Сделай Сам Свою Работу на 5

Определение эквивалентного диаметра для





Последовательного соединения участков на резервной нитке

 

Для последовательного соединения:

dэ = или Кр = ;

 

dэ = d0р1 / 2,6 ; Кpi = (di / d0)2,6 .

 

Принимаем lэ = å li = 5 км; d0 = 1 м.

Внутренние диаметры для резервной нитки 1386,4 мм и 1385 мм.

dэ. рез. = = 1,3854 м;

 

Кp1 = (1,3864 / 1,00)2,6 = 2,33875; Кp2 = (1,385 / 1,00)2,6 = 2,33222;

Кpез = = 2,334;

 

dэ рез = 1,0∙2,3341 / 2,6 = 1,3854 м.

 

Определение эквивалентного диаметра для параллельного

Соединения участков на основной и резервной нитках

 

Для параллельного соединения:

dэ = [ å di 2,6]1 / 2,6 или dэ = d0 × Кр1 / 2,6 , где Кр = å Крi ;

dэ луп. = [ 1,3852,6 + 1,38542,6]1 / 2,6 = 1,8084 м;

Кр луп. = 2,33222 + 2,334 = 4,6662 м;

dэ луп. = 1,0×4,66621 / 2,6 = 1,8084 м.

 

Определение эквивалентного диаметра для последовательного соединения всех участков системы

dэ с. = = 1,396 м;

К = = 2,38033;

dэ с. = 1,0×2,380331 / 2,6 = 1,396 м.

 

Определение показателей технического состояния линейной части МГ и интенсивности использования оборудования КС

Определение коэффициента гидравлической эффективности

Работы участка МГ

 

Исходные данные:

ü относительная плотность газа по воздуху D = 0,561;



ü диспетчерские данные (усреднённые значения за период стабильного режима работы) – производительность за два часа 5750 тыс. м3;

ü давление и температура газа в начале и в конце участка, соответственно, – 7,17 МПа и 5,74 МПа; 36°С и 19°С;

ü полный коэффициент теплопередачи от газа в грунт к = 2,07 Вт/м2×К;

ü температура грунта 6°С.

Коэффициент гидравлической эффективности Е определяется отношением:

Е = Qф / Qт = [ lт / lф ]0,5 .

При определении теоретической пропускной способности (Qт) или фактического значения коэффициента гидравлического сопротивления (lф) используют диспетчерские данные по абсолютным значениям температуры и давления газа на участке МГ (индекс 1 – для начала участка, индекс 2 – для конца). Расчёт ведётся методом последовательных приближений. Задаваясь средней температурой и режимом давления определяют Qт . Затем уточняют расчётным путём принятые величины и значение Qт .

Выполняем расчёт.

1. Задаёмся значением Тср:

Тср = 1/3×Т1 + 2/3×Т2 ;

Тср = 1/3(36 + 273) + 2/3(19 + 273) = 297,667 К.

2. Определяем среднее давление:



Рср = 2/3 [Р1 + (Р22 / (Р1 + Р2 ))];

Рср = 2/3 [(7,17 + 0,1) + (5,74 + 0,1)2 / (7,27 + 5,84)] = 6,588 МПа.

3. Определяем критические, приведённые значения давления и температуры газа и коэффициент сжимаемости z.

Плотность газа в стандартных условиях

rст = 1,205×D = 1,205×0,561 = 0,676 кг/м3;

Ркр = 0,1773(26,831 – rст); Ркр = 4,637 МПа;

Ткр = 156,24(0,564 + rст ); Ткр = 193,738 К;

Рпр = Рср / Ркр ; Рпр = 1,42; Тпр = Тср / Ткр ; Тпр = 1,537;

t = 1 – 1,68×Тпр + 0,78×Тпр 2 + 0,0107×Тпр 3 ; t = 0,299 ;

Z = 1 – (0,0241×Рпр ) / t ; Z = 0,886 .

4. Задаёмся квадратичной зоной турбулентного режима и определяем расчётное значение коэффициента гидравлического сопротивления. Эквивалентная шероховатость Кэ = 0,03 мм.

l = 1,05×0,067(2Кэ / dэ)0,2 = 1,05×0,067×(2×0,03×10-3 / 1,396)0,2 =9,417×10-3.

5. Определяем теоретическую пропускную способность участка:

Qт = 105,087[(Р12Р22)dэ5 / l×D×Z×Tср×l]0,5;

Qт = 105,087[(7,272 – 5,842)1,3965 / 9,417×10-3×0,886×297,667×0,561×

×95]0,5 = 91,06 млн. м3/сут.

6. Для проверки принятого значения Тср определяем теплоёмкость газа и коэффициент Джоуля-Томсона.

Ср = 1,696 + 1,838×10-3×Тср + 1,96×106×(Рср – 0,1) / Тср3 ;

Ср = 2,725 кДж/кг×К;

Di = (1 / Cр)×((0,98×106 / Тср2) – 1,5); Di = 3,508 К/МПа.

7. Определяем среднюю температуру газа:

Тср = Т0 + ((Т1Т0) / аl)×(1 – е l) – (Di×(Р12Р22) / 2аlРср

×[1 – (1/аl)×(1 – е l)];

аl = КpDн l / G×Ср ; G = Q×rст , кг/с;

G = 5750×103×0,676 / 2×3600 = 539,86 кг/с;

аl = 2,07×3,14×1,42×95×103 / 2,725×103×539,86 = 0,596;

Тср = 279 + ((309 – 279) / 0,596)×(1 – е-0,596) – 3,508×((7,272 – 5,842) /

/ (2×0,596×6,588)×[1 – (1/0,596)×(1 – е –0,596)] = 299,5 К.

8. Расчётное и принятое (в п. 1) значения Тср имеют большое расхождение (более 0,5 град). Выполняем уточнение характеристик газа (п. 6) и Тср (п. 7):



Ср = 1,696 + 1,838×10-3×299,5 +

+ 1,96×106×(6,588 – 0,1)/299,53 = 2,72 кДж/кг×К;

Di = (1 / 2,72)×(0,98×106/299,52 – 1,5) = 3,465 К/МПа.

Уточняем среднюю температуру:

аl = 2,07×3,14×1,42×95×103 / 2,72×103×539,86 = 0,597

Тср = 279 + (309 – 279) / 0,597)×(1 – е-0,597) – 3,465×((7,272 – 5,842) /

/ (2×0,597×6,588)×[1 – (1/0,597)×(1 – е –0,597)] = 299,55 К.

Расхождение (299,5 – 299,55) мало. Можно принять Тср= 299,5 К и проверить Т2.

Т2 = Т0 + (Т1 Т0) е-аlДi ×((Р12 Р22)×(1– е-аl)) / 2аlРср ; Т2 = 291,8 К.

По диспетчерским данным Т2 = 292 К, т.е. расхождение допустимо.

9. Уточняем значение Z (п. 3):

Тпр = 299,5 / 193,738 = 1,546; t = 0,3065; z = 0,888.

10. Проверяем режим движения газа и уточняем l.

Коэффициент динамической вязкости газа:

m = 5,1×106(1+rст (1,1–0,25rст))(0,037+Тпр(1–0,104×Тпр))×(1+ (Рпр2 / 30(Тпр ×1)));

m = 1,205×10-5 Па×с.

Число Рейнольдса Re = 17,75 QD / dэm

Re = 17,75×91,06×0,561×105 / 1,396×1,205 = 53,9×106 .

Переходное число ReII = 11(dэ / 2Кэ)1,5 ; II = 39,04×106 .

Так как Re > ReII зона квадратичного закона сопротивления подтверждается.

Проверку режима можно выполнить по переходному значению Qпер.

Qпер. = 1,334×dэ 2,5×106 (m / D) =1,334×1,396 2,5×106 (1,205×10-5/0,561) =

= 66 млн. м3/сут.

Так как Q > Qпер. принятый режим подтверждается.

11. Уточняем значение l в соответствии с ОНТП 51-1-85 (ч. 1. газопроводы):

l = 1,05×0,067 (158/ + 2Кэ/dэ)0,2 ; l = 9,542×10-3 .

12. Уточняем Qт ( п. 5):

Qт = 105,087[(7,272 – 5,842)×1,3965 / 9,542×10-3×0,888×299,5×

×0,561×95]0,5 = 90,09 млн. м3/сут.

13. Определяем значение Е:

Е = Qф / Qт = 69 / 90,09 = 0,766; Qф = 5750×103×12 = 69 млн. м3/сут.

 

Пример расчёта изменения Е за три года после пуска МГ в эксплуатацию дан в виде гистограммы на рис. 8.1. В результате ввода в эксплуатацию новых мощностей происходит самоочищение участка и повышение гидравлической эффективности МГ. Одной из причин снижение Е в весенне-летний период является сезонная неравномерность потребления газа. При снижении объёмов поставки газа и, соответственно, скорости его движения вносимые в трубы твёрдые и капельные взвеси накапливаются во внутренней полости МГ. При увеличении скорости перекачки газа, что соответствует осенне-зимнему периоду, когда потребность в газе возрастает, происходит вынос накоплений и самоочищение МГ. Снижение производительности МГ в весенне-летний период может быть вызвано понижением располагаемой мощности ГТУ при увеличении температуры наружного воздуха.

 

 

 


Рис. 8.1. Изменение коэффициента эффективности во времени

 

 

 








Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.