- •Содержание
- •1 Магистральный газопровод
- •1.1 Назначение, классификация и состав магистральных газопроводов
- •1.2 Требования к прочности газопроводов и расчет прочности
- •1.2.1 Требования к трубам магистрального газопровода
- •1.2.2 Расчет прочности газопровода
- •1.3 Определение пропускной способности газопровода
- •1.3.1 Физические свойства природного газа
- •Молекулярная масса газа
- •1.3.2 Проверка пропускной способности газопровода
- •1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчет газопровода
- •1.5 Средняя скорость движения газа в газопроводе и суточная потеря газа при истечении его из отверстия в теле трубы.
- •1.6 Охранные зоны магистрального газопровода.
- •1.7 Запорная арматура
- •1.8 Эксплуатация линейной части магистрального газопровода
- •2 Компрессорная станция и
- •2.1 Газоперекачивающий агрегат
- •2.1.1 Выбор центробежного нагнетателя
- •2.1.2 Особенности эксплуатации эгпа
- •2.2 Определение количества пылеуловителей, установленных на кс
- •2.3 Определение количества аппаратов воздушного охлаждения (аво) газа
- •2.4 Назначение и устройство компрессорной станции
- •3 Регулирование производительности эгпа
- •3.1 Способы регулирования.
- •3.2 Гидропередача vorecon.
- •3.3 Расчет совместной работы эд, передачи Vorecon и цбн.
- •4 Автоматизация
- •4.1 Общие требования к системам автоматического управления магистральным газопроводом
- •4.2 Автоматизация газоперекачивающей станции с электроприводом
- •5 Технологическая часть
- •5.1 Система технического обслуживания и ремонта гпа
- •5. 2 Периодичность проведения ремонтов
- •5.3 Состав работ, выполняемых при ремонтах эгпа типа стд-12500-2
- •6 Охрана труда
- •6.1 Анализ условий труда
- •6.2 Техника безопасности
- •6.3 Пожарная безопасность кс
- •6.4 Расчет защитного заземления электродвигателя
- •7 Экономическая часть
- •7.1 Расчет годовой производственной программы кс
- •7.2 Расчет фонда оплаты труда
- •7.3 Расчет себестоимости компримирования газа
- •Заключение
- •Список использованных источников
1.3 Определение пропускной способности газопровода
1.3.1 Физические свойства природного газа
Таблица 1.4 - Средний состав газа на входе в газопровод
Компоненты |
%-ое содержание |
Молекулярный вес |
Ткр, К |
Ркр, МПа |
СН4 |
95,9 |
16,04 |
190,9 |
4,73 |
С2Н6 |
2,6 |
30,07 |
305,3 |
4,98 |
С4Н10 |
0,2 |
58,12 |
425 |
3,45 |
N2 |
1,1 |
28,02 |
125,6 |
3,46 |
СО2 |
0,2 |
44 |
304,3 |
7,28 |
Молекулярная масса газа
(1.12)
где Хi–весовая концентрация i–го компонента; i–молекулярный вес i–го компонента
Газовая постоянная
(1.13)
где R0 – универсальная газовая постоянная
Относительная плотность газа по воздуху
(1.14)
где в – молекулярная масса воздуха (в =28,96 кг/кмоль)
Плотность газа при нормальных условиях
(1.15)
где в – плотность воздуха (в =1,293 кг/м3)
Критические параметры газа
(1.16)
(1.17)
1.3.2 Проверка пропускной способности газопровода
Начальное давление на линейном участке между КС
(1.18)
где Pнаг – давление на выходе из нагнетателя; δРВЫХ - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (δРВЫХ ≤ 0,08 МПа согласно СТО Газпром 2-3.5-051-2006).
Конечное давление на линейном участке между КС
(1.19)
где Рвс – давление на входе в нагнетатель; ∆Рвс - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (∆Рвс ≤ 0,12 МПа согласно СТО Газпром 2-3.5-051-2006).
Средняя температура газа на линейном участке
(1.20)
где Т0 - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода, Т0 =278 К, Тн - температура газа на входе в линейный участок (303 – 313 К) принимаем ТН=303 K.
Коэффициент сопротивления трению в первом приближении
(1.21)
где kэ- эквивалентная шероховатость труб, kэ=3·10-5м
Коэффициент гидравлического сопротивления
(1.22)
где Е1 - коэффициент гидравлической эффективности, газопровод будет оборудован устройствами для очистки внутренней полости (Е1 =0,95).
Среднее давление на линейном участке
(1.23)
Коэффициент сжимаемости определим по приведенным параметрам, рассчитанным для средних параметров газа в трубопроводе
(1.24)
где ;
Пропускная способность однониточного участка газопровода без учёта рельефа трассы газопровода (при 293,15 К и 0,1013 МПа)
(1.25)
где l – длина участка газопровода l = 285 км.
Заданная пропускная способность газопровода q = 45 млн.м3/сутки, что меньше рассчитанной величины. Условие выполняется.
1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчет газопровода
Принимаем в качестве первого приближения значения λ = 0,01; ТСР = 290,5 К; ZСР = 0,844 из первого этапа вычислений
Определяем значение Рк в первом приближении
(1.26)
Среднее давление в трубопроводе
(1.27)
Средние значения приведенного давления и температуры
Удельная теплоемкость газа
(1.28)
где ;
;
;
.
Коэффициент Джоуля-Томсона
(1.29)
где ;
;
;
.
Рассчитываем коэффициент а по формуле
(1.30)
где Кср — средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Кср = 1 Вт/(м2·К).
Средняя температура с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона
(1.31)
Уточненные значения приведенной температуры ТПР и коэффициента сжимаемости Zcp
(1.32)
где ;
Коэффициент динамической вязкости
(1.33)
;
;
;
;
(1.34)
Коэффициенты λТР и λ (kэ=3·10-5м)
(1.35)
Конечное давление во втором приближении по формуле :
(1.36)
Относительная погрешность определения конечного давления составляет
Полученный результат меньше 3%, расчет можно считать законченным. Общие результаты расчетов представлены в таблице 1.5.
Таблица 1.5 – Результаты теплового и гидравлического расчета газопровода
Наименование параметра |
Значение |
Начальное давление рН, МПа |
7,72 |
Конечное давление рк, МПа |
6,48 |
Среднее давление рср, МПа |
7,138 |
Средняя температура Тср, К |
290,5 |
Теплоемкость газа Ср, Дж/(кг·К) |
2706 |
Коэффициент Джоуля-Томсона Di, К/Мпа |
4,107 |
Параметр а, км-1 |
3,79·10-3 |
Средний коэффициент сжимаемости Zср |
0,875 |
Динамическая вязкость газа µ, Па·с |
12,66·10-6 |
Число Рейнольдса Re |
30,69·106 |
Коэффициент сопротивления трения λтр |
9,4·10-3 |
Коэффициент гидравлического сопротивления λ |
0,0105 |