- •Размещено на http://www.Allbest.Ru/
- •1.3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций
- •1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями
- •3. Описание конструкции и принципа действия гпа
- •4. Разработка технологической схемы кс
- •5.2 Регуляторы давления газа
- •Список использованной литературы
1.3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций
Пользуясь данными таблицы 4 [5, стр.25], определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между компрессорными станциями
Рн =Рнаг-(дРвых+ дРохл)=7,46-(0,11+0,06)=7,29МПа,
где дРвых - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа), дРвых=0,11МПа;
дРохл - потери давления в системе охлаждения газа, включая eго обвязку дРохл=0,06МПа.
Давление в конце участка газопровода
Рк = Рвс+∆ Рвс =5,1+0,12=5,22МПа ,
где ∆ Рвс - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа, ∆ Рвс =0,12 МПа [5, таблица 4].
Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной ТН=303K, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке
,
где То - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, То =278 К (Юбилейное месторождение).
В первом приближении, полагая режим течения газа квадратичным, коэффициент сопротивления трению
где kэ - эквивалентная шероховатость труб, kэ=3·10-5м [4];
Dвн – внутренний диаметр трубопровода.
Коэффициент гидравлического сопротивления л определяется по формуле
где Е - коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой. При отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95.
Среднее давление в линейном участке
Приведенные значения давления и температуры
,
,
где Р=РСР, Т=ТСР – средние давление и температура на линейном участке газопровода соответственно;
РПК, ТПК – псевдокритические давление и температура соответственно.
Коэффициент сжимаемости газа
,
где
Расчетное расстояние между компрессорными станциями составит
где Q – суточная производительность газопровода;
Д – относительная плотность газа по воздуху;
л – коэффициент гидравлического сопротивления;
ZСР – коэффициент сжимаемости газа;
ТСР – средняя температура на линейном участке газопровода.
Определяем расчетное число компрессорных станций
,
где L- протяженность газопровода, км.
Округляем расчетное число КС до целого значения п=7, после чего уточняем расстояние между КС
1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями
Принимаем в качестве первого приближения значения л, ТСР и ZСР из первого этапа вычислений
; ;
Определяем в первом приближении значение Рк
Определяем среднее давление
Определяем средние значения приведенного давления и температуры
Удельная теплоемкость газа
где R – газовая постоянная.
Тогда
Коэффициент Джоуля-Томсона
где
Тогда
Рассчитываем коэффициент а
,
где кср — средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, зависящий от того, в каких грунтах прокладывается трубопровод (для смешанных грунтов КСР=1 Вт/(м2·К)).
Вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона
Вычисляем уточненные значения приведенной температуры ТПР и коэффициента сжимаемости Zcp
Рассчитываем коэффициент динамической вязкости и число Рейнольдса
где
Тогда
Вычисляем коэффициенты лТР и л
Конечное давление во втором приближении
Относительная погрешность определения конечного давления составляет
Полученный результат отличается от предыдущего приближения менее чем на 1 %, поэтому расчет считается законченным. Результаты расчётов приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета линейного участка газопровода
Наименование расчетного параметра |
Первое приближение |
Второе приближение |
|
1 |
2 |
3 |
|
Конечное давление Рк, МПа |
5,22 |
- |
|
Среднее давление РСР, МПа |
6,312 |
- |
|
|
1,534 |
- |
|
Приведенное давление Рпр |
1,339 |
- |
|
Теплоемкость газа Ср, кДж/(кг·К) |
2,68 |
- |
|
Коэффициент Джоуля-Томсона Di, К/МПа |
4,245 |
- |
|
Параметр а |
2,627∙10-3 |
- |
|
Средняя температура Тср, К |
289,53 |
- |
|
Средний коэффициент сжимаемости Zср |
0,872 |
- |
|
Динамическая вязкость газа µ, Па·с |
0,912·10-5 |
- |
|
Число Рейнольдса Re |
6,219·107 |
- |
|
Коэффициент сопротивления трения лтр |
9,241∙10-3 |
- |
|
Коэффициент гидравлического сопротивления л |
0,01 |
- |
|
Конечное давление Р'к, МПа |
5,18 |
- |
|
Относительная погрешность по давлению,% |
0,77 |
- |
Уточняется среднее давление
Определяем конечную температуру газа
=
На этом уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода можно считать завершенным.
ВЫБОР ГПА И РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ КС
2.1 Расчет ГПА и режима работы КС
На компрессорных станциях газопровода предлагается установка газотурбинных агрегатов Коберра-183, оборудованных центробежными нагнетателями RF 2BB-30.
По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление Рвс и температуру Твс газа на входе в центробежный нагнетатель
Рвс=Рк-∆Рвс=5,18-0,12=5,06 МПа,
Твс=Тк=282,9 К
Вычисляем при Р=Рвс и Т=Твс значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания
Рассчитываем коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания
Где
Определяем плотность газа, требуемое количество нагнетателей и производительность нагнетателя при условиях всасывания Qвс
где РСТ, ТСТ, ZСТ – соответственно давление, температура и коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях.
где Qкс=Q - производительность КС;
Qн - номинальная производительность ЦН при стандартных условиях, Qн=13 млн.м3/сут [5, приложение Ж].
Округляем до mН=3.
Задаваясь несколькими значения оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем Qпр и [n/nн]пр. Результаты вносим в таблицу 2.
Таблица 2 – Результаты расчета Qпр и [n/nн]пр
Частота вращения n, мин-1 |
n/nн |
nн/n |
|
|
3000 |
0,6 |
1,667 |
433,335 |
0,584 |
3500 |
0,7 |
1,429 |
371,467 |
0,681 |
4500 |
0,9 |
1,111 |
288,803 |
0,876 |
5000 |
1,0 |
1,000 |
259,949 |
0.973 |
5500 |
1,1 |
0,909 |
236,294 |
1,07 |
nн=5000 мин-1; Zпр=0,9; Rпр=491 Дж/(кг∙К); Tпр=288 К
При n=5500 мин-1
Полученные точки Qпр - [n/nн]пр наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рисунок 1).
газопровод давление компрессорный производительность
Рисунок 1 – Приведенная характеристика RF 2BB-30
Вычисляем требуемую степень повышения давления
По характеристике нагнетателя (рисунок 1) определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем горизонтальную линию из е =1,474 до линии режимов и найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим, Qпр=305 м3/мин. Аналогично определяем зпол=0,83 и [Ni/свс]пр =385 кВт/(кг/м3).
Определим расчетную частоту вращения вала нагнетателя
Рассчитываем внутреннюю мощность, потребляемую ЦН
С учетом, что механические потери мощности составляют 1% oт номинальной мощности ГТУ, определяем мощность на муфте привода
где Nмех- механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН при номинальной загрузке ( 1% от номинальной мощности привода).
Вычисляем располагаемую мощность ГТУ
где Neн - номинальная мощность ГТУ, Neн =12900 кВт [5, таблица 6];
kN - коэффициент технического состояния по мощности, kN=0,95 [5, таблица 6];
kОБЛ - коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе kОБЛ =1);
kУ- коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла (при ее отсутствии kУ=1);
kt -коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ, kt=2,2 [5, таблица 6];
ТВОЗД, ТнВОЗД — соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, ТВОЗД=283 К, ТнВОЗД=288 К (Юбилейное месторождение) [8];
Ра - расчетное давление наружного (атмосферного) воздуха, Ра =0,1013 МПа.
Проверяем условие . Условие 9851<11778 выполняется.
Рассчитываем температуру газа на выходе ЦН
,
где k –показатель адиабаты природного газа, k=1,31 [7].
На этом расчет можно считать завершенным.