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: 5 из 14

1.9.5 Температурный расчёт газопровода

1. Определение средней температуры газа с учетом эффекта Джоуля-Томсона.

(26)

где - температура окружающей среды, ;

- начальная температура газа, ;

- начальное давление, ;

- конечное давление, ;

-среднее давление;

- коэффициент Джоуля-Томсона, ;

- средний коэффициент теплопередачи от газа в грунт при отсутствии данных, характера и влажности грунтов на трассе газопровода можно приближенно принимать ;

- изобарная теплоемкость, ;

-пропускная способность газопровода, млн. м³/сут.;

-относительная плотность газа по воздуху, =0,636;

- длина перегона = 100 км,

- коэффициент Шухова

.

2. Рассчитаем среднюю изобарную теплоемкость природного газа Cp:

(27)

3. Рассчитаем коэффициент Шухова:

(28)



4. Рассчитаем среднее значение коэффициента Джоуля-Томпсона Di:

(29)

5. Рассчитаем среднее давление в газопроводе.

(30)



6. Рассчитаем среднюю температуру газа с учетом эффекта Джоуля-Томсона.



7. Определение среднего коэффициента сжимаемости.

(31)

1.9.7 Расчет средних и конечных значений температуры и давления на перегонах

1. Расчет давлений:

Расчет начального, конечного и среднего давлений на перегонах был произведен ранее: , , .

Конечное давление на участке Смоленск-Орша:

(38)





Среднее давление на участке Смоленск-Орша:

(39)



2. Температурный расчет:

Температура в конце перегона Смоленск-Орша:

(40)



Средняя температура на перегоне Смоленск-Орша:

(41)



3. Перерасчет величины для перегона Смоленск-Орша:

(42)

1.10 Расчет режима работы КС «Орша»

Исходные данные для расчета:

ЦБН 280-12-7 с приводом СТД-4000-2

Р_в =4.36МПа; 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.

(46)



3. Определение плотности газа при условиях всасывания.

(47)



4. Определение подачи компрессорной станции при условиях всасывания.

(48)

где: ,



5. Определение количества агрегатов.

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

(49)



Принимаем 3 рабочих и 1 резервный агрегата. Так как расчет ведём для одной нитки Т-М-И то на станции необходимо разместить 3*3=9 рабочих и 1*3=3 резервных агрегатов. В результате необходимо реконструировать компрессорный цех №2 КС "Орша", путем увеличения площади и разместить в нем 12 ЭГПА типа СТД-4000-2, с последующей реконструкцией технологической обвязки.

6. Определение действительной подачи газа.

(50)



7. Определение приведенной частоты вращения ротора нагнетателя.

(51)

Примем , тогда:

(52)



8. Определение приведенной относительной подачи.

(53)

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.

(54)

(55)



- 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

(56)



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

(57)

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.

(58)

где - показатель политропы для природного газа.


1.11 Определение расхода газа на собственные нужды КС "Орша"

1. Расчет нормативной потребности в газе на собственные технологические нужды КЦ.

Нормативная потребность в газе на прочие технологические нужды определяется по формуле:

, где (59)

- норма расхода природного газа на прочие технологические нужды, ;

- общая установленная (суммарная) номинальная мощность ГПА в КЦ, кВт;

- количество установленных ГПА в КЦ;

- продолжительность планируемого периода, ч.

Норма расхода природного газа определяется по формуле:

, где (60)

- индивидуальная норма расхода. Для ГПА типа СТД-4000-2 составляет ;

- безразмерный коэффициент, учитывающий величину расчетного давления газопровода: при 5,5 МПа (56 кг/см²). К_р = 1,0;

;

;

;

;



3. Расчет нормативных технологических потерь газа в КЦ.

Нормативные технологические потери газа в КЦ определяются по формуле:

, где (61)

- норма технологических потерь газа в КЦ, ;

Норма технологических потерь газа в КЦ определяется по формуле:

, где (62)

- индивидуальная норма технологических потерь природного газа в КЦ. Для ГПА типа СТД-4000-2 составляет .





Таблица 5. Результаты расчета.

Газ на прочие технологические нужды, тыс.м3	Технологические потери газа, тыс.м3
1681,92	2943,36

1.2 Основное и вспомогательное оборудование КС

1.21 Компоновка оборудования КС

Компрессорная станция "Орша" представляет отдельно стоящую площадку, что вызывает необходимость включения в ее состав полного набора оборудования. В состав реконструируемого комплекса КС входят следующие установки:

 Компрессорный цех №2 с агрегатами СТД – 4000 - 2;

 Узел подключения КЦ-2

 Трубопроводная обвязка нагнетателей;

 Установка очистки газа;

 Установка охлаждения газа;

 Установка охлаждения масла;

 Склад ГСМ;

Проектом предусматривается сброс конденсата после пылеуловителей КС в емкости сбора конденсата Е-1.

Управление кранами узлов подключения КС и узла приема ОУ - автоматическое, дистанционное, дублированное ручным управлением на месте.

Территории крановых площадок, узлов запуска и приема ОУ, сбора и выдачи конденсата, ограждаются металлическими сетками и благоустраивается. Предусматриваются ворота, калитки и подъездная автодорога, освещение и т.д.
1.22 Технологический расчет АВО газа

Установка охлаждения газа предназначена для охлаждения газа до температуры не выше 30С после его компримирования в ЭГПА в целях повышения устойчивости линейной части газопровода, улучшения условий работы антикоррозийной изоляции и увеличения производительности газопровода. Охлаждение газа предусматривается в аппаратах воздушного охлаждения, работающих по параллельной схеме.

Количество АВО газа на КС определено, исходя из оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа, превышающей на 10-15 °С расчетную среднегодовую температуру наружного воздуха с учетом десяти процентного запаса поверхности теплообмена.

Установка охлаждения газа состоит из аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа включенных параллельно и трубопроводов обвязки арматуры (для отключения , продувки и байпасирования АВО).

Аппарат воздушного охлаждения представляет собой рекуперативный теплообменник, в котором природный газ охлаждается атмосферным воздухом. Аппарат состоит из:

1. Теплообменных трубчатых секций, образующих теплообменную поверхность; 2. Вентиляторов с приводом; 3. Аэродинамических элементов;

4. Узлов регулирования.

В связи с тем, что Т_наг = 301,6 К для обеспечения температурного режима, удовлетворяющего нормальной работе изоляционного покрытия труб линейного участка непосредственно за КС, нам необходимо охлаждение газа после компремирования в аппаратах воздушного охлаждения (АВО).

На КС "Орша" принята параллельная схема включения аппаратов воздушного охлаждения и предусматривается установка АВО типа АВЗ Ж-64-Б1-В3Т. Расчет системы охлаждения газа на КС выполнен при условиях максимальной пропускной способности каждого участка газопровода и максимально возможной температуре окружающего воздуха, равной 35 °С.

Таблица 6. Техническая характеристика АВО типа АВЗ Ж-64-Б1-В3Т

Рабочее давление	МПа	6,4
Поверхность теплообмена	м2	884
Внутренний диаметр труб	м	0,036
Длина труб	м	6,0
Число рядов труб	шт.	6
Число ходов	шт.	1
Коэффициент оребрения		20,0
Площадь сечения наиболее узкого участка	м2	64,26

Исходные данные:

Суточная производительность КС: Q_сут=39.18 млн.м³/сут.

Температура газа до АВО: T₁=301,6 К

Температура газа после АВО: T₂=293 К

Температура воздуха: = T₀+2=278+2=280 К

Относительная плотность газа по воздуху: =0,636

Критическое давление газа: Р_КР=4,43 МПа

Критическая температура газа: Т_КР=195 К

Теплоемкость газа: С_Р1=2,306103 Дж/кгК

Коэффициент динамической вязкости: ₁=99,07610^-7 Пас

Коэффициент теплопроводности газа: ₁=0,031 Вт/мК

Теплоемкость воздуха: С_Р2=1,00510³ Дж/кгК

Коэффициент динамической вязкости воздуха: ₂=1710^-6 Пас

Коэффициент теплопроводности воздуха: ₂=0,0243 Вт/мК

Определение мощности теплового потока, отведенного от газа в теплообменной секции АВО [15]:

(63)

где: M₁ – массовый расход газа;

(64)

(65)

(66)

Температура газа на выходе из АВО при номинальной производительности вентилятора:

(67)

где: М₂ – массовый расход воздуха;

(68)

Q₂ – расход воздуха, нагнетаемого двумя вентиляторами;

(69)

Средняя логарифмическая разность температур (уравнение Грасгофа)

(70)

где: ₁ и ₂ – начальная и конечная разность температур;





Et – поправочный коэффициент, учитывающий отличие схемы движения теплоносителей в АВО (однократный перекресток) от противотока. Et = f(P,R); [16].





Тогда: Et =0.61

(71)

Определение коэффициента теплопередачи:

(72)

Коэффициент теплопередачи от газа к внутренней поверхности трубок АВО:

(73)

Re₁ – число Рейнольдса;

(74)

U₁ - скорость движения газа в теплообменных трубках АВО;

g₁ – плотность газа;



(75)



Z – коэффициент сжимаемости;

(76)

P = 0,05МПа – потери давления газа;







М₁ = g₁U₁f_ВН ⇒

(77)

где: n_АВО – число АВО; n₀ – число секций; n_ТР – число оребренных трубок;

(78)

d_ВН – внутренний диаметр трубки;

Тогда:



Тогда:



P_r1  число Прандтля;

(79)

Тогда коэффициент теплопередачи:



Коэффициент теплопередачи от наружной поверхности к воздуху находится по уравнению:



N_U2 – число Нусселета;

(80)
d_H – диаметр оребренной трубки; d_H = 0,060м;

S – шаг ребра; S= 0,0036м;

h – высота ребра; h = 0,0135м;



U₂ – скорость движения воздуха;

(81)

F_УЗ – площадь поперечного сечения наиболее узкого участка;

F_УЗ = 64,26м2 [16]



Тогда:



Тогда:



Коэффициент теплопередачи от наружной поверхности к воздуху:

(82)

Коэффициент теплопередачи от газа в окружающее пространство:





 толщина стенок трубок теплообменного аппарата=12мм.

Тогда:

(83)

Необходимая поверхность теплопередачи, приходящейся на 1 аппарат:



; (84)



Условие выполняется.

Таким образом, 3 аппарата воздушного охлаждения обеспечивают охлаждение заданного объема газа до нужной величины. С учетом расчетов устанавливаем на КС "Орша" 3*3 = 9 аппаратов воздушного охлаждения газа типа АВЗ Ж-64-Б1-В3Т.

1.23 Технологический расчет пылеуловителя

Для очистки газа перед компремированием на КС "Орша" используются сухие пылеуловители циклонного типа ГП 426.00.000., сухие пылеуловители циклонного типа, на рабочее давление 5,5 МПа эффективностью очистки по твердой фазе с размером частиц: 5 – 10 мкм – 10 %; 20 – 40 мкм – 85 %;

Сухой циклонный пылеуловитель представляет собой аппарат цилиндрической формы с встроенными в него 5-ю циклонами типа ЦН-15 диаметром 600 мм. закрепленных неподвижно на нижней решетке сосуда. Циклонный элемент состоит из корпуса трубы диаметром 600x5 винтового завихрителя, трубы выхода очищенного газа и дренажного конуса. Нижняя часть аппарата является сборником примесей. Газ поступает через боковой верхний входной патрубок в распределитель, к которому приварены своими входными патрубками звездообразно расположенные циклоны, которые закреплены неподвижно на нижней части решетки. Отсепарированная жидкость и твердые частицы по дренажному конусу циклона попадают в грязевик.
Исходные данные:

Q_сут = 39,18 млн.м³/сут.; Р_в= 4.48 МПа; Т_в=284 К; p_вх=38.16 кг/м³;

Секундный расход газа при заданных условиях 17:

(85)

где Р_ст, Т_ст – соответственно давление и температура при стандартных условиях;

Перепад давления в сепараторе:

(86)

Р_в, W_в – соответственно давление и скорость газа во входном патрубке пылеуловителя;

 - коэффициент сопротивления, отнесенный ко входному сечению и равный 24 17;

Условная скорость газа в корпусе циклонного элемента:

(87)

 - коэффициент гидравлического сопротивления циклонного элемента;  = 135.

Рабочий объем газа, проходящий через один циклонный элемент:

(88)

d – диаметр циклонного элемента пылеуловителя; d = 0.052 м;



В циклонном пылеуловителе размещено 189 циклонных элементов.

Общий расход газа через один пылеуловитель:

(89)

Для заданного количества газа расчетное число пылеуловителей:



Принимаем к установке 2*3=6 циклонных пылеуловителей типа ГП 426.00.000.


1.24 Механический расчет пылеуловителя

Расчет остаточной прочности корпуса пылеуловителя

циклонного

Техническая характеристика:

Внутренний диаметр корпуса, мм ……………………...................….2000

Толщина стенки обечайки исполнительная, мм …….......................…..45

Толщина стенки днища исполнительная, мм …………..........................48

Длина днища, мм………………………………………..................……658

Высота корпуса, мм………………………………................…………6600

Давление, МПа:

Рабочее, Р_раб ………………………………....................…………5,5

Расчетное, Р ……….....................………………………………....5,5

Пробное, Р_пр ………………………....................…………………6,9

Температура, С:

Рабочая, t_раб …………...........………………..……………....-40+60

Расчетная, Р …………….....................…………………………...+60

Минимально допустимая, t_min …...................…….………….….-40

Основной материал пылеуловителя:

Обечайка – сталь 16Г2С;

Днища – сталь 16Г2С.

Расчет обечайки пылеуловителя

(90)

где P = 5,5 МПа – расчетное давление;

D = 2000 мм – внутренний диаметр;

 = 1 – коэффициент прочности сварного шва;

_доп = 176 МПа – допускаемое напряжение для стали 16Г2С ГОСТ 5520-79 при расчетной температуре.

Исполнительный запас по толщине стенки обечайки при

Р_раб = 5,5 МПа составляет:



расчетная толщина стенки корпуса обечайки при

Р_раб = 4,5 МПа равна:

(91)

Исполнительный запас по толщине стенки обечайки при Р_раб = 4,5 МПа составляет:



Напряжение, действующее в стенке обечайки:

(92)

для рабочего давления Р_раб = 5,5 МПа при толщине стенки S=45мм имеем:



дополнительный запас прочности обечайки по напряжению при Р_раб = 5,5 МПа равен:



для рабочего давления Р_раб = 5,5 МПа с учетом фактической минимальной толщины стенки пылеуловителя, а также незначительных поверхностных дефектов до 2,0 мм имеем (S=43.0мм):



дополнительный запас прочности обечайки по напряжению при Р_раб = 5,5 МПа и при минимальной толщине равен:



для рабочего давления Р_раб = 4,5МПа с учетом фактической минимальной толщины:



дополнительный запас прочности обечайки по напряжению при Р_раб = 4,5МПа:



Условие применения формул (1) и (2) соблюдаются:



1.25 Модернизация системы маслосмазки ЭГПА с заменой отдельных узлов оборудования.

Блок маслосистемы предназначен для обеспечения нормальной работы узлов трения агрегата СТД-4000-2, поддержания на заданном уровне величины перепада давления "газ-масло" и обеспечения очистки масла от газа в процессе работы агрегата. Система смазки агрегата предназначена для подачи масла к узлам агрегата и отвода от них тепла.

Система работает следующим образом:

- Масло из емкостей склада масел центробежными насосами перекачивается в регенерацию масла цеха, поступает в маслоочистительную машину ПСМ 1-3000. Затем масло из регенерации путем перекачки насосов, поступает в раму маслобак и в узлы агрегата его работе.

При ремонте агрегата, масло из маслобака необходимо выкачать в маслобак склада масел. В дипломной работе мною предусмотрена установка дополнительной емкости 3 м³ в помещении регенерации масла, что исключает эту необходимость и масло можно перекачать в неё, тем самым уменьшить нагрузку на оборудование машинного зала и маслосистемы склада масел и повысить их надежность.

Также в дипломной работе мною предусмотрена замена масляных фильтров тонкой очистки с усовершенствованными:

1) фильтр-пакет - c увеличенным числом фильтр-элементов, что повышает степень фильтрации, тем самым предотвращает попадание загрязнившегося масла в узлы агрегата и существенно повышает надежность и сроки службы оборудования.

2)редукционный клапан Ду 70 - с пружиной повышенной жесткости, что позволит при изменении ее степени сжатия создавать необходимое давление масла, подаваемого на опорно-упорный подшипник нагнетателя, реле осевого сдвига и линию всасывания винтовых насосов, и при этом поддерживать заданное давление неизменным, исключая самопроизвольное движение пружины и изменения положения клапана.

3)Указатель уровня масла - с сигнализатором уровня масла. Конструкцией завода изготовителя не предусмотрен автоматический контроль уровня масла в раме-маслобаке и его периодически приходится визуально контролировать. Мною предусмотрена установка автоматического сигнализатора уровня масла, в котором при повышении или понижении уровня масла в маслобаке на 80 мм от нормального, сработает конечный выключатель и придет сигнал на пульт управления. Это устройство значительно повысит надежность и безопасную эксплуатацию системы маслосмазки ЭГПА.

3. СТРОИТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ