Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
14
2. Расчёт режима работы МГ после подключения нового потребителя на 40 км. трассы. Сброс составляет 15 млн. м3/сут.
Появление сброса приводит к снижению производительности на участке после сброса (правый участок), что при неизменных затратах мощности на станциях вызывает нарушению баланса энергии в МГ, и для его восстановления - к повышению производительности на начальном участке (левый участок).
На левом участке повышение производительности приводит к снижению степени сжатия КС и ускорению падения давления в линейной части, что приводит к повышению давления в газопроводе, нарастающем от станции к станции до места сброса.
Понижение производительности правого участка вызывает повышение степени сжатия КС и замедление падения давления в линейной части, и, со ответственно, возрастание давления по мере удаления от места сброса.
Расчет режима работы 1-ой КС.
Расчет состоит в определении мощности N, потребляемой каждой компрессорной машиной, и мощности Nер, развиваемой приводящим ее приводом.
Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства:
N ≤ Nер
Экономичность – при Рн = Р1н и следующих условиях:
для КС с центробежными нагнетателями при Та=284,4 К > 273 К
hпол > 0,8; 0,9Nер ≤ N ≤ Nер;
где Рн – давление на выходе КС; Р1н – номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на выходе станции; hпол – политропический к.п.д., определяемый по приведенной характеристике нагнетателя; Та – средняя температура наружного воздуха в августе месяце в городе Надым.
Расчёт располагаемой мощности ГТУ.
Располагаемая мощность ГТУ, приводящий центробежный нагнетатель, находится в зависимости от условия работы установки по формуле:
где Nен - номинальная мощность ГТУ, кВт; kн - коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ; kt - коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха; kоб - коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы; kу - коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов; Ра - расчётное давления наружного воздуха, МПа; Тз и Тзн - расчётная и номинальная температура воздуха на входе ГТУ, К.
Тз = Та + δ Та = 284,4 + 5 = 289,4 К. где δ Та = 5 К.
15
Расчет режима работы центробежных нагнетателей.
На компрессорной станции, оборудованной центробежными нагнетателями, имеет место одноступенчатое сжатие. Расчет режима работы такой станции проводится по одной ступени сжатия. Результаты расчета справедливы для всех параллельно работающих нагнетателей, составляющие единую ступень сжатия.
Расчет режима работы нагнетателей первой ступени сжатия.
1.Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия:
ТВ1=ТВХ; РВ1=РВХ – DРВХ;
где ТВ1 и ТВХ – температура газа на входе нагнетателей первой ступени и на входе КС, К; РВ1 и РВХ – давление газа на входе нагнетателей и КС, МПа; DРВХ – потери давления во входных технологических коммуникациях КС = 0,12 (из приложения «Проектирование и эксплуатация компрессорных станций» Перевощиков С.И.)
ТВ1=ТВХ=273 К; РВ1=4,8 - 0,12=4,68 МПа.
Плотность газа находится по формуле:
rст = Drвоз;
где rвоз – воздуха при стандартных условиях (20 0С и 760 мм.рт.ст.), кг/м3; D - относительная плотность газа по воздуху (принимается rвоз=1,205 кг/м3 и D=0,561).
rст=1,2050,561=0,676 кг/м3.
Газовая постоянная, транспортируемого газа:
R=287/D;
R=287/0,561=511,59 Дж/кгК.
2.Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели:
rВ1= РВ1106/(Z1RТВ1);
где R – газовая постоянная, транспортируемого газа, Дж/кгК; rВ1 – плотность газа при условиях всасывания, кг/м3; Z1 – коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания (принимается по номограмме Z1=0,890 приложение №2).
3.Определение объемной производительности нагнетателя в м3/мин.
где Qv – производительность нагнетателя, м3/мин; Q – производительность КС, м3/сут; принимаем Q =135 млн. м3/сут; n – количество параллельно работающих нагнетателей.
4.Определение потребной частоты вращения ротора нагнетателя.
Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота вращения его ротора должна быть равной или близкой nн; принимаем n = 4800 об/мин.
16
5.Определение приведенной производительности нагнетателя:
Qпр =QVnн/n
Qпр =420,824900/4800 =429,59 м3/мин.
6.Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя:
где Zпр, Rпр, Тпр – параметры газа с приведенной характеристики;
Zпр = 0,895; Rпр = 508 Дж/(кгК); Тпр = 288 К.
7. Определение степени сжатия нагнетателя Е, относительной приведенной внутренней мощности нагнетателей (Ni/rн)пр и политропического КПД hпол по приведенной характеристике нагнетателя (приложение №1).
Так как производительность КС возросла, то степень сжатия нагнетателей уменьшается. Примем степень сжатия равной E=1,50
(Ni/rн)пр = 387; hпол = 0,842.
8. Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа.
Нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении неравенства:
;
где – значение Qпр из приведенной характеристики (=380);
9. Расчет мощности, потребляемой нагнетателем:
Ni = (Ni/rн)прrВ1(n/nн)3пр
Ni = 38737,651,053 =13867,23 кВт.
10.Определение потребной мощности для привода нагнетателя:
N = Ni/(0,95hM);
где hM - механический к.п.д. нагнетателя, для газотурбинных ГПА принимается равным 0,98.
N =13867,23 /(0,950,98) =14572,98 кВт;
Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства:
N ≤ Nер,
14572,98 ≤14580, проверка выполняется;
для КС с центробежными нагнетателями при Та=284,4 К > 273 К
hпол > 0,8; 0,9Nер ≤ N ≤ Nер;
0,914580=1312214572,9814580, проверка выполняется.
11. Расчет параметров газа на выходе нагнетателей первой ступени.
ТН1=Т В1E0,235/ ; РН1=РВ1 Е;
где ТН1 и РН1 – давление и температура газа на выходе нагнетателей, К и МПа соответственно; hпол = 0,81.
ТН1=2731,500,235/0,81 =307,08 К; РН1=4,681,50=7,34 МПа.
;
17
где и- соответственно давление и температура газа на выходе нагнетателей, МПа и К;
- потери давления в коммуникациях на выходе КС.
следует принимать по нормативным данным, = 0,12 МПа;
-номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на выходе
станции (при недогрузке газопровода), МПа;
- допустимая температура из условия сохранения прочности и устойчивости трубопровода и изоляции, 333 К;
= 7,35 + 0,12 =7,47 МПа,
7,34 7,47 МПа проверка по прочности нагнетателя выполняется.
307,08<333 К проверка выполняется.
12. Расчёт температуры после АВО.
,
где Q0- теплосъём, мВт;
n2- количество АВО работающих с двумя вентиляторами;
n1-количество АВО работающих с одним вентилятором;
n0- количество АВО с выключенными вентиляторами;
К2=1,0; К1=0,55; К0=0,18- коэффициенты тепловой эффективности работы;
M - массовый расход газа КС, кг/сек.;
,
,
где ТН1 и РН1 – давление и температура газа на выходе нагнетателей первой ступени сжатия, К и МПа соответственно.
,
Массовый расход газа через один АВО равен:
n - число работающих АВО;
18
Теплосъём АВО 2АВГ-75 С равен :
,
Расчёт температуры при всех работающих вентиляторов в августе месяце:
,
.
13. Определение числа рабочих пылеуловителей.
Рассмотрим ГП 144 (приложение №3).
Потребное количество пылеуловителей циклонного типа определяется следующим образом. Первоначально уточняется рабочее давление пылеуловителя (оно равно давлению газа на входе КС).
Рвх=4,8+0,12=4,92 МПа; РН =4,92 МПа.
По характеристике пылеуловителя определяются его минимально и максимально допустимые производительности Q.max и Q.min:
Q.max =19,7 млн.м3/сут; Q.min =14,8 млн.м3/сут.
При отличии плотности транспортируемого газа при стандартных условиях от 0,75 кг/м3 полученные значения Q.max и Q.min корректируются:
Коэффициент изменения производительности пылеуловителей равен 0,91, тогда выполняем поправку
Q.max =19,7+0,91=20,61 млн.м3/сут; Q.min =14,8+0,91=15,71 млн.м3/сут.
По уточненным значениям производительностей определяется потребное число пылеуловителей таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на оставшиеся в работе не выходила за пределы их максимальной производительности Q.max, а при работе всех аппаратов – не выходила за пределы минимальной производительности Q.min.
При количестве пылеуловителей:
n=4. Тогда Q=QКС/n=120/4=30 ,что не входит в пределы; если один отключаем, то Q = 40 не входит в интервал.
n=5. Тогда Q=QКС/n =120/5=24, что не входит в интервал; если один отключаем, то при n=4, Q =30 не входит в интервал.
n=6. Тогда Q=QКС/n=120/6=20, что входит в интервал, если один отключим, то при n=5, Q=24, не входит в интервал.
n=7. Тогда Q=QКС/n=120/7=17,143, что входит в интервал, если один отключим, то при n=6, Q=20, не входит в интервал.
Из расчётов видно что если принимать количество пылеуловителей равным n=6, как было задано в начальных условиях, то очистка газа выполняться не будет, следовательно количество пылеуловителей примем равным n=7.
Расчет 1-го участка до сброса.
Основным расчетным уравнением для участка магистрального газопровода МГ является уравнение пропускной способности:
19
где Q – пропускная способность участка, ;
– давление в начале и в конце участка, МПа;
D – эквивалентный диаметр труб, м;
Z–коэффициент сжимаемости газа при среднем значении давления и температуры в участке;
Т – средняя температура газа в участке, К;
l – длина участка, км;
λ – расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления.
Коэффициент сжимаемости Z и динамическая вязкость газа η определяются через приведенные значения температуры и давления:
=,
,
где и – приведенные давления и температура; и – давление, при котором определяются свойства и критическое давление газа; и – температура, при которой определяются свойства и критическая температура газа:
,
,
,
где ∆ примем равным 0,561.
Средние значения давления и температуры газа в участке:
Примем атмосферное давление Ра = 0,1, тогда ;
Ориентировочное значение средней температуры газа в участке определим из уравнения:
,
где и – температура газа после АВО и в конце участка, К.
Примем =273К, =295,84К.
20
.
Для определения коэффициента сжимаемости и динамической вязкости газа рекомендуется использовать следующие зависимости:
Удельная теплоемкость и коэффициент Джоуля-Томпсона газа
определяются из уравнений:
При полной загрузке МГ чаще всего работают в квадратичной зоне, в этом случае эквивалентная шероховатость труб равна 0,03 мм и формула для определения теоретического значения λ принимает вид:
,
где D- внутренний диаметр трубы, мм
.
При определении гидравлических сопротивлений учитывают возможность засорения трубопровода в процессе эксплуатации и наличие местных сопротивлений:
,
где Е – коэффициент эффективности работы участка, принимаемый при регулярной отчистке МГ равным 0,95.
Из уравнения пропускной способности МГ выражаем давление перед станцией №2, получим:
21
Температура газа в конце участка, перед станцией №2
k – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2К),
М – массовая производительность газопровода, кг/с.
,
Примем k=1,5 Вт/(м2К) и найдем значение показателя a
Состояние внутренней полости участка газопровода характеризуется величиной коэффициента гидравлической эффективности Е:
Расчет 1-го участка после сброса.
где Q – пропускная способность участка, ;
– давление в начале и в конце участка, МПа;
D – эквивалентный диаметр труб, м;
Z–коэффициент сжимаемости газа при среднем значении давления и температуры в участке;
Т – средняя температура газа в участке, К;
l – длина участка, км;
λ – расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления.
Коэффициент сжимаемости Z и динамическая вязкость газа η определяются через приведенные значения температуры и давления:
=,
,
где и – приведенные давления и температура; и – давление, при котором определяются свойства и критическое давление газа; и – температура,
22
при которой определяются свойства и критическая температура газа:
,
,
,
где ∆ примем равным 0,561.
Средние значения давления и температуры газа в участке:
Примем атмосферное давление Ра = 0,1, тогда ;
Ориентировочное значение средней температуры газа в участке определим из уравнения:
,
где и – температура газа после АВО и в конце участка, К.
Примем =273К, =279,51К.
.
Для определения коэффициента сжимаемости и динамической вязкости газа рекомендуется использовать следующие зависимости:
Удельная теплоемкость и коэффициент Джоуля-Томпсона газа
определяются из уравнений:
23
При полной загрузке МГ чаще всего работают в квадратичной зоне, в этом случае эквивалентная шероховатость труб равна 0,03 мм и формула для определения теоретического значения λ принимает вид:
,
где D- внутренний диаметр трубы, мм
.
При определении гидравлических сопротивлений учитывают возможность засорения трубопровода в процессе эксплуатации и наличие местных сопротивлений:
,
где Е – коэффициент эффективности работы участка, принимаемый при регулярной отчистке МГ равным 0,95.
Из уравнения пропускной способности МГ выражаем давление перед станцией №2, получим:
Температура газа в конце участка, перед станцией №2
k – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2К),
М – массовая производительность газопровода, кг/с.
,
Примем k=1,5 Вт/(м2К) и найдем значение показателя a
24
Состояние внутренней полости участка газопровода характеризуется величиной коэффициента гидравлической эффективности Е:
Расчёты режима работы 2-ой КС и 2-ого участка приведены в таблице №1 и в таблице №2, приведённых ниже.
Таблица №1
Расчет режима работы 2-ой КС
|
Nер,кВт |
14580 |
|
ТВ2,К |
273 |
|
РВ1,МПа |
4,65 |
|
,кг/м3 |
0,676 |
|
R, Дж/кгК |
511,59 |
|
Z2 |
0,893 |
|
rВ2, кг/м3 |
37,65 |
|
Qv, м3/мин |
370,06 |
|
Qпр, м3/мин |
381,85 |
|
(n/nн)пр |
1,05 |
|
E |
1,53 |
|
312 |
|
|
Qпр/ |
1,224 |
|
(Ni/rн)пр |
353 |
|
hпол |
0,81 |
|
Ni,кВт |
13385,36 |
|
N,кВт |
14377,4 |
|
N ≤ Nер |
14377,414580 |
|
0,9Nер ≤ N ≤ Nер |
1312214377,414580 |
|
ТН2,К |
307,9 |
|
РН2,Мпа |
7,46 |
|
307,9333 |
25
Таблица №2
Расчет 2-го участка
|
Ркр,МПа |
4,637 |
|
Ткр,К |
192,49 |
|
Рср,МПа |
5,25 |
|
Тср,К |
280,47 |
|
Рпр |
1,132 |
|
Тпр |
1,457 |
|
0,256 |
|
|
Z |
0,893 |
|
,Пас |
11,6810-6 |
|
Ср, |
2,56 |
|
Di, |
4,14 |
|
9,24510-3 |
|
|
0,0108 |
|
|
Рк,МПа |
2,0 |
|
,К |
273 |
|
,К |
280,51 |
Так как конечное давление и температура получились Рк = 2 МПа; Тк = 273 К, следовательно принятая производительность Q = 135 мил. м3/сут и является производительностью компрессорной стации при сбросе на 40 км равный Q = 15 млн.м3/сут.
Расчёт режима работы МГ после подключения нового потребителя на 40 км. трассы.
.
3
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Расчёт режима работы МГ после подключения нового потребителя на 40 км. трассы.
.
5
Лист
Дата
Подп.
докум.
Лист
Изм.
Расчёт режима работы МГ после подключения нового потребителя на 40 км. трассы.
.
2
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
НТХ-02-3
12
Листов
Лит.
Расчёт режима работы МГ после подключения нового потребителя на 40 км. трассы.
Земенков Ю.Д.
Утв.
Н. Контр.
Зубарев В.Г.
Пров.
Якименко А.Н.
Разраб.
Эксплуатация МГ
1
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Изм.
Расчёт режима работы МГ после подключения нового потребителя на 40 км. трассы.
.
4
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Изм.
Расчёт режима работы МГ после подключения нового потребителя на 40 км. трассы.
.
11
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Расчёт режима работы МГ после подключения нового потребителя на 40 км. трассы.
.
6
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Изм.
Расчёт режима работы МГ после подключения нового потребителя на 40 км. трассы.
.
7
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Расчёт режима работы МГ после подключения нового потребителя на 40 км. трассы.
.
9
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Расчёт режима работы МГ после подключения нового потребителя на 40 км. трассы.
.
12
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Расчёт режима работы МГ после подключения нового потребителя на 40 км. трассы.
.
8
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Лист
№ докум.
Подп.
Дата
Лист
10
Расчёт режима работы МГ после подключения нового потребителя на 40 км. трассы.
.