Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ЗАДАНИЕ

2. Определение теплофизических свойств транспортируемого газа

3. ВЫБОР ТРУБ И РАСЧЕТ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ

4. РАСЧЕТ ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ КС МИКУНЬСКАЯ

5. РАСЧЕТ КС МИКУНЬСКАЯ

6. РАСЧЕТ АВО ГАЗА КС МИКУНЬСКАЯ

7. РАСЧЕТ ЛИНЕЙНОГО УЧАСТКА КС МИКУНЬСКАЯ - КС УРДОМСКАЯ

8. РАСЧЕТ ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ КС УРДОМСКАЯ

9. РАСЧЕТ КС УРДОМСКАЯ

10. РАСЧЕТ АВО ГАЗА КСУРДОМСКАЯ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ВВЕДЕНИЕ

Поставка газа потребителю является одной из важнейших задач существующей системы ЕСГ (Единая система газоснабжения) ОАО “Газпром”.

ЕСГ ОАО “Газпром” предусматривает в некоторых регионах параллельную прокладку нескольких ниток магистральных газопроводов и, как следствие этого, сооружение многоцеховых 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. ЗАДАНИЕ

Назначение газопровода - подача газа месторождений Тюменской области и Республики Коми на участке от КС-Микунь до КС-Урдомская.

Данные на курсовой проект:

1. Производительность магистрального газопровода, годовая Q_ГОД=17млрд.м³/год, рабочее давление Р_РАБ=5,5 МПа (абс).

2. Давление в начальной точке газопровода, участка Р_Н=3,9 МПа (абс), температура (при среднегодовом режиме) t_СР.ГОД.=3С.

3. Состав транспортируемого газа (% мольн.)

C1	C2	C3	C4	C5	N2	CO2
97,26	0,97	0,26	0,08	0,02	1,38	0,03

Направление трассы газопровода:

Газопровод проходит параллельно существующей газотранспортной системе Пунга-Ухта-Торжок. В пределах каждого участка выполняется 3 самостоятельных КП, каждый из которых включает: КС-участок газопровода-КС.

Примечание:

1. Началом каждого участка является охранный кран А на входе соответствующей КС (потери от охранного крана до узла подключения КС не учитывать отдельно, а принять в размере потерь на входе КС - Р_ВХ);

2. В составе КП необходимо выполнить последовательно: расчет режимов работы КС с выбором и расчетом оборудования, расчет линейного участка, расчет режимов работы КС с выбором и расчетом оборудования;

3. Диаметр участка магистрального трубопровода принять по рекомендациям в технической литературе в зависимости от заданной производительности и рабочего давления без расчетов выбора оптимального диаметра;

4. Проектирование схемы участка газопровода выполнить при условии транспорта газа в едином гидравлическом режиме с существующими газопроводами с аналогичным рабочим давлением, т.е. предусмотреть перемычки к существующим газопроводам.

Отборы и притоки газа по трассе газопровода:

Отвод на 3 км от КС Микуньская отбор газа из газопровода обьёмом q_СР.ГОД.=4,4 млн.ст.м³/сут;

Характеристика трассы газопровода:

Характеристику трассы газопровода, расположения переходов через естественный и искусственные преграды принять по существующей газотранспортной системе.

2. Определение теплофизических свойств транспортируемого газа

Молярная масса газовой смеси вычисляется по формуле

,

где М_i - молярная масса i-го элемента, ;

Х_i - молярная концентрация в %-ных долях.

Плотность газовой смеси вычисляется по формуле

при стандартных условиях ,,

где 24.046 - объем одного киломоля при стандартных условиях - 0.1013 МПа, 20С;

;

при нормальных условиях ,

где 22.41 - объем 1 киломоля при нормальных условиях - 0.1013 МПа, 0С;

.

Относительная плотность газа по воздуху вычисляется по формуле

,

где 1.206 - плотность воздуха при стандартных условиях;

.

Критическая температура газа

Критическая температура - это такая температура, при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар.

,

где Т_КРi - критическая температура i-го элемента, К;

Х_i - молярная концентрация в -ных долях;

Критическое давление газа

Критическое давление - давление, при котором и выше которого повышением температуры нельзя испарить жидкость. Вычисляется по формуле

,

где Р_КРi - критическое давление i-го элемента, МПа;

Низшая теплота сгорания газовой смеси вычисляется по формуле

,

где q_Нi - низшая теплота сгорания i-го элемента, ;

газ труба пылеуловитель компрессорный трасса

3. ВЫБОР ТРУБ И РАСЧЕТ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ

Трубы для линейной части газопровода.

По рекомендациям [1,с 53] и исходя из заданной производительности газопровода Q=17 условный диаметр для линейной части принят D_У=1000 мм. Трубы выбраны в соответствии с “Инструкцией по применению труб в нефтяной и газовой промышленности”.

По ТУ 14-3-1464-87 [1,с 223] трубы для линейной части магистрального газопровода диаметром 1000 мм и на рабочее давление 5.5 МПа изготавливаются из стали 17Г1С.

Сталь имеет следующие свойства:

Временное сопротивление разрыву _вр= 588,7 МПа ;

Предел текучести _т= 412 МПа ;

Коэффициент надежности по материалу К₁= 1.34;

Расчет толщины стенки трубопровода

Толщина стенки трубопровода рассчитывается по формуле

,

где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе [1,c. 23]. n=1.1;

Р - избыточное давление в трубопроводе, МПа. Р= 5.5 МПа;

D_Н - наружный диаметр трубопровода, мм. Д_Н=1020 мм;

R₁ - расчетное сопротивление растяжению, МПа.

,

где R₁^H - нормативное сопротивление растяжению металла трубы, МПа.

R₁=_ВР=588,7 МПа;

К₁ - коэффициент надежности по материалу трубы, равный 1.34 [1,c. 17];

К_Н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, равный 1.1 [1,c. 17];

m - коэффициент условий работы трубопровода, равный 0.9 [1,c. 18];

Итак,

,

.

Полученную расчетную толщину стенки трубопровода округляем до ближайшего большего значения, предусмотренного ТУ 14-3-721-78. Принимаем = 9 мм.

Тогда внутренняя толщина стенки трубопровода будет равна

.

4. РАСЧЕТ ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ КС МИКУНЬСКАЯ

Для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов на входе газа на компрессорную станцию следует предусматривать установки очистки газа от твёрдых и жидких примесей. Количество твёрдых и жидких примесей в газе после установки очистки не должно превышать допустимых по техническим условиям на газоперекачивающие агрегаты.

В настоящее время на КС применяются масляные и циклонные пылеуловители. Но наиболее применяемыми являются циклонные: на проектируемых и вводимых в эксплуатацию КС предусматривают циклонные сепараторы различных типов, а на существующих КС масляные пылеуловители реконструируют или заменяют на циклонные.

Очистку следует предусматривать, как правило, в одну ступень - в пылеуловителях.

Вторую ступень очистки газа - в фильтрах-сепараторах, как правило, следует предусматривать на отдельных компрессорных станциях в среднем через 3-5 компрессорных станций с преимущественным применением фильтров-сепараторов после участков с повышенной вероятностью аварий линейной части и (или) сложными условиями её восстановления, а также после подводных переходов длиной более 500 м.

Содержание механических примесей в газе не должно превышать 5. Для очистки газа на КС Микуньская выбраны циклонные пылеуловители ГП628.00.000-04.05 на рабочее давление 5.5 МПа .

Количество аппаратов установки очистки газа определяем по графику зависимости производительности от давления ГП 628.00.000-02.03.

Пропускная способность одного пылеуловителя определяется по формуле:

,(1)

где Q_П - пропускная способность одного ПУ, ;

Q - количество газа перед ПУ, . Q=52.11;

n - количество ПУ.

Ориентировочно берем 4 аппарата.

По формуле (1)

.

Нагрузка на 4 ПУ не выходит за границу минимальной производительности

.

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

5. РАСЧЕТ КС МИКУНЬСКАЯ

Компрессорные станции предназначены для компримирования газа, транспортируемого по магистральному газопроводу.

Выбираем полнонапорные нагнетатели:

Тип ГПА: ГПА Ц-6,3В/56;

Тип ЦБН: НЦ-6,3/56м-1,45;

КПД привода в станционных условиях - 24%;

Номинальная частота вращения силовой турбины - 8200 об/мин;

Производительность нагнетателя Q_H, при 20С, Р=0.1013 МПа.- 10,7 млн.ст.м³;

Степень сжатия нагнетателя - 1.45;

Политропический КПД нагнетателя - 0.82.

Определение количества рабочих ГПА в цехе

, (2)

где Q_КЦ- производительность КЦ, .

;

Q_Н- производительность нагнетателя, . Q_Н=10,7 ;

По формуле (2)

,

Принимаем 5 основных ГПА, а для резерва необходимо еще 2 ГПА.

Определение рабочих параметров ЦБН.

Определяем коммерческую производительность нагнетателя Q_КОМ по формуле

, (3)

где Q - производительность предшествующего участка,; Q=52.11; n - количество рабочих ГПА. n=5.

По формуле (3)

.

Давление на входе в КЦ P_ВС

(4)

где P_вс - давление на всасе КЦ, МПа;

P_н - конечное давление на участке с учетом лупинга, МПа.

P_к = 3,9 МПа;

- потери давления в пылеуловителях и входном шлейфе КЦ, МПа.

Для одноступенчатой очистки газопроводов 1020 мм МПа.

По формуле (4)

.

Температура на входе в КЦ Т_ВС

.

Коэффициент сжимаемости Z_ВС природного газа от приведенных давления и температуры

, (6)

где - температурный коэффициент;

, (7)

где Т_пр - приведенная температура газа.

Т_кр и Р_кр определяются по следующим формулам ОНТП 51-1-85 при содержании СН₄ >85%

Р_кр = 0.1773 (26.831 - _ст ), (8)

Т_кр = 155.24 (0.564 + _ст ), (9)

где _ст - плотность газа в стандартных условиях, кг/ст.м³. _ст=0.685 кг/ст.м³.

По формулам (8) и (9) Т_кр и Р_кр получаем равными

,

.

,

.

По формуле (7) температурный коэффициент равен

По формуле (6)

.

Газовая постоянная R компремируемого газа

,

где R_В- газовая постоянная воздуха; ;

- относительная плотность газа по воздуху; = 0,568.

,

или .

Плотность газа _ВС в условиях входа в нагнетатель

(10)

По формуле (10)

_вс.

Объемная производительность Q_ОБ нагнетателя при параметрах входа

,(11)

По формуле (11)

.

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

Из характеристики нагнетателя находим, что n_н =8200 об/мин.

Задаёмся n = 0,85n_н = 6970 об/мин.

Приведенная объемная производительность нагнетателя [Q_ОБ]_ПР

,(12)

где n_НОМ - номинальная частота вращения ротора ЦБН, об/мин;

n_НОМ=8200 об/мин;

n - фактическая частота вращения ротора ЦБН, об/мин. n= 6970 об/мин.

По формуле (12)

.

Приведенная частота вращения

,(13)

где Z_ПР, R_ПР, [Т_Н]_ПР - приведенные значения, взяты из характеристики нагнетателя Z_ПР=0.90, R_ПР=50 , [Т_Н]_ПР=293 К;

n - выбранная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

z_вс, R, Т_вс - параметры газа.

По формуле (13)

.

По приведенной характеристике нагнетателя НЦ-6,3/56м-1,45 степень сжатия =1.38 , приведенная относительная внутренняя мощность нагнетателя , КПД политропический _ПОЛ = 0.815.

Внутренняя мощность потребляемая нагнетателем N_i находится по формуле

, (14)

По формуле (14)

.

Мощность на муфте привода N

, (15)

где _МЕХ -механический К.П.Д. привода. _МЕХ =0.98.

По формуле (15)

.

Определяем удаленность работы нагнетателя от границы помпажа

, что больше чем 1.1.

Сравниваем полученную потребляемую мощность нагнетателя с номинальной мощностью ГПА. Полученная потребляемая мощность нагнетателя N=4631 кВт меньше номинальной мощности ГПА , следовательно, необходимо выполнить расчет располагаемой мощности.

Располагаемая мощность ГТУ

, (16)

где - располагаемая мощность ГТУ, кВт;

- номинальная мощность ГТУ, кВт, = 6300 кВт;

К_н - коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ; К_н = 0,95;

К_t - коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха; К_t = 3,4;

К_об - коэффициент, учитывающий противообледелительной системы; К_об = 1;

Т₃, Т₃^н - соответственно расчётная и номинальная температура на входе в ГТУ, К; Т₃^н = 288 К; Р_а - расчётное давление наружного воздуха, МПа; Р_а = 0,0987 МПа.

,

где Т_а - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период;

Т_а - поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев на входе в ГТУ, Т_а = 5К;

;

Т- номинальная температура воздуха на входе в ГТУ 1, с.172;

P_а - абсолютное барометрическое давление воздуха, P_а=0.0987 МПа 1, с.172.

=6300 кВт, Т= 288 К, 1, с.172;

По формуле (16) располагаемая мощность равна

.

Условие работы ГТУ: 4631 6289 6300

Условие выполняется, значит частота вращения выбранная в п.5.3.8 выбрана правильно.

Давление на выходе из ЦБН

,

где Р_вх - давление на входе КЦ, МПа. Р_вх =3.9 МПа;

- степень сжатия в ЦБН. =1.38;

.

Температура на выходе из нагнетателя

.

Расход топливного газа

,

где - номинальный расход топливного газа, 1, с.172;

,

где - низшая теплота сгорания, (см.п.2.6);

^Н - номинальный эффективный К.П.Д. ГТУ. ^Н =0.24;

.

Тогда

.

Количество газа поступающего в газопровод после КС Q_КЦ

,

где n - количество рабочих машин;

.

6. РАСЧЕТ АВО ГАЗА КС МИКУНЬСКАЯ

Для оснащения компрессорной станции аппаратами воздушного охла-ждения (АВО) выбран аппарат зигзагообразного типа с двумя вентиляторами со следующими параметрами:

- поверхность теплообмена, м²: F_аво = 9000 м²;

- коэффициент оребрения ц = 20;

- расчётное давление, МПа: р = 6.3 МПа;

- число рядов: n_р = 6;

- число ходов: n_х = 1;

- длина труб, м: l = 8;

- электродвигатель (2 шт.), мощностью 30 кВт;

- объёмный расход воздуха вентилятора, м³/с: х = 65 м³/с.

Определим количество АВО газа n по формуле:

n = , (17)

где n - количество АВО, шт.;

Q_np - количество тепла, отдаваемое охлаждаемым газом, Вт;

К_нп - коэффициент теплопередачи, отнесённый к полной поверхности оребрённой трубы с учетом загрязнения; К_нп = 20 Вт/м²К [3];

F_аво - полная поверхность оребрённой трубы, м²; F_аво = 9000 м² [3];

и_ср - средний температурный напор, К.

Определим количество тепла, передаваемое в АВО от газа к воздуху из уравнения теплового баланса:

Q = Q_пр = Q_в , (18)

где Q - количество тепла, проходящего через поверхность теплообмена, ккал/ч;

Q_в - количество тепла, получаемое охлаждающим воздухом, ккал/ч.

Q_пр , ккал/ч, определим по формуле:

Q_пр = G C_p (T₁ - T₂), (19)

где G - расход газа через АВО, кг/ч;

Т₁, Т₂ - соответственно, температуры на входе и выходе АВО, К;

Т₁ = Т_вых = 302.7 К;

С_р - средняя изобарная теплоёмкость газа, ккал/кгК, определяемая по формуле:

С_р = 1.695 + 1.838 10^-3 Т_ср + 1.96 10⁶ , (20)

где Т_ср - средняя температура газа, К, которую можно рассчитать по следующей формуле:

Т_ср = , (21)

Расход газа через АВО G, кг/ч определим по формуле:

G = с_ст Q_аво , (22)

где Q_аво - расход газа, млн. ст. м³/сут, определяемый по формуле:

Q_аво = Q_кц - Уq_{т г}. (23)

По формулам (21) и (22) получаем:

Q_аво = 51.65 - 0.092 = 51.6 млн. ст. м³/сут;

G = 0.685 51.6 = 35.3 млн. кг/сут = 14.7 10⁵ кг/ч.

Средний температурный напор и_ср , К определяется по формуле :

и_ср = и е_Дt, (24)

где е_Дt - поправочный коэффициент;

и - средний логарифмический температурный напор, К, определяемый по формуле:

и = , (25)

где и₁ , и₂ - температурные напоры по концам аппарата, К, которые опреде-ляются по формулам:

и₁ = Т₁ - t₂ , (26)

и₂ = Т₂ - t₁ , (27)

где t₁ и t₂ - температуры воздуха на входе и выходе АВО, К, рассчитываемые по формулам:

t₁ = T_a + дT_a , (28)

t₂ = t₁ + Дt₀ k_Дt , (29)

где Т_а - среднегодовая температура окружающего воздуха, К, Т_а = 273.35;

дT_a - поправка на изменчивость климатических данных, К, дT_a = 2 К;

Дt₀ - повышение температуры воздуха при нормальных условиях, К;

k_Дt - поправочный коэффициент, зависящий от высоты местности над

уровнем моря и температуры окружающего воздуха, при h = 100 м,

k_Дt = 0.94 (прил. 4).

По формуле (28) получаем:

t₁ = 273.35 + 2 = 275.35 К.

Температуру Т₂, К найдём по формуле:

Т₂ = t₁ + (10ч15) , (30)

Т₂ = 275.35 + 14.65 = 290 К.

Тогда по формуле (21) получим:

Т_ср = = 296.35.

Рассчитаем по формуле (20):

С_р =1.695 + 1.838 10^-3 •296.35 + 1.96 10⁶ =

= 2.637 кДж/кгК=0.631 ккал/кг К.

Теперь по формуле (19) получаем:

Q_пр = 14.83 10⁵ 0.631 (302.7 - 290) = 11.88 10⁶ ккал/ч =

= 13.35 10⁶ Вт.

Повышение температуры воздуха при нормальных условиях Дt₀, К, определим по формуле:

Дt₀ = , (31)

где Q - количество передаваемого в аппарате тепла, кВт;

х - объёмный расход воздуха через один вентилятор; х = 65 м³/с;

n - количество вентиляторов в аппарате, в зависимости от типа аппарата и длины труб, шт.; n = 2 шт.;

m - ориентировочное число АВО газа, шт.; m = 8 шт.;

К_ж - коэффициент, учитывающий количество жалюзи; ввиду того, что

жалюзи нет принимаем К_ж = 1.

По формуле (31) после подстановки численных значений получим:

Дt₀ = = 10.6 К.

Теперь по формуле (29) получим:

t₂ = 275.35 + 10.6 0.94 = 285.31 К.

По формулам (26) и (27) получим:

и₁ = 302.7 - 285.31 = 17.39 К.

и₂ = 290 - 275.35 = 14.65 К.

Из выражения (25) получаем:

и = = 15.98 К.

Поправочный коэффициент е_Дt определим, используя график (прил. 3), по вспомогательным величинам R и Р, которые определяются по формулам:

R =, (32)

Р = . (33)

Подставив численные значения в формулы (32) и (33), получим:

R = = 1.28,

Р = = 0,36

Принимаем е_Дt = 0.92.

Тогда по формуле (24) получаем:

и_ср = 15.98 0.92 = 14.7 К.

Теперь по формуле (17) рассчитаем:

n = = 5.5 шт.

Принимаем количество АВО равным n = 6.

7. РАСЧЕТ ЛИНЕЙНОГО УЧАСТКА КС МИКУНЬ- КС УРДОМА

Начальная производительность Q = q₁ = 51,65 .

Длина участка L = 112 км.

Величина отборов:

отвод на 3-м км от КС Микунь q_{ср. год.} = 4,4 ;

Трубы для линейной части газопровода

По рекомендациям [1,с 53] и исходя из заданной производительности газопровода Q=17 условный диаметр для линейной части принят D_У=1200 мм. Трубы выбраны в соответствии с “Инструкцией по применению труб в нефтяной и газовой промышленности”.

По ТУ 14-3-1464-87 [1,с 223] трубы для линейной части магистрального газопровода диаметром 1200 мм и на рабочее давление 5.5 МПа изготавливаются из стали 17Г1С.

Сталь имеет следующие свойства:

Временное сопротивление разрыву _вр= 588,7 МПа ;

Предел текучести _т= 412 МПа ;

Коэффициент надежности по материалу К₁= 1.34;

Расчет толщины стенки трубопровода

Толщина стенки трубопровода расчитывается по формуле

,

где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе [1,c. 23]. n=1.1;

Р - избыточное давление в трубопроводе, МПа. Р= 5.5 МПа;

D_Н - наружный диаметр трубопровода, мм. Д_Н=1220 мм;

R₁ - расчетное сопротивление растяжению, МПа.

,

где R₁^H - нормативное сопротивление растяжению металла трубы, МПа.

R₁=_ВР=588,7 МПа;

К₁ - коэффициент надежности по материалу трубы, равный 1.34 [1,c. 17];

К_Н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, равный 1.1 [1,c. 17];

m - коэффициент условий работы трубопровода, равный 0.9 [1,c. 18];

Итак,

,

.

Полученную расчетную толщину стенки трубопровода округляем до ближайшего большего значения, предусмотренного ТУ 14-3-721-78. Принимаем = 10.5 мм.

Тогда внутренняя толщина стенки трубопровода будет равна

.

Данный газопровод имеет путевой отбор (см. рис. 7.1) и следовательно является сложным. Определим его эквивалентный расход:

Q_Э ,

где: Q_i - расход газа на участке, ;

l_i - длина участка (между отбором и КС и между отборами), км;

L - длина участка между КС, км.

l₁ = 3 км;

l₂ = 109 км;

L = 112 км.

Q_Э= .

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

Определение конечного давления Рк в первом приближении. Расчет производим без учета характеристик местности, т.к. разница между КС Микуньская и КС Урдомская всего 30 метров относительно уровня моря.

, (17)

где Q- расход газа на выходе КС, Q= 47,37 (см.п.5.3.18.);

d - внутренний диаметр газопровода, 1199мм;

P_к, P_н - абсолютное давление на концах газопровода, МПа;

- относительная плотность газа по воздуху. =0.568;

Т_ср - средняя по длине участка газопровода температура газа, K;

Z_cp - средний по длине участка газопровода коэффициент сжимаемости газа;

- коэффициент гидравлического сопротивления на эквивалентном газопроводе.

,

где _ТР - коэффициент сопротивления трению;

Е -коэффициент гидравлической эффективности, если на МГ имеются устройства для очистки внутренней полости, то Е=0.95.

Исходя из того, что режим трения квадратичный:

,

где d = 1199 мм (см.п.3)

;

.

_ст.у. = 0.685 , _ст.у. = 0.568 (см.п.2.2.).

Т_СР= ,

где Т_Н - начальная температура участка, К; Т_Н=0.2+13.65+273.15=287.0 К;

Т_О- среднегодовая температура грунта, К;. Т_О=5.6+273.15=279.0 К.

;

Pн = Рнагн - Рвых ,

где Р_нагн - давление нагнетания, Р_нагн = 5,38МПа, (см.п.5.3.16);

Р_вых - потери на нагнетании КС, Р_вых=0.12 МПа;

Рн = 5,38 - 0.12 =5,26 МПа;

Задаёмся P_к=3,8

;

; ;

где Ркр=4.64 МПа и Ткр=193,89 К (см. п.5.3.4.).

Т_пр=283.0/193,89=1.46; Р_пр=4,6/4,64=0.99;

Коэффициент сжимаемости согласно ОНТП 51-1-85 равен:

;

где - температурный коэффициент. По формуле (7)

;

Коэффициентом динамической вязкости равен

=5.1 ^. 10^-6[1+(1.1-0.25 )] [0.037+Т_пр (1-0.104 ^. Т_пр)]^.

[1+], (18)

где Т_пр - приведенная температура газа;

P_пр - приведенное давление газа;

_ст - плотность газа в стандартных условиях, кг/ст.м³.

Тогда по формуле (17) Р_к в первом приближении будет равен

МПа;

.

Давление на входе в КС Урдомская получаем достаточное. Следовательно, нет нужды в лупинге.

Средняя температура транспортируемого газа

, (19)

где Т₀ - расчётная температура окружающей среды, К. Принимается равной среднему за рассматриваемый период значению температуры грунта Т_ГР на глубине заложения оси трубопровода в естественном тепловом состоянии в соответствии со справочными данными или данными ближайших метеостанций, Т₀ = Т_ГР = 279.0 К;

Т_Н - температура газа в начале участка,К. Т_Н = 302,7 К.

Определяем коэффициент а

а = , (20)

где с_Р - средняя изобарная теплоёмкость газа, ;

К_СР - коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, ;

(21)

где - термическое сопротивление изоляции, . Так как газопровод подземный и не имеет термической изоляции, ;

- коэффициент теплоотдачи трубопровода в грунт, .

Формула (21) примет вид

,(22)

где - коэффициент теплопроводности грунта, ;

- эквивалентная глубина заложения, м.

Коэффициент теплопроводности грунта находится из формулы

,

где - влажность грунта. ;

- плотность грунта. ,5т/м³;

,

.

Эквивалентная глубина заложения

,(23)

где - глубина заложения оси трубопровода от поверхности грунта, м,

м;

- толщина снежного покрова, м. м;

- коэффициент теплопроводности снежного покрова, ,

;

- коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, .

,(24)

где - скорость ветра, , .

По формуле (24)

.

По формуле (23)

м.

По формуле (21)

.

При содержании метана более 85% удельная теплоемкость С_p , кДж/кгЧК, определяется по формуле

С_p = 1,695 + 1,838 Ч10^-3ЧT + 1,96Ч10⁶ Ч (P- 0,1)/ T³,

С_p = кДж/кгЧК.

Коэффициент Джоуля - Томсона

D_i = ,

где D_i - коэффициент Джоуля-Томсона , К/МПа.

К/МПа.

По формуле (20)

.

Подставляя значения в формулу (19) получим среднюю температуру газа на участке равную

Т_пр=281/193.89=1.5; Р_пр=5/4.64=1.07;

8. РАСЧЕТ ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ КС УРДОМСКАЯ

Содержание механических примесей в газе не должно превышать 5. Для очистки газа на КС Урдомская выбраны циклонные пылеуловители ГП628.00.000-04.05 на рабочее давление 5,5 МПа .

Количество аппаратов установки очистки газа определяем по графику зависимости производительности от давления ГП 628.00.000-04.05.

Пропускная способность одного пылеуловителя определяется по формуле:

,

где Q_П - пропускная способность одного ПУ;

Q - количество газа перед ПУ, 47,37;

n - количество ПУ;

Ориентировочно берем 4 аппарата:

.

Нагрузка на 4 ПУ не выходит за границу минимальной производительности

.

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

9. РАСЧЕТ КС УРДОМСКАЯ

Компрессорные станции предназначены для компримирования газа, транспортируемого по магистральному газопроводу.

Выбираем полнонапорные нагнетатели:

Тип ГПА: Ц-6,3В/56;

Тип ЦБН: НЦ-6,3/56м-1,45;

КПД привода в станционных условиях - 24%;

Номинальная частота вращения силовой турбины - 8200 об/мин;

Производительность нагнетателя Q_H, при 20С, Р=0.1013 МПа.- 10,7 млн.ст.м³;

Степень сжатия нагнетателя - 1.45;

Политропический КПД нагнетателя - 0.82.

Определение количества рабочих ГПА в цехе

, (2)

Q_Н- производительность нагнетателя, . Q_Н=10,7 ;

По формуле (2)

,

Принимаем 5 основных ГПА, а для резерва необходимо еще 2 ГПА.

Определение рабочих параметров ЦБН

Определяем коммерческую производительность нагнетателя Q_КОМ по формуле

,(3)

где Q - производительность предшествующего участка,;

Q=47,37;

n - количество рабочих ГПА. n=5.

По формуле (3)

.

Давление на входе в КЦ P_ВС

(4)

где P_вс - давление на всасе КЦ, МПа;

P_к - конечное давление на участке, МПа.

P_к = 4,86 МПа;

- потери давления в пылеуловителях и входном шлейфе КЦ, МПа.

Для одноступенчатой очистки газопроводов 1020 мм МПа.

По формуле (4)

.

Температура на входе в КЦ Т_ВС

.

Коэффициент сжимаемости Z_ВС природного газа от приведенных давления и температуры

, (6)

где - температурный коэффициент;

, (7)

где Т_пр - приведенная температура газа.

Т_кр и Р_кр определяются по следующим формулам ОНТП 51-1-85 при содержании СН₄ >85%

Р_кр = 0.1773 (26.831 - _ст ),(8)

Т_кр = 155.24 (0.564 + _ст ),(9)

где _ст - плотность газа в стандартных условиях, кг/ст.м³. _ст=0.716 кг/ст.м³.

По формулам (8) и (9) Т_кр и Р_кр получаем равными

,

.

,

.

По формуле (7) температурный коэффициент равен

По формуле (6)

.

Газовая постоянная R компремируемого газа

,

где R_В- газовая постоянная воздуха; ;

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

,

или .

Плотность газа _ВС в условиях входа в нагнетатель

(10)

По формуле (10)

_вс.

Объемная производительность Q_ОБ нагнетателя при параметрах входа

,(11)

По формуле (11)

.

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

Из характеристики нагнетателя находим, что n_н = 8200 об/мин.

Задаёмся n = 0,85n_н = 6560 об/мин.

Приведенная объемная производительность нагнетателя [Q_ОБ]_ПР

,(12)

где n_НОМ - номинальная частота вращения ротора ЦБН, об/мин;

n_НОМ=8200 об/мин;

n - фактическая частота вращения ротора ЦБН, об/мин. n= 6560 об/мин.

По формуле (12)

.

Приведенная частота вращения

,(13)

где Z_ПР, R_ПР, [Т_Н]_ПР - приведенные значения, взяты из характеристики нагнетателя

n - выбранная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

z_вс, R, Т_вс - параметры газа. Z_ПР=0.90, R_ПР=50 , [Т_Н]_ПР=293 К;

По формуле (13)

.

По приведенной характеристике нагнетателя НЦ-6,3/56м-1,45 степень сжатия =1.36 , приведенная относительная внутренняя мощность нагнетателя , КПД политропический _ПОЛ = 0.82.

Внутренняя мощность потребляемая нагнетателем N_i находится по формуле

, (14)

По формуле (14)

.

Мощность на муфте привода N

, (15)

где _МЕХ -механический К.П.Д. привода. _МЕХ =0.99.

По формуле (15)

.

Определяем удаленность работы нагнетателя от границы помпажа

, что больше чем 1.1.

Сравниваем полученную потребляемую мощность нагнетателя с номинальной мощностью ГПА. Полученная потребляемая мощность нагнетателя N=4759 кВт меньше номинальной мощности ГПА , следовательно, необходимо выполнить расчет располагаемой мощности.

Располагаемая мощность ГТУ

, (16)

где - номинальная мощность ГПА, кВт;

К_Н - коэффициент технического состояния ГТУ; К_Н =0.95 1, с.172;

К_ОБ - коэффициент, учитывающий влияние работы системы противообледенения; К_ОБ=1 1, с.198;

К_У - коэффициент потерь газа в топливном коллекторе; К_У= 0.985 1,с.179;

К_t - коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха на мощность ГТУ; К_t= 3.2 1, с.172;

Т₃ - фактическая температура воздуха на входе ГТУ 1, с.177.

,

где Т_а - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период;

Т_а - поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев на входе в ГТУ, Т_а = 5К;

;

Т- номинальная температура воздуха на входе в ГТУ 1, с.172;

P_а - абсолютное барометрическое давление воздуха, при h=100 м P_а=0.0987 МПа 1, с.172.

=6300 кВт, Т= 288 К, 1, с.172;

По формуле (16) располагаемая мощность равна

.

Условие работы ГТУ: 3710 6198 6300.

Условие выполняется, значит частота вращения выбранная в п.5.3.8 выбрана правильно.

Давление на выходе из ЦБН

,

где Р_вх - давление на входе КЦ, МПа. Р_вх =3.59 МПа;

- степень сжатия в ЦБН. =1.36;

.x

Температура на выходе из нагнетателя

.

Расход топливного газа

,

где - номинальный расход топливного газа, 1, с.172;

,

где - низшая теплота сгорания, (см.п.2.6);

^Н - номинальный эффективный К.П.Д. ГТУ. ^Н =0.29;

.

Тогда .

Количество газа поступающего в газопровод после КС Q_КЦ

,

где n - количество рабочих машин;

.

10. РАСЧЕТ АВО ГАЗА КС МИКУНЬСКАЯ

Для оснащения компрессорной станции аппаратами воздушного охла-ждения (АВО) выбран аппарат зигзагообразного типа с двумя вентиляторами

Т₁ = Т_вых = 308 К;

По формулам (22) и (23) получаем:

Q_аво = 4,3-0,35 =46,995 млн. ст. м³/сут;

G = 0.685 46,995=32,2 млн. кг/сут = 13,4 ·10⁵ кг/ч.

Т_а = 274.35.

дT_a = 2 К;

k_Дt = 0.94 (прил. 4).

По формуле (28) получаем:

t₁ = 274.35 + 2 = 276.35 К.

Температуру Т₂, К найдём по формуле (30):

Т₂ = 276.35 + 10 = 286.35 К.

Тогда по формуле (21) получим:

Т_ср = = 297.

Рассчитаем по формуле (20):

С_р =1.695 + 1.838 10^-3 297 + 1.96 10⁶ =

= 2.6 кДж/кгК = 0.63 ккал/кг К.

Теперь по формуле (19) получаем:

Q_пр = 13,4•10⁵ 0.63 (308 - 286.35) =

= 18.3 10⁶ ккал/ч = 22,9•10⁶ Вт

По формуле (31) после подстановки численных значений получим:

Дt₀ = = 18,2

Теперь по формуле (48) получим:

t₂ = 276.35 + 18,2=293,5 К

По формулам (26) и (27) получим:

и₁ = 308 - 293.5 = 14,5 К

и₂ = 286.35 - 276.35 = 10 К.

Из выражения (26) получаем:

и = = 12,1 К.

Подставив численные значения в формулы (32) и (33), получим:

R = = 1,26

Р = = 0,79

Из графика (прил.3) видно, что е_Дt = 0.98.

Тогда по формуле (24) получаем:

и_ср = 12,1 0.98 = 11,86 К.

Теперь по формуле (17) рассчитаем:

n = = 7.2 шт

Принимаем количество АВО равным n = 7

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте был с проектирован участок газопровода

КС МИКУНЬСКАЯ- КС УРДОМСКАЯ. По проектному заданию с проектированы также компрессорные станции МИКУНЬСКАЯ и УРДОМСКАЯ. На КС МИКУНЬСКАЯ по требуемой в задании производительности газопровода Q= 17 млрд.м³/год были установлены 4 пылеуловителя, 5 основных и 2 резервные газотурбинные установки типа ГПА-Ц-6,3В/56; 6 аппаратов воздушного охлаждения типа . На КС УРДОМСКАЯ по расчетам установлены 4 пылеуловителей, 5 основных и 2 резервные газотурбинные установки типа ГПА-Ц-6,3В/56; 7 аппаратов воздушного охлаждения типа .

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. М.М. Волков, А.Л. Михеев, К.А. Конев. Справочник работника газовой промышленности. М.: Недра, 1989.

2. ОНТП 51-1-85. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов.

3. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов, Под. ред. А.К. Дерцакяна. Л.: Недра, 1977. 519с.

4. Методика теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения. - ВНИИНЕФТЕМАШ, 1982. - 97 с.

Размещено на Allbest.ru

...