Кп. кп (Автосохраненный)[1]. Курсовая работа помдк0201 по специальности 21. 02. 03 Технологический расчет магистрального газопровода

• Название: Курсовая работа помдк0201 по специальности 21. 02. 03 Технологический расчет магистрального газопровода
• Дата: 05.02.2023
• Размер: 226.25 Kb.
• Имя файла: кп (Автосохраненный)[1].docx
• Тип: Курсовая; #920992
• страница: 1 из 3

Автономная некоммерческая профессиональная образовательная организация

<<Уральский политехнический колледж>>

КУРСОВАЯ РАБОТА

по-МДК-02-01<<Технологическое оборудование >>

по специальности 21.02.03<<Сооружение и эксплуатация ГНП и ГНХ>>

Технологический расчет магистрального газопровода

Выполнила студентка группы4- 3сгг

___________ Ярославова А.Е.

Оценка _____________________

Научный руководитель

____________ /Латыпов А.Б.

УФА-2022

Задание на курсовой проект : Технологический расчёт МГ

1)Определить диаметр газопровода;
2)определить необходимое количество компрессорных станций и расставить их по трассе газопровода;
3)рассчитать режимы работы КС;
4)провести уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков и режимов работы промежуточных КС до конечного пункта газопровода.

Содержание:

Введение

1.Основные теоретические сведения

2.Основные расчётные формулы

3.Технологический расчет магистрального газопровода:

3.1.Определить диаметр газопровода;

3.2.Определить необходимое количество компрессорных станций и расставить их по трассе газопровода;

3.3.Рассчитать режимы работы КС;

3.4.Провести уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков и режимов работы промежуточных КС до конечного пункта газопровода;

4.Заключение и рекомендаций;

5.Список используемых источников и литературы;

6.Приложения;

7.Лист замечаний;

8.Лицензия преподавателя;

Введение

Технологический расчет магистрального газопровода является важной комплексной задачей, требующей специального подхода и решения. Этот расчет позволяет наиболее точно рассчитать и уточнить основные характеристики газопровода, определить число компрессорных станций и выбрать тип ГПА, что необходимо для строительства и работы магистрального газопровода.
, в тоже время позволяют разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации.

Важнейшей функцией газотранспортной системы России является обеспечение требуемых объемов транспортировки газа и бесперебойности поставок природного газа потребителям. При проектировании, строительстве, эксплуатации, реконструкции и модернизации газотранспортной системы, ее основных объектов и используемого энерготехнологического оборудования решаются задачи повышения надежности эксплуатации газотранспортной системы (ГТС) и снижения энергетических затрат при магистральном транспорте природного газа.

За последние годы резко возросла роль трубопроводного транспорта в российской экономике. Это связано с рядом факторов - увеличение налоговых поступлений в бюджеты различных уровней вследствие роста объемов транспорта нефти и газа, создание новых рабочих мест, развитие экономики регионов и т.д.

Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности также чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта газа от мест добычи на газоперерабатывающие заводы и экспорт. Магистральный трубопроводы, обеспечивая энергетическую безопасность страныдля народного хозяйства грузов.

1. Основные теоретические сведения

газопровод компрессорный станция гидравлический

Природный газ - смесь горючих газов, добываемых из недр земли. Основной составляющей природного газа является метан СН4, содержание которого достигает 98%. Остальная часть смеси состоит из предельных углеводородов: этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10 и пентана С5Н12. Кроме того, в состав природных газов в небольших количествах входят азот N2 и углекислый газ СО2, иногда сероводород H2S, водород Н2 и другие.

Природные газы разделяются на три группы:

1) газы чисто газовых месторождений, т. е. смеси сухих газов, свободных от тяжелых углеводородов; к таким месторождениям относятся Североставропольское, Дашавское, Газлинское, Березовское и др.;

2) газы газоконденсатных месторождений, в которых газ находится вместе с конденсатом (конденсатом называется широкая фракция, состоящая из бензина, лигроина, керосина и солярового масла); к ним относятся месторождения Коробковское, Песчано-Уметское, Краснодарские, Кызылкумские и др.;

3) попутные нефтяные газы; месторождения этого типа находятся в Татарии, Башкирии, Волгоградской области, Краснодарском крае и др.

В большинстве случаев природные газы вообще не имеют запаха или имеют слабый запах бензина, а в тех случаях, когда в газе имеются примеси серы - запах сероводорода. Природные и попутные газы, транспортируемые по магистральным газопроводам, почти всегда содержат различные твердые примеси (песок, пыль, сварочный грат, окалину и др.) и жидкие примеси (воду, конденсат, масло). Большинство примесей попадает в газопровод с газом из скважин.

Газопровод - инженерное сооружение, предназначенное для транспортировки газа (в основном природного газа) с помощью трубопровода. Газ по газопроводам и газовым сетям подаётся под определённым избыточным давлением.

Газопроводы подразделяются на:

1) Магистральные газопроводы - предназначены для транспортировки газа на большие расстояния. Через определённые интервалы на магистрали установлены газокомпрессорные станции, поддерживающие давление в трубопроводе. В конечном пункте магистрального газопровода расположены газораспределительные станции, на которых давление понижается до уровня, необходимого для снабжения потребителей.

Под магистральным газопроводом следует понимать комплекс сооружений, предназначенных для транспортировки природного или попутного нефтяного газа от газовых или нефтяных промыслов к потребителям газа (городам, поселкам, промышленным предприятиям и электростанциям). Имеются также магистральные газопроводы, перекачивающие искусственный газ от газосланцевых или коксогазовых заводов, как, например, Кохтла-Ярве — Таллин и некоторые другие.

Система магистральных газопроводов - совокупность магистральных газопроводов, состоящая из двух и более ниток или участков магистральных газопроводов с одинаковым рабочим давлением, связанных внутрисистемными перемычками и допускающими эксплуатацию (и, как правило, работающих) в совместном гидравлическом режиме (или с различными уровнями рабочего давления, если элементы системы соединены через узлы редуцирования).

2)Газопроводы распределительных сетей - предназначены для доставки газа от газораспределительных станций к конечному потребителю.

По давлению в магистрали:

Магистральные:

первой категории — до 10 МПа

второй категории — до 2,5 МПа

Распределительные:

высокого давления 1 категории – от 0,6 до 1,2 включительно, МПа;

высокого давления 2 категории – от 0,3 до 0,6 включительно, МПа;

среднего давления – от 0,005 до 0,3 включительно, МПа;

низкого давления – до 0,005 включительно, МПа - обычный "бытовой" газопровод.

По типу прокладки:

Наружный газопровод включает в себя все участки конструкции, находящиеся вне помещения. Сюда входят подземные, наземные и надземные элементы, расположенные до футляра при вводе в здание.

Внутренний газопровод – газопровод, проложенный от наружной конструкции здания до места подключения расположенного внутри зданий газоиспользующего оборудования.

Единая система газоснабжения – это имущественный производственный комплекс, состоящий из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых производственных и иных объектов, предназначенных для добычи, транспортировки, хранения, поставок газа и находящийся в собственности организации, образованной в установленных гражданским законодательством организационно-правовой форме и порядке, получившей объекты указанного комплекса в собственность в процессе приватизации либо создавшей или приобретшей их на других основаниях, предусмотренных законодательством Российской Федерации.

Трубы. Для сооружения магистральных газопроводов в основном применяются бесшовные или сварные трубы из низколегированных или малоуглеродистых мартеновских спокойных сталей с максимальным содержанием углерода в металле труб не более 0,27%. Сталь труб должна хорошо свариваться. Показатели, характеризующие химический состав и механические свойства металла труб, допускаемых к применению для магистральных газопроводов, должны удовлетворять требованиям технических условий или ГОСТ.

Рабочее давление (нормативное) - устанавливаемое проектом наибольшее избыточное внутреннее давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации газопровода; определяется по сечению на выходном трубопроводе газового компрессора.

Производительность газопровода - количество газа м3 при условиях по ГОСТ 2939: 293 К и 0,1013 МПа, транспортируемого по газопроводу за расчетный период (год, сезон, квартал, месяц).

Пропускной способностью газопровода или его участка называется максимальное количество газа, которое может быть передано по газопроводу или участку газопровода в сутки при стационарном режиме, максимальном использовании располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов и заданных расчетных параметрах: граничных условиях в начале и в конце газопровода, рабочем давлении по трассе, гидравлической эффективности, температуре окружающего воздуха и грунта, температуре охлаждения газа и т.п.

Расчетная пропускная способность магистрального газопровода или его участка, необходимая для обеспечения заданной производительности, определяется как максимальная суточная пропускная способность.

Компрессорная станция — стационарная или подвижная (другое наименование - передвижная или самоходная) установка, предназначенная для получения сжатых газов. Получаемый сжатый газ или воздух может использоваться как энергоноситель (для пневматического инструмента), сырье (получение отдельных газов из воздуха), криоагент (азот).

Станция состоит из компрессора и вспомогательного (дополнительного) оборудования. Чаще всего компрессорная станция представляет собой блок-бокс, в котором и размещается всё установленное оборудование с обвязкой. Часто станции оснащаются такими системами как - системами пожаротушения, освещения, вентиляции, сигнализации, газоанализации и т.д.

Кроме того, газоперекачивающие компрессорные станции осуществляют транспортировку топлива по газопроводу, а также обеспечивают его закачку в подземное хранилище.

Зачастую такое оборудование называют «компрессорная станция высокого давления», а все потому, что станции нагнетают в газопроводе высокое давление, благодаря чему повышается пропускная способность газовой магистрали.

В зависимости от масштабов газопровода, существуют стационарные и передвижные КС.

В таблице 1 приведены потери давления газа на КС в зависимости от рабочего давления в газопроводе.

Таблица 1

Давление в газопроводе (избыточное), МПа	Потери давления газа на КС, МПа
	всего		в т.ч.
			на всасывании		на нагнетании
	при одно- ступенчатой очистке газа	при двух- ступенчатой очистке газа	при одно- ступенча-ой очистке газа	при двух- ступенчатой очистке газа
5,40	0,15	0,20	0,08	0,13	0,07
7,35	0,23	0,30	0,12	0,19	0,11
9,81	0,26	0,34	0,13	0,21	0,13

Компрессорный цех - составная часть компрессорной станции, выполняющая основные технологические функции (очистку, компримирование и охлаждение газа).

Газоперекачивающий агрегат (ГПА) — предназначен для компримирования природного газа на компрессорных станциях газопроводов и подземных хранилищ. ГПА состоит из нагнетателя природного газа, привода нагнетателя, всасывающего и выхлопного устройств (в случае газотурбинного привода), систем автоматики, маслосистемы, топливовоздушных и масляных коммуникаций и вспомогательного оборудования.

ГПА различают: по типу нагнетателей - поршневые газомоторные компрессоры (газомотокомпрессоры) и ГПА с центробежными нагнетателями; по типу привода — ГПА с газовым двигателем внутреннего сгорания (газомоторные двигатели), с газотурбинным приводом, с электроприводом. ГПА с газотурбинным приводом, в свою очередь, подразделяются на агрегаты со стационарной газотурбинной установкой и с приводами от газотурбинных двигателей авиационного и судового типов.

По сравнению с поршневыми компрессорами центробежные нагнетатели имеют ряд преимуществ. Это, прежде всего, компактность и высокая производительность, простота конструкции, малое количество трущихся деталей и отсутствие возвратно-поступательных движений, равномерная подача газа и более благоприятные условия автоматизации.

Центробежные нагнетатели природного газа на КС - агрегаты, от которых зависит нормальный технологический процесс компримирования газа. Основной критерий, по которому можно судить о степени надежности нагнетателя в период эксплуатации — его вибрационное состояние. Значительное число дефектов в работе отдельных узлов и деталей проявляется в повышенной вибрации.

Центробежные нагнетатели выполняются, как правило, в виде одноступенчатой турбомашины с осевым подводом газа к консольно расположенному рабочему колесу. Наибольшее распространение получили нагнетатели конструкции Невского машиностроительного завода им. В. И. Ленина (НЗЛ) и Уральского турбомо-торного завода им. К. Е. Ворошилова (УТМЗ).

На компрессорных станциях магистральных газопроводов широко применяются центробежные нагнетатели с приводом от газовых турбин одно- и двуховальной конструкции. В одновальной конструкции газовая турбина установлена, на одном валу с осевым воздушным компрессором и через муфту и редуктор соединена с нагнетателем. Таким образом, при необходимости изменять число оборотов нагнетателя одновременно изменится число оборотов осевого компрессора. В двуховальной конструкции одна секция турбины соединена с нагнетателем, а, вторая с осевым, компрессором, поэтому изменение скорости нагнетателя не вызывает изменение скорости осевого компрессора, что обеспечивает большие возможности регулирования подачи нагнетателя.

На КС с электроприводом для сжатия газа применяют центробежные нагнетатели, принцип действия которых основан нединамическом взаимодействии лопаток с протекающим через вращающееся колесо газом. Высокие окружные скорости и большие скорости течения газа позволяют при этом получить большую подачу при небольших габаритах. Повышение давления в ЦН происходит в результате, превращения кинетической энергии в потенциальную.

Газ, поступающий в центробежные нагнетатели газоперекачивающих агрегатов, необходимо очищать от механических примесей, влаги и конденсата. Наличие механических примесей в газе может вызвать повреждение центробежных нагнетателей. После компримирования транспортируемого газа в центробежных нагнетателях его температура возрастает до 50 - 80 °С. Такая температура газа может быть причиной снижения его подачи по газопроводу и вызвать большой температурный перепад. Центробежные нагнетатели применяют при производительности газопровода выше 7 млрд. м3 в год, выбор их мощности проводят по газодинамическим характеристикам.

КПД газового компрессора (нагнетателя) политропный – это отношение удельной полезной политропной работы (политропного напора) к разности энтальпий (полному напору), определяемым по параметрам газа, измеренным в сечениях входного и выходного патрубков (фланцев).

Степень повышения давления (степень сжатия) - отношение абсолютных давлений газа, измеренных в сечениях выходного и входного патрубков (фланцев) компрессора.

Мощность ГПА номинальная в станционных условиях - мощность на муфте ГТУ в условиях по ГОСТ 28775: при температуре 15°С и давлении атмосферного воздуха и 0,1013 МПа, без отборов сжатого воздуха и с учетом гидравлических сопротивлений трактов (входного и выхлопного), при отсутствии утилизационного теплообменника.

Мощность располагаемая - максимальная рабочая мощность на муфте газового компрессора (нагнетателя), которую может развивать привод в конкретных станционных условия

2.Основные расчётные формулы:

1)Плотность газа при стандартных условиях (20 0С и 0,1013 МПа) определяется по формуле аддитивности (кг/м3):



х1,..., хn - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;

ρ1,..., ρn - плотность компонента при стандартных условиях, кг/м3.

2)Молярная масса (кг/кмоль):



M1,..., Mn – молярная масса компонента, кг/кмоль.

3)Газовая постоянная Дж/(кг.К):



Дж/(кмоль.К) - универсальная газовая постоянная.

4)Псевдокритические температура и давление (МПа):





5)Относительная плотность

6)Постоянная производительность газопровода :

:6




QГ - объем транспортируемого газа, млрд. м3/год;

kГОД - среднегодовой коэффициент неравномерности транспорта газа.

7)Расстояние между компрессорными станциями (м):



Dвн - внутренний диаметр газопровода, м;

PН и РК - соответственно давления в начале и в конце участка газопровода, МПа;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

ZCP - средний по длине коэффициент сжимаемости газа ZCP=f(PCP, TCP);

∆ - относительная плотность газа.

8)Ориентировочное значение средней температуры для первого приближения (К):



Т0 - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода,

КТН - температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной

303 - 313К.

9)Давление в начале участка газопровода (МПа):



РНАГ - абсолютное давление на нагнетании центробежного нагнетателя (ЦН) не должно превышать, РНАГ= 76 кгс/см2 (76·0,0981=7.456 МПа);

∆РНАГ - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода с учетом потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа, МПа.

10)Давление в конце участка газопровода (МПа):



РВС - давление на всасывании ЦН. РВС = 52·0,0981=5,10 МПа;

∆PВС - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа, МПа.

11)Коэффициент гидравлического сопротивления:



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, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопроводов, а при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92.

12)Коэффициент сопротивления трению:



kЭ - эквивалентная шероховатость труб: для монолитных труб без внутреннего антикоррозионного покрытия принимается равной 0,03 мм;

Re - число Рейнольдса;

13)Число Рейнольдса:



μ - коэффициент динамической вязкости, Па·с.

14)Значения приведенных давления и температуры:



15)Коэффициент сжимаемости газа:





16)Среднее давление в газопроводе (МПа):



17)Число компрессорных станций:



LОБЩ - протяженность газопровода, м.

18)Расстояние между КС (уточнение):



19)Абсолютное давление в конце участка газопровода (МПа):



20)Удельная теплоемкость газа (кДж/(кг·К)):



21)Коэффициент Джоуля–Томсона (К/МПа):



22)Рассчитываем коэффициент a:



КСР - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м2·К).

23)Средняя температура для второго приближения (К) :

24)Коэффициент динамической вязкости (Па·с)

25)Конечная температура газа (К):



26)Плотность газа при условиях всасывания (кг/м3):



TСТ – температура газа при стандартных условиях, ТСТ=273К;

РСТ – давление газа при стандартных условиях, РСТ=0,1013МПа;

ZВС - коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях, ZВС=1;

ТВС - температура, приведенная к условиям всасывания;

РВС - номинальное давление на входе в ЦН.

27)Количество нагнетателей:



QКС - производительность КС при стандартных условиях, млн. м3/сут;

QНОМ – номинальная производительность ЦН при стандартных условиях, млн.м3/сут.

28)Производительность нагнетателя при условиях всасывания (м3/мин):



29)Значениях приведенных относительных оборотов:



ZПР, RПР, TПР – условия приведения, для которых построены характеристики;

n–рабочая частота вращения вала ЦН, мин-1

nН - номинальная частота вращения, мин-1.

30)Приведенная объемная производительность (м3/мин):



31)Степень повышения давления:



РВС - номинальное давление на входе в ЦН;

РНАГ - номинальное давление на выходе ЦН.

32)нутренняя мощность, потребляемая ЦН (кВт):



33)Фактическая частота вращения ротора ЦН (мин-1)



34)Мощность на муфте привода (кВт):



NМЕХ – механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН.

35)Располагаемая мощность ГТУ (кВт):



NeН – номинальная мощность ГТУ, кВт;

kН – коэффициент технического состояния по мощности;

kОБЛ – коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе kОБЛ = 1);

kУ – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла;

kt – коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ;

TВОЗД, TВОЗДН – соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, К

36)Температура газа на выходе ЦН (К):



k – показатель адиабаты природного газа, k=1,31;

ηпол – политропический КПД центробежного нагнетателя.

3Технологический расчет магистрального газопровода

Исходные данные :

Q_г= 9млрд м³/год

L= 100 км

Подземный способ прокладки

Т₀= 190 К

T_возд =198 К

ꭅ_гр=1,43Вт/(мК)

Cостав газа	% по объему	Ткр, К	Ркр, МПа	Плотность (ρ), кг/м3	Молярная масса, кг/моль
Метан	63,7	190,6	4,74	0,6687	16,043
Этан	10,2	305,3	5,26	1,264	30,07
Пропан	12,6	368,8	4,49	1,872	44,097
Бутан	7,6	426,0	3,6	2,519	58,124
Пентан	3,6	470,4	3,41	3,228	72,151
Двуокись углерода	0,7	304,3	7,54	1,8423	44,011
Азот и редкие	1,8	126,0	3,39	1,1651	28,016

3.1 Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций\

Расчет выполнен в следующем порядке:

1 По известному составу определяются основные физические свойства газа:

- плотность газа при стандартных условиях по формуле (.1)

- относительная плотность газа по воздуху по формуле (.2)



- молярная масса газа по формуле (.3):



- псевдокритическая температура газовой смеси по формуле (.4):

,

- псевдокритическое давление газовой смеси по формуле (.5)



- газовая постоянная по формуле (.6) ,

В соответствии с таблицей(смотрите ниже ) принимаю ориентировочное значение диаметра газопро­вода. В настоящее время магистральные газопроводы

проектируются на рабочее давление Р = 7,5 МПа.

Принимаю D_у = 700 мм;

Dy, мм	Годовая производительность Qгод, млрд. м3/год
	РНАГ=5,5 МПа; Рвс=3,8 МПа	РНАГ=7,5 МПа; Рвс=5,1 МПа
500	1,6...2,0	2,2...2,7
600	2,6... 3,2	3,4...4,1
700	3,8...4,5	4,9...6,0
800	5,2...6,4	6,9...8,4
1000	9,2...11,2	12,1...14,8
1200	14,6... 17,8	19,3...23,5
1400	21,5...26,4	28,4...34,7

2 Рассчитываю оценочную пропускную способность газопровода (коммерческий расход, млн. м³/сут)



Выбрала тип центробежного нагнетателя и привода – H-300-1,23. По паспортным данным ЦН определила номинальные давления всасывания Р_вси нагнетания Р_НАГ.

Р_вс = 3,63МПа

Р_наг=5,49МПа

Полагая, что рабочее давление в газопроводе Р равно номинальному давлению нагнетания, вычисляю толщину стенки δ₀ газопровода и расчетное сопротивление металла .

3По рабочему давлению и толщине стенки выбираю поставщика труб (приложение 2), определяю предел прочности σ_вр.

σ_вр- 550 МПа





Вычисленное значение толщины стенки δ₀ округляю в большую сторону

до стандартной величины δ из рассматриваемого сортамента труб, после чего определяю значение внутреннего диаметра D:

δ= 10 мм

D= 1020 мм

4 Определяю давления в начале и в конце линейного участка газопровода

;

5

5 Рассчитываю среднее давление в линейном участке газопровода:

.

Значение среднего давления газа необходимо мне для определения его физических характеристик, а также для нахождения количества газа, находящегося в трубопроводе.

Величина среднего давления в газопроводе, всегда выше среднеарифметической: с увеличением разности Р_н и Р_к будет возрастать и разница этих значений.

Для расчета расстояния между КС задаю в первом приближении ориентировочным значением средней температуры на линейном участке.

В первом приближении принимаю Т_н =293... 303 К (20...30° С); Т₀ – температура окружающей среды на уровне оси газопровода.

Т_СР = 0,5(Т_н + Т₀) = 0,5(198+190)= 194K

6 При Р = Р_СР и Т =T_CР по формулам рассчитываю приведенные температуру Т_ПР и давление Р_ПР :

;

7 По формулеопределяют коэффициент сжимаемости



8 Полагая что в первом приближении режим течения квадратичным, рассчитываю коэф­фициенты гидравлического сопротивления λ_тр и λ

где к_э =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.

,



9 Определяю среднее ориентировочное расстояние между КС



10 Определяю число компрессорных станций



которое округляется до целого п_кс(как правило в большую сторону). п_кс=2

11Уточняю расстояние между КС по формуле



На этом первый этап технологического расчета газопровода завершаю.

3.2.Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями

Расчет выполняю в следующем порядке:

В качестве первого приближения принимаю значения , Z_ср и Т_ср :



Z_ср=1,087

Т_ср=194К

1)По формуле определяю первое приближение величины Р_к





2)По формуле с использованных известных значений Р_н и Р_к, определяю уточненное среднее давление Р_СР.



3)По формуламопределяю средние приведенные давление Р_пр и температуру Т_ПР.

; 0,78МПа

4)Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляю уточненное значение Т_СР. Для этого использую величины средней удельной теплоемкости С_p, коэффи­циента Джоуля-Томсона Di и коэффициента a_i вычисленные при найденных значениях Р_ср и Т_ср первого приближения по формулам:

С_р =1,695 + 1,838·10^-3Т_СР+1,96·10⁶ (Р_СР-0,l)/Т³;

С_Р=1,695 + 1,838·10^-3194+1,96·10⁶ (5,289-0,l)/194³=2.638[кDж/(кгК)];



;

,

где К_cp - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружаю­щую среду, определяемый в зависимости от способа прокладки газопровода.

5) Ориентировочное значение коэффициента теплопередачи при подземной прокладке газопровода без теплой изоляции можно определить также по формуле:



где D - диаметр газопровода м; К - базовый коэффициент теплопередачи для газопровода диаметром 1 м, К = 2 Вт/(м К)





6)По формулам при Р = Р_ср и Т = Т_ср вычисляю Р_пр, Т_пр, μ и Z_CT во втором приближении.

;



7)Динамическую вязкость газа (Па∙с) определяю по формуле



8)По формуламопределяю значения Re, и ,

=37890710 _ТР=0,0

9)Переходное (от смешанного трения к квадратичному) значение числа Рейнольдса оп­ределяю по формуле



ВНИИГаз рекомендует принимать среднее значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода равным к_э = 0,03 мм.

10)По формуле опредедяю конечное давление Р_К во втором приближении.




Результат удовлетворяет требованиям моих расчетов.

11)По формуле уточняю среднее давление Р_СР.



12)При х = l_КС по формуле определяю температуру газа Т_к в конце линейного участка:



где Р_СР - среднее давление на участке газопровода

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчиваю.
3.3. Расчет режима работы компрессорной станции

Исходными данными для расчета режима работы КС являются:

• 
  Р = 3,49 МПа; Т = 296 К - давление и температура газа на входе КС (равные уточненным значениям давления и температуры в конце линейного участка);
  
• 
  температура окружающего воздуха Т_шщ - 190 К;
  
• 
  физические свойства газа (р_ст= Δ_в 1,205 = 1,06 кг/м³, Р_пк - 4,6 МПа, Т_пк = 252,75 К, R = 0,31176 Дж/(моль К)).
  

Выбираю типу привода (ГТН-10И) и центробежного нагнетателя по их паспортным данным:

-Q_H=19,0 млн м³/сут - номинальная производительность ЦН при

стандартных условиях;

• 
  N^н_с=10000 кВт - номинальная мощность ГПА;
  
• 
  п_н= 6150 мин^-1 - номинальная частота вращения вала ЦН;
  
• 
  n_min= 4550 мин^-1, n_min ⁼ 6870 мин^-1- диапазон возможных частот
  

вращения ротора ЦН;

• 
  приведенная характеристика
  

3.4.Расчет режима работы КС выполняю в следующем порядке:

1 По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определяю давление Р_вси температуру Т_всгаза на входе в центробежный нагнетатель:

Р_вс=Р_К- ΔР_ВС; Т_вс = Т_к.

Р_вс = 3,49

Т_вс = 296 МПА

2 По известному составу газа, температуре Т = Т_ВСи давлению Р = Р_всна входе в ЦН определяю плотность ρ_вси коэффициент сжимаемости газа z_BCпри условиях всасывания:

;

; Т_пр=1,17; Р_пр=1,37



3 Определяю требуемое количество нагнетателей ,которое

округляю до целого значения.



4 По формуле рассчитываю производительность нагнетателя при
условиях всасывания Q_BC:

1. 
   
   

а

5 Задаваясь номинальным значением давления нагнетания Р_НАГпо формуле

вычисляю требуемую степень повышения давления :



6 Задаваясь несколькими значениями частоты вращения ротора, на приведенной характеристике ЦН строю линию расчетных режимов

n	5000	5500	6500
n/ nн	0,8	0,9	1,0

Q_пр1=2,5 м³/с

Q_пр2=1,3 м³/с

Q_пр3=1,2м³/с

7С помощью построенной линии расчетных режимов определяю значения .Значение Q_npдолжно удовлетворять условию удаленности от зоны помпажа, то есть должно выполняться неравенство

2. 
   Q_{пр min}