- •1. Основные способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа на дальние расстояния
- •2.Выбор оптимального способа Транспорта нефти и нп.
- •3 Классификация нефтепроводов и Нпп
- •4. Состав сооружений магистрального нефтепровода.
- •5. Порядок проектирования магистрального трубопровода
- •6. Инженерные изыскания трасс магистральных трубопроводов и площадок перекачивающих станций.
- •7. Выбор оптимальной трассы трубопровода.
- •8. Отвод земли при строительстве магистрального трубопровода.
- •9. Основное оборудование нпс
- •10. Вспомогательное оборудование насосных станций
- •39. Вспомогательное оборудование кс.
- •11. Схемы нпс. Системы перекачки
- •12. Подготовка нефти к транспорту
- •13. Технологический расчет нефтепроводов
- •14. Потери на трение и местные сопротивления в магистр. Нп Потери напора от трения
- •15. Расчетная длина нп, течение н за перевальной точкой.
- •16. Расчет нефтепровода с лупингами и вставками.
- •17. Уравнение баланса напоров магистр. Нефтепровода.
- •18. Расчёт трубопроводов на прочность
- •19.Арматура магистрального нефтепровода
- •20. Совмещенная хар-ка насосных станций и нефтепровода.
- •21. Определение числа нпс.
- •22. Расстановка станций, лупингов и вставок по трассе нп
- •23. Увеличение производительности нефтепровода.
- •24. Определение оптимального диаметра нефтепровода.
- •25. Улучшение транспортабельных характеристик нефтей.
- •26. Состав и основные физические свойства природных газов.
- •27. Подготовка газа к транспорту
- •28. Классификация газопроводов
- •29. Состав сооружений мг
- •30 Арматура магистральных газопроводов
- •33 Подводные переходы трубопроводов
- •31. Способы прокладки магистральных газопроводов.
- •32. Переходов мтп через автомобильные и железные дороги.
- •34. Виды магистральных газопроводов. Производительность, Пропускная способность.
- •35. Гидравлический расчёт простого газопровода
- •36. Гидравлический расчет сложных мг.
- •37. Коэф. Гидравлич-го сопрот-я г/пр. Коэф. Эффективности.
- •38. Изменение давления по длине газопровода. Среднее давление.
- •39. Температурный режим газопровода
- •40. Увеличение пропускной способности газопровода
- •42. Типы гпа. Основные характеристики, размещение на кс.
- •43 Агрегатные системы гпа
- •44. Газовая обвязка цбн.
- •45. Технологические схемы кс с центробежными нагнетателями.
- •46. Расчет режима работы кс по приведенным характеристикам.
- •47. Располагаемая мощность гпа.
- •48 Определение расхода топливного газа для гту
- •49.Основное оборудование кс
- •50.Оборудование для очистки газа на кс
- •51. Способы охлаждения газа на кс
- •Вопросы к гос. Экзамену по дисциплине «проектирование газонефтепроводов»
46. Расчет режима работы кс по приведенным характеристикам.
Режим работы компрессорного цеха с ЦБНаг рассчитывают по приведенным газодинамическим характеристикам одного или группы нагнетателей. Хар-ки построены на природном газе или воздухе при различных оборотах. Хар-ки представлены в приведенной форме и позволяют рассчитывать режимы работы компрессорного цеха при изменении параметров (р, t, состав газа) на входе нагнетателей. Приведенные хар-ки построены для расчетных величин газовой постоянной Rпр, zпр, [Тн]пр в необходимом диапазоне. Rпр – газовая постоянная, zпр – коэф-т сжимаемости.
Последовательность расчета режима работы компрессорного цеха (КЦ):
Для расчета необходимы исходные данные: 1. давление на входе в нагнетатель: Рвс=Рк – δРвх; 2. температура всасывания Твс=Тк; 3. объемная производительность нагнетателя при параметрах на выходе Q=0,24∙Qk∙ zвс∙Твс/Рвс, м3/мин, где Qк – коммерческая производительность ЦБН или группы нагнетателей, млн. ст. м3/сут.
Определяется газовая постоянная компримируемого газа: R=Rв/Δ. Где Rв – газовая постоянная воздуха.
Задаемся числом оборотов нагнетателя в зависимости от номинального числа оборотов (n) при этом предел изменения числа оборотов устанавливается в режиме 0,7nн<n<1,05nн.
Определяется приведенная объемная производительность нагнетателей: Qпр=Qnн/n.
Определяется
приведенная частота вращения ротора
нагнетателя:
, nн
– номинальная частота вращения. По
приведенным хар-кам нагнетателя в
зависимости от Qпр
и приведенной частоты находим: ε –
степень сжатия нагнетателя, затем
находим приведенную удельную внутреннюю
мощность нагнетателя
и
политропический КПД.
Находим внутреннюю
мощность потребляемого нагнетателя:
.
Находим мощность потребляемую
нагнетателем: N=Ni/(0,95ηм),
где 0,95 – коэф-т учитывающий допуски и
техническое состояние нагнетателя, ηм
– коэф-т учитывающий механический КПД
нагнетателя. Определяется удаленность
режима работы нагнетателя от границы
помпажа: Qпр/Qпрmin>1,1.
определяется давление нагнетателя:
Рвых=Рвс∙ε.
Определяется температура газа на выходе:
.
Степень
повышения температуры нагнетателя:
,Твых=Твс+ΔТвых
47. Располагаемая мощность гпа.
Располагаемая
мощность ГПА – это максимальная рабочая
мощность, которую может развивать ГПА
в конкретных станционных условиях. Её
величина определяется внешними
эксплуатационными условиями, уровнем
технического состояния, параметрами
эксплуатационных ограничений и др.
факторами. Располагаемая мощность:
,
где
КN – коэф.технического состояния ГТУ
Кобл – коэф.учитывающий влияние системы противообледенения (0,87 для ГТК 10-4,1 для остальных ГПА).
Кt – коэф.учитывающи влияние температуры атмосферного воздуха на мощность ГТУ.
tвх,tао – фактическая и номинальная температура воздуха на входе в ГТУ, оС.
Pa – абсолютное барометрическое давление воздуха, МПа.
,
где
tа – расчётная температура атмосферного воздуха месяца, сезона, квартала, оС.
- поправка на
изменчивость климатических данных;
- поправка на местный
подогрев атмосферного воздуха
- поправка, учитываемая
при работе установок водоиспарительного
охлаждения в летнее время (6 – 10 оС).
Для ГТУ имеется общее конструктивное
ограничение максимальной располагаемой
мощности 100% для ГПА 10-4, 115% - остальные.
