Технологический расчет магистрального газопровода

КУРСОВАЯ РАБОТА Тема: Технологический расчет магистрального газопровода

1. Основные теоретические сведения

2. Основные расчетные формулы

3. Технологический расчет магистрального газопровода

3.1 Выбор рабочего (избыточного) давления в газопроводе

3.2 Определение числа компрессорных станции и расстояния между станциями

3.3 Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями

3.4 Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС

Выводы

Список используемой литературы

Технологический расчет магистрального газопровода является важной комплексной задачей, требующей специального подхода и решения. Этот расчет позволяет наиболее точно рассчитать и уточнить основные характеристики газопровода, определить число компрессорных станций и выбрать тип ГПА, что необходимо для строительства и работы магистрального газопровода.

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации.

Важнейшей функцией газотранспортной системы России является обеспечение требуемых объемов транспортировки газа и бесперебойности поставок природного газа потребителям. При проектировании, строительстве, эксплуатации, реконструкции и модернизации газотранспортной системы, ее основных объектов и используемого энерготехнологического оборудования решаются задачи повышения надежности эксплуатации газотранспортной системы (ГТС) и снижения энергетических затрат при магистральном транспорте природного газа.

За последние годы резко возросла роль трубопроводного транспорта в российской экономике. Это связано с рядом факторов — увеличение налоговых поступлений в бюджеты различных уровней вследствие роста объемов транспорта нефти и газа, создание новых рабочих мест, развитие экономики регионов и т. д.

Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности также чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта газа от мест добычи на газоперерабатывающие заводы и экспорт. Магистральный трубопроводы, обеспечивая энергетическую безопасность страны, в тоже время позволяют разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.

1. Основные теоретические сведения

газопровод компрессорный станция гидравлический

Природный газ — смесь горючих газов, добываемых из недр земли. Основной составляющей природного газа является метан СН4, содержание которого достигает 98%. Остальная часть смеси состоит из предельных углеводородов: этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10 и пентана С5Н12. Кроме того, в состав природных газов в небольших количествах входят азот N2 и углекислый газ СО2, иногда сероводород H2S, водород Н2 и другие.

Природные газы разделяются на три группы:

1) газы чисто газовых месторождений, т. е. смеси сухих газов, свободных от тяжелых углеводородов; к таким месторождениям относятся Североставропольское, Дашавское, Газлинское, Березовское и др.;

2) газы газоконденсатных месторождений, в которых газ находится вместе с конденсатом (конденсатом называется широкая фракция, состоящая из бензина, лигроина, керосина и солярового масла); к ним относятся месторождения Коробковское, Песчано-Уметское, Краснодарские, Кызылкумские и др.;

3) попутные нефтяные газы; месторождения этого типа находятся в Татарии, Башкирии, Волгоградской области, Краснодарском крае и др.

В большинстве случаев природные газы вообще не имеют запаха или имеют слабый запах бензина, а в тех случаях, когда в газе имеются примеси серы — запах сероводорода. Природные и попутные газы, транспортируемые по магистральным газопроводам, почти всегда содержат различные твердые примеси (песок, пыль, сварочный грат, окалину и др.) и жидкие примеси (воду, конденсат, масло). Большинство примесей попадает в газопровод с газом из скважин.

Газопровод — инженерное сооружение, предназначенное для транспортировки газа (в основном природного газа) с помощью трубопровода. Газ по газопроводам и газовым сетям подаётся под определённым избыточным давлением.

Газопроводы подразделяются на:

1) Магистральные газопроводы — предназначены для транспортировки газа на большие расстояния. Через определённые интервалы на магистрали установлены газокомпрессорные станции, поддерживающие давление в трубопроводе. В конечном пункте магистрального газопровода расположены газораспределительные станции, на которых давление понижается до уровня, необходимого для снабжения потребителей.

Под магистральным газопроводом следует понимать комплекс сооружений, предназначенных для транспортировки природного или попутного нефтяного газа от газовых или нефтяных промыслов к потребителям газа (городам, поселкам, промышленным предприятиям и электростанциям). Имеются также магистральные газопроводы, перекачивающие искусственный газ от газосланцевых или коксогазовых заводов, как, например, Кохтла-Ярве — Таллин и некоторые другие.

Система магистральных газопроводов — совокупность магистральных газопроводов, состоящая из двух и более ниток или участков магистральных газопроводов с одинаковым рабочим давлением, связанных внутрисистемными перемычками и допускающими эксплуатацию (и, как правило, работающих) в совместном гидравлическом режиме (или с различными уровнями рабочего давления, если элементы системы соединены через узлы редуцирования).

2)Газопроводы распределительных сетей — предназначены для доставки газа от газораспределительных станций к конечному потребителю.

По давлению в магистрали:

Магистральные:

первой категории — до 10 МПа

второй категории — до 2,5 МПа

Распределительные:

высокого давления 1 категории — от 0,6 до 1,2 включительно, МПа;

высокого давления 2 категории — от 0,3 до 0,6 включительно, МПа;

среднего давления — от 0,005 до 0,3 включительно, МПа;

низкого давления — до 0,005 включительно, МПа — обычный «бытовой» газопровод.

По типу прокладки:

Наружный газопровод включает в себя все участки конструкции, находящиеся вне помещения. Сюда входят подземные, наземные и надземные элементы, расположенные до футляра при вводе в здание.

Внутренний газопровод — газопровод, проложенный от наружной конструкции здания до места подключения расположенного внутри зданий газоиспользующего оборудования.

Единая система газоснабжения — это имущественный производственный комплекс, состоящий из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых производственных и иных объектов, предназначенных для добычи, транспортировки, хранения, поставок газа и находящийся в собственности организации, образованной в установленных гражданским законодательством организационно-правовой форме и порядке, получившей объекты указанного комплекса в собственность в процессе приватизации либо создавшей или приобретшей их на других основаниях, предусмотренных законодательством Российской Федерации.

Трубы. Для сооружения магистральных газопроводов в основном применяются бесшовные или сварные трубы из низколегированных или малоуглеродистых мартеновских спокойных сталей с максимальным содержанием углерода в металле труб не более 0,27%. Сталь труб должна хорошо свариваться. Показатели, характеризующие химический состав и механические свойства металла труб, допускаемых к применению для магистральных газопроводов, должны удовлетворять требованиям технических условий или ГОСТ.

Рабочее давление (нормативное) — устанавливаемое проектом наибольшее избыточное внутреннее давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации газопровода; определяется по сечению на выходном трубопроводе газового компрессора.

Производительность газопровода — количество газа м3 при условиях по ГОСТ 2939: 293 К и 0,1013 МПа, транспортируемого по газопроводу за расчетный период (год, сезон, квартал, месяц).

Пропускной способностью газопровода или его участка называется максимальное количество газа, которое может быть передано по газопроводу или участку газопровода в сутки при стационарном режиме, максимальном использовании располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов и заданных расчетных параметрах: граничных условиях в начале и в конце газопровода, рабочем давлении по трассе, гидравлической эффективности, температуре окружающего воздуха и грунта, температуре охлаждения газа и т. п.

Расчетная пропускная способность магистрального газопровода или его участка, необходимая для обеспечения заданной производительности, определяется как максимальная суточная пропускная способность.

Компрессорная станция — стационарная или подвижная (другое наименование — передвижная или самоходная) установка, предназначенная для получения сжатых газов. Получаемый сжатый газ или воздух может использоваться как энергоноситель (для пневматического инструмента), сырье (получение отдельных газов из воздуха), криоагент (азот).

Станция состоит из компрессора и вспомогательного (дополнительного) оборудования. Чаще всего компрессорная станция представляет собой блок-бокс, в котором и размещается всё установленное оборудование с обвязкой. Часто станции оснащаются такими системами как — системами пожаротушения, освещения, вентиляции, сигнализации, газоанализации и т. д.

Кроме того, газоперекачивающие компрессорные станции осуществляют транспортировку топлива по газопроводу, а также обеспечивают его закачку в подземное хранилище.

Зачастую такое оборудование называют «компрессорная станция высокого давления», а все потому, что станции нагнетают в газопроводе высокое давление, благодаря чему повышается пропускная способность газовой магистрали.

В зависимости от масштабов газопровода, существуют стационарные и передвижные КС.

В таблице 1 приведены потери давления газа на КС в зависимости от рабочего давления в газопроводе.

Таблица 1

Компрессорный цех — составная часть компрессорной станции, выполняющая основные технологические функции (очистку, компримирование и охлаждение газа).

Газоперекачивающий агрегат (ГПА) — предназначен для компримирования природного газа на компрессорных станциях газопроводов и подземных хранилищ. ГПА состоит из нагнетателя природного газа, привода нагнетателя, всасывающего и выхлопного устройств (в случае газотурбинного привода), систем автоматики, маслосистемы, топливовоздушных и масляных коммуникаций и вспомогательного оборудования.

ГПА различают: по типу нагнетателей — поршневые газомоторные компрессоры (газомотокомпрессоры) и ГПА с центробежными нагнетателями; по типу привода — ГПА с газовым двигателем внутреннего сгорания (газомоторные двигатели), с газотурбинным приводом, с электроприводом. ГПА с газотурбинным приводом, в свою очередь, подразделяются на агрегаты со стационарной газотурбинной установкой и с приводами от газотурбинных двигателей авиационного и судового типов.

По сравнению с поршневыми компрессорами центробежные нагнетатели имеют ряд преимуществ. Это, прежде всего, компактность и высокая производительность, простота конструкции, малое количество трущихся деталей и отсутствие возвратно-поступательных движений, равномерная подача газа и более благоприятные условия автоматизации.

Центробежные нагнетатели природного газа на КС — агрегаты, от которых зависит нормальный технологический процесс компримирования газа. Основной критерий, по которому можно судить о степени надежности нагнетателя в период эксплуатации — его вибрационное состояние. Значительное число дефектов в работе отдельных узлов и деталей проявляется в повышенной вибрации.

Центробежные нагнетатели выполняются, как правило, в виде одноступенчатой турбомашины с осевым подводом газа к консольно расположенному рабочему колесу. Наибольшее распространение получили нагнетатели конструкции Невского машиностроительного завода им. В. И. Ленина (НЗЛ) и Уральского турбомо-торного завода им. К. Е. Ворошилова (УТМЗ).

На компрессорных станциях магистральных газопроводов широко применяются центробежные нагнетатели с приводом от газовых турбин однои двуховальной конструкции. В одновальной конструкции газовая турбина установлена, на одном валу с осевым воздушным компрессором и через муфту и редуктор соединена с нагнетателем. Таким образом, при необходимости изменять число оборотов нагнетателя одновременно изменится число оборотов осевого компрессора. В двуховальной конструкции одна секция турбины соединена с нагнетателем, а, вторая с осевым, компрессором, поэтому изменение скорости нагнетателя не вызывает изменение скорости осевого компрессора, что обеспечивает большие возможности регулирования подачи нагнетателя.

На КС с электроприводом для сжатия газа применяют центробежные нагнетатели, принцип действия которых основан нединамическом взаимодействии лопаток с протекающим через вращающееся колесо газом. Высокие окружные скорости и большие скорости течения газа позволяют при этом получить большую подачу при небольших габаритах. Повышение давления в ЦН происходит в результате, превращения кинетической энергии в потенциальную.

Газ, поступающий в центробежные нагнетатели газоперекачивающих агрегатов, необходимо очищать от механических примесей, влаги и конденсата. Наличие механических примесей в газе может вызвать повреждение центробежных нагнетателей. После компримирования транспортируемого газа в центробежных нагнетателях его температура возрастает до 50 — 80 °C. Такая температура газа может быть причиной снижения его подачи по газопроводу и вызвать большой температурный перепад. Центробежные нагнетатели применяют при производительности газопровода выше 7 млрд. м3 в год, выбор их мощности проводят по газодинамическим характеристикам.

КПД газового компрессора (нагнетателя) политропный — это отношение удельной полезной политропной работы (политропного напора) к разности энтальпий (полному напору), определяемым по параметрам газа, измеренным в сечениях входного и выходного патрубков (фланцев).

Степень повышения давления (степень сжатия) — отношение абсолютных давлений газа, измеренных в сечениях выходного и входного патрубков (фланцев) компрессора.

Мощность ГПА номинальная в станционных условиях — мощность на муфте ГТУ в условиях по ГОСТ 28 775: при температуре 15 °C и давлении атмосферного воздуха и 0,1013 МПа, без отборов сжатого воздуха и с учетом гидравлических сопротивлений трактов (входного и выхлопного), при отсутствии утилизационного теплообменника.

Мощность располагаемая — максимальная рабочая мощность на муфте газового компрессора (нагнетателя), которую может развивать привод в конкретных станционных условиях.

2. Основные расчетные формулы

Плотность газа при стандартных условиях (20 0С и 0,1013 МПа) определяется по формуле аддитивности (кг/м3):

х1,…, хn — доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;

с1,…, сn — плотность компонента при стандартных условиях, кг/м3.

Молярная масса (кг/кмоль):

M1,…, Mn — молярная масса компонента, кг/кмоль.

Газовая постоянная Дж/(кг.К):

Дж/(кмоль.К) — универсальная газовая постоянная.

Псевдокритические температура и давление (МПа):

Относительная плотность газа:

Суточная производительность газопровода (млн.м3/сут):

QГ — объем транспортируемого газа, млрд. м3/год;

kГОД — среднегодовой коэффициент неравномерности транспорта газа.

Расстояние между компрессорными станциями (м):

Dвн — внутренний диаметр газопровода, м;

PН и РК — соответственно давления в начале и в конце участка газопровода, МПа;

л — коэффициент гидравлического сопротивления;

ZCP — средний по длине коэффициент сжимаемости газа ZCP=f (PCP, TCP);

? — относительная плотность газа.

Ориентировочное значение средней температуры для первого приближения (К):

Т0 — температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, К;

ТН — температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303 — 313К.

Давление в начале участка газопровода (МПа):

РНАГ — абсолютное давление на нагнетании центробежного нагнетателя (ЦН) не должно превышать, РНАГ= 76 кгс/см2 (76· 0,0981=7.456 МПа);

?РНАГ — потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода с учетом потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа, МПа.

Давление в конце участка газопровода (МПа):

РВС — давление на всасывании ЦН. РВС = 52· 0,0981=5,10 МПа;

?PВС — потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа, МПа.

Коэффициент гидравлического сопротивления:

Е — 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, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопроводов, а при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92.

Коэффициент сопротивления трению:

kЭ — эквивалентная шероховатость труб: для монолитных труб без внутреннего антикоррозионного покрытия принимается равной 0,03 мм;

Re — число Рейнольдса;

Число Рейнольдса:

м — коэффициент динамической вязкости, Па· с.

Значения приведенных давления и температуры:

Коэффициент сжимаемости газа:

Среднее давление в газопроводе (МПа):

Число компрессорных станций:

LОБЩ — протяженность газопровода, м.

Расстояние между КС (уточнение):

Абсолютное давление в конце участка газопровода (МПа):

Удельная теплоемкость газа (кДж/(кг· К)):

Коэффициент Джоуля-Томсона (К/МПа):

Рассчитываем коэффициент a:

КСР — средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м2· К).

Средняя температура для второго приближения (К) :

Коэффициент динамической вязкости (Па· с):

Конечная температура газа (К):

Плотность газа при условиях всасывания (кг/м3):

TСТ — температура газа при стандартных условиях, ТСТ=273К;

РСТ — давление газа при стандартных условиях, РСТ=0,1013МПа;

ZВС — коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях, ZВС=1;

ТВС — температура, приведенная к условиям всасывания;

РВС — номинальное давление на входе в ЦН.

Количество нагнетателей:

QКС — производительность КС при стандартных условиях, млн. м3/сут;

QНОМ — номинальная производительность ЦН при стандартных условиях, млн. м3/сут.

Производительность нагнетателя при условиях всасывания (м3/мин):

Значениях приведенных относительных оборотов:

ZПР, RПР, TПР — условия приведения, для которых построены характеристики;

n-рабочая частота вращения вала ЦН, мин-1;

nН — номинальная частота вращения, мин-1.

Приведенная объемная производительность (м3/мин):

Степень повышения давления:

РВС — номинальное давление на входе в ЦН;

РНАГ — номинальное давление на выходе ЦН.

Внутренняя мощность, потребляемая ЦН (кВт):

Фактическая частота вращения ротора ЦН (мин-1):

Мощность на муфте привода (кВт):

NМЕХ — механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН.

Располагаемая мощность ГТУ (кВт):

NeН — номинальная мощность ГТУ, кВт;

kН — коэффициент технического состояния по мощности;

kОБЛ — коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе kОБЛ = 1);

kУ — коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла;

kt — коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ;

TВОЗД, TВОЗДН — соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, К.

Температура газа на выходе ЦН (К):

k — показатель адиабаты природного газа, k=1,31;

зпол — политропический КПД центробежного нагнетателя.

3. Технологический расчет магистрального газопровода

Исходные данные:

Протяженность газопровода Lобщ = 11 км

Наружный диаметр DH =52 мм

Объем транспортируемого газа Qг =34 млрд. м3/год

Температура окружающей среды t0 = 23С=296 К

Температура воздуха tв = 30С

Таблица 2

Состав транспортируемого газа, % объемные

3.1 Выбор рабочего (избыточного) давления в газопроводе

Для строительства газопровода выбираем бесшовные стальные горячедеформированные трубы с наружным диаметром DH =57 мм (ГОСТ 8732−78), изготовленные по ГОСТ 8731–87 из малоуглеродистой стали Ст10. В соответствии с выбранным наружным диаметром принимаем рабочее (избыточное) давление P=7 МПа. Значения абсолютного давления на входе и выходе центробежного нагнетателя составят соответственно рвс=5,1 МПа и рнаг=7,46 МПа.

Рассчитаем значение расчетного сопротивления металла трубы:

увр — временное сопротивление стали на разрыв, ув=353 МПа по ГОСТ 8731–87

По СНиП 2.05.06−85:

m — коэффициент условий работы, m=0,9;

k1 — коэффициент надежности по материалу, k1=1,4;

kн — коэффициент надежности по назначению, kН=1.

Толщина стенки трубы:

р — рабочее давление в трубопроводе, МПа;

пр — коэффициент надежности по нагрузке, определяемый по СНиП 2.05.06−85;

R1- расчетное сопротивление металла трубы, МПа.

В соответствии с ГОСТ 8732–78 принимаем стандартную толщину стенки трубы д=3 мм Внутренний диаметр газопровода:

Плотность газа при стандартных условиях (20С и 0,101 325 МПа):

x1,…xп — доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;

с1,…сn — плотность компонента при стандартных условиях (293К), кг/м3.

Молярная масса:

M1,…Мn — молярная масса компонента, кг/кмоль.

Газовая постоянная:

— универсальная газовая постоянная, Дж/(кмоль.К).

Псевдокритические температура и давление:

Относительная плотность газа:

— плотность воздуха при стандартных условиях, .

Суточная производительность газопровода:

QГ — объем транспортируемого газа, млрд. м3/год;

— среднегодовой коэффициент неравномерности транспорта газа.

3.2 Определение числа компрессорных станции и расстояния между станциями

Давление в начале участка газопровода:

?РНАГ — потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода с учетом потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа, МПа. (табл.1.)

Давление в конце участка газопровода:

?PВС — потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа, МПа.(табл.1.)

Средняя температура газа на линейном участке:

Т0 — температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, К;

ТН — температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303 — 313К.

Коэффициент сопротивления трению:

kэ — эквивалентная шероховатость труб: для монолитных труб без внутреннего антикоррозионного покрытия принимается равной 0,03 мм;

Коэффициент гидравлического сопротивления:

Е — коэффициент гидравлической эффективности. Полагая, что газопровод будет оборудован устройствами для очистки внутренней полости (Е = 0,95).

Среднее давление в газопроводе:

Приведенные значения давления и температуры:

Коэффициент сжимаемости газа:

ZCP — средний по длине коэффициент сжимаемости газа, ZCP=f (PCP, TCP);

Расстояние между компрессорными станциями:

Число компрессорных станций:

Lобщ — протяженность газопровода, м.

Округляем расчетное число КС до целого значения в большую сторону, после чего по формуле уточняем расстояние между КС:

3.3 Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями

Принимаем в качестве первого приближения значения л, Тср и Zср из первого этапа вычислений:

Определяем в первом приближении давление в конце участка газопровода:

Определяем среднее давление:

Рассчитываем средние значения приведенного давления и температуры:

Вычисляем удельную теплоемкость газа:

Коэффициент Джоуля-Томсона:

Рассчитываем коэффициент а:

КСР — средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м2· К). Ориентировочное значение КСР = 1,5ч2,0 Вт/(м2· К) Вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона:

Вычисляем уточненные значения приведенной температуры ТПР:

Во втором приближении рассчитываем коэффициент сжимаемости ZСР:

Рассчитываем коэффициент динамической вязкости:

Число Рейнольдса:

Так как Re >10 000, то режим течения будем считать турбулентным.

Определяем коэффициент сопротивления трению:

Коэффициент гидравлического сопротивления:

Конечное давление во втором приближении:

Относительная погрешность определения конечного давления составляет:

Так как полученный результат отличается от предыдущего приближения более чем на 1%, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение.

Третье приближение начинается с расчета среднего давления, а дальше расчет ведется по той же схеме, что и для второго приближения.

Так как Re >10 000, то режим течения будем считать турбулентным.

Так как полученный результат меньше 1%, то расчет считается законченным.

Уточняется среднее давление по формуле:

Определяется конечная температура газа:

На этом уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода можно считать завершенным.

3.4 Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС

На компрессорных станциях газопровода предполагается установка газотурбинных агрегатов ГТН-25 И оборудованных центробежным нагнетателями PCL-1002/40. Основные характеристики нагнетателя: nH= 4670мин-1, пmin=2800мин-1, nmax=4900мин-1, Zпр=0,9, Rпр=490 Дж/(кг· К), Tпр=288К, QН=45 млн м3/сут, NeH = 24 400 кВт, NМЕХ= 150 кВт.

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

Вычисляем при условии, что РСР=РВС и ТСР=ТВС значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания:

Рассчитаем коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания:

Определяем плотность газа при условиях всасывания:

Определяем требуемое количество нагнетателей:

Принимаем требуемое количество нагнетателей mН = 3

Производительность нагнетателя при условиях всасывания:

Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора (не менее трех) в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем Qпр и [n/nH]пр. Значения расчетов приведены в Таблице 3.

Таблица 3

Полученные точки Qпр и [n/nН]пр наносим на график приведенных характеристик нагнетателя и соединяем линией режимов.

Рис. 1. Приведенные характеристики PCL-1002/40.

Далее вычисляем требуемую степень повышения давления:

По характеристике нагнетателя (Рис.1) определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем горизонтальную линию из е =1,3 до линии режимов и найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной осью, находим, Qпр=600 м3/мин. Аналогично определяем зпол=0,825 и [Ni/сВС]пр =665 кВт/(кг/м3)

Определим расчетную частоту вращения вала нагнетателя:

Рассчитываем внутреннюю мощность, потребляемую ЦН:

Мощность на муфте привода:

Вычисляем располагаемую мощность ГТУ:

NeH — номинальная мощность ГТУ, NeH = 24 400 кВт

Твозд — фактическая температура воздуха, К;

ТвоздН — номинальная температура воздуха, ТвоздН =298К;

По ГОСТ 23 290–78:

kН — коэффициент технического состояния по мощности, kН=0,95;

kобл — коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения, kобл=1,01;

ky — коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла (при ее отсутствии ky=1);

kt — коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ, kt = 2,2;

Проверяем условие. 14 404,5 кВт < 22 562 кВт — условие выполняется.

Рассчитываем температуру газа на выходе ЦН:

Выводы

В ходе выполненной работы по технологическому расчету газопровода мы получили следующие результаты:

1) Рабочее давление в газопроводе P=7 МПа. Для строительства газопровода приняли бесшовные стальные горячедеформированные трубы DН =57 мм, с толщиной стенки трубы д=3 мм, изготовленные по ГОСТ 8731–87 из малоуглеродистой стали Ст10.

2) Расчетное число КС п=1, расстояние между КС L=11км. Суточная производительность газопровода Q=124,2 млн. м3/сут.

3) На компрессорных станциях газопровода устанавливаем газотурбинные агрегаты ГТН-25 И, оборудованных центробежным нагнетателями PCL-1002/40. Требуемое количество нагнетателей mH=3.

Список используемой литературы

1) Коршак А. А. Расчет нефтепровода: Учеб. пособие для вузов/А.А. Коршак, Е. А. Любин. — Санкт-Петербург: Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г. В. Плеханова. 2010. — 99с.

2) Котляр И. Я. и др. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учеб. пособие/ И. Я. Котляр, В. М. Пиляк. — 2-е изд., перераб. и доп. — Санкт-Петербург: Недра, 2003. — 247 с.

3) Мустафин Ф. М. и др. Машины и оборудование газонефтепроводов: Учеб. пособие для вузов/Ф.М. Мустафин, Н. И. Коновалов, Р. Ф. Гильметдинов, О. П. Квятковский, И. Ш. Гамбург. — 2-е изд., перераб. и доп.— Уфа: Монография, 2002.— 384 с.

4) Быков Л. И. и др. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учеб. пособие/Л.И.Быков, Ф. М. Мустафин, С. К. Рафиков, А. М. Нечваль, А. Е. Лаврентьев. — Санкт-Петербург: Недра, 2006. — 824 с.

5) СНиП 2.05.06−85*. Магистральные трубопроводы // Госстрой России. — М.: ГУП ЦПП, 2001. — 60 с.

6) СНиП 2.04.12−86. Расчет на прочность стальных трубопроводов // Госстрой России. — М.: ГУП ЦПП, 2001. — 12 с.