Проектирование магистрального газопровода

В процессе эксплуатации арматура технологической обвязки КС подвергается повседневному обслуживанию, а также плановому профилактическому осмотру и ремонту. Обслуживание и текущий ремонт запорной арматуры осуществляют без ее демонтажа. Осматривают арматуру ежедневно. При осмотре необходимо обращать внимание на правильность положения арматуры в соответствии с режимом работы, на ее чистоту, на наличие смазки в резьбовых соединения, ходовых частях, на обработанных поверхностях в пресс-масленках, мультипликаторе (при этом следует убедится в отсутствии подтеков смазки и утечек газа в местах соединений и в сальниках), на состояние окраски и покрытий, на четкость надписей и стрелок.

Арматур необходимо содержать в чистоте, регулярно восстанавливать окраску наружной поверхности, следить за сохранностью изоляции подземной части кранов, особенно на выходе из почвы колонн крана и патрубков байпаса, наиболее подверженных коррозии. Следует содержать в исправном состоянии приводы кранов и узлы управления.

В зимнее время арматуру надо постоянно очищать от снега и льда. При одностороннем давлении на запорный орган перед открытием арматуры, имеющий байпас, необходимо уравнять давление с обоих сторон открытием байпаса.

Для уплотнения кранов используется специальная смазка, подаваемая специальным устройством под давлением. При температуре наружного воздуха ниже 5 0С применяется зимняя смазка, а при температуре выше 5 0С - летняя смазка.

Арматуру, которая в процессе эксплуатации находится в основном в открытом и закрытом состоянии, необходимо ежемесячно набивать смазкой и проверять плавность открытия и закрытия (на 10-15 % хода).

Температура газа на выходе из компрессорного цеха должна быть не выше допустимой для участка газопровода, прилегающего к КС (до 70 0С). Охлаждается газ до необходимой температуры в газовых холодильниках. Они представляют собой теплообменники, в которых газ, проходящий по трубке, охлаждается воздухом или водой. Воздушные газоохладители снабжены вентиляторами и имеют практически такую же конструкцию, как и аппараты воздушного охлаждения, используемые в системе маслоснабжения.

Индивидуальное задание

Рассчитать режим работы с подкачкой 10% от производительности МГ на 50 км.

Отбор происходит на участке газопровода между КС №1 и КС №2. Следовательно, необходимо сделать следующие расчёты:

Определение давления в конце участка газопровода между КС №1 и КС №2;

Перерасчёт режима работы КС №2;

Перерасчёт участка газопровода между КС №2 и КС №3;

Перерасчёт режима работы КС №3;

Определение давления в конце участка газопровода между КС №1 и КС №2

Составлю уравнения падения давления для обоих участков:

Значения ТСР, л и ZСР возьмём из третьего приближения теплового и гидравлического расчёта.

Перерасчёт режима работы КС №2.

Давление нагнетания:

Рк=рНАГ = 5,54 + 0,06=5,6 МПа;

Давление газа на всасе:

Рн=рВС =3,42 - 0,08=3,34 МПа.

Определяется требуемая степень сжатия по формуле (6.1)

Для выбранного компрессора определяется относительная коммерческая производительность (млн.ст.м3/сут)/ата. При этом для получения необходимой размерности следует значение давления в МПа умножить на 100 и разделить 9,80665.

По характеристике нагнетателя определяется объемная производительность по условиям всаса, для чего проводится горизонтальная линия от оси относительной коммерческой производительности к оси объемной производительности нагнетателя.

Q=690 м3/мин.

Определяется удаленность от границы помпажа, которая должна составлять не менее 10%, по формуле (6.2):

При этом минимальное значение расхода определяется по характеристике нагнетателя, для чего точки пересечения горизонтальной линии, проведенной от требуемой степени сжатия и крайней левой восходящей линии политропного кпд опускается перпендикуляр на ось объемной производительности по условиям всаса.

Qмин=455 м3/мин.

По характеристике нагнетателя определяется относительная частота вращения путем нахождения точки пересечения известной степени сжатия и относительной коммерческой производительности.

Определяется частота вращения нагнетателя по формуле (6.2):

По характеристике нагнетателя определяется политропный кпд зпол путем интерполяции значений указанных на концах двух соседних восходящих кривыми линиями кпд, между которым находиться точка пересечения степени сжатия и относительной коммерческой производительности.

зпол=0,79.

Определяется внутренняя мощность нагнетателя , кВт. Для этого по характеристике нагнетателя определяется относительная внутренняя мощность , кВт/ата путем интерполяции значений указанных на концах двух соседних наклонных прямых, между которым находиться точка пересечения степени сжатия и относительной коммерческой производительности. Далее определяется внутренняя мощность по формуле (6.3):

При этом для получения необходимой размерности (кВт) следует стоящее последним в формуле значение давления всаса в МПа умножить на 100 и разделить 9,80665.

Определяется эффективная мощность привода по формуле (6.4):

Производится сравнение эффективной мощности и ее номинального значения . Должно выполняться условие ?.

? - условие выполнено.

Перерасчёт участка газопровода между КС №2 и КС №3

Для расчета абсолютного давление в конце участка газопровода воспользуемся данными из третьего приближения теплового и гидравлического расчёта, а именно: Тср=293,36 К, Zср=0,907, л=0,01.

Тогда конечное давление в первом приближении:

Уточним среднее давление:

Уточним приведенное давление:

Для расчета конечного давления вычислим уточненные значения ТСР, л и ZСР.

Приведенная температура:

Удельная теплоемкость газа:

Коэффициент Джоуля-Томсона:

Коэффициент Шухова:

Средняя температура газа:

Уточним приведенную температуру согласно (1.14):

Определим коэффициент сжимаемости для вычисленной средней температуры, при среднем давлении, определенном в первом приближении.

Уточним коэффициент динамической вязкости.

0 = (1,81 + 5,95· 1,535) · 10-6=1,094· 10-5,

,

,

,

Уточним число Рейнольдса.

Уточним .

Найдем :

Определим конечное давление во втором приближении.

Уточним среднее давление:

Определим конечную температуру газа, К:

Перерасчёт режима работы КС №3

Давление нагнетания:

Рк=рНАГ = 5,54 + 0,06=5,6 МПа;

Давление газа на всасе:

Рн=рВС =3,42 - 0,08=3,34 МПа.

Определяется требуемая степень сжатия по формуле (6.1)

Для выбранного компрессора определяется относительная коммерческая производительность (млн.ст.м3/сут)/ата. При этом для получения необходимой размерности следует значение давления в МПа умножить на 100 и разделить 9,80665.

По характеристике нагнетателя определяется объемная производительность по условиям всаса, для чего проводится горизонтальная линия от оси относительной коммерческой производительности к оси объемной производительности нагнетателя.

Q=690 м3/мин.

Определяется удаленность от границы помпажа, которая должна составлять не менее 10%, по формуле (6.2):

При этом минимальное значение расхода определяется по характеристике нагнетателя, для чего точки пересечения горизонтальной линии, проведенной от требуемой степени сжатия и крайней левой восходящей линии политропного кпд опускается перпендикуляр на ось объемной производительности по условиям всаса.

Qмин=455 м3/мин.

По характеристике нагнетателя определяется относительная частота вращения путем нахождения точки пересечения известной степени сжатия и относительной коммерческой производительности.

Определяется частота вращения нагнетателя по формуле (6.2):

По характеристике нагнетателя определяется политропный кпд зпол путем интерполяции значений указанных на концах двух соседних восходящих кривыми линиями кпд, между которым находиться точка пересечения степени сжатия и относительной коммерческой производительности.

зпол=0,79.

Определяется внутренняя мощность нагнетателя , кВт. Для этого по характеристике нагнетателя определяется относительная внутренняя мощность , кВт/ата путем интерполяции значений указанных на концах двух соседних наклонных прямых, между которым находиться точка пересечения степени сжатия и относительной коммерческой производительности. Далее определяется внутренняя мощность по формуле (6.3):

При этом для получения необходимой размерности (кВт) следует стоящее последним в формуле значение давления всаса в МПа умножить на 100 и разделить 9,80665.

Определяется эффективная мощность привода по формуле (6.4):

Производится сравнение эффективной мощности и ее номинального значения . Должно выполняться условие ?.

? - условие выполнено.

Список использованной литературы

1. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных трубопроводов

2. ГОСТ 20295-85 Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов

3. СТО Газпром 2-2.1-131-2007 Инструкция по применению стальных труб на объектах ОАО «Газпром»

4. СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования

Размещено на Allbest.ru