Технологический расчет магистрального газопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание: Задание на курсовой проект ……………………………………………………………………………………...………. 3 Введение ..………………………………………………………………………………………….…………………………………………… 4 1. Основное оборудование ГНПС 1.1. Выбор наружного диаметра трубопровода и рабочего давления……………………….…5 1.2. Расчет плотности и вязкости нефти при температуре перекачки………………… 5 1.3. Выбор насосов станции………………………………………………………………………………………………………………6 1.4. Расчет предельного значения вязкости…………………………………………………………………..…..…..8 1.5. Выбор трубы……………………………………………………………………………………………………………………………….…….10 1.6. Определение полных потерь напора в трубопроводе………………………………………...….…...11 1.7. Проверка правильности выбора подпорных насосов НПС…………………………………..………12 1.8. Расчет всасывающего трубопровода подпорных насосов ГНПС…………………………….13 1.9. Проверка правильности выбора основных насосов………………………………………….….………..17 1.10. Выбор электродвигателей насосов………………………………………………………………………………………19 2. Оборудование узлов ГНПС 2.1. Выбор фильтров - грязеуловителей…………………………..….………………………………………………….20 2.2. Выбор типа и количества предохранительных клапанов…………………………….………….20 2.3. Разработка узла учета нефти………………………………………………………………………………….………….22 2.4. Выбор типа и количества регуляторов давления………………………………………….…………..23 2.5. Выбор типа и количества резервуаров станции………………………………………….……………..24 2.6. Система дренажа, сбора утечек и резервуары сборники ………………………..…………….24 3. Регулирование режимов работы станции 3.1. Определение аппроксимационных коэффициентов напорных характеристик насосов и станции…………………………………………………………………………………………………………….……… 25 3.2. Рассмотрение методов регулирования режимов работы станции………….…………27 3.3. Выбор метода регулирования…………………………………………………………………………………….………….27 4. Технологическая схема станции 4.1. Выбор обратных клапанов, задвижек и шаровых кранов…………………………………………32 4.2. Разработка магистральной насосной………………………………………………………………………………32 4.3. Описание направлений потоков нефти и положения задвижек при установившемся режиме перекачки ……………………………………………………………………………… 37 Список литературы …………………………………………………………………………………………………………….…. 38

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Месторождение газа - Юбилейное;

Годовая производительность Q_Г = 18 млрд. мі/г;

Длина газопровода L = 980 км;

Таблица 1

Свойства газа

Компоненты	Концентрация, %	Плотность, кг/мі	Молярная масса, кг/моль
Метан	98,4	0,669	16,04
Этан	0,070	1,264	30,07
Пропан	0,010	1,872	44,09
Бутан С4Н10	-	2,519	58,12
Пентан	-	3,228	72,15
Двуокись углерода	0,400	1,8423	44,01
Сероводород Н2S	-	-	-
Азот	1,100	1,1651	28,02

Средняя годовая температура окружающей среды на глубине заложения газопровода К;

Средняя годовая температура воздуха К;

Давление в конце МГ принимаем р_К = 2 МПа;

Рельеф спокойный (разница высот не более 100 м);

Плотность при 0°C и 0,1013 МПа 0,680 кг/мі;



ВВЕДЕНИЕ

К началу 1990-х годов интенсивное строительство новых газопроводов закончилась и на первое место вышли проблемы повышения эффективности и надежности действующих МГ, их реконструкции и технического перевооружения. Одним из основных направлений научно - технического прогресса стало энергосбережение.

В процессе проектирования МГ возможны следующие энергосберегающие мероприятия:

· внедрение низконапорной технологии транспорта газа;

· внедрение экономичных ГПА новых поколений;

На стадии эксплуатации и реконструкции МГ такими мероприятиями могут быть:

· изменение конфигурации отдельных участков газотранспортной системы;

· переход на низконапорную технологию;

· внедрение автоматизированных систем управления;

· повышение эффективности работы линейной части.

В перспективе для удовлетворения нужд народного хозяйства и поставок газа за рубеж возникает необходимость транспорта сотен млрд. м³ газа на большие расстояния. Поэтому успешное выполнение поставленных задач в значительной мере зависит от правильного решения научно - технических проблем в области добычи газа, проектирования и эксплуатации газовых систем.

В данной курсовой работе приведен технологический расчет, цель которого:

· определение оптимальных параметров МГ;

· выбор типа газоперекачивающих агрегатов, нагнетателей; АВО, ПУ;

· определение необходимого количества компрессорных станций и расстановка их по трассе газопровода;

· уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков;

· расчет режима работы КС.



1. Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций

1.1 Расчет физических свойств перекачиваемого газа

По известному составу определяем основные физические свойства газа.

Плотность газа при стандартных условиях (293 К и 0,101325 МПа) определяется по формуле аддитивности (сложения):

с_СТ = a₁ · с₁ + a₂ · с₂ + … + a_n · с_n,

где а₁, …, а₂ - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;

с₁,…, с_n - плотность компонента при стандартных условиях, кг/м³.

Молярная масса [1]:

М = а₁ · М₁ + а₂ · М₂ + … + а_n · М_n,

где М₁,…, М_n - молярная масса компонента, кг/кмоль.

Газовая постоянная [1]:

где: R'- универсальная газовая постоянная, равная 8314,3 Дж/(кмоль · К).

Псевдокритическая температура Т_ПК (К) и давление р_ПК (МПа) для природных газов с содержанием метана 85 % и более могут быть найдены по известной плотности газа при стандартных условиях [1]:

Т_ПК = 155,24 (0,564 + с_СТ);

р_ПК = 0,1773· (26,831 - с_СТ).

Относительная плотность газа по воздуху:

где:= 1,206 кг/м і плотность воздуха при стандартных условиях.

.

1.2 Выбор рабочего давления, типа ГПА и определение диаметра газопровода

С учетом рекомендаций по проектированию в качестве рабочего давления в газопроводе выбираем Р = 7,5 МПа.

Исходя из заданной годовой производительности (Q_Г = 18 млрд.м³/год) и выбранного рабочего давления, по таблице 2 определяем ориентировочное значение диаметра газопровода. Таким является D = 1200 мм.

Далее для экономического обоснования выбора диаметра газопровода следовало бы взять ближайший меньший и ближайший больший диаметры. Для сравнения принимаем ближайший меньший диаметр D = 1000 мм, а ближайший больший диаметр D = 1400 мм.

Таблица 2

Ориентировочные значения диаметра газопровода

DУ, мм	Годовая производительность QГ, млрд.м3/год
	рНАГ = 5,5 МПа рВС = 3,8 МПа	рНАГ = 7,5 МПа рВС = 5,1 МПа
500	1,6-2,0	2,2-2,7
600	2,6-3,2	3,4-4,1
700	3,8-4,5	4,9-6,0
800	5,2-6,4	6,9-8,4
1000	9,2-11,2	12,1-14,8
1200	14,6-17,8	19,3-23,5
1400	21,5-26,4	28,4-34,7

Определяем суточную производительность газопровода [1]:

где оценочный коэффициент пропускной способности.

Выбираем 0,9

По данным пропускной способности выбираем основное оборудование.

Исходя из принятого рабочего давления и суточной производительности принимаем к установке три газотурбинных агрегата ГТК-10-3, оборудованных центробежными нагнетателями 370-16-1. Номинальная мощность ГПА 10000 кВт, номинальная подача 32,6 млн.м³/сут., Р_ВС = 5,59 МПа, Р_НАГ = 7,21 МПа. При этом два нагнетателя работают параллельно, один резервный.

Технические характеристики ГПА с газотурбинным приводом

Тип газоперекачивающего агрегата	Основные данные газовой турбины	Основные данные центробежных нагнетателей
	Номинальная мощность , кВт	КПД газотурбинной установки, %	Частота вращения силового вала, об/мин (диапазон/номинальная)	Температура продуктов сгорания перед газовой турбиной, 0С	Тип нагнетателя	Подача, млн м3/сут	Номинальная частота вращения, об/мин	Давление на входе в нагнетатель, МПа	Конечное давление на выходе последнего нагнетателя, МПа	Степень сжатия нагнетателя	Политропический КПД нагнетателя, %
ГТК-10-3	10000	28		780	370-16-1	32,6	4800	5,59	7,21	1,44	85

Для строительства газопровода принимаем трубы Харцызского трубного завода:

D = 1020 мм, изготовленные по ТУ 14-8-16-99 из стали 10Г2СБ (k₁=1,34),

D = 1220 мм, изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ (k₁=1,34),

D = 1420 мм, изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ (k₁=1,34).

(Приложение Г, табл. Г.1) [2].

Для принятых диаметров определим значения расчетного сопротивления металла труб:

За нормативное сопротивление принимаем временное сопротивление стали на разрыв. (Приложение Г, табл. Г.1) [2].

Категория магистрального газопровода при подземной прокладке принята в соответствии с таблицей 2 СНиП 2.05.06-85 [5]:

Назначение трубопровода	Категория трубопровода при прокладке
	подземной	наземной и надземной
Для транспортирования природного газа:
а) диаметром менее 1200 мм	IV	III
б) диаметром 1200 мм и более	III	III
в) в северной строительно-климатической зоне	III	III
Для транспортирования нефти и нефтепродуктов:
а) диаметром менее 700 мм	IV	III
б) диаметром 700 мм и более	III	III
в) в северной строительно-климатической зоне	III	III

Коэффициент условий работы принимаем по таблице 1 СНиП 2.05.06-85 [5]: m=0,90 для категории ТП III, IV.

Коэффициент надежности по материалу принимаем по таблице 9 СНиП 2.05.06-85: k₁ =1,4. Коэффициент надежности по назначению трубопровода принимаем по таблице 11 СНиП 2.05.06-85 [5] в зависимости от условного диаметра и внутреннего давления р до 7,4 МПа:

	Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода kн
Условный диаметр трубопровода, мм	для газопроводов в зависимости от внутреннего давления р	для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
	р 5,4 МПа р 55 кгс/см2	5,4 <р 7,4 МПа 55 < р 75 кгс/см2	7,4 < р 9,8 МПа 75 < р 100 кгс/см2
500 и менее	1,00	1,00	1,00	1,00
600-1000	1,00	1,00	1,05	1,00
1200	1,05	1,05	1,10	1,05
1400	1,05	1,10	1,15	--

;

МПа;

МПа;

МПа;

Определим толщину стенки газопровода:

;

мм;

мм.

мм.

Принимаем трубы стандартных размеров:

1020х10мм, 1220х13 мм, 1420х15 мм. (Приложение Г, табл. Г.1) [2].

Внутренний диаметр трубопроводов [1]:

1.3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа КС

Пользуясь данными таблицы 3, определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между КС.



Таблица 3

Потери давления газа на КС

Давление в газопроводе (избыточное), МПа	Потери давления газа на КС, МПа
	на всасывании ДрВС	на нагнетании др вых
	при одноступенчатой очистке газа	при двухступенчатой очистке газа
5,40	0,08	0,13	0,07
7,35	0,12	0,19	0,11
9,81	0,13	0,21	0,13

МПа;

МПа.

Среднее давление определяем по формуле:

Для расчета расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры:

где Т_о - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода;

Т_н - температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303 - 313 К.

К;

Приведенные значения давления и температуры:

;

.

Коэффициент сжимаемости:

Коэффициент динамической вязкости :

Для определения режима течения в трубах найдем числа Рейнольдса по формуле:

.

.

;

Приняв эквивалентную шероховатость для новых труб без внутреннего антикоррозионного покрытия k = 0,03 мм, найдем коэффициент гидравлического сопротивления трению:

.

;

.

С учетом местных сопротивлений и коэффициента гидравлической эффективности расчетные значения коэффициентов гидравлических сопротивлений л будут:

.

;

где Е_Г - коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой; при отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95.

Пользуясь формулой пропускной способности газопровода:

Выразим длину линейного участка между компрессорными станциями:

Тогда вычисляем расстояние между КС :

По той же формуле определяем длину последнего перегона, приняв давление в конце газопровода Р_К = 2 МПа:

Определяем необходимое число КС по формуле

:

;

;

.

Округляем расчетное число КС до целого числа в большую сторону, принимаем: n₁₀₂₀ = 24; n₁₂₂₀ = 9; n₁₄₂₀ = 3.



2. Экономическое обоснование выбора диаметра газопровода

Проведем экономическое сравнение рассматриваемых диаметров (вариантов) по укрупненным показателям.

2.1 Капитальные затраты в линейную часть.

Согласно Приложения 1[3] стоимость строительства 1 км трубопровода:

C_Л1020 = 2671,2 тыс.руб/км, C_Л1220 = 3579,2 тыс.руб/км, C_Л1420 =5280,9 тыс.руб/км.

Т.к. толщина стенки труб отличается от указанной в Приложении 1[3], то, приближенно, стоимость строительства 1 км трубопровода может быть определена по формуле:

Тогда:

К_Л1020 = С_Л1020 · L = 2448,6· 980 = 2399,6 млн.руб;

К_Л1220 = С_Л1220 · L = 3593,1 · 980 = 3521,2 млн.руб;

К_Л1420 = С_Л1420 · L = 5163,2 · 980 = 5059,9 млн.руб.



2.2 Капитальные затраты на сооружение КС

Согласно Приложения 2[3] стоимость строительства одной КС на три агрегата типа ГТК-10-3 равна:

млн. руб.

Тогда

К_КС1020 = С_СТ · n₁₀₂₀ = 123,2 · 24= 2956,8 млн.руб;

К_КС1220 = С_СТ · n₁₂₂₀ = 123,2 · 9 = 1108,8млн.руб;

К_КС1420 = С_СТ · n₁₄₂₀ = 123,2 · 3 = 369,6 млн.руб.

Полные капитальные затраты

К₁₀₂₀ = К_Л1020 + К_КС1020 = 2399,6+ 2956,8 = 5356,4 млн.руб;

К₁₂₂₀ = К_Л1220 + К_КС1220 = 3521,2 + 1108,8 = 4630,0 млн.руб;

К₁₄₂₀ = К_Л1420 + К_КС1420 = 5059,9 + 369,6 = 5429,5 млн.руб.

Стоимость эксплуатации линейной части.

Согласно Приложения 1[3] стоимость эксплуатации 1 км трубопровода в год:

С_ЭЛ1020 = 120,2 тыс.руб/(год·км); С_ЭЛ1220 = 161,1 тыс.руб/(год·км);

С_ЭЛ1020 = 237,6 тыс.руб/(год·км).

Тогда:

Э_Л1020 = С_ЭЛ1020 · L = 120,2·980 = 117,8 млн.руб/год;

Э_Л1220 = С_ЭЛ1220 · L = 161,1·980 = 157,9 млн.руб/год;

Э_Л1420 = С_ЭЛ1420 · L = 237,6·980= 232,9 млн.руб/год.

Стоимость эксплуатации КС.

Согласно Приложения 2[3] стоимость эксплуатации типовой КС на три агрегата ГТК-10-3 равна:

млн. руб./год.

Тогда

Э_КС1020 = С_ЭСТ1020 · n₇₂₀ = 22,3 · 24 = 535,2 млн. руб./год;

Э_КС1220 = С_ЭСТ1220 · n₈₂₀ = 22,3 · 9 = 200,7 млн. руб./год;

Э_КС1420 = С_ЭСТ1420 · n₁₄₂₀ = 22,3 ·3 = 66,9 млн. руб./год.

2.3 Полные капитальные затраты

Полные эксплуатационные расходы:

Э₁₀₂₀ = Э_Л1020 + Э_КС1020 = 117,8+ 535,2 =652,9 млн. руб./год;

Э₁₂₂₀ = Э_Л1220 + Э_КС1220 = 157,9 + 200,7= 358,6 млн. руб./год;

Э₁₄₂₀ = Э_Л1420 + Э_КС1420 = 232,9 + 66,9 = 299,7 млн. руб./год.

Приведенные годовые затраты определяем по формуле:

,

где Е - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов транспорта и хранения нефти и газа Е = 0,15 1/год).

Тогда:

S₁₀₂₀ = ЕК₁₀₂₀ + Э₁₀₂₀ = 0,15 · 5356,4 + 652,9 = 1456,5 млн. руб./год;

S₁₂₂₀ = ЕК₁₂₂₀ + Э₁₂₂₀ = 0,15 · 4630,0 + 358,6 = 1053,1 млн. руб./год;

S₁₄₂₀ = ЕК₁₄₂₀ + Э₁₄₂₀ = 0,15 · 5429,5 + 299,7 = 1114,2 млн. руб./год.

Самым выгодным будет вариант с наименьшими приведенными затратами.

Таким образом, по приведенным затратам наиболее выгодным является диаметр 1220 мм и дальнейшие расчеты ведем только для этого диаметра.

газопровод нагнетатель компрессорный гидравлический



3. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участков газопровода между КС

Уточненный тепловой и гидравлический расчет участков газопровода между компрессорными станциями производится с целью определения давления и температуры в конце рассматриваемого участка.

3.1 Уточнение расстояния между КС с учетом расхода топливного газа на собственные нужды

В случае 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, что приводит к изменению параметров участков МГ.

Производительность каждого участка:

.

Для ГТК-10-3: Q_ТГ = 3700 · 24· 2 = 0,177 млн. м³/сут (Приложение 6[3])

Тогда:

Q₁ = 54,8 - 0,177· 1 = 54,6 млн.м³/сут;

Q₂ = 54,8 - 0,177· 2 = 54,4 млн.м³/сут;

Q₃ = 54,8 - 0,177· 3 = 54,3 млн.м³/сут;

Q₄ = 54,8 - 0,177· 4 = 54,1 млн.м³/сут;

Q₅ = 54,8 - 0,177· 5 = 53,9 млн.м³/сут;

Q₆ = 54,8 - 0,177· 6 = 53,7 млн.м³/сут;

Q₇ = 54,8 - 0,177· 7 = 53,5 млн.м³/сут;

Q₈ = 54,8 - 0,177· 8 = 53,4 млн.м³/сут;

Q₉ = 54,8 - 0,177· 9 = 53,2 млн.м³/сут;

Найдем среднюю длину участка между КС:

,

Где

.

Тогда:

Найдем длину каждого участка:

км;

км;

км;

км;

км;

км;

км;

км;

км.

3.2 Расчет первого участка газопровода

Принимаем в качестве первого приближения значения л, Т_СР и Z_СР из первого этапа вычислений: л = 0,0109; Т_СР = 290,75 К; Z_СР = 0,879.

Определяем значение Р_К в первом приближении

Определяем среднее давление:

МПа.

Определяем средние значения приведенного давления и температуры:



Удельную теплоемкость газа определяем по следующей формуле:

Определяем Коэффициент Джоуля - Томсона :

Рассчитываем коэффициент a_t по формуле:

Вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля - Томсона:

Вычисляем уточненные значения приведенной температуры Т_ПР и коэффициента Z_СР:

.

Рассчитываем коэффициент динамической вязкости и число Рейнольдса:

Вычисляем коэффициенты л_ТР и л

;

.

Конечное давление во втором приближении определяем по формуле:



Относительная погрешность определения конечного давления

Полученный результат отличается от предыдущего приближения менее чем на 1%. То есть значение определено с достаточной точностью.

Результаты расчетов приведены в таблице 4.

Таблица 4

Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета 1-го участка ГП

Наименование расчетного параметра	Второе приближение
Конечное давление рК, МПа	5,82
Среднее давление рСР, МПа	6,45
Приведенная температура ТПР	1,506
Приведенное давление рПР	1,391
Удельная теплоемкость газа СР,	2,736
Коэффициент Джоуля-Томсона Di, К/МПа	3,689
Параметр at	3,18·10-3
Средняя температура ТСР, К	297,7
Средний коэффициент сжимаемости ZCР	0,89
Динамическая вязкость м, Па · с	1,24·10-5
Число Рейнольдса Re	37,0·106
Коэффициент сопротивления трения лТР	0,00941
Расчетный коэффициент гидравлического сопротивления л	0,01094
Конечное давление рґК, МПа	5,77
Относительная погрешность по давлению д, в %	0,85
Уточнённое среднее давление, МПа	6,43
Конечная температура газа, К	280,5

Уточняем среднее давление:

МПа

Определяем конечную температуру газа:

Далее проводятся аналогичные расчеты для остальных участков МГ. Результаты расчетов заносятся в таблицу 5.

Таблица 5

Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета последующих участков газопровода

параметр	2	3	4	5	6	7	8	9
рК, МПа	5,81	5,80	5,79	5,78	5,77	5,76	5,75	2,07
рСР, МПа	6,44	6,44	6,44	6,43	6,43	6,42	6,42	5,00
ТПР	1,506	1,506	1,506	1,506	1,506	1,506	1,506	1,506
рПР	1,390	1,389	1,389	1,387	1,386	1,385	1,384	1,080
СР,	2,735	2,735	2,735	2,734	2,734	2,734	2,733	2,621
Di, К/МПа	3,690	3,690	3,691	3,691	3,692	3,692	3,693	3,851
at	3,18·10-3	3,18·10-3	3,18·10-3	3,18·10-3	3,18·10-3	3,18·10-3	3,18·10-3	3,18·10-3
ТСР, К	297,7	297,7	297,7	297,6	297,015	297,6	297,6	288,6
ZCР	0,89	0,89	0,89	0,89	0,89	0,89	0,89	0,9
м, Па · с	1,24·10-5	1,24·10-5	1,24·10-5	1,24·10-5	1,24·10-5	1,24·10-5	1,24·10-5	1,16·10-5
Re	37,0·106	37,0·106	37,0·106	37,0·106	37,0·106	37,0·106	37,0·106	39,3·106
лТР	0,00941	0,00941	0,00941	0,00941	0,00941	0,00941	0,00940	0,00940
л	0,01094	0,01094	0,01094	0,01094	0,01094	0,01094	0,01093	0,01093
рґК, МПа	5,76	5,75	5,75	5,73	5,72	5,71	5,70	2,07
д, в %	0,85	0,86	0,86	0,87	0,88	0,88	0,89	0,047
Уточн.рСР, МПа	6,42	6,42	6,41	6,41	6,40	6,40	6,39	5,00
Тк, К	280,5	280,5	280,5	280,5	280,5	280,5	280,5	280,02



4. Расчет режима работы КС

На компрессорных станциях газопровода установлены газотурбинные агрегаты ГТК-10-3, оборудованные центробежными нагнетателями 370-16-1.

По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление р_ВС и температуру Т_ВС газа на входе в центробежный нагнетатель: р_ВС = р_К - Др_ВС = 5,77 - 0,12 = 5,65 МПа;

К.

Вычисляем значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания при р = р_ВС и Т = Т_ВС

;

.

Рассчитываем по формуле коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания:

Определяем плотность газа с_ВС, требуемое количество нагнетателей m_Н и производительность нагнетателя при условиях всасывания Q_ВС

m_Н - число параллельно работающих ЦН, определяемое из соотношения:

,

значение m_Н округляем до m_Н = 2;

Q_Н - номинальная производительность ЦН при стандартных условиях, млн.м³/сут;

Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем Q_ПР и [n/n_Н]_ПР. Результаты вычислений приведены в табл. 6.

Таблица 6

Результаты расчета и

Частота вращения
4100	0,774	1,293	370,1	0,790
4400	0,830	1,205	344,9	0,848
4700	0,887	1,128	322,9	0,906
5000	0,943	1,060	303,5	0,964
5300	1,000	1,000	286,3	1,022
5600	1,057	0,946	271,0	1,080

Приведем расчета для частоты вращения ,

Полученные точки - наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рис.2).

Вычисляем требуемую степень повышения давления:

По характеристике нагнетателя (рис.5.11), определяем расчетные значения приведенных параметров. Для этого проводим горизонтальную линию из до линии режимов и находим точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим . Аналогично определяем

и .

Определяем расчетную частоту вращения вала нагнетателя по формуле

.

Рассчитываем внутреннюю мощность, потребляемую ЦН:

кВт.

С учетом, что механические потери мощности составляют 1% от номинальной мощности ГТУ, по формуле определяем мощность на муфте привода.

, кВт

Вычисляем располагаемую мощность ГТУ:

где - номинальная мощность ГТУ, кВт;

- коэффициент технического состояния по мощности, ;

- коэффициент, учитывающий влияние системы против обледенения (при отключенной системе = 1); - коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла (при ее отсутствии = 1); - коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ, ;

Т_ВОЗД, - соответственно фактическая и номинальная температуры воздуха, Т_ВОЗД = 272 К; = 288 К;

р_а - расчетное давление наружного (атмосферного) воздуха

Проверяем условие . Условие 8570 < 11567 выполняется.

Определяем температуру газа на выходе ЦН

.

где k - показатель адиабаты природного газа, k = 1,31.



5. Определение аккумулирующей способности последнего участка газопровода

Часовое потребление газа в течение суток изменяется от максимального значения в полдень до минимального значения ночью.

Разницу между максимальным и минимальным объемами газа приведенных к стандартным условиям принято называть аккумулирующей способностью конечного участка газопровода.

Аккумулирующая способность последнего участка определяется по формуле:

Р_{2 min} = 2 МПа - минимальное давление в конце последнего участка ТП, определяемое исходя из требования потребителя,

Р_{1 max} - максимальное давление в начале последнего участка, определяется из условия прочности газопровода

- коэффициент, равный:

- коэффициент, равный:

Таким образом, аккумулирующая способность последнего участка составляет 15% суточной производительности магистрального газопровода, что обеспечивает покрытие часовой неравномерности потребления газа в течение суток.



БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. В.Ф. Новосёлов, А.И. Гольянов, Е.М. Муфтахов. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации газопроводов. - М.: Недра, 1982.

2. Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков и др. Типовые расчёты при сооружении и ремонте газонефтепроводов. - СПб.: Недра, 2006.

3. Белицкий В.Д. Методические указания к выполнению курсовой работы для студентов специальности 130501 - «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

4. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Часть 2. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004.

5. СНиП 2.05.06-85.



ПРИЛОЖЕНИЕ

Размещено на Allbest.ru