где а₁

М₁ ,М_2,…, М_n – молярные масса компонентов газовой смеси.

Газовая постоянная R, Дж/кг К, определяется по формуле

R = R/М = 8314,4 /16, 196 = 513,357 Дж/кг К ( 3.2)

где R- универсальная газовая постоянная,

R = Дж/кмоль К;

М - молярная масса газа, кг/моль.

Плотность газа ρ_о , кг/м³ , при нормальных условиях, соответствующих температуре Т = 273,15 К и давлению Р = 0,1013 МПа, определяется по формуле

ρ_о = М /22,41 = 16, 196/22,41= 0,723 кг/м³ (3.3)

где М - молярная масса газа, кг/моль;

22,41 – объем одного киломоля газа при нормальных условиях, м³ /кмоль.

Относительная плотность газа определяется по формуле:

= 0,560

Плотность газа ρ_СТ , кг/м³ , при стандартных условиях, соответствующих температуре Т = 293,15 К и давлению Р = 0,1013 МПа, определяется по формуле

r_ст = ρ₀ × =0,723 = 0,673 кг/м³

где P, P₁ – абсолютные давления газа, МПа;

Т₁ , Т – абсолютные температуры газа, К;

ρ_о , - плотность газа при нормальных условиях, кг/м³ ;

Z, Z₁ – коэффициент сжимаемости при двух состояниях газа.

Псевдокритическая температура определяется по формуле

Т_пк =155,24×(0,564+r_ст )=155,24×(0,564+0,673) = 192,096 К

где P, P₁ – абсолютные давления газа, МПа;

Псевдокритическое давление определяется по формуле

Р_пк =0,1734×(26,831-r_ст )=0,1734×(26,831-0,673) = 4,536 МПа

где P, P₁ – абсолютные давления газа, МПа;

3.2. Тепловой и гидравлический расчет участка газопровода

Определим начальное давление в газопроводе:

Расчитаем внутренний диаметр газопровода:

d=d_н -2d= 1,220-2×0,012=1,196 м;

Определим среднюю температуру газа на участке газопровода:

, К

Среднее давление в газопроводе:

Приведенная давление и температура определяется по формуле:

Находим удельную теплоемкость газа:

(14)

где С_р – удельная теплоемкость газа, кДж/кг×К.

Определяем коэффициент Джоуля–Томсона:

, (15)

где D_i – коэффициент Джоуля–Томсона, К/МПа.

Рассчитываем коэффициент “a” по формуле:

(16)

где К_СР – средний на участке общий коэффициент теплопередачи

от газа в окружающую среду, Вт/(м² ×К);

D – наружный диаметр газопровода, м;

Q – расход транспортируемого газа, млн. м³ /сут.

Определим среднюю температуру на участке:

(17)

где Т_СР – средняя температура на участке газопровода, К;

L – длинна участка газопровода, км.

Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле:

где Pпр – приведенное давление газа, МПа;

Коэффициент динамической вязкости определяется по формуле

Коэффициент сопротивления трению:

Т.к. газопровод имеет устройство для периодического пропуска очистного устройства – принимаем Е=0,95.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления:

Определим пропускную способность газопровода в первом приближении:

Среднее давление в газопроводе:

Приведенная давление и температура определяется по формуле:

Находим удельную теплоемкость газа:

(14)

где С_р – удельная теплоемкость газа, кДж/кг×К.

Определяем коэффициент Джоуля–Томсона:

,

Рассчитываем коэффициент “a” по формуле:

(16)

где К_СР – средний на участке общий коэффициент теплопередачи

от газа в окружающую среду, Вт/(м² ×К);

D – наружный диаметр газопровода, м;

Q – расход транспортируемого газа, млн. м³ /сут.

Определим среднюю температуру на участке:

(17)

где Т_СР – средняя температура на участке газопровода, К;

L – длинна участка газопровода, км.

Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле:

где Pпр – приведенное давление газа, МПа;

Коэффициент динамической вязкости определяется по формуле

Коэффициент сопротивления трению:

Т.к. газопровод имеет устройство для периодического пропуска очистного устройства – принимаем Е=0,95.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления:

Определим пропускную способность газопровода в первом приближении:

1. Определим коэффициент а:

1/м

= 23,04 млн.м³ /сут

Для оценки первого приближения по формуле 3.5 определяем число Рейнольдса:

Определим коэффициент во втором приближении:

По формуле 3.4 определим пропускную способность газопровода во втором приближении:

= 22,65 млн.м³ /сут

Определим изменение пропускной способности:

Поскольку второе приближение отличается от первого более чем на 1%, необходимо продолжить расчет в третьем приближении.

Для оценки второго приближения по формуле 3.5 определяем число Рейнольдса:

Определим коэффициент во третьем приближении:

По формуле 3.4 определим пропускную способность газопровода во втором приближении:

= 22,648 млн.м³ /сут

Определим изменение пропускной способности:

Значение λ в третьем приближении практически не отличается от второго приближения. Поэтому за окончательный результат принимаем

Q= 22,648 млн.м³ /сут

Определим коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду при транспорте газа по участку газопровода Пермь-Горький 2 для января.

Изобарная теплоемкость газа

Ср = 1,695 + 1,838·10^-3 · Т + 1,96·10⁶ · (Р-0,1)/ Т³ =

= 1,695 + 0,544 + 0,388 = 2,627 кДж/(кг· К)

7. (2.2.8)

9. (2.2.9)

10. (2.2.13)

11. Коэффициент Джоуля-Томсона

D₁ = (1/ Ср) · (0,98·10⁶ / Т² – 1,5) = 4,258 К/МПа (2.2.14)

3 Расчет пропускной способности газопровода для горизонтальной прокладки трассы

3.2. Гидравлический расчет

Выполним гидравлический расчет участка от 0 км до 83 км газопровода Пермь – Горький -2 без учета рельефа трассы, т.е. при условии горизонтальной прокладки трассы, и с учетом рельефа трассы для оценки влияния профиля трассы магистрального газопровода на пропускную способность газопровода.

При расчете участков газопровода с учетом рельефа трассы газопровод рассматривается как состоящий из наклонных прямолинейных участков с усредненным постоянным уклоном. Отметка начальной точки принимается равной нулю (h=0), а отметки характерных точек на газопроводе, расположенных выше начальной точки, имеют знак плюс, ниже начальной точки – знак минус.

Расчетная схема участка газопровода представлена на рис. 3.1.

Определим пропускную способность линейного участка газопровода Пермь – Горький -2 от 0 км до 83 км.

5.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовом проекте рассмотрены назначение и эксплуатация компрессорной станции «Пермская», осуществляемые на ней технологические процессы, состав компрессорных цехов.

Представлено описание технологической схемы КС «Пермская». Приведены назначение, конструкция, технические характеристики, принцип действия основного и вспомогательного оборудования компрессорной станции «Пермская» - пылеуловителей ГП-105, газоперекачивающих агрегатов компрессорных цехов № 1,2., АВО газа.

Рассмотрены устройство, работа, техническое обслуживание и эксплуатация пылеуловителей ГП-105, газоперекачивающего агрегата ГПА-12М «УРАЛ», системы маслоснабжения КС маслом МС-8П, блока подготовки пускового, топливного и импульсного газа.

Определен расход газа на собственные нужды компрессорной станции «Пермская» для заданного режима ее работы.

При эксплуатации компрессорной станции необходимо обеспечивать снижение энергозатрат при транспорте газа за счет оптимальных технологических режимов работы оборудования. Для безаварийной работы и длительного поддержания на высоком техническом уровне состояния основного и вспомогательного оборудования следует строго выполнять весь комплекс технических и организационных мероприятий – периодическое диагностирование, своевременное и в полном объеме выполнение технического обслуживания и ремонта , эксплуатация в соответствии с требованиями заводов-изготовителей.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы.- М.: МИНгазпром, 1985.- 220с..

2. Протокол испытаний природного газа № 21-02 от 18 января 2008г Пермское подразделение испытательной лаборатории природного газа ООО «Пермтрансгаз», аттестат аккредитации № РООС RU.0001.22НП73

2. А.Н. Козаченко. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов.- М.: Нефть и газ, 1999.- 459с.

3. ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы.-М.: МИНгазпром, 1985.- 95с.

4. Методика определения расхода природного газа на собственные технологические нужды линейной части магистрального газопровода, газораспределительных и газоизмерительных станций.- М.: ВНИИГАЗ, 2003.- 24с.

5. Расход газа по показаниям счетчика СГ 16-100

6. Газоперекачивающий агрегат ГПА-12М «УРАЛ». Техническое описание ГПА 12М.0000-000ТО. Техническое описание– Пермь: ОАО НПО «Искра», 1999.- 65с.

7. Нагнетатель центробежный НЦ-12-56/1,44. Техническое описание. ЗАО НИИ «Турбокомпрессор». - Казань, 1995.-114 с.

8. Пылеуловитель циклонный ГП-105. Паспорт сосуда работающего под давлением. Черновицкий машиностроительный завод. - Черновцы, 1975.-56 с.

9. Установка воздушного охлаждения газа 2АВГ-75с.Паспорт. Бугульминский механический завод. - Бугульма, 2003.-82 с.

содержание   ..  1553  1554  1555   ..