Варианты технологического оборудования КЦ

Расчет стационарных гидравлических режимов работы ЛЧ МГ По рекомендациям [11] гидравлический расчет участка газопровода, на протяжении которого отсутствуют точки с разницей вертикальных отметок, более чем 100 м, следует выполнять без учета рельефа трассы. Участки газопроводов, на которых данное условие не соблюдается, должны рассчитываться с учетом рельефа трассы. При этом газопровод следует рассматривать как состоящий из наклонных прямолинейных участков с усредненным постоянным уклоном. Отметки характерных точек на газопроводе, расположенных выше начальной точки, имеют знак плюс, ниже начальной – знак минус. По указанному в табл. П1.2 составу газа с учетом рекомендаций [15] определяются теплофизические параметры транспортируемого газа. 1.1. Плотность природного газа при стандартных условиях (t= 20 °С и атмосферном давлении): где ρв = 1,20445 кг/м3 – плотность воздуха при стандартных условиях (t = 20 °C и Р = 0,1013 МПа); ∆ –относительная плотность природного газа по воздуху для различных составов природного газа приведена в табл. П1.2. 1.2. Массовый расход природного газа, кг/с; где QК – коммерческая производительность газопровода, (млн м3/сут.) (табл. П1.1). 1.3. Средняя молярная масса смеси ПГ: где ri – объемная доля i-того компонента, mi – молярная масса i-того компонента, определяемая по ГОСТ 30319.1-96, данные берутся из табл. П.1.3. 1.4. Газовая постоянная: 1.5. Давление на выходе из центробежного нагнетателя (ЦБН) природного газа, МПа: где Рн– выходное давление из компрессорного цеха, МПа (см. табл. П1.4); ∆РАВО – потери давления в системе охлаждения газа, включая ее обвязку (на высокой стороне КЦ), приведены в табл. П1.4. 1.6. Давление на входе в центробежный нагнетатель (ЦБН) природного газа, МПа: где πКЦ – степень повышения давления в КЦ (дано πКЦ =1,44). 1.7. Давление на входе в компрессорный цех, МПа: где ∆РПУ – потери давления в трубопроводах между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (на низкой стороне КЦ), приведены в табл. П1.4. При этом необходимо учесть, что суммарные потери давления ∆Р по КЦ составляют величину приведены в табл. П1.4. 1.8. Среднее давление природного газа: 1.9. Критическое давление смеси , где Ркрi – критическое давлениеi-того компонента, определенное по ГОСТ 30319.1-96, приведено в табл. П1.7. 1.10. Приведенное давление природного газа: 1.11. Определяем глубину заложения трубопровода: где DН – наружный диаметр трубы, м. 1.12. Расчетную температуру грунта определим как среднегодовую температуру грунта для местности, выбранной самостоятельно, используя данные табл. П1.5, К: . Выбор расчетной температуры окружающей среды Токр.српроизводится в зависимости от способа прокладки газопровода – подземного, надземного, наземного. При подземной прокладке газопровода значение Токр.ср должно приниматься равным среднему за рассматриваемый период значению температуры грунта tср (см. табл. П1.5) на глубине заложения оси трубопровода в естественном тепловом состоянии. При надземной прокладке газопровода расчетную температуру внешней среды вычисляют по рекомендациям [14] поСНиП 23-01. 1.13. Температура природного газа в начале участка газопровода. При отсутствии охлаждения газа на КС температуру ТН следует принимать равной температуре газа на выходе из ЦН ПГ, которая определяется по формуле, К; , где ТК –температура на входе в ЦН ПГ, приравниваем ее к температуре грунта , n – показатель политропы процесса сжатия, где k – показатель изоэнтропы (адиабаты), k =1,31; ηпол – политропический КПД, ηпол= 0,80-0,86. При наличии охлаждения газа величина ТН должна приниматься равной температуре газа на выходе из системы охлаждения, которая в предварительном приближении принимается на 10 – 15 °С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха tH(определяется из табл. П1.6). 1.14. Предварительное значение средней температуры процесса сжатия природного газа: 1.15. Критическая температура смеси , где Ткрi – критическая температура i-того компонента, определенные по ГОСТ 30319.1-96, приведены в табл. П1.7. 1.16. Приведенная температура природного газа в процессе сжатия: 1.17. Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 – 400 К: . 1.18. Динамическую вязкость природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 – 400 К вычисляют по формуле, Па·с: где , , , . Полученные значения коэффициента динамической вязкости можно сравнить со значениями, приведенными в табл. П1.9. 1.19. Среднюю удельную изобарную теплоемкость природного газа Ср в диапазоне температур 250 – 400 К при давлении до 15 МПа вычисляют, 1.20. Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона Di для природных газов с содержанием метана более 80 % в диапазоне температур 250 – 400 К, при давлениях до 15 МПа вычисляют по формуле, : 1.21. Число РейнольдсаRe вычисляют по формуле где D– внутренний диаметр трубы, м. Толщину стенок труб следует принимать не менее (1/140) Dнв соответствие с [7, 10] со СНиП 2.05.06-85 и СТО Газпром 2-2.1-249-2008; QК – коммерческая производительность газопровода, мл.м3/сут. В МГ имеет место только турбулентный режим (квадратичная зона трения), который называется квадратичным режимом. При неполной загрузке МГ может возникнуть зона смешенного трения – смешенный режим. 1.22. Коэффициент сопротивления трению λтр вычисляют по формуле где k – эквивалентная шероховатость труб: для труб без внутреннего гладкостного покрытия следует принимать k = 0,030 мм; для труб с внутренним гладкостным покрытием – k = 0,010 мм. С течением времени шероховатость труб увеличивается, особенно если транспортируемый газ содержит сернистые соединения. Внутренняя полость газопровода засоряется отложениями воды, конденсата, продуктов коррозии и масла смазки или уплотнения компрессоров. Все это приводит к повышению гидравлического сопротивления газопровода. Для учета местных сопротивлений на линейной части газопровода коэффициент гидравлического сопротивления берется на 5 % выше коэффициента сопротивления трения . С учетом указанных факторов рекомендуется следующая зависимость для определения расчетного значения коэффициента гидравлического сопротивления lР: , где 1,05 – коэффициент, учитывающий наличие местных сопротивлений; Е – коэффициент гидравлической эффективности работы участка. Он характеризует уменьшение производительности в результате повышения гидравлического сопротивления газопровода, вызванного образованием скоплений влаги, конденсата и выделением гидратов. В соответствие с нормами технологического проектирования коэффициент эффективности работы принимается равным 0,95, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а приих отсутствииЕ = 0,92. Коэффициент гидравлической эффективности в процессе эксплуатации определяется для каждого участка между КС не реже 1 раза в год. По его величине судят о загрязненности линейной части газопровода. При повышении указанных значенийЕ необходимо проводить очистку газопровода. Скопления воды и конденсата удаляются продувкой. Если это не приводит к необходимому эффекту, по газопроводу пропускают очистные поршни. 1.23. Определяем длину участка газопровода между компрессорными цехами, который обеспечит заданную производительность и давления: – без учета рельефа трассы газопровода , где QК – объемная пропускная способность участка, м3/с; с – коэффициент, : 2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ 2.1. Расчет стационарных тепловых режимов работы линейных участков 2.1. Коэффициент теплопроводности грунта, Вт/(м × град), определяют в зависимости от температуры грунта и температурного режима газопровода. При положительных температурах грунта (Тгр> 273 К) и газа (Т> 273 К) значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта, находящегося в талом состоянии λт. При отрицательных температурах грунта (Тгр< 273 К) и газа (Т< 273 К) значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта, находящегося в мерзлом состоянии λм. Значения коэффициентов теплопроводности талых λт и мерзлых λм грунтов следует определять в соответствии со СНиП 2.02.04 (табл. П2.1) или по формулам: где для песка: для суглинка: для смешенного грунта (песка, суглинка, глина, песчаник, известняк): , где ωгр – влажность грунта, %; ρгр – плотность грунта, т/м3 (см. табл. П2.1). 2.2. Эквивалентная глубина заложения оси трубопровода от поверхности трубопровода, м; гдеdСН –глубина снежного покрова, м; lСН –коэффициент теплопроводности снежного покрова, определяют в зависимости от состояния снега (табл. П2.2); αв – коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/м2·К, определяют по формуле: где V – скорость ветра, м/с (исходя из метеоданных для заданной климатической зоны). 2.3. Коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт, Вт/(м2 × град): 2.4. Термическое сопротивление изоляции трубопровода, м2·К/Вт, гдеlИЗ – коэффициент теплопроводности изоляции, Вт/(м × К) (см. табл. П2.2);DИЗ –наружный диаметр изолированного трубопровода, м, (табл. П2.3). 2.5. Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду kср для подземных газопроводов вычисляют по формуле 2.6. Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду kср для надземных газопроводов вычисляют по формуле Ориентировочное значение kср = 1,5÷2,0 Вт/(м2 × град). 2.7. Коэффициент теплоотдачи от трубопровода в воздух, Вт/(м2×град), 3. УТОЧНЕНИЕ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА Определенная температура в конце участка газопровода ТК приравнивается к начальной температуре на входе в компрессорную станцию, т.е. вносится в исходные данные для расчета, также корректируются в расчете значения средней температуры в газопроводе, уточняя значения теплофизических параметров природного газа (теплоемкости, коэффициентов сжимаемости, Джоуля Томсона, динамической вязкости газа), вновь определяются массовый расход газа длина участка газопровода. 2.8. Среднюю температуру газа на подводном участке газопровода Тср вычисляют по формуле где расчетный коэффициент ; kср – коэффициент теплопередачи. 2.9. Температура в конце расчетного участка МГ: . 3.1. Приведенная температура природного газа в процессе сжатия: 3.2. Приведенное давление природного газа: 3.3. Среднюю удельную изобарную теплоемкость природного газа Ср в диапазоне температур 250 – 400 К, при давлении до 15 МПа вычисляют, : 3.4. Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 – 400 К: . 3.5. Динамическую вязкость природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 – 400 К вычисляют по формуле, Па·с: где , , , . 3.6. Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона Di для природных газов с содержанием метана более 80 % в диапазоне температур 250 – 400 Кпри давлениях до 15 МПа вычисляют по формуле, : На новые значения теплофизических параметров природного газа необходимо повторить гидравлический и тепловой расчет магистральных газопроводов с целью уточнения длины участка газопровода между компрессорными станциями для обеспечения заданной производительности газотранспортной системы и оптимального режима работы компрессорного цеха. 4. РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ 4.1. Характеристики материала труб газопроводов Свойства материала труб, из которых изготавливается магистральный газопровод, являются определяющими при анализе напряженно-деформированного состояния газопровода. От материала трубы зависят упруго-пластические свойства трубы при эксплуатации. Для определения модуля деформации и коэффициента поперечной деформации по рекомендациям [10] используют диаграммы деформирования стали в зависимости от уровня эквивалентных напряжений (интенсивности напряжений). Значения нормативного предела текучести и нормативного предела прочности (временного сопротивления) стали следует принимать по принятым в проекте техническим условиям или стандартам на поставку труб и соединительных деталей [10]. Для магистральных газопроводов применяются трубы и СДТ классов прочности К42-К65 (табл. П2.7). Свойства труб класса прочности свыше К65 устанавливаются специальными техническими требованиями к трубам. 4.2. Определение толщины стенки труб Оценку напряжений, возникающих в трубопроводе с учетом особенности прокладки труб, и определение толщины стенки труб, отводов, соединительных деталей проводим по методике, представленной в [10]. 4.1. Расчетную толщину стенки трубы магистрального газопровода td, мм, для сталей с отношением σу/σu ≤ 0,80 вычисляют исходя из значения нормативного предела текучести выбранного материала: где РH– расчетное внутреннее давление, МПа; Dн – наружный диаметр трубы, мм; σу – нормативный предел текучести материала труб, МПа (см. табл. П2.7); σu – нормативный предел прочности (временное сопротивление) материала труб, МПа;Fy – расчетный коэффициент по пределу текучести, который следует принимать в зависимости от категории участка газопровода (табл. П2.4); ky – поправочный коэффициент, зависящий от отношения нормативных характеристик стали σу/σu. Коэффициент ky определяют при σу/σu ≤ 0,60 по табл. П2.6, при 0,60 <σу/σu ≤ 0,80 – по формуле значения коэффициентов a, b в которой следует принимать в зависимости от категории участка газопровода. 4.2. Расчетная толщина стенки трубы магистрального газопровода td для сталей с отношением σу/σu> 0,80 определяется как большее из двух значений, определенных по нормативным значениям предела текучести tу, мм, и предела прочности tu, мм, (временного сопротивления) материала труб: 4.2.1. Толщина стенки, определяемая по пределу текучести, tу, мм; 4.2.2. Толщина стенки, определяемая по пределу прочности, tu, мм, вычисляется по формуле где Fu – расчетный коэффициент по пределу прочности, следует принимать в зависимости от категории участка газопровода по табл. П2.4. Кроме того, расчетная толщина стенки трубы должна удовлетворять условиям назначения уровней испытательного давления в верхней и нижней точках испытываемого участка газопровода СНиП 205.06-85. Расчетное значение толщины стенки трубы округляется в большую сторону с точностью 0,1 мм. В качестве номинальной толщины стенки трубы следует взять ближайшее большее значение толщины стенки по используемым в проекте техническим условиям или стандартам на трубы, равное не менее 1/100 наружного диаметра трубы, но не менее 3 мм для труб Dудо 200 мм включительно и не менее 4 мм для труб Dу свыше 200 мм. Увеличение толщины стенки трубы по сравнению с расчетным значением из-за конструктивной схемы прокладки с целью защиты от коррозии и т.п. должно быть обосновано технико-экономическим расчетом. Далее необходимо определить внутренний диаметр газопровода и уточнить расстояние между компрессорными цехами по п. 1.23. 4.3. Проверка условий прочности Расчет газопровода на прочность состоит в детальном расчете кольцевых, продольных и эквивалентных напряжений, который проводится после выбора его основных размеров трубопровода с учетом всех нагрузок и воздействий для всех расчетных случаев. Расчет газопровода на прочность следует выполнять по методу допускаемых напряжений, которые определяются как произведение нормативного минимального предела текучести и нормативного минимального предела прочности материала труб на соответствующие расчетные коэффициенты. Значения расчетных коэффициентов зависят от вида проверки напряжений и регламентируются СНиП 2.05.06-85 и СТО Газпром 2-2.1-249-2008, СТО Газпром 2-3.5-051-2006. 4.4. Условие прочности для кольцевых напряжений выполняется, если кольцевые напряжения σh от расчетного давления, рассчитанные: удовлетворяют условию 4.5. Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) Rследует определять по формулам: ; , где σу – нормативный предел текучести материала труб, МПа; σu – нормативный предел прочности (временное сопротивление) материала труб, МПа; Fy – расчетный коэффициент по пределу текучести; следует принимать в зависимости от категории участка газопровода по табл. П2.6; ky – поправочный коэффициент, (рассчитан в п. 4.1); kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. П2.9. 4.6. Продольные напряжения в подземных газопроводах рассчитываются при условии одноосного растяжения в области упругой деформации: где Е0– модуль упругости, Е0= 206000 МПа; μ0 – коэффициент поперечной деформации в упругой области (коэффициент Пуассона), μ = 0,3; Rуи–радиус упругого изгиба, м (если имеет место изгиб газопровода, тоRуиопределяется по СТО Газпром 2-2.1-249-2008 в прил. В); α – линейный коэффициент температурного расширения, (α – 1,2·10-5 (°С)-1); ΔТ – расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С. 4.7. Расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С: , где t0 – максимально или минимально возможная температура стенок трубы при эксплуатации; tф – наименьшая или наибольшая температура, при которой фиксируется расчётная схема трубопровода (укладка трубы в траншею или на опоры). Газопровод испытывает сложное напряженно-деформированное состояние, которое учитывается интенсивностью изменения напряжений и деформаций. Необходимо уточнить значения модуля и коэффициента деформации. 4.8. Эквивалентная интенсивность напряжения, seq, и эквивалентная интенсивность деформации, eeq, соответствующие теории Мизеса, МПа: ; 4.9. Переменный коэффициент поперечной деформации материала труб, μ; переменный модуль деформации материала труб, Е: ; 4.10. Уточняем продольные напряжения в газопроводе: 4.11. Проверку условий прочности для продольных σl и эквивалентных напряжений σeq следует выполнять: если если где Feq – расчетный коэффициент для продольных и эквивалентных напряжений, принимаемый в зависимости от стадии «жизни» газопровода в соответствии с данными табл. П2.8. 4.5. Проверка общей устойчивости подземных газопроводов 4.23. Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении газопровода S следует определять с учетом нагрузок и воздействий, продольных и поперечных перемещений газопровода. В частности, для прямолинейных участков газопроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных деформаций, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное усилие в сечении газопровода S, МН, вычисляется по формуле где Аs – площадь поперечного сечения трубы (стали), м2; Аi – площадь поперечного сечения трубопровода «в свету», м2. 4.24. Для приближенной оценки общей устойчивости участка магистрального газопровода вычисляют предельную несущую способность грунта при выпучивании газопровода, МН/м: – для песчаных и других несвязных грунтов – глинистых и других связных грунтов , где γ – расчетный удельный вес грунта засыпки, МН/м3 (см. табл. П2.1);Н – глубина засыпки от поверхности грунта до верха трубы, м; D – диаметр наружный газопровода (вместе с изоляцией), м; kH.s. – коэффициент учета высоты засыпки для песчаных и глинистых грунтов определяется экспериментальным способом, если отсутствуют надежные данные, то его следует принимать равным 0,5 для плотных грунтов и 0,1 – для слабонесущих грунтов; с – сцепление грунта засыпки (репрезентативное, характерное), Мпа (табл. П2.13). 4.25. Предельное сопротивление перемещениям газопровода вверх q* определяется как сумма погонного веса газопровода w и предельной несущей способности грунта при выпучивании газопровода: ,МН/м; , Н/м, где rгаз – плотность газа, кг/м3 (при 0 °С и 101,3кПа); rтр – плотность стали, кг/м3(табл. П2.11);rиз – плотность изоляции, кг/м3; g – ускорение свободного падения, g= 9,81 м/с2; РН – абсолютное давление газа в газопроводе, МПа; Dвн– внутренний диаметр трубы, см; z – коэффициент сжимаемости газа; T–абсолютная температура, К (Т = 273 + t, гдеt – температура газа, °С). Для надземных трубопроводов ориентировочно w можно принимать равным, примерно, 10 % от собственного веса трубы. 4.26. Значение критического продольного усилия: где q* – предельное погонное сопротивление перемещениям газопровода вверх, МН/м; ρ0 – расчетный радиус кривизны оси газопровода, м. 4.27. Для вертикальных углов поворота выпуклостью вверх, образованных в результате упругого изгиба с радиусом кривизны r, расчетный радиус кривизны r0 принимается равным , при этом допускается упругий изгиб, удовлетворяющий условию . При более крутых поворотах трассы следует использовать вставки холодного гнутья и заводские отводы с радиусом кривизны оси R ≥ 5D. Прямолинейные участки газопровода рассматриваются как изогнутые (выпуклостью вверх), для них расчетный радиус изгиба принимается равным ρ0 = 5000 м. Для вертикальных углов поворота трассы, образованных с помощью вставок холодного гнутья и заводских отводов, расчетный радиус кривизны ρ0 подземного газопровода определяется в зависимости от конструктивной схемы угла поворота трассы в соответствии с рекомендациями СТО Газпром 2-2.1-249-2008 (прил. B). 4.28. Общая устойчивость участка магистрального газопровода выполняется в случае, если удовлетворяется условие: где S – эквивалентное продольное усилие в сечении газопровода, МН; Nкр – критическое продольное усилие, которое определяется с учетом радиуса кривизны оси, высоты засыпки, свойств грунта, балластировки и закрепления анкерами, возможного обводнения, МН; ku.b. – коэффициент запаса общей устойчивости, принимаемый равным: – 1,10 – для участков газопроводов категории Н; – 1,30 – для участков газопроводов категорий С и В. В случае когда условие общей устойчивости участка газопровода не соблюдается, необходимо выполнить одно или несколько следующих мероприятий: – увеличить глубину засыпки грунтом; – изменить схему выполнения угла поворота трассы; – применить балластировку участка газопровода грузами; – применить закрепление участка газопровода анкерными устройствами. 4.6. Проверка овальности сечений подземного газопровода послеукладки и засыпки 4.29. После укладки и засыпки подземного газопровода под действием веса грунта засыпки происходит нарушение первоначально правильной кольцевой формы сечений газопровода. Отклонение формы поперечного сечения трубы от кольцевой характеризуется так называемой овальностью, которая вычисляется по формуле где Θ – овальность сечения, %; Dmax, Dmin – соответственно максимальный и минимальный диаметры в рассматриваемом сечении трубопровода, м. 4.30. Вертикальную равномерно распределенную нагрузку q от веса фунта засыпки вычисляют по формуле где g – ускорение свободного падения, м/с2; rd – плотность грунта ненарушенной структуры, кг/м3(см. табл. П2.1); H – высота засыпки от поверхности земли до верхней образующей трубы, м; kbf – коэффициент, учитывающий уменьшение плотности грунта засыпки по сравнению с грунтом ненарушенной структуры kbf= 0,95-0,98; ktr – коэффициент вертикального давления грунта в траншее. 4.31. Овальность сечения подземного газопровода после его засыпки: ; ; , где q – вертикальная равномерно распределенная поперек оси трубопровода нагрузка от веса грунта засыпки, действующая на уровне верхней образующей трубопровода, МН/м; r – радиус средней линии поперечного сечения трубы, м; L* – единичная длина трубопровода, L* = 1 м; – цилиндрическая жесткость оболочки, МН·м. 4.32. Коэффициент вертикального давления грунта в траншее ktr вычисляют в зависимости от размеров траншеи по формулам: – для песчаных и супесчаных грунтов засыпки: – глинистых грунтов засыпки: где b – средняя ширина траншеи, м; Н – высота засыпки от поверхности земли до верхней образующей трубы, м. 4.33. Средняя ширина траншеи вычисляется по приближенной формуле где h0 – глубина заложения газопровода (п. 1.11) м; α – угол между основанием и откосом траншеи, град. 4.34. Полученное по формуле, приведенной в п. 4.29, значение овальности должно удовлетворять условию: где ΘCOD – овальность, %, допускаемая из условия прохождения ВТУ. В случае если условие не удовлетворяется, следует назначить меньшую глубину засыпки или применить трубы с более толстой стенкой. 4.7. Устойчивость формы поперечных сечений газопровода 4.35. Условие местной устойчивости стенки трубы газопровода может быть выполнено за счет назначения соответствующей толщины стенки при известных изгибных деформациях и начальной овальности сечений труб. 4.36. Критическая продольная деформация при изгибе газопровода принимается из получивших достаточное экспериментальное подтверждение теоретических разработок теории устойчивости цилиндрических оболочек в виде При совместном действии изгибающего момента и продольной растягивающей силы местная устойчивость стенки газопровода обеспечивается при выполнении условия где εb – предельно допустимая изгибная деформация, %. В данной формуле все деформации сжатия условно считаются положительными. Предельно допустимая изгибная деформация εb задается в проекте. Она не должна превосходить значения 0,40 %. 4.37. Понижающий коэффициент ψN вычисляют по формуле где σN – осевые сжимающие продольные напряжения, МПа, условно считающиеся положительными и приравниваемые к величине продольных напряжений, но без учета изгиба: . 4.38. Параметр овальности, вычисляемый зависимостью: , где Θ0 – расчетная начальная овальность, следует принять равной 2,0 %. 4.39. Параметр критического напряжения вычисляется следующим образом: 5. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ КОМПРЕССОРНОГО ЦЕХА Пропускная способность газопровода Qк, млн м3/сут., задана в табл. П1.1. 5.1. Затраты мощности КЦ где n – показатель политропы; ηпол– политропический КПД нагнетателя, выбираем в п. 1.13. К основному оборудованию КЦ относятся компрессорные машины и приводящие их двигатели. Каждый тип компрессорных машин имеет свою область рационального использования в зависимости от суточной производительности. При рассчитанной рабочей производительности, а также из-за отсутствия необходимого числа близко расположенных источников тока, наиболее подходящим типом компрессорных машин являются центробежные нагнетатели. В курсовом проекте необходимо рассматреть 2 техологические схемы: с полнонапорными и с полнорасходными нагнетателями. 5.2. Из преречисленных в табл. П3.1 ГПА находим оптимальный вариант центробежных нагнетателей, которые будут удовлетворять условию: , где – производительность нагнетателя ; n– количество групп в интервале (2÷6) для технологической схемы с полнорасходными нагнетателями; или количество ЦН для схемы с полнонапорными нагнетателями. 5.3. Определяем еденичную мощность привода параллельного соединения нагнетателей 5.4. Определяем еденичную мощность привода параллельно-последовательного соеденения нагнетателей 5.5. Для паралельно-последовательного соеденения нагнетателей заданная степень сжатия по компрессорному цеху 5.6. Для паралельного соеденения нагнетателей заданная степень сжатия по компрессорному цеху Пример. Для обеспечения комерческой производаиельности 60 млн м3/сут. используем ЦБН 370-14-1 для техносогоческой схемы с паралельно-последовательным соеденением нагнетателей, если . Тогда . Округляем до 3. Получили 3 группы ГПА со степенью сжатия 1,25 и сумарную степень сжатия в группе 1,56. Подбираем привод для ЦН. Для перекачки 60 млн м³/сут. природного газа компрессорному цеху необходимо порядка 35 МВт мощности. Расчетная мощность агрегата МВт и их количество 6. Из данных табл. П3.2, П3.3 подбираем привод для ЦНПГ. Основные параметры некоторых типов ЦН при номинальном режиме берутся в этих же таблицах. Необходимо учитывать, что сегодня в проектных расчетах используются газотурбинные приводы нагнетателей природного газа с КПД не ниже 32 % (для мощности Nагр от 16 МВт и выше, в простом цикле). Для параллельной схемы используем ЦБН Н-196-1,45. Тогда . Округляем до 6 агрегатов. Паспортная мощность ЦБН ПГ МВт и их количество 6. 5.7. Определяем рабочую зону по производительности нагнетателя. Узнаем, какое количество газа проходит через одну группу: рабочая зона: , где . 5.8. Производительность группы или ЦБН ПГ , Определяем, может ли ГПА пропустить через себя требуемое количество газа для каждого варианта КЦ. Используя данные табл. П3.4, определяем число резервных машин. Все полученные данные записываем в табл. 5.1. Рассмотрим параллельную схему включения нагнетателей и последовательно-параллельную схему. В итоге образуется несколько вариантов, из которых нужно будет выбрать такой, который обеспечит заданную производительность газопровода при заданных условиях. Таблица 5.1

Варианты технологического оборудования КЦ

Тип ЦБН	Паспортная подача ЦБН, млн м³/ сут.	Степень сжатия	Кол-во групп	Кол-во ЦБН ПГ	Расчетная подача группы или ЦБН ПГ, млн м³/ сут.	Рабочая зона нагнетателя, млн м³/сут.
260-13-2	14,0	1,22	4	8	15,0	11,9÷16,1
370-14-1	19,5	1,25	3	6	20,0	16,575÷22,425
Н-196-1,45	10,7	1.45	0	6	10,0	9,1÷12,31

5.9. Для каждого варианта определяется удельные приведенные расходы по станции Ск с учетом типа привода. На основе значений ε и рассчитывается комплекс

где степень сжатия нагнетателя расчитывается в пунктах 2.7 – 2.8.

5.10. Совокупные затраты на один КЦ – Ск в общем случае расчитываются:

где Э – эксплуатационные расходы на станции, тыс. руб/год; К – капиталовложения в КС, тыс. руб; Е – отраслевой коэффициент, обратный сроку окупаемости и равный для объектов транспорта и хранения нефти и газа 0,15, 1/год.

Э=n∙a_э+n_p∙в_э+c_э; К=(n+n_p)∙а_к+в_к;

где n_н– число рабочих ГПА на станции; n_p – число резервных ГПА; а_э, в_э, с_э, а_к, в_к – коэффициенты, отражающие затраты, связанные с ГПА и другими системами и службами КЦ, независимыми от числа ГПА на станции.

5.11. Капиталовложения в КС

Численные значения коэффициентов а_э, в_э, с_э, а_к, в_к даны в табл. П3.5, П3.6. Сравнив значения комплексов (выбирается минимальное значение), останавливаем свой выбор на марке ГПА с ГТН-6 с последовательно-параллельной схемой КЦ, как наиболее экономически целесообразном варианте.

Полная технические характеристики 370-14-1:

– суточная подача

– давление нагнетания

– степень сжатия π = 1,25;

– частота вращения

Необходимо привести описание выбранной технологической схемы КЦ.

В зависимости от выбранного типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:

– схема с последовательной обвязкой, характерная для неполнонапорных нагнетателей (степень сжатия 1,23-1,25);

– схема с параллельной коллекторной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей (степень сжатия до 1,45).

Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для:

– приема на КЦ технологического газа из магистрального газопровода;

– очистки технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;

– распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;

– охлаждения газа после компримирования в АВО газа;

– вывода КЦ на станционное «кольцо» при пуске и остановке;

– подачи газа в магистральный газопровод;

– транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КЦ;

– при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.

На рис. 5.1 представлена технологическая схема КЦ с последовательно-параллельной обвязкой ЦБН ПГ, состоящего из 8 ГПА.

Рис. 5.1. Технологическая схема компрессорного цеха КЦ-1

По этой схеме, газ из магистрального газопровода через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КЦ к магистральному газопроводу. Данный кран предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КЦ в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорного цеха или обвязке ГПА.

После крана № 19 газ поступает к входному крану № 7, также расположенному на узле подключения. Кран предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7р, который предназначен для выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции, а далее производится открытие крана № 7. Это делается во избежание газодинамического удара. Сразу за краном № 7 по ходу газа установлен свечной кран № 17, который служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций цеха при производстве на них профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет и при возникновении аварийных ситуаций на КЦ.

После крана № 7 газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители. В них он очищается от механических примесей и влаги. После очистки газ по трубопроводу поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА через кран № 1 на вход центробежных нагнетателей.

Параллельно-последовательная схема позволяет осуществлять как параллельную работу одного, двух, трех ГПА, так и параллельную работу группы агрегатов, состоящих из двух последовательно работающих ГПА. Для этой цели используются так называемые «режимные» краны, при изменении положения которых можно осуществить любую необходимую схему работы ГПА.

Для получения необходимой степени сжатия в этих схемах газ после выхода из одного нагнетателя сразу же поступает на вход другого. Необходимый расход газа через КС достигается работой нескольких групп ГПА.

Краны в обвязке нагнетателя имеют следующую нумерацию и назначение:

- № 1 – устанавливается на всасывающем трубопроводе и служит для приема газа;

- № 2 – устанавливается на выходном трубопроводе, предназначен для выхода газа;

- № 3 – обводной, применяется только для неполнонапорных нагнетателей и предназначен для работы в группе из 2 и 3 агрегатов;

- № 3бис – обводной кран и перестанавливается только в период пуска и остановки ГПА. Время его работы должно быть минимальным, чтобы не допустить перегрева контура обвязки нагнетателя;

- № 4 – обводной для крана № 1, предназначен для заполнения контура нагнетателя перед пуском;

- № 5 – свечной, расположен на нагнетательном трубопроводе до крана № 2 и предназначен для продувки ЦБН перед пуском и сброса газа в атмосферу при любых остановках ГПА;

- № 41, -49 – режимные краны.

Перед заполнением ЦБН в обязательном порядке через краны № 4 и 5 проводят его продувку примерно 15 – 40 с. После этого закрывается свечной кран № 5, давление в контуре начнет расти. По достижении перепада на кране № 1, равного 0,08-0,1 МПа, открывают краны № 1 и 2.

При работе ГПА газ из всасывающего коллектора через кран № 1 поступает в нагнетатель, где происходит его сжатие, и через кран № 2 направляется либо в нагнетательный трубопровод, либо может направляться и на вход следующего агрегата для обеспечения двухступенчатого сжатия.

Выход газа после компримирования осуществляется по выходным шлейфам. На каждом выходном шлейфе установлен свой трубопровод, соединенный с входным трубопроводом перед пылеуловителями, позволяющий выводить на «Станционное кольцо» при открытии крана № 6 или 6А любую из работающих групп ГПА.

После установки охлаждения газ через выкидной шлейф по трубопроводу, через выходной кран № 8 поступает в магистральный газопровод.

Перед краном № 8 устанавливается обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода. Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана № 8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к серьезной аварии в КЦ.

Назначение крана № 8, который находится на узле подключения КЦ, аналогично крану № 7. При этом стравливание газа в атмосферу происходит через свечной кран № 18, который установлен по ходу газа перед краном № 8.

На узле подключения КЦ между входным и выходным трубопроводом имеется перемычка с установленным на ней краном № 20. Назначение этой перемычки – производить транзитную подачу газа, минуя КС в период ее отключения (закрыты краны № 7 и 8; открыты свечи № 17 и 18).

Для данной технологической схемы обязательным является условие: при остановке в группе одного ГПА требуется выводить на режим «кольцо» и второй агрегат.

На рис. 5.2 представлена технологическая схема с параллельным соединением ЦБН ПГ этого цеха.

Из магистрального газопровода газ поступает в технологическую обвязку КЦ по схеме, описанной выше. После очистки в пылеуловителях газ по трубопроводу распределяется по ГПА через кран № 1 на вход центробежных нагнетателей.

После сжатия в центробежных нагнетателях газ проходит обратный клапан, выходной кран № 2 и по трубопроводу поступает на установку охлаждения газа (АВО газа).

Рис. 5.2. Технологическая схема КЦ

Краны в обвязке нагнетателя с 1 – 5 имеют тоже назначение, что и для схемы с параллельно-последовательной обвязкой. Различие схем заключается в отсутствии кранов № 3 и 3бис и наличии крана № 6М. Это противопомпажный регулирующий клапан, предназначенный для защиты агрегата от помпажа, когда такие условия возникают. Это обеспечивается путем перепуска части газа на вход в нагнетатель.

Один обратный клапан на линии нагнетания – перед краном № 2, и один на линии пускового контура – перед краном № 6. Назначение этих клапанов – исключить попадание газа в ЦБН на неработающем ГПА и не допустить подачу газа на колесо нагнетателя в момент пуска и остановки для предотвращения обратной раскрутки.

При эксплуатации КС может возникнуть ситуация, когда давление на выходе станции может приблизиться к максимальному разрешенному или проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и входным трубопроводом устанавливается перемычка с краном № 6А. Этот кран также необходим при пуске или останове цеха. При его открытии часть газа с выхода поступает на вход, что снижает выходное давление и увеличивает входное. Снижается и степень сжатия центробежного нагнетателя. Работа КЦ с открытым краном № 6А называется работой станции на «Станционное кольцо». Параллельно крану № 6А врезан кран № 6АР, необходимый для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя. Диаметр этого крана составляет 10 15 % от сечения трубопровода крана № 6А (~ =150 мм). Для минимально заданной заводом-изготовителем степени сжатия нагнетателя последовательно за краном № 6А врезается ручной кран № 6Д.

Технологическая обвязка КЦ любого типа имеет узлы подключения, на которых установлены камеры приема и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для запуска и приема очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КЦ в потоке газа, за счет разности давлений – до и после поршня.

На магистральном газопроводе на выходе из КЦ установлен охранный кран № 21, назначение которого такое же, как и охранного крана № 19.

6. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ КЦ

6.1. Расчет располагаемой мощности ГПА

Расчет режима работы состоит в определении мощности N, потребляемой каждым нагнетателем, и мощности , развиваемой приводящим его двигателем. Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства .

Экономичность КЦ с центробежными нагнетателями определяется изменением политропического КПД нагнетателя, который снижается при отклонении режима работы ГПА от номинального.

6.1. Расчет располагаемой мощности ГТУ.

Располагаемая мощность ГТУ, приводящей центробежный нагнетатель, находится в зависимости от условий работы установки по формуле:

где – номинальная мощность ГТУ, МВт; – коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ, ; К_t– коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха, К_t= 2,8; К_об – коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы, К_об= 1; К_у – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов, ; Р_Р– расчетное давление наружного воздуха МПа (принимаем Р_ст=101,3кПа); Т_Р и Т_ст– расчетная и стандартная температура воздуха на входе ГТУ, Т_ст= 288 К;

где Т_а – средняя температура наружного воздуха (см. табл. П1.6);
– поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе ГТУ, = 5 К.

По результатам расчета, с учетом частоты вращения ротора ЦБН ПГ, выбирается привод для ЦН природного газа. Для нашего примера приводом будет газотурбинная установка ГТ-750-6, номинальная мощность привода N = 6,30 МВт и коэффициент полезного действия η = 0,24.

6.2. Расчет режима работы нагнетателей

Расчет проводим с использованием приведенных характеристик центробежных нагнетателей (прил. 4). Для выбранного нагнетателя 370-14-1 приведена характеристика на рис. 6.1. На характеристике нагнетателя нанесем точку «О», соответствующую паспортным данным на номинальном режиме нагнетателя. Для этого расчитаем приведенные значения производительности нагнетателя для состава газа, которому соответствуют z_пр=0,9; R_пр=491 Дж/(кг×К); T_пр=288 К.

6.2. Плотность газа, соответствующего заданному месторождению, при условиях всасывания, :

6.3. Плотность газа при условиях всасывания приведенной харарктеристики выбранного центробежного нагнетателя, :

6.4. Расчитываем объемную производительность нагнетателя в для заданных параметров Q_кЦБН= 20 млн м³/сут.; π_н=1,22;
Р_вхЦБН=5,5 МПа; Т_К=288 К.

где

6.5. Для того чтобы нанести рабочую точку на характеристику нагнетателя, необходимо привести объемный расход газа через нагнетатель к приведенному составу газа, для которого построена характеристика:

По расчитанной производительности и степени повышения давления на характеристике ЦБН ПГ наносим точку «Р» (рис. 6.1). Эта точка соответствует заданному режиму работы нагнетателя. С характеристики для точки «Р» снимаем значение .

6.6. По паспортным данным выбранного ЦНПГ по формулам, приведенным в пп. 6.4, 6.5, расчитывается приведенная объемная производительность и на характеристику ЦБН ПГ наносится точка «0» (см. рис. 6.1).

Рис. 6.1. Приведенная характеристика 370-14-1:

z_пр=0,9; R_пр=491 Дж/(кг×К); T_пр=288 К; – кВт/(кг/м³), – м³/мин

6.7. Для паралельно-последовательной схемы повторяем расчет с п.6.3 – 6.5 для определения параметров газа на входе во второй нагнетатель, с учетом что

где n– показатель политропы, определен в п. 1.13.

6.8. Объемная подача на входе во второй последовательно соединенный нагнетатель Q_пр.2определяется следующим образом:

где

6.9. Объемная приведенная производительность:

или

При определении Q_пр.2следует иметь в виду, что объемная подача второго нагнетателя Q_пр.2не должна быть меньшеминимального значения Q_пр._min, чтобы обеспечить необходимый запас газодинамической устойчивости ЦБН ПГ. Для второго нагнетателя строится рабочая точка «Р₂».

По характеристике нагнетателя определяются показатели , соответствующие рабочим точкам «Р_1-2».

6.10. Рассчитываем физические обороты, необходимые для нагнетателя:

6.11. Допустимый интервал изменения числа оборотов ротора нагнетателя из условия экономичности работы нагнетателя:

где – номинальные частота вращения ротора нагнетателя, об/мин; и – минимальное и максимальное значения производительности, соответствующее зоне приведенной характеристики нагнетателя с ≥0,8, определяется по объемной производительности нагнетателя, соответствующей точке «0»:

;

; .

Частота вращения ротора нагнетателя должна обеспечить заданный режим работы ГПА (степень сжатия и производительность нагнетателя). Для заданного диапазона режима работы нагнетателя с должно находится в интервале изменения частоты вращения.

6.12. Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа гарантируется при соблюдении неравенства:

где [Q_гр]_пр – значение из приведенной характеристики, соответствующее минимальному значению. Если это условие не выполняется, то необходимо подобрать другой нагнетатель.

6.13. Определяем политропический КПД нагнетателя η_пол и относительную приведенную внутреннюю мощность, потребляемую нагнетателем , по приведенной характеристике нагнетателя, которые соответствуют значению Q_V_пр.

6.14. Расчет мощности, потребляемой нагнетателем:

Проверяем на соответствие условию:

где N – номинальная мощность ГТУ. Если это условие не выполняется, то необходимо подобрать другой привод к ЦБН ПГ.

7. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ КЦ

Кроме технологической трубопроводной обвязки и газопере-качиваюших агрегатов, к основному оборудованию компрессорного цеха относятся пылеуловители и аппараты воздушного охлаждения газа.

7.1. Подбор пылеуловителей

Установка очистки газа предназначена для очистки технологического газа, поступающего на КЦ, от твердых и жидких примесей и предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов.

На большенстве компрессорных цехов очистка газа проводится в одну ступень. Двухступенчатая система очистки устанавливается на компрессорных станциях, близко расположенных к месторождению, и после подводных переходов (по необходимости). В качестве пылеуловителей на КЦ широко применяются аппараты циклонного и мультициклонного типа. По рабочему давлению на входе Р_нподбирается пылеуловитель.

7.1. По паспортным данным пылеуловителя определяются минимальная и максимальная производительность пылеуловителя (табл. П3.10). Так как плотность перекачиваемого газа отличается от стандартной, то необходимо скорректировать пределы производительности пылеуловителя:

где 0,97 – коэффициент изменения производительности пылеулови-телей.

7.2. По уточненным значениям производительности определяем потребное число пылеуловителей: , округляем число пылеуловителей до ближайшего целого и уточняем значение минимального расхода через пылеуловитель: , при этом должно выполнятся условие – . Если оно не выполняется, то необходимо подобрать другой пылеуловитель.

7.3. Определим максимальную производительность пылеуловителя при отключении одного из аппаратов:

Необходимо выполнение условия , чтобы при отключении одного из аппаратов нагрузка на оставшиеся в работе не выходила за пределы их максимальной производительности .

7.2. Подбор аппаратов воздушного охлаждения АВО

Компримирование технологического газа в газоперекачивающих агрегатах сопровождается увеличением температуры. Для предотвращения нарушения устойчивости и прочности труб и покрывающей их изоляции, для уменьшения объема транспортирования газа и снижении коэффициента гидравлических потерь при охлаждении, а также на участках с многолетне-мерзлыми грунтами для предотвращения их растепления, проводится охлажление технологического газа после его компримирования в ЦБН.

По рекомендациям [7] оптимальная среднегодовая температура охлаждения газа принимается на 10 – 15 °С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха .

7.4. Определяем среднегодовой температуры наружного воздуха

где – средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период; – поправка на изменчивость климатических данных, применяемая равной 2 °С.

7.5. Общее количество тепла, подлежащее отводу от газа на установке , Дж/с,

где t₁= t_н, температура газа на входе в АВО, равная температуре газа на выходе компрессорных машин, °С; t₂ – оптимальная температура охлаждения газа, °С, принимается на 10 – 15 °С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха , Ср – теплоемкость природного газа, Дж/кгК.

К рассмотрению принимаем несколько различных типов АВО. По номинальной производительности аппаратов и известной производительности КС определяем потребное количество АВО n_АВОкаждого типа и рассчитываем требуемые производительности одного аппарата каждого типа по теплоотводу и по расходу газа G.

7.6. Предварительное определение количества АВО:

где G – массовый расход природного газа, определен в п. 1.2. Округляют n_АВО до ближайшего целого и уточняют расход через аппарт охлаждения газа:

7.7. Производительность одного аппарата по теплоотводу:

7.8. Плотность воздуха на входе в АВО, :

где Р_а – атмосферное давление (МПа); t_1в – температура охлаждающего воздуха, °С.

7.9. Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха t_2в, °С:

где – общий объемный расход воздуха, подаваемого всеми вентиляторами одного АВО ( ), берется из табл. П3.7,
= 1005,0 – теплоемкость воздуха при барометрическом давлении и t_1в.

Необходимо выполнение условия .

Проверка принятого числа АВО по поверхности теплопередачи одного АВО.

7.10. Тепловой напор

7.11. Поправка на сложность схемы тока

где i – число ходов газа в аппарате (i=1...4); ε_∆_t– поправка, определяемая по прил. 3, рис. П3.1, в зависимости от параметров R и Р:

7.12. Температурный напор для любой сложной схемы течения теплоносителей.

7.13. Требуемая поверхность теплопередачи :

где – коэффициент теплопередачи (см. табл. П3.7).

При расчете необходимо выполнение условия:

где – фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО), увеличенная на 10 % с учетом возможного выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена, м; – допустимое расхождение между Fи (может быть принято 5 % от ), м.

7.14. Плотность газа на входе в АВО при давлении на входе из ЦН ПГ, кг/м³:

7.15. Площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа, м²:

где d – внутренний диаметр труб, м; m – общее число труб, шт.

7.16. Средняя скорость газа в трубах АВО, м/с:

Скорость течения газа в трубках изменяется от 3 до 10 м/с. Значение рассчитанной скорости газа в трубкках должно находится в этом диапазоне.

7.17. Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа ΔР в МПа (движение газа – в зоне квадратичного закона сопротивления):

где – сумма коэффициентов местных сопротивлений; l – длина труб АВО, м (см. табл. П3.7); Δ – эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в расчетах Δ =2×10^-4 м), м. Необходимое выполнение условия: ΔР£ ΔР_ДОП (ΔР_ДОП = 0,015 – 0,02 МПа).

7.18. Определение энергетического коэффициента Е.

Энергетический коэффициент используется для сравнения эффективности работы теплообменной аппаратуры и представляет собой отложение количества переданного тепла к затратам энергии на преодоление гидравлических сопротивлений теплообменника:

где N – мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивлений со стороны поверхности теплопередачи, Вт; H – полный напор, развиваемый вентиляторами АВО, Па; n – число АВО, шт .

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Козаченко Н.А., Никишин В.И., Поршаков БП. Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учебное пособие. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. – 400 с.

2. Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник: Т.З. Надежность систем газо- и нефтеснабжения / Под ред. М.Г. Сухарева. – Кн. 1, 2. – М.: Недра, 1994.

3. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. – Тюмень:, ТюмГНГУ, 2004.

4. Ревзин Б.С., Ларионов И.Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспортировки газа: Справочное пособие. – М.: Недра, 1997. – 303 с.

5. Деточенко А.В., Волков М.М., Михеев А.Л. Спутник газовика. –М.: Недра, 1978.

6. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. – М.: Госстрой, 1985.

7. СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений. – М.: Госстрой, 1983.

8. Суринович В.К., Борщенко Л.И. Машинист технологических компрессоров. – М.: Недра, 1986.

9. СТО ГАЗПРОМ 2-2.1-249-2008. Магистральные газопроводы.– М.: Газпром, 2008.

10. СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. – М.: Газпром, 2006.

11. СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-454-2010. Правила эксплуатации магистральных газопроводов. – М.: Газпром, 2010.

12. ВСН 39-1.9-003-98. Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов.

13. СНиП 23-01-99. Система нормативных документов в строительстве.

14. ГОСТ 30319.1-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки. – М.: Изд-во станд-тов, 1997.

15. Министерство регионального развития Российской Федерации, свод правил (проект) СП Х.ХХХХХ.2011. Свод правилпромысловыетрубопроводы.Нормыпроектирования. – М., 2011.

Приложение 4

В приведенных характеристиках центробежных нагнетателей, помещенных в данном приложении, приняты следующие единицы:

– кВт/(кг/м³) – м³/мин


650-22-2 R_пр= 451 кГм/(кг×К); T_пр= 288 К			Н-6-56 z_пр=0,90; R_пр=490 Дж/(кг×К); T_пр=288 К


280-11-1(2) z_пр=0,91; R_пр=491 Дж/(кг×К); T_пр=288 К		370-18-1 с зауженной проточной частью z_пр=0,885; R_пр=510 Дж/(кг×К); T_пр=288 К.

260-13-2 z_пр=0,91; R_пр=491 Дж/(кг×К); T_пр=288 К	ГПА-Ц-6,3 z_пр=0,9; R_пр=491 Дж/(кг×К); T_пр=288 К


Приведенные характеристики Н-300-1,23 z_пр=0,91; R_пр=491 Дж/(кг×К); T_пр=288 К.	Приведенные характеристики 370-14-1/370-15-1 z_пр=0,9; R_пр=491 Дж/(кг×К); T_пр=288 К.


«RF 2ВВ-30» z_пр=0,9; R_пр=491 Дж/(кг×К); T_пр=288 К.	520-12-1 z_пр=0,91; R_пр=491 Дж/(кг×К); T_пр=293 К.


370-18-1 с зауженной проточной частью z_пр=0,90; R_пр=491 Дж/(кг×К); T_пр=288 К.	370-18-2; z_пр=0,888; R_пр=508 Дж/(кг×К); T_пр=288 К.


RCL-1002/40 z_пр=0,9; R_пр=491 Дж/(кг×К); T_пр=288 К.	RCL-802/24 z_пр=0,9; R_пр=491 Дж/(кг×К); T_пр=288 К.

Приведенные характеристики Н-16-76-1,37 z_пр=0,895; R_пр=508 Дж/(кг×К); T_пр=288 К

Приведенные характеристики Н-16-76-1,25

z_пр=0,895; R_пр=508 Дж/(кг×К); T_пр=288 К

Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 904; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

Мы поможем в написании ваших работ!

© 2014-2024 — Студопедия.Нет — Информационный студенческий ресурс. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав (0.286)