диплом. Записка Аньшин О.С.. Содержание 4 Введение 5 технологическая часть 6

• Название: Содержание 4 Введение 5 технологическая часть 6
• Анкор: диплом
• Дата: 20.01.2023
• Размер: 1.58 Mb.
• Имя файла: Записка Аньшин О.С..doc
• Тип: Реферат; #896421
• страница: 4 из 14

1.9 Механический расчет газопровода

1.9.1 Определение толщины стенки трубы

Так как планируется переукладка входного и выходного шлейфов узла подключения КС "Орша", то необходимо выполнить механический расчет газопровода, который сводится к определению толщины стенки трубы и проверки прочности газопровода. Методика определения толщины стенки МГ основана на принципе предельных состояний. Согласно СНиП 2.05.06-85 толщина стенки трубы:

(8)

где: n – коэффициент надежности по внутреннему рабочему давлению в газопроводе; n =1.1

Р – рабочее давление в газопроводе; МПа;

Д_н– наружный диаметр трубы, Д_н = 1220 мм;

R₁ – расчетное сопротивление растяжению;

(9)

- Нормативное значение временного сопротивления материала труб устанавливаемое стандартом и техническими условиями на трубы;

=590 МПа; m = 0.9; K_н =1,05

m - коэффициент условий работы участка газопровода;

K₁ – коэффициент надежности по материалу, K₁=1.34

K_н - коэффициент надежности по назначению газопровода;



Толщина стенки:



Принимаем толщину стенки =10,0 мм, по СТО Газпром 2-2.1-131-2007

1.9.2 Проверка прочности газопровода

Прочность подземных газопроводов проверяется исходя из условия [2]:

(10)

где: - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок;

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы. При растягивающих продольных напряжениях:

Если 0, то ₂ = 1

При сжимающих продольных напряжениях:

Если <0, то (11)



где: L - коэффициент линейного расширения металла трубы,

L = 1210-6 град-1 [с. 179, (5)]

E – параметр упругости (модуль Юнга), E = 206 000 МПа

t – расчетный температурный перепад, t = 40C

Д_вн – внутренний диаметр газопровода; δ – толщина стенки;





Тогда условие прочности принимает вид:





Условие прочности выполняется.

Т.к. , то продольные осевые напряжения отсутствуют. Определение толщины стенки трубопровода с учетом осевых сжимающих усилий не требуется.

1.9.3 Выбор газоперекачивающих агрегатов

Основными факторами, определяющими выбор ГПА, экономическими показателями работы КС и надежностью эксплуатации являются: единичная мощность, КПД, тип привода, конструкция, компоновка, вес ГПА.

Наибольшей эффективности из всех существующих способов регулирования достигается путем регулирования частоты вращения вала ЦБН.

Учитывая специфику работы, устанавливаемые агрегаты должны обеспечивать возможность работы в условиях незначительных изменений давлений газа во времени при постоянной и падающей производительности, что предъявляет агрегатам дополнительные требования устойчивости и плавного регулирования при изменении давления газа и производительности в широком диапазоне и сохранении требуемых параметров на выходе КС.

В моем проекте рассмотрена замена существующих агрегатов, у которых истекает срок эксплуатационной службы, на новые аналогичные агрегаты СТД-4000-2. Так как электроприводные ГПА являются самыми экологически чистыми принимаем его к установке на КС. Агрегат СТД-4000-2 СМНПО им. Фрунзе поставляется в комплекте: агрегат блочный, комплексный, автоматизированный, контейнерного типа. Обеспечивает нормальную работоспособность при температуре окружающего воздуха, соответствующего района строительства.


Таблица 4. Техническая характеристика ГПА 280-12-7

с приводом СТД-4000-2.

Наименование показателей	Единицы измерения	Значение
Привод	-шт.	СТД-4000-2
Нагнетатель	-шт.	280-12-7
Номинальная мощность	тыс.кВт	4
Удельный расход топлива	м3/кВтч	0,386
Номинальная производительность при 20С и 760 мм.рт.ст.	млн.м3/сут.	13
Номинальное число оборотов нагнетателя	об./мин.	8000
Класс взрыво- и пожароопасности зон по ПУЭ	-	В-1а
Категория и группа пожароопасной смеси по ГОСТ 12.1.011-78	-	11А-Т1

1.9.4 Расчет режима работы КС «Смоленск»

Исходные данные для расчета:

ЦБН 280-12-7 с приводом СТД-4000-2

Р_в =4.47 МПа; Р_кр =4,43 МПа; Т_кр =195 К;  = 0,636;

Производительность агрегата:

Q = 13 млн.м3/сутки

Объёмная производительность Q_вс.н = 179 м³/мин

1. Определение параметров газа при условии всасывания.

(12)

где - потери давления на входных коммуникациях.

- температура газ на входе в нагнетатель.





2. Определение коэффициента сжатия при условиях всасывания.

(13)



3. Определение плотности газа при условиях всасывания.

(14)



4. Определение подачи компрессорной станции при условиях всасывания.

(15)

где: ,



5. Определение количества агрегатов.

Определяем количество агрегатов типа СТД-4000-2, необходимых для перекачки заданного объема газа.

(16)



6. Определение действительной подачи газа.

(17)



7. Определение приведенной частоты вращения ротора нагнетателя.

(18)

Примем , тогда:

(19)



8. Определение приведенной относительной подачи.

(20)

Т.к. , то удаленность от границы помпажа будет:

,

Условие устойчивой работы компрессора выполняется.

9. Определение степени сжатия и приведенных характеристик нагнетателя. Значения определяем по номограмме приведенной характеристики нагнетателя ЦБН 280-12-7.

При имеем степень сжатия , политропический к.п.д. , приведенная относительная внутренняя мощность .

10. Определение мощности на валу двигателя.

(21)

(22)



- мощность, расходуемая на преодоление механических потерь электропривода.



Т.к. , то загрузка нагнетателя оптимальна и частота вращения подобрана, верно.

11. Определим давление в нагнетательном патрубке ГПА

(23)



12. Определим давление газа на выходе из ГПА (на входе в линейный участок):

(24)

где - гидравлические потери давления газа в коммуникациях между КЦ и узлом подключения к линейному участку, [4]; - потери давления в установке охлаждения газа, [4].



13. Определение температуры газа после компримирования.

(25)

где - показатель политропы для природного газа.