Гидравлические и гидродинамические расчёты при проектировании магис

Полагая, что рабочее давление в газопроводе Р равно номинальному давлению нагнетания, вычисляем толщину стенки δ0 газопровода по формуле (2.8); расчетное сопротивление металла вычисляем по формуле (2.9).

По рабочему давлению и толщине стенки выбираем поставщика труб (прил. 2), определяем предел прочности σвр; σвр

Вычисленное значение толщины стенки δ0 округляем в большую сторону до стандартной величины δ из рассматриваемого сортамента труб, после чего определяем значение внутреннего диаметра D: δ = 10 мм; D = 1020 мм.

Определяем давления в начале и в конце линейного участка газопровода:

Pн = Рнаг − Рнаг = 7,45 − 0 = 7,45 МПа,

Значение среднего давления газа необходимо для определения его физических характеристик, а также для нахождения количества газа, находящегося в трубопроводе.

Величина среднего давления в газопроводе, вычисленная по формуле (2.10), всегда выше среднеарифметической: с увеличением разности Рн и Рк будет возрастать и разница этих значений.

Для расчета расстояние между КС задаем в первом приближении ориентировочным значением средней температуры на линейном участке по формуле (2.11).

71

В первом приближении можно принять Тн = 293... 303 К (20...30 °С); Т0 – температура окружающей среды на уровне оси газопровода.

Тср = 0,5(Тн + Т0) = 0,5(298 + 2940) = 296 К.

При Р = Рср и Т = Tcр по формулам (2.12) рассчитываем приведенные температуру Тпр и давление Рпр:

По формуле (2.13) определяют коэффициент сжимаемости:

Полагая в первом приближении режим течения квадратичным, рассчитываем коэффициенты гидравлического сопротивления λтр и λ по формулам (2.14) и (2.15), где kэ = 0,03 (по рекомендации ВНИИГаз) – значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода; Е – коэффициент гидравлической эффективности газопровода, который характеризует уменьшение производительности в результате повышения гидравлического сопротивления газопровода, вызванного образованием скоплений влаги, конденсата и выпадением гидратов, Е = 0,95 при наличии на газопроводе устройств для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а при отсутствии указанных устройств E = 0,92.

Определяем среднее ориентировочное расстояние между КС по формуле (2.16):

72

которое округляется до целого пкс (как правило, в большую сто-

рону), пк.с = 2.

Уточняем расстояние между КС по формуле (2.17):

lк.с = L = 145 = 72,5 км.

nк.с 2

На этом первый этап технологического расчета газопровода завершается.

2.Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями

Расчет выполняется в следующем порядке:

1) В качестве первого приближения принимаются значения

λ, Zср и Тср:

λ = 0,044 Вт/(м2К),

Zср = 1,039, Тср = 296 К.

2) По формуле (2.18) определяется первое приближение величины Рк:

Рк = 7,452 − 16,352 0,044 1,039 296 72,5 = 3,54 МПа. 105,0872 1,025

3) По формуле (2.10) по использованным известным значениям Рн и Рк определяется уточненное среднее давление Рср:

73

4) По формуле (2.12) определяем средние приведенные – давление Рпр и температура Тпр:

5) Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляется уточненное значение Тср. Для этого используем величины средней удельной теплоемкости Сp, коэффициента Джоуля-Томсона Di и коэффициента ai, вычисленные при найденных значениях Рср и Тср первого приближения по формулам

Ср = 1,695 + 1,838·10–3Тср + 1,96·106 (Рср – 0,l)/Т3, Ср = 1,695 + 1,838·10–3296 +

+ 1,96·106 (6,305 – 0,l)/2963 = 2,702 [кДж/(кгК)],

где Кcp – средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, определяемый в зависимости от способа прокладки газопровода.

Ориентировочное значение коэффициента теплопередачи при подземной прокладке газопровода без теплой изоляции можно определить также по формуле

74

где D – диаметр газопровода, м; К – базовый коэффициент теплопередачи для газопровода диаметром 1 м, К = 2 Вт/(м К).

=10,23 10−6 Па с.

7)По формулам (2.22), (2.19) и (2.23) определяем значения

Re, λтр и λ:

75

Переходное (от смешанного трения к квадратичному) значение числа Рейнольдса определяем по формуле (2.23)

ВНИИГаз рекомендует принимать среднее значение эквивалентной шероховатости стенки газопроводаравным kэ = 0,03 мм.

8) По формуле (2.18) определяем конечное давление Рк во втором приближении:

Рк = 7,452 − 16,352 0,044 1,039 295,7 72,5 = 3,52 МПа. 105,0872 1,025

9) Если полученный результат отличается от предыдущего более чем на 1 %, то необходимо уточнить расчеты, выполнив третье приближение, начиная с п. 3. Если же результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, то переходим к следующему пункту,

δ = 3,54 − 3,52100 % = 0,6, 3,54

результат удовлетворяет требованиям расчетов.

10) По формуле (2.l0) уточняется среднее давление Рср:

11) При х = lкс по формуле (4.24) определяем температуру газа Тк в конце линейного участка:

Tк = 294 + (298 − 294)2,7−0,01 72,5 −

где Рср – среднее давление на участке газопровода, вычисляемое по формуле (2.10).

76

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.

3. Расчет режима работы компрессорной станции

Исходные данные для расчета режима работы КС:

–Р = 3,52 МПа; Т = 296 К – давление и температура газа на входе КС (равные уточненным значениям давления и температуры в конце линейного участка);

–температура окружающего воздуха То.в – 294 К;

нагнетателя по их паспортным данным:

–Qн= 17,2 млн м3/сут – номинальная производительность ЦН при стандартных условиях;

–Ncн = 16000 кВт – номинальная мощность ГПА;

–пн = 6200 мин–1 – номинальная частота вращения вала ЦН;

–nmin = 4400 мин–1, nmin = 6600 мин–1 – диапазон возможных частот вращения ротора ЦН;

–приведенная характеристика.

Расчет режима работы КС выполняем в следующем порядке: 1) По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление Рвс и температуру Твс газа

на входе в центробежный нагнетатель:

Рвс =Рк – Рвс; Твс = Тк,

Рвс = 3,52 МПа, Твс = 296 МПа.

2) По известному составу газа, температуре Т = Твс и давлению Р = Рвс на входе в ЦН определяем плотность ρвс и коэффициент сжимаемости газа zвс при условиях всасывания:

= ρвс , ρвс = 1,13 кг/м3 ,

ρвозд

77

3) Определяем требуемое количество нагнетателей mц.н = Qк.с ,

Qн

котороеокругляем до целого значения:

mц.н = 16,3517,2 = 0,95 или1.

4) По формуле (2.26) рассчитываем производительность нагнетателя при условиях всасывания Qвс:

Qвс = 16,35 1,06 = 0,1 млн м3 /сут, 24 60 1,13

Qц.н = 16,35 = 16,35 млн м3 /сут. 1

Задаваясь номинальным значением давления нагнетания Рнаг, по формуле (2.27) вычисляем требуемую степень повышения давления ε:

ε= 7,455 = 1,49.

8)Задаваясь несколькими значениями частоты вращения ротора, на приведенной характеристике ЦН строим линию расчетных режимов (см. рис. 2.1)

Qпр = nnн Qвс.

78

Qпр1 = 2,5 м3/с; Qпр2 = 1,3 м3/с; Qпр3 = 1,2 м3/с.

Основные параметры некоторых типов ЦН приведены в табл. 2.3.

9) С помощью построенной линии расчетных режимов определяют значения Qпр,ηпол и [Ni ρвс ]пр . Значение Qпр должно

удовлетворять условию удаленности от зоны помпажа, то есть должно выполняться неравенство Qпр ≥ Qпр min :

Qпр = 1,25 м3/с или 0,108 млн м3/сут, ηпол = 0,47, [Ni ρвс ]пр = 150 кВткгм2 ,

1,25 ≥ 1,2 – условие выполняется

10) Вычисляют фактическую частоту вращения ротора ЦН:

n = Qвс nн , котораядолжнаудовлетворятьусловию nmin < n < nmax .

Qпр

n = 0,1080,1 6200 = 5740 мин,

4400<5740<6600 – условие выполняется.

11) По формуле (2.28) вычисляют внутреннюю мощность Ni, потребляемую ЦН:

N= 1,13 150 5740 3 = 135 кВт.

i6200

12)По формуле (2.29) рассчитывают мощность на муфте привода Ne:

N е = Ni + Nмех ,

где Nмех – потери мощности (определяются по паспортным данным ГПА). Величину потери мощности Nмех ориентировоч-

но можно принимать как процентную долю от номинальной мощности привода: 1 % для газотурбинного привода и 1,5 % для электропривода,

79

Nмех = 16000:100·1% = 160 кВт, Ne = 135 + 160 = 295 кВт.

13) Вычисляют располагаемую мощность ГПА NeP по фор-

муле (2.30):

где Neн – номинальная мощность ГПА; Ра – расчётное давление наружного воздуха; kN – коэффициент технического состояния по мощности; kобл – коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе kобл = 1); kу = 0,985 – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла; ki = 2,0 – коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГПА; Твозд , Твоздн – соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, К.

Значения Neн , kN , kобл , kу , ki , Твоздн принимаются по справочным данным о ГПА (табл. 2.4)

80