Определение оптимального рабочего давления газопровода

Исходные данные………………………………………………………………3
Введение………………………………………………………………………...5
1.Определение потребной толщины стенки трубопровода………………….6
2.Расчет характеристик транспортируемого газа……………………………. 6
3.Расчет режимов компрессорной станции…………………………………..12
4.Технико-экономический анализ работы газопровода с заданными параметрами…………………………………………………………………….15
Литература………………………………………………………………………17

Давление и температура, приведенные к условиям всасывания: - = 1,138;- = 1,308. Коэффициент сжимаемости газа для условий всасывания: - = 0,409. Плотность ПГ и производительность нагнетателя при условиях всасывания: - = 141,65кг/м3; - = 24,29 м3/мин. Параметры линии режимов нагнетателя: - приведенная производительность: ; - приведенное относительное число оборотов: . Результаты расчета параметров линии режимов нагнетателя и линия режимов нагнетания представлены соответственно в таблице 7 и на графике Рис.1. Таблица 7.Результаты расчета и n,1/минn/nнnн/n57400,7001,42935,221,41467000,8171,22430,171,65076000,9271,07926,601,87381000,9881,01224,951,99686101,0500,95223,472,121 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34Рис.1.Линия режимов нагнетателяТребуемая степень повышения давления: = 1,042, то есть при данном соотношении давлений расчетное значение находится ниже области рабочих режимов нагнетателя.4.Технико-экономический анализ работы газопровода с заданными параметрами Результаты проведенных гидравлических расчетов показывают, что пропускная способность рассматриваемого газопровода используется не полностью. Гидравлический расчет показывает, что количество транспортируемого газа исходя из заданных размеров трубы и мощности компрессорных станций может составлять около 41 млн м3/сутки вместо заданных 7млн м3/сут. Такая ситуация , с одной стороны, ведет к недополучению прибыли от МГ за транспорт газа по тарифу, а с другой стороны - к уменьшению эксплуатационных затрат за счет возможности отключения части компрессорных станций. Прибыль, получаемая МГ в предположении, что в структуре затрат на транспорт газа амортизационные отчисления и стоимость энергии составляют около 90%, определяется соотношением: тыс.руб/месс, где: - Тар = (6..10) руб/м3*100км – тариф на транспорт газа по МГ; - (0,035…0,040 – коэффициент амортизационных отчислений по линейной части МГ; - (0,09…0,10) – то же по компрессорным станциям; - 2281536 тыс.руб – капитальные затраты на сооружение линейной части МГ; - то же компрессорных станций; - 165,312 тыс.руб – стоимость энергии (топливного газа);- 165,312 тыс.руб – стоимость топливного газа;- 24 =2362 тыс.м3/мес – месячный расход топливного газа; - = 3,28 тыс.м3/ч часовой расход топливного газа; - районный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ для Тюменской области. - = 1,7 – топографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации для Тюменской области.Расчетная значения прибыли для двух вариантов работы МГ приведены в таблице 8. Таблица 8. Месячная прибыль МГ в режимах пониженной и номинальной производительности Режим работы МГРасчетная месячная прибыльQ = 7 млн.м3/мес;76738,56 тыс.руб/месQ = 41млн.м3/мес; руб/мес881285,00тыс.руб/месЛитература 1.Зубарев В.Г. Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов. Учебное пособие. Электронный вариант.- Тюмень: Тюм. ГНГУ, 2001. 2.Зубарев В.Г. Магистральные газопроводы. Учебное пособие.- Тюмень: Тюм.ГНГУ, 1998. 3.Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов, Методические указания,-Омск: Изд-во Ом ТГУ, 2011, 64с. 4.ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные газопроводы. Часть 1. Газопроводы.-М.: Мингазпром, 1985. 5. СНиП 2.01.01-82. 6.http://prorab.dp.ua/stroitelnye-materialy/tablitsa-teploprovodnosti-materialov.html7.Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов/ Л.И.Быков и др.- СПб.: Недра, 2006.