4. Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями:

Коэффициент Джоуля–Томсона, К/МПа

К_СР - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м²·К). Ориентировочное значение К_СР = 1,5÷2,0 Вт/(м²·К)

Так как полученный результат отличается от предыдущего приближения более чем на 1%, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение.

Уточняется среднее давление по формуле:

Определяется конечная температура газа:

Таблица 2 – Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета линейного участка газопровода

Наименование расчетного параметра	Первое приближение	Второе приближение
Конечное давление Рк, МПа	5,67	5,59
Среднее давление Рср, МПа	6,5	6,46
Приведенная температура Тпр	1,426	1,438
Приведенное давление Рпр	1,435	1,426
Теплоемкость газа Ср, Дж/(кг·К)	488761,8	473538,2
Коэффициент Джоуля-Томсона Di, К/МПа	1,97*10^-5	1,99*10^-5
Параметр а	1,26·10^-10	2,9·10^-10
Средняя температура Тср, К	299	299
Средний коэффициент сжимаемости Zср	0,85	0,85
Динамическая вязкость газа µ, Па·с	1,257·10^-5	1,257·10^-5
Число Рейнольдса Re	3,44·10^10	3,4·10^10
Коэффициент сопротивления трения λтр	0,018	0,018
Коэффициент гидравлического сопротивления λ	0,0209	0,0209
Конечное давление Р^’к	5,59	5,56
Относительная погрешность по давлению, %	1,41	0,5

2. Выбор типа гпа и расчет режима работы кс:

На компрессорных станция газопровода предполагается установка газотурбинных агрегатов ГТН-25, оборудованных центробежным нагнетателями 650-22-2.Основные характеристики нагнетателя: n_H=3700мин^-1, Z_пр=0,9, R_пр=451 Дж/(кг·К), T_пр=288К, Q_Н=47 млн м³/сут.

По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление и температуру газа на входе в центробежный нагнетатель:

_{Рассчитаем коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания:}

_{Определяем плотность газа при условиях всасывания:}

_{Требуемое количество нагнетателей mН = 3}

_{Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем Qпр и [n/nH]пр. Значения расчетов приведены в Таблице 3.}

Частота вращения n, мин^-1	n/nн	nн /n
2800	0,757	1,321	739,586	0,710
3100	0,838	1,194	668,013	0,786
3400	0,919	1,088	609,071	0,862
3700	1	1	559,687	0,938
4000	1,081	0,925	517,710	1,014

По характеристике нагнетателя (рис.1) определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем горизонтальную линию из ε =1,36 до линии режимов и найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим, Q_пр=600 м³/мин. Аналогично определяем η_пол=0,85 и [N_i/ρвс]_пр =550 кВт/(кг/м³)

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

где N_мех- механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН при номинальной загрузке ( 1% от номинальной мощности привода)

где N_e^H - номинальная мощность ГТУ, кВт [1, c.35];

k_n - коэффициент тех. состояния по мощности, k_n=0,95;

k_обл - коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе k_обл=1);

k_y- коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла (при ее отсутствии k_y=1);

k_t -коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ k_t=3,2;

_{Проверяем условие . Условие 22997,7 кВт < 23576,625 кВт выполняется.}

Вывод

В ходе выполненной работы по технологическому расчету газопровода мы получили следующие результаты:

1. Рабочее давление в газопроводе p=7,35 МПа. Для строительства газопровода приняли трубы D_н=47мм, толщину стенки трубы δ=3 мм Челябинского трубопрокатного завода, изготовленные по ТУ 14-3-1573-1996 из стали 20Х.

2. Расчетное число КС п=3, расстояние между КС L=3666,6 км.