МИНОБРНАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АЭРОКОСМИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ АКАДЕМИКА С.П. КОРОЛЁВА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)»
ФАКУЛЬТЕТ ИНЖЕНЕРОВ ВОЗДУШНОГО ТРАНСПОРТА
КАФЕДРА ЭКСПЛУАТАЦИИ АВИАЦИОННОЙ ТЕХНИКИ
Курсовая работа на тему:
«Расчёт магистрального газопровода»
Выполнила: Карташова В.В.
342 гр.
Руководитель:
Показеев В.П.
Канунников И.П.
Самара, 2012
ЗАДАНИЕ
Вариант 443-144-241-4
Состав газа указан в таблице 1.
Таблица 1 – Состав транспортируемого газа
метан |
этан |
пропан |
бутан |
пентан |
98% |
1,0% |
0,5% |
0,3% |
0,2% |
Коммерческий расход газа – 55 млрд.м3/год
Длина газопровода – 5500 км
Наружный диаметр трубы – 1420 мм
Степень сжатия – ε=1,4
Тгаза на выходе из КС– 550С=328К
Т0 окружающей среды - +250С=298К
Рабочее давление - 11,8 МПа
Неравномерность – æ =20 %
Лупинг
В курсовой работе необходимо определить:
- расстояние между компрессорными станциями;
- количество компрессорных станций по длине газопровода;
- толщину стенок газопровода;
- используемые нагнетатели;
- количество газоперекачивающий агрегатов на компрессорных станциях;
- режим работы нагнетателя и удалённость его от помпажа.
РЕФЕРАТ
Страниц , рисунков , приложения .
ГАЗ, ОБЪЕМНЫЕ КОНЦЕНИТРАЦИИ, ТЕМПЕРАТУРА, ДАВЛЕНИЕ, ПЛОТНОСТЬ, ГАХЗОПРОВОД, КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ, ЛУПИНГ, НАГНЕТАТЕЛЬ
Рассчитан магистральный газопровод, определены:
- расстояние между компрессорными станциями;
- количество компрессорных станций по длине газопровода;
- толщину стенок трубопровода
Подобраны тип и количество газоперекачивающих агрегатов. Произведен расчет режима работы центробежного нагнетателя. Разработана технологическая схема компрессорного цеха.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1.
2.
3.
4.
5.
6.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ВВЕДЕНИЕ
Современная технология транспорта газа требует квалифицированного подхода при решении проблем, возникающих при оперативном управлении магистральным газопроводом. Требуется принимать правильные решения в условиях динамики потребления газа, выбирать наиболее выгодные методы изменения режима работы газопровода. На режим транспорта газа влияют такие факторы, как геометрические характеристики трубопровода, свойства транспортируемого газа, газодинамические характеристики компрессорных агрегатов, применяемые способы регулирования производительности станции и т.п.
Настоящая курсовая работа посвящена вопросам гидравлического и прочностного расчета магистрального газопровода (выполненного по высоконапорной технологии); подбора оборудования компрессорной станций (КС), оснащенной газоперекачивающими агрегатами (ГПА) с газотурбинным приводом; согласования режимов работы ГПА и магистрального трубопровода.
1 Расчет основных физических свойств транспортируемого газа
Основные параметры газа характеризуются физико-термодинамические свойствами углеродных компонентов природного газа, которые приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Физико-термодинамические свойства углеводородных компонентов природного газа
Параметры |
Метан |
Этан |
Пропан |
Норм. Бутан |
Норм. Пентан |
Формула |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
n-С4Н10 |
n-С5Н12 |
Молярная масса, М |
16,04 |
30,07 |
44,1 |
58,12 |
72,15 |
газовая постоянная R, дж/кг К |
523,3 |
288,8 |
217,7 |
188,4 |
159,1 |
температура кипения при Р=0,1 Мпа |
111,7 |
188,4 |
230,8 |
272,5 |
309,2 |
Критическая температура, К |
190,5 |
206 |
369,6 |
420 |
470,2 |
Критическое давление, Мпа |
4,7 |
4,9 |
4,3 |
3,8 |
3,4 |
Пользуясь принципом аддитивности, определим плотность, удельную теплоемкость, критические параметры смеси газов.
Относительная плотность смеси по воздуху:
2 Гидравлический расчет газопровода
Первое приближение
Температура газа в конце участка газопровода:
Коэффициент сжимаемости в первом приближении примем z(1)=0,88.
Расстояние между КС в первом приближении:
Давление в конце участка газопровода:
Секундная производительность:
Гидравлическое сопротивление газопровода зависит от диаметра трубы и материала Кэ – шероховатость материала. Принимаем Кэ=40 мкм, тогда
D=1,42 м
Δ=0,613
К=0,0385
Исходя из имеющихся данных определим расстояние между компрессорными станциями в первом приближении.
Таким образом:
Определим число компрессорных станций по длине магистрального газопровода:
Расстояние между КС с учетом принятого количества станций:
Второе приближение
Конечное давление во втором приближении:
Среднее давление:
Средняя температура:
М – массовый расход, М=Q·ρ=1744,04·0,7397=1290,066 кг/с
Приведенное давление:
Приведенная температура:
Коэффициент сжимаемости:
Таким образом:
Следовательно, заканчиваем приближения, принимая Lкс=119,57 км, Рк=8,775 МПа.
3 Расчет длины лупинга
Для обеспечения повышения производительности на 20% применим лупинг с диаметром, таким же как у трубопровода, и длиной:
4 Расчет газопровода на прочность
Изменение давления по длине газопровода:
После подстановки рассчитанных значений получаем:
Таблица 3 – Падение давления по длине газопровода
-
0
11,8
10
11,79978
20
11,79956
30
11,79934
40
11,79912
50
11,7989
60
11,79868
70
11,79846
80
11,79824
90
11,79801
100
11,79779
110
11,79757
115
11,79746
119,57
11,79736
Строим график полученной функции на участке 0-119,57 км:
Рисунок 1 – Падение давления по длине газопровода
При расчете толщины стенки трубы разобьем участок газопровода между КС на три части, и расчеты будем проводить в соответствии с давлениями на этих участках.
Распределение давления по участкам газопровода
График изменения давления представлен на рисунке 1, на нем так же обозначены три участка длиной по 119,57/3=39,86 км, и давления Р1,Р2,Р3, которые будут использоваться в расчетах толщины стенки.
Р1=Рн=11,8 МПа
Определение толщины стенки
На каждом участке толщина стенки δ должна быть такой, что бы (по первому предельному состоянию) σ<R1. Кроме этого, δ должно быть больше 4 мм.
R1 – расчетное сопротивление материала детали.
σв=570 МПа – предел временной прочности для стали 14Г2САФ;
m=0,75 – коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый в соответствии с табл. 1[5] в зависимости от категории трубопровода и его участка;
К1 – коэффициент надежности по материалу. Принимаемый по табл.10 [5];
К2 – коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. 11 [5]
К1=К2=1,1
Получим:
Толщину стенки будем определять по формуле:
n=1,2
