37

Содержание

Введение………………………………………………………………………4

Глава 1. Определение исходных расчетных данных………………………6

Глава 2. Подбор основного оборудования компрессорного цеха………...9

Глава 3. Расчет режима КС………………………………………………...14

3.1. Расчет располагаемой мощности привода………………………….14

3.2. Расчет первой ступени сжатия КС…………………………………..16

Глава 4. Подбор основного оборудования……………………………...…24

4.1. Подбор пылеуловителей……………………………………………..24

4.2. Подбор аппаратов воздушного охлаждения газа…………………..27

Список использованной литературы………………………………………37

Графическая часть…………………………………………………………..38

Введение

Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.

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.

Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компримирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций, устанавливаемых по трассе газопровода, как правило, через каждые 100-150км. Длина участков газопровода между КС рассчитывается, с одной стороны, исходя из величины падения давления газа на данном участке трассы, а с другой – исходя из привязки станции к населенным пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т.п.

Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов, установленных на станции, их энергетических показателей и технологических режимов работы.

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.

Глава 1. Определение исходных расчетных данных

Задание: выполнить проект КС производительностью Q=18,8 млрд. м³/год, расположенной в районе города Екатеринбург, предназначенной для транспорта газа с месторождения Тазовское по трубопроводу диаметра D=1420 мм и протяженностью L=471 км. Вблизи КС находится 1 источник электроэнергии, удаленный от станции на расстояние l₁=28 км.

Исходными данными являются: состав газа, расчетные температура газа и воздуха, вязкость и плотность газа, газовая постоянная, расчетная производительность КС.

Параметры газа и расчетные температуры принимаем по [3].

1. Компонентный состав газа:

Компонент	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12 + высшие	СО2	N2 + редкие	H2S
Объемная доля, %	97,6	0,1	0,03	0,01	0,01	0,06	1,6	-

2. Относительная плотность газа по воздуху ∆=0,562.

3. Удельная теплота сгорания q=32900 кДж/м³.

4. Средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период t_a=0,9 ⁰С (при проектировании КС расчеты ведутся для среднегодовых значений T_a).

5. Средняя температура газа t_г принимается равной средней температуре грунта t_ср на глубине заложения трубопровода h_зал:

(1.1)

При D=1,42 м глубина заложения трубопровода равна

м

На данной глубине среднегодовая температура грунта по [3] равна

t_ср=5,5 ⁰С; следовательно, принимаем t_г=t_ср=5,5 ⁰С.

6. Определение плотности газа:

; (1.2)

где ρ_возд – плотность воздуха при стационарных условиях (t=20 ⁰С и Р=760 мм.рт.ст.), кг/м³, принимаем ρ_возд=1,205 кг/м³; ∆ - относительная плотность газа по воздуху, ∆=0,562.

кг/м³.

7. Определение газовой постоянной:

(1.3)

где R – газовая постоянная транспортируемого газа, Дж/(кг·К); ∆ - относительная плотность газа по воздуху, ∆=0,562.

Дж/(кг·К);

8. Определение расчетной суточной производительности КС:

(1.4)

где Q_год – годовая производительность КС при стандартных условиях, млрд. м³/год; К_н⁰ – коэффициент использования пропускной способности газопровода, определяется по формуле (1.5):

;

Где К_ро, К_эт – коэффициенты, учитывающие запас пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения соответственно в периоды повышенного спроса на газ и в периоды экстремально повышенных температур, приводящих к снижению мощности ГПА, принимаем по [4] К_ро=0,95, К_эт=0,98; К⁰_н.д – коэффициент, учитывающий запас пропускной способности газопровода на случай аварийных отказов линейной части газопровода и КС, принимаем по табл. 19 [4] К⁰_н.д=0,94.

.

Таким образом, суточная производительность КС по формуле (1.4):

млн. м³/сут.

9. Определение расчетного атмосферного давления.

Атмосферное давление в нормальных условиях зависит от высоты расположения КС над уровнем моря. Для данной КС принимается высота расположения ближайшего расположенного к ней населенного пункта – г. Екатеринбург. По географической карте Тюменской области принимаем отметку г. Екатеринбург равную 200 м над уровнем моря.

Интерполируя данные прил. 9 [2] получаем расчетное давление наружного воздуха:

МПа.