Технологический расчет магистрального газопровода
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Месторождение газа - Юбилейное;
Годовая производительность QГ
= 18 млрд. м³/г;
Длина газопровода L
= 980 км;
Таблица
1
Свойства газа
Компоненты
|
Концентрация,
%
|
Плотность,
кг/м³
|
Молярная
масса, кг/моль
|
Метан
98,4
|
0,669
|
16,04
|
|
Этан
0,070
|
1,264
|
30,07
|
|
Пропан
0,010
|
1,872
|
44,09
|
|
Бутан
С4Н10
|
-
|
2,519
|
58,12
|
Пентан
-
|
3,228
|
72,15
|
|
Двуокись
углерода 0,400
|
1,8423
|
44,01
|
|
Сероводород
Н2S
|
-
|
-
|
-
|
Азот
1,100
|
1,1651
|
28,02
|
|
Средняя годовая температура
окружающей среды на глубине заложения газопровода К;
Средняя годовая температура воздуха К;
Давление в конце МГ принимаем рК
= 2 МПа;
Рельеф спокойный (разница высот не
более 100 м);
Плотность при 0°C и 0,1013
МПа 0,680 кг/м³;
ВВЕДЕНИЕ
К началу 1990-х годов интенсивное строительство
новых газопроводов закончилась и на первое место вышли проблемы повышения
эффективности и надежности действующих МГ, их реконструкции и технического
перевооружения. Одним из основных направлений научно - технического прогресса
стало энергосбережение.
В процессе проектирования МГ возможны следующие
энергосберегающие мероприятия:
· внедрение низконапорной технологии транспорта
газа;
· внедрение экономичных ГПА новых
поколений;
На стадии эксплуатации и реконструкции МГ такими
мероприятиями могут быть:
· изменение конфигурации отдельных участков
газотранспортной системы;
· переход на низконапорную технологию;
· внедрение автоматизированных систем
управления;
· повышение эффективности работы
линейной части.
В перспективе для удовлетворения нужд народного
хозяйства и поставок газа за рубеж возникает необходимость транспорта сотен
млрд. м3 газа на большие расстояния. Поэтому успешное выполнение
поставленных задач в значительной мере зависит от правильного решения научно -
технических проблем в области добычи газа, проектирования и эксплуатации
газовых систем.
В данной курсовой работе приведен
технологический расчет, цель которого:
· определение оптимальных параметров МГ;
· выбор типа газоперекачивающих
агрегатов, нагнетателей; АВО, ПУ;
· определение необходимого количества
компрессорных станций и расстановка их по трассе газопровода;
· уточненный гидравлический и тепловой
расчет линейных участков;
· расчет режима работы КС.
1. Определение диаметра газопровода
и числа компрессорных станций
.1 Расчет физических свойств перекачиваемого
газа
По известному составу определяем основные
физические свойства газа.
Плотность газа при стандартных условиях (293 К и
0,101325 МПа) определяется по формуле аддитивности (сложения):
ρСТ
= a1 · ρ1
+ a2 · ρ2
+ … + an · ρn,
где а1, …, а2 - доля
каждого компонента в смеси для данного состава газа;
ρ1,…,
ρn
- плотность компонента при стандартных условиях, кг/м3.
Молярная масса [1]:
М = а1 · М1 + а2
· М2 + … + аn
· Мn,
где М1,…, Мn
- молярная масса компонента, кг/кмоль.
Газовая постоянная [1]:
где: R’-
универсальная газовая постоянная, равная 8314,3 Дж/(кмоль · К).
Псевдокритическая температура ТПК (К)
и давление рПК (МПа) для природных газов с содержанием метана 85 % и
более могут быть найдены по известной плотности газа при стандартных условиях
[1]:
ТПК = 155,24 (0,564
+ ρСТ);
рПК = 0,1773·
(26,831 - ρСТ).
Относительная плотность газа по воздуху:
где:= 1,206 кг/м ³ плотность
воздуха при стандартных условиях.
.
1.2 Выбор рабочего давления, типа ГПА и
определение диаметра газопровода
С учетом рекомендаций по проектированию в
качестве рабочего давления в газопроводе выбираем Р = 7,5 МПа.
Исходя из заданной годовой производительности (QГ
= 18 млрд.м3/год) и выбранного рабочего давления, по таблице 2
определяем ориентировочное значение диаметра газопровода. Таким является D
= 1200 мм.
Далее для экономического обоснования выбора
диаметра газопровода следовало бы взять ближайший меньший и ближайший больший
диаметры. Для сравнения принимаем ближайший меньший диаметр D
= 1000 мм, а ближайший больший диаметр D
= 1400 мм.
Таблица
2
Ориентировочные значения диаметра газопровода
DУ, мм
|
Годовая
производительность QГ, млрд.м3/год
|
|
рНАГ
= 5,5 МПа рВС = 3,8 МПа
|
рНАГ
= 7,5 МПа рВС = 5,1 МПа
|
500
|
1,6-2,0
|
2,2-2,7
|
600
|
2,6-3,2
|
3,4-4,1
|
700
|
3,8-4,5
|
4,9-6,0
|
800
|
5,2-6,4
|
6,9-8,4
|
1000
|
9,2-11,2
|
12,1-14,8
|
1200
|
14,6-17,8
|
19,3-23,5
|
1400
|
21,5-26,4
|
28,4-34,7
|
Определяем суточную производительность
газопровода [1]:
где оценочный коэффициент пропускной
способности.
Выбираем 0,9
По данным пропускной способности выбираем
основное оборудование.
Исходя из принятого рабочего давления и суточной
производительности принимаем к установке три газотурбинных агрегата ГТК-10-3,
оборудованных центробежными нагнетателями 370-16-1. Номинальная мощность ГПА
10000 кВт, номинальная подача 32,6 млн.м3/сут., РВС =
5,59 МПа, РНАГ = 7,21 МПа. При этом два нагнетателя работают
параллельно, один резервный.
Технические характеристики ГПА с газотурбинным
приводом
Тип
газоперекачивающего агрегата
|
Основные
данные газовой турбины
|
Основные
данные центробежных нагнетателей
|
|
Номинальная
мощность , кВт
|
КПД
газотурбинной установки, %
|
Частота
вращения силового вала, об/мин (диапазон/номинальная)
|
Температура
продуктов сгорания перед газовой турбиной, 0С
|
Тип
нагнетателя
|
Подача,
млн м3/сут
|
Номинальная
частота вращения, об/мин
|
Давление
на входе в нагнетатель, МПа
|
Конечное
давление на выходе последнего нагнетателя, МПа
|
Степень
сжатия нагнетателя
|
Политропический
КПД нагнетателя, %
|
ГТК-10-3
|
10000
|
28
|
780
|
370-16-1
|
32,6
|
4800
|
5,59
|
7,21
|
1,44
|
85
|
|
Для строительства газопровода принимаем трубы
Харцызского трубного завода:
D = 1020 мм,
изготовленные по ТУ 14-8-16-99 из стали 10Г2СБ (k1=1,34),
D = 1220 мм,
изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ (k1=1,34),
D = 1420 мм,
изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ (k1=1,34).
(Приложение Г, табл. Г.1) [2].
Для принятых диаметров определим значения
расчетного сопротивления металла труб:
За нормативное сопротивление принимаем
временное сопротивление стали на разрыв. (Приложение Г, табл. Г.1) [2].
Категория магистрального газопровода при
подземной прокладке принята в соответствии с таблицей 2 СНиП 2.05.06-85 [5]:
Назначение
трубопровода
|
Категория
трубопровода при прокладке
|
|
подземной
|
наземной
и надземной
|
Для
транспортирования природного газа:
|
|
|
а)
диаметром менее 1200 мм
|
IV
|
III
|
б)
диаметром 1200 мм и более
|
III
|
III
|
в)
в северной строительно-климатической зоне
|
III
|
III
|
Для
транспортирования нефти и нефтепродуктов:
|
|
|
а)
диаметром менее 700 мм
|
IV
|
III
|
б)
диаметром 700 мм и более
|
III
|
III
|
в)
в северной строительно-климатической зоне
|
III
|
III
|
Коэффициент условий работы принимаем по таблице
1 СНиП 2.05.06-85 [5]: m=0,90 для категории ТП III,
IV.
Коэффициент надежности по материалу принимаем по
таблице 9 СНиП 2.05.06-85: k1
=1,4.
Коэффициент надежности по назначению трубопровода принимаем по таблице 11 СНиП
2.05.06-85 [5] в зависимости от условного диаметра и внутреннего давления р до
7,4 МПа:
|
Значение
коэффициента надежности по назначению трубопровода kн
|
Условный
диаметр трубопровода, мм
|
для
газопроводов в зависимости от внутреннего давления р
|
для
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
|
|
р
£ 5,4 МПа р
£ 55
кгс/см2
|
5,4
<р£ 7,4 МПа 55 < ð £ 75
кгс/см2
|
7,4
< р £ 9,8 МПа 75 < ð £ 100
кгс/см2
|
|
500
и менее
|
1,00
|
1,00
|
1,00
|
1,00
|
600-1000
|
1,00
|
1,00
|
1,05
|
1,00
|
1200
|
1,05
|
1,05
|
1,10
|
1,05
|
1400
|
1,05
|
1,10
|
1,15
|
-
|
;
МПа;
МПа;
МПа;
Определим толщину стенки газопровода:
;
мм;
мм.
мм.
Принимаем трубы стандартных
размеров:
1020х10мм, 1220х13 мм, 1420х15 мм. (Приложение
Г, табл. Г.1) [2].
Внутренний диаметр трубопроводов
[1]:
.3 Определение расстояния между компрессорными
станциями и числа КС
Пользуясь данными таблицы 3,
определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между
КС.
Таблица
3
Потери давления газа на КС
Давление
в газопроводе (избыточное), МПа
|
Потери
давления газа на КС, МПа
|
|
на
всасывании ΔрВС
|
на
нагнетании δр вых
|
|
при
одноступенчатой очистке газа
|
при
двухступенчатой очистке газа
|
|
5,40
|
0,08
|
0,13
|
0,07
|
7,35
|
0,12
|
0,19
|
0,11
|
9,81
|
0,13
|
0,21
|
0,13
|
МПа;
МПа.
Среднее давление определяем по формуле:
Для расчета расстояния между КС можно принять
ориентировочное значение средней температуры:
где То - температура
окружающей среды на глубине заложения газопровода;
Тн - температура газа на
входе в линейный участок, которую можно принять равной 303 - 313 К.
К;
Приведенные значения давления и
температуры:
;
.
Коэффициент сжимаемости:
Коэффициент динамической вязкости :
Для определения режима течения в
трубах найдем числа Рейнольдса по формуле:
.
.
;
Приняв эквивалентную шероховатость для новых
труб без внутреннего антикоррозионного покрытия k
= 0,03 мм, найдем коэффициент гидравлического сопротивления трению:
.
;
.
С учетом местных сопротивлений и
коэффициента гидравлической эффективности расчетные значения коэффициентов
гидравлических сопротивлений λ будут:
.
;
где ЕГ - коэффициент
гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской
службы в соответствии с отраслевой методикой; при отсутствии этих данных
коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95.
Пользуясь формулой пропускной способности
газопровода:
Выразим длину линейного участка
между компрессорными станциями:
Тогда вычисляем расстояние между КС :
По той же формуле определяем длину
последнего перегона, приняв давление в конце газопровода РК = 2 МПа:
Определяем необходимое число КС по
формуле
:
;
;
.
Округляем расчетное число КС до целого числа в
большую сторону, принимаем: n1020
= 24; n1220
= 9; n1420
= 3.
2. Экономическое обоснование выбора
диаметра газопровода
Проведем экономическое сравнение рассматриваемых
диаметров (вариантов) по укрупненным показателям.
.1 Капитальные затраты в линейную часть.
Согласно Приложения 1[3] стоимость строительства
1 км трубопровода:
CЛ1020
= 2671,2 тыс.руб/км, CЛ1220
= 3579,2 тыс.руб/км, CЛ1420
=5280,9 тыс.руб/км.
Т.к. толщина стенки труб отличается от указанной
в Приложении 1[3], то, приближенно, стоимость строительства 1 км трубопровода
может быть определена по формуле:
Тогда:
КЛ1020 = СЛ1020 · L
= 2448,6· 980 = 2399,6 млн.руб;
КЛ1220 = СЛ1220 · L
= 3593,1 · 980 = 3521,2 млн.руб;
КЛ1420 = СЛ1420 · L
= 5163,2 · 980 = 5059,9 млн.руб.
2.2 Капитальные затраты на сооружение КС
Согласно Приложения 2[3] стоимость строительства
одной КС на три агрегата типа ГТК-10-3 равна:
млн. руб.
Тогда
ККС1020 = ССТ
· n1020 = 123,2 ·
24= 2956,8 млн.руб;
ККС1220 = ССТ
· n1220 = 123,2 · 9
= 1108,8млн.руб;
ККС1420 = ССТ
· n1420 = 123,2 · 3
= 369,6 млн.руб.
Полные капитальные затраты
К1020 = КЛ1020
+ ККС1020 = 2399,6+ 2956,8 = 5356,4 млн.руб;
К1220 = КЛ1220
+ ККС1220 = 3521,2 + 1108,8 = 4630,0 млн.руб;
К1420 = КЛ1420
+ ККС1420 = 5059,9 + 369,6 = 5429,5 млн.руб.
Стоимость эксплуатации линейной
части.
Согласно Приложения 1[3] стоимость
эксплуатации 1 км трубопровода в год:
СЭЛ1020 = 120,2
тыс.руб/(год·км); СЭЛ1220 = 161,1 тыс.руб/(год·км);
СЭЛ1020 = 237,6
тыс.руб/(год·км).
Тогда:
ЭЛ1020 = СЭЛ1020 ·
L = 120,2·980
= 117,8 млн.руб/год;
ЭЛ1220 = СЭЛ1220 ·
L = 161,1·980
= 157,9 млн.руб/год;
ЭЛ1420 = СЭЛ1420 ·
L =
237,6·980= 232,9 млн.руб/год.
Стоимость эксплуатации КС.
Согласно Приложения 2[3] стоимость
эксплуатации типовой КС на три агрегата ГТК-10-3 равна:
млн. руб./год.
Тогда
ЭКС1020 = СЭСТ1020
· n720 = 22,3 · 24
= 535,2 млн. руб./год;
ЭКС1220 = СЭСТ1220
· n820 = 22,3 · 9
= 200,7 млн. руб./год;
ЭКС1420 = СЭСТ1420
· n1420 = 22,3 ·3 =
66,9 млн. руб./год.
.3 Полные капитальные затраты
Полные эксплуатационные расходы:
Э1020 = ЭЛ1020
+ ЭКС1020 = 117,8+ 535,2 =652,9 млн. руб./год;
Э1220 = ЭЛ1220
+ ЭКС1220 = 157,9 + 200,7= 358,6 млн. руб./год;
Э1420 = ЭЛ1420
+ ЭКС1420 = 232,9 + 66,9 = 299,7 млн. руб./год.
Приведенные годовые затраты
определяем по формуле:
,
где Е - нормативный коэффициент
эффективности капитальных вложений (для объектов транспорта и хранения нефти и
газа Е = 0,15 1/год).
Тогда:
S1020 = ЕК1020
+ Э1020 = 0,15 · 5356,4 + 652,9 = 1456,5 млн. руб./год;
S1220 = ЕК1220
+ Э1220 = 0,15 · 4630,0 + 358,6 = 1053,1 млн. руб./год;
S1420 = ЕК1420
+ Э1420 = 0,15 · 5429,5 + 299,7 = 1114,2 млн. руб./год.
Самым выгодным будет вариант с
наименьшими приведенными затратами.
Таким образом, по приведенным
затратам наиболее выгодным является диаметр 1220 мм и дальнейшие расчеты ведем
только для этого диаметра.
газопровод нагнетатель
компрессорный гидравлический
3. Уточненный тепловой и
гидравлический расчет участков газопровода между КС
Уточненный тепловой и гидравлический расчет
участков газопровода между компрессорными станциями производится с целью
определения давления и температуры в конце рассматриваемого участка.
.1 Уточнение расстояния между КС с учетом
расхода топливного газа на собственные нужды
Производительность каждого участка:
.
Для ГТК-10-3: QТГ = 3700 ·
24· 2 = 0,177 млн. м3/сут (Приложение 6[3])
Тогда:
Q1 = 54,8 -
0,177· 1 = 54,6 млн.м3/сут;
Q2 = 54,8 -
0,177· 2 = 54,4 млн.м3/сут;
Q3 = 54,8 -
0,177· 3 = 54,3 млн.м3/сут;
Q4 = 54,8 -
0,177· 4 = 54,1 млн.м3/сут;
Q5 = 54,8 -
0,177· 5 = 53,9 млн.м3/сут;
Q6 = 54,8 -
0,177· 6 = 53,7 млн.м3/сут;
Q7 = 54,8 -
0,177· 7 = 53,5 млн.м3/сут;
Q8 = 54,8 -
0,177· 8 = 53,4 млн.м3/сут;
Q9 = 54,8 -
0,177· 9 = 53,2 млн.м3/сут;
Найдем среднюю длину участка между
КС:
,
Где
.
Тогда:
Найдем длину каждого участка:
км;
км;
км;
км;
км;
км;
км;
км;
км.
.2 Расчет первого участка
газопровода
Принимаем в качестве первого
приближения значения λ,
ТСР
и ZСР из первого
этапа вычислений: λ
= 0,0109; ТСР
= 290,75 К; ZСР = 0,879.
Определяем значение РК в
первом приближении
Определяем среднее давление:
МПа.
Определяем средние значения
приведенного давления и температуры:
Удельную теплоемкость газа определяем по следующей
формуле:
Определяем Коэффициент Джоуля -
Томсона :
Рассчитываем коэффициент at по формуле:
Вычисляем значение средней
температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля -
Томсона:
Вычисляем уточненные значения
приведенной температуры ТПР и коэффициента ZСР:
.
Рассчитываем коэффициент динамической вязкости и
число Рейнольдса:
Вычисляем коэффициенты λТР и λ
;
.
Конечное давление во втором
приближении определяем по формуле:
Относительная погрешность определения конечного
давления
Полученный результат отличается от
предыдущего приближения менее чем на 1%. То есть значение определено с
достаточной точностью.
Результаты расчетов приведены в
таблице 4.
Таблица
4
Результаты уточненного теплового и
гидравлического расчета 1-го участка ГП
Наименование
расчетного параметра
|
Второе
приближение
|
Конечное
давление рК, МПа
|
5,82
|
Среднее
давление рСР, МПа
|
6,45
|
Приведенная
температура ТПР
|
1,506
|
Приведенное
давление рПР
|
1,391
|
Удельная
теплоемкость газа СР, 2,736
|
|
Коэффициент
Джоуля-Томсона Di, К/МПа
|
3,689
|
Параметр
at
|
3,18·10-3
|
Средняя
температура ТСР, К
|
297,7
|
Средний
коэффициент сжимаемости ZCР
|
0,89
|
Динамическая
вязкость μ,
Па
· с
|
1,24·10-5
|
Число
Рейнольдса Re
|
37,0·106
|
Коэффициент
сопротивления трения λТР
|
0,00941
|
Расчетный
коэффициент гидравлического сопротивления λ
|
0,01094
|
Конечное
давление р΄К, МПа
|
5,77
|
Относительная
погрешность по давлению δ, в %
|
0,85
|
Уточнённое
среднее давление, МПа
|
6,43
|
Конечная
температура газа, К
|
280,5
|
Уточняем среднее давление:
МПа
Определяем конечную температуру
газа:
Далее проводятся аналогичные расчеты
для остальных участков МГ. Результаты расчетов заносятся в таблицу 5.
Таблица
5
Результаты уточненного теплового и
гидравлического расчета последующих участков газопровода
параметр
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
рК,
МПа
|
5,81
|
5,80
|
5,79
|
5,78
|
5,77
|
5,76
|
5,75
|
2,07
|
рСР,
МПа
|
6,44
|
6,44
|
6,44
|
6,43
|
6,43
|
6,42
|
6,42
|
5,00
|
ТПР
|
1,506
|
1,506
|
1,506
|
1,506
|
1,506
|
1,506
|
1,506
|
1,506
|
рПР
|
1,390
|
1,389
|
1,389
|
1,387
|
1,386
|
1,385
|
1,384
|
1,080
|
СР,
2,735
|
2,735
|
2,735
|
2,734
|
2,734
|
2,734
|
2,733
|
2,621
|
|
Di,
К/МПа
|
3,690
|
3,690
|
3,691
|
3,691
|
3,692
|
3,692
|
3,693
|
3,851
|
at
|
3,18·10-3
|
3,18·10-3
|
3,18·10-3
|
3,18·10-3
|
3,18·10-3
|
3,18·10-3
|
3,18·10-3
|
3,18·10-3
|
ТСР,
К
|
297,7
|
297,7
|
297,7
|
297,6
|
297,015
|
297,6
|
297,6
|
288,6
|
ZCР
|
0,89
|
0,89
|
0,89
|
0,89
|
0,89
|
0,89
|
0,89
|
0,9
|
μ,
Па
· с
|
1,24·10-5
|
1,24·10-5
|
1,24·10-5
|
1,24·10-5
|
1,24·10-5
|
1,24·10-5
|
1,24·10-5
|
1,16·10-5
|
Re
|
37,0·106
|
37,0·106
|
37,0·106
|
37,0·106
|
37,0·106
|
37,0·106
|
37,0·106
|
39,3·106
|
λТР
|
0,00941
|
0,00941
|
0,00941
|
0,00941
|
0,00941
|
0,00941
|
0,00940
|
0,00940
|
λ
|
0,01094
|
0,01094
|
0,01094
|
0,01094
|
0,01094
|
0,01094
|
0,01093
|
0,01093
|
р΄К, МПа
|
5,76
|
5,75
|
5,75
|
5,73
|
5,72
|
5,71
|
5,70
|
2,07
|
δ, в %
|
0,85
|
0,86
|
0,86
|
0,87
|
0,88
|
0,88
|
0,89
|
0,047
|
Уточн.рСР,
МПа
|
6,42
|
6,42
|
6,41
|
6,41
|
6,40
|
6,40
|
6,39
|
5,00
|
Тк,
К
|
280,5
|
280,5
|
280,5
|
280,5
|
280,5
|
280,5
|
280,5
|
280,02
|
4. Расчет режима работы КС
На компрессорных станциях газопровода
установлены газотурбинные агрегаты ГТК-10-3, оборудованные центробежными
нагнетателями 370-16-1.
По результатам теплового и гидравлического
расчета линейного участка определим давление рВС и температуру ТВС
газа на входе в центробежный нагнетатель: рВС = рК
- ΔрВС
= 5,77 - 0,12 = 5,65 МПа;
К.
Вычисляем значения давления и
температуры, приведенные к условиям всасывания при р = рВС и Т = ТВС
;
.
Рассчитываем по формуле коэффициент
сжимаемости газа при условиях всасывания:
Определяем плотность газа ρВС, требуемое
количество нагнетателей mН и
производительность нагнетателя при условиях всасывания QВС
mН
- число параллельно работающих ЦН, определяемое из соотношения:
,
значение mН округляем до
mН = 2;
QН
- номинальная производительность ЦН при стандартных условиях, млн.м3/сут;
Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора
в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем QПР
и [n/nН]ПР.
Результаты вычислений приведены в табл. 6.
Таблица
6
Результаты расчета и
Частота
вращения
|
|
|
|
|
4100
|
0,774
|
1,293
|
370,1
|
0,790
|
4400
|
0,830
|
1,205
|
344,9
|
0,848
|
4700
|
0,887
|
1,128
|
322,9
|
0,906
|
5000
|
0,943
|
1,060
|
303,5
|
0,964
|
5300
|
1,000
|
1,000
|
286,3
|
1,022
|
5600
|
1,057
|
0,946
|
271,0
|
1,080
|
Приведем расчета для частоты
вращения ,
Полученные точки - наносятся
на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рис.2).
Вычисляем требуемую степень
повышения давления:
По характеристике нагнетателя
(рис.5.11), определяем расчетные значения приведенных параметров. Для этого
проводим горизонтальную линию из до линии режимов и находим точку
пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с
горизонтальной осью, находим . Аналогично определяем
и .
Определяем расчетную частоту вращения вала
нагнетателя по формуле
.
Рассчитываем внутреннюю мощность,
потребляемую ЦН:
кВт.
С учетом, что механические потери мощности
составляют 1% от номинальной мощности ГТУ, по формуле определяем мощность на
муфте привода.
, кВт
Вычисляем располагаемую мощность ГТУ:
где - номинальная мощность ГТУ, кВт;
- коэффициент технического
состояния по мощности, ;
- коэффициент, учитывающий влияние
системы против обледенения (при отключенной системе = 1); -
коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла (при ее отсутствии = 1); -
коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ, ;
ТВОЗД, -
соответственно фактическая и номинальная температуры воздуха, ТВОЗД =
272 К; = 288 К;
ра - расчетное давление
наружного (атмосферного) воздуха
Проверяем условие . Условие
8570 < 11567 выполняется.
Определяем температуру газа на
выходе ЦН
.
где k
- показатель адиабаты природного газа, k
= 1,31.
5. Определение аккумулирующей
способности последнего участка газопровода
Часовое потребление газа в течение суток
изменяется от максимального значения в полдень до минимального значения ночью.
Разницу между максимальным и минимальным
объемами газа приведенных к стандартным условиям принято называть
аккумулирующей способностью конечного участка газопровода.
Аккумулирующая способность последнего участка
определяется по формуле:
Р1 max -
максимальное давление в начале последнего участка, определяется из условия
прочности газопровода
- коэффициент,
равный:
- коэффициент,
равный:
Таким образом, аккумулирующая
способность последнего участка составляет 15% суточной производительности
магистрального газопровода, что обеспечивает покрытие часовой неравномерности
потребления газа в течение суток.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1.
В.Ф. Новосёлов, А.И. Гольянов, Е.М. Муфтахов. Типовые расчёты при
проектировании и эксплуатации газопроводов. - М.: Недра, 1982.
2.
Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков и др. Типовые расчёты при
сооружении и ремонте газонефтепроводов. - СПб.: Недра, 2006.
.
Белицкий В.Д. Методические указания к выполнению курсовой работы для
студентов специальности 130501 - «Проектирование, сооружение и эксплуатация
газонефтепроводов и газонефтехранилищ»
.
Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Часть 2.
- Тюмень: ТюмГНГУ, 2004.
.
СНиП 2.05.06-85.
ПРИЛОЖЕНИЕ