Выбор рабочего давления газопровода и определение диаметра газопровода. Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций. Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между компрессорными станциями.
При низкой оригинальности работы "Проектирование компрессорной станции магистрального газопровода и расчет режима работы", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
При движении газа изза разного рода гидравлических сопротивлений по длине трубопровода происходит падение его давления, что приводит к снижению пропускной способности газопровода. Поэтому транспортировать газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя. Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа и обеспечения его оптимального давления в трубопроводе по трассе газопровода устанавливаются компрессорные станции (КС). Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.1.1.1 Принимаем рабочее (избыточное) давление в газопроводе p=7,35 МПА. Значения абсолютного давления на входе и выходе центробежного нагнетателя составят соответственно рвс=5,1 МПА и рнаг=7,46 МПА. 3 принимаем условный диаметр газопровода Dy =1400 мм. 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) [9] 1.1.2 Для строительства газопровода принимаем трубы Dн=1420 мм Челябинского трубного завода, изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ[1, с.1.2.1 Плотность газа при стандартных условиях по формуле (2) 1.2.4 Псевдокритические температура и давление по формулам (5) и (6) где Ркрі, Ткрі - критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси, определяемые по ГОСТ 30319.1 [1, c. , где ки-коэффициент использования пропускной способности газопровода, который вычисляется по формуле (8) , 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. Кэт - коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур.25], по формулам (12) и (13) определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между КС 1.3.2 Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной ТН=303K, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке 1.3.3 В первом приближении, полагая режим течения газа квадратичным, коэффициент сопротивления трению определяется по формуле (17) где кэ-эквивалентная шероховатость труб, кэ=3·10-5м [7]. 1.4.7 Рассчитываем коэффициент ат по формуле (27) где кср - средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м2·К). , , 1.4.10 Рассчитываем коэффициент динамической вязкости по формуле по формуле (28) и число Рейнольдса по формуле (16)Газотурбинная установка выполнена по простому циклу, трехвальной, с прямоточным движением рабочего тела и осевым входом в компрессор. Агрегат размещают в легкосборном индивидуальном здании (укрытии) с разделительной стенкой между помещениями ГТУ и нагнетателя. Особенности конструкции (бесподвальность, блочность, заводская готовность блоков, укрупнение мощностей сопутствующего станционного оборудования и др.) улучшают строительные технико-экономические показатели КС (увеличение плотности застройки на 35 - 40 %, сокращение объема строительно-монтажных работ и трудоемкости строительства на 40 - 50 %). Турбокомпрессорная группа включает в себя: осевой компрессор, выполненный по двухкаскадной схеме и состоящий из двух компрессоров (низкого и высокого давления), турбины высокого и низкого давления для привода этих компрессоров, силовую турбину для привода нагнетателя, кольцевую камеру сгорания. Корпус опорно-упорного подшипника ротора высокого давления расположен внутри корпуса камеры сгорания, поэтому он снабжен развитой системой воздушного охлаждения с использованием воздуха за 3-й ступенью КНД.Типовая технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для обеспечения приема на станцию транспортируемого по газопроводу технологического газа, его очистки от механических примесей и капельной жидкости в специальных пылеуловителях, распределения потоков газа по газоперекачивающим агрегатам с обеспечением их оптимальной загрузки, возможности охлаждения газа после его компримирования перед подачей в газопровод, вывода цеха для работы на «станционное кольцо» при пуске и остановке, а также транзитного прохода транспортируемого газа по магистральному газопроводу, минуя КС. Газ от узла подключения станции к газопроводу поступает на вход КС через кран №7 и проходит на установку очистки газа, где очищается от механических примесей в пылеуловителях. После сжатия в компрессорном цехе газ подается на установку охлаждения, состоящую из параллельно соединенных аппаратов воздушного охлаждения АВО, затем через кран №8 и узел подключения КС к газопроводу возвращается в магистраль. Согласно нумерации все краны на площадке КС разбиты на две группы - общестанционные краны и краны обвязки нагнетателей.
План
Содержание
Введение
1. Определение исходных расчетных данных
1.1 Выбор рабочего давления газопровода и определение диаметра газопровода
1.2 Расчет свойств транспортируемого газа
1.3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций
1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями
