354

Расчетная часть-Расчёт маслянной системы компрессора Cooper-Bessemer RF-2ВВ-30-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Текст пояснительной записки выполнен на Украинском языке вы можете легко его перевести на русск

ID: 207851
Дата закачки: 19 Марта 2020
Продавец: leha.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word

Описание:
Расчетная часть-Расчёт маслянной системы компрессора Cooper-Bessemer RF-2ВВ-30-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Текст пояснительной записки выполнен на Украинском языке вы можете легко его перевести на русский язык через Яндекс Переводчик ссылка на него https://translate.yandex.ru/?lang=uk-ru или с помощью любой другой программы для перевода


5 РАСЧЕТЫ РАБОТОСПОСОБНОСТИ
5.1 Расчет оборудования компрессорных станций
5.2 Расчет имеющейся мощности ГТУ
5.3 Тепловой расчет магистрального газопровода



Комментарии: 5 РОЗРАХУНКИ ПРАЦЕЗДАТНОСТІ
5.1 Гідравлічні розрахунки магістральних газопроводів

Справжній розділ встановлює вимоги до методики гідравлічного розрахунку магістральних газопроводів і включає:
- визначення пропускної спроможності і продуктивності магістральних газопроводів;
- розрахунок стаціонарних гідравлічних режимів роботи лінійних ділянок;
- розрахунок стаціонарних теплових режимів роботи лінійних ділянок;
- розрахунок режимів роботи компресорних станцій.
Основою для проектування магістральних газопроводів є Схема розвитку і розміщення газової промисловості, що визначає напрями і об\'єми транспорту газу. Продуктивністю магістрального газопроводу називається кількість газу, що поступає в газопровід за рік (млрд. м3 /год, при 293,15 К і 0,1013 МПа).
Слід розрізняти задану і проектну продуктивність магістрального газопроводу. Заданою продуктивністю магістрального газопроводу називається значення продуктивності, обумовлене в завданні на проектування.
При проектуванні магістрального газопроводу повинне проводитися техніко-економічне зіставлення різних технологічних варіантів транспорту газу з метою вибору оптимального варіанту.
Продуктивність магістрального газопроводу, відповідна оптимальному технологічному варіанту, називається проектною.
При виконанні гідравлічних розрахунків залежно від призначення магістральних газопроводів і ступеня нерівномірності транспорту газу вони підрозділяються на:
- базові
- розподільні
- маневрені
- відведення.
Базовими називаються магістральні газопроводи, призначені для транспорту газу з району його здобичі в райони споживання або передачі в інші газопроводи.
Розподільними газопроводами називаються газопроводи для подачі газу з базових газопроводів у відведення або окремим крупним споживачам.
Маневреними газопроводами називаються магістральні газопроводи з підвищеною нерівномірністю або реверсивним характером транспорту газу (газопроводи-перемички, пікові газопроводи, що підводять газопроводи ПХГ і тому подібне).
Відведеннями називаються магістральні газопроводи, що призначені для подачі газу від розподільних або базових газопроводів до міст, населених пунктів і окремих крупних споживачів, працюють в режимі годинної нерівномірності, викликаною нерівномірністю відбору газу споживачами.

5.1.1 Визначення пропускної спроможності і продуктивності магістральних газопроводів

Пропускною спроможністю магістрального газопроводу називається кількість газу, яка може бути передане по газопроводу в добу при стаціонарному режимі, максимально можливому використанні потужності газоперекачуючих агрегатів, що розташовується, і прийнятих розрахункових параметрах (робочий тиск, коефіцієнт гідравлічної ефективності, температура навколишнього повітря і грунту, температура охолоджування газу і тому подібне)
Слід розрізняти оцінну і проектну пропускну спроможність магістральних газопроводів. Оцінною пропускною спроможністю магістрального газопроводу називається орієнтовне значення пропускної спроможності, визначуване в початковій стадії проектування газопроводу для подальшого розрахунку можливих технологічних варіантів транспорту газу.
Проектною пропускною спроможністю магістрального газопроводу називається пропускна спроможність, відповідна оптимальному технологічному варіанту. Оцінну пропускну спроможність базових магістральних газопроводів слід знаходити по формулі:
(млн. м/доб. при 293,15 К і 0,1013 МПа) (5.1)
де - задана продуктивність магістрального газопроводу (млрд. м/рік при 293,15 До і 0,1013 МПа)
- оцінний коефіцієнт використання пропускної спроможності, визначений по формулі:
(5.2)
у якій: - коефіцієнт розрахункової забезпеченості газопостачання споживачів, що відображає необхідність збільшення пропускної спроможності газопроводу для забезпечення газопостачання споживачів в періоди підвищеного попиту на газ. Підвищений попит на газ може бути обумовлений похолоданнями протягом опалювального сезону (пониженням температури зовнішнього повітря щодо середньомісячних багаторічних значень), а також можливим випередженням потреби народного господарства в газі в порівнянні з прогнозом.
Слід приймати =0,95;
- коефіцієнт екстремальних температур, що враховує необхідність компенсації зниження пропускної спроможності газопроводу, пов\'язаного з впливом екстремально високих температур зовнішнього повітря (що перевищують середньомісячні багаторічні значення) на потужність газоперекачуючих агрегатів, що розташовується, і глибину охолоджування газу, що транспортується, апаратами повітряного охолоджування.
Слід приймати =0,98;
- оцінний коефіцієнт надійності газопроводу, що враховує необхідність компенсації зниження пропускній спроможності газопроводу при відмовах лінійних ділянок і устаткування компресорних станцій.
Значення коефіцієнта слід приймати по таблиці 5.1.


Таблиця 5.1 - Оцінні коефіцієнти магістральних газопроводів
Довжина газопроводу, км.  Тип газоперекачуючих агрегатів
 з газотурбінним і електричним приводом ГМК
 Діаметр газопроводу, мм
 1420 1220  1020  820   820
1 2  3  4  5  6
500 0,99  0,99  0,99  0,99  0,99
1000 0,98  0,98  0,98  0,99  0,98
1500 0,97  0,98  0,98  0,98  0,98
2000 0,96  0,97  0,97  0,98  0,96
2500 0,95  0,96  0,97  0,97  0,95
3000 0,94  0,95  0,96  0,97  0,94


5.1.2 Оцінка пропускної спроможності магістральних газопроводів слід визначати для періоду максимальної подачі газу
(млн. м/доб при 293,15 До і 0,1013 МПа) (5.3)
де - середня добова кількість газу, що поступає в газопровід за період максимальної подачі газу.
Коефіцієнт повинен визначатися згідно вимогам п.12.8 справжніх норм.

5.1.3 Оцінну пропускну спроможність відведень слід визначати по формулі
(млн. м/доб при 293,15 К і 0,1013 МПа) (5.4)
де - максимальне годинне споживання газу (м/ч), визначуване по суміщеному графіку газоспоживання всіма споживачами, розташованими за лінійною ділянкою, що розраховується.
Коефіцієнт використання пропускної спроможності для відведень повинен визначатися по формулі
. (5.5)
При цьому необхідно приймати =0,95, =0,99.
Розрахунок технологічних варіантів транспорту газу повинен проводитися:
- для базових газопроводів - по оцінній пропускній спроможності, знайденій по формулі 12.1, при середньорічній температурі навколишнього середовища (зовнішнє повітря і грунт);
-для розподільних і маневрених газопроводів і відведень - по оцінній пропускній спроможності для періоду максимальної подачі газу, знайденої по формулах 12.3 і 12.4, при середній для вказаного періоду температурі навколишнього повітря і грунту.
Проектну продуктивність базових і розподільних магістральних газопроводів слід визначати по формулі:
(млрд. м/рік при 293,15 До і 0,1013 МПа)(5.6)
де - пропускна спроможність газопроводу в -том розрахунковому періоді; - число днів в -том розрахунковому періоді.
- коефіцієнт використання пропускної спроможності магістрального газопроводу.
Для базових, розподільних і маневрених газопроводів як розрахунковий період слід приймати місяць ( =12). Для розподільних і маневрених газопроводів допускається як розрахунковий період приймати квартал ( =4).
Для відведень проектна продуктивність не визначається. Коефіцієнт використання пропускної спроможності повинен визначатися по формулі

(5.7)

Для базових, розподільних і маневрених газопроводів значення коефіцієнта надійності повинні визначатися по "Методиці розрахунку магістральних газопроводів", М., 1980 р. з використанням програми для ЕОМ, розробленою Вніїгазом. При визначенні необхідно враховувати повну протяжність газопроводу навіть в тому випадку, якщо проектується його окрема ділянка.
Значення решти коефіцієнтів, що входять у формулу 12.7 повинні прийматися наступними:
= 0,95 - для всіх газопроводів
= 0,98 - для базових, розподільних і маневрених газопроводів.

5.2 Розрахунок стаціонарних гідравлічних режимів роботи лінійних ділянок

Гідравлічний розрахунок ділянки газопроводу, впродовж якого віддобні крапки з різницею вертикальних відміток, більш ніж 100 м, слід виконувати без урахування рельєфу траси.
Ділянки газопроводів, на яких вказана умова не дотримується, повинні розраховуватися з урахуванням рельєфу траси. При цьому газопровід слід розглядати як що складається з похилих прямолінійних ділянок з усередненим постійним ухилом. Розрахункова схема такого газопроводу представлена на рис.2. Відмітка початкової точки приймається рівною нулю ( =0).
Відмітки характерних крапок на газопроводі, розташованих вище за початкову точку, мають знак плюс, нижче початковою - знак мінус.
Пропускна спроможність (млн. м3/добки при 293,15К і 0,1013 МПа) однониткової ділянки газопроводу для всіх режимів перебігу газу повинні обчислюватися за формулою: без урахування рельєфу траси газопроводу -
(5.8)
з урахуванням рельєфу траси -
(5.9)

де
(5.10)
Значення коефіцієнта слід приймати:
1. У міжнародній СІ:
=105,087 при (МПа);
(м); (К); (км.)
2. У змішаній системі:
=0,326 при (кгс/см );
(мм) (м); (К); (км.)
де - внутрішній діаметр труби;
- відповідно абсолютний тиск на початку і кінці ділянки газопроводу;
- коефіцієнт гідравлічного опору ділянки газопроводу, безрозмірний;
- відносна щільність газу по повітрю;
- середня по довжині ділянки газопроводу температура газу, що транспортується;
- середній по довжині газопроводу коефіцієнт стисливості газу, безрозмірний;
- довжина ділянки газопроводу;
- перевищення або зниження кінцевої точки розрахункової ділянки щодо початкової точки;
- перевищення або зниження -ої точки траси щодо початкової точки;
- довжина -го елементу ділянки газопроводу.
Тиск, на початку ділянки необхідно обчислювати за формулою:
, (5.11)
де - тиск нагнітання на виході компресорного цеху;
- втрати тиску в трубопроводах між компресорним цехом і вузлом підключення до лінійної частини магістрального газопроводу (без урахування втрат тиску в системі охолоджування газу, що транспортується); слід визначати згідно вимогам п.3.12 справжніх норм;
- втрати тиску в системі охолоджування газу, включаючи її обв\'язування. Для апаратів повітряного охолоджування слід прийняти =0,0588 МПа (0,6 кгс/см ).
За віддобності охолоджування газу = 0.
Коефіцієнт стисливості природних газів слід визначати по усереднених значеннях тиску і температури відповідно до формули:
, (5.12)
де
; (5.13)
(5.14)
(5.15)
(5.16)
- обчислюється згідно вимогам справжніх норм.
Псевдокритичний тиск і температуру слід визначати:
по заданому складу газу
(5.17)
(5.18)
по заданій щільності газової суміші
(5.19)
(5.20)
або при в кгс/см
(5.21)

де: - критичні значення відповідно тиску і температури -го компоненту суміші, які необхідно визначати по табл. 21;
- молярна частка -го компоненту суміші ( =1, 2 ... );
- щільність газу (кг/м ) при =0,1013 МПа і =293,15 К.
Допускається визначати коефіцієнт стисливості природних газів по графіках рисунку 5.1, 5.2, 5.3, 5,4.

Рисунок 5.1 - Залежність коефіцієнтів стисливості газів від приведеного тиску і температур

Рисунок 5.2 - Залежність коефіцієнтів стисливості газів від приведеного тиску і температур

Рисунок 5.3 - Псевдокритичні параметри газових сумішей залежно від їх щільності (щільність при 0,1013 МПа і 293 К

Рисунок 5.4 - Поправки і для псевдокритичних параметрів і газових сумішей на зміст азоту, двоокиси вуглецю і сірководня

Поправки і (рис.5) математично підсумовуються з псевдокритичними параметрами і, визначуваними залежно від .
Коефіцієнт гідравлічного опору для ділянки газопроводу з урахуванням його усереднених місцевих опорів (крани, переходи) допускається приймати на 5 % вище за коефіцієнт опору тертя . Величину слід обчислювати по виразу:
(5.22)
де
- коефіцієнт гідравлічної ефективності приймається рівним 0,95, якщо на газопроводі є пристрою для періодичного очищення внутрішньої порожнини трубопроводів, а за віддобності вказаних пристроїв приймається рівним 0,92;
- коефіцієнт опору тертя, який для всіх режимів перебігу газу в газопроводі повинен визначатися по формулі:
(5.23)
де
- еквівалентна шорсткість труб: для монолітних труб без внутрішнього антикорозійного покриття слід приймати 0,03 мм;
- число Рейнольдса, яке слід обчислювати за формулою:
(5.24)
Значення слід приймати:
1. У міжнародній СІ
=17,75 при (Па.с) визначуваній по формулі:
(5.25)
або допускається визначати по табл.22 для газів, що містять метану не менше 85 % (о.) залежно від (МПа) і (К).
2. У змішаній системі
=1,81 · 10 при (кгс · с/м ).
Гідравлічний розрахунок лінійних ділянок між двома суміжними компресорними станціями необхідно виконувати із закритими перемичками між нитками ділянки.
Для оцінних розрахунків гідравлічний розрахунок складних ділянок газопроводів без урахування рельєфу траси допускається виконувати виходячи з гідравлічно еквівалентної однониткової ділянки.
Гідравлічно еквівалентною однонитковою ділянкою називається така ділянка постійного діаметру, який має таку ж пропускну спроможність при тому ж початковому і кінцевому тиску, що і складна ділянка.

5.3 Розрахунок стаціонарних режимів роботи лінійних ділянок

Температуру газу в будь-якій точці однониткового газопроводу при будь-якому способі прокладки слід визначати по формулі:
(5.27)
де
(5.28)
Значення коефіцієнта слід приймати:
1. У міжнародній СІ -
=0,225·10 при (м);
(МПа);
2. У змішаній системе-
=62,6 при (мм);
(кгс/см );
де: - розрахункова температура навколишнього середовища;
- температура газу на початку ділянки газопроводу, за віддобності охолоджування газу на КС температуру слід приймати рівній температурі газу на виході з компресорного цеху;
за наявності охолоджування газу величина повинна прийматися рівній температурі газу на виході з системи охолоджування;
- відповідно початковий і кінцевий абсолютний тиск газу на ділянці;
- середній тиск газу на ділянці, визначається згідно вимогам пункту справжніх норм;
- відстань від початку газопроводу до даної крапки, км.;
- зовнішній діаметр газопроводу;
- середній на ділянці загальний коефіцієнт теплопередачі від газу в навколишнє середовище;
- середня ізобарна теплоємність газу;
- середнє на ділянці значення коефіцієнта Джоуля-Томсона.
Тепловий розрахунок багатониткових газопроводів слід проводити по формулі (5.26) окремо для кожної нитки при відповідній витраті газу.
Середню температуру газу на ділянці газопроводу слід визначати по формулі:
(5.28)
Середню ізобарну теплоємність природного газу із змістом метану більше 85 % слід визначати по формулі:
(5.29)
Значення коефіцієнтів слід приймати:
1. У міжнародній СІ
;
2. У змішаній системі:
.
Значення для метану допускається визначати також по рис.6.

Рисунок 5.5 - Залежність теплоємності метану від тиску і температури газу

При вмісті метану в природному газі менше 85 %, значення слід визначати по складу газу.
Середнє значення коефіцієнта Джоуля-Томсона для газів із змістом метану більше 85 %, слід визначати по формулі:
. (5.30)
Значення коефіцієнтів слід приймати:
1. У міжнародній СІ -

2. У змішаній системі -

Значення для газу із змістом метану більше 85 % допускається визначати по рисунку 5.6.

Рисунок 5.7 - Залежність коефіцієнта Джоуля-Томсона від тиску і температури газу

Вибір розрахункової температури навколишнього середовища і коефіцієнта теплопередачі проводиться залежно від способу прокладки газопроводу - підземного, надземного, наземного.
При підземній прокладці газопроводу значення повинне прийматися рівним середньому за даний період значенню температури грунту на глибині заставляння осі трубопроводу в природному тепловому стані відповідно до довідників по клімату СРСР або даним найближчих метеостанцій.
При надземній прокладці газопроводу розрахункову температуру зовнішнього середовища слід визначати по формулі:
, (5.31)
де:
(5.32)
Значення коефіцієнтів, слід приймати:
1. У міжнародній СІ:
=4,45; =5,0
2. У змішаній системі:
=3,83; =68,14
де: - коефіцієнт поглинання сонячної радіації зовнішньою поверхнею трубопроводу, визначається відповідно до глави Сніп II-3-79;
- температура атмосферного повітря;
- сумарна сонячна радіація;
- швидкість вітру;
Значення , , слід визначати відповідно до глави Сніп 2.01.01-82;
- коефіцієнт, що враховує умови роботи газопроводу; за наявності сніжного покриву слід приймати =2,6, за віддобності =1,5.
При наземній прикладке газопроводу розрахункову температуру навколишнього середовища слід визначати по формулі:
, (5.33)
де
(5.34)
(5.35)
(5.36)
(5.37)
(5.38)
(5.39)
(5.40)
(5.41)
Значення коефіцієнта слід приймати:
1. У міжнародній СІ -
=1 при (м);

2. У змішаній системі -
=10 при (мм); (м);

де - зовнішній діаметр теплоізольованого газопроводу;
- коефіцієнти теплопередачі від газопроводу вгору і вниз;
- природна температура грунту на глибині ; слід визначати відповідно до довідника по клімату СРСР.
- ширина насипу в перетині її підстави і у верхній частині;
- ширина насипу в перетині, на рівні осі труби слід визначати по формулі:
(5.42)
- висота насипу;
- глибина заставляння осі труби (відстань від поверхні насипу до осі труби);
- коефіцієнт тепловіддачі від поверхні насипу в повітря; допускається визначати по формулі:
(5.43)

де
=10,8 при (м)

або
=147,18 при
(м)

- товщина сніжного покриву;
- коефіцієнт теплопровідності сніжного покриву, допускається приймати залежно від стану сніги:
сніг який щойно випав - 0,1 Вт/(м·К); сніг ущільнений - 0,35 Вт/(м·К); сніг тане - 0,64 Вт/(м·К);
- коефіцієнт теплопровідності грунту насипу. Величину коефіцієнта слід визначати залежно від температури грунту і температурного режиму газопроводу. При позитивних температурах грунту ( >273К) і газу ( >273К) значення коефіцієнта теплопровідності повинне прийматися для грунту в талому стані , при негативних температурах грунту ( >273K) і газу ( <273K) значення коефіцієнта теплопровідності повинне прийматися для грунту в мерзлому стані .
Вплив неоднорідності грунту на тепловий режим при утворенні зон того, що протавало або промерзання навколо газопроводу слід враховувати шляхом множення розрахункової температури навколишнього середовища на відношення (при тому, що протавало грунту) або ( при промерзанні грунту). В цьому випадку величина коефіцієнта теплопровідності грунту, що входить у формули (5.37) і (5.40) повинна прийматися відповідно для грунту в мерзлому стані (при промерзанні) і для грунту в талому стані (при тому, що протавало).
Значення коефіцієнтів теплопровідності талих і мерзлих грунтів слід визначати відповідно до глави Сніп II-18-76.
Розрахункова температура навколишнього середовища для наземного газопроводу без теплоізоляції визначається також, як і для газопроводу з теплоізоляцією, приймаючи =0, .
Коефіцієнт теплопередачі від газу в навколишнє середовище для підземних газопроводів слід визначати по формулі:
(5.44)
де:
(5.45)
(5.46)
Значення коефіцієнта слід приймати:
у міжнародній СІ:
=1 при (м); (м);
у змішаній системі:
=10 при (м); (мм);
де - термічний опір ізоляції трубопроводу, визначається згідно вимогам п.12.30 справжніх норм;
- глибина заставляння осі трубопроводу від поверхні грунту;
- коефіцієнт тепловіддачі від трубопроводу в грунт;
- коефіцієнт теплопровідності грунту; визначається згідно вимогам п.12.30 справжніх норм;
- коефіцієнт теплопровідності сніжного покриву; визначається згідно вимогам п.12.30 справжніх норм;
- коефіцієнт тепловіддачі від поверхні грунту в атмосферу слід визначати по формулі:
(5.47)
де
=6,2; =4,2
або
=5,3 =3,6
Загальний коефіцієнт теплопередачі від газу в навколишнє середовище для надземних газопроводів слід визначати по формулі:
, (5.48)
де - коефіцієнт теплопередачі від поверхні труби в атмосферу, слід визначати згідно вимогам п.12.29 справжніх норм; - визначається згідно справжніх норм.
Значення загального коефіцієнта теплопередачі нетеплоізольованого надземного газопроводу визначається також, як і для газопроводу з теплоізоляцією, приймаючи =0, .
Загальний коефіцієнт теплопередачі від газу в навколишнє середовище для наземних газопроводів в насипі слід визначати по формулі:
, (5.49)
де: і - коефіцієнти теплопередачі від газопроводу вгору і вниз, повинні визначатися згідно вимогам п.12.30 справжніх норм.


5.4 Розрахунок режимів роботи компресорних станцій

Тиск газу на вході компресорного цеху слід обчислювати за формулою:
(5.50)
де: - втрати тиску у вхідних технологічних комунікаціях компресорної станції. Величину слід визначати згідно вимогам п.3.12 справжніх норм.
Крапкою (перетином), визначуваним як вхід компресорного цеху, вважається точка (перетин) вимірювання тиску в районі (не більше 3 м) вхідного патрубка нагнітача (або першого в групі послідовно сполучених нагнітачів).
Температуру газу на вході компресорного цеху слід приймати рівній температурі газу в кінці попередньої лінійної ділянки газопроводу.
Об\'ємну продуктивність при параметрах на вході в нагнітач м/хв., необхідно обчислювати за формулою:
(5.51)
де - продуктивність відцентрового нагнітача, млн. м/доб (при 293,15 До і 0,1013 МПа), коефіцієнт стисливості, абсолютний тиск (МПа) і температура (К) газу на вході в нагнітач.
Потужність, кВт, споживану нагнітачем, необхідно обчислювати за формулою:
(5.52)
де: - внутрішня потужність нагнітача, визначувана по приведених характеристиках нагнітачів;
0,95 - коефіцієнт, що враховує допуски і технічний стан нагнітача;
- механічний коефіцієнт корисної дії нагнітача і редуктора (якщо є), для газотурбінних ГПА повинен визначатися по табл.23; для електроприводних ГПА повинен прийматися рівним 0,96.
За віддобності приведених характеристик нагнітача допускається наближене розрахункове визначення внутрішньої потужності нагнітача, кВт, по формулі:
(5.53)
де - ступінь підвищення тиску в нагнітачі;
- політропічний к.п.д. нагнітача, за віддобності даних, що приймається рівним 0,80.
Розрахунок робочих параметрів відцентрових нагнітачів необхідно виконувати по їх приведених характеристиках, що дозволяють враховувати: відхилення параметрів газу на вході нагнітача, а саме від їх приведених значень і, вказаних на характеристиках, де - газова постійна компримируемого газу, , визначувана по формулі:
. (5.54)
Величина відносної щільності газу по повітрю повинна прийматися згідно з початковими даними для розрахункового складу газу, що транспортується.
При розрахунку робочих параметрів відцентрових нагнітачів необхідно використовувати наступні приведені характеристики:
Характеристика відцентрового нагнітача у формі залежностей ступеня підвищення тиску, політропічного коефіцієнта корисної дії і приведеної відносної внутрішньої потужності

від приведеної об\'ємної продуктивності , м/хв., при різних значеннях приведених відносних оборотів


де - щільність газу за умов на вході в нагнітач, кг/м .
Характеристики окремого відцентрового нагнітача і груп з двох і трьох послідовно включених нагнітачів у формі залежностей ступеня підвищення тиску і приведеної внутрішньої потужності
кВт
від приведеної продуктивності
млн. м/доб,
тиск на вході при різних значеннях приведених відносних оборотів
.
При розрахунках по групових приведених характеристиках значення слід визначати для останнього нагнітача в групі.
Параметри роботи нагнітачів при тиску на виході, що відрізняється від номінального значення, слід знаходити за допомогою ліній постійної приведеної об\'ємної продуктивності , нанесених на полях приведених характеристик;
Характеристика окремого відцентрового нагнітача у формі залежності підвищення температури газу в нагнітачі від його приведеної об\'ємної продуктивності для різних значень приведених відносних оборотів
.
Розрахунок робочих параметрів відцентрових нагнітачів необхідно виконувати в наступному порядку:
- визначення приведених значень заданих параметрів;
- визначення робочих точок КС на приведених характеристиках розрахункового елементу (нагнітач або група послідовно включених нагнітачів);
- визначення приведених значень шуканих параметрів по координатах робочих точок КС на приведених характеристиках;
- визначення дійсних значень шуканих параметрів.
Політропічний к.п.д. нагнітача для лінійних КС на розрахунковому режимі, визначений по приведених характеристиках, повинен бути не менше 0,80. Режим з робочою крапкою, що має менше значення к.п.д., допускається при відповідному техніко-економічному обгрунтуванні.
Температуру газу на виході нагнітача, К, слід обчислювати за формулою:
, (5.55)
де - підвищення температури, визначене по характеристиках нагнітача; допускається його обчислення за формулою:
. (5.56)

5.5 Розрахунок потужності приводу газоперекачуючих агрегатів

Потужність, що розташовується, - це максимальна робоча потужність на муфті нагнітача (компресора), яку може розвивати привід в конкретних розрахункових станційних умовах.
Потужність, що розташовується, кВт газотурбінної установки (ГТУ) для приводу відцентрового нагнітача залежно від умов роботи необхідно обчислювати за формулою:
, (5.61)
де: - номінальна потужність ГТУ, кВт;
- коефіцієнт, що враховує допуски і технічний стан ГТУ;
- коефіцієнт, що враховує вплив температури зовнішнього повітря;
- розрахункова і номінальна температури повітря на вході ГТУ, До;
- коефіцієнт, що враховує вплив системи протизаморожувача;
- коефіцієнт, що враховує вплив системи утилізації тепла вихлопних газів;
- розрахунковий тиск зовнішнього повітря, МПа.
Значення повинні прийматися по табл.23.
Примітка.
1. За віддобності даних про характеристики ГТУ допускається приймати усереднені значення показників:
, =0,95, =0,985.
2. Дані таблиці повинні коректуватися розробниками справжнього розділу норм відповідно до змін технічній документації на ГТУ.
Розрахункову температуру повітря на вході ГТУ , До необхідно обчислювати за формулою:
, (5.62)
де: - середня температура зовнішнього повітря в даний період, визначувана за даними глави Сніп 2.01.01-82 або даним метеостанцій;
- поправка на мінливість кліматичних параметрів і місцевий підігрів зовнішнього повітря на вході ГТУ, слід приймати рівній 5 До.
Розрахунковий тиск зовнішнього повітря залежно від висоти розташування КС слід приймати за даними табл.24.
Значення коефіцієнта повинні прийматися за даними технічної документації ГТУ залежно від розрахункової температури атмосферного повітря, наявності і типу системи протизаморожувача. Коефіцієнт приймають рівним 1,0:
а) за віддобності притивообледенительной системи;
б) за віддобності її впливу на потужність ГТУ;
в) при розрахунковій температурі повітря на вході ГТУ вище 278 До (+5° С).
Величини, що рекомендуються, або формули для розрахунку приведені в додатку 4.
Коефіцієнт, що враховує вплив системи утилізації тепла вихлопних газів, необхідно визначати по формулі;
, (5.63)
де: - збільшення гідравлічного опору вихлопного тракту ГТУ при установці системи утилізації; необхідно визначати за технічними даними системи утилізації;
- коефіцієнт злиття збільшення гідравлічного опору вихлопного тракту ГТУ, визначуваний відповідно до технічної документації ГТУ.
За віддобності технічних даних системи утилізації коефіцієнт допускається приймати рівним 0,985.
Значення потужності (окрім ГПУ-10), що розташовується, не повинне перевищувати величини 1,15 (для ГПУ-10 - величини ). Якщо в результаті розрахунку отримана велика величина, то слід приймати
=1,15 (для ГПУ-10 ).
Потужність, що розташовується, кВт, газомоторного приводу поршневого ГПА повинна визначатися за технічними умовами на постачання даного типу ГПА.
Значення газомоторного приводу не повинне перевищувати номінальної величини .
Потужність синхронного електроприводу газоперекачуючого агрегату, що розташовується, повинна прийматися рівній номінальній потужності при нормативних значеннях параметрів системи охолоджування приводу ГПА.
При відхиленні від номінальних значень температури середовища водяної або повітряної систем охолоджування електроприводу, що охолоджує, потужність, що розташовується, повинна визначатися за даними табл.25.
При =1 і температурі води 30°С, що охолоджує, і нижче допускається збільшення потужності, що розташовується, на 8-10 %.
Потужність, споживана нагнітачем, визначена згідно вимогам п.12.36 справжніх норм, винна, як правило, знаходитися в наступних межах потужності приводу, що розташовується;
а) для газотурбінного приводу при > 273 До (0° З)

б) для газотурбінного приводу при < 273 До (0° З) і електричного приводу
.
Зменшення нижньої межі використання потужності, що розташовується, допускається при відповідному обгрунтуванні.

5.6 Розрахунок витрати газу на власні потреби

Витрата газу на власні потреби повинна визначатися по формулі
(5.64)
де - сумарна витрата паливного газу по цеху для робочих ГПА;
- витрата газу на технологічні потреби і технічні втрати КС і попередньої лінійної ділянки газопроводу (витрати на пуско-остановки агрегатів, на експлуатацію і техобслуговування апаратів і трубопроводів, витоку і ін.);
- витрата газу електростанціями власних потреб.
При виконанні гідравлічних розрахунків газопроводу витрати газу на технологічні потреби і технічні втрати і електростанціями власних потреб допускається не враховувати. При цьому витрати газу на вказані потреби повинні відніматися з товарної продуктивності даного газопроводу.
Витрата паливного газу , тис.м/ч (при 293,15 До і 0,1013 МПа), для газотурбінних установок повинен визначатися по формулі:
(5.65)
де - номінальна витрата паливного газу з урахуванням поправки на допуски і технічний стан;
- споживана потужність, отримана в результаті розрахунку параметрів нагнітача згідно вимогам п.12.36 справжніх норм;
- нижча теплота згорання паливного газу (при 293,15 До і 0,1013 МПа).
Величини повинні визначатися згідно вимогам п.12.44 справжніх норм. Величина повинна прийматися рівною 34500 кДж/м, а - за початковими даними для розрахункового складу газу, що транспортується.
Витрата паливного газу тис.м/ч (при 293,15 До і 0,1013 МПа) для газомоторних компресорів повинна визначатися по формулі:
(5.66)
де - номінальна витрата паливного газу з урахуванням поправки на технічний стан;
- номінальна потужність двигуна газомотокомпрессора;
- споживана потужність, отримана в результаті розрахунку параметрів компресора згідно вимогам пп.12.41 і 12.42 справжніх норм;
- коефіцієнт обліку завантаження.
Величини і - повинні прийматися згідно вимогам п.12.49 справжніх норм.
Величини і "" повинні прийматися за даними табл.26.
Витрата газу , на технологічні потреби і технічні втрати КС і лінійного ділянки повинен визначатися по формулі:
(5.67)
де: - середня питома витрата, м/кВт·ч, що приймається по таблиці 27.
- номінальна встановлена потужність цеху, кВт.
Для КС з газотурбінним приводом (номінальний вихідний тиск 7,45 МПа) витрата газу на технологічні потреби і технічні втрати допускається визначати по наступній формулі .
Для іншого вихідного тиску КС перераховується прямо пропорціонально відносній величині цього тиску
Витрата газу, , електростанціями власних потреб (ЕСН) на КС (при їх наявності) повинен визначатися по формулі:
(5.68)
де - середня питома витрата
- робоча потужність ЕСН, кВт.
Величини повинні прийматися рівними: 0,75 - для газотурбінних і 0,36 - для поршневих ЕСН.
Визначення витрати газу на власні потреби за розрахунковий період або перерахунок годинної витрати в інші одиниці часу слід проводити по формулі:
(5.69)
де - час розрахункового періоду, ч.



Размер файла: 1,9 Мбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

        Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.