Главная страница

Эксплуатация систем топливного и пускового газа. Диплом Тёма. Обозначения и сокращения


Скачать 0.65 Mb.
НазваниеОбозначения и сокращения
АнкорЭксплуатация систем топливного и пускового газа
Дата03.06.2022
Размер0.65 Mb.
Формат файлаdocx
Имя файлаДиплом Тёма.docx
ТипРеферат
#568366
страница2 из 8
1   2   3   4   5   6   7   8

Исходные данные:


Пропускная способность участка газопровода, Qсут, млн.м3/сут. 64,1;

Длина участка газопровода, L, км 168;

Давление газа в начале участка газопровода, Pн, Мпа 6,65;

Давление газа в конце участка газопровода, Pк, Мпа 4,85;

Наружный диаметр газопровода, Dн, мм 1420;

Толщина стенки трубы, δ, мм 15,7;

Среднемесячная температура на глубине заложения

участка газопровода, tгр, ˚С 4,5;

Температура газа из предыдущей компрессорной станции, tн, ˚С 32;

Теплоемкость газа, С, ккал/кг˚С 0,6;


Коэффициент теплоотдачи от газа к грунту, К, ккал/кг час ˚С 1,5;

Коэффициент гидравлической эффективности, Е 0,95;

Коэффициент шероховатости трубы, Кэ 0,03.
Таблица 5 –Состав и параметры компонентов природного газа

Компоненты газовой смеси

Химическая формула

Объемная концентрация, %

Молекулярная масса,

кг/моль

Критическая температура,

Ткр, К

Критическое давление, Ркр, МПа

Динамич. вязкость, кгс/м2

Метан

СН4

97,69

16,043

190,65

4,74

1,12*10-6

Этан

С2Н6

0,86

30,07

305,25

5,04

0,88*10-6

Пропан

С3Н8

0,30

44,097

368,75

4,49

0,76*10-6

и-Бутан

и-С4Н10

0,05

58,124

407,15

3,7

0,69*10-6

н-бутан

н-С4Н10

0,06

58,124

425,95

3,6

0,69*10-6

Пентан

С5Н12

0,02

72,151

470,36

3,41

0,64*10-6

Гексан

С6Н14

0,01

86,172

38,35

3,05

0,61*10-6

Двуокись углерода

СО2

0,05

44,011

304,25

7,54

1,4*10-6

Азот

N2

0,95

28,016

126,05

3,39

1,71*10-6

Кислород

О2

0,01

32

154,35

5,14

1,94*10-6

Молекулярная масса газовой смеси, Мсм, кг/моль

, (2.1)

где а1, а2аn – объемная концентрация компонентов газовой смеси, %;

М1,М2Мn – молекулярные массы компонентов газовой смеси, кг/моль.



кг/моль

Плотность газовой смеси, ρсм, кг/м3

, (2.2)

где Мсм – молекулярная масса газовой смеси, кг/моль;

22,4 – объемная 1кг/моль, число Авогадро.

кг/м3

Относительная плотность газовой смеси по воздуху, Δ

, (2.3)

где ρсм – плотность газовой смеси, кг/м3ρвозд – плотность сухого воздуха, кг/м3.



Среднее критическое давление смеси, Pср.кр, Мпа

, (2.4)

где Р12n – критические давления компонентов газовой смеси, Мпа.



МПа

Критическая температура газовой смеси, Ткр.см, К

, (2.5)

где Ткр.1 – критические температуры компонентов газовой смеси, К.



К

Динамическая вязкость газовой смеси, μсм, кгс м2

, (2.6)

где μ1, μ2…μn – динамическая вязкость компонентов газовой смеси, кгсּм2.



кгс/м2

Определяем среднее давление на участке газопровода, Рср, Мпа

, (2.7)

где Рн – начальное давление на участке газопровода, Мпа;

Рк – конечное давление на участке газопровода, Мпа.

МПа

Средняя температура газа на участке газопровода, tср, ˚

, (2.8)
, (2.9)

где tн – начальная температура газа на участке, ˚С;

tгр – среднемесячная температура грунта на глубине

заложения газопровода, ˚С;

Км – коэффициент теплоотдачи от газа к грунту, ккал/кг час ˚С;

Dннаружный диаметр газопровода, мм;

L – длина участка газопровода, км;

Qсут – пропускная способность участка газопровода, млн.м3/сут;
Δ – относительная плотность газа по воздуху;

С – теплоемкость газа, ккал/кг˚С.



˚С

, (2.10)

К

Приведенная температура газа, Тпр

, (2.11)



Приведенное давление газа, Рпр,

, (2.12)




Коэффициент сжимаемости газа по монограмме в зависимости от приведенных температуры и давления, z
Z=0.93


Число Рейнольдса, Re

, (2.13)

, (2.14)

где dвн – внутренний диаметр газопровода, мм;

δ – толщина стенки трубы, мм.

мм



Коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода, λтр

, (2.15)

где Кэ – коэффициент шероховатости стенки газопровода;

Rе – число Рейнольдса.



Коэффициент гидравлического сопротивления с учетом гидравлической эффективности газопровода, λ

, (2.16)

где Екоэффициент гидравлической эффективности газопровода,

1,05 – поправочный коэффициент, учитывающий местные сопротивления.




Из основной формулы гидравлического расчета проверяем давление в конце участка газопровода, Рк, МПа

, (2.17)

МПа

Конечная температура газа на участке газопровода, tк, ˚С

, (2.18)

˚С

К
Вывод: Полученные величины конечного давления и температур соответствуют действительным значениям входного давления и температуры в компрессорный цех Волгоградского ЛПУМГ на 18.05.21г.

Рк=4,84 МПа

tк= 14,4 ˚С
2.2 Расчет режима работы компрессорного цеха Волгоградского ЛПУМГ
Цель расчета: Определение режима работы центробежных нагнетателей: мощности на валу привода и удаленности от границ помпажа.

Исходные данные:

Производительность компрессорного цеха, Qсут, млн.м3/сутки 64,1;

Давление газа на входе в компрессорный цех, Pн, Мпа 4,84;

Температура газа на входе в компрессорный цех, Tвх, К 287;

Относительная плотность газа по воздуху, Δ 0,57;

Коэффициент сжимаемости газа, z 0,93;

Число работающих агрегатов, N, шт 2;

Фактическая частота вращения ротора нагнетателя, ηф, об/мин 5150;

Механические потери привода, Nмех, КВт 100;

Газовая постоянная по воздуху, R 286;

Показатель политропы газа, 1,31.
Газовая постоянная, R’

, (2.19)

где R – газовая постоянная по воздуху, Дж/кг К;

Δ – относительная плотность газа по воздуху.

млн. м3/сутки

Удельный вес газа в стандартных условиях, ρст, кг/м3

, (2.20)

кг/м3

Плотность газа при всасывании в центробежный нагнетатель, ρвс, кг/м3

, (2.21)

где Pвх – давление газа на входе в компрессорный цех с учетом потерь в обвязке, МПа;

z – коэффициент сжимаемости газа;

Tвх – температура газа на входе в компрессорный цех, К.

Давление газа на входе в компрессорный цех с учетом потерь в обвязке, Pвх, Мпа

, (2.22)

где Pн – давление газа на входе в компрессорный цех, МПа;

0,08 – потери давления газа в обвязке.

МПа

кг/м3

Коммерческая подача одного нагнетателя, Qн, млн.м3/сутки

, (2.23)

где Qсут – суточная производительность компрессорного цеха, млн.м3/сутки;

N – количество агрегатов в работе.

млн.м3/сутки

Объемная подача нагнетателя, Qоб, м3/мин

, (2.24)

м3/мин

Приведенная объемная подача, [Qоб], м3/мин

,

(2.25)

где ηф – фактическая частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

ηн – номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин.

м3/мин

Показатели работы нагнетателя согласно газодинамической характеристике Н398-27-1Л

ε = 1,37

Ni=14650 КВт

ηпол = 0,85

где ε – степень сжатия нагнетателя;

Ni – внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем;

ηпол – политропный КПД.

Мощность на валу привода, Nпр, КВт

, (2.26)

КВт

Давление газа после компримирования, Pвых, Мпа

, (2.27)

МПа

Температура газа после компримирования, Tвых, К

, (2.28)

где k – показатель политропы газа;

Твх – температура газа на входе в компрессорный цех, К.

К

˚С
1   2   3   4   5   6   7   8


написать администратору сайта