Эксплуатация систем топливного и пускового газа. Диплом Тёма. Обозначения и сокращения
![]()
|
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
Молекулярная масса газовой смеси, Мсм, кг/моль ![]() где а1, а2…аn – объемная концентрация компонентов газовой смеси, %; М1,М2…Мn – молекулярные массы компонентов газовой смеси, кг/моль. ![]() ![]() Плотность газовой смеси, ρсм, кг/м3 ![]() где Мсм – молекулярная масса газовой смеси, кг/моль; 22,4 – объемная 1кг/моль, число Авогадро. ![]() Относительная плотность газовой смеси по воздуху, Δ ![]() где ρсм – плотность газовой смеси, кг/м3ρвозд – плотность сухого воздуха, кг/м3. ![]() Среднее критическое давление смеси, Pср.кр, Мпа ![]() где Р1,Р2,Рn – критические давления компонентов газовой смеси, Мпа. ![]() ![]() Критическая температура газовой смеси, Ткр.см, К ![]() где Ткр.1 – критические температуры компонентов газовой смеси, К. ![]() ![]() Динамическая вязкость газовой смеси, μсм, кгс м2 ![]() где μ1, μ2…μn – динамическая вязкость компонентов газовой смеси, кгсּм2. ![]() ![]() Определяем среднее давление на участке газопровода, Рср, Мпа ![]() где Рн – начальное давление на участке газопровода, Мпа; Рк – конечное давление на участке газопровода, Мпа. ![]() Средняя температура газа на участке газопровода, tср, ˚ ![]() ![]() 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; Dн – наружный 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. ![]() ![]() ![]() ![]() Приведенная температура газа, Тпр ![]() ![]() Приведенное давление газа, Рпр, ![]() ![]() Коэффициент сжимаемости газа по монограмме в зависимости от приведенных температуры и давления, z Z=0.93Число Рейнольдса, Re ![]() ![]() где dвн – внутренний диаметр газопровода, мм; δ – толщина стенки трубы, мм. ![]() ![]() Коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода, λтр ![]() где Кэ – коэффициент шероховатости стенки газопровода; Rе – число Рейнольдса. ![]() Коэффициент гидравлического сопротивления с учетом гидравлической эффективности газопровода, λ ![]() где Е – коэффициент гидравлической эффективности газопровода, 1,05 – поправочный коэффициент, учитывающий местные сопротивления. ![]() Из основной формулы гидравлического расчета проверяем давление в конце участка газопровода, Рк, МПа ![]() ![]() Конечная температура газа на участке газопровода, tк, ˚С ![]() ![]() ![]() 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’ ![]() где R – газовая постоянная по воздуху, Дж/кг К; Δ – относительная плотность газа по воздуху. ![]() Удельный вес газа в стандартных условиях, ρст, кг/м3 ![]() ![]() Плотность газа при всасывании в центробежный нагнетатель, ρвс, кг/м3 ![]() 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 ![]() где Pн – давление газа на входе в компрессорный цех, МПа; 0,08 – потери давления газа в обвязке. ![]() ![]() Коммерческая подача одного нагнетателя, Qн, млн.м3/сутки ![]() где Qсут – суточная производительность компрессорного цеха, млн.м3/сутки; N – количество агрегатов в работе. ![]() Объемная подача нагнетателя, Qоб, 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. ![]() 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 ![]() ![]() Давление газа после компримирования, Pвых, Мпа ![]() ![]() Температура газа после компримирования, Tвых, К ![]() где k – показатель политропы газа; Твх – температура газа на входе в компрессорный цех, К. ![]() ![]() |