База книг в электронке для ЭНН УТЭК / примеры расчета оборудования КС и НПС

Добавил:

Peu09c Я студент Уфимского Топливно-Энргетического колледжа, к сожалению этот сайт для вузов, по этому я выбрал вуз связанный с нашим дальнейшим обучением. В этом профиле я скинул всю информацию которую собрал за 4 курса, да много всякого мусора, но кое что полезное в нем тоже можно найти. Все эти файли по специальности сооружения и эксплуатации ГНП и ГНХ, подходят для Факультета Тубопроводного Транспорта УГНТУ, по этому можете смело пользоваться. Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет

Предмет:

Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

Файл:

о б ъ ё м н

.pdf

Скачиваний:

248

Добавлен:

03.06.2018

Размер:

826.18 Кб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 23 / 53 4 5 > Следующая >>>

		М.: Недра, 2002.

		Окончание таблицы 2

1	2	3

46.	Ремонт резервуаров. Расчёт за-	1. Эксплуатация магистральных нефтепроводов: учебное
	щиты днища резервуара типа	пособие / под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – Тю-
	РВС групповыми протекторны-	мень: Тюменский ГНТУ, 2001.
	ми установками	2. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации
		нефтебаз и нефтепроводов: уч. пособие	для вузов	/
		П.И. Тугунов, В.Ф. Новосёлов, А.А. Коршак. – Уфа: Ди-
		заин-Полиграф Сервис, 2002.

47.	Ремонт цилиндров поршневых	1. Молчанов А.Г. Нефтепромысловые машины и меха-
	компрессоров	низмы / А.Г. Молчанов, Л.Г. Чигеров. – М.: Недра, 1976.
		2. Авербух Л.Б.Ремонт и монтаж бурового и нефтегазо-
		промыслового оборудования: учебное	пособие	/
		Л.Б. Авербух, Н.В. Калашников. – М.: Недра, 1976.
		3. Раабен А.А. Монтаж и ремонт бурового и нефтепро-
		мыслового оборудования / А.А. Раабен, П.Е. Шефахдин,
		Н.Х. Максутов. – М.: Недра, 1980.

48.	Аппарат воздушного охлажде-	1. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций
	ния, эксплуатация и ремонт	магистральных газопроводов / А.Н. Козаченко. – М.:
		Нефть и газ, 1999.
		2. Дятлов В.А. Оборудование, эксплуатация и ремонт ма-
		гистральных газопроводов: учебник для техникумов /
		В.А. Дятлов, В.М. Михайлов, Е.И. Яковлев. – М.: Недра,
		1990.

49.	Гидравлические испытания тех-	1) Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций
	нологических компрессоров КС	магистральных газопроводов / А.Н. Козаченко. – М.:
		Нефть и газ, 1999.
		2. Актабаев Э.В. Сооружение компрессорных и нефтепе-
		рекачивающих магистральных трубопроводов / Э.В. Ак-
		табаев, О.А. Атаев. – М.: Недра, 1979.

50.	Техническое обслуживание и	1. Компрессоры воздушные и газовые с прямоугольным
	ремонт компрессоров 7ВП-	расположением цилиндров. Техническое описание и ин-
	20/22094	струкция по эксплуатации. – Краснодар: ККЗ, 1986.
		2. Техническое обслуживание и ремонт компрессоров /
		Н.А. Ястребова, А.Н.Кондаков, Б.А. Спектор и др. – М.:
		Машиностроение, 1991.
		3. Дуров В.С. Эксплуатация и ремонт компрессоров и
		насосов: справочное пособие / В.С. Дуров, З.З. Рахмиле-
		вич, Я.С. Черняк. – М.: Химия, 1980.
		4. Зенкин А.С. Восстановление деталей машин: справоч-
		ное пособие / А.С. Зенкин. – М.: Машиностроение, 1989.

3. Примеры расчета оборудования НС и КС

3.1 Расчет режима работы компрессорного цеха

При расчете режима работы компрессорного цеха необходимо определить значения следующих основных параметров:

–производительность нагнетателя;

–давление газа на входе в КЦ;

–температура газа на входе в КЦ;

–коэффициент сжимаемости газа;

–газовая постоянная компремируемого газа;

–плотность газа в условиях входа его в нагнетатель;

–объёмная производительность нагнетателя;

–частота вращения ротора нагнетателя;

–приведенная объёмная производительность;

–приведенная частота вращения ротора нагнетателя;

–степень сжатия нагнетателя;

–приведенная относительная внутренняя мощность нагнетателя;

–внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем;

–мощность, потребляемая нагнетателем;

–проверить удалённость режима работы нагнетателя от границы помпажа;

–располагаемая мощность;

–давление нагнетателя;

–температура газа на выходе из ЦБН;

–расход топливного газа.

Рассмотрим методику расчета на примере одного полнонапорного нагнетателя 235-21-1 и для одной группы неполнонапорных нагнетателей 370-18-1.

При стандартных условиях, температура Т = 293 К и давление Р = 0,1013 МПа, производительность полнонапорного одного нагнетателя Qнагн, млн.ст.м3/cт:

				Q н а г н		Q
							,
							,
						n м а ш
где	nмаш – количество рабочих нагнетателей, обеспечивающих заданную
	пропускную способность, пмаш = 6;
	Q			9 8 , 0 9	1 6 , 3 5 м л н .с т . м 3			/ с у т .
	Q	н а г н			1 6 , 3 5 м л н .с т . м 3			/ с у т .
		н а г н	6
			6

Производительность одной группы неполнонапорных нагнетателей Qнагн

млн.ст.м3/cуm:

		Q
Q	н а г н		,
	н а г н	n
		n	Г Р
			Г Р

где

пГР

– количество рабочих групп нагнетателей, обеспечивающих задан-

ную пропускную способность, пГР = 3;

9 8 , 0 9

3 2 , 7 м л н .с т . м 3 / с у т .

н а г н

Давление газа на входе в КЦ Рвс, МПа:

в с

в х о д а

где

Рк

– конечное давление на участке газопровода, МПа, Рк = 5,6 МПа;

δРвхода

– потери давления в пылеуловителях и входном шлейфе КЦ, МПа.

Для одноступенчатой очистки и газопроводов диаметром 1420

δPвx=0,12 МПа.

Рвс= 5,6 – 0,12 = 5,48 МПа.

Температура газа на входе в КЦ Твс = 277 К.

Определяем коэффициент сжимаемости zвc при параметрах Рвс и Твс на входе в

нагнетатель:

0 , 0 2 4 1

П Р

В С

где

РПР

–

приведенное давление;

П Р

в с

к р

где

Ркр

–

критические давление, МПа, Ркр=4,63 МПа;

П Р

5 , 4 8

4 , 6 3 1,1 8 ;

τ– температурный коэффициент:

1 1, 6 8 T

П Р

0 , 7 8 Т 2

0 , 0 1 0 7 Т 3

П Р

где

ТПР

–

приведенная температура:

П Р

в с

/ Т

к р

где

Ткр

–

температура газа, К; Ткр=198,71 К.

Т П Р 2 7 7 / 1 9 8 , 7 1 1, 3 9 .

Газовая постоянная компремируемого газа R, Дж/кг·К:

R B

с т

где

– газовая постоянная воздуха, Дж/кг·К, RB=268,8 Дж/кг·К;

ст

– относительная плотность воздуха при стандартных условиях,

ст = 0,594:

Если Rв=29,27

кг м

кг К

R	2 6 8 , 8	4 5 2 , 5	к г м
R		4 5 2 , 5	.
	0 , 5 9 4		к г К

, то

R	2 9 , 2 7	4 9 , 3	к г м	.
			к г К
	0 , 5 9 4

Плотность газа в условиях входа его в нагнетатель γвс, кг/ст.м3:

					Р			1 0		6
					Р		в с	1 0			,
											,

		в с		R		T			z
				R		T		в с	z		в с
								в с			в с
	5 , 4 8			1 0		6
	5 , 4 8			1 0					5 0 , 8 к г / м			3	.
												3
в с
в с	4 5 2 , 5		2 7 7		0 , 8 6
	4 5 2 , 5		2 7 7		0 , 8 6

Объёмная производительность нагнетателя Qобъёмн, м3/мин, при параметрах входа Рвс, МПа, и Твс, К:

0 , 2 4

н а г н

в с

о б ъ ё м н

в с

0 , 2 4

1 6 , 3 5 0 , 8 6

2 7 7

1 7 0 , 5 8

о б ъ ё м н

5 , 4 8

Объёмная производительность группы нагнетателей раметрах входа Рвс, МПа, и Твс, К

Q		0 , 2 4	3 2 , 7	0 , 8 6	2 7 7	3 4 1, 2
Q	о б ъ ё м н 1					3 4 1, 2
	о б ъ ё м н 1		5 ,	4 8
			5 ,	4 8

м	3	/ м и н .

Qобъёмн1, м3/мин, при па-

м3/мин.

Задаёмся частотой вращения ротора нагнетателя в зависимости от номинальной частоты вращения пн, об/мин, в диапазоне: 0,7·пн < п < 1,05·пн. Из характеристики нагнетателя находим, что пн = 4800 об/мин. Задаёмся п = 0,84·nн.

Следовательно п = 4032 об/мин.

Приведенная объёмная производительность Qnp, м3/мин:

Q		Q		n н	,
	п р		о б ъ ё м н
				n

где Qобъёмн – объёмная производительность нагнетателя, м3/мин,					Qобъ-
ёмн = 170,58 м3/мин;
Q		1 7 0 , 5 8	4 8 0 0	2 0 3 ,1 м 3 / м и н .
	п р
		4 0 3 2

Приведенная частота вращения ротора нагнетателя[n/nн]np:

n

n

	n		z	п р		R	п р	Т		п р
	n			п р			п р				,

						R T
п р	n	н		z	в с	R T			в с
п р		н			в с				в с

где	п	–	выбранная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;
	znp,Tnp,Rnp	–	параметры газа из характеристики, составленной для данного
			нагнетателя;

n

n

п р

4 0 3 2	0 , 8 8 8 5 1, 8	2 8 3	0 , 8 7 3 .
	0 , 8 6 4 9 , 3	2 7 7
4 8 0 0

Степень сжатия нагнетателя находим из характеристики для данного нагнетателя по Qnp и [n/nн]np. Из графика находим, что ε= 1,375.

Приведенную относительную внутреннюю мощность нагнетателя и политропический КПД находим из характеристики нагнетателя в зависимости от Qпр:

– приведенная относительная внутренняя мощность нагнетателя

	N



п р

кВ т

кг / м

	N	i	2 1 5	к В т
	,	i				;
3	,			к г / м	3	;
		н	п р	к г / м
		н

– политропический КПД п о л							,	п о л	0 , 8 2 .

Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем Ni , кВт:

п р

где

γн

– плотность газа в нагнетателе, кг/ст.м3; γн = 50,8 кг/ст.м3;

N i

2 1 5 5 0 ,

6 4 7 3 к В т .

4 8 0 0

4 0 3 2

Мощность, потребляемая нагнетателем N, кВт:

N i

0 , 9 5 м

где

ηм

– механический КПД привода, ηм = 0,99;

6 4 7 3

6 8 8 3 к В т .

0 , 9 5 0 , 9 9

Удалённость режима работы нагнетателя от границы определяется по следующему условию:

где

	Q	m i n
	Q	п р
		п р

Q		п р	1,1	,

		m i n
Q
	п р

–минимальное значение приведенной объёмной производительно-

3	m i n	3
сти, взятое из характеристики, м /мин, Q	п р	= 180 м /мин;

2 0 1, 3	1,1 2 8	1,1 .
	1,1 2 8	1,1 .
1 8 0

Сравнивая полученную потребляемую мощность нагнетателя N=7387 кВт с номинальной мощностью Neн = 10000 кВт, получаем следующее:

N<Neн;

6883 < 10000.

Необходимо выполнить расчёт располагаемой мощности Nераспол, кВт, исходя из условий:

N	N	р а с п о л	1,1 5 N	н	;
		e		e

(1)

Располагаемая мощность ГТУ

N	р а с п о л	N	н	К
	е		e		н

NК

р а с п о л е

о б	К

, кВт:

	1	К		Т		Т	н	Р		,
	1	К			3		3		а т	,
					3		3		а т
у			t			Т 3		0 ,1 0 1 3
						Т 3		0 ,1 0 1 3

где	Neн	– номинальная мощность ГТУ, кВт, Neн = 10000 кВт;
	Кн	– коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ,
			Кн = 0,95;
	Kt	–	коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного
			воздуха; Kt =3,7;
	Коб	–	коэффициент, учитывающий противообледелительной системы,
			Коб= 1;
	Ку	– коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла
			выхлопных газов, Ку = 0,985;
	Т3н	– номинальная температура на входе в ГТУ, К; Т3н = 288 К;
	Т3	– расчётная температура на входе в ГТУ, К:
			Т3 = Та + δТа,
где	Та	– среднегодовая температура окружающего воздуха, К;
			Та =273,35 К;
	δТа	– поправка на изменчивость климатических параметров и местный
			подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ, К, δTa = 5 К;
			Т3 = 273,35 + 5 = 278,35 К.
	Ра	– расчётное давление наружного воздуха, МПа, Ра = 0,0987 МПа;

N	р а с п о л	1 0 0 0	0 , 9 5	1 0 , 9 8 5	1 3 , 7	2 7 8 , 3 5 2 8 8	0 , 0 9 8 7
	е
						2 7 8 , 3 5	0 ,1 0 1 3

Исходя из полученного значения	N	е	видно, что условие
		р а с п о л

то есть:

6883 < 10287 < 11500

Давление на выходе нагнетателя Рвых, МПа:

(1)

0 2 8 7

кВт.

выполняется,

Р	в ы х	Р	в с	,
	в ы х		в с

где Рвс – давление на всасе, МПа, Рвс = 5,48 МПа;

ε– степень сжатия нагнетателя, ε = 1,375;

Рвых = 5,48 ·1,375 = 7,535 МПа.

Температура газа на выходе из ЦБН Твых, К:

								0	, 2 3 5
		Т			Т					п о л	,
			в ы х			в с
							0 , 2 3 5
Т		2 7 7		1, 3 7 5			0 ,8 2			3 0 3 , 5 К .
Т	в ы х	2 7 7		1, 3 7 5						3 0 3 , 5 К .
	в ы х

Расход топливного газа на КЦ qтг, тыс.ст.м3/час:

q т г q тн г

	N			Т 3	Р а
0 , 7 5		0 , 2 5				,
	н			н
	N e		Т 3		0 ,1 0 1 3

где

qтгн

– номинальный расход топливного газа, тыс.ст.м3/час;

8 6 0

т г

м а ш

1 0

где

Qнр

– низшая теплотворная способность газа, ккал/ст.м3,

Qнр = 11679 ккал/ст.м3;

ηен

– номинальный КПД ГПА, ηен =0,29;

	q	н
	q	т г
		т г

q т г 1 2 , 7 0 0 , 7 5

	8 6 0 1 0 0 0 0				5 1 2 ,
	0 , 2 9 1 1 6 7 9 1 0		3



	7 3 8 7	0 , 2 5		2 7 8 , 3 5
1 0 0 0 0
					2 8 8

7 тыс.ст.м3/час;
0 , 0	9 8 7		тыс.ст.м3/час.
		1 0 , 0 8
0 ,1	0 1 3	1 0 , 0 8
0 ,1	0 1 3

3.1.1 Расчет группы неполнонапорных нагнетателей 370-18-1 первой ступени

Задаёмся частотой вращения ротора нагнетателя в зависимости от номинальной частоты вращения пн, об/мин в диапазоне: 0,7пн <п< 1,05пн Из характеристики нагнетателя находим, что пн = 4800 об/мин. Задаёмся п = 0,85пн.

Следовательно п = 4080 об/мин.

Приведенная объёмная производительность Qnp, м3/мин:

где Qобъёмн – объёмная производительность нагнетателя, м3/мин, Qобъёмн = 341,2 м3/мин;

Q п р 3 4 1, 2 4 8 0 0 4 0 1, 4 м3/мин. 4 0 8 0

Приведенная частота вращения ротора нагнетателя [n/nн]np

где п

znp,Tnp,Rnp

zвc, Твс, R

п р

R T

п р

в с

–выбранная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

–параметры газа из характеристики, составленной для данного нагнетателя;

–параметры газа;

n

n

п р

4 0 8 0	0 , 9	5 0	2 8 8		0 , 8 9 .
	0 , 8 6
4 8 0 0		4 9 , 2 8		2 7 7

Степень сжатия нагнетателя находим из характеристики для данного нагнетателя по Qnp и [n/nн]np. Из графика находим, что ε= 1,185.

Приведенную относительную внутреннюю мощность нагнетателя, и поитропический КПД находим из характеристики нагнетателя в зависимости от Qпр:

– приведенная относительная внутренняя мощность

нагнетателя

	N



п р

3	N i
кВт/кг/м ,				2 0 3 ;
кВт/кг/м ,		н		2 0 3 ;
		н	п р

– - политропический КПД ηпол, ηпол=0,84,

Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем Ni, кВт:

			3
		n	,
	н
		n н
п р

где	γн	– плотность газа в нагнетателе, кг/ст.м3, γн = 48,4 кг/ст.м3;
				4 0 8 0
		N i	2 0 3 4 8 , 4		6 3 3 3 к В т .
		N i	2 0 3 4 8 , 4	4 8 0 0	6 3 3 3 к В т .
				4 8 0 0

Мощность потребляемая нагнетателем N, кВт:

N	N	i	,

	0 , 9 5		ì

370-18-1; ηм = 0,99;

кВт.

Удалённость режима работы нагнетателя от границы определяется по следующему условию:

		Q		п р	1,1	,
				п р
				m i n
		Q		m i n
		Q	п р
			п р
где	Qnpmin	– минимальное значение приведенной объёмной производитель-
		ности, взятое из характеристики, м3/мин, Qnpmin = 300 м3/мин.
		4 0 1, 4		1, 3 3 8		1,1 .
				1, 3 3 8		1,1 .
		3 0 0

Условие выполняется, следовательно помпажа не возникнет.

Необходимо выполнить расчёт располагаемой мощности Nераспол, кВт, исходя из ниже перечисленных условий

где

	N	р а с п о л
	N	e
		e

	N	í
	N	e
		e

Кн

N N eр а с п о л 1,1 5 ен . ,

–располагаемая мощность ГТУ, кВт;

р а с п о л

1 К

а т

о б

Т 3

0 ,1 0 1 3

– номинальная мощность ГТУ, кВт,	N e	= 10000 кВт;
	í

–коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ,

Кн = 0,95;

	Kt	– коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного
		воздуха, Kt, = 3,7;
	Коб	– коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной
		системы, Коб =0,9;
	Ку	– коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации теп-
		ла выхлопных газов, Ку = 0,985;
	Т3н	– номинальная температура на входе в ГТУ, К; Т3н = 288 К;
	Т3	– расчётная температура на входе в ГТУ, К,
		Т3 = Та + δТа,
где	Та	– среднегодовая температура окружающего воздуха, К,
		Та =273,35 К;
	δTa	– поправка на изменчивость климатических параметров и мест-
		29

ный подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ, К; δTа = 5 К; T3 = 273,35 + 5 = 278,35 К;

Ра – расчётное давление наружного воздуха при h=100м, МПа,

Ра = 0,0987 МПа;

N	р а с п о л	1 0 0 0 0	0 , 9 5	0 , 9	0 , 9 8 5	1 3 , 7	2 7 8 , 3 5 2 8 8	0 , 0 9 8 7
	e
							2 7 8 , 3 5	0 ,1 0 1 3

Исходя из полученного значения	N e	видно, что условие
	р а с п о л

то есть:

6717<9258<11500.

Давление на выходе из нагнетателя Рвых, МПа:

9 2 5 8

кВт.

(24) выполняется,

		Р	в ы х	Р	в с	,
			в ы х		в с
где	Рвс	– давление на всасе, МПа, Рвс = 5,48 МПа;

ε– степень сжатия нагнетателя, ε =1,185;

Рвых = 5,48·1,185 = 6,49 МПа.

Температура газа на выходе из ЦБН Твых, К:

				0 , 2 3 5
Т		Т			п о л	,
					п о л
	в ы х		в с

Твых =277·1,1850,235/0,84 =290,5 К.

Расход топливного газа на КЦ qтг, тыс.ст.м3/час:

			н		N			Т
q		q	н	0 , 7 5			0 , 2 5
q		q		0 , 7 5			0 , 2 5
	т г		т г		N	н		Т
					N	e		Т
						e

3	Р	а
			,

н	0 ,1 0 1 3
3

где	qтгн	– номинальный расход топливного газа, тыс.ст.м3/час:
					н	8 6 0 N eн				n м а ш ,
					q т г
					q т г	н	Q р 1 0 3
						е			н
где	Qнр	– низшая теплотворная способность газа, ккал/ст.м3; Qнр =11679
		ккал/ст.м3;
где	ηен	– номинальный КПД ГПА, ηен =0,29;
	nмаш	– количество рабочих машин, nмаш = 3;
		q тн г		8 6 0 1 0 0 0 0					3 7 , 6 2 тыс.ст.м3/час;

				0 , 2 9 1 1 6 7 9 1 0				3
				0 , 2 9 1 1 6 7 9 1 0
											0 , 0 9 8 7
			6 7 1 7					2 7 8 , 3 5			0 , 0 9 8 7		тыс.ст.м3/час.
	q т г	7 , 6 2 0 , 7 5			0 , 2 5							5 , 6 6
	q т г	7 , 6 2 0 , 7 5	1 0 0 0 0		0 , 2 5			2 8 8			0 ,1 0 1 3	5 , 6 6
			1 0 0 0 0					2 8 8			0 ,1 0 1 3

Расчет второй ступени проводится аналогично.

<<< < Предыдущая 1 23 / 53 4 5 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке База книг в электронке для ЭНН УТЭК

#
03.06.20183.04 Mб787.pdf
#
03.06.201828.58 Mб154korshak_a_a_kompressornye_stantsii_magistral_nykh_gazoprovod.djvu
#
03.06.20181.5 Mб94salnikov_metody_stroitelstva_podvodnyh_perehodov_gazonefteprovodov_na_rekah_2009_1.pdf
#
03.06.20183.34 Mб441Бунчук Транспорт и хранение нефти и газа.pdf
#
03.06.201840.03 Mб569газотурбинные установки.pdf
#
03.06.2018826.18 Кб248примеры расчета оборудования КС и НПС.pdf
#
03.06.201811.69 Mб441проектирование и эксплуатация нефтебаз и азс.pdf
#
03.06.20181.41 Mб102проэфктирование систем пожаротушения.pdf
#
03.06.2018633.85 Кб113Установки протекторной защиты.pdf
#
03.06.20187.67 Mб282Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов.pdf
#
03.06.20183.9 Mб140эксплуатация оборудования нпс.pdf