ПЗ. Меньшие габариты и удельная металлоемкость при одинаковой мощности

• Название: Меньшие габариты и удельная металлоемкость при одинаковой мощности
• Дата: 25.09.2021
• Размер: 360 Kb.
• Имя файла: ПЗ.doc
• Тип: Документы; #236784
• страница: 3 из 3

Z = 0,93

Определяем число Рейнольдса, Re:

(12)

где d_в – внутренний диаметр участка газопровода, мм;

q – пропускная способность, млн.м³/сут.;

 - относительная плотность газа по воздуху.

Так как Re >> 4000, то режим движения газа по трубопроводу турбулентный, квадратичная зона.

Определяем коэффициент сопротивления трения, λ_тр:

(13)

где К - эквивалентная шероховатость стенки труб, мм, К = 0,06 мм.



Определяем коэффициент гидравлического сопротивления, с учетом местных сопротивлений и гидравлической эффективности газопровода, λ:

(14)

где Е – коэффициент гидравлической эффективности газопровода, Е = 0,95.

Определяем конечное давление на участке магистрального газопровода, Рк, кгс/см²:

(15)



Полученная в результате расчетная величина давления газа в конце участка газопровода Р_к = 3,75МПа соответствует действительному давлению газа компрессорного цеха №1КС «Серпухов».

2.2 Расчет режима работы компрессорного цеха

Цель расчета режима компрессорного цеха №1 КС «Серпухов» с центробежными нагнетателями является определение параметров режима работы центробежных нагнетателей: приведенной объемной производительности, приведенной частоты вращения ротора, мощности на валу привода, степени сжатия, политропического КПД, и проверка удаленности режима работы от границ помпажа.
Исходные данные:

Пропускная способность компрессорного цеха, Q_{КЦ ,} млн. м³/сут. 32,1

Тип центробежного нагнетателя Н-196-1-45

Тип газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-6,3

Номинальная частота вращения силового вала, n_n, об/мин. 8200

Фактическая частота вращения силового вала, n, об/мин. 8150

Механические потери, N_мех, кВт 100

Показатель политропы, к 1,31

Температура газа на входе в ЦБН, Т, К 290

Потери газа в обвязке пылеуловителя, ΔР, МПа 0,12

Относительная плотность газовой смеси, Δ 0,56

Число работающих ГПА, m 3

Давление газа на входе в компрессорный цех, Р_вх, МПа 3,75
1. Определяем газовую постоянную, R’, Дж/(кг×К):

(16)

где R – газовая постоянная воздуха, Дж/кг К, - 286,8;

∆ – относительная плотность газа по воздуху – 0,56.



2. Определяем коэффициент сжимаемости по графику, от приведенных давления и температуры:

Z = 0,93

3. Определяем плотность газа при 20⁰С и 1,1013 МПа, кг/м³:

(17)

где 1,205 кг/м³ – плотность воздуха при 20⁰С и 1,1013 МПа.



4. Определяем давление газа на всасывании в центробежный нагнетатель с учетом потерь газа в обвязке пылеуловителей, Р_вс, МПа:

(18)

где Р_вх – давление газа на входе в КЦ, МПа;

ΔР – потери газа в обвязке пылеуловителей, МПа.



5. Определяем плотность газа при всасывании в центробежный нагнетатель, ρ_вс, кг/м³:

(19)

где Р_вс, Т – абсолютное давление и температура при всасывании, МПа, К;

Z – коэффициент сжимаемости природного газа;

R’ – газовая постоянная Дж/кг К.



6. Определяем фактическую подачу одного нагнетателя, Q_к, млн. м³/сут:

(20)

где Q_кс – пропускная способность компрессорного цеха оборудованного

однотипными агрегатами, млн. м³/сут.;

m – число работающих ЦБН.



7. Определяем объемную подачу нагнетателя, Q_об, м³/мин:

(21)



8. Определяем приведенную объемную подачу, [Q]_пр:

(22)

где n_н – номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

n – фактическая частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

Q_об - объемная подача нагнетателя, м³/мин.



9. Определяем приведенную частоту вращения ротора нагнетателя, (n/n_н)_пр:

(23)

где Z_пр, R_пр, Т_пр - параметры газа для которых составлена характеристика

нагнетателя.



10. Определяем степень сжатия и приведенную относительную мощность центробежного нагнетателя по найденным значениям приведенной объемной подачи и приведенной частоты вращения по характеристикам нагнетателя:



[Ni/Р_Н]_ПР= 228 кВт(кг/м³) (24)



11. Определяем внутреннюю мощность потребляемую нагнетателем, N_i, кВт:

(25)



12. Определяем мощность на муфте привода, N, кВт:

N = N_i + N_мех,

где N_мех – механические потери.

N = 5882,9 + 100 = 5982,9 кВт

13. Определяем давление на выходе нагнетателя, Р_вых, МПа:

(26)



14. Определяем температуру на выходе нагнетателя, Т_вых, К:

(27)

где k – показатель политропы природного газа, k=1,31,31;

η_пол – политропический КПД нагнетателя.



15. Проверяем удаленность режима работы центробежного нагнетателя от границ помпажа по формуле:

(28)



Вывод:

Полученные при расчете режима работы КЦ параметры:

Q_пр= 191,97 м³/мин;

n_пр = 0,933 об/мин;

N = 5982,9 кВт;

;

ή_пр = 0,76.

Соответствуют эксплуатационным для компрессорного цеха №1 КС «Серпухов» и обеспечивают устойчивую беспомпажную работу центробежного нагнетателя.

Заключение

В курсовой работе в общей части: приведена характеристика компрессорного цеха №1 КС «Серпухов». Подробно рассмотрены вопросы: Характеристика КЦ. Техническая и конструктивная характеристика ГПА –Ц-6,3. Характеристика вспомогательного оборудования и систем КЦ. Внештатные ситуации в цехе с авиаприводными ГПА. Особенности обслуживания ГПА с авиационным приводом. Техника безопасности при обслуживании ГПА-Ц-6,3.

В расчетной части курсового проекта выполнены следующие расчеты:

1. Проверочный гидравлический расчет участка магистрального газопровода, цель которого – определение давления газа в конце участка МГ. Полученное значение конечного давления Р_к = 3,75МПа соответствует эксплуатационному.

2. Расчет режима работы компрессорного цеха, конечной целью которого является определение параметров режима работы центробежных нагнетателей: приведенной объемной производительности, приведенной частоты вращения ротора, мощности на валу привода, степени сжатия, политропического КПД, и проверка удаленности режима работы от границ помпажа. Полученные значения соответствуют эксплуатационным для компрессорного цеха №1 КС «Пикалево» и обеспечивают устойчивую работу центробежного нагнетателя.

В графической части представлены следующие чертежи:

1. Технологическая схема трубопроводов компрессорного цеха.

2. Обвязка ГПА. План.

Список использованной литературы

1. 
   Дятлов В.А. Оборудование, эксплуатация и ремонт магистральных газопроводов. / В.А. Дятлов, В.Н. Михайлов, Е.И. Яковлев. - М.: Недра, 2016. – 294 с.
   
2. 
   Ивановский Н.Н. Центробежные нагнетатели природного газа / Н.Н. Ивановский, В.Н. Криворотько. - М.: Недра, 2015. – 327 с.
   
3. 
   Крылов Г.В. Эксплуатация и ремонт газопроводов и газохранилищ / Г.В. Крылов, О.А. Степанов. - М.: ACADEMA, 2016. – 282 с.
   
4. 
   Могильницкий И.П. Машинист газотурбинного агрегата / И.П. Могильницкий. - М.: Недра, 2014. – 436 с.
   
5. 
   Мороз А.П. Газоперекачивающие агрегаты и обслуживание компрессорных станций / А.П. Мороз. - М.: Недра, 2015. – 312 с.
   
6. 
   Ревзин Б.С. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты / Б.С. Ревзин. - М.: Недра, 2017. – 301 с.
   
7. 
   Рис В.Ф. Центробежные компрессорные машины / В.Ф. Рис.- Л.: Машиностроение, 2015. – 217 с.
   
8. 
   Седых З.С. Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом / З.С. Седых. - М.: Недра, 2016. – 201 с.
   
9. 
   Суринович В.К. Машинист технологических компрессоров / В.К. Суринович, Л.И. Борщенко. - М.: Недра, 2015. – 387 с.
   
10. 
    Методические указания «Проверочный гидравлический расчет участка магистрального газопровода» - Волгоград: ВКГН, 2015. – 18 с.
    
11. 
    Методические указания «Расчет режима компрессорного цеха» - Волгоград: ВКГН, 2015. – 4 с.
    

Удалённый доступ:

12 Экономический отчет ПАО «Газпром» за 2018 г. [Электронный ресурс]. URL: http://www.gazprom.ru (дата обращения 13.01.2020).