Гидравлические и гидродинамические расчёты при проектировании магис
..pdfПолагая, что рабочее давление в газопроводе Р равно номинальному давлению нагнетания, вычисляем толщину стенки δ0 газопровода по формуле (2.8); расчетное сопротивление металла вычисляем по формуле (2.9).
По рабочему давлению и толщине стенки выбираем поставщика труб (прил. 2), определяем предел прочности σвр; σвр
550 МПа. |
|
|
|
|
mу |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
R = σ |
|
|
|
|
= 550 10 |
6 |
|
0,9 |
= 353,57 МПа, |
|||||
|
вр K K |
|
|
|
1,4 1,0 |
||||||||||
|
1 |
н |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
δ0 = |
|
np PDн |
|
|
= |
|
1,1 7,45 106 0,7 |
= 0,0079 м. |
|||||||
|
2(R + n |
P) |
|
|
2(353,57 + 1,1 7,45 106 ) |
||||||||||
|
1 |
|
p |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Вычисленное значение толщины стенки δ0 округляем в большую сторону до стандартной величины δ из рассматриваемого сортамента труб, после чего определяем значение внутреннего диаметра D: δ = 10 мм; D = 1020 мм.
Определяем давления в начале и в конце линейного участка газопровода:
Pн = Рнаг − Рнаг = 7,45 − 0 = 7,45 МПа,
Pк = Рвс − |
Рсв |
= 5 + |
Рвс = 5 МПа. |
||||
По формуле (2.10) рассчитываем среднее давление в линей- |
|||||||
ном участке газопровода: |
|
|
|
|
|||
Рср = |
2 |
|
|
|
52 |
|
|
|
7,45 |
+ |
|
|
= 6,305 МПа. |
||
3 |
5 |
+ 7,45 |
|||||
|
|
|
|
Значение среднего давления газа необходимо для определения его физических характеристик, а также для нахождения количества газа, находящегося в трубопроводе.
Величина среднего давления в газопроводе, вычисленная по формуле (2.10), всегда выше среднеарифметической: с увеличением разности Рн и Рк будет возрастать и разница этих значений.
Для расчета расстояние между КС задаем в первом приближении ориентировочным значением средней температуры на линейном участке по формуле (2.11).
71
В первом приближении можно принять Тн = 293... 303 К (20...30 °С); Т0 – температура окружающей среды на уровне оси газопровода.
Тср = 0,5(Тн + Т0) = 0,5(298 + 2940) = 296 К.
При Р = Рср и Т = Tcр по формулам (2.12) рассчитываем приведенные температуру Тпр и давление Рпр:
Р |
= |
Р |
= |
6,305 |
= 1,37; |
Т |
|
= |
Т |
= |
296 |
= 1,17. |
|
Р |
5 |
|
Т |
|
252,75 |
||||||||
пр |
|
|
|
|
пр |
|
пк |
|
|
||||
|
|
пк |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
По формуле (2.13) определяют коэффициент сжимаемости:
zср = 1− |
0,0241 1,37 |
= 1,039. |
1− 1,68 1,17 + 0,078 1,172 + 0,0107 1,173 |
Полагая в первом приближении режим течения квадратичным, рассчитываем коэффициенты гидравлического сопротивления λтр и λ по формулам (2.14) и (2.15), где kэ = 0,03 (по рекомендации ВНИИГаз) – значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода; Е – коэффициент гидравлической эффективности газопровода, который характеризует уменьшение производительности в результате повышения гидравлического сопротивления газопровода, вызванного образованием скоплений влаги, конденсата и выпадением гидратов, Е = 0,95 при наличии на газопроводе устройств для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а при отсутствии указанных устройств E = 0,92.
λтр = 0,067 |
|
2 0,03 0,2 |
= 0,038, |
|
|
|
1,02 |
|
|
λ = 1,05 |
0,038 |
= 0,044. |
||
|
|
0,952 |
|
|
Определяем среднее ориентировочное расстояние между КС по формуле (2.16):
72
l ' |
= |
105,0872 1,025 |
(7,452 − 52 ) |
= 98,34км. |
|||||
16,352 |
0,044 1,039 |
296 |
|||||||
к.с |
|
|
|||||||
Определяем число компрессорных станций: |
|||||||||
|
|
n |
= |
L |
= |
145 |
= 1,47, |
||
|
|
|
|
||||||
|
|
0 |
|
lк'.с |
98,34 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
которое округляется до целого пкс (как правило, в большую сто-
рону), пк.с = 2.
Уточняем расстояние между КС по формуле (2.17):
lк.с = L = 145 = 72,5 км.
nк.с 2
На этом первый этап технологического расчета газопровода завершается.
2.Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями
Расчет выполняется в следующем порядке:
1) В качестве первого приближения принимаются значения
λ, Zср и Тср:
λ = 0,044 Вт/(м2К),
Zср = 1,039, Тср = 296 К.
2) По формуле (2.18) определяется первое приближение величины Рк:
Рк = 7,452 − 16,352 0,044 1,039 296 72,5 = 3,54 МПа. 105,0872 1,025
3) По формуле (2.10) по использованным известным значениям Рн и Рк определяется уточненное среднее давление Рср:
73
Рср = |
2 |
|
Рн + |
Р |
Р2 |
|
|
= |
2 |
|
7,45 |
+ |
52 |
|
= 6,305 МПа. |
3 |
|
+ |
Р |
3 |
|
5 + 7,45 |
|
||||||||
|
|
|
|
|
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
н |
|
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
4) По формуле (2.12) определяем средние приведенные – давление Рпр и температура Тпр:
Р |
= |
Р |
= |
6,305 |
= 1,37; |
Т |
|
= |
Т |
= |
296 |
= 1,17. |
|
Р |
4,6 |
|
Т |
|
252,75 |
||||||||
пр |
|
|
|
|
пр |
|
пк |
|
|
||||
|
|
п.к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5) Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляется уточненное значение Тср. Для этого используем величины средней удельной теплоемкости Сp, коэффициента Джоуля-Томсона Di и коэффициента ai, вычисленные при найденных значениях Рср и Тср первого приближения по формулам
Ср = 1,695 + 1,838·10–3Тср + 1,96·106 (Рср – 0,l)/Т3, Ср = 1,695 + 1,838·10–3296 +
+ 1,96·106 (6,305 – 0,l)/2963 = 2,702 [кДж/(кгК)],
D = |
1 |
|
0,98 106 |
− 1,5 |
|
= |
1 |
0,98 106 |
− 1,5 |
|
= 3,58, |
||||||
|
|
2 |
|
|
|
|
|
2 |
|
||||||||
|
|
|
|
||||||||||||||
i |
|
|
|
|
|
2,702 |
296 |
|
|
|
|
|
|||||
|
Ср |
Тср |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
a = 0,225 |
DKср |
, |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
i |
|
|
|
Q cp |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Tcp = T0 + (Tн − Т0 ) |
1− е−ai |
lк.с |
|
|
P2 − P2 |
− |
1− e−ai lк.с |
, |
|||||||||
a l |
|
|
− Di 2a l P 1 |
a l |
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
н |
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
i к.с |
|
|
|
i к.с ср |
|
|
i к.с |
|
|
где Кcp – средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, определяемый в зависимости от способа прокладки газопровода.
Ориентировочное значение коэффициента теплопередачи при подземной прокладке газопровода без теплой изоляции можно определить также по формуле
|
|
|
1 0,9 |
|
|
1 |
0,9 |
|||
|
|
|
||||||||
Кср = К |
|
|
= 2 |
|
|
|
|
= 1,96, |
||
|
1,02 |
|||||||||
|
|
|
D |
|
|
|
|
74
где D – диаметр газопровода, м; К – базовый коэффициент теплопередачи для газопровода диаметром 1 м, К = 2 Вт/(м К).
a = 0,225 |
1,96 1,02 |
= 0,011, |
||
|
||||
i |
16,35 |
2,702 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Tcp |
= 294 + (298 − 294) |
1− 2,7−0,01 72,5 |
|
− |
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,01 72,5 |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
7,452 − 52 |
|
|
|
1− |
2,7−0,01 72,5 |
= 295,7 К. |
|||||||||||||||||
−3,58 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1− |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
2 |
0,01 |
72,5 6,305 |
|
|
0,01 72,5 |
|
||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
6) По формулам (2.12), (2.21) и (2.l3) при Р = Рср и Т = Тср |
||||||||||||||||||||||||||||
вычисляем Рпр, Тпр, μ и Zст во втором приближении: |
|
|
||||||||||||||||||||||||||
Р |
= |
Р |
|
|
= |
6,305 = 1,37; |
Т |
|
|
= |
|
Т |
= |
295,7 = 1,17, |
||||||||||||||
Р |
|
|
|
|
|
Т |
|
|||||||||||||||||||||
пр |
|
|
|
|
|
|
4,6 |
|
|
пр |
|
|
|
пк |
|
|
252,75 |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
пк |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
zср = 1− |
|
|
|
|
|
|
0,0241 1,37 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= 1,039. |
|||||||||||
1− 1,68 1,17 + 0,078 1,172 + 0,0107 1,173 |
||||||||||||||||||||||||||||
Динамическая вязкость газа (Па·с) определяем по форму- |
||||||||||||||||||||||||||||
ле (2.21): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
μ |
г |
= 5,1 10−6 1+ ρ |
|
|
1,1− 0,25ρ |
ст |
|
× |
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ст ( |
|
|
|
|
|
|
|
|
) |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
×…× |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
× 0,037 + Тпр (1− 0,104Тпр ) |
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
× 1+ |
|
|
|
Рпр |
|
= 5,1 10−6 |
1+ 1,06(1,1− 0,25 1,06) × |
|||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
30(Тпр − 1) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,372 |
|
|
|||||
× 0,037 + 1,17(1− 0,1041,17) … 1 |
+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
||||||||||||||||||
30(1,17 − |
|
|||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1) |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
=10,23 10−6 Па с.
7)По формулам (2.22), (2.19) и (2.23) определяем значения
Re, λтр и λ:
Re = 17,75 |
16,35 |
|
= 27812518; |
λтр = 0,038; λ = 0,044. |
1,02 10,23 |
10−6 |
75
Переходное (от смешанного трения к квадратичному) значение числа Рейнольдса определяем по формуле (2.23)
|
D |
1,5 |
|
1,02 |
|
1,5 |
|
Reпер = 11 |
|
|
= 11 |
|
|
|
= 771020. |
|
2 0,03 10 |
−3 |
|||||
|
2kэ |
|
|
|
|
ВНИИГаз рекомендует принимать среднее значение эквивалентной шероховатости стенки газопроводаравным kэ = 0,03 мм.
8) По формуле (2.18) определяем конечное давление Рк во втором приближении:
Рк = 7,452 − 16,352 0,044 1,039 295,7 72,5 = 3,52 МПа. 105,0872 1,025
9) Если полученный результат отличается от предыдущего более чем на 1 %, то необходимо уточнить расчеты, выполнив третье приближение, начиная с п. 3. Если же результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, то переходим к следующему пункту,
δ = 3,54 − 3,52100 % = 0,6, 3,54
результат удовлетворяет требованиям расчетов.
10) По формуле (2.l0) уточняется среднее давление Рср:
Рср = |
2 |
|
7,45 |
+ |
3,522 |
|
= 5,72 МПа. |
|
|
|
|
|
|||||
3 |
3,52 + 7,45 |
|||||||
|
|
|
|
|
|
11) При х = lкс по формуле (4.24) определяем температуру газа Тк в конце линейного участка:
Tк = 294 + (298 − 294)2,7−0,01 72,5 −
−3,58 |
7,452 − 3,522 |
(1− 2,7 |
−0,01 72,5 |
) = 296 К, |
2 0,01 72,5 5,72 |
|
где Рср – среднее давление на участке газопровода, вычисляемое по формуле (2.10).
76
На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.
3. Расчет режима работы компрессорной станции
Исходные данные для расчета режима работы КС:
–Р = 3,52 МПа; Т = 296 К – давление и температура газа на входе КС (равные уточненным значениям давления и температуры в конце линейного участка);
–температура окружающего воздуха То.в – 294 К;
– физические свойства газа (рст= в 1,205 |
= 1,06 кг/м3, Рпк – |
4,6 МПа, Тпк = 252,75 К, R = 0,31176 Дж/(моль К)). |
|
По выбранному типу привода (ГТН-16) |
и центробежного |
нагнетателя по их паспортным данным:
–Qн= 17,2 млн м3/сут – номинальная производительность ЦН при стандартных условиях;
–Ncн = 16000 кВт – номинальная мощность ГПА;
–пн = 6200 мин–1 – номинальная частота вращения вала ЦН;
–nmin = 4400 мин–1, nmin = 6600 мин–1 – диапазон возможных частот вращения ротора ЦН;
–приведенная характеристика.
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 – Рвс; 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 zвс при условиях всасывания:
= ρвс , ρвс = 1,13 кг/м3 ,
ρвозд
77
zвс = 1− |
0,0241 Рпр |
|
, |
|
1− 1,68 Тпр + 0,078 Тпр2 + 0,0107 Тпр3 |
||||
|
|
Тпр = 1,17; Рпр=1,37, |
|
|
zвс = 1− |
|
0,0241 1,37 |
= 1,039. |
|
1− 1,68 1,17 + 0,078 1,172 + 0,0107 1,173 |
3) Определяем требуемое количество нагнетателей mц.н = Qк.с ,
Qн
котороеокругляем до целого значения:
mц.н = 16,3517,2 = 0,95 или1.
4) По формуле (2.26) рассчитываем производительность нагнетателя при условиях всасывания Qвс:
Qвс = 16,35 1,06 = 0,1 млн м3 /сут, 24 60 1,13
Qц.н = 16,35 = 16,35 млн м3 /сут. 1
Задаваясь номинальным значением давления нагнетания Рнаг, по формуле (2.27) вычисляем требуемую степень повышения давления ε:
ε= 7,455 = 1,49.
8)Задаваясь несколькими значениями частоты вращения ротора, на приведенной характеристике ЦН строим линию расчетных режимов (см. рис. 2.1)
n |
5000 |
5500 |
6500 |
n/ nн |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
Qпр = nnн Qвс.
78
Qпр1 = 2,5 м3/с; Qпр2 = 1,3 м3/с; Qпр3 = 1,2 м3/с.
Основные параметры некоторых типов ЦН приведены в табл. 2.3.
9) С помощью построенной линии расчетных режимов определяют значения Qпр,ηпол и [Ni ρвс ]пр . Значение Qпр должно
удовлетворять условию удаленности от зоны помпажа, то есть должно выполняться неравенство Qпр ≥ Qпр min :
Qпр = 1,25 м3/с или 0,108 млн м3/сут, ηпол = 0,47, [Ni ρвс ]пр = 150 кВткгм2 ,
1,25 ≥ 1,2 – условие выполняется
10) Вычисляют фактическую частоту вращения ротора ЦН:
n = Qвс nн , котораядолжнаудовлетворятьусловию nmin < n < nmax .
Qпр
n = 0,1080,1 6200 = 5740 мин,
4400<5740<6600 – условие выполняется.
11) По формуле (2.28) вычисляют внутреннюю мощность Ni, потребляемую ЦН:
N= 1,13 150 5740 3 = 135 кВт.
i6200
12)По формуле (2.29) рассчитывают мощность на муфте привода Ne:
N е = Ni + Nмех ,
где Nмех – потери мощности (определяются по паспортным данным ГПА). Величину потери мощности Nмех ориентировоч-
но можно принимать как процентную долю от номинальной мощности привода: 1 % для газотурбинного привода и 1,5 % для электропривода,
79
Nмех = 16000:100·1% = 160 кВт, Ne = 135 + 160 = 295 кВт.
13) Вычисляют располагаемую мощность ГПА NeP по фор-
муле (2.30):
|
|
Т |
возд |
− Тн |
|
Р |
|
NeP = NeнkN kоблkу 1 |
− ki |
|
возд |
|
а |
, |
|
|
Т |
|
0,1013 |
||||
|
|
|
возд |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
где Neн – номинальная мощность ГПА; Ра – расчётное давление наружного воздуха; kN – коэффициент технического состояния по мощности; kобл – коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе kобл = 1); kу = 0,985 – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла; ki = 2,0 – коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГПА; Твозд , Твоздн – соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, К.
P |
= 16000 1 0,95 0,985 |
|
− 2 |
294 − 288 |
0,1013 |
= 13994 кВт. |
|
Ne |
1 |
294 |
|
0,1013 |
|||
|
|
|
|
|
|
Значения Neн , kN , kобл , kу , ki , Твоздн принимаются по справочным данным о ГПА (табл. 2.4)
|
|
|
|
|
Таблица 2 . 4 |
|
Техническая характеристика некоторых типов ГПА |
||||||
|
с газотурбинным приводом |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
Тип ГТУ |
|
Технические характеристики |
|
|||
|
Neн , |
Твоздн , |
kN |
ki |
Частота вращения |
|
|
кВт |
К |
|
|
силового вала, мин–1 |
|
|
|
|
nmin |
nmax |
||
|
|
|
|
|
||
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 |
80