Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Институт ИПР

Направление подготовки (специальность): Нефтегазовое дело

Кафедра ТХНГ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовой работе

по дисциплине: Эксплуатация насосных и компрессорных станций

на тему

Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет её основных характеристик

Томск 2015 г.



Задание на выполнение курсового проекта

1. Тема курсового проекта: Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет её основных характеристик

2. Срок сдачи студентом готовой работы

3. Исходные данные к работе:

- годовая производительность, Q, м³/год, Q = 10 млрд. м³ в год;

- абсолютное рабочее давление в газопроводе, Р, МПа, Р = 5,8 МПа;

- абсолютное давление нагнетания КС Нюксеницкая, Р₁, МПа, Р₁ = 5,8 МПа;

- температура газа на выходе КС Нюксеницкая, Т₁, К, Т₁ = 302 К;

- протяженность участка между КС, L, км, L = 155 км;

- среднегодовая температура окружающего воздуха в районе КС Нюксеницкая, t _возд1, °С, t _возд =1,7°С;

- среднегодовая температура окружающего воздуха КС Юбилейная, t _воз2, °С, t _возд2 = 1,7°С;

- среднегодовая температура грунта на участке, t_гр, °С, t_гр = 6,0°С;

- высота расположения над уровнем моря КС Нюксеницкая, h₁, м,

h₁ = 140 м;

- высота расположения над уровнем моря КС, h₂ Юбилейная, м, h₂ = 130 м;

- состав транспортируемого газа (по объёму), %: СН₄ = 87; С₂Н₆ =6,2; С₃Н₈ = 3,4; С₄Н₁₀ = 1,98; С5Н12 =0,76; N₂ = 1,1; СО₂ = 0,12.

Цель курсового проекта - углубление и закрепление знаний, полученных в процессе изучения дисциплины: «Эксплуатация насосных и компрессорных станций».



Содержание

Введение

Задание. Исходные данные

1. Теоретическая часть

1.1 Магистральный трубопровод

1.2 Компрессорные станции

1.3 Пылеуловители

1.4 Охлаждение газа на компрессорных станциях

2. Гидравлический расчет нефтепровода

2.1 Расстановка насосных станций

2.2 Определение объема резервуарных парков в системе магистральных нефтепроводов

3. Расчет газопровода

3.1 Определение теплофизических свойств транспортируемого газа

3.2 Выбор труб и расчет толщины стенки

3.3 Расчет линейного участка КС Нюксеницкая - КС Юбилейная

3.4 Расчет пылеуловителей КС Юбилейная

3.5 Расчет КС Юбилейная

3.6 Расчет АВО газа КС Юбилейная

Заключение

Список рекомендуемой литературы



Введение

Газовая промышленность является одной из важнейших составных частей топливно-энергетического комплекса России. Поставка газа потребителю - задача существующей Единой системы газоснабжения (ЕСГ) страны.

ООО «Газпром Трансгаз Ухта» предусматривает в некоторых регионах параллельную прокладку нескольких ниток магистральных газопроводов и, как следствие этого, сооружение много цеховых газокомпрессорных станций.

Система магистрального многониточного газопровода Пунга-Ухта-Торжок, проходящая по территории Республики Коми, не только позволяет полностью обеспечивать республику газом, но и дает дополнительный приток природного газа в центральную часть России [1].



1. Теоретическая часть

1.1 Магистральный трубопровод

Магистральными называют трубопроводы, по которым нефть, нефтепродукты, природные или искусственные газы (в газообразном или сжиженном состоянии), вода перекачиваются от мест добычи, переработки, забора (начальная точка трубопровода) к местам потребления (конечная точка). Начальная и конечная точки трубопровода обычно находятся в местах, где сосредоточены основные источники получения транспортируемого продукта (начальная) и потребители его (конечная точка).

Магистральный газопровод в общем случае включает следующие группы сооружений: головные, линейные (собственно газопровод), компрессорные станции (КС), газораспределительные станции (ГРС) в конце трубопровода, подземные хранилища газа (ПХГ), объекты связи (высокочастотной и селекторной), системы электрозащиты сооружений трубопровода от коррозии, вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу газопровода (линии электропередач, водозаборные устройства и водопроводы, канализация и т.п.), объекты ремонтно-эксплуатационной службы (РЭП), административные и жилищно-бытовые сооружения.

Головными называют сооружения, на которых подготавливают газ к дальнему транспорту. Комплекс головных сооружений (ГС) зависит от состава и давления газа, добываемого на промысле и поступающего на газосборный пункт. Как правило, в комплекс ГС входят установки по очистке газа от механических примесей, влаги, установки отделения от газа серы и высокоценных компонентов (гелия и др.). К головным сооружениям относятся и КС в начальной точке газопровода, на территории которой обычно размещается комплект перечисленных сооружений.

Газ, попадающий на головные сооружения магистрального газопровода со сборных пунктов промысла, содержит механические примеси (песок, пыль, металлическую окалину и др.) и жидкости (пластовую воду, конденсат, масло). Перед подачей в газопровод его очищают и осушают, так как без предварительной подготовки он будет засорять трубопровод, вызывать преждевременный износ запорной и регулирующей арматуры, нарушать работу контрольно-измерительных приборов. Твердые частицы, попадая в компрессорные установки, ускоряют износ поршневых колец, клапанов и цилиндров. В центробежных нагнетателях они ускоряют износ рабочих колес и самого корпуса нагнетателя. Жидкие примеси, скапливаясь в пониженных местах газопровода, будут сужать его сечение, способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок [2].

Для очистки газа от механических примесей используют горизонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические масляные и циклонные пылеуловители. В сепараторах отделяется примесь от газа. По принципу действия сепараторы делятся на объемные (гравитационные) и циклонные. В гравитационных аппаратах примеси оседают вследствие резкого изменения направления потока газа при одновременном уменьшении скорости его движения. В циклонных установках используются центробежные силы инерции, возникающие в камере при входе газа по тангенциальному вводу.

Масляные цилиндрические пылеуловители представляют собой вертикальные цилиндрические сосуды со сферическими днищами. На головных сооружениях магистральных газопроводов их устанавливают группами в зависимости от необходимой пропускной способности. Размеры пылеуловителей: по диаметру от 1000 до 2400 мм, по высоте от 5,8 до 8,8 м. В пылеуловителе имеются устройства, обеспечивающие контактирование газа с маслом и отделение твердых и жидких частиц от газа. Оседающий в пылеуловителе шлам периодически удаляют, загрязненное масло заменяют.

Осушку газа на головных сооружениях осуществляют двумя способами: абсорбционным (с жидким поглотителем) и адсорбционным (с твердыми поглотителями). Газ после пылеуловителей попадает в абсорберы, где очищается от взвешенных капель жидкости и водяных паров путем активного контакта с абсорбентом, чаще всего диэтиленгликолем. В последнее время, определенное значение приобретает осушка газа твердыми поглотителями. В качестве адсорбентов применяют активированную окись алюминия, флюорит, боксит, силикагель или другие реагенты. Установка такой осушки состоит из группы адсорберов (не менее двух), подогревателя газа и теплообменников. Влажный газ после очистки от пыли поступает в адсорбер, где проходит через один или несколько слоев адсорбента. Периодически часть адсорберов отключают от системы для регенерации адсорбента

Для отделения от газа конденсата и воды с успехом используют низкотемпературную сепарацию, особенно при отборе газа из месторождений с высоким пластовым давлением. Газ из скважин без дросселирования подводят к установке и направляют во влагосборник для предварительной очистки. Затем в теплообменнике происходит его охлаждение холодным газом из сепаратора и выделение части жидкости в гидроуловитель. Далее, пройдя через штуцер, газ дросселируется, температура его снижается, и в следующем сепараторе оставшаяся жидкость выделяется. В процессе отбора влаги в газ вводят метанол или диэтиленгликоль во избежание образования кристаллогидратов. Наиболее перспективной в настоящее время считается низкотемпературная сепарация с впрыском ингибитора гидратообразования непосредственно в поток газа. Недостатком такой схемы является использование в ней громоздких и металлоемких теплообменников типа «труба в трубе». Более эффективны кожухотрубные теплообменники с впрыском диэтиленгликоля.

Для улавливания жидкости и твердых примесей, оставшихся в газе после очистных устройств, на головном участке магистрального газопровода врезают конденсатосборники и предусматривают дренажные устройства. Практика показала, что наиболее эффективно это делать на восходящих участках газопровода. Чтобы обнаруживать и предотвращать возможные утечки газа, перед подачей в магистральный газопровод ему придают специфический запах с помощью одорантов -- веществ, обладающих резким запахом (этилмеркаптан, сульфан, метилмеркаптан, пропилмеркаптан и др.). Примерная среднегодовая норма расхода одоранта -- 16 г на 1000 м³ газа.

Одорированный газ достаточно длительное время сохраняет приобретенное качество и доходит к потребителям почти с начальной степенью одоризации. Применяют одоризационные установки барботажные, с капельным одоризатором и др. В последнее время широко используются автоматические одоризационные установки. Учитывая, что одоранты -- легкоиспаряющиеся горючие жидкости, при обращении с ними требуется строгое соблюдение мер безопасности.

Головная КС отличается от линейной тем, что на ее территории размещены все установки по подготовке газа к дальней перекачке. Линейная часть газопровода представляет собой непрерывную трубу между отдельными КС, пересекающую на всем протяжении от начальной до конечной точек множество естественных и искусственных препятствий. [1]

1.2 Компрессорные станции

Компрессорные станции (КС) предназначены для повышения давления и перекачки газа по магистральному газопроводу (МГ). Они служат управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в МГ. Практически именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально использовать аккумулирующую способность газопровода.

В газовой промышленности в качестве газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на МГ применяют центробежные нагнетатели с приводом от газовой турбины или электродвигателя [1].

1.3 Пылеуловители

Газ от пыли на КС очищают с помощью пылеуловителей, которые выпускаются трёх типов: центробежные циклонные, центробежные мультициклонные и жидкостные (вертикальные масляные).

Вертикальные масляные пылеуловители двух размеров 1600 мм и 2400 мм. Промывочная жидкость керосин, лигроин, соляровое масло. Температура застывания, менее чем на 10°С, ниже температуры газа.

Очистка газа происходит за счёт уменьшения скорости потока и контакта его с маслом. Пылеуловитель - цилиндрический сосуд высокого давления, внутренняя полость разделена на 3 секции: нижнюю промывочную А, в которой все время поддерживается установленный уровень масла; среднюю осадительную Б, где газ освобождается от взвешенных частиц масла; верхнюю отбойную В, в которой происходит окончательная очистка газа от уносимых частиц масла. Нижняя секция снабжена контактными трубками, которые имеют внизу продольные прорези-щели для создания завихрения потока. В верхней отбойной секции имеется скрубберная насадка состоящая из швеллерных или жалюзийных секций с волнообразными профилями.

Процесс очистки газа в пылеуловителе происходит следующим образом: поступающий в пылеуловитель через патрубок газ ударяется о козырек и соприкасается с поверхностью масла, после чего с большой скоростью устремляется по контактным трубам, захватывая с собой частицы масла. В осадительной камере Б скорость потока газа резко снижается, в результате чего происходит осаждение механических частиц и частиц жидкости. Осаждённые частицы по дренажным трубкам стекают в секцию аппарата А. После осадительной камеры Б газ, освобождённый от более крупных частиц, поступает в отбойную секцию, где происходит окончательная его очистка. Осевший на отбойной секции шлам стекает по дренажным трубкам в нижнюю камеру. Очищенный газ через выхлопной патрубок поступает на редукцирование. Загрязнённое масло удаляется продувкой через трубу в отстойник масла. Полная очистка происходит через люк. Чистое масло подаётся через трубу. Для нормальной работы пылеуловителя уровень масла должен поддерживаться на 25-50 мм ниже концов контактных трубок. Установка масляных пылеуловителей включает в себя масляные пылеуловители, отстойники масла, аккумулятор масла, короб для сбора грязного масла, ёмкость для чистого масла и насос.

Объём масла для заполнения одного пылеуловителя составляет 2,65 м³ при диаметре 1600 мм. Расход масла допускается 25 г на 1000 м³ газа.

В настоящее время наибольшее распространение получили циклонные сепараторы. С уменьшением диаметра циклона значительно увеличивается центробежная сила и скорость осаждения частиц. На остывание этого принципа созданы конструкции батарейных циклонов (мультициклоны). Мультициклоны состоят из параллельно включённых элементов малого диаметра (150-250 мм). Газ с примесями жидких и твёрдых частиц подаётся через входной патрубок в среднюю часть мультициклона, далее через вихревые устройства циклонов поступает в нижнюю часть мультициклона, где происходит оседание всех примесей. Освобождённый от частиц пыли и жидкости газ идёт по внутренним трубкам циклонов, попадает в верхнюю часть и через выходной патрубок направляется в газопроводы. Осевшая внизу на дне аппарата загрязнённая жидкость удаляется через дренажную трубку в перевозимую ёмкость. Сброс конденсата автоматизирован.

В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, используют фильтр-сепаратор, установленный последовательно после циклонных пылеуловителей.

Работа фильтра-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей.

Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию - секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки механические примеси удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные ёмкости.

Для работы в зимнее время фильтр-сепаратор обогревается электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-измерительной аппаратурой. При достижении перепада давлений на фильтре-сепаратора равное 0,04 МПа, фильтр-сепаратор необходимо отключить и заменить элементы на новые.

Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования, снижает пропускную способность газопровода. При взаимодействии с газом при определённых термодинамических условиях, образуются твёрдые кристаллические вещества - гидраты, которые нарушают нормальную работу газопровода. Метод борьбы с гидратами - осушка газа сепараторами различной конструкции с использованием твёрдых (адсорбция) и жидких (абсорбция) поглотителей. После очистки, содержание механических примесей в газе не должны превышать 5 мг/м³.

Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому для обнаружения его утечек и определения наличия его в воздухе, газ предварительно одорируют, т.е. добавляют в него специальные вещества - одоранты, обладающие сильным специфическим запахом. Используют этилмеркаптан и тетрогидротиофен. Газ, поступающий к бытовым потребителям, должен быть обязательно одорирован. Норма одоризации составляет 16 г на 1000 нм³. [2]



1.4 Охлаждение газа на компрессорных станциях

В процессе компремирования газа, в частности повышается t (температура). Излишне высокая температура, с одной стороны может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода, а с другой - к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компремирование (из-за увеличения его объемного расхода).

В северных районах, где газопроводы проходят в зоне вечномерзлых грунтах, газ охлаждают до отрицательных величин, с целью недопущения оттаивания грунтов, что может привести к смещению трубопровода и возникновению аварийных ситуаций. Охлаждение газа может осуществляться в холодильниках различных систем и конструкций: кожухотрубных (типа труба в трубе), воздушных компрессорных и абсорбирующих холодильных машинах, различного типа градильнях, воздушных холодильниках.

Наибольшее распространение на КС схемы с использованием аппаратов воздушного охлаждения АВО. Температура газа после охлаждения в АВО не может быть ниже температуры наружного воздуха. Конструктивно аппараты охлаждения подразделены на вертикальные (АВВ), горизонтальные (АВГ), зигзагообразные, шатровые (АВШ) и кольцевые (АВК).принцип действия АВО состоит в том, что поток воздуха, нагнетаемый вентилятором, направляется на поверхность теплообмена (батарею труб) и охлаждает проходящий по трубам газ.

На рамную конструкцию установлены охлаждающие секции. Холодный теплоноситель (наружный воздух) подается к охлаждающим секциям вентилятором, через диффузор.

В зависимости от условий эксплуатации АВО выпускают нескольких типов: без жалюзи; Ж - с жалюзи; Н - с приводом для работы во взрывобезопасной среде; В - с приводом для работы во взрывоопасной среде; 1 - с тихоходным электродвигателем.

Варианты исполнения привода дистанционного механизма поворота лопастей вентилятора: Р - ручной; П - пневматический; Э - электромеханический; У - с центральным ручным регулированием угла установки лопастей при остановленном вентиляторе. Поворотные лопасти позволяют регулировать расход воздуха для регулировки t газа при изменении t окружающего воздуха. АВО также могут быть поставлены с увлажнителем.

Аппараты воздушного охлаждения газа

Аппарат воздушного охлаждения газа (АВОг) - экологически чистое устройство, не загрязняет окружающую среду, уменьшает расход воды, не требует предварительной подготовки охлаждающего агента, снижает приведенные затраты на охлаждение.

АВОг состоят из следующих основных узлов (рис.1):

- секций оребренных теплообменных труб;

вентиляторов с электроприводом;

диффузоров или конфузоров;

- механизма регулирования расхода воздуха;

- несущих конструкций.

Рис. 1. Аппарат воздушного охлаждения газа: 1 - опорные металлоконструкции; 2 - теплообменные секции; 3 - вентилятор; 4 - диффузор; 5 - электродвигатель



Работает АВО следующим образом. На опорных металлоконструкциях закреплены трубчатые змеевиковые теплообменные секции. По трубам под рабочим давлением проходит газ. Через межтрубное пространство принудительно с помощью двух вентиляторов с электроприводами прокачивается воздух. За счет теплообмена с перемещаемым потоком воздуха происходит охлаждение.

Рассмотрим схему обвязки АВО газа (рис. 2). Газ на установку охлаждения поступает по двум трубопроводам. Обвязка АВО газа - коллекторная. Каждый АВО имеет отключающую арматуру и свечу для стравливания газа из аппарата. Предусмотрена подача газа по байпасу (обводной линии) зимой или при ремонте аппаратов. Из установки газ выходит также по двум трубопроводам.

Количество АВОг на КС определяется гидравлическим и тепловым расчетом газопровода и составляет обычно от 8 до 15 штук. Если количество АВОг больше 12, то необходимо применять компенсаторы на 75 входных и выходных коллекторах. При установке на слабых грунтах и неравномерной просадке коллекторов компенсаторы делают и при количестве АВОг меньше 12.

Рисунок 2



2. Гидравлический расчет нефтепровода

Марка стали 13Г1С

Для гидравлического расчета и размещения насосных станций по сжатому профилю трассы предлагаются следующие общие данные:

перевальная точка отсутствует

расчетная кинематическая вязкость v = 0,55 смІ /сек

средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации е = 0,2 мм.

Данные конкретного варианта для гидравлического расчета нефтепровода и нефтепродуктопровода представлены в табл. 1.

Таблица 1

Параметры	Варианты заданий
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
dТРнар - диаметр трубопровода наружный, мм	530	720	1020	1220	820	630	1020	920	1220	219	377	426	1067	325	273
Q - произв., млн. т / год	8	15	45	70	21	10	50	35	75	0,8	5	6	60	1,5	1,3
L - длина трубопровода, км	560	560	560	560	300	400	800	200	400	500	450	480	600	350	250
Дz = z2 - z1 разн. отметок начала и конца трубопровода, м	15	20	10	25	10	15	20	25	15	20	30	35	40	45	50
с - средняя плотность, т/м3	0,700	0,750	0,790	0,810	0,830	0,850	0,870	0,900	0,820	0,770	0,760	0,780	0,800	0,880	0,890
Р1 - давление насосной станции, кгс/см2	58	55	48	46	54	56	48	54	46	90	60	55	48	70	80
Р2 - давление в конце участка, кгс/см2	2,0	1,5	1,5	1,5	2,0	2,0	2,0	2,0	1,5	1,5	2,0	1,5	2,0	1,5	2,0

Исходные данные:

Qг, млн.т/год	10
Длина трассы L, км	400
Разность отметок начала и конца трубопровода AZ=Z2-Z1, м	15
Средняя расчетная кинематическая вязкость при температурах грунта на глубине заложения трубопровода нp, см2/сек	0,55
Средняя плотность при данном диапазоне измерения температур с, т/м3	0,850
Давление, развиваемое насосной станцией Р1 кгс/см2	56
Остаточное давление в конце перегона Р2, кгс/см2	2,0
Средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации е, мм	0,2
Потери в местных сопротивлениях hмс, м
Толщина стенки трубы д, мм (принимается из определения толщины стенки трубопровода)	14
Наружный диаметр трубопровода D, мм	630
Высота грунта над верхней образующей трубы h, м	0,8

Секундный расход нефти:

, м³/с (1)

где N_г = 365 дней - расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода диаметром свыше 600 мм и длиной свыше 400 км. [2, табл. 5.1]

Внутренний диаметр трубопровода:

d = D -2*д, м. (2)

d=630-2*14/1000=0.602 м

Средняя скорость течения нефти по трубопроводу рассчитывается по формуле:



, м/с. (3)

Проверка режима течения

(4)

По необходимости, находим Re_I и Re_II.

; ; , (5)

где е - относительная шероховатость труб.

Определяем зону и режим течения трубопровода:

Турбулентный режим, зона гидравлически гладких труб

Находим коэффициент гидравлического сопротивления

(6)

Гидравлический уклон находим по формуле:

(7)

Потери напора на трение в трубопроводе:

м (8)

Потери напора на местные сопротивления:

м (9)

Полные потери напора в трубопроводе:

м (10)

2.1 Расстановка насосных станций

Напор, развиваемый одной насосной станцией:

м (11)

Необходимое число насосных станций:

(12)

Округляем число станций в большую сторону n₁=3

Размещение насосных станций по трассе нефтепровода выполняем по методу В.Г. Шухова (см. рис. 1).

Рисунок 1 - Расстановка станций по методу В.Г. Шухова

Из точки начала нефтепровода в масштабе высот (М 1:20) откладываем напор, развиваемый всеми станциями

УН_ст = Нст*nст, м.

УН_ст = 622,59*3 = 1867,76 м

Полученную точку соединяем с точкой конца нефтепровода прямой линией. Уклон этой линии больше гидравлического уклона, т.к. округление станций сделано в большую сторону.

Прямую суммарного напора всех станций делим на шесть равных частей. Из точек деления проводим линии, параллельные наклонной прямой. Точки пересечения с профилем дают местоположение насосных станций от первой до шестой.



Фактическая производительность:

м³/с; (13)

где m = 0,592 + 5,5/(Re) 0.5 = 0.64 коэффициент [2, табл. 5.3]

Фактическая производительность больше расчетной на 4,63%.

Если нет ресурсов для увеличения расчетного расхода, то станции будут работать на пониженном напоре, а именно:

м. (14)

На рис. 1 линии падения напора изображены штриховыми линиями.

Выполним округление расчетного числа станций в меньшую сторону n₂=2. В этом случае суммарного напора недостаточно для компенсации гидравлических потерь в трубопроводе. Уменьшим гидравлическое сопротивление с помощью лупинга, приняв его диаметр равным диаметру основной магистрали.

Гидравлический уклон лупинга для переходной зоны:

(15)

Необходимая длина лупинга:



(16)

Размещение насосных станций и лупингов выполнено по методу В.Г. Шухова (см. рис. 2).

Рисунок 2 - Расстановка лупингов по методу В.Г. Шухова

Размещение насосных станций по трассе нефтепровода выполняем по методу В.Г. Шухова, изложенной в [1]. Из точки начала нефтепровода в масштабе высот откладываем напор, развиваемый всеми двумя станциями УH_ст = H_ст ·2 = 622,59·2=1245,18 м, по длине трассы нефтепровода L=400 км.

Точку А соединяем с точкой B прямой линией (рис. 1),. Уклон этой линии больше гидравлического уклона, так как округление станций сделано в большую сторону. Прямую 0A делим на 4 равных отрезка, т.е. каждый отрезок представляет собой напор одной станции. Из точек деления проводим линии, параллельные наклонной прямой АB. Точки пересечения с профилем дают местоположение станций от 1 до 4.

Фактическая производительность:

; (45)

где m=0,638- коэффициент [2, табл. 5.3]

Q2 = м³/с

Фактическая производительность больше расчетной на 2%.

2.2 Определение объема резервуарных парков в системе магистральных нефтепроводов

На магистральных нефтепроводах резервуарные парки размещаются:

- на головной насосной станции;

- на границах эксплуатационных участков;

- в местах подкачки нефти с ближайших месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Суммарный объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода равен:

, (42)

где - суточный объем перекачки нефти по трубопроводу;

nэ - число эксплуатационных участков протяженностью 400…600 км;

nу - число насосных станций на границе эксплуатационных участков (где выполняются приемо-сдаточные операции).

Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода ориентировочно распределяется следующим образом:

- головная насосная станция 2….3

- НПС на границе эксплуатационных участков 0,3…0,5

- то же при проведении приемно-сдаточных операций 1….1,5

,

Для определения необходимого общего объема резервуарных парков величину их полезного объема надо поделить на коэффициент использования емкости зр определяем из источника [2, табл. 2.2].

Выбираем резервуар с понтоном или без понтона, а также с плавающей крышей объемом 20 000 мі [2, табл. 1.8], и коэф. зр=0,8

Рассчитываем общий объем вместимости резервуаров

Vобщ =

Vобщ =

Полученный результат обычно удовлетворяет рекомендуемым суммарным полезным объемом резервуарных парков. Определим количество резервуаров:

nрез = шт

где nрез - количество резервуаров для данного нефтепровода;

Vг - геометрическая вместимость резервуара, мі.

Определить сколько потребуется резервуаров.

nрез =

магистральный трубопровод компрессорный станция



3. Расчет газопровода

3.1 Основные физические свойства перекачиваемого газа

Таблица 1

	5
Диаметр трубопровода наружный Dн, мм	1220
Марка стали	09ГБЮ
Температура при сварке замыкающего стыка t, °С	-35
Температура эксплуатации трубопровода tэ, °С	10
Давление компрессорной станции Рн, МПа	5,8
Глубина заложения трубопровода hтр, м	1,05
Радиус естественного изгиба трубопровода си, м	700
Диаметр трубопровода наружный Dн, мм	1220
Производительность Q, млрд.м3/год	10
Длина трубопровода L, км	500
Разность отметок начала и конца трубопровода Дz=z2-z1, м	60
Давление компрессорной станции Рн, МПа	5,8
Давление в конце участка Рк, МПа	3,1
Толщина стенки д, мм

Таблица 2

Месторождение: возраст	Состав газа (по объему), %	Относительная плотность по воздуху Д (при 20єС)	Удельная теплота сгорания (при 20єС), кДж/м3
	Метан CH4	Этан C2H6	Пропан C3H8	Бутан C4H10	Пентан C5H12 + высшие	Двуокись углерода CO2	Азот N2 + редкие	Сероводород H2S
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Северное месторождение
Уренгойское:
юра	87	6,2	3,4	1,98	0,76	0,12	1,1	Нет	0,673	39000

Методика расчета данного раздела взята из источника [1], указанного в библиографическом списке.



Таблица 3

Критические параметры индивидуальных газов

Низшая теплота сгорания qнi, МДж/ст.м3	0	0	33,41	59,85	86,53	114,27	144,02
Критическое давление Ркрi, МПа	3,394	7,368	4,640	4,884	4,225	3,799	3,373
Критическая температура Ткрi, К	126,20	304,26	190,66	305,46	369,90	425,20	469,50
Молекулярная масса Мi, кг/кмоль	28,013	44,011	16,043	30,068	44,097	58,124	72,146
Молярная концентрация Хi, доли единиц	0,011	0,0012	0,84	0,062	0,034	0,0198	0,0076
Химическая формула	N2	CO2	CH4	C2H6	C3H8	C4H10	C5H12
Компонент	Азот	Двуокись углерода	Метан	Этан	Пропан	n-Бутан	n-Пентан

Данные для расчета представлены в таблице 1.

Молекулярная масса смеси газов М_см, кг/кмоль,

(1)

Где M_i - молекулярная масса i-го компонента в смеси, кг/кмоль;

X_i - молярная концентрация i-го компонента в смеси, доли единицы;

Подставляем соответствующие значения из таблицы 1 X_i и М_i в формулу (1) для расчета молекулярной массы смеси газов:

М_см = 0,87 ·16,043 + 0,062 ·30,068 + 0,034 ·44,097 + 0,0198·58,124 +

0,0076 ·72,146 + 0,0012 ·44,011 + 0,011 ·28,013 = 19,38 кг/кмоль.

Плотность газовой смеси при стандартных условиях с_ст , кг/ст. м³,

, (2)



Плотность смеси при нормальных условиях с_н, кг/н. м³,

, (3)

Относительная плотность газа по воздуху, Д

, (4)

Критическая температура газа Т_кр, К,

, (5)

Где Т_крi критическая температура i-го компонента газа, К;

Подставляем соответствующие значения X_i и Т_крi из таблицы 1 в формулу (5) для расчета критической температуры газа.

Т_кр = 0,87·190,66+ 0,062 ·305,46+ 0,034·369,90+ 0,0198·425,20+ 0,0076

469,50+ 0,0012·304,26+ 0,011·126,20= 211,13 К.

Критическое давление газа Р_кр, МПа,

, (6)

Где Р_крi критическая давление i-го компонента газа, МПа

Подставляем соответствующие значения X_i и Р_крi из таблицы 1 в формулу (6) для расчета критического давления газа.

Р_кр = 0,84 ·4,64+ 0,062 ·4,884+ 0,034 ·4,225+ 0,0198·3,799+ 0,0076

3,373+ 0,0012 ·7,368+ 0,011 ·3,394= 4,63 МПа.

Низшая теплота сгорания газовой смеси, , МДж/ст. м³,

, (7)

Где q_нi низшая теплота сгорания i-го компонента газа, МДж/ст. м³.

Подставляем соответствующие значения X_i и q_нi из таблицы 1 в формулу (7) для расчета низшей теплоты сгорания газовой смеси.

Q = 0,84 ·33,41+ 0,062 ·59,85+ 0,034 ·86,53+ 0,0198·114,27+ 0,0076

144,02= 39,1 МДж/ст. м³ = 9338,9 ккал/ст.м³

3.2 Выбор труб и расчёт толщины стенки

Методика расчета данного раздела взята из источника [3] и исходя из заданной производительности газопровода Q = 10 млрд.м³/год условный диаметр для линейной части принят D_У = 1220 мм. Трубы выбраны в соответствии с "Инструкцией по применению труб в нефтяной и газовой промышленности".

По ТУ 14-3-1464-78 трубы для линейной части магистрального газопровода диаметром 1220 мм и на давление 5,8 МПа изготавливаются из стали 09Г2ФБ.

Сталь имеет следующие свойства:

- временное сопротивление разрыву _вр = 549,2 МПа;

- предел текучести _т = 421,4 МПа;

- коэффициент надежности по материалу К₁ = 1,55;

- коэффициент надежности по назначению К_н = 1,1.

Проверку на прочность трубопроводов в продольном направлении производят по условию:

,

гдепродольное осевое напряжение от расчётных нагрузок и воздействий, МПа,

, (8)

гдекоэффициент линейного расширения металла труб , ; [3]

модуль упругости металла, МПа, ; [3]

расчётный температурный перепад, ,

, (9)

гдетемпература окружающей среды, , ;

минимальная температура грунта, , ,

Так как , то принимаем . [3]

коэффициент перегрузки, ; [3]

рабочее давление в трубопроводе, МПа, ;

внутренний диаметр трубопровода, м,

, (10)



гденаружный диаметр трубопровода, м, ;

толщина стенки трубопровода, м,

д = , (11)

где n коэффициент надежности по нагрузке в трубопроводе, n =1,1; [3]

Р рабочее давление в трубопроводе, МПа; Р = 5,8 МПа ;

D_н наружный диаметр трубопровода, мм; D_H = 1220 мм;

R₁ расчётное сопротивление растяжению, МПа,

R₁ =, (12)

Где Rнормативное сопротивление растяжению металла трубы, МПа; R= 549,2 МПа; [3]

K₁ коэффициент надёжности по материалу трубы; К₁ = 1,55; [3]

К_н коэффициент надёжности по назначению трубопровода; К_н = 1,1; [3]

M коэффициент условий работы трубопровода; m = 0,9. [3]

R₁ = = 290 МПа,

д = = 13,71 мм.

Полученную расчётную толщину стенки трубопровода округляем до ближайшего большего значения. Она будет равна =16 мм. [3]

м,

Так как , то возможны осевые сжимающие напряжения, поэтому определяем коэффициент , учитывающий двухосное напряженное состояние труб:

, (13)

Уточняем значение толщины стенки, м,

, (14)

м

Уточненное значение толщины стенки практически не отличается от ранее принятого, поэтому принимаем сталь 09Г2ФБ с толщиной стенки 16 мм. - коэффициент, учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб,

, (15)

где- кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа,

, (16)



МПа,

Условие выполняется. Следовательно, прочность трубопровода обеспечена.

3.3 Расчёт линейного участка КС Нюксеницкая - КС Юбилейная

Методику расчета данного раздела принимаем из источника [2], приведенного в библиографическом списке.

По условию на данном участке ГП отбор газа не производится.

Найдем подачу газа после КС Нюксеницкая q, млн.ст.м³/сут,

q, (17)

где Q - годовая производительность,, Q = 10 млрд. м³/год;

К_ро - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, К_ро = 0,95;

К_эт - коэффициент экстремальных температур, К_эт = 0,98;

К_нд - коэффициент надежности участка магистрального газопровода, К_нд = 0,99.

q млн. ст.м³/сут,

Начальная производительность q = 29,72 млн. ст.м³/сут.

В дальнейшем все расчёты данного участка линейной части будут проводиться с использованием q.

Расчет линейного участка газопровода произведем как расчет простого газопровода, так как участок газопровода постоянного диаметра и постоянного расхода по длине.

Определение конечного давления Р_к в первом приближении.

Расчет производим без учета характеристик местности, т.к. разница между КС Нюксеницкая и КС Юбилейная всего 10 метров относительно уровня моря.

Конечное давление в газопроводе Р_к, МПа,

, (18)

Где Р_н-начальное давление в ГП, МПа,

Р_н = Р - дР_вых, (19)

Р - давление газа после ГПА, МПа, Р= 5,8МПа;

дР_вых - потери давления в АВО газа и выходном шлейфе, МПа, дР_вых = 0,11 МПа,

Р_н = 5,8 - 0,11 = 5,69 МПа.

Д - относительная плотность газа по воздуху, Д = 0,594;

Л - коэффициент гидравлического сопротивления ГП,

= , (20)

_тр-коэффициент сопротивления трению,

, (21)

K - эквивалентная шероховатость, мм, k = 0,03 мм; [1]

D - внутренний диаметр ГП, м; d = 1184 мм,

_тр =0,067 = 0,0092.

Е - коэффициент гидравлической эффективности ГП, Е = 0,95,

= = 0,01078.

Z_ср-средний по длине участка ГП коэффициент сжимаемости газа,

Z_ср = 1 - , (22)

Р_пр - приведённое давление, МПа,

Р_пр = , (23)

Р_ср - среднее значение давления, МПа,

, (24)

Р_кI - конечное давление в первом приближении, МПа; берем Р_к1 = 3,1 МПа;

Р_ср = = 4,5 МПа.

Р_кр - критическое давление i-го компонента газа, МПа; Р_кр = 4,614 МПа,

Р_пр = = 1,01.

-температурный коэффициент,

= 1 - 1,68•Т_пр + 0,78•Т_пр² + 0,0107•Т_пр³, (25)



Т_пр - приведённая температура, К,

Т_пр = (26)

Т_ср - средняя по длине участка ГП температура газа, К,

Т_ср = , (27)

Т_н - начальная температура в ГП, К, Т_н = 302 К;

T_о - среднегодовая температура грунта, К, T_о = 279 К;

Т_ср = = 290,5 К,

Т_пр = = 1,483,

=1 - 1,68 1,483 + 0,781,483² + 0,01071,483³ = 0,259.

Подставив соответствующие значения в формулу (22), получим:

Z_ср= = 0,91.

L - длина участка ГП, км, L = 500км;

Подставив соответствующие значения в формулу (18), получим:

Р_к = = 1,84 МПа._.

Давление на входе в КС Юбилейная получаем недостаточное. Следовательно, для увеличения конечного давления на участке при заданной годовой производительности газопровода необходимо сооружение лупинга.

Лупинг примем того же диаметра, что и основной магистральный газопровод.

Определение длины лупинга , км,



, (28)

где - давление в начале участка газопровода, МПа, =5,69 МПа;

- давление в конце линейной части газопровода с лупингом, МПа, зададимся = 3,5 МПа;

- давление в конце линейной части газопровода без лупинга, МПа, = 1,84 МПа,

Принимаем длину лупинга с учетом расстановки запорной арматуры на реальном газопроводе, Хл = 224 км.

Получаем сложный газопровод. Для расчёта, необходимо привести его к простому.

Определим эквивалентную длину, , км,

, (29)

Где d_л, d_э--диаметр лупинга, м, d_л = 1,184 м;

эквивалентный диаметр, м, d_э = 1,184 м;

км

В дальнейшем расчет будем проводить для эквивалентной длины трубопровода. Давление в конце газопровода в первом приближении, Р_к1, МПа,

, (30)

= 3,61 МПа

Среднее значение давления Р_ср, МПа,

, (31)

Р_ср = МПа.

Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, К_ср, м²К/Вт,

К_ср = (32)

Где R_из - термическое сопротивление изоляции трубопровода, м²К/Вт, примем R_из = 0 м² К/Вт;

б _гр - коэффициент теплоотдачи от ГП в грунт, Вт/м² К,

, (33)

- коэффициент теплоотдачи грунта, Вт/м К;

10³lg_гр = -920,27 + 13,9 + 18,6_гр + 3,26Т_гр - 0,36², (34)

- влажность грунта, %, примем = 25%;

_гр - плотность грунта, т/м³, примем _гр = 1,5 т/м³;

Т_гр - среднегодовая температура грунта, К, Т_гр = 279 К;

10³lg_гр = - 920,27 + 13,925 + 18,61,5 + 3,26279 - 0,3625²,

_гр = 1,379 Вт/мК,

d_н - наружный диаметр газопровода, м, d_н=1,22 м;

h_оэ - эквивалентная глубина заложения, м,

, (35)

h_о - глубина заложения трубопровода от поверхности грунта, мм,

h_о = 1 + d_н/2, (36)

h_о = 1 + 1,22/2 = 1,61 м,

_в - коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/м²•К,

_в = 6,2 + 4,2, (37)

- скорость ветра, м/с, = 3,1 м/с,

_в = 6,2 + 4,23,1 = 6,82 Вт/м²К,

_сн - толщина снежного покрова, м, _сн = 0,3 м;

_сн - коэффициент теплопроводности снега, Вт/мК, _сн = 0,64 Вт/мК;

= 2,46 м.

Подставив соответствующие значения в формулу (33), получим:

= 0,97 Вт/м²К,

Подставив соответствующие значения в формулу (32), получим:

К_ср = = 0,97 Вт/м²К.

Удельная теплоемкость в зависимости от Т_ср, С_р, кДж/кгК,

С_p = (38)

С_p = .

Коэффициент Джоуля-Томсона, D_i, К/МПа,

, (39)

Коэффициент а,

, (40)

а =

Средняя температура транспортируемого газа, Т_ср, К,

, (41)

Т_ср=

К.

Приведённую температуру найдем, подставив соответствующие значения в формулу (26), Т_пр, К,

Т_пр =

Приведённое давление найдем, подставив соответствующие значения в формулу (23), Р_пр, МПа,

Р_пр =

Подставив соответствующие значения в формулу (25) и (22), получим:

= 1 - 1,681,32 + 0,781,32² + 0,01071,32³ = 0,17,

Z_ср= = 0,85.

Коэффициент динамической вязкости, , Пас,

, (42)

Число Рейнольдса, Re,

, (43)

Re =

Коэффициент сопротивления трению, ,

, (44)

=



Коэффициент гидравлического сопротивления найдем, подставив соответствующие значения в формулу (20), ,

Давление в конце участка во втором приближении, Р_к2, Мпа,

, (45)

Р_к2= МПа

Условие правильного расчета Р_к1 и Р_к2,

,

.

Условие выполнено

Так как расхождение меньше 1%, то давление Рк2 найдено с достаточной точностью. Определим окончательное значение Рср, МПа,

, (46)

МПа.

Определим конечную температуру Т_к, К,

, (47)

К

3.4 Расчёт пылеуловителей КС Юбилейная

В зависимости от рабочего давления и производительности участка газопровода для очистки газа на КС Юбилейная выбираем пылеуловители ГП 144.00.000 по ТУ26-02-791-82 «Пылеуловители».

Пропускная способность одного пылеуловителя Q_п, млн.ст.м³/сут,

, (48)

Где q - количество газа перед ПУ, млн.ст.м³/сут, q = 29,72 млн.ст.м³/сут;

N - количество ПУ, n =3;

Q_п =

Нагрузка на 3 ПУ не выходит за границу минимальной производительности согласно графику, представленному на рисунке 1.

Определяем давление на входе в пылеуловители Р_вс, МПа,

Р_вс =3,63 - 0,12= 3,51 МПа;

Q_п = .

А при отключении одного из трех ПУ, нагрузка на оставшиеся не выходит за пределы их максимальной производительности.

Принимаем 3 аппарата.



Рисунок 1 - График зависимости производительности пылеуловителя от давления Q = f(P) при различных перепадах давления на аппарате

Q производительность пылеуловителя, млн. нм³/сут;

Q_max граница максимальной производительности, млн.нм³/сут;

Q_min граница минимальной производительности, млн.нм³/сут;

P давление газа на входе в пылеуловитель, кгс/см²; P перепад давления на аппарате, кгс/см²

3.5 Расчёт КС Юбилейная

Методика расчета данного раздела взяты из источника [2], приведенного в библиографическом списке.

Для установки в цехе КС Юбилейная в зависимости от рабочего давления

Р = 5,8 МПа выбираем газоперекачивающие агрегаты ГТК-10И, имеющие следующие технические характеристики: [1]

- тип центробежного нагнетателя PCL-802/24 - полнонапорный;

- к.п.д. привода в стационарных условиях = 0,257%;

- номинальная частота вращения силовой турбины, n_н, об/мин, n_н = 6500 об/мин;

- коммерческая производительность нагнетателя при 20°С и давлении 0,1013 МПа, Q_н = 17,2 млн. ст. м³/сут;

- степень сжатия нагнетателя = 1,49.

Количество рабочих ГПА в ступени цеха n,

n =, (49)

n =

В соответствии с расчетом принимаем 2 рабочих ГПА, а с учетом 2-х резервных ГПА на КС необходимо установить 4 ГПА.

Производительность одного полнонапорного нагнетателя , млн.ст.м³/сут,

, (50)

Где n - количество рабочих нагнетателей, обеспечивающих заданную пропускную способность, шт., n = 5 шт.,

Q_к = .

Приведенное давление, Р_пр,

, (51)

Где P_вс - давление на входе в компрессорный цех, МПа,

, (52)

Где P1 - давление в конце линейного участка, МПа, P1 = 3,63 МПа;

P_вх-потери давления на всасе, при одноступенчатой очистке и рабочем давлении P = 5,8 МПа, МПа, P_вх = 0,12,

Р_вс =3,63 - 0,12 = 3,51 МПа,

Р_кр-критическое давление, МПа, Р_кр=4,614 МПа,

Приведенная температура Т_пр,

, (53)

Где Т_вс - температура газа на всосе в компрессорный цех, К, Т_вс = 291,16 К;

Т_пк - критическая температура газа, К, Т_кр=195,86 К,

Коэффициент сжимаемости газа при параметрах на входе в нагнетатель, z_вс,

, (54)

Подставив соответствующие значения в формулу (25) получим:

= 1 - 1,681,49 + 0,781,49² + 0,01071,49³ = 0,264,

z_вс = = 0,931.

Газовая постоянная компримируемого газа R, Дж/кгК,

, (55)

Где R_в - газовая постоянная воздуха, Дж/кгК, R_в = 286,8 Дж/кгК;

-относительная плотность по воздуху, = 0,594,

= 482,828 Дж/кгК.

Газовая постоянная компримируемого газа R, кгм/кгК,

, (56)

= 49,28 кгм/кгК.

Плотность газа в условиях входа его в нагнетатель _вс, кг/м³,

_вс =, (57)

_вс =

Объёмная производительности нагнетателя при параметрах входа Q_об, м³/мин,

, (58)

Q_об =

Задаёмся частотой вращения ротора нагнетателя в зависимости от номинальной частоты вращения n_н, об/мин в диапазоне: 0,7·n_н < n < 1,05·n_н. Задаёмся n = 5600 об/мин.

Приведенная объемная производительность Q_пр, м³/мин,

, (59)

Q_пр = 265,66· = 308,35.

Приведенная частота вращения ротора ,

, (60)

Где z_пр - приведённый коэффициент сжимаемости, z_пр = 0,90;

R_пр - приведённая газовая постоянная, кг•м/кг•К, R_пр = 50,01 кгм/кгК;

[T_н]_пр - приведённая температура нагнетания, К, [T_н]_пр = 288 К;

По приведенной характеристике нагнетателя, представленной на рисунке 2, определяем степень сжатия газа = 1,3.

Определяем по приведённой характеристике приведённую относительную внутреннюю мощность нагнетателя , кВт/(кг/м³) и политропический к.п.д. нагнетателя _пол, в зависимости от приведённой объёмной производительности Q_пр.

При Q_пр = 308,35 м³/мин; = 270 кВт/(кг/м³); _пол = 0,82.

Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем, , кВт,

(61)



Мощность на муфте привода N, кВт,

, (62)

где - механический КПД привода, _мех = 0,99,

Условие удалённости режима работы нагнетателя от границы помпажа,

Рисунок 2 - Приведенные характеристики нагнетателя PCL-802/24 при [T_н]_пр = 288 К; z_пр = 0,90; R_пр = 50,01 кгм/кгК

приведённая относительная внутренняя мощность нагнетателя, кВт/(кг/м³); _пол политропический к.п.д.;

приведенная частота вращения ротора; степень сжатия газа;

Q_пр приведенная объемная производительность, м³/мин

где - минимальное значение приведённой объёмной производитель-ноcти, взятое из приведенной характеристики, м³/мин,

= 140 м³/мин,

Условие выполняется, следовательно, помпаж не возникает.

Условие нормальной работы ГПА,

N < < 1,15,

где - располагаемая мощность ГПА, кВт,

(63)

где - номинальная мощность, кВт, = 10200 кВт;

- коэффициент, учитывающий допуск и техническое состояние газотурбинной установки, = 0,95;

- коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы, = 1;

- коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации,

= 0,985;

- коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха, = 2;

- номинальная температура воздуха на входе в газотурбинную установку, К, = 288 К;

- расчётное давление наружного воздуха, МПа, = 0,0998 МПа;

- расчётная температура, К,

(64)

Где Т_а - среднегодовая температура окружающего воздуха, К,

Т_а = 274,7К;

Т_а-поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе ГПА, К, Т_а = 5;

6245,2 < 9996,1< 11730.

Условие нормальной работы ГПА выполняется.

Давление нагнетания из машины , МПа,

(65)

Температура газа на выходе из второй машины , К,

(66)



где - повышение температуры при компримировании, К,

(67)

К.

Расход топливного газа , млн. ст. м³/сут,

(68)

где - номинальный расход топливного газа, млн.ст. м³/сут,

, (69)

где - низшая теплота сгорания топливного газа, ккал / ст. м³,

= 8245,5 ккал/ст. м³;

-

номинальный эффективный к.п.д. ГТУ, = 0,257;

Общий расход топливного газа , млн. ст. м³/сут,

(70)

Где n - количество нагнетателей, n = 4,

3.5 Расчёт АВО газа КС Юбилейная

Методику расчета данного подраздела принимаем из источника [4], приведенного в библиографическом списке.

Компрессорную станцию оснастим аппаратами воздушного охлаждения (АВО) зигзагообразного типа с двумя вентиляторами 2АВГ-75С.

Параметры аппарата воздушного охлаждения:

- поверхность теплообмена F_аво, м², F_аво = 9930 м²;

- число рядов n_р, n_р = 6;

- длина труб, l, м, l = 8;

- число ходов n_х, n_х = 1;

- электродвигатель мощностью N, кВт, N =30 кВт;

- объёмный расход воздуха 1 вентилятора, х, м³/с, х = 125 м³/с.

Определим количество АВО газа n, шт.,

, (71)

где Q_пр - количество тепла отдаваемое охлаждаемым газом, Вт,

Q_пр = G C_p (), (72)



Где G - расход газа через АВО, кг/ч,

G = с_ст·Q_аво, (73)

Где Q_аво - расход газа, млн. ст. м³/сут,

, (74)

= 29,72 - 0,228 = 29,492 млн. ст. м³/сут

G = 0,80529,492 = 23,74 млн. кг/сут = 9,8910⁵ кг/ч.

С_р - средняя изобарная теплоёмкость газа, ккал/кгК,

С_р = 1,695 + 1,838 10^-3 Т_ср + 1,96 10⁶ , (75)

Где Т_ср - средняя температура газа, К,

Т_ср = , (76)

Т -температура на входе АВО, К, = 313,9 К;

T -температура на выходе АВО, К,

Т= t₁ + (10ч15), (77)

Где t₁ - температура воздуха на входе в АВО, К,