Материал: Технологический расчет газопровода

4.5 Определение приведенной относительной подачи

Примем рабочую частоту вращения n₁ ротора нагнетателя равную 4 700 об/мин, тогда приведенная подача при условиях всасывания равна:

4.6 Определение приведенной частоты вращения ротора нагнетателя

т.к. , то удаленность от границы помпажа будет:

.

Условие устойчивой работы компрессора выполняется.

4.7 Определение степени сжатия и приведенных характеристик

Значения определяем по номограмме приведенной характеристики нагнетателя, взятой из [3].

При  имеем степень сжатия , политропический к.п.д. , приведенная относительная внутренняя мощность .

4.8 Определение мощности на валу двигателя

(1.28)

(1.29)

где  - мощность, расходуемая на преодоление механических потерь ГТ привода. Тогда мощность на валу равна:

Т.к. , то загрузка нагнетателя оптимальна и частота вращения подобрана верно.

Определим давление в нагнетательном патрубке ГПА

(1.30)

.

Определим давление газа на выходе из КС (на входе в линейный участок):

(1.31)

где - гидравлические потери давления газа в коммуникациях между КЦ и узлом подключения к линейному участку, [6];

 - потери давления в установке охлаждения газа, [6].

Определим температуру газа после компримирования по [6]:

(1.32)

где  - показатель политропы для природного газа.

.

Определим среднюю температуру газа в газопроводе

где α - параметр Шухова:

D_н − наружный диаметр газопровода, D_н=1420 мм.

Δ - относительная плотность газа по воздуху

 - средняя изобарная теплоемкость газа, С_р=2,51×10³Дж/кг×К

Т_гр=Т_min=285 ˚К - температура грунта;

D_i - коэффициент Джоуля - Томсона.

 - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в грунт, ;

Отсюда средняя температура газа для газопровода Ø1420 мм равна

Т_ср=291,59˚К

Среднее давление в газопроводе определяем по формуле

где р_н, р_к - давления в конце и начале газопровода соответственно:

р_к = р_вс+ Δр_вых =4,6+0,11=4,71МПа

5. РАССТАНОВКА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ПО ТРАССЕ ГАЗОПРОВОДА

Суточная производительность газопровода была определена в п.1 и составляет q_сут=86,17 млн. м³/сут.

Коэффициент сжимаемости газа при средних значениях температуры и давления газа в газопроводе z_ср был определен так же в п.1 и равен 0,89.

Определим коэффициент гидравлического сопротивления газопровода λ_тр в зависимости от числа Рейнольдса:

где ν=12,01×10^-6 м²/с - кинематическая вязкость газа;

D_вн - внутренний диаметр газопровода, м

D_вн=D_н- 2δ_н=1,42-2·0,016=1,388м

Магистральным газопроводам присущ, как правило, квадратичный закон распределения скоростей по сечению потока. Однако при неполной загрузке газопровода наблюдается режим смешанного трения. Граница между смешанным (переходным) и квадратичным режимами определяется отношением Re к Re_пер:

отсюда, т. к. Re > Re_пер (7,6×10⁷ > 3,8×10⁷), то режим движения - квадратичный, λ определяем по формуле

λ_тр=1,02·λ=1,02·0,00904=0,0092

Определим длину промежуточных l и начального l_н участков газопровода из уравнения:

где Q_сут - пропускная способность газопровода, м³/с

D_вн - внутренний номинальный диаметр газопровода, м

р_н, р_к - соответственно начальное и конечное давление на расчетном участке газопровода, Мпа К - поправочный коэффициент:

В нашем случае для промежуточных участков - р_н=5,5 МПа, р_к=4,71 МПа; для начального участка - р_к=4,6МПа.

Так как входное давление трассы газопровода соответствует входному давлению компрессорной станции, то начальный участок газопровода исключается.

Определим число станций на рассматриваемом участке газопровода:

Длина конечного участка будет равна:

-6·111,9=103,6км.

Проведем перерасчет.

Средняя температура газа на перегоне между станциями:

Т_ср=291,3ºК

Средняя температура газа на последнем участке:

 =Т_ср= 291,3 ºК

Температура газа в конце перегона между станциями:

285,1ºК

Температура газа в конце газопровода:

285,3ºК

компрессорный трасса газопровод месторождение

6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ

.1 Расчёт количества пылеуловителей

Исходные данные :

Q_сут = 86,17 млн м³/сут;

Т_вх = 285 К;

р_вх = 4,71 МПа.

Плотность газа при рабочих условиях:

 (1.34)

где p_Н, р_ВХ - соответственно атмосферное и рабочее (входное) давление;

Т_Н, Т_ВХ - соответственно нормальная температура и рабочая;- коэффициент сжимаемости;

ρ_Н - плотность газа в нормальных условиях.

Секундный расход газа при заданных условиях:

 (1.35)

где Р_ст =0,101325 МПа - давление газа при стандартных условиях;

Т_ст = 293 К - температура газа при стандартных условиях;

Согласно [8] принимаем ΔР = 0,28*10⁵ Па в сепараторе.

Условная скорость газа в корпусе циклонного элемента:

 (1.36)

Рабочий объём газа, проходящий через один циклонный элемент

 (1.37)

где d = 400 мм - диаметр циклонного элемента.

Общий расход газа через пылеуловитель

 (1.38)

Расчётное число пылеуловителей для заданного количества газа

 (1.39)

Получаем 6 пылеуловителей основных и 1 резервный.

С учётом возможности работы станции на кольцо и необходимостью установки резервных пылеуловителей принимаем к установке 7 пылеуловителей типа ЦН-15-400х1УП.

6.2 Механический расчёт пылеуловителя

 (1.40)

Допустимое внутреннее давление в стенке корпуса:

 (1.41)

Толщина стенки эллиптического днища:

(1.42)

где R - радиус кривизны в вершине днища( R=D - для эллиптических днищ).

Допустимое внутреннее избыточное давление в днище

 (1.43)

Аналогичный расчет пылеуловителей производится и для оставшихся КС. В результате на всех КС приняты пылеуловители типа ЦН-15-400х1УП.

ЛИТЕРАТУРА

[1]. Эксплуатационнику магистральных газопроводов: Справочное пособие/ А. В. Громов, Н. Е. Гузанов, Л. А. Хачикян и др. - М.: Недра, 1987.

[2]. Типовые задачи трубопроводного строительства. Учебное пособие для студентов ГАНГ им. И.М. Губкина. Телегин Л.Г., Курепин Б.Н., Васильев Г.Г. и др. - М.: 1998.

[3]. Атлас характеристик нагнетателей компрессорных станций

[4]. СНиП 2.05.06 - 85 "Магистральные трубопроводы"

[5]. ОНТП 51-1-85 "Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы."