Проект магистрального газопровода Тюмень - Омск

3. Расчет режима работы МГ.docx

3. Расчет режима работы МГ
Расчет режима работы Мг
Расчет состоит в определении мощности N потребляемой каждой КМ и мощности развиваемой приводящим ее двигателем.
Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства:
Экономичность при и следующих условиях:
>0.8; 09 . при >273К;
где - давление на входе КС или требуемое давление на выходе станции МПа;
- давление на выходе КС;
- политропический К.П.Д. определяемый по приведенной характеристике нагнетателя;
- средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период определяемая по данным К.
При проектировании КС рассчитывается для среднегодовых значений Та.
1. Расчет располагаемой мощности
Располагаемая мощность ГТУ приводящей ЦБН находится в зависимости от условий работы установки по формуле:
где - номинальная мощность ГТУ кВт;
- коэффициент учитывающий техническое состояние ГТУ;
- коэффициент учитывающий влияние температуры наружного воздуха;
- коэффициент учитывающий влияние противообледнительной системы;
- коэффициент учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов;
- расчетное давление наружного воздуха МПа;
и - расчетная и номинальная температуры воздуха на входе в ГТУ К;
где - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период К;
- поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ = 5 К.
Значения принимать по приложению.
Численное значение при отсутствии технических данных по системе утилизации тепла принимать равным 0985 а kоб при выполнении курсовой работы равным единице. Значение располагаемой мощности не должно превышать номинальную мощность на 15 %. Если в результате расчета получена большая величина то следует принимать.
Расчетная температура воздуха на входе в ГТУ:
Расчет режима работы для варианта КС с газоперекачивающими агрегатами типа ГТК-10-2
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.
Расчет режима работы центробежных нагнетателей первой ступени сжатия
Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия.
где Тв1 и Твх - температура газа на входе в нагнетатель первой ступени и на входе КС К;
и Рвх - давление газа на входе нагнетателей и КС МПа;
- потери давления во входных технологических коммуникациях КС МПа.
В данном случае не учитывается так как Рвх берется в первую ступень сжатия уже с учетом потерь давления поэтому:
= 35 - 008 = 342 МПа;
Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели
где R- газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг.К);
где и - плотность газа и воздуха при стандартных условиях (20º и 720 мм. рт. ст.) кг;
Плотность газа при условиях всасывания:
где R-газовая постоянная транспортируемого газа Дж(кг·К);
-относительная плотность газа по воздуху;
и - плотность газа и воздуха при стандартных условиях (С и 760 мм. рт. ст.) кгм;
- давление на входе нагнетателя первой ступени сжатия Мпа;
- плотность газа при условиях всасывания;
z1 –коэф. сжимаемости при условиях всасывания;
Определение объемной производительности нагнетателя
где К- количество параллельно работающих нагнетателей;
Q – производительность нагнетателя м3с;
Определение допустимого интервала изменения числа оборотов ротора нагнетателя.
а) из условия экономичности работы нагнетателя
б) из условия сохранения превышения мощности турбины над мощностью потребляемой нагнетателем
где - номинальная частота вращения нагнетателя обмин.
и - минимальное и максимальное значение соответствующее зоне приведенной характеристики нагнетателя с мс;
и - минимально и максимально допустимые значения частоты вращения вала силовой турбины обмин.
а) из условия экономичности работы нагнетателя (приложение 21)
=350 ммин и =670 мс.
Интервал изменения числа оборотов ротора нагнетателя из данного условия.
Следовательно принимаем этот интервал.
Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота вращения его ротора должна быть равной или близкой . Значения n отличаются от следует назначать лишь при невыполнении одного из условий и при n=.
Во всех случаях n должно находится в интервале одновременно удовлетворяющему допустимым интервалам изменения n.
Определение приведенной производительности нагнетателя
где - объемная производительность нагнетателя ммин;
- номинальная частота вращения ротора нагнетателя обмин;
n- потребная частота вращения ротора нагнетателя обмин.
Принимаем n = 4400 обмин.
Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя
где - параметры газа с приведенной характеристики;
- определенные параметры газа на входе нагнетателя.
= 091; = 4905 Дж(кг·К); =288 К.
Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа
Нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении неравенства
где- приведенная производительность нагнетателя ммин;
- значение из приведенной характеристики соответствующее максимуму зависимости для рассматриваемого значения а при отсутствии максимума у зависимости - минимальному значению из приведенной характеристики.
Следовательно условие безпомпажной работы выполняется и дальнейшее регулирование оборотами не требуется.
Определение степени сжатия нагнетателей и относительной приведенной мощности нагнетателей по приведенной характеристике нагнетателя
По приведенной характеристике нагнетателя находим:
Расчет мощности потребляемой нагнетателем.
Ni = 3375. 2879 . 0963 = 8597 кВт.
Определение потребной мощности для привода нагнетателя
где - механический к.п.д. нагнетателя и редуктора =0975.
Оба условия возможности транспорта газа в заданном количестве соблюдается.
Расчет параметров газа на выходе нагнетателей
где и - давление и температура газа на выходе нагнетателей МПа и К соответственно.
и - давление и температура газа на входе нагнетателей МПа и К;
- степень сжатия нагнетателей;
- политропический к.п.д. нагнетателя соответствующий значению .
где и- соответственно давление и температура газа на выходе нагнетателей последней ступени сжатия МПа и К;
- потери давления в коммуникациях на выходе КС.
следует принимать по нормативным данным = 013 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;
= 555 - 013 = 542 МПа

ТИТУЛЬНИК.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов»
По дисциплине: Проектирование и эксплуатация
магистральных газопроводов
«Проект магистрального газопровода»

Введение.docx

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 сжатии.
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.

Список Лит-ры.docx

Агапкин В. М. Справочное руководство по расчетам трубопроводов. М. Недра 1987
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. 637540233680Изм.
Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. ОНТП 51-1-85. Мингазпром М. 1985
Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. уч. Пособие Тюмень ТюмГНГУ1996
Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Методические указания по курсовому проектированию Тюмень ТюмГНГУ 2000
Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Приложение к методическим указаниям по курсовому проектированию Тюмень ТюмГНГУ 2000
Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под редакцией Дерцакяна А. К Л. Недра 1977
Трубопроводный транспорт нефти и газа. под редакцией Юфина В. А. М. Недра 1978

Основной чертеж.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.
Технологическая схема магистрального газопровода.
Проект газопровода Тюмень - Омск
Пылеуловитель ГП.106
Газоперек. агрегат ГТК-10-2
Технологическая схема магистрального газопровода
Агрегаты воздушного охлажденияn типа 2АВГ-75с
Технологическая схема компрессорной станции

2. определение числа ГПА, АВО, ПУ.docx

Определение числа ГПА ПУ АВО
Определение количества ГПА ПУ АВО
По условию задания требуется использовать газоперекачивающие агрегаты типа ГТК-10-2 пылеуловители типа ГП-106 и агрегаты воздушного охлаждения типа 2АВГ-75с.
1. Определим количество ГПА установленных на КС МГ:
где n-кол-во ГПА установленных на КС.
Q-производительность МГ млн м3сут;
Qгпа-производительность ГПА типа ГТК-10-2 Qгпа =293 млн м3сут.
n=154 принимаем 2 агрегата+1 резервный т.е. 3 ГПА на КС.
2. Определим количество АВО на КС:
где nаво-количество аппаратов воздушного охлаждения на КС;
Qаво-производительность АВО млн м3сут.
Массовая производительность АВО типа 2АВГ-75с Маво=1960003600=54кгс [9] определим Qаво:
где Qаво-производительность АВО млн м3сут.
Маво-массовая производительность АВО типа 2АВГ-75с кгс; ρст-пл-ть газа.
Тогда =12050561=0676
Рассчитаем количество АВО на КС:
nаво=652 принимаем 7 аппаратов воздушного охлаждения газа.
3 . Определим количество ПУ на КС:
где nпу-количество пылеуловителей на КС;
Qпу-производительность ПУ Qпу=65 млн м3сут [9].
Принимаем 7 пылеуловителей.
Итак принимаем количество ГПА -3(1р) АВО – 7ПУ – 7 шт.

1. Определение количества КС.docx

Определение числа КС и расстановка их по трассе МГ.
В данной курсовой работе выполняется проект газопровода Тюмень - Омск. Суточная производительность составляет Q=45млн.м3сут давление в начале участка P1=545МПа перед головной КС (ГКС) – Pн=35МПа конечное – Рк=20МПа температура на входе ГКС – Т2=273К. Внутренний диаметр D=1000мм толщина стенки соответственно равна =10мм. Значения давлений относительные. Выбор трассы осуществлялся по физической карте Российской Федерации с учетом следующих параметров:
минимальная протяженность трассы т.к. затраты на строительство линейной части весьма высоки;
небольшие значения разности геодезических отметок по трассе в пределах 100 метров. Это делается для того чтобы упростить расчет и эксплуатацию газопровода т.к. при разности геодезических отметок в пределах 100 метров они незначительно сказываются на величине потерь давления в трубопроводе по сравнению с гидравлическими потерями. Поэтому их не учитывают и считают газопровод горизонтальным;
приближенность к существующим технологическим коридорам нефтепроводов и газопроводов.
Таким образом протяженность газопровода с учетом разностей геодезических отметок по длине составила ориентировочно L=610км. Эту величину и примем за расчетную длину газопровода.
Определим средние значения давления и температуры газа в участке.
ΔР=01МПа – точность определения давления;
ΔТ=1К – точность определения температуры;
Р2=34МПа – относительное давление перед КС;
Т1=2805К – температура на выходе КС;
Т2=273К – температура на входе КС принимаем ее равной температуре грунта. Это связанно с тем что в процессе транспорта температура снижается и стремиться к температуре окружающей среды. Среднегодовая температура на данном участке меняется весьма значительно поэтому примем ее на уровне 273К.
Р1 – абсолютное давление газа в начале участка МПа;
Р2 – абсолютное давление газа в конце участка МПа.
Примем атмосферное давление Ра = 01 МПа тогда Р1=555 МПа Р2=35МПа
Ориентировочное значение средней температуры газа в участке определим из уравнения
Т1 и Т2 – температура газа в начале и в конце участка К.
Определим физические свойства газа.
ρст – плотность газа при стандартных условиях кгм3;
Δ – относительная плотность газа в среднем она составляет 06.
Определим критические значение давления Ркр и температуры Ткр газа
Определим приведенные значения Рпр и Тпр
Определим коэффициент сжимаемости газа z
Динамическая вязкость газа
Рассчитаем удельную теплоемкость ср и коэффициент Джоуля – Томсона
Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной производительности Qп
D – внутренний диаметр трубопровода м.
Q>Qп следовательно газ течет при квадратичном режиме. Тогда при эквивалентной шероховатости kэ=003мм
D – внутренний диаметр труб мм.
Расчетное значение λр
Е – коэффициент гидравлической эффективности участка.
В соответствии с ОНТП примем Е=095 тогда
Давление в конце участка Р21 определим из уравнения пропускной способности участка
Расчетное значение средней температуры газа в участке Тср1 определим из уравнения
k – коэффициент теплопередачи Вт(м2 К);
М – массовая производительность газопровода кгс;
Т0 – температура окружающей среды К.
Примем k=15 Вт(м2 К) и найдем значение показателя a
Оценим сходимость предположенных и рассчитанных значений давления и температуры
Сходимость удовлетворительная. Условие ΔР2≤ ΔР и ΔТср≤ ΔТ выполняются.
Для исключения возможности перегрузки ГПА или неполного использования их мощности целесообразно перед определением длин участков определить максимальное значение степени сжатия КС при расчетной производительности
Степень сжатия станции определяется по формуле:
Полученное значение длины перегона и принятое нами совпали принимаем его за исходное. Все участки равны между собой конечный участок рассчитывается при давлениях Р1 и Рк и получается в раз длиннее.
Тогда длина конечного участка определим по формуле
Так как газопроводы рекомендуется сооружать без лупинга дробное число КС обычно округляется в большую сторону. К строительству принимаем количество КС n0 = 8 тогда уточняем длины участков
Эти значения принимаем за искомые.

Содержание.docx

Расстановка КС по трасс газопровода ..
Определение количества ГПА АВО и ПУ ..
Расчет режима работы МГ .
Список использованной литературы .