На компрессорных станциях предполагается установка газотурбинных агрегатов ГПА-Ц-6,3, оборудованных центробежными нагнетателями Н-300-1,23
Основные параметры центробежного нагнетателя
Тип ЦН
QH,
млн.м3/сут
Давление
(абс.), МПа
ɛ
Приведенные
параметры
nн,мин-1
Pвс
Pнаг
Zпр
Rпр,Дж/(кг·К)
Тпр, К
Н-300-1,23
19,0
3,63
5,49
1,23
0,910
490,5
Типа Н-300-1,23 при номинальном режиме работы
Техническая характеристика ГПА с газотурбинным приводом типа ГПА-Ц-6,3
Тип ГТУ
,
кВт
,
К
Частота вращения силового вала,
мин-1
ГПА-Ц-6,3
0,95
1,3
По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление Pвс и температуру Твс газа на входе в центробежный нагнетатель: 3,918-0,12=3,798 МПа;
3.1. Вычисляем при и T=Tвс значения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания
Рпр=
Тпр=
3.2. Рассчитываем коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания
= 0,897.
3.3. Определяем плотность газа pвс, требуемое количество нагнетателей mн и производительность нагнетателя при условиях всасывания Qвс
pвс=
;
Qвс=
3.4. Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем Qпр и . Результаты вычислений приведены в нижней таблице.
Частота вращения
n, мин-1
0,933
1,071
231,6
0,970
0,949
1,053
227,7
0,987
0,967
1,035
223,8
1,006
Полученные точки и наносим на характеристику нагнетателя и соединяются линией режима
3.5. Вычисляем требуемую степень повышения давления, ɛ.
ɛ .
3.6. По характеристикам нагнетателя определяем расчетные значения приведенных параметров
3.7. По характеристике нагнетателя определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем из ɛ=1,448 горизонтальную линию до линии режимов от точки пересечения опустим перпендикулярно найдем значение Qпр=238, аналогично найдем ηпол=0,815 и .
3.13. Рассчитываем температуру газа на выходите ЦН
;
Заключение
В данном курсовом проекте был произведен технологический расчёт магистрального газопровода и расчет режимов работы компрессорной станции. Плановый объем транспортируемого газа Qг=5,8 млрд. м3/год; протяженность газопровода составляет L=500 км. В ходе расчета были получены следующие результаты:
1. Рабочее давление в газопроводе Р=7,4 МПа. Для строительства газопровода приняли трубы Dн=820 мм с толщиной стенки трубы δ= 9мм ЧТЗ, изготовленные по ТУ 14-3р-04-94 из стали 12Г2СБ.
2. Суточная производительность компрессорной станции Q= 17,66 млн.м3/сут.
3. Расчетное число компрессорных станций n=6, расстояние между ними l=83,33 км.
4. На компрессорных станциях предполагается установка газотурбинных агрегатов ГПА-Ц-6,3, оборудованных центробежными нагнетателями Н-300-1,23
5. Плотность газа при условиях всасывания ρвс=30,098 кг/м3; требуемое количество нагнетателей mн=1; производительность нагнетателя при условиях всасывания Qвс=304,14 м3/мин; расчетная частота вращения вала нагнетателя n=5587 об/мин; мощность на муфте привода Ne=6133 кВт; температура газа на выходе ЦН Тнаг=317,4 К.
Список использованной литературы
1. Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К., Нечваль А.М., Лаврентьев А.Е.Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учеб. Пособие. –Санкт-Петербург: Недра, 2006. – 824 с., ил. ISBN 5-94920-038-1
2. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебник для вузов / Шаммазов А.М., Александров В.Н., Гольянов А.И. и др. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 404 с.
3. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы // Госстрой России. М.: ГУП ЦПП, 2001. - 60 с.
4. ГОСТ 30319.1-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки.
5. СТО Газпром 2 - 3.5.051 - 2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. - М.: ООО «ИРЦ» Газпром, 2006. - 192 с.