1.3.Определение расстояния между компрессорными станциями и числа КС……………………………………………………………………………….........
2.Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями……………………………………………….
3.Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС………………………………………………………………………………........
4.Заключения………………………………………………………………………..
5. Список использованной литературы…………………………………………...
Введение
Современный производственный процесс транспорта газов с помощью газоперекачивающих агрегатов, установленных на компрессорных станциях, - это сложный физико-технологический процесс, при оценке эффективности которого и оптимизации работы компрессорных станций необходимо в систематизированной форме учитывать целый ряд факторов: технологических, термогазодинамических, диагностических, эмпирических и др.
В условиях острого дефицита топливно-энергетических ресурсов первоочередное значение приобретают задачи, связанные с повышением эффективности их использования, и реализация программ энергосбережения. Экономия энергетических ресурсов на современном этапе развития экономики страны является наиболее действенным и эффективным направлением при решении всех задач, стоящих перед промышленностью.
В связи с этим такие задачи трубопроводного транспорта природных газов, как установление и поддержание оптимальных режимов работы газотранспортных систем, разработка и реализация мероприятий, направленных на повышение эффективности транспорта газов с сокращением энергетических затрат на его перекачку, уменьшение разного рода потерь газа в технологическом процессе и т. п., являются важнейшими и наиболее актуальными задачами отрасли. Это положение в значительной степени усиливается, если принимать во внимание непрерывный рост стоимости энергоресурсов, увеличение себестоимости транспорта газа и невозобновляемость его природных ресурсов.
Анализ существующего положения трубопроводного транспорта газов и оценка перспектив его дальнейшего развития показывают, что газотурбинный вид привода центробежных нагнетателей на компрессорных станциях и на ближайшую перспективу останется основным видом энергопривода компрессорных станций.
Определение исходных расчетных данных
Qг = 5,8 млрд м3/год
L= 500 км
СH4
C2H6
C3H8
C4H10
C5H12
CO2
N2
91,2
2,8
0,9
0,6
0,9
0,5
3,3
To=270 К Твозд= 278 К
смешанный грунт Кср=1 Вт/м2·К
1.1. Выбор рабочего давления.
1.1.1. Современные газопроводы работают с избыточным давлением 5,40 МПа . Значения абсолютного давления на нагнетании центробежного нагнетателя составят соответственно pнаг=5,5 МПа, давление на всасывании центробежного нагнетателя составляет pвс=3,8 МПа . Согласно принятого уровня давления и годовой производительности принимаем условный диаметр Dy=800 мм.
1.1.2. Для строительства газопровода принимаем трубу Dн=820 мм из (Приложения Б) марки стали 12Г2СБ
Для принятого диаметра решаем значение расчетного сопротивления и толщину стенки газопровода
R1=
δ=
Значение R1H(R1H =σв), , m, k1 и kH определяется по СНиП 2.05.06-85
Вычисленное значение толщины стенки трубопровода δ округляется в большую сторону до стандартной величины δН из рассматриваемого сортамента труб (Приложения Г)