Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов, Методичка
.pdfТаблица 6
Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета первого участка газопровода
Наименование расчетного параметра |
Второе |
Третье |
|||
приближение |
приближение |
||||
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
Конечное давление рК, МПа |
5,318 |
5,232 |
|||
Среднее давление рСР, МПа |
6,349 |
6,312 |
|||
Приведенная температура ТПР |
1,504 |
1,539 |
|||
Приведенное давление рПР |
1,369 |
1,361 |
|||
Удельная теплоемкость газа СР, |
кДж |
2,728 |
2,705 |
||
|
|
||||
кг К |
|||||
|
|
|
|||
Коэффициент Джоуля-Томсона Di, К/МПа |
3,707 |
3,549 |
|||
Параметр at |
2,155·10-3 |
2,174·10-3 |
|||
Средняя температура ТСР, К |
297,1 |
297,13 |
|||
Средний коэффициент сжимаемости ZCР |
0,891 |
0,890 |
|||
Динамическая вязкость μ, Па · с |
12,35·106 |
12,34·10-6 |
|||
|
|
|
|||
Число Рейнольдса Re |
55,02·106 |
55,06·106 |
|||
|
|
|
|||
Коэффициент сопротивления трения λТР |
0,00909 |
0,00909 |
|||
Расчетный коэффициент гидравлического |
0,0106 |
0,0106 |
|||
сопротивления λ |
|||||
|
|
||||
|
|
|
|||
Конечное давление р΄К, МПа |
5,232 |
5,235 |
|||
Относительная погрешность по давлению δ, в % |
1,6 |
0,057 |
|||
|
|
|
|
|
3.15. Уточняем среднее давление по формуле (28):
|
|
|
2 |
|
|
5,235 |
2 |
|
|
|
|
|
|
рСР |
|
|
7,28 |
|
|
|
|
|
6,313 МПа. |
|
|
||
3 |
7,28 5,235 |
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
3.16. По формуле (41) определяется конечная температура газа |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
7,282 5,2352 |
|
Т |
К |
278 (303 278) е 2,17410 |
103,61 3,549 |
|
|
||||||||
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 2,174 10 3 103,61 6,313 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
(1 е 2,17410 3 103,61) 291,49 |
|
К. |
|
|
|
На этом этапе уточненный тепловой и гидравлический расчет первого участка газопровода можно считать завершенным.
Далее проводятся аналогичные расчеты для остальных участков МГ. Результаты расчетов заносятся в таблицу.
31
4. Расчет режима работы КС
На компрессорных станциях газопровода установлены газотурбинные агрегаты ГПА-Ц-16, оборудованные центробежными нагнетателями ГПА-Ц-16/76.
Характеристики нагнетателя и газотурбинного привода приведены в таблицах 4 и 5.
По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление рВС и температуру ТВС газа на входе в центробежный нагнетатель:
рВС = рК – рВС = 5,235 – 0,12 = 5,115 МПа;
ТВС Т К 291,49 К.
4.1.По формулам (25) и (26) вычисляем значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания при р = рВС и Т = ТВС:
рПР |
рВС |
|
5,115 |
1,103 , |
Т ПР |
|
Т ВС |
|
|
291,49 |
1,509 . |
|
рПК |
4,637 |
Т ПК |
193,049 |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
4.2. Рассчитываем по формуле (24) коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания
ZСР |
1 |
|
|
|
0, |
0241 1,103 |
|
0,904 . |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
1, 68 |
1,509 |
0, |
78 1,509 |
2 |
0, 0107 |
3 |
|||
|
1 |
|
1,509 |
4.3. По формулам (46), (47) и (48) определяем плотность газа ρВС, требуемое количество нагнетателей mН и производительность нагнетателя при условиях всасывания QВС:
|
|
ВС |
0,679 |
|
5,115 293 1 |
|
|
38,123 кг/м3; |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
0,1013 291,49 0,904 |
|
|||||||
|
mН |
94,37 |
2,89 , значение mН округляем до mН = 3; |
||||||||||||
|
32,6 |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
QКС |
|
|
|
СТ |
|
94,37 106 |
|
0,679 |
|
3 |
|
Q |
ВС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
389,1 м /мин. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
24 |
60 mН |
ВС |
|
24 60 3 |
|
38,123 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
32
4.4. Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем QПР и [n/nН]ПР. Результаты вычислений приведены в таблице 7.
Таблица 7
Результаты расчета QПР и n/n ПР
Частота |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
вращения |
|
n |
|
|
nН |
QПР |
|
nН |
QВС |
n |
|
n |
|
|
zПР RПР ТПР |
|
|
||||
|
|
|
nН |
|
|
|
|
|
|
|
nн |
|
|
zВС R ТВС |
|
|
|||||
n, мин |
1 |
|
|
n |
|
|
n |
|
nН ПР |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
3750 |
|
0,765 |
1,307 |
|
508,6 |
|
|
|
|
|
0,752 |
|
|
||||||||
4000 |
|
0,816 |
1,225 |
|
476,6 |
|
|
|
|
|
0,802 |
|
|
||||||||
4500 |
|
0,918 |
1,089 |
|
423,7 |
|
|
|
|
|
0,902 |
|
|
||||||||
5000 |
|
1,020 |
0,980 |
|
381,3 |
|
|
|
|
|
1,003 |
|
|
||||||||
5560 |
|
1,135 |
0,881 |
|
342,8 |
|
|
|
|
|
1,116 |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Полученные точки QПР – n / nН ПР наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рис. 2).
4.5. Вычисляем по формуле (49) требуемую степень повышения давления
5,1157,45 1,46 .
По характеристике нагнетателя (рис. 2) определяем расчетные значения приведенных параметров. Для этого проводим горизонтальную линию из 1,46 до линии режимов и находим точку пересечения (А). Восстанав-
ливая |
перпендикуляр из |
этой точки до пересечения с горизонтальной |
осью, |
находим QПР 390 |
м3/мин. Аналогично определяем пол 0,85 и |
Ni / ρВС ПР 390 кВТ/(кг/м3).
4.6.Определяем расчетную частоту вращения вала нагнетателя по фор-
муле (51)
n4900 389390,1 4888 мин–1.
4.7.По формуле (50) рассчитываем внутреннюю мощность, потребляе-
мую ЦН:
|
|
4888 |
3 |
|
Ni |
38,123 390 |
|
|
14759 кВт. |
|
||||
|
|
4900 |
|
33
Рис. 2. Приведение характеристик нагнетателя ГПА-Ц-16/76 [10]
34
4.8. С учетом того, что механические потери мощности составляют 1 % от номинальной мощности ГТУ, по формуле (52) определяем мощность на муфте привода.
Ne 14759 150 14909, кВт.
4.9. По формуле (53) вычисляем располагаемую мощность ГТУ.
P |
|
|
|
283 288 |
|
|
|
|
Ne |
16000 0,95 1 1 1 |
2,8 |
|
|
|
1 |
15952 кВт. |
|
283 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
4.10.Проверяем условие Nc NeP . Условие 14909 < 15952 выполняется.
4.11.По формуле (54) определяем температуру газа на выходе ЦН:
1,31 1
Tнаг 291,49 1,461,1310,848 323,9 К.
35
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПО ДИСЦИПЛИНЕ «ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ»
Тема курсовой работы – «Технологический расчет магистрального газопровода»
Целью расчета является решение следующих задач:
1)определение основных физических свойств транспортируемого природного газа;
2)выбор основного оборудования (ГПА, нагнетатель, АВО, ПУ);
3)обоснование выбора диаметра или числа ниток МГ;
4)определение необходимого числа КС и расстановка их по трассе газопровода;
5)выполнение уточненного гидравлического и теплового расчетов линейных участков МГ;
6)расчет режима работы КС;
7)определение аккумулирующей способности последнего участка газо-
провода.
Объем расчетно-пояснительной записки – 25–30 страниц, графическая часть – 1 лист формата А1.
Принятые обозначения:
QГ – годовая производительность МГ, млрд м3/год; Q – суточная производительность, млн м3/сут;
D – внутренний диаметр газопровода, мм; L, l1, l2 – длина МГ, участков, км;
рНАГ – давление на выходе КС, МПа; рН – давление в начале участка МГ, МПа;
РК – давление в конце участка МГ, МПа; ТНАГ – температура на выходе КС, К;
ТН, ТК – температура в начале и в конце участка МГ, К; Т0 – температура грунта на глубине заложения газопровода, К.
36
|
|
|
|
|
|
Таблица 8 |
|
|
|
|
Исходные данные к курсовой работе |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
№ |
Месторождение |
Годовая |
Диаметр |
Длина |
|
|
|
производительность QГ, |
трубопровода |
газопровода |
Специальный вопрос |
|
||
|
варианта |
природного газа |
|
||||
|
млрд м3/год |
D, млрд м3/год |
L, км |
|
|
||
|
|
|
|
|
|||
|
1 |
Уренгойское |
30 |
|
1000 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
Ямбургское |
28 |
|
950 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
Медвежье |
26 |
|
900 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
Заполярное |
25 |
|
850 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
Тазовское |
24 |
|
800 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6 |
Губкинское |
22 |
|
750 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7 |
Комсомольское |
20 |
|
700 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
Юбилейное |
18 |
|
650 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
37 |
|
|
|
|
|
|
|
9 |
Бованенковское |
16 |
|
600 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10 |
Уренгойское |
80 |
1400 |
520 |
Определить оптимальное число ниток |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
11 |
Заполярное |
14 |
|
550 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12 |
Тазовское |
12 |
|
450 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13 |
Ямбургское |
10 |
|
800 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14 |
Губкинское |
8 |
|
380 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15 |
Юбилейное |
6 |
|
720 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
16 |
Комсомольское |
9 |
|
420 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
17 |
Медвежье |
11 |
|
760 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
18 |
Заполярное |
13 |
|
440 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
19 |
Уренгойское |
60 |
1200 |
480 |
Определить оптимальное число ниток |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20 |
Ямбургское |
13 |
|
720 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
21 |
Бованенское |
15 |
|
480 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Окончание табл. 8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
22 |
Губкинское |
17 |
|
500 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
23 |
Юбилейное |
19 |
|
540 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
24 |
Тазовское |
21 |
|
520 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
25 |
Медвежье |
23 |
|
620 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
26 |
Ямбургское |
25 |
|
640 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
27 |
Уренгойское |
27 |
|
680 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
28 |
Заполярное |
29 |
|
760 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
29 |
Юбилейное |
31 |
|
820 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
30 |
Губкинское |
84 |
1400 |
500 |
Определить оптимальное число ниток |
|
|
|
|
|
|
|
|
31 |
Тазовское |
26 |
|
960 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
32 |
Медвежье |
28 |
|
1200 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
33 |
Ямбургское |
30 |
|
1300 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
38 |
|
|
|
|
|
|
34 |
Бованенковское |
64 |
1200 |
1000 |
Определить оптимальное число ниток |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
35 |
Уренгойское |
12 |
|
1400 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
36 |
Заполярное |
14 |
|
1500 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
37 |
Комсомольское |
16 |
|
820 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
38 |
Юбилейное |
18 |
|
980 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
39 |
Губкинское |
20 |
|
110 |
Определить оптимальный диаметр МГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
40 |
Тазовское |
70 |
1400 |
1200 |
Определить оптимальное число ниток |
|
|
|
|
|
|
|
Примечания: 1. Трассой задаться самостоятельно
2.Рельеф спокойный.
3.Давление в конце МГ принять рК = 2 МПа.
ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ ПО КУРСУ «ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ»
1. Расчет сложных газопроводов
Любую сложную газопроводную систему можно разбить на элементы, к каждому из которых можно применить расчетные зависимости для простых газопроводов при выполнении в узловых точках следующих условий: равенство давлений, сохранение массы газа (уравнение неразрывности) и его теплосодержания.
При использовании данного способа рассчитываемый участок разбивается на подучастки с постоянным диаметром. Расчет производится последовательным переходом от одного подучастка к другому по направлению течения газа. Давление и температура газа в конце предыдущего подучастка являются начальными для последующего участка. Такой поэтапный способ расчета является наиболее точным, но достаточно трудоемким.
Во многих случаях процесс расчета сложного трубопровода ускоряется посредством приведения его к фиктивному простому эквивалентному трубопроводу. Простой газопровод будет эквивалентен сложной газопроводной системе, если у него и у системы будут одинаковы все параметры перекачки (расходы, давления в начале и в конце, температуры, теплофизические характеристики перекачиваемого газа), т.е. при различии в геометрических размерах потери на трение в эквивалентном газопроводе будут такими же, как и в сложной системе.
Расчет сложного трубопровода можно заменить расчетом простого, используя понятия эквивалентного диаметра или коэффициента расхода.
Эквивалентным диаметром DЭК называется диаметр простого трубопровода, имеющего пропускную способность, равную пропускной способности реального трубопровода при прочих равных условиях.
В этом случае уравнение пропускной способности участка примет вид
Q K |
|
( р 2 |
р 2 )D5 |
|
|
|
|
H |
K ЭК |
, |
(1) |
||||
|
|
||||||
|
|
z T L |
где рН и рК – абсолютное давление газа в начале и в конце участка, Па; λ – коэффициент гидравлических сопротивлений;
z – среднее значение коэффициента сжимаемости газа; Т – средняя температура газа в участке, К;
L– длина участка, м;
–относительная плотность газа.
39
|
πТ |
|
|
|
|
3,14 293 |
|
|
м2 с К0,5 |
|
|
К = |
СТ |
|
Rв |
|
273 0, 0386 |
. |
|||||
|
|
|
|
|
|||||||
4 р |
|
5 |
|
кг |
|||||||
|
|
|
|
4 1, 013 10 |
|
||||||
|
|
СТ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При использовании смешанной системы единиц D в м, Т в К, производительность в млн м3/сут, давление в МПа и длина в км, коэффициент К будет учитывать помимо величин, указанных выше, еще и переходные коэффициенты, и его значение составит 105,087.
Коэффициентом расхода kp называют отношение пропускной способности реального трубопровода к пропускной способности эталонного трубопровода Q0 с произвольно выбранным эталонным диаметром D0 при прочих равных условиях:
kР |
Q |
. |
(2) |
|
|||
|
Q0 |
|
Для случая простого трубопровода
|
|
Di 0 |
|
0.5 |
|
||
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|||
|
|
5 |
|
|
|
|
|
kРi |
|
|
|
|
, |
(3) |
|
D5 |
|
|
|||||
|
|
0 |
|
i |
|
|
|
где Di и λi – диаметр и коэффициент гидравлического сопротивления простого трубопровода;
D0 и λ0 – диаметр и коэффициент гидравлического сопротивления эталонного трубопровода.
При квадратичном режиме течения газа, полагая, что шероховатость труб одинакова, имеем
|
|
|
|
D |
2,6 |
|
|
|
|
|
|
|
||
k |
|
|
|
i |
|
|
|
|
|
|
|
(4) |
||
Рi |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
D0 |
. |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
В этом случае уравнение пропускной способности участка примет сле- |
||||||||||||||
дующий вид: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Q kP Q0 |
kP K |
|
|
( р 2 |
р 2 |
)D5 |
|
|||||||
|
|
|
|
H |
K |
0 |
. |
(5) |
||||||
|
|
|
0 |
z T L |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Эталонный диаметр принимается, исходя из удобства расчетов. Удобно принимать в качестве эталонного диаметр, доминирующий в сложном трубопроводе, можно использовать D0 = 0,7 м или D0 = 1,0 м, по отношению к которым имеются таблицы коэффициентов расхода для других диаметров.
Численные значения kР для любых D/D0 приведены в таблице 1 (D и D0 – внутренние диаметры). Если D/D0 > 1, то вычисляется величина, обратная kР (1/kP), по обратному отношению диаметров (D0/D).
40