сброса газа с контура КС предусмотрены свечные краны №17, 18.

Обвязка нагнетателей выполнена таким образом, чтобы каждый из шести нагнетателей мог периодически находиться в резерве. В данной схеме предусмотрен один резервный агрегат.

8. Основное и вспомогательное оборудование компрессорных станций

Технологическими требованиями обуславливается, что в комплект КС должно быть включено все основное технологическое, энергетическое и сантехническое оборудование. Так технологическая схема КС предусматривает следующие основные процессы обработки газа: чистку газа от жидких и механических примесей, компремирование газа, охлаждение после компремирования. Нормальная работа этого основного технологического оборудования обеспечивается следующими вспомогательными системами: системой топливного и пускового газа, системой импульсного газа, системой циклового воздуха, системой смазки и охлаждения смазочного масла, системой хранения и регенерации масла, системой воздуха для нужд КИП.

Установка очистки газа

Установка, предназначенная для очистки газа, транспортируемого по магистральному газопроводу D=1220 мм, P=5,5 МПа от механических примесей и различного рода загрязнений. Установка состоит из:

·   блок (масляных) пылеуловителей циклонных;

·   блок фильтров сепараторов;

·   емкость сбора масла;

·   блок арматуры, включающий систему автоматического удаления жидкости из емкостей и узел дросселирования.

Компремирование газа

Компемированый цех предназначен для компремирования газа, транспортируемого, по магистральному газопроводу и состоит, из:

·   ГТК-10И и нагнетателей типа «Купер-Бессемер» (RF 288-30) (3+1);

·   воздушных холодильников масла нагнетателя;

·   индивидуальной газовой обвязки ГПА, отключающей арматуры, обеспечивающей запуск и остановку агрегата;

·   цеховой и индивидуальной системы трубопроводов и арматуры пускового, топливного и импульсного газа, обеспечивающих подачу, очистку и стравливания газа;

·   цеховой и индивидуальной масляной системы, обеспечивающей подачу, фильтрацию, охлаждение и слив масла;

·   систем промывочной воды, сжатого воздуха.

Установка охлаждения газа

После компремирования газ по трубопроводу поступает в установку охлаждения. В качестве холодильников газа применяют аппараты воздушного охлаждения. Система включения по газу - коллекторная. Каждый аппарат снабжен отключающей арматурой. Охлажденный газ из АВО поступает в магистральный газопровод. Сброс газа при аварийных ситуациях осуществляется через свечи.

Система сжатого воздуха для нужд КМП

Сжатый воздух используется для управления регулирующими клапанами, для ремонтных работ с использованием пневмоинструментов, для обдувки шкафов КИПа в КЦ. Сжатый воздух проходит дополнительную очистку и осушку, а затем поступает в цеховой коллектор.

Система смазки и система охлаждения смазочного масла

Масляная система КЦ состоит из индивидуальной системы смазки, уплотнения и регулирования, поставляемой комплектно с ГПА. Масляная система агрегата включает также главный масляный насос, пусковой и резервный насосы. Охлаждение масла осуществляется в аппаратах воздушного охлаждения. При подготовке агрегата к пуску в зимний период предусматривает подогрев масла электрокалориферами. Вдоль КЦ прокладываем коллектор для подвода чистого масла к ГТК со склада ГСМ и слива отработанного.

Для периодической очистки масла с агрегатов предусматриваем маслоочистительные машины. Также предусматриваем аварийный слив масла из агрегатов в специально предназначенную емкость аварийного слива. Управление сливом дистанционное.

Система хранения и регенерации масла

Хранение смазочного масла осуществляется на складе масел. Здесь предусматривается установка 3-х подземных теплоизолированных блока для хранения чистого, регенерированного и отработанного масел. Налив отработанного масла в автоцистерны, прием чистого масла и подача его в компрессорный цех, очистка от механических примесей осуществляется в блочной насосной склада масел. Восстановление качеств масла производится в блочной масло регенерационной установке. Подогрев масла для регенерации производится горячей водой из системы отопления.

9. Низкотемпературная сепарация

Охлаждение широко применяется для осушки газа, выделение конденсата из газа газоконденсатных месторождений на установках низкотемпературной сепарации (НТС), а также при получении индивидуальных компонентов газа, выделении из природного газа редких газов, сжижении газов и т.д. Низкотемпературный способ разделения газов позволяет в зависимости от глубины охлаждения извлекать от 80 до 100% тяжелых углеводородов и осушать газ при транспортировке однофазного компонента до необходимой точки росы по влаге и углеводородам.

На практике применяют низкотемпературную сепарацию, при которой получают относительно невысокие перепады температур как за счет использования пластового давления (путем дросселирования), так и искусственного холода.

В данном проекте предусматривается использовать с пластовое давление в частности Детандер (поршневой), что позволит получить более глубокое охлаждение газа, а также продлить срок службы установки НТС.

Принципиальная технологическая схема НТС

Сырой газ из скважины поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), где после предварительного дросселирования (или без него) направляется в сепаратор первой ступени 3 для отделения от капельной жидкости. Затем газ направляется в теплообменник 5 для охлаждения газом, поступающим в межтрубное пространство из низкотемпературного сепаратора 7. Из теплообменника газ поступает через эжектор 6 или штуцер в низкотемпературный сепаратор 7, в котором за счет понижения температуры в теплообменнике и на штуцере (эжекторе) выделяется жидкость. Осушенный газ поступает в теплообменник 5, охлаждает продукцию скважины и направляется в промысловый газосборный коллектор. Нестабильный конденсат и водный раствор ингибитора (диэтиленглюколь ДЭГ), предотвращающий гидратообразований, из сепаратора первой ступени 3 поступают в конденсатосборник 4 и далее в емкость 10. Здесь происходит разделение конденсата и водного раствора ДЭГа. Затем конденсат через теплообменник 9 подается в поток газа перед низкотемпературным сепаратором, а водный раствор ДЭГа направляется через емкость 11 и фильтр 12 для очистки от механических примесей в регенерационную установку 13. После чего регенерированный гликоль из установки с помощью насоса 19 подается в шлейфы для предотвращения образования гидратов в них. Поток нестабильного углеводородного конденсата и водного раствора ДЭГа направляется в разделительную емкость 15 через межтрубное пространство теплообменников, где охлаждает нестабильный конденсат, поступающий из емкости 10 для впрыскивания в газовый поток. Водный раствор гликоля через фильтр поступает в установку регенерации 14, после чего насосом 19 подается в газовый поток перед теплообменником 5. Конденсат из разделительной емкости 15 направляется через межтрубное пространство теплообменника 18 в деэтанизатор 16. Установка деэтанизации состоит из тарелочной колонны, печи 17 и теплообменника 18. Заданная температура в нижней части деэтанизатора поддерживается с помощью теплообменника 18, в котором стабильный конденсат (нижний продукт деэтанизатора), подогретый в печи 17 до температуры 433 К, отдает тепло насыщенному конденсату, поступающему из емкости 15. Охлажденный стабильны конденсат подается в конденсатопровод. По схеме предусматривается также ввод части холодного нестабильного конденсата на верхнюю тарелку стабилизатора. В этом случаи деэтанизатор работает в режиме абсорбционно-отпарной колоны.

Эффективность работы НТС любого типа существенно зависит от технологического режима эксплуатации скважины. В проектах разработки за оптимальное давлении сепарации на газоконденсатных месторождениях принимают давление максимальной конденсации, которое для каждого состава газа определяется экспериментальным путем. Для обеспечения однофазового движения газа по магистральным трубопроводам температура сепарации выбирается с учетом теплового режима работы газопровода.

10. Прокладка газопровода в условиях вечной мерзлоты

Особенности трасс северных газопроводов - большая заболоченность, обводненность, наличие многолетнемерзлых пород (ММП).

Сложные условия трассы Уренгой-Рязань значительно усложняют и удорожают эксплуатацию, проведению ремонтных работ газопроводов, требуют специальных технических решений для обеспечения устойчивости и надежности трубопровода на слабонесущих грунтах.

Проблема обеспечения надежности линейной части газопровода Уренгой-Рязань, эксплуатирующейся в заболоченной и обводненной местности, где грунт обладает низкой защемляющей способностью, имеет особо важное значение. Продольное перемещение трубопровода при изменении температуры газа (сезонной или связанной с изменением режима) вызывают нарушения балластировки, приводят к потере устойчивости, повреждению антикоррозийной изоляции. Часты случаи выхода газопровода из траншеи, сопровождающиеся изгибом труб в вертикальной и горизонтальной плоскостях. В ряде случаев искривления приводят к пластической деформации (образованию гофр) и аварийному разрушению.

Эксплуатация северных участков газопроводов осложняется наличием многолетнемерзлых пород. Нарушение естественного растительного покрова в процессе строительства, эксплуатация линейных и площадочных объектов с выделением теплоты ведут к растеплению мерзлоты и потере устойчивости объектов.

Трубопровод оказывает незначительное механическое влияние на грунт. Поэтому осадка трубопровода обусловлена осадкой оттаявшего грунта и зависит только от свойств грунта и теплового воздействия трубопровода на грунт в зоне оттаивания. При однородном грунте на большом протяжении оттаивание не опасно, так как осадка трубопровода происходит по всей длине. Вследствие изменения физических свойств грунта вдоль газопровода за один и тот же промежуток времени в различных сечениях труб оттаивание будет разным. Следовательно, будет неодинаковым значения осадки. Такое положение характерно для бугров пучения, грунтов с не сильными льдами. При развитии процессов протаивания грунтов в основании газопроводов возникают провисания и изгибы трубопровода.

В настоящее время газ по мерзлым участкам транспортируют с положительной температурой, либо переменной по сезонам (летом с положительной, зимой с отрицательной). Это ведет к дегротации мерзлоты, нарушению природного равновесия и обратным нежелательным воздействиям на газотранспортные объекты. Транспорт газа с постоянной отрицательной температурой практически слабо исследован, хотя рассматривается строительство станций охлаждения на всех северных газопроводах. Однако транспорт газа с постоянной отрицательной температурой может вызвать нежелательные мерзлотные явления (пучения, образование наледей и повреждения труб) на талых участках и в зоне деятельного слоя, в котором газопровод практически находится.

В данном проекте произведем расчет устойчивости трубопровода на болоте при различных способах балластировки.

10.1 Расчет устойчивости трубопровода на болоте при различных способах балластировки

Трубопровод, укладываемый в болотистом и обводненном грунте, должен быть закреплен против всплытия, если он имеет положительную плавучесть. Трубопровод закрепляют одиночными утяжеляющими железобетонными и чугунными грузами, сплошным бетонированием, металлическими винтовыми анкерными устройствами и засыпкой минеральным грунтом. Проверка против всплытия трубопроводов, прокладываемых на обводненных участках, выполняется по расчетным нагрузкам и воздействиям из условия

Б ³ К_м (К_н.вq_в - q_тр - q_доп),

где Б - необходимая величина пригрузки или расчетного усилия анкерного устройства, приходящаяся на трубопровод длиной 1 м; К_м - коэффициент безопасности по материалу, принимаемый равным для анкерных устройств 1; для железобетонных, чугунных грузов 1,05; при сплошном бетонировании в опалубке 1,07; при сплошном бетонировании методом торкретирования 1,1; при балластировке грунтом 2; К_н.в - коэффициент надежности при расчете устойчивости проложения трубопровода против всплытия, принимаемый равным для болот и периодически заливаемых участков 1% обеспеченности К_н.в=1,05; q_доп - расчетный вес продукта на воздухе, дополнительных обустройства в воде при транспортировке продукта с отрицательной температурой; q_в - расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод (с учетом изоляции), определяемая по формуле

q_{в = 0,8} D_тр²g_в,

D_тр - наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия; g_в - объемный вес воды с учетом растворенных солей и взвешенных частиц грунта, g_в = 1100 ¸ 1150 кгс/см³;

q_тр - расчетный вес трубопровода (с учетом изоляции) на воздухе,

q_тр = q_с.в + q_из,

q_с,в - собственный вес трубы; q_из = q_л + q_бр - вес изоляционного покрытия; q_л - вес липкой ленты; q_бр - вес оберточного слоя (бризола).

Расстояние между отдельными грузами балластировки трубопровода определяется по формуле

L_{г =} Q_г.ср - g_вV_г.ср

                    Б

где Q_г.ср - средний вес одного груза в воздухе; V_г.ср - средний фактический объем груза:

для железобетонных грузов:

V_г.ср = [ab - (a - 2d)h - pR³]

для чугунных грузов:

V_г.ср » p (R₁² - R₂²)m

Параметры одиночных грузов приведены на рис.42 и 43 и в табл.16 и 17.

При сплошном бетонировании требуемый наружный диаметр забалластированной трубы определяется из выражения:

D_{б =} p g_бD_из² - 4q_тр

                   p(g_б - К_мg_в)

где g_б - объемный вес бетона, кгс/м³; D_из - диаметр заизолированного трубопровода.

При балластировке металлическими винтовыми анкерными устройствами расчетное усилие (допускаемая нагрузка) Б_анк определяется по формуле:

Б_анк = Z_анкr_трm_анкN_анк

где Z_анк - число анкеров в одном анкерном устройстве; r_тр - коэффициент несущей способности грунта, в котором находятся лопасти анкеров (табл. 18); m_анк - коэффициент условий работы анкерного устройства, принимаемый равным 0,5 при Z_анк £ 2 и 0,4 при Z_анк > 2; N_анк - максимальная (критическая) нагрузка на один винтовой анкер, завинчаный в грунт I группы на глубину не менее шести диаметров лопасти:

Диаметр анкера, мм                Максимальная (критическая)

нагрузка на один винтовой анкер N_анк, кгс

100                                 650

150                                 750

200                                 1350

250                                 2100

300                                 3000

400                                 5300

500                                 8300

600                                 12000

750                                 18750

Расстояние между анкерами:

L_{а =} Б_анк

При замене слабого торфяного грунта минеральным, всплытию трубопровода будет противостоять все призмы грунта над ним. Уравнение устойчивости трубопровода в этом случае будет.

(g_сух - 1)(h_н - h_s - D_тр) D_тр ³ R_пл,

где g_сух - объемный вес сухого песка; h_н - проектная высота насыпи; D_тр - диаметр сооружаемого трубопровода; h_s - осадка насыпи:

11. Экономическая часть

Расчет технико-экономических показателей

Основными технико-экономическими показателями газа являются:

·   капитальные вложения;

·   эксплуатационные расходы;

·   себестоимость транспортировки газа;

·   фондоотдача;

·   производительность труда;

·   прибыль, рентабельность.

В ТЭП учтены требования действующих нормативных документов, СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», «Общесоюзные нормы технологического проектирования», Правила технической эксплуатации магистральных трубопроводов, утвержденные Председателем Правления Р.И. Вяхиревым 9.12.1999 г. Определение капитальных вложений

К1 = 1,4 - 1984 г. в учет 1991 г.

К2 = 22 - 2002 г. в учет 1991 г.

Капитальные вложения на сооружение магистрального газопровода включают затраты на сооружение линейной части газопровода и строительства КС.

а) Стоимость строительства 1 км газопровода из трубы диаметром 1220 мм в одну нитку равна 180,97 тыс.руб.

Стоимость всего газопровода:

б) Стоимость строительства одной КС на 4 агрегата:

, тогда стоимость строительства всех КС по длине газопровода.

в) Полные капитальные затраты в ценах 1991 г.

Определение эксплуатационных расходов

Эксплуатационные расходы состоят из следующих статей:

·   зарплата производственного персонала;

·   отчисления на соц. нужды;

·   производственные материалы;

·   энергетические затраты;

·   амортизация основных средств;

·   текущий ремонт;

·   расходы на охрану труда;

·   прочие расходы.

а) Заработная плата.

Норматив численности при прокладке газопровода диаметром 1220 мм в 1 нитку составляет 0,86 чел/10 км трассы. Исходя из этого на линейную часть нужно 221,88 чел.

Штатное расписание на КС типа ГТК-10 И (20ст) составляет 1140 человек, т.е. на одну КС приходится 46 рабочих и 11 служащих. В итоге - среднесписочная численность обслуживающего персонала 1362 человек. Зарплата работников составляет в среднем 7 000 руб.

б) Отчисления на социальные нужды.

Отчисления на единый социальный налог производится в размере 35,6% от всего фонда заработной платы:

в) Производственные материалы.

Для эксплуатации ГПА на КС применяют масло ТП-22. Для всех КС с 4 агрегатами типа ГТК- 10И годовой расход масла - 70 т. По прейскуранту цена 1 т - 16,233 тыс.руб.

Для борьбы с гидратообразованием используют метанол. Норма расхода метанола на газопроводах равна 1 г/1000 м³. Годовой объем транспорта газа 16 млрд. м³/год.

Суммарные затраты для всего эксплуатационного участка:

г) Электроэнергия покупная.

Для предприятий транспорта газа с оплачиваемой мощностью электродвигателей 750 кВт и выше применяется двухставочный тариф, который состоит:

·   из основной платы за 1 кВт максимальной нагрузки, независимо от количества потребителей;

·   дополнительной платы за отпущенную энергию, учтенную счетчиком.

Для каждой электросистемы установлены различные тарифы на электроэнергию. Для проектируемого газопровода, площадки КС располагают в районах со слабо развитыми энергосистемами, что усложняет их энергоснабжение.

Ориентировочно на одну КС предполагается сооружение двух ВЛ 35/110 кВт протяженностью 70-100 км каждая и одной подстанции 25/110 кВт, для которой место на каждой КС.

Для каждой КС, оснащенной 6 агрегатами максимальная нагрузка складывается из следующих параметров:

·   компрессорный цех.

Рmах. низковольтное потребление- 1480 кВт

Руст. трансформаторов 10/0,4 кВт, КВА-2-1000

·   очистные сооружения

Рmax, кВт - 102

Руст. трансформаторов, кВт - 1*60

·   водозаборные сооружения

Рmax, кВт - 21,0

Руст. трансформаторов 10/0,4 кВт - 1*40

Итого: Рmax 3603 кВт.

Общие затраты на электроэнергию:

Зэ=Рmax*Тм+Э*Тэ,

где Тм - тариф за 1 кВт max нагрузки;

Тм =298,77 руб/мес.

Тэ=0,41 руб;

Э=11 млн. кВт/час - количество энергии, которое расходует КС в год.

Зэ=3603*298,77*12+11*0,41=17427,6 тыс.руб.

д) Газ на собственные нужды.

Расход газа на работу газовых турбин рассчитывается по формуле:

где Qн - расход газа на работу газовых турбин под нагрузкой;

Qхх - расход газа при работе турбин на холостом ходу;

Qпуск - расход газа на пуск турбины.

где q - норма расхода топливного газа

q= 0,244 м3/кВт ч- количество агрегатов - 4(3+1)

N - эффективная мощность - 6300 кВт

t - время работы агрегатов - 5184 ч

Расход газа на холостом ходу: принимается 1 - 2% от расхода газа под нагрузкой

Расход газа на пуск турбины:

где  - расход пускового газа на 1 пуск

 - число пусков. Планируется 15 пусков в год

Пуск турбины длится 15 минут

Кроме того, к газу на собственные нужды относится газ, стравливаемый при работе пневмокранов, продувки пылеуловителей и на проведение проф. ремонтов:

В качестве основного источника теплоснабжения на КС с газотурбинным приводом предусмотрено использование установки утилизации тепла отработавших газов ГПУ. Резервным источником теплоснабжения в период аварийного отключения КС предусмотрена автоматизированная котельная с 2 котлами в блок- боксе. Потребность в топливе для отопительных котельных определяется по формуле:

где  - норма расхода газа на 1 котел;

 - время работы;

 - число котлов

Суммарный расход газа на собственные нужды одной КС;

Стоимость топлива - 250 руб. за 1000м3

е) Потери газа

Потери газа регламентируются и их размер устанавливается в зависимости от протяженности газопровода, количества и типа запорной арматуры, условий пролегания трассы. Технически неизбежны потери газа при транспортировке по магистральному газопроводу. Потери определяются по утвержденным нормам и объемам транспортируемого газа. Можно принять потери для труб диаметром 1220 мм в размере 30 тыс. м³/год на 1 км трассы.

ж) Амортизация основных средств

Поскольку амортизация занимает наибольший вес в структуре системы затрат на транспорт газа, вопросам расчета уделяется особое внимание. Сумма амортизационных отчислений на планируемый период рассчитывается по каждому объекту основных фондов умножением среднегодовой стоимости основных фондов на соответствующие нормы амортизационных отчислений

Амортизационные отчисления приняты по действующим нормам 01.01.91 г.

·   для КС с газотурбинным приводом 6,7%

·   для линейной части газопровода 3% от стоимости основных фондов.

Для одной КС

А_кс = К_кс* 0,067 = 3758832* 0,067= 251841,7 тыс.руб.

Стоимость всего газопровода:

Кл = 18139432 тыс. руб.

Основные фонды составляют 90% от капиталовложений на линейную часть:

Амортизационные отчисления для линейной части:

Суммарные амортизационные отчисления:

з) Текущий ремонт.

Затраты на текущий ремонт определяются на основе анализа фактических расходов и технического состояния оборудования и сооружений. Расходы на текущий ремонт устанавливаются в размере 1% от стоимости основных фондов для КС

Для линейной части - в размере 0,3% от стоимости основных фондов:

Общие затраты на текущий ремонт составляют:

и) Прочие расходы.

Прочие расходы приняты в размере 3,5% от суммы расходов на КС и 2% для линейной части:

Общие затраты на прочие расходы:

к) Расходы на охрану труда

Расходы на охрану труда приняты в размере 10% от суммы основной зарплаты:

Эксплуатационные затраты, тыс. руб.

Себестоимость транспортировки газа

где U- эксплуатационные расходы

- объем транспорта газа

С = 951008/14793000 = 64,3 руб. /1000 м3

Цена покупки газа равна 250 руб./1000 м3

Покупная стоимость газа:

С п = 16000000*250 = 4000000 тыс. руб.

Полная себестоимость подаваемого газа:

С пол = Сп + Эз = 4000000 + 951008= 4951008 тыс. руб.

Цена реализации газа, подаваемого на Рязань для предприятий - 584 руб./1000 м3

для населения - 312 руб./1000 м3

Население потребляет 40% подаваемого газа

Предприятия потребляют 60% подаваемого газа

Выручка от реализации составит:

В н = 5917200*312 = 1846166,4 тыс. руб.

В пр = 8875800*584 = 5183467,2 тыс. руб.

Общая выручка от реализации составит:

В = 1846166,4+5183467,2 = 7029633,6 тыс. руб.

Прибыль от транспортировки газа составит:

Пр = В - Спол = 7029633,6 -951008= 2078625,6 тыс. руб.

Рентабельность - показатель эффективности производства, определяемый отношением общей (балансовой) прибыли к среднегодовой стоимости основных производственных фондов и оборотных средств.

Р = Пр/ осн. фонды + обор. ср.*100%

Оборот. средства = 12942540*0,02 = 258851 тыс. руб.

Р = 2078625,6/(12942540+258851)*100 = 15,74%

Срок окупаемости:

Т = К/Пр = 12942540/2078625,6=6,22 лет

Фондовооруженность:

Ф = Осн. фонды/ 1362 чел. =12942540/1362 = 9502,6 тыс. руб./ чел.

Фондоотдача:

Ф = Q/Осн. фонды = 16000000/12942540 =1,24 м3/руб.

Коэффициент эффективности капитальных вложений:

Кэфф. = Пр/Квл = 2078625,6/14380600 =0,14

Технико-экономические показатели магистрального газопровода Уренгой-Рязань

Список литературы

1. СНиП 2.05.06.85 "Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования". Госстрой СССР. 1985 г.

. В.А. Юфин "Трубопроводный транспорт нефти и газа". Москва, Недра, 1978 г.

. В.Ф. Новоселов, А.И. Гольянов, Е.М. Муфтахов "Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов". Москва, Недра, 1982 г.

. М.М. Волков, А.Л. Михеев, К.А. Конев "Справочник работника газовой промышленности". Москва, Недра, 1989 г.

. А.П. Мороз и др. "Газоперекачивающие агрегаты и обслуживание компрессорных станций" Москва, Недра, 1979 г.

. А.К. Карпов, В.Н. Рабен. Природные газы месторождений Советского Союза, 1978г.

. А.В. Деточкин, А.Л. Михеев, М.М. Волков "Спутник газовика". Москва, Недра, 1988 г.

. СНиП 2.05.06-85^* "Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования". Госстрой СССР. 1985 г.

. А.Б. Айбиндер., А.Г. Камерштейн. Расчет магистральных газопроводов на прочность и устойчивость. М. Недра. 1982 г.

. Шумайлов А.С., Гумеров А.Г., Молдаванов О.И. Диагностика магистральных трубопроводов. М.:Недра, 1992 г./

. Л.А. Димов. Напряженно-деформированное состояние и надежность подземного нефтепровода. /Нефтяное хозяйство.- 1995.-М9-стр. 42-44/.

. Л.А. Димов. Диагностика трубопроводов: поиск дефектов плюс расчет напряженного состояния трубы./Газовая промышленность.- 1995. - 146-с.

. Харионовский В.В. Проблема ресурса газопроводных конструкций /Газовая промышленность. - 1994. - М 7. - стр. 17-20.

. Лисин В.Н. Экономичный способ ремонта искривленных участков газопроводов. Газовая промышленность. - 1988. - К 2. - с. 20-21.

. Ахтимиров Н.Д., Мирошниченко Б.И., Лисин В.Н. Исследование работоспособности и условий разрушения надземного газопровода при наличии дефектов. Проблемы прочности. - 1987

. Э.А. Микаэлян. Эксплуатация газотурбинных газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций газопроводов. Москва, "Недра", 1994 г.

. Э.А. Микаэлян. Эксплуатация газотурбинных газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций газопроводов, под редакцией профессора. П. Поршакова, часть 1,2, Москва, 1995 г.

. В.А. Щуровский, Ю.А. Зайцев, Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты, Москва, "Недра", 1994 г.

. Г.Г.Ольховский. Энергетические газотурбинные установки, Энергоатомиздат, 1985 г.

. Демченко В.Г., Демченко Г.В. К вопросу повышения надёжности и безопасности эксплуатации магистральных газопроводов. Экспресс информация. Серия: "Транспорт и подземное хранение газа". ИВЦ Газпром, 1994, N 4.

. Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов. М., "Недра", 1985.

. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. М., "Недра", 1989.

. Типовая инструкция по безопасному ведению огневых работ на объектах Мин-газпрома СССР, утв. 03.08.1988.

. Инструкция по радиографическому контролю сварных соединений магистральных трубопроводов. М., ВНИИСТ, 1982.

. Инструкция по ультразвуковому контролю сварных соединений магистральных трубопроводов. М., ВНИИСТ, 1984.

. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть I. М., ВНИИСТ, 1089.

. Бармин В.И., Белецкий Б.Ф., Габелая Р.Д. и др. Технологическое проектирование строительства магистральных трубопроводов. Справочник. М., "Недра", 1992.

. Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. Москва, «Недра». 1979 г.