Файл: Курсовая работа помдк0201 по специальности 21. 02. 03 Технологический расчет магистрального газопровода.docx
Добавлен: 29.03.2024
Просмотров: 38
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Т0= 190 К
Tвозд =198 К
ꭅгр=1,43Вт/(мК)
Cостав газа | % по объему | Ткр, К | Ркр, МПа | Плотность (ρ), кг/м3 | Молярная масса, кг/моль |
Метан | 63,7 | 190,6 | 4,74 | 0,6687 | 16,043 |
Этан | 10,2 | 305,3 | 5,26 | 1,264 | 30,07 |
Пропан | 12,6 | 368,8 | 4,49 | 1,872 | 44,097 |
Бутан | 7,6 | 426,0 | 3,6 | 2,519 | 58,124 |
Пентан | 3,6 | 470,4 | 3,41 | 3,228 | 72,151 |
Двуокись углерода | 0,7 | 304,3 | 7,54 | 1,8423 | 44,011 |
Азот и редкие | 1,8 | 126,0 | 3,39 | 1,1651 | 28,016 |
3.1 Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций\
Расчет выполнен в следующем порядке:
1 По известному составу определяются основные физические свойства газа:
- плотность газа при стандартных условиях по формуле (.1)
- относительная плотность газа по воздуху по формуле (.2)
- молярная масса газа по формуле (.3):
- псевдокритическая температура газовой смеси по формуле (.4):
,
- псевдокритическое давление газовой смеси по формуле (.5)
- газовая постоянная по формуле (.6) ,
В соответствии с таблицей(смотрите ниже )
принимаю ориентировочное значение диаметра газопровода. В настоящее время магистральные газопроводы
проектируются на рабочее давление Р = 7,5 МПа.
Принимаю Dу = 700 мм;
Dy, мм | Годовая производительность Qгод, 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 |
2 Рассчитываю оценочную пропускную способность газопровода (коммерческий расход, млн. м3/сут)
Выбрала тип центробежного нагнетателя и привода – H-300-1,23. По паспортным данным ЦН определила номинальные давления всасывания Рвси нагнетания РНАГ.
Рвс = 3,63МПа
Рнаг=5,49МПа
Полагая, что рабочее давление в газопроводе Р равно номинальному давлению нагнетания, вычисляю толщину стенки δ0 газопровода и расчетное сопротивление металла .
3По рабочему давлению и толщине стенки выбираю поставщика труб (приложение 2), определяю предел прочности σвр.
σвр- 550 МПа
Вычисленное значение толщины стенки δ0 округляю в большую сторону
до стандартной величины δ из рассматриваемого сортамента труб, после чего определяю значение внутреннего диаметра D:
δ= 10 мм
D= 1020 мм
4 Определяю давления в начале и в конце линейного участка газопровода
;
5
5 Рассчитываю среднее давление в линейном участке газопровода:
.
Значение среднего давления газа необходимо мне для определения его физических характеристик, а также для нахождения количества газа, находящегося в трубопроводе.
Величина среднего давления в газопроводе, всегда выше среднеарифметической: с увеличением разности Рн и Рк будет возрастать и разница этих значений.
Для расчета расстояния между КС задаю в первом приближении ориентировочным значением средней температуры на линейном участке.
В первом приближении принимаю Тн =293... 303 К (20...30° С); Т0 – температура окружающей среды на уровне оси газопровода.
ТСР = 0,5(Тн + Т0) = 0,5(198+190)= 194K
6 При Р = РСР и Т =TCР по формулам рассчитываю приведенные температуру ТПР и давление РПР :
;
7 По формулеопределяют коэффициент сжимаемости
8 Полагая что в первом приближении режим течения квадратичным, рассчитываю коэффициенты гидравлического сопротивления λтр и λ
где кэ =0,03 (по рекомендации ВНИИГаз) - значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода; Е -коэффициент гидравлической эффективности газопровода, который характеризует уменьшение производительности в результате повышения гидравлического сопротивления газопровода, вызванного образованием скоплений влаги, конденсата и выпадением гидратов, Е=0,95 при наличии на газопроводе устройств для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а при отсутствии указанных устройств E=0,92.
,
9 Определяю среднее ориентировочное расстояние между КС
10 Определяю число компрессорных станций
которое округляется до целого пкс(как правило в большую сторону). пкс=2
11Уточняю расстояние между КС по формуле
На этом первый этап технологического расчета газопровода завершаю.
3.2.Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями
Расчет выполняю в следующем порядке:
В качестве первого приближения принимаю значения , Zср и Тср :
Zср=1,087
Тср=194К
1)По формуле определяю первое приближение величины Рк
2)По формуле с использованных известных значений Рн и Рк, определяю уточненное среднее давление РСР.
3)По формуламопределяю средние приведенные давление Рпр и температуру ТПР.
; 0,78МПа
4)Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляю уточненное значение ТСР. Для этого использую величины средней удельной теплоемкости Сp, коэффициента Джоуля-Томсона Di и коэффициента ai вычисленные при найденных значениях Рср и Тср первого приближения по формулам:
Ср =1,695 + 1,838·10-3ТСР+1,96·106 (РСР-0,l)/
Т3;
СР=1,695 + 1,838·10-3194+1,96·106 (5,289-0,l)/1943=2.638[кDж/(кгК)];
;
,
где Кcp - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, определяемый в зависимости от способа прокладки газопровода.
5) Ориентировочное значение коэффициента теплопередачи при подземной прокладке газопровода без теплой изоляции можно определить также по формуле:
где D - диаметр газопровода м; К - базовый коэффициент теплопередачи для газопровода диаметром 1 м, К = 2 Вт/(м К)
6)По формулам при Р = Рср и Т = Тср вычисляю Рпр, Тпр, μ и ZCT во втором приближении.
;
7)Динамическую вязкость газа (Па∙с) определяю по формуле
8)По формуламопределяю значения Re, и ,
=37890710 ТР=0,0
9)Переходное (от смешанного трения к квадратичному) значение числа Рейнольдса определяю по формуле
ВНИИГаз рекомендует принимать среднее значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода равным кэ = 0,03 мм.
10)По формуле опредедяю конечное давление РК во втором приближении.
Результат удовлетворяет требованиям моих расчетов.
11)По формуле уточняю среднее давление РСР.
12)При х = lКС по формуле определяю температуру газа Тк в конце линейного участка:
где РСР - среднее давление на участке газопровода
На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчиваю.
3.3. Расчет режима работы компрессорной станции
Исходными данными для расчета режима работы КС являются:
-
Р = 3,49 МПа; Т = 296 К - давление и температура газа на входе КС (равные уточненным значениям давления и температуры в конце линейного участка); -
температура окружающего воздуха Тшщ - 190 К; -
физические свойства газа (рст= Δв 1,205 = 1,06 кг/м3, Рпк - 4,6 МПа, Тпк = 252,75 К, R = 0,31176 Дж/(моль К)).
Выбираю типу привода (ГТН-10И) и центробежного нагнетателя по их паспортным данным:
-QH=19,0 млн м3/сут - номинальная производительность ЦН при
стандартных условиях;
-
Nнс=10000 кВт - номинальная мощность ГПА; -
пн= 6150 мин-1 - номинальная частота вращения вала ЦН; -
nmin= 4550 мин-1, nmin = 6870 мин-1- диапазон возможных частот
вращения ротора ЦН;
-
приведенная характеристика
3.4.Расчет режима работы КС выполняю в следующем порядке:
1 По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определяю давление Рвси температуру Твсгаза на входе в центробежный нагнетатель:
Рвс=РК- ΔРВС; Твс = Тк.
Рвс = 3,49
Твс = 296 МПА
2 По известному составу газа, температуре Т = ТВСи давлению Р = Рвсна входе в ЦН определяю плотность ρвси коэффициент сжимаемости газа zBCпри условиях всасывания:
;
; Тпр=1,17; Рпр=1,37
3 Определяю требуемое количество нагнетателей ,которое
округляю до целого значения.
4 По формуле рассчитываю производительность нагнетателя при
условиях всасывания QBC:
а
5 Задаваясь номинальным значением давления нагнетания РНАГпо формуле