Файл: Проектирование и эксплуатация компрессорной станций магистрального газопровода.docx

Но поскольку диаметра больше 1420 мм не существует, то для сравнения принимаем ближайший меньший диаметр D = 1220 мм.

По формуле (8) определяем суточную производительность газопровода

млн м³/сут.

Исходя из принятого рабочего давления и суточной производительности принимаем к установке четыре газотурбинных агрегата ГПА-Ц-16, оборудованных центробежными нагнетателями ГПА-Ц-16/76. Номинальная мощность ГПА – 16000 кВт, номинальная подача – 32,6 млн м³/сут., Р_ВС = 5,14 МПа,
Р_НАГ = 7,45 МПа. При этом три нагнетателя работают параллельно, один резервный.

Характеристики нагнетателя и газотурбинного привода приведена в таблицах 4 и 5.

Для строительства газопровода принимаем трубы D = 1420 мм и D = 1220 мм Харцызского трубного завода, изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ [3, прил. Г, табл. Г. 1].

Для принятых диаметров по формулам (1.17) и (1.16) [3] определяем значения расчетного сопротивления металла труб и толщину стенки трубопро­водов:

,

<sup>МПа, МПа,

,

мм, мм.</sup>

Принимаем трубы стандартных размеров 1220×15 мм, 1420×16 мм
[3, прил. Б].

Внутренний диаметр трубопроводов:

мм; мм.

1.3. Определение расстояния между компрессорными станциями и числа КС

Пользуясь данными таблицы 3 и формулами (18) и (19), определяем значения начального и конечного давлений на линейном участке между КС:

МПа;

МПа.

Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной Т_Н = 303 К,
а в конце участка равной температуре окружающей среды Т₀ = 278 К, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке (17):

---

К.

Среднее давление в линейном участке (28):

МПа.

Приведенные значения давления и температуры (25) и (26):

;

.

Коэффициент сжимаемости газа (24)



Коэффициент динамической вязкости (40)

Па·с.

Для определения режима течения в трубах найдем числа Рейнольдса, воспользовавшись формулой (22):

Re₁₂₂₀ ;

Re₁₄₂₀ .

Приняв эквивалентную шероховатость для новых труб без внутреннего антикоррозионного покрытия k = 0,03 мм, по формуле (21) найдем коэффициент гидравлического сопротивления трению:

;

.

С учетом местных сопротивлений и коэффициента гидравлической эффективности расчетные значения коэффициентов гидравлических сопротивлений λ будут (20) следующие:

;

.

По формуле (16) определяем расстояние между КС:

км;

км.

Также по формуле (16) определяем длину последнего перегона, приняв давление в конце газопровода Р_К = 2 МПа:

км;

км.

Определяем необходимое число КС (29):

;

.

Округляем расчетное число КС до целого числа в большую сторону

n₁₂₂₀ = 10; n₁₄₂₀ = 4.
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 р_ВС и температуру Т_ВС газа на входе в центробежный нагнетатель:

р_ВС = р_К – Δр_ВС = 5,235 – 0,12 = 5,115 МПа;

К.

4.1. По формулам (25) и (26) вычисляем значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания при р = р_ВС и Т = Т_ВС:

, .

4.2. Рассчитываем по формуле (24) коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания

.

4.3. По формулам (46), (47) и (48) определяем плотность газа ρ_ВС, требуемое количество нагнетателей m_Н и производительность нагнетателя при условиях всасывания Q_ВС:

^кг/м3;

, значение m_Н округляем до m_Н = 3;

^м3/мин.

4.4. Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем Q_ПР и [n/n_Н]_ПР. Результаты вычислений приведены в таблице 7.
Таблица 7

Результаты расчета и

Частота вращения
3750 4000 4500 5000 5560	0,765 0,816 0,918 1,020 1,135	1,307 1,225 1,089 0,980 0,881	508,6 476,6 423,7 381,3 342,8	0,752 0,802 0,902 1,003 1,116

---

Полученные точки – наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рис. 2).

4.5. Вычисляем по формуле (49) требуемую степень повышения давления

^.

По характеристике нагнетателя (рис. 2) определяем расчетные значения приведенных параметров. Для этого проводим горизонтальную линию
из до линии режимов и находим точку пересечения (А). Восстанав- ливая перпендикуляр из этой точки до пересечения с горизонтальной
осью, находим м³/мин. Аналогично определяем и кВТ/(кг/м³).

4.6. Определяем расчетную частоту вращения вала нагнетателя по формуле (51)

^мин–1.



Рис. 2. Приведение характеристик нагнетателя ГПА-Ц-16/76 [10]
4.7. По формуле (50) рассчитываем внутреннюю мощность, потребляемую ЦН:

^кВт.

4.8. С учетом того, что механические потери мощности составляют 1 % от номинальной мощности ГТУ, по формуле (52) определяем мощность на муфте привода.

^кВт.

4.9. По формуле (53) вычисляем располагаемую мощность ГТУ.

^кВт.

4.10. Проверяем условие . Условие 14909 < 15952 выполняется.

4.11. По формуле (54) определяем температуру газа на выходе ЦН:

К.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Белицкий В. Д., Ломов С. М. Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов: методические указания / В.Д. Белицкий, С.М. Ломов – Омск: ОмГТУ, 2011.

2. Шабуро И.С. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Компрессоры и компрессорные станции» / И.С. Шабуро. – Самара: СамГТУ, 2013.

---

3. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р.А. Алиев [и др.]. – М.: Недра, 1988.

4. Белицкий В.Д. Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов: учеб. пособие / В.Д. Белицкий. – ОмГТУ, 2006 (электронный вариант).

5. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов /
Л.И. Быков [и др.]. – СПб.: Недра, 2006.

6. Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов / В.Ф. Новоселов, А.И. Гольянов, Е.М. Муфтахов. – М.: Недра, 1982.

5. Зубарев В.Г. Методические указания по дисциплине «Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов» для курсового проектирования / В.Г. Зубарев. – ТюмГНГУ, 2006.

6. Спутник газовика / А.В. Детотенко [и др.]. – М.: Недра, 1978.

7. Волков М.М. Справочник работника газовой промышленности /
М.М. Волков, А.А. Михеев, К.А. Конев. – М.: Недра, 1989.

8. ОНТП 51–1–85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные газопроводы. Часть 1. Газопроводы. – М.: Мингазпром, 1985.

9. СНиП 2.05.06–85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. – М.: Стройиздат, 1985.

10. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Часть 2 / С.И. Перевощиков. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2004.

11. Коршак А.А. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа / А.А. Коршак, А.М. Нечваль. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2005. – 515 с.

12. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: учеб. пособие / под общ. ред. Ю.Д. Земенкова. – СПб.: Недра, 2004. – 544 с.

1. А.Н. Козаченко. Эксплуатация компрессорных станций магистральных

газопроводов. – М.: Недра и газ, 1999.

2. А.В. Деточенко и др. Спутник газовика, Москва, Недра, 1978.

3. М.В. Лурье. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефте-

продуктов и газа, Москва, Нефть и газ, 2002.

4. СниП 2.05.06-85*.

















Приложение 10
Техническая характеристика ГПА с турбоприводом

---