Проект магистрального газопровода Ямбург - Октябрьское с оптимальной степенью сжатия

Список литературы.doc

Агапкин В. М. Справочное руководство по расчетам трубопроводов. М.
Деточенко А.В. Спутник газовика. М. Недра 1998
Новоселов В. Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации
газопроводов. уч. Пособие М. Недра 1982
Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные
трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. ОНТП 51-1-85. Мингазпром М. 1985
Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация компрессорных
станций. уч. Пособие Тюмень ТюмГНГУ1996
станций. Методические указания по курсовому проектированию Тюмень
станций. Приложение к методическим указаниям по курсовому проектированию
Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под
редакцией Дерцакяна А. К Л. Недра 1977
Трубопроводный транспорт нефти и газа. под редакцией Юфина В. А. М.

схема.dwg

План сетей систем пожарной сигнализации и речевого оповещения.
Начальная школаnТюм. обл. ХМАО Кондинский р-н n п. Ямки.
МУП "Морткинское ЖКХ
Техническая схема компрессорной станции.
Проект газопровода Ямбург-Октябрьское
Технологическая схема компрессорной станции.
Пылеуловитель ГП.144.00
Газоперекачиваюший агрегат ГТК-10-4
Технологическая схема магистрального газопровода
Технологическая схема магистрального газопровода.
Аппарат воздушного охлаждения 2АВГ-75С

Приложение 2.doc

Приведенные характеристики нагнетателя ГТК-10-4

Введение.doc

Компрессорные станции (КС) предназначены для повышения давления и
перекачки газа по магистральному газопроводу. Они служат управляющим
элементом в комплексе сооружений входящих в магистральный газопровод.
Практически именно параметрами работы КС определяется режим работы
газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода
при колебаниях потребления газа максимально использовать аккумулирующую
способность газопровода.
В газовой промышленности в качестве газоперекачивающих агрегатов (ГПА)
на магистральных газопроводах применяют центробежные нагнетатели с
приводом от газовой турбины или электродвигателя. Поршневые газо-
мотокомпрессоры используют на станциях подземного хранения газа.
Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены
для транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений
до потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет
упругой энергии приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его
Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на
преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.
Компрессорные станции являются одним из основных объектов
газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех
капиталовложений в системы транспорта газа и 60% всех эксплуатационных
затрат по этим системам.
Надежность и экономичность транспорта в значительной мере
определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и
эксплуатация КС должны осуществляться с учетом современных достижений
науки и техники и проспектов развития районов расположения станций.

Содержание.doc

Определение оптимальной степени сжатия КС
Расстановка КС по трассе газопровода ..
Определение количества ГПА АВО и ПУ ..
Расчет режима работы МГ .
Список использованной литературы .

Титульный.doc

Федеральное Агенство по образованию
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет
Кафедра «Проектирование и эксплуатация
Нефтегазопроводов и хранилищ»
По дисциплине: Проектирование и эксплуатация МГ
На тему: Проект магистрального газопровода Ямбург -
гр. НТХ – 03-3 Ставицкий Ю.

4 Расчет режима работы мг.doc

4 Расчет режима работы МГ
Расчет состоит в определении мощности N потребляемой каждой КМ
и мощности [pic] развиваемой приводящим ее двигателем.
Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при
соблюдении неравенства:
Экономичность при [pic] и следующих условиях:
где [pic]- давление на входе КС или требуемое давление на выходе
[pic]- политропический К.П.Д. определяемый по приведенной
характеристике нагнетателя;
[pic]- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период
определяемая по данным СНиП 2.01.01-82 [1] К.
При проектировании КС [pic] рассчитывается для среднегодовых
1.Расчет располагаемой мощности
Располагаемая мощность ГТУ приводящей ЦБН находится в
зависимости от условий работы установки по формуле:
[pic] - коэффициент учитывающий влияние температуры наружного
[pic] - коэффициент учитывающий влияние противообледнительной
[pic] - коэффициент учитывающий влияние системы утилизации тепла
[pic] и [pic] - расчетная и номинальная температуры воздуха на входе в
где [pic]- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый
[pic] - поправка на изменчивость климатических параметров и местный
подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ [pic]= 5 К.
Значения [pic] принимать по приложению 7 [5].
Численное значение [pic] при отсутствии технических данных
по системе утилизации тепла принимать равным 0985 а kоб при выполнении
курсовой работы равным единице. Значение располагаемой мощности [pic] не
должно превышать номинальную мощность на 15 %. Если в результате расчета
получена большая величина то следует принимать.
Расчетная температура воздуха на входе в ГТУ:
[pic]=[pic][pic] +[pic] К.
Расчет режима работы произведу для варианта КС с
газоперекачивающими агрегатами типа ГТК-10-4.
Определим Располагаемую мощность ГТУ:
2 Расчет режима работы центробежных нагнетателей
На компрессорных станциях оборудованных центробежными
нагнетателями может иметь место одно- двух- и трехступенчатое сжатие.
Расчет режима работы таких станций проводится по отдельным ступеням
сжатия. Результаты расчета справедливы для всех параллельно
работающих нагнетателей составляющих единую степень сжатия.
2.1 Расчет режима работы нагнетателей
Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени
где Тв1 и Твх - температура газа на входе в нагнетатель первой ступени
[pic] - потери давления во входных технологических коммуникациях КС
В данном случае [pic] не учитывается так как Рвх берется в
первую ступень сжатия уже с учетом потерь давления поэтому:
2.2 Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели
где R- газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг.К);
где [pic] и [pic] - плотность газа и воздуха при стандартных условиях
(20º и 720 мм. рт. ст.) кг[p
[pic] = 0699 кгм[pic].
Плотность газа при условиях всасывания:
где R-газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг·К);
[pic]и [pic]- плотность газа и воздуха при стандартных условиях
z1 - определяем по номограмме z1 = 090;
[pic]= 421 кгм[pic].
2.3 Определение объемной производительности нагнетателя
где К- количество параллельно работающих нагнетателей;
Qкс – производительность КС м3сут;
2.4.Определение допустимого интервала изменения числа оборотов
а) из условия экономичности работы нагнетателя
б) из условия сохранения превышения мощности турбины над
мощностью потребляемой нагнетателем
где [pic] - номинальная частота вращения нагнетателя обмин.
[pic] и [pic]- минимальное и максимальное значение [pic]
соответствующее зоне приведенной характеристики нагнетателя с [pic]
[pic] и [pic]- минимально и максимально допустимые значения частоты
вращения вала силовой турбины обмин.
i – передаточное число редуктора соединяющего вал силовой турбины
(ТНД) с валом нагнетателя;
[pic]= 730м[pic]мин и [pic]= 1106 м[pic]мин.
Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота
вращения его ротора должна быть равной или близкой [pic]. Значения n
отличаются от [pic] следует назначать лишь при невыполнении одного из
условий (4.1) и (4.2) при n=[pic].
Во всех случаях n должно находится в интервале одновременно
удовлетворяющему допустимым интервалам изменения n.
2.5 Определение приведенной производительности нагнетателя
n- потребная частота вращения ротора нагнетателя обмин.
Принимаем n = 4800 обмин.
[pic][pic] = 1095м3мин.
2.6 Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя
[pic]- определенные параметры газа на входе нагнетателей первой
2.7 Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы
Нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении
[pic]- значение [pic] из приведенной характеристики соответствующее
максимуму зависимости [pic] для рассматриваемого значения [pic] а при
отсутствии максимума у зависимости [pic]- минимальному значению [pic] из
приведенной характеристики.
[pic]= 143 м[pic]мин.
Следовательно условие безпомпажной работы выполняется и дальнейшее
ругулирование оборотами не требуется.
2.8 Определение степени сжатия нагнетателей и относительной
приведенной мощности нагнетателей по приведенной характеристике нагнеталя
По приведенной характеристике нагнетателя находим:
[pic] = 85 кВт(кгм3).
2.9. Расчет мощности потребляемой нагнетателем.
Ni = 211. 421 . 13 = 8883 кВт.
2.10. Определение потребной мощности для привода нагнетателя
где [pic]- механический к.п.д. нагнетателя и редуктора [pic]=0975.
00[pic] 9590 [pic] 10000
Оба условия возможности транспорта газа в заданном количестве
2.11 Расчет параметров газа на выходе нагнетателей первой ступени
где [pic]и [pic] - давление и температура газа на выходе нагнетателей
МПа и К соответственно.
[pic]и [pic]- давление и температура газа на входе нагнетателей МПа и
[pic]- политропический к.п.д. нагнетателя соответствующий значению
[pic]=[pic]=[pic] 302К.
где [pic] и[pic]- соответственно давление и температура газа на выходе
нагнетателей последней ступени сжатия МПа и К;
[pic]- потери давления в коммуникациях на выходе КС.
[pic]-номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на
выходе станции (при недогрузке газопровода) МПа;
[pic]- допустимая температура из условия сохранения
прочности и устойчивости трубопровода и изоляции;
[pic]= 745 + 013 = 758 МПа
Условия выполняется следовательно ГПА подходит.
Окончательно принимаю вариант компрессорной станции с
газоперекачивающими агрегатами типа ГТК-10-4 при числе рабочих ГПА равным
трем и одним резервным агрегатам.

Харктеристика ПУ ГП.doc

Харктеристика ПУ ГП-144