- •Содержание курсового проекта
- •5 Технологический расчет магистрального газопровода.
- •5.1 Исходные данные
- •5.1.1 Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций
- •5.1.2 Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями
- •5.1.3 Расчет режима работы компрессорной станции
- •6 Пример технологического расчета магистрального газопровода.
- •6.1 Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций
- •6.2 Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями
- •6.3 Расчет режима работы компрессорной станции
- •3 Определяем требуемое количество нагнетателей , которое
- •Характеристика труб для нефтепроводов и нефтебаз
Расчет режима работы КС выполняем в следующем порядке:
1 По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление Рвс и температуру Твс газа на входе в центробежный нагнетатель:
Рвс =РК- ΔРВС; Твс = Тк.
Рвс = 3,52 МПа Твс = 296 МПа
2 По известному составу газа, температуре Т = ТВС и давлению Р = Рвс на входе в ЦН определяем плотность ρвс и коэффициент сжимаемости газа zBC при условиях всасывания:
;
; Тпр=1,17; Рпр=1,37
3 Определяем требуемое количество нагнетателей , которое
округляем до целого значения.
По формуле (5.26) рассчитываем производительность нагнетателя при условиях всасывания QBC :
Задаваясь номинальным значением давления нагнетания РНАГ по формуле (5.27)
вычисляем требуемую степень повышения давления :
Задаваясь несколькими значениями частоты вращения ротора, на приведенной характеристике ЦН строим линию расчетных режимов (см. рис. 5.1)
|
|
|
|
|
|
|
|
Qпр1=2,5 м3/с
Qпр2=1,3 м3/с
Qпр3=1,2м3/с
Основные параметры некоторых типов ЦН приведены в табл. 5.3
7 С помощью построенной линии расчетных режимов определяем значения . Значение Qnp должно удовлетворять условию удаленности от зоны помпажа, то есть должно выполняться неравенство
Qпр= 1,25 м3/с или 0,108 млн м3/сут
1,251,2 условие выполняется
8 Вычисляют фактическую частоту вращения ротора ЦН , которая должна удовлетворять условию.
,
4400<5740<6600 условие выполняется
9 По формуле (5.28) вычисляют внутреннюю мощность , потребляемую ЦН:
.
10 По формуле (5.29) рассчитывают мощность на муфте привода
,
где - потери мощности (определяются по паспортным данным ГПА). Величину потери мощностиNMex ориентировочно можно принимать как процентную долю от номинальной мощности привода: 1% для газотурбинного привода и 1,5% для электропривода.
=16000:100·1%=160 кВт
=135+160=295 кВт
11 Вычисляют располагаемую мощность ГПА по формуле (5.30)
, (5.30)
где - номинальная мощность ГПА; Ра– расчётное давление наружного воздуха;- коэффициент технического состояния по мощности;- коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе=1);= 0,985- коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла;= 2,0 - коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГПА;,- соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, К.
.
Значения ,,,,,принимаются по справочным данным о ГПА (табл. 5.4)
Табл. 5.4 - Техническая характеристика некоторых типов ГПА с газотурбинным приводом
Тип ГТУ
kN
ki
Частота вращения силового вала, мин-1
"nmin
nnmax
ГПА-Ц-6,3
6300
288
0,95
1,3
5740
8610
ГТК-10
10000
288
0,95
3,7
3300
5100
ГПУ-10
10000
298
0,95
3,7
3360
5300
ГТН-10И
10000
288
0,95
2,0
4550
6870
ГТК-16
16000
288
0,95
3,2
3500
4850
ГТН-16
16000
288
0,95
3,2
4400
6600
ГПА-Ц-16
16000
288
0,95
2,8
3430
5150
ГТН-25
25000
288
0,95
3,2
3500
3900
ГТН-25И
25000
288
0,95
2,2
3270
5100
12 Производится проверка выполнения условия : 295кВт≤113994 кВт.
При его несоблюдении следует увеличить число mцнна единицу и повторить расчет режима КС, начиная с п.4.
13 Определяется температура газа на выходе из ЦН
где к - показатель адиабаты природного газа, к=1,31
Список рекомендуемой литературы
Тетельмин В.В., Язев В.А. «Магистральные газонефтепроводы».
Учебное пособие.- Долгопрудный: Издательский дом «Интеллект», 2010.- 352 с
Быков Л.И. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газоиефтепроводов: Учеб.пособие.- Санкт- Петербург: Недра,2006.- 824 с.
Коршак А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: учебник для вузов/А.А. Коршак, А.М. Нечваль; под ред. А.А. Коршака.-СПб.: Недра, 2008.-488 с.
Тугунов П.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для ВУЗов.- УФА, 2002.- 658 с.
Исмагилова З.Ф., Ульшина К.Ф.
Технологический расчет магистральных нефтепроводов: Методическое пособие по выполнению курсового проекта по дисциплине «Проектирование газонефтепроводов» для студентов очной формы обучения и слушателей, занимающихся по программе профессиональной переподготовки (второе высшее образование) специальности 130501.65 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ». - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008. - 68 с.
РД 153-39,4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. -М.: Гипротрубопровод, 2002.
СНиП 2.05.06-85*. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы./ Госсстрой России: ГП ЦПП,1997. – 52 с.
Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог.-Изд.2-е испр. и доп.-М.:ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ. 1989.-24 с.