Расчет простого трубопровода

Введение

Компрессорные станции (КС) предназначены для повышения  давления и перекачки газа по магистральному газопроводу. Они служат управляющим  элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Параметры КС, определяющие режим  работы газопровода:

• количество транспортируемого газа;
• давление газа на входе и выходе;
• температура газа на входе и выходе.

Наличие КС позволяет регулировать режим  работы газопровода при колебаниях потребления, максимально использовать аккумулирующую способность газопровода. По технологическому принципу КС делятся  на:

• головные компрессорные станции (ГКС);
• промежуточные (линейные) компрессорные станции.

На  ГКС проводится сепарация, очистка, удаление сероводорода и углекислоты, охлаждение и замер количества газа.

Промежуточные КС располагаются по трассе газопровода (через 100-150 км). На них происходит очистка  от механических примесей и, при необходимости  охлаждение.

Задача  данного курсового проекта –  расчет основных параметров компрессорной  станции и выбор газоперекачивающего  оборудования, описать конструкцию  нагнетателя и вспомогательного оборудования, технологической схемы  компрессорной станции.

 

Задание к выполнению курсового проекта:

Исходные  данные для проектирования приведены  в таблице 1.

Таблица 1.

№ вар.	Qкс, млрд. м3/год	Давление газа,  на входе Рвх	Расстояние между станциями	Температура газа Тн оС на входе в лин. часть	Среднегодовая температура воздуха, t0, 0C
		МПа	км
7	30	4,5	130	Тн =Тнаг. - 5оС	5,3

 

 

1. Определение расчетных характеристик газа.

Определяем  средние параметры смеси перекачиваемого  газа по заданному процентному составу (таблица 1.1) и формулам.

 

Таблица 1.1

Состав газа.

 

Смесь газа	аi	μхi кг/моль	Tкр.i oK	Pкр.i МПа	ρi кг/м3	μ∙10-7 Па∙с
Метан СН4	0,948	16,04	190,6	4,499	0,717	103
Этан С2Н6	0,012	30,07	306	4,468	1,344	86,03
Пропан  С3Н8	0,003	44,09	369,6	4,257	1,967	75,04
Бутан С4Н10	0,01	58,13	425	3,995	2,598	69,06
Высшие углеводороды С5Н12	0,006	72	500	3,05	3,12	64,02
СО2	0,005	44,01	304	6,654	1,977	138,02
N2	0,003	28,02	126	3,394	1,025	166

 

По  табл. и формулам определяем средние  параметры состава газов:

1. Молекулярная масса:

2. Газовая постоянная:    ,

где   - универсальная газовая постоянная

- относительная плотность по  сравнению с воздухом,

где - молекулярная масса воздуха;

3. Динамическая вязкость смеси:

4.   Средняя плотность смеси:    

5. Кинетическая вязкость:

6. Средняя критическая температура:                                      
7. Среднее критическое давление:

Полученное  среднее значение параметров смеси  природного газа занесем в таблицу 1.2

Таблица 1.2

Среднее значение параметров смеси природного газа.

кг/моль	Tкр.i oK	Pкр.i МПа	ρ кг/м3	μ Па с	∆	R Дж моль/кг oK
17,02	194,6	4,436	0,7599	101,16	0,59	488,484

 

2. Подбор оборудования КС.

2.1. Определим  расчетную подачу:

2.2. Предварительно  подберем диаметр трубопровода  для полученного расхода газа  согласно ГОСТ 20295 – 85.

- наружный  диаметр    1620 мм

- толщина  стенки     10 мм

- внутренний  диаметр    1600 мм

2.3. Определим потребное количество агрегатов на основании анализа табличных данных по параметрам приводов и нагнетателей и приведенных характеристик нагнетателей из альбома ВНИИГАЗа:

• мощность                              9000 кВт

Выбираем нагнетатель  типа 520-12-1 с приводом ГТK-10-2.

Его характеристики:

• производительность при 20^оС, Q_ном                  29,3 млн м³/сут
• производительность при условиях всасывания  486 м³/мин
• давление газа  на входе     4,63 МПа

на выходе     5,6 МПа 

• температура газа на входе     15 ^оС
• номинальная частота вращения ротора ЦБН  4800 об/мин

 

Потребное количество агрегатов  данного типа:

Q_ном – номинальная подача нагнетателя, приведенная к стандартным условиям.

Исходя из полученного  значения необходимо 3 агрегата.  На станции при трех рабочих агрегатах необходимо разместить один резервный.

 

3. Расчет режима работы КС.

3.1 Определяем  плотность газа при стандартных  условиях:

,

где - плотность воздуха при стандартных условиях.

- плотность  воздуха при нормальных условиях.

3.2 Определяем  коэффициент сжимаемости при  условиях всасывания.

 

3.3 Определяем  плотность газа при условиях  всасывания:

3.4 Определяем  объемную производительность при  условиях всасывания:

3.5 Определяем приведенную объемную производительность:

где - номинальные обороты привода, об/мин;

- рабочие обороты привода,  об/мин,

 

3.6 Приведенная частота вращения ротора нагнетателя.

3.7 Из приведенных характеристик по значениям и установить необходимую степень сжатия, приведенную внутреннюю мощность и политропный к.п.д. нагнетателя.

- степень сжатия;

- приведенная внутренняя мощность;

- политропный к.п.д.

 

3.8 Определяем мощность на валу привода:

где N_мех – механические потери(150кВт).

3.9 Определим удаленность режима работы нагнетателя от границы помпажа, т.е. проверим соблюдение условия:

Минимальная подача, допустимая на границе помпажа (согласно характеристики нагнетателя) , тогда удаленность от границы помпажа:

Условие устойчивой работы нагнетателя выполняется, данный режим работы лежит вне  пределов помпажной зоны.

3.10 Определим давление газа в нагнетательном трубопроводе компрессора:

Р_наг = Р_вс∙ ε

 

Р_наг = 4,5 ×1,35 = 6,075 МПа

 

3.11 Определение давления газа на выходе из КС:

где   – гидравлические потери давления газа в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода, ; – потери давления в установке охлаждения газа, .

3.12 Определение температуры газа после компремирования:

Т_НАГ =

,

где: К - показатель политропы, К =1,31;

 

4. Расчет перегона между КС.

 

• Определение среднего давления на участке:

где:  - давление газа на выходе из КС, МПа;

 - давление газа в конце линейного участка

где:  - гидравлические потери газа в трубопроводах между узлом подключения к линейной части магистрального трубопровода и компрессорным цехом,

тогда:

• Определение коэффициента гидравлического трения:

Магистральным трубопроводам присущ, как правило, квадратичный закон сопротивления. При неполной загрузке газопровода  чаще наблюдается режим смешанного трения. Гладкостенный (гидравлически  гладкие трубы) режим течения  характерен для распределительных  газопроводов малого диаметра. Граница  между смешанным (переходным) и квадратичным и режимами течения определяется зависимостью:

где – коэффициент эквивалентной шероховатости.

= 0,03 – для новых гладких труб.

При Re>Re_пер – квадратичный закон сопротивления.

 

С учетом местных сопротивлений, для технических  расчетов:

 

Уточняем  среднюю температуру газа на участке:

С учетом того, что  , а ,

где  - температура газа на входе в линейный участок (после АВО)

;

 - температура грунта;

а –  параметр Шухова для линейного участка.

 - средний для линейного участка коэффициент теплопередачи от газа в грунт:

=1,75 Вт/м²×К

 – наружный диаметр газопровода мм.

 – длина участка, км;

– количество газа, транспортируемое по линейному участку при стандартных условиях, млн∙м³/ сут.

 – изобарная теплоемкость газа, ;

∆ - относительная плотность газа по воздуху, кг/м³

D_iср – коэффициент Джоуля – Томсона для газа при средних для линейного участка давлении и температуре. D = (3 – 3,5) К/МПа,

тогда:

• Определение среднего коэффициента сжимаемости: