- •Размещено на http://www.Allbest.Ru/
- •1.3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций
- •1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями
- •3. Описание конструкции и принципа действия гпа
- •4. Разработка технологической схемы кс
- •5.2 Регуляторы давления газа
- •Список использованной литературы
Размещено на http://www.Allbest.Ru/
ВВЕДЕНИЕ
Развитие газовой и целого ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта газов из отдельных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны. В настоящее время доля потребления природного газа в стране составляет уже свыше 50% и имеет устойчивую тенденцию к дальнейшему росту.
Современный производственный процесс транспорта газов с помощью газоперекачивающих агрегатов, установленных на компрессорных станциях, — это сложный физико-технологический процесс, при оценке эффективности которого и оптимизации работы компрессорных станций необходимо в систематизированной форме учитывать целый ряд факторов: технологических, термогазодинамических, диагностических, эмпирических и др.
В условиях острого дефицита топливно-энергетических ресурсов первоочередное значение приобретают задачи, связанные с повышением эффективности их использования, и реализация программ энергосбережения. Экономия энергетических ресурсов на современном этапе развития экономики страны является наиболее действенным и эффективным направлением при решении всех задач, стоящих перед промышленностью.
В связи с этим такие задачи трубопроводного транспорта природных газов, как установление и поддержание оптимальных режимов работы газотранспортных систем, разработка и реализация мероприятий, направленных на повышение эффективности транспорта газов с сокращением энергетических затрат на его перекачку, уменьшение разного рода потерь газа в технологическом процессе и т. п., являются важнейшими и наиболее актуальными задачами отрасли. Это положение в значительной степени усиливается, если принимать во внимание непрерывный рост стоимости энергоресурсов, увеличение себестоимости транспорта газа и невозобновляемость его природных ресурсов.
Анализ существующего положения трубопроводного транспорта газов и оценка перспектив его дальнейшего развития показывают, что газотурбинный вид привода центробежных нагнетателей на компрессорных станциях и на ближайшую перспективу останется основным видом энергопривода компрессорных станций.
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ
Расчет ведется согласно 5
Выбор рабочего давления газопровода
Принимаем рабочее (избыточное) давление в газопроводе Р=7,35 МПа. Значения абсолютного давления на входе и выходе центробежного нагнетателя составят соответственно Рвс=5,1 МПа и Рнаг=7,46 МПа. Согласно принятому уровню давления и годовой производительности [5, таблица 3] принимаем условный диаметр газопровода Dy =1200 мм.
По газопроводу транспортируется газ следующего состава
Компонент |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
СО2 |
N2 |
Объемная доля, % |
98,4 |
0,070 |
0,010 |
0,100 |
1,100 |
Средняя температура грунта на глубине заложения оси газопровода составляет То=278 К, средняя температура воздуха ТВОЗД =283К. Газопровод прокладывается в смешанных грунтах Кср=1 Вт/(м2·К) [8]
Для строительства газопровода принимаем трубы Dн=1220 мм, ТХЗ изготовленные по ТУ 14-3р-04-94 из стали 12ГСБ.
Для принятого диаметра, значения расчетного сопротивления металла трубы и толщины стенки газопровода
,
где R1н — нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R1н =ув), ув=510 МПа [5, приложение А];
m - коэффициент условий работы, который зависит от категории трубопровода (IV категория) m=0,9 [7]; k1- коэффициент надежности по материалу, который зависит конструктивных особенностей принятой трубы, k1=1,4 [7]; kн- коэффициент надежности по назначению, kн=1,05 [7].
Толщина стенки газопровода
,
где Р - рабочее давление в трубопроводе, МПа;
пр — коэффициент надежности по нагрузке, который зависит от характера нагрузки и способа прокладки трубопровода; пр=1,1 [7];
R1- расчетное сопротивление металла трубы, МПа.
Принимаем стандартную толщину стенки трубы дн=15 мм [5, стр. 48].
Внутренний диаметр газопровода
1.2 Расчет свойств транспортируемого газа
1.2.1 Плотность газа при стандартных условиях
где a1,…ап - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа [5, приложение Б]; с1,… сп- плотность компонента при стандартных, условиях (Т=293К, Р=0,1013 МПа), кг/м3 [5, таблица 1].
1.2.2 Молярная масса
=
где М1,... Мn - молярная масса компонента, кг/кмоль [5, таблица 1].
1.2.3 Газовая постоянная
где =8314,4 - универсальная газовая постоянная, Дж/(кг·К).
1.2.4 Псевдокритические температура и давление
,
,
где РКРi, ТКРi – критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси, определяемые по [10].
1.2.5 Относительная плотность газа по воздуху
1.2.6 Суточная производительность газопровода
,
где QГ – плановый объем транспортируемого газа, млрд. м3/год;
КИ— оценочный коэффициент пропускной способности газопровода
,
где КРО - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ, КРО=0,98 [5, стр. 23];
КЭТ - коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур окружающей среды, КЭТ =0,98[5, стр. 23];
КНД - коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания, КНД =0,985[5, таблица 2].