Исходные данные

1. ИсходнЫЕ ДАННЫЕ Параметры технологической схемы МГ: - газопровод однониточный - длины участков: L1=110 км, L2=180 км. Внутренний диаметр D=1400 мм. Рабочее давление Р1=7,35 МПа. Давление перед первой станцией Рн=4,0 МПа. Давление в конце МГ Рк=5,0 МПа. Температура газа на входе в первую КС равна Тн=Т0. ГПА типа ГПА-Ц-16 (3+1) схема соединения параллельная Тип NHe, кВт TH3, К nH, мин-1 nmax, мин-1 nmin, мин-1 ηHe kt kN ηм ГПА-Ц-16 16000 288 4900 5565 3975 0,29 2,8 0,95 0,993 центробежный нагнетатель ГПА-Ц-16/76 [1] Тип zПР RПР, Дж/(кг К) ТПР, К ГПА-Ц-16/76 0,901 505,8 288 Пылеуловители типа ГП-144 в количестве 5 штук. Район прохождения трассы МГ – Сургут. Среднемесячная температура грунта на глубине заложения трубопровода в июле Т0=6,8 оС; Среднемесячная температура воздуха в июле Та=13 оС; Эквивалентная шероховатость труб КЕ=0,03. Коэффициент гидравлической эффективности участков Е=0,95. Потери давления во входном коллекторе (приложение 8 [7]) КС ΔРв=0,12 МПа. Потери давления в выходном коллекторе (приложение 8 [7]) КС ΔРн=0,11 МПа. Относительная плотность газа Δ=0,56. 2. Расчет производительности 2.1. Расчёт КС №1. 2.1.1. Расчёт физических свойств на входе нагнетателя. Физические свойства газа необходимы при выполнении гидравлического и теплового расчетов газопровода. С этой целью требуются значения плотности, вязкости, удельной теплоемкости и коэффициента Джоуля-Томсона при различных давлениях и температурах. Физические свойства рассчитываем при условиях входа в нагнетатель по [1], стр.13. Базовой величиной является плотность газа при стандартных условиях: Т=273,15К и Р=0,1013 МПа. Учитывая, что относительная плотность газа  определяется соотношением (2.1) Плотность газа при стандартных условиях определится следующей зависимостью (2.2) где , - плотность газа и воздуха; - плотность газа и воздуха при стандартных условиях. Принимаем относительную плотность по [3], табл.1.1., 56Тогда: Плотность газа при любых значениях давления и температуры определяется из уравнения состояния газа (2.3) где Р - давление газа на входе в нагнетатель, Па; V = 1 /  - удельный объем газа, м3 /кг; Т - температура газа на входе в нагнетатель, К; R - газовая постоянная, Дж / (кг К), (2.4) Температуру газа на входе в нагнетатель Тн по заданию принимаем равной Т0=279,8 К. Примем атмосферное давление Ра = 0,1 МПа, тогда давление газа перед КС Рн=4,1 МПа. Давление газа на входе в нагнетатель Р2в принимаем по заданию с учетом потери давления во входном коллекторе КС Рв12МПа. 41123,98 МПа. z - коэффициент сжимаемости (сверх сжимаемости) газа, показывающий отношение объема реального газа к объему идеального газа. В условиях МГ сжимаемость реального газа больше сжимаемости идеального газа и поэтому коэффициент сжимаемости всегда меньше единицы. Повышение давления и снижение температуры сопровождается уменьшением коэффициента сжимаемости газа. С достаточной для инженерных расчетов точностью коэффициент сжимаемости газа можно определить с помощью зависимости: (2.5)  - функция, учитывающая влияние температуры, (2.6) где Рпр = Р /Ркр - приведенное давление газа; Тпр = Т / ТКР - приведенная температура газа; где Ркр - критическое давление газа, МПа; Ткр - критическая температура газа, К. Р, Т – значения давления и температуры газа. РКР и ТКР - критические значения давления и температуры газа, характеризующие возможность перехода газа в жидкость. Критические значения давления и температуры газа выражаются через плотность газа при стандартных условиях (2.7) (2.8) Значения Тпр,Рпр и z находим для условий входа (Р2в=3,98 МПа, Т2в=279,8 К) в нагнетатель Для определения динамической вязкости газа ОНТП рекомендуется следующая формула: где  - динамическая вязкость газа, Пас. Удельная теплоемкость и коэффициент Джоуля-Томсона описываются эмпирическими зависимостями: (2.10) (2.11) где Ср - удельная теплоемкость газа, КДж / (кг  град); Т - температура газа. К; Р - давление газа, МПа; Di - коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа. 2.1.2. Расчёт степени сжатия. Давление является основным параметром, по которому контролируется режим работы трубопровода. Т.к. ГПА-Ц-16 являются полнонапорными, то число ступеней степени сжатия КС будет равна единице. Выбираем схему расположения ГПА – параллельной. Степень сжатия станции по [1], стр.15 составит: (2.12) Учитывая потери во входном и выходном коллекторах, степень сжатия должна быть более высокой: (2.13) где Рнпотери давления в выходном коллекторе КС. Ра – потери давления в аппаратах воздушного охлаждения. Принимаем по [1], приложение 3: Рн =0,11 МПа, Ра=0,0588 МПа. Располагаемую мощность ГПА-Ц-16 находим из [1], стр.64: (2.14) где номинальная мощность ГТУ, КВт. Принимаем по [1], прил.4 – коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ. – коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха; – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов; – коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы. Коэффициент принимается равным 1 при отсутствии противообледенительной системы и при температуре на входе осевого компрессора выше 5 °C. При прочих условиях можно принять = 0,9; – расчетное давление наружного воздуха и – расчетная и номинальная температура воздуха на входе в ГПА, К (2.15) где – средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, К. – поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ. Принимаем по [1] след. величины: =0,95 (прил.4); =2,8; =0,985; =1; =0,0989532 (прил.9); =288К; =5К. принимаем по [3] равную 286 К. =14292 кВт Т.к. значение располагаемой мощности не превышает значение номинальной более, чем на 15% (Npe=14292 < 1,15NHe=17600 КВт), то принимаем полученное значение располагаемой мощности Npe=14292 КВт. Из газодинамической характеристики нагнетателя ГПА-Ц-16 (Приложение 1) для получения оптимальной степени сжатия на выходе КС принимаем минимальной приведённую производительность Qmin=330 м3/сут, которая соответствует безпомпажному режиму работы. По условию удалённости режима работы нагнетателя от границы помпажа ([1]): (2.16) где –минимальное значение из приведенной характеристики. Принимаем – реальное значение приведенной производительности, м3/мин. С учетом условия (2.16) принимаем =1,1=1,1*330=363м3/сут. Из [1], стр.15 потребляемая мощность nD определяется из уравнения: (2.17) где – внутренняя мощность нагнетателя, кВт; - механический кпд ГТУ. По [1],прил.4 принимаем =0,99. Из условия ([1],стр.15) принимаем . Тогда: (2.18) Найдем отношение фактической частоты n к номинальной частоте вращения ротора нагнетателя nн при из уравнения внутренней мощности нагнетателя : (2.19) где – приведенная мощность нагнетателя, КВт. Для =363 м3/сут из газодинамической характеристики = 367 КВт; – плотность газа при условиях входа в нагнетатель, кг/м3. (2.20) где давление (абсолютное) газа на входе нагнетателя; температура газа на входе нагнетателя; коэффициент сжимаемости газа при условиях входа в нагнетатель; Из (2.19): Проделав все расчеты ранее, в целях экономии места, мы принимаем . (2.21) Из [1], прил.4 nн = 4900 об/мин; – фактическая частота оборотов ротора нагнетателя. Приведенную частоту вращения рабочего колеса ЦН находим из: (2.22) где приведенные параметры нагнетателя. Из газодинамической характеристики нагнетателя ГПА-Ц-16 (приложение 1). Приведенную степень сжатия ЦН определяем при = 330 м3/сут., степень сжатия принимаем по приведенной характеристики нагнетателя при и она равна . (2.23) где политропический КПД нагнетателя, который находим из газодинамической характеристике при = 330 млн.м3/сут.: К – показатель адиабаты сжатия. По [1],стр.16 К=1,31. Из (2.13) находим давление на выходе из КС: (2.24) Коммерческую производительность ЦН определим из уравнения производительности ЦН при стандартных условиях ([1], стр.17): (2.25) Из уравнения (2.25): (2.26) Производительность при стандартных условияхбудет определяться как: (2.27) Т.к. количество рабочих ГПА n=3 (по заданию) а схема расположения – параллельно, то коммерческая производительность станции будет определяться как: (2.28) Расход топливного газа можно определить по формуле: , (2.29) где Nдв – потребляемая мощность двигателя, кВт; – кпд двигателя; Газ, поступающий на КС с температурой Тн, при компримировании нагревается до температуры Т1: (2.30) 2.1.3. Расчет АВО. Газ, поступающий на КС с температурой , при компримировании нагревается до температуры : Станция оборудована АВО, то: , (2.31) где - теоретический теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах, Вт; Т1-температура газа при выходе из КЦ: Та-температура окружающего воздуха: Т1в-температура с учетом поправочного коэффициента: К (2.32) Т2-температура в АВ: К (2.33) Т- средняя температура в АВО: , (2.34) (2.35) Массовый расход 1-ой АВО: (2.36) где n-число АВО. Массовый расход всех АВО: (2.37) - коэффициенты тепловой эффективности АВО при 1,2 и 0 работающих вентиляторах; - количество АВО, работающих с 2,1 и 0 вентиляторов; - массовый расход газа через все АВО, кг/с; - теплоемкость газа при условиях АВО, Дж/(кг град) Для АВО 2АВГ-75с Q0 можно определить из следующей зависимости , (2.38) где Q0 – теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах, кВт; - температура воздуха, К; - массовый расход одного АВО, кг/с. Значения коэффициентов kA2,и определяются по результатам эксплуатации АВО. В первом приближении можно принять =0,55-0,60, =0,18-0,20. Количество работающих вентиляторов для реализации заданной температуры на выходе КС определяется из (2.41). Принимая во внимание, что при регулировании температуры сначала отключают поочередно по одному вентилятору на всех АВО и только после этого начинают отключение вторых, в сумме уравнения (2.41) никогда не будет больше двух слагаемых. Для определения схемы работы удобно воспользоваться величиной среднего коэффициента эффективности: , (2.39) где - количество работающих на КС АВО. В зависимости от величины возможны следующие варианты: ; ; ; . К 2.2. Расчёт участка Зададимся давлением газа в конце участка: Р2 = 4,2 МПа. Зададимся значением температуры газа в конце участка: Т2 = 284,45 К. Зададимся также точностью определения температуры К и давления МПа. Среднее давление газа на участке можно определить по формуле: . (2.40) МПа. Значение средней температуры газа в участке можно определить по формуле: (2.41) К. Определяем коэффициент сжимаемости газа для средних значений давления и температуры: , , , . Определяем динамическую вязкость газа по формуле (согласно [1]): , (2.42) где – динамическая вязкость газа, Па∙с. Определяем удельную теплоемкость газа по формуле (2.38) относительно средних значений давления и температуры газа в участке: (2.43) кДж/(кг∙К). Определяем коэффициент Джоуля-Томсона по формуле (согласно [1]): (2.44) где Di – коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа. К/МПа. Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной производительности по формуле (согласно [1]): , (2.45) где Qп – переходная производительность газопровода, млн. м3/сут. млн. м3/сут. Определяем коэффициент гидравлического сопротивления для квадратичного режима течения по формуле: , (2.46) где – коэффициент гидравлического сопротивления; D – внутренний диаметр МГ, мм. . Определяем расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления по формуле: , (2.47) где Е – коэффициент гидравлической эффективности работы участка. В соответствии с [2] принимаем Е=0,95 для газопровода, оборудованного узлами очистки. . Определяем давление в конце участка из уравнения пропускной способности: . (2.48) МПа. Определяем среднюю температуру в участке по формуле: , (2.49) где , 1/км; kt – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2∙К); М – массовая производительность газопровода, кг/с. Согласно [1] принимаем kt =1,5 Вт/(м2∙К). Массовую производительность газопровода можно определить по формуле: , (2.50) . 1/км. Оценим сходимость давления и температуры: Как видно, сходимость средней температуры и давления удовлетворительная. Данные последнего приближения приведены в табл. 2. 2.3. Расчёт КС №2. Давление газа на входе в нагнетатель Р2в принимаем с учетом потери давления во входном коллекторе КС Рв12МПа. 4,3124,18 МПа. Плотность газа при условиях входа в нагнетатель по (2.20), кг/м3: Обороты ротора нагнетателя по (3.21): Приведенную частоту вращения рабочего колеса ЦН находим из (2.22): Приведенную степень сжатия ЦН определяем при = 330 млн.м3/сут., ; Развиваемую ЦН степень сжатиянаходим из[1],стр.17: где политропический КПД нагнетателя, который находим из газодинамической характеристике при = 330 млн.м3/сут.: Газ, поступающий на КС с температурой Т2, при компримировании нагревается до температуры Тн: 2.4. Расчёт участка. Принимаем значения давления и температуры в начале участка равными значениям на выходе из КС2 Р1 = 5,54 МПа и Т1 *= 293,45 К. Параметр газа в конце участка (180 км) Рк и Тк расчитываеться методом последовательных приближений. Результаты расчёта приведены табл.4. Оценим сходимость при новых значениях давления и температуры: Сходимость удовлетворительная. Окончательно принимаем Pк=5,1 МПа, Тк=283,82 К. 3. ОЦЕНКА СООТВЕТСВИЯ УСТАНОВЛЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ УСЛОВИЯМ РАБОТЫ МГ. 3.1. Оценка соответствия ГПА. Оценка соответствия ГПА производится по мощности, потребляемой нагнетателями и их кпд. 3.1.1 Оценка ГПА по мощности. Интенсивность использования газоперекачивающих агрегатов характеризуется коэффициентом загрузки kИ [1]: , (3.1) Для ГПА КС № 1 коэффициент kИ составляет: . Для ГПА КС № 2 коэффициент kИ составляет: . 3.1.2 Оценка ГПА по кпд. Экономичность использования газоперекачивающих агрегатов характеризуется коэффициентом kη [1]: , (3.2) где ηmax – максимальный КПД нагнетателя. По приведенной характеристики нагнетателя 370-18-1 (прил.1) принимаем ηmax = 0,85. Для ГПА КС № 1 значение коэффициента kη составляет: . Для ГПА КС № 2 значение коэффициента kη составляет: . Полученные значения коэффициента kη говорят о том, что на обеих КС ГПА работают с максимальным кпд. 3.2. Оценка соответствия ПУ. Оценка соответствия режима работы ПУ условиям работы МГ производится по диапазону их рабочих производительностей. По характеристике пылеуловителя определяется рабочий диапазон его производительностей (за рабочее давление принимается давление на входе в КС), при этом, если необходимо, вводятся соответствующие поправки на плотность газа. Считается, что пылеуловитель работает в нормальном режиме, если его производительность не выходит за границы рабочего диапазона. Однако, расчет следует вести с учетом возможности отключения одного пылеуловителя. Производительность одного ПУ Q1ПУ определяется по формуле: (3.3) где nПУ. раб – число рабочих пылеуловителей. В приложении 2 приведена характеристика ПУ типа ГП-144. Согласно прил. 2 принимаем коэффициент изменения производительности ПУ = 0,98. Так как рабочий диапазон ПУ зависит от рабочего давления, то для разных КС он будет различным. Кроме того, производительности КС отличаются на величину топливного газа первой станции, следовательно, производительности ПУ также будут различными для разных КС. 3.2.1 Оценка эффективности работы ПУ для КС № 1. По прил. 2 определяем минимальную и максимальную производительность ПУ при рабочем давлении Р = 4,45 МПа = 14 млн. м3/сут., = 17,5 млн. м3/сут. Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности ПУ: млн. м3/сут., млн. м3/сут. При 5-ти включенных ПУ производительность каждого по (3.3) составит: млн. м3/сут. Полученное значение не входит в заданный интервал. Следовательно, на КС № 1 необходимо уменьшить число ПУ. млн. м3/сут. Полученное значение входит в заданный интервал. Следовательно, на КС № 1 окончательно принимаем количество рабочих ПУ равное 3 шт. 3.2.2 Оценка эффективности работы ПУ для КС № 2. По прил. 2 определяем минимальную и максимальную производительность ПУ при рабочем давлении Р = 5,5 МПа. = 16,5 млн. м3/сут., = 21 млн. м3/сут. Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности ПУ млн. м3/сут., млн. м3/сут. При 5-ти включенных ПУ производительность каждого по (3.3) составит: млн. м3/сут. Полученное значение входит в заданный интервал. Возможно, на КС № 2 необходимо уменьшить число ПУ. Полученное значение входит в заданный интервал. Следовательно, на КС № 2 окончательно принимаем количество рабочих ПУ равное 3 шт. ВЫВОДЫ: В данной курсовой работе была определена максимальная технологически возможная производительность магистрального газопровода (Q = 48 млн.м3/сут) по средствам расчета компрессорных станции и участков газопровода. При этом были использованы все возможности регулирования режима работы МГ. Оценка соответствия оборудования магистрального газопровода условиям его работы показала, что на обеих КС, ГПА типа ГПА-Ц-16 работают с полной загрузкой, но следует отметить, что на обеих КС они работают с практически максимальным кпд. Также оценка соответствия оборудования показала, что пылеуловители типа ГП-144 работают с большой недогрузкой, следовательно, мы уменьшили количество пылеуловителей на каждой КС в их рабочем диапазоне, и установленный тип пылеуловителей в количестве 3 штук на КС1 и 3 штук на КС2, полностью удовлетворяет условиям работы магистрального газопровода.