Материал: Магистральные газопроводы-1

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

входе и выходе КС, на основе расчета потерь давления на прилегающих к КС учасках газопровода.

2.3.1 Расчет режима работы центробежных нагнетателей.

На компрессорных станциях, оборудованных центробежными нагнетателями, может иметь место одно- , двух- и трехступенчатое сжатие. Расчет режима работы таких станций проводится по отдельным ступеням сжатие. Результаты расчета справедливы для всех параллельно работающих нагнетателей, составляющих единую ступень сжатия.

Общие положения методики расчета изложены в [2, 4].

А. Расчет режима работы нагнетателей первой ступени сжатия

1. Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия

где Тв1 и Твх - температура газа на входе нагнетателей первой ступени и на входе КС, температура газа на входе в КС принимается на 5-10 градусов большей, чем температура грунта на глубине заложения газопровода принимаем по приложению 22;

Рв1 и Рвх - давление газа на входе нагнетателей и КС, МПа; Рвх - потери давления во входных технологических коммуникациях

КС (приложение 4), МПа.

2. Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели

где R - газовая постоянная, транспортируемого газа, Дж/кг К; - относительная плотность газа по воздуху;

ρн и ρвоз - плотность газа и воздуха при стандартных условиях (20°С и 760 мм рт.ст.), кг/м3; Плотность воздуха в расчетах принимает равной

1,205

Рв1 -давление на входе нагнетателя первой ступени сжатия, МПа; ρв1 - плотность газа при условиях всасывания, кг/м3;

Z1 - коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания [4].

2.1. Коэффициент сжимаемости газа при давлениях до 15 МПа и температурах 250-400 К:

8

3. Определение объемной производительности нагнетателя в м3/мин

б) из условия соблюдения правил технической эксплуатации газотурбинного привода нагнетателя

соответствующе зоне приведенной характеристики с ηпол≥0,8;

nTmin и nTmax - минимально и максимально допустимые значения частоты вращения вала силовой турбины [2];

i - передаточное число редуктора, соединяющего вал силовой турбины (ТНД) с валом нагнетателя.

9

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Для нагнетателей с электроприводом, имеющим постоянную частоту вращения ротора, данный пункт расчета опускается.

5. Определение потребной частоты вращения ротора нагнетателя. Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота вращения его ротора додана быть равной или близкой nн. Значения n, отличающиеся от nн. следует назначать лишь при невыполнении одного из условий (2) и (3) при n = nн. Во всех случаях n должно находится в интервале, одновременно удовлетворяющему допустимым интервалам

изменения n , определенным в п. 4 данной методики.

Для электроприводных нагнетателей с постоянной частотой вращения ротора двигателя n = nн.

6.Определение приведенной производительности нагнетателя

где Zпр, Rпр, Tпр - параметры газа с приведенной характеристики;

размерность Rпр – Дж/(кг К).

8. Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа

Нагнетателю гарантируется безпомпажная работа при соблюдении неравенства

приведенной внутренней мощности нагнетателей Ni н пр по приведенной характеристике нагнетателя.

10.Расчет мощности, потребляемой нагнетателем

11.Определение потребной мощности для привода нагнетателя

10

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

где м - механический к.п.д. нагнетателя и редуктора (если имеется);

для электроприводных ГПА должен приниматься равным 0,96 , для газотурбинных - определяться по приложению 3.

Рассчитываемый режим работы нагнетателей принимается окончательно при соблюдении условий (2) и (3). При невыполнении данных условий следует задаться новым значением n с учетом п.5 либо использовать другие методы регулирования и расчет режима работы повторить.

При невыполнении условий (2) и (3) для электроприводных нагнетателей, N следует уменьшить доступными при электроприводе методами регулирования режима работы нагнетателя.

12.Расчет параметров газа на выхода нагнетателей первой ступени

сжатия

где Pн1 и Tн1 - давление и температура газа на выходе нагнетателей первой ступени сжатия, МПа и К соответственно.

В. Расчет режима работы нагнетателей второй ступени сжатия

где Pв2 и Tв2 - соответственно давление и температура газа на входе нагнетателей второй ступени сжатия, МПа и К; ΔP1 - потери давления в коммуникациях КС между первой и второй ступенями сжатия, МПа; ΔP1 находится по приложению 4.

В дальнейшем расчет аналогичен расчету режима работы нагнетателей первой ступени сжатия. Также рассчитывается и третья ступень сжатия.

Расчет режима работы КС считается завершенным и принимается окончательно, если выполняются условия (2) и (3) для всех ступеней сжатия и условия (30) для всей КС в целом

где Pнi и Tнi - соответственно давление и температура газа на выходе нагнетателей последней ступени сжатия, МПа и К;

ΔPн - потери давления в коммуникациях на выходе КС, МПа;

Pн’- номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на выходе станции (при недогрузке газопровода), МПа;

Тдоп - допустимая температура из условия сохранения прочности и устойчивости трубопровода и изоляции [4].

ΔPн следует принимать по нормативным данным, приведенным в приложении 4.

11

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Среднегодовая температура наружного воздуха t1в и среднегодовая температура грунта на глубине заложения газопровода определяются по приложению 16.

Оптимальная среднегодовая температура охлаждения газа t2 принимается на 10-15°С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха t1в

где tа - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, определяемая по приложению 16 °С;

δt2 - поправка на изменчивость климатических данных, применяемая равной 2°С.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА АВО

Определения потребного количества АВО проводится на основе [4]. Для выполнения курсовой работы можно воспользоваться упрощенным вариантом методики [4], который позволяет определять количество АВО ориентировочно1. По упрощенной методике количество АВО определяется следующим образом.

1.Определение общего количества тепла, подлежащего отводу от газа на установке – Q0 , Дж/с

где М - общее количество газа, охлаждаемого на КС, кг/с; Ср - теплоемкость газа при давлении на входе в АВО и средней

температуре газа в АВО t 0,5 t1 t2 , Дж/(кг К);

t1 - температура газа на входе в АВО, равная температуре газа на выходе компрессорных машин, °С;

t2 -оптимальная температура охлаждения газа, °С.

Теплоемкость газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО находится по формуле (25)

К рассмотрению принимается несколько различных типов АВО (приложение 7). По номинальной производительности аппаратов и известной производительности КС определяется потребное количество

1 упрощение состоит в принятии коэффициента теплопередачи АВО без расчета, равным его номинальному значению.

12