Технологический расчет магистрального газопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Определение исходных расчетных данных

1.1 Выбор рабочего давления

1.2 Расчет свойств перекачиваемого газа

1.3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа КС

2. Уточненный тепловой и гидравлический расчет газопровода между двумя КС

2.1 Определяем среднее значение приведенного давления и температуры

2.2 Удельная теплоемкость газа

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

3. Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС

Заключение

Список использованной литературы



Введение

Современный производственный процесс транспорта газов с помощью газоперекачивающих агрегатов, установленных на компрессорных станциях, - это сложный физико-технологический процесс, при оценке эффективности которого и оптимизации работы компрессорных станций необходимо в систематизированной форме учитывать целый ряд факторов: технологических, термогазодинамических, диагностических, эмпирических и др.

В условиях острого дефицита топливно-энергетических ресурсов первоочередное значение приобретают задачи, связанные с повышением эффективности их использования, и реализация программ энергосбережения. Экономия энергетических ресурсов на современном этапе развития экономики страны является наиболее действенным и эффективным направлением при решении всех задач, стоящих перед промышленностью.

В связи с этим такие задачи трубопроводного транспорта природных газов, как установление и поддержание оптимальных режимов работы газотранспортных систем, разработка и реализация мероприятий, направленных на повышение эффективности транспорта газов с сокращением энергетических затрат на его перекачку, уменьшение разного рода потерь газа в технологическом процессе и т. п., являются важнейшими и наиболее актуальными задачами отрасли. Это положение в значительной степени усиливается, если принимать во внимание непрерывный рост стоимости энергоресурсов, увеличение себестоимости транспорта газа и невозобновляемость его природных ресурсов.

Анализ существующего положения трубопроводного транспорта газов и оценка перспектив его дальнейшего развития показывают, что газотурбинный вид привода центробежных нагнетателей на компрессорных станциях и на ближайшую перспективу останется основным видом энергопривода компрессорных станций.

1. Определение исходных расчетных данных

Q_г = 5,8 млрд м³/год

L= 500 км

СH4	C2H6	C3H8	C4H10	C5H12	CO2	N2
91,2	2,8	0,9	0,6	0,9	0,5	3,3

T_o=270 К Т_возд= 278 К

смешанный грунт

К_ср=1 Вт/м²·К

1.1 Выбор рабочего давления

Современные газопроводы работают с избыточным давлением 5,40 МПа . Значения абсолютного давления на нагнетании центробежного нагнетателя составят соответственно p_наг=5,5 МПа, давление на всасывании центробежного нагнетателя составляет p_вс=3,8 МПа . Согласно принятого уровня давления и годовой производительности принимаем условный диаметр D_y=800 мм.

Для строительства газопровода принимаем трубу D_н=820 мм из (Приложения Б) марки стали 12Г2СБ

Для принятого диаметра решаем значение расчетного сопротивления и толщину стенки газопровода

R₁=

д=



Значение R₁^H (R₁^H =у_в), , m, k₁ и k_H определяется по СНиП 2.05.06-85

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода д округляется в большую сторону до стандартной величины д_Н из рассматриваемого сортамента труб (Приложения Г)

R₁=

д=

д_Н=9 мм

D_вн=820-2·9=802 мм=0,802 м

1.2 Расчет свойств перекачиваемого газа

Плотность газа при стандартных условиях

С_ст=0,912·0,669+0,028·1,264+0,009·1,872+0,006·2,519+0,007·3,228+0,005·1,842+0,033·1,165=0,748 кг/м³.

Молярная масса

М=0,912·16,04+0,028·30,07+0,009·44,09+0,006·58,12+0,007·72,15+0,005·44,01+0,033·28,02=17,866 кг/кмоль.

Газовая постоянная

R=

Псевдокритические температуры и давления

Т_пк=155,24·(0,564+0,748)=203,67 К;



Р_пк=0,1737·(26,831-0,748)=4,531 МПа.

Относительная плотность газа по воздуху

Д= С/ С_возд= С_ст/1,206=0,6202

Суточная производительность газопровода

Q_сут=

где k_H - оценочный коэффициент пропускной способности газопровода, который ориентировочно можно принять =0,9.

Q_cут=м³/сут.

1.3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа КС

Пользуясь таблицей 1. Определяется значение начального и конечного давления на линейном участке между КС.

P_{H =} P_наг -(дPвых+дP_охл)

дP_охл принимаем для охлаждения газа АВО равным 0,06

P_{H =} 5,5-(0,11+0,06) = 5,29 МПа;

P_K= P_{ВС +} ДP_ВС= 0,8 + 0,12 = 3,92 МПа.



Таблица 1 Потери давления газа на КС

Давление в газопроводе (избыточное), МПа	Потери давления газа на КС, МПа
	на всасывании ДPВС	на нагнетании дPвых
	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

Пологая температуру газа на входе в линейный участок равной Т_Н=303 К, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке

Т_СР = = 286,5

Коэффициент сопротивления трению

л_тр = 0,067·(^0,2,

л_{тр =} 0,067·

Пологая, что газопровод будет оборудован устройствами для очистки внутренней полости ( Е_г=0,95), коэффициент гидравлического сопротивления

л=1,05·

л=1,05·

Среднее давление в линейном участке



P_ср=;

P_ср=

Приведенные значение давления и температуры

P_ПР=P/P_ПК ;

Т_ПР=Т/Т_ПК

P_ПР= 5,499/4,531=1,214; Т_ПР=286,5/203,67=1,407.

Z_СР=1-;

Z_СР=1-

Расчётное расстояние между КС

?=

?=

Определяем расчетное число КС

,

,

Округляем расчетное число КС до

,

?=



2. Уточненный тепловой и гидравлический расчет газопровода между двумя КС

Принимаем в качестве первого приближения значения л, Т_ср и Z_ср из первого этапа вычислений:

л; Т_ср=286,5; Z_ср=0,863.

Определим в первом приближении значение P_к,

P_к=

P_к=

Среднее давление

P_cp=;

P_cp=

2.1 Определяем среднее значение приведенного давления и температуры

P_пр=P/P_пк;

T_пр=T/T_пк

P_пр=4,635/4,531=1,023;

T_пк=286,5/203,67=1,407.



2.2 Удельная теплоемкость газа

=1,695+1,838;

,

Коэффициент Джоуля-Томсона

,

,

Рассчитываем коэффициент

Kcp-средний на ЛУ общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м²·К) в нашем случае равен 1 Вт/(м²·К).

,

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

Т_ср= Т_о+(Т_н-Т_о)··



Т_ср=270+(303-270)·,

Вычисляем уточненные значения приведённой температуры и коэффициента сжимаемости

Т_пр=

Z_cp=1-;

Z_cp=1-

Рассчитываем коэффициент динамической вязкости и число Рейнольдса. газотурбинный агрегат компрессорный станция

µ=5,1··

µ=5,1·

Re=17,75·

Re=17,75·

Вычисляем коэффициенты

,



,

,

Вычисляем конечное давление во втором приближении

P_к=

=

Относительная погрешность определения конечного давления составляет

.

Полученный результат отличается от предыдущего приближения менее 1 % уточнение результатов расчетов не требуется.

Определяем конечную температуру газа

Т_к=Т_о+(Т_н - Т_о)·-D_i·

Т_к=270+(303-270)·



3. Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС

На компрессорных станциях предполагается установка газотурбинных агрегатов ГПА-Ц-6,3, оборудованных центробежными нагнетателями Н-300-1,23

Основные параметры центробежного нагнетателя типа Н-300-1,23 при номинальном режиме работы

Техническая характеристика ГПА с газотурбинным приводом типа ГПА-Ц-6,3

Тип ГТУ	, кВт	, К			Частота вращения силового вала, мин-1
ГПА-Ц-6,3	6300	288	0,95	1,3	5740	8610

По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление P_вс и температуру Т_вс газа на входе в центробежный нагнетатель: 3,918-0,12=3,798 МПа;

Вычисляем при и T=T_вс значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания

Р_пр=

Т_пр=

Рассчитываем коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания

= 0,897.



Определяем плотность газа p_вс, требуемое количество нагнетателей m_н и производительность нагнетателя при условиях всасывания Q_вс

p_вс=

;

Q_вс=

Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем Q_пр и. Результаты вычислений приведены в нижней таблице.

Частота вращения n, мин-1
5740	0,933	1,071	231,6	0,970
5840	0,949	1,053	227,7	0,987
5940	0,967	1,035	223,8	1,006

Полученные точки и наносим на характеристику нагнетателя и соединяются линией режима

Вычисляем требуемую степень повышения давления, ?.

?.

По характеристикам нагнетателя определяем расчетные значения приведенных параметров



По характеристике нагнетателя определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем из ?=1,448 горизонтальную линию до линии режимов от точки пересечения опустим перпендикулярно найдем значение Q_пр=238, аналогично найдем з_пол=0,815 и .

Определим расчетную частоту вращения вала нагнетателя

6150=5587 мин^-1

Рассчитываем по формуле внутреннюю мощность, потребляемую ЦН

,

30,098·269·

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

,

Вычисляем располагаемую мощность ГТУ

,

6265 кВт

Проверяем условие Условие 6133<6265 выполняется.

Рассчитываем температуру газа на выходите ЦН

;

,



Заключение

В данном курсовом проекте был произведен технологический расчёт магистрального газопровода и расчет режимов работы компрессорной станции. Плановый объем транспортируемого газа Qг=5,8 млрд. м3/год; протяженность газопровода составляет L=500 км. В ходе расчета были получены следующие результаты:

1. Рабочее давление в газопроводе Р=7,4 МПа. Для строительства газопровода приняли трубы Dн=820 мм с толщиной стенки трубы д= 9мм ЧТЗ, изготовленные по ТУ 14-3р-04-94 из стали 12Г2СБ.

2. Суточная производительность компрессорной станции Q= 17,66 млн.м3/сут.

3. Расчетное число компрессорных станций n=6, расстояние между ними l=83,33 км.

4. На компрессорных станциях предполагается установка газотурбинных агрегатов ГПА-Ц-6,3, оборудованных центробежными нагнетателями Н-300-1,23

5. Плотность газа при условиях всасывания с_вс=30,098 кг/м3; требуемое количество нагнетателей m_н=1; производительность нагнетателя при условиях всасывания Q_вс=304,14 м3/мин; расчетная частота вращения вала нагнетателя n=5587 об/мин; мощность на муфте привода Ne=6133 кВт; температура газа на выходе ЦН Т_наг=317,4 К.



Список использованной литературы

1. Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К., Нечваль А.М., Лаврентьев А.Е. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учеб. Пособие. -Санкт-Петербург: Недра, 2006. - 824 с., ил. ISBN 5-94920-038-1

2. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебник для вузов / Шаммазов А.М., Александров В.Н., Гольянов А.И. и др. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 404 с.

3. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы // Госстрой России. М.: ГУП ЦПП, 2001. - 60 с.

4. ГОСТ 30319.1-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки.

5. СТО Газпром 2 - 3.5.051 - 2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. - М.: ООО «ИРЦ» Газпром, 2006. - 192 с.

Размещено на Allbest.ru

...