технологический расчет. 1 Определение исходных расчетных данных

• Название: 1 Определение исходных расчетных данных
• Дата: 27.09.2022
• Размер: 0.68 Mb.
• Имя файла: технологический расчет.doc
• Тип: Реферат; #698941
• страница: 1 из 3

Содержание
Введение………………………………………….............................................5

1 Определение исходных расчетных данных……….............................6

1. 
   Выбор рабочего давления газопровода и определение диаметра газопровода……….………............................................................6
   
2. 
   Расчет свойств транспортируемого газа………….....................6
   
3. 
   Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций………….......................................8
   
4. 
   Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями…..............10
   
1. 
   Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС………......................16
   
2. 
   Разработка технологической схемы КС…….....................................22
   
3. 
   Узел очистки газа на КС…………......................................................26
   
   1. 
      Технологический расчет циклонного пылеуловителя............27
      

Вывод……………….......................................................................................29

Список используемой литературы…………................................................30

Приложения.....................................................................................................31
ВВЕДЕНИЕ
Как известно, все основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потре­бителей. Подача газа к ним осуществляется по магистральным газопроводам различного диаметра. При движении газа из-за разного рода гидравлических сопротивлений по длине трубо­провода происходит падение его давления, что приводит к снижению пропускной способности газопровода. Поэтому транспортировать газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя.

Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа и обеспечения его оптимального давления в трубопроводе по трассе газопровода устанавливаются компрессорные станции (КС). Современная компрессорная станция — это сложное ин­женерное сооружение, обеспечивающее основные технологи­ческие процессы по подготовке и транспорту природного газа. Она служит управляю­щим элементом в комплексе сооружений, входящих в магист­ральный газопровод. Именно параметрами работы КС опреде­ляется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потреб­ления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.

Целью курсового проекта является эксплуатация и ремонт насосных и компрессорных станций.

Исходя из цели, сформулированы задачи курсового проекта:

• 
  произвести технологический расчет магистрального газопровода;
  
• 
  подобрать тип ГПА и рассчитать режим работы компрессорной станции;
  
• 
  разработать технологическую схему КС;
  
• 
  выполнить расчет узла очистки КС.
  

1 Определение исходных расчетных данных
Расчет ведем по [1, с. 20-36].

1. 
   Выбор рабочего давления и определение диаметра газопровода
   

1.1.1 Принимаем рабочее (избыточное) давление в газопроводе p=7,35 МПа. Значения абсолютного давления на входе и выходе центробежного нагнетателя составят соответственно р_вс=5,1 МПа и р_наг=7,46 МПа. Согласно принятому уровню давления и годовой производительности по табл. 3 принимаем условный диаметр газопровода D_y =1400 мм. Средняя температура грунта на глубине заложения оси газопровода составляет То=278 К, средняя температура воздуха ТВОЗД=283К, газопровод прокладывается в смешанных грунтах К_ср=1 Вт/(м²·К) [9]

1.1.2 Для строительства газопровода принимаем трубы D_н=1420 мм Челябинского трубного завода, изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ[1, с. 48].

Для принятого диаметра, значения расчетного сопротивления металла трубы

,

где R1^н — нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R1^н = σ_в), σ_в=588 МПа [1, с. 48];

m - коэффициент условий работы,m=0,9 [7, с. 4];

k₁-коэффициент надежности по материалуk₁=1,34 [1, с. 48];

k_н -коэффициент надежности по назначению,k_н=1,1 [7, с. 34].

Толщина стенки трубы

,

где р - рабочее давление в трубопроводе, МПа;

п_р— коэффициент надежности по нагрузке, определяемый по [7, с. 35];

R₁- расчетное сопротивление металла трубы, МПа.

Принимаем стандартную толщину стенки трубы δ=15,7 мм.

Внутренний диаметр газопровода

.

2. 
   Расчет свойств транспортируемого газа
   

1.2.1 Плотность газа при стандартных условиях по формуле (2)

=



где a₁,…а_п - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;

ρ₁,…ρ_п- плотность компонента при стандартных условиях (293К), кг/м³[1, с. 21].

1.2.2 Молярная масса по формуле (1)

=

где M₁,…М_n - молярная масса компонента, кг/кмоль [1, c. 21].

1.2.3 Газовая постоянная по формуле (4)

= ,

где R_г = 8314,4 - универсальная газовая постоянная, Дж/(кг·К).

1.2.4 Псевдокритические температура и давление по формулам (5) и (6)




где P_крi, Т_крi – критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси, определяемые по ГОСТ 30319.1 [1, c. 55].

1.2.5 Относительная плотность газа по воздуху по формуле (3)

,

где ρ_в=1,20445 кг/м³ - плотность воздуха при стандартных условиях.

1.2.6 Суточная производительность газопровода по формуле (7)

,

где k_и— коэффициент использования пропускной способности газопровода, который вычисляется по формуле (8)

,

где К_ро – коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ. К_ро=0,98 для базовых и распределительных газопроводов;

К_эт – коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур. К_эт=0,98 для газопроводов более 1000 км;

К_нд – коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных процессов и ремонтно-технического обслуживания. К_нд=0,98 [1, c. 23].

.

3. 
   Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций
   

1.3.1 Пользуясь данными табл.4 [1, с. 25], по формулам (12) и (13) определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между КС

,

где δР_ВЫХ - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа), δР_ВЫХ=0,11;

δР_ОХЛ - потери давления в системе охлаждения газа, включая eго обвязку. δР_ОХЛ =0,06МПа.

Давление в конце участка газопровода

,

где ∆ Р_вс - потери давления газана входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа, ∆ Р_вс =0,12 МПа.

1.3.2 Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной Т_Н=303K, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке

,

где Т₀- температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, Т₀ =278 К,

Т_н - температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303 - 313К.
1.3.3 В первом приближении, полагая режим течения газа квадратичным, коэффициент сопротивления трению определяется по формуле (17)



где k_э- эквивалентная шероховатость труб,k_э=3·10^-5м [7].

1.3.4 Полагая, что газопровод будет оборудован устройствами для очистки внутренней полости (Е₁ =0,95), коэффициент гидравлического сопротивления λ по формуле (14)

,

где Е₁ -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 [1, c. 25].

1.3.5 Среднее давление в линейном участке по формуле (20)


1.3.6 Приведенные значения давления и температуры





1.3.7 Коэффициент сжимаемости газа по формуле (18)

,

где ;

.



1.3.8 Расчетное расстояние между КС по формуле (10)составит



1.3.9 Определяем по формуле (21) расчетное число компрессорных станций



гдеL-длина магистрального трубопровода (км).

1.3.10 Округляем расчетное число КС до целого значения в большую сторону п=22, после чего по формуле (22) уточняем расстояние между КС

4. 
   Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка
   

газопровода между двумя компрессорными станциями
1.4.1 Принимаем в качестве первого приближения значения λ, Т_СРи Z_СРиз первого этапа вычислений:

; ;

1.4.2 Определяем по формуле (23) в первом приближении значение Р_к



1.4.3 Определяется среднее давление по формуле (20)



1.4.4 Определяем средние значения приведенного давления и температуры по формулам (19)





1.4.5 Удельная теплоемкость газа по формуле (25)



где ;

;

;

.



1.4.6 Коэффициент Джоуля-Томсона по формуле (26)



где ;

;

;

.



1.4.7 Рассчитываем коэффициент а_tпо формуле (27)



где к_ср— средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м²·К).

1.4.8 Вычисляем по формуле (24) значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона

1.4.9 Вычисляем уточненные значения приведенной температуры Т_ПРи коэффициента сжимаемости Z_cp



,

,



1.4.10 Рассчитываем коэффициент динамической вязкости по формуле по формуле (28) и число Рейнольдса по формуле (16)



где ;

;

;

;

;



1.4.11 Вычисляем по формулам (17) и (15) коэффициенты λ_ТР и λ





1.4.12 Конечное давление во втором приближении по формуле (23)



1.4.13 Относительная погрешность определения конечного давления составляет



Так как полученный результат отличается от предыдущего приближения более чем на 1%, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение, начиная с пункта 1.4.3.

1.4.13 ;

1.4.14

;

1.4.15 ;

;

;

;



1.4.16 ;

;

;

;

;

1.4.17 ;

1.4.18



1.4.19 ;