Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями

Расчет выполняется в следующем порядке:

1 В качестве первого приближения принимаются значения , Z_ср и Т_ср:

Z_ср=1,039

Т_ср=296 К

2 По формуле (5.18) определяется первое приближение величины Р_к

3 По формуле (5.10), с использованных известных значений Р_н и Р_к, определяется уточненное среднее давление Р_СР.

4 По формуле (5.12) определяем средние приведенные давление Р_пр и температура Т_ПР.

;

5 Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляется уточненное значение Т_СР. Для этого используем величины средней удельной теплоемкости С_p, коэффи­циента Джоуля-Томсона Di и коэффициента a_i вычисленные при найденных значениях Р_ср и Т_ср первого приближения по формулам:

С_р =1,695 + 1,838·10^-3Т_СР+1,96·10⁶ (Р_СР-0,l)/Т³;

С_Р=1,695 + 1,838·10^-3296+1,96·10⁶ (6,305-0,l)/296³=2,702[кДж/(кгК)];

;

,

где К_cp - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружаю­щую среду, определяемый в зависимости от способа прокладки газопровода.

Ориентировочное значение коэффициента теплопередачи при подземной прокладке газопровода без теплой изоляции можно определить также по формуле:

где D - диаметр газопрвода,м; К - базовый коэффициент теплопередачи для газопровода диаметром 1 м, К = 2 Вт/(м К)

6 По формулам (5.12), (5.21) и (5.l3) при Р = Р_ср иТ = Т_ср вычисляем Р_пр, Т_пр, μ и Z_CT во втором приближении.

;

Динамическая вязкость газа (Па∙с) определяем по формуле (5.21)

7 По формулам (5.22), (5.19) и (5.23) определяем значения Re, и ,

=27812518;

_ТР=0,038.

Переходное (от смешанного трения к квадратичному) значение числа Рейнольдса

оп­ределяем по формуле (5.23)

ВНИИГаз рекомендует принимать среднее значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода равным к_э = 0,03 мм.

8 По формуле (5.18) определяем конечное давление Р_К во втором приближении.

9 Если полученный результат отличается от предыдущего более чем на 1 %, то необ­ходимо уточнить расчеты, выполнив третье приближение, начиная с п.З. Если же результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, то переходим к следующему пункту

результат удовлетворяет требованиям расчетов.

10 По формуле (5.l0) уточняется среднее давление Р_СР.

11 При х = l_КС по формуле (5.24) определяем температуру газа Т_к в конце линейного
участка:

где Р_СР - среднее давление на участке газопровода, вычисляемое по формуле (5.10);

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.

6.3 Расчет режима работы компрессорной станции

Исходными данными для расчета режима работы КС являются:

- Р = 3,52 МПа; Т = 296 К - давление и температура газа на входе КС (равные уточненным значениям давления и температуры в конце линейного участка);

- температура окружающего воздуха Т_шщ - 294 К;

- физические свойства газа (р_ст= Δ_в 1,205 = 1,06 кг/м³, Р_пк - 4,6 МПа, Т_пк = 252,75 К, R = 0,31176 Дж/(моль К)).

По выбранному типу привода (ГТН-16) и центробежного нагнетателя по их паспортным данным:

- Q_H= 17,2 млн м³/сут - номинальная производительность ЦН при

стандартных условиях;

- N^н_с = 16000 кВт - номинальная мощность ГПА;

- п_н = 6200 мин^-1 - номинальная частота вращения вала ЦН;

- n_min = 4400 мин^-1, n_min ⁼ 6600 мин^-1- диапазон возможных частот

вращения ротора ЦН;

- приведенная характеристика

Расчет режима работы КС выполняем в следующем порядке:

1 По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление Р_вс и температуру Т_вс газа на входе в центробежный нагнетатель:

Р_вс =Р_К- ΔР_ВС; Т_вс = Т_к.

Р_вс = 3,52 МПа Т_вс = 296 МПа

2 По известному составу газа, температуре Т = Т_ВС и давлению Р = Р_вс на входе в ЦН определяем плотность ρ_вс и коэффициент сжимаемости газа z_BC при условиях всасывания:

;

; Т_пр=1,17; Р_пр=1,37

3 Определяем требуемое количество нагнетателей , которое

округляем до целого значения.

7 По формуле (5.26) рассчитываем производительность нагнетателя при
условиях всасывания Q_BC:

8 Задаваясь номинальным значением давления нагнетания Р_НАГ по формуле (5.27)

вычисляем требуемую степень повышения давления :

9 Задаваясь несколькими значениями частоты вращения ротора, на приведенной характеристике ЦН строим линию расчетных режимов (см. рис. 5.1)

n
n / nн	0,8	0,9	1,0

Q_пр1=2,5 м³/с

Q_пр2=1,3 м³/с

Q_пр3=1,2м³/с

Основные параметры некоторых типов ЦН приведены в табл. 5.3

7 С помощью построенной линии расчетных режимов определяем значения . Значение Q_np должно удовлетворять условию удаленности от зоны помпажа, то есть должно выполняться неравенство

Q_пр= 1,25 м³/с или 0,108 млн м³/сут

1,25 1,2 условие выполняется

8 Вычисляют фактическую частоту вращения ротора ЦН , которая должна удовлетворять условию .

,

4400<5740<6600 условие выполняется

9 По формуле (5.28) вычисляют внутреннюю мощность , потребляемую ЦН:

.

10 По формуле (5.29) рассчитывают мощность на муфте привода

,

где - потери мощности (определяются по паспортным данным ГПА). Величину потери мощности N_Mex ориентировочно можно принимать как процентную долю от номинальной мощности привода: 1% для газотурбинного привода и 1,5% для электропривода.

=16000:100·1%=160 кВт

=135+160=295 кВт

11 Вычисляют располагаемую мощность ГПА по формуле (5.30)

, (5.30)

где - номинальная мощность ГПА; Р_а – расчётное давление наружного воздуха; - коэффициент технического состояния по мощности; - коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе =1); = 0,985- коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла; = 2,0 - коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГПА; , - соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, К.

.

Значения , , , , , принимаются по справочным данным о ГПА (табл. 5.4)

Табл. 5.4 - Техническая характеристика некоторых типов ГПА с газотурбинным при­водом

Тип ГТУ			kN	ki	Частота вращения сило­вого вала, мин^-1
					" nmin	nnmax
ГПА-Ц-6,3			0,95	1,3
ГТК-10			0,95	3,7
ГПУ-10			0,95	3,7
ГТН-10И			0,95	2,0
ГТК-16			0,95	3,2
ГТН-16			0,95	3,2
ГПА-Ц-16			0,95	2,8
ГТН-25			0,95	3,2
ГТН-25И			0,95	2,2

12 Производится проверка выполнения условия : 295кВт≤113994 кВт.

При его несоблюдении следует увеличить число m_цн на единицу и повторить расчет режима КС, начиная с п.4.

13 Определяется температура газа на выходе из ЦН

где к - показатель адиабаты природного газа, к=1,31

Список рекомендуемой литературы

1. Тетельмин В.В., Язев В.А. «Магистральные газонефтепроводы».

Учебное пособие.- Долгопрудный: Издательский дом «Интеллект», 2010.- 352 с

2. Быков Л.И. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газоиефтепроводов: Учеб.пособие.- Санкт- Петербург: Недра,2006.- 824 с.

3. Коршак А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: учебник для вузов/А.А. Коршак, А.М. Нечваль; под ред. А.А. Коршака.-СПб.: Недра, 2008.-488 с.

4. Тугунов П.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для ВУЗов.- УФА, 2002.- 658 с.

5. Исмагилова З.Ф., Ульшина К.Ф.

Технологический расчет магистральных нефтепроводов: Методическое пособие по выполнению курсового проекта по дисциплине «Проектирование газонефтепроводов» для студентов очной формы обучения и слушателей, занимающихся по программе профессиональной переподготовки (второе высшее образование) специальности 130501.65 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ». - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008. - 68 с.

6. РД 153-39,4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. -М.: Гипротрубопровод, 2002.

7. СНиП 2.05.06-85*. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы./ Госсстрой России: ГП ЦПП,1997. – 52 с.

8. Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог.-Изд.2-е испр. и доп.-М.:ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ. 1989.-24 с.

Приложение 1

---

Дата добавления: 2015-10-02