Файл: Курсовая работа помдк0201 по специальности 21. 02. 03 Технологический расчет магистрального газопровода.docx

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 одно- и 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 °С. 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 28775: при температуре 15°С 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 условия

2.Основные расчётные формулы:

1)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;

ρ1,..., ρn - плотность компонента при стандартных условиях, кг/м3.

2)Молярная масса (кг/кмоль):



M1,..., Mn – молярная масса компонента, кг/кмоль.

3)Газовая постоянная Дж/(кг.К):



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

4)Псевдокритические температура и давление (МПа):

---

5)Относительная плотность

6)Постоянная производительность газопровода :

:6




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

kГОД - среднегодовой коэффициент неравномерности транспорта газа.

7)Расстояние между компрессорными станциями (м):



Dвн - внутренний диаметр газопровода, м;

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

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

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

∆ - относительная плотность газа.

8)Ориентировочное значение средней температуры для первого приближения (К):



Т0 - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода,

КТН - температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной

303 - 313К.

9)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.

10)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.

11)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.

---

12)Коэффициент сопротивления трению:



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

Re - число Рейнольдса;

13)Число Рейнольдса:



μ - коэффициент динамической вязкости, Па·с.

14)Значения приведенных давления и температуры:



15)Коэффициент сжимаемости газа:





16)Среднее давление в газопроводе (МПа):



17)Число компрессорных станций:



LОБЩ - протяженность газопровода, м.

18)Расстояние между КС (уточнение):



19)Абсолютное давление в конце участка газопровода (МПа):



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



21)Коэффициент Джоуля–Томсона (К/МПа):



22)Рассчитываем коэффициент a:



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

23)Средняя температура для второго приближения (К) :

24)Коэффициент динамической вязкости (Па·с)

25)Конечная температура газа (К):



26)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.

---

27)Количество нагнетателей:



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

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

28)Производительность нагнетателя при условиях всасывания (м3/мин):



29)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.

30)Приведенная объемная производительность (м3/мин):



31)Степень повышения давления:



РВС - номинальное давление на входе в ЦН;

РНАГ - номинальное давление на выходе ЦН.

32)нутренняя мощность, потребляемая ЦН (кВт):



33)Фактическая частота вращения ротора ЦН (мин-1)



34)Мощность на муфте привода (кВт):



NМЕХ – механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН.

35)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

36)Температура газа на выходе ЦН (К):



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

ηпол – политропический КПД центробежного нагнетателя.

3Технологический расчет магистрального газопровода

Исходные данные :

Q_г= 9млрд м³/год

L= 100 км

Подземный способ прокладки

---