Перевооружение компрессорной станции. перевооружение КС. Техническое перевооружение компрессорной станции с заменой оборудования
 Скачать 2.7 Mb.
|
|
– ᅚ расстояние ᅚ между ᅚ КС, ᅚ км. Относительная ᅚ плотность ᅚ газа, ᅚ Δ, ᅚ является ᅚ основным ᅚ параметром ᅚ является, ᅚ между ᅚ которыми ᅚ существует ᅚ следующая ᅚ связь: ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ Δ= 𝜌 1,205 , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.2.8) Плотность ᅚ газовой ᅚ смеси ᅚ при ᅚ стандартных ᅚ условиях ᅚ (кг/м 3 ) ᅚ определим ᅚ из ᅚ выражения ᅚ (при ᅚ 293,15 ᅚ К ᅚ и ᅚ 0,1013 ᅚ МПа): ст ᅚ ᅚ ᅚ стi ᅚ N iмол ᅚ ᅚ ст1 ᅚ N 1мол ᅚ ᅚ ᅚ ст2 ᅚ N 2мол ᅚ ᅚ стn N nмол ᅚ , где ᅚ стi ᅚ – ᅚ плотность ᅚ при ᅚ стандартных ᅚ условиях ᅚ i-го ᅚ компонента ᅚ газовой ᅚ смеси ᅚ по ᅚ таблице ᅚ 3.1, ᅚ кг/м 3 ; N iмол ᅚ – ᅚ молярная ᅚ доля ᅚ i-го ᅚ компонента ᅚ газовой ᅚ смеси. ст ᅚ ᅚ = ᅚ 0,8566 ᅚ ᅚ 0,7168 ᅚ ᅚ 0,06311,344 ᅚ ᅚ 0,0312 ᅚ 1,967 ᅚ ᅚ 0,0021 ᅚ 2,598 ᅚ ᅚ 0,0009 ᅚ 3,221 ᅚ 0,0112 ᅚ 1,9768 ᅚ ᅚ 0,0349 ᅚ 1,2505 ᅚ ᅚ 0,8343 ᅚ кг ᅚ / ᅚ м 3 Δ ᅚ = ᅚ 0,8343/1,205=0,692 Принимаем ᅚ значение ᅚ коэффициента ᅚ С ᅚ =0,225 𝑘𝑐𝑝 =Вт/м 2 К ᅚ [3]. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 32 Технологический расчет магистрального газопровода 𝛼𝐿 0 =0,22510 6 ᅚ 2,0·1,020·111 26,74·0,692·2,385·10 6 = 1,15446, T cp =273,6+ 303,16-273,16 1,154466 (1-e -1,15446 )- 4,759 (5,4 2 -3,9 2 ) 2·1,15446·3,9 [1- 1 1,15446 (1-e -1,15446 )] =290,17 ᅚ К Расчётное ᅚ и ᅚ принятое ᅚ значения ᅚ средней ᅚ температуры ᅚ газа ᅚ отличаются ᅚ (более ᅚ 0,5 ᅚ градусов). ᅚ Выполняем ᅚ расчеты, ᅚ которые ᅚ дадут ᅚ уточнение ᅚ характеристик ᅚ газа ᅚ и ᅚ средней ᅚ температуры ᅚ газа ᅚ [29]: ᅚ C P =1,696+1,838·10 -3 ·290,96+1,96 (3,9-0,1)10 290,96 3 6 =2,560 ᅚ кДж/кг ᅚ К, 𝐷 𝑖 = 1 2,56 ( 0,98 · 10 6 290, 96 2 − 1,5) = 3,936 К МПа ⁄ 𝛼𝐿 0 =0,22510 6 ᅚ 2,0·1,020·111 26,74·0,692·2,56·10 6 = 1,2189, T cp =273,6+ 303,16-273,16 1,2189 (1-e -1,2189 )- 3,936 (5,4 2 -3,9 2 ) 2·1,2189·3,9 [1- 1 1,2189 (1-e -1,2189 )] =291,76 ᅚ К Расхождение ᅚ (291,82-291,7564 ᅚ = ᅚ 0,0639) ᅚ мало. ᅚ Следовательно ᅚ , ᅚ принимаем ᅚ Т ср ᅚ = ᅚ 291,7564 ᅚ К ᅚ и ᅚ проверяем ᅚ Т 2 T 2 =T 0 +(T 1 -T 0 )e -αLo - D i (P 1 2 -P 2 2 ) 2αL 0 P cp ·(1-e -αLo ), T 2 =273,15+(303,16-273,16)e -1,2189 - 3,936(5,4 2 -3.9 2 ) 2·1,2189.3,9 (1-e -0,1986 )=286,47 ᅚ К По ᅚ диспетчерским ᅚ данным ᅚ Т2 ᅚ = ᅚ 286,15 ᅚ К, ᅚ т.е. ᅚ расхождение ᅚ допустимо. ᅚ 3.3 ᅚ Расчет ᅚ режимов ᅚ работы ᅚ компрессорной ᅚ станции ᅚ и ᅚ обоснование ᅚ установки ᅚ электроприводного ᅚ газоперекачивающего ᅚ агрегата Компрессорная ᅚ станция ᅚ является ᅚ неотъемлемой ᅚ ᅚ и ᅚ составной ᅚ частью ᅚ магистрального ᅚ ᅚ ᅚ газопрово да, ᅚ ᅚ ᅚ которая ᅚ ᅚ ᅚ обеспечивает ᅚ ᅚ ᅚ транспортировку ᅚ ᅚ ᅚ газа, ᅚ служит ᅚ управляющим ᅚ элементом ᅚ в ᅚ комплексе ᅚ сооружений. Режим ᅚ работы ᅚ газопровода ᅚ определяется ᅚ параметрами ᅚ работы ᅚ компрессорной ᅚ станции ᅚ [9]. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 33 Технологический расчет магистрального газопровода Компрессорная ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ станция ᅚ ᅚ ᅚ обеспечивает ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ регулировку ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ режима ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ рабо ты ᅚ газопровода ᅚ в ᅚ зависимости ᅚ от ᅚ потребления ᅚ газа, ᅚ максимально ᅚ используя ᅚ аккумулирующую ᅚ способность ᅚ газопровода. ᅚ Отбор ᅚ газа ᅚ для ᅚ газораспределительной ᅚ ᅚ ᅚ станции ᅚ ᅚ ᅚ произво дится ᅚ ᅚ ᅚ до ᅚ ᅚ ᅚ входа ᅚ ᅚ ᅚ в ᅚ ᅚ ᅚ компрессорную ᅚ станцию ᅚ [30]. Проведем ᅚ расчет ᅚ режимов ᅚ работы ᅚ компрессорной ᅚ станции. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 33 Технологический расчет магистрального газопровода Для ᅚ компрессорной ᅚ станции ᅚ характерны ᅚ следующие ᅚ исходные ᅚ данные: ᅚ - ᅚ коммерческая ᅚ производительность, ᅚ Q км ᅚ = ᅚ ᅚ 9 ᅚ млрд.м 3 /год; ᅚ - ᅚ рабочее ᅚ давление ᅚ компрессорной ᅚ станции, ᅚ Р 1 ᅚ = ᅚ ᅚ 5,4 ᅚ МПа; ᅚ - ᅚ давление ᅚ в ᅚ компрессорную ᅚ станцию ᅚ на ᅚ входе, ᅚ P 2 ᅚ = ᅚ 3,9 ᅚ МПа; ᅚ - ᅚ температура ᅚ газа ᅚ компрессорной ᅚ станции ᅚ на ᅚ выходе, ᅚ t 1 ᅚ ᅚ = ᅚ 30 ᅚ ºС; ᅚ - ᅚ температура ᅚ газа ᅚ на ᅚ входе ᅚ в ᅚ компрессорную ᅚ станцию, ᅚ t 2 ᅚ ᅚ = ᅚ 7 ᅚ ºС; ᅚ - ᅚ диаметр ᅚ газопровода ᅚ на ᅚ входе ᅚ и ᅚ выходе, ᅚ D ᅚ = ᅚ 1020 ᅚ мм ᅚ [4]. Давление ᅚ газа, ᅚ Р вс ᅚ на ᅚ входе ᅚ компрессорного ᅚ цеха ᅚ определим ᅚ по ᅚ формуле: ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ Рвс ᅚ ᅚ ᅚ Р2 ᅚ ᅚ ᅚ Рвх ᅚ , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.1) где ᅚ Рвх ᅚ – ᅚ потери ᅚ давления ᅚ во ᅚ входных ᅚ технологических ᅚ коммуникациях ᅚ компрессорной ᅚ станции, ᅚ МПа. Потери ᅚ давления ᅚ газа ᅚ в ᅚ технологических ᅚ трубопро водах ᅚ и ᅚ обо рудовании ᅚ ко мпрессорной ᅚ ᅚ станции ᅚ ᅚ следует ᅚ ᅚ рассчитывать: ᅚ ᅚ в ᅚ ᅚ трубопрово дной ᅚ ᅚ обвязке ᅚ ᅚ – ᅚ по ᅚ проектным ᅚ геометрических ᅚ характеристикам; ᅚ в ᅚ оборудовании ᅚ – ᅚ ᅚ по ᅚ техническим ᅚ характеристикам ᅚ заводов-изготовителей ᅚ оборудования ᅚ [28,50]. Значение ᅚ потери ᅚ давления ᅚ газа ᅚ в ᅚ технологических ᅚ коммуникациях ᅚ компрессорной ᅚ станции ᅚ принимаем ᅚ δ ᅚ Рвх = ᅚ 0,08 ᅚ (таблица ᅚ 3.4) ᅚ [28]. Рвс ᅚ = ᅚ 3,9-0,08=3,82 ᅚ МПа На ᅚ компрессорной ᅚ станции ᅚ предполагается ᅚ установить ᅚ газоперекачивающие ᅚ агрегаты ᅚ с ᅚ электроприводом ᅚ типа ᅚ ГПА-4,0/8200-56/1,26-Р ᅚ и ᅚ нагнетателем ᅚ типа ᅚ НЦ-4,0/56-1,26, ᅚ основные ᅚ характеристики ᅚ которых ᅚ представлены ᅚ в ᅚ таблице ᅚ 3.6, ᅚ 3.7. Таблица ᅚ 3.6 ᅚ Техническая ᅚ характеристика ᅚ газоперекачивающего ᅚ агрегата ᅚ с ᅚ электроприводом Наименование ᅚ параметра Значение Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 34 Технологический расчет магистрального газопровода Тип ᅚ агрегата ᅚ 4,0/8200-56/1,26-Р Мощность, ᅚ кВт ᅚ 4000 Напряжение, ᅚ В ᅚ 10000 Частота ᅚ вращения, ᅚ об/мин ᅚ 8200 Коэффициент ᅚ мощности ᅚ 0,9 КПД ᅚ электродвигателя, ᅚ % ᅚ 97,2 Тип ᅚ центробежного ᅚ нагнетателя ᅚ НЦ-4,0/56-1,26 Степень ᅚ сжатия ᅚ 1,26 Абсолютное ᅚ давления ᅚ на ᅚ нагнетателе, ᅚ МПа ᅚ 4,36 Часто ᅚ та ᅚ вращения ᅚ ротора ᅚ нагнетателя, ᅚ об/мин ᅚ 8200 z пр ᅚ 0,91 R пр , ᅚ Дж/(кг∙К) ᅚ 490,5 (Т вс ) пр , ᅚ К ᅚ 287,15 Таблица ᅚ 3.7 ᅚ Параметры ᅚ центробежного ᅚ нагнетателя Тип ᅚ нагнетателя ᅚ zпр ᅚ R пр , ᅚ Дж/кг·К ᅚ Тпр, ᅚ К ᅚ Q пр ᅚ min , ᅚ м 3 /мин ᅚ Q пр ᅚ max , ᅚ м 3 /мин ᅚ n н , ᅚ мин -1 ᅚ ηпо ᅚ л max ᅚ 1 2 3 4 5 6 7 8 НЦ-4,0/56- 1,26 ᅚ 0,91 ᅚ 490,5 ᅚ 287,15 ᅚ 141,60 ᅚ 290 ᅚ 8200 ᅚ 0,8 Рис. ᅚ 3.1 ᅚ ЭГПА-4,0/8200-56/1,26-Р ᅚ c ᅚ нагнетателем ᅚ типа ᅚ НЦ-4,0/56-1,26 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 35 Технологический расчет магистрального газопровода Состав ᅚ электроприводного ᅚ газоперекачивающего ᅚ агрегата: ᅚ - ᅚ центробежный ᅚ нагнетатель ᅚ природного ᅚ газа; ᅚ - ᅚ асинхронный ᅚ высокоскоростной ᅚ электродвигатель; ᅚ - ᅚ полупроводниковый ᅚ преобразователь ᅚ частоты; ᅚ - ᅚ агрегатная ᅚ система ᅚ автоматического ᅚ управления ᅚ и ᅚ регулирования; ᅚ - ᅚ аппарат ᅚ воздушного ᅚ охлаждения ᅚ газа ᅚ с ᅚ вентильным ᅚ электроприводом; ᅚ - ᅚ система ᅚ активно ᅚ го ᅚ магнитного ᅚ подвеса; ᅚ - ᅚ система ᅚ электроснабжения ᅚ [41]. Объемную ᅚ производительность ᅚ при ᅚ параметрах ᅚ на ᅚ входе ᅚ в ᅚ нагнетатель ᅚ Q ᅚ м 3 /мин., ᅚ определим ᅚ по ᅚ формуле: ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ Q = 0,24QhZвсТвс Рвс , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.2) где ᅚ Q h ᅚ - ᅚ производительноcть ᅚ центробежного ᅚ нагнетателя, ᅚ млн.м 3 /сут ᅚ (при ᅚ 293,15 ᅚ К ᅚ и ᅚ 0,1013 ᅚ МПа); ᅚ z вс ᅚ – ᅚ коэффициент ᅚ сжимаемости ᅚ газа ᅚ при ᅚ условии ᅚ входа ᅚ в ᅚ нагнетатель; ᅚ Р вс ᅚ – ᅚ абсолютное ᅚ давление, ᅚ МПа; T вс ᅚ – ᅚ температура ᅚ газа ᅚ на ᅚ входе ᅚ в ᅚ нагнетатель, ᅚ К. Температуру ᅚ газа ᅚ Твс ᅚ на ᅚ входе ᅚ компрессорного ᅚ цеха ᅚ следует ᅚ принимать ᅚ равной ᅚ температуре ᅚ газа ᅚ Т 2 ᅚ в ᅚ конце ᅚ предшествующего ᅚ линейного ᅚ участка. ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ Q k = q kn m , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.3) где ᅚ m ᅚ - ᅚ количество ᅚ параллельно ᅚ работающих ᅚ групп ᅚ из ᅚ последовательно ᅚ включенных ᅚ нагнетателей. ᅚ В ᅚ нашем ᅚ случае ᅚ m=1 Q k ᅚ = ᅚ 9/1 ᅚ = ᅚ 9 ᅚ млн.м 3 /сут ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ z вс = ᅚ 1- 0,0241Р пр2 τ , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚᅚ ᅚ (3.3.4) τ=1-1,68T пр2 +0,78T 2 пр +0,0107Т 3 пр2 Р пр2 = Р 2 Р пк Т пр2 = Т 2 Т пк Р пр2 = 3,9 4,614 =0,8453 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 36 Технологический расчет магистрального газопровода Т пр2 = 280,15 213,14 =1,314 где ᅚ Р пр , ᅚ Т пр ᅚ – ᅚ приведенные ᅚ давление ᅚ и ᅚ температура; ᅚ Р пк ᅚ – ᅚ псевдокритическое ᅚ давление; Т пк ᅚ – ᅚ псевдокритическая ᅚ температура; Т вс ᅚ – ᅚ температура ᅚ газа ᅚ на ᅚ входе ᅚ в ᅚ нагнетатель. τ 2 =1-1,68×1,455+0,78×1,455 2 +0,0107×1,455 3 =0,2399, z вс = 1- 0,0241×0,8453 0,2399 =0,8904 Q= 0,24×9×280,15 3,9 =138,15 ᅚ м 3 /мин Определим ᅚ мощность ᅚ N ᅚ кВт, ᅚ потребляемую ᅚ нагнетателем: ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ N= N i 0,95η м , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.5) где ᅚ η м ᅚ – ᅚ коэффициент ᅚ полезного ᅚ действия ᅚ нагнетателя ᅚ и ᅚ редуктора, ᅚ для ᅚ электроприводных ᅚ ГПА ᅚ принимаем ᅚ 0,96; ᅚ 0,95 ᅚ – ᅚ коэффициент, ᅚ учитывающий ᅚ допуски ᅚ и ᅚ техническое ᅚ состояние ᅚ нагнетателя ᅚ [30]. ᅚ Если ᅚ приведенные ᅚ характеристики ᅚ нагнетателя ᅚ отсутствуют, ᅚ то ᅚ до ᅚ пускается ᅚ приближенное ᅚ расчетное ᅚ определение ᅚ внутренней ᅚ мощности ᅚ нагнетателя, ᅚ кВт, ᅚ определим ᅚ по ᅚ формуле: ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ N i = 13,34z вс T вс Q вс η пол (ε 0,3 -1 )= 55,6Р вс Q η пол (ε 0,3 -1 ), ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.6) где ᅚ ε ᅚ - ᅚ степень ᅚ повышения ᅚ давления ᅚ в ᅚ нагнетателе ; η пол ᅚ ᅚ - ᅚ политропический ᅚ коэффициент ᅚ полезного ᅚ действия ᅚ нагнетателя, ᅚ при ᅚ отсутствии ᅚ данных, ᅚ принимаем ᅚ 0,80. ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ε ᅚ = Р наг Р вс = 5,4 3,9 =1,3846, ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.7) N i = 55,6×3,9×138,15 0,8 (1,3846 0,3 -1)=3639,95 ᅚ кВт, Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 37 Технологический расчет магистрального газопровода N= 3639,95 0,95×0,96 =3991,173 ᅚ кВт. Плотность ᅚ газа ᅚ при ᅚ условиях ᅚ входа ᅚ в ᅚ нагнетатель ᅚ определим ᅚ по ᅚ следующей ᅚ формуле, ᅚ кг/м 3 : ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ 𝜌 вс = Р вс 𝑧 вс 𝑅𝑇 вс , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ (3.3.8) где ᅚ z вс ᅚ – ᅚ коэффициент ᅚ сжимаемости ᅚ газа ᅚ при ᅚ входе ᅚ в ᅚ нагнетатель; Р ст ᅚ – ᅚ давление ᅚ газа ᅚ (абсолютное) ᅚ при ᅚ стандартных ᅚ условиях, ᅚ МПа; Т вс ᅚ – ᅚ температура ᅚ газа ᅚ на ᅚ входе ᅚ в ᅚ нагнетатель, ᅚ К; R ᅚ – ᅚ газовая ᅚ постоянная, ᅚ Дж/кг*К, ᅚ определяемая ᅚ по ᅚ формуле: ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚᅚ ᅚ ᅚ R = 0,287 ∆ = 287 0,692 = 414,51 ᅚ Дж/кг·К , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.9.) ρ вс = 3,9·10 6 0,8904·414,51·286,15 =37,990 ᅚ кг/м 3 Определение ᅚ параметров ᅚ центробежных ᅚ нагнетателей ᅚ выполним ᅚ по ᅚ их ᅚ приведенным ᅚ характеристикам, ᅚ что ᅚ позволит ᅚ учитывать ᅚ отклонение ᅚ параметров ᅚ газа ᅚ на ᅚ входе ᅚ в ᅚ нагнетатель. Приведенная ᅚ объемная ᅚ производительность, ᅚ м 3 /мин. ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ Q пр = 𝑄 𝑛 н 𝑛 , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.10) где ᅚ n, ᅚ n н ᅚ – ᅚ частота ᅚ вращения ᅚ ротора ᅚ нагнетателя ᅚ фактическая ᅚ и ᅚ номинальная, ᅚ об/мин; Q пр =138,15 8200 8000 =141,6 ᅚ м 3 /мин. ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ( 𝑛 𝑛 н ) пр = 𝑛 𝑛 н √ 𝑧 пр (Т вс ) пр 𝑅 пр 𝑧 вс Т вс 𝑅 , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.11) ᅚ где ᅚ z вс , ᅚ R пр , ᅚ (Т вс ) пр – ᅚ параметры ᅚ газа, ᅚ для ᅚ которых ᅚ составлена ᅚ характеристика ᅚ нагнетателя: ᅚ коэффициент ᅚ сжимаемости, ᅚ газовая ᅚ постоянная ᅚ компримируемого ᅚ газа ᅚ и ᅚ температура, ᅚ принимаем ᅚ по ᅚ табл. ᅚ 3.1. ᅚ ( n n н ) пр = 8000 8200 √ 0,91·287,15·490,5 0,8904·280,15·414,51 , ᅚ =1,074 Принимаем ᅚ значение ᅚ фактической ᅚ часто ᅚ ты ᅚ вращения ᅚ вала ᅚ нагнетателя ᅚ n ᅚ = ᅚ 8000 ᅚ об/мин. ᅚ Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 38 Технологический расчет магистрального газопровода При ᅚ расчете ᅚ рабочих ᅚ параметров ᅚ центробежных ᅚ нагнетателей ᅚ необходимо ᅚ использовать ᅚ следующие ᅚ приведенные ᅚ характеристики ᅚ [29, ᅚ 48]: ᅚ - ᅚ характеристика ᅚ центробежного ᅚ нагнетателя ᅚ в ᅚ форме ᅚ зависимостей ᅚ степени ᅚ повышения ᅚ давления: ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ε= Р наг Р вс , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.12) - ᅚ политропического ᅚ коэффициента ᅚ полезного ᅚ действия ᅚ η пол ᅚ и ᅚ приведенной ᅚ относительной ᅚ мощности: ε= Р наг Р вс , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ( N i ρ вс ) пр = N i ρ вс ( n н n ) 3 , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.13) ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ( N i ρ вс ) пр = 3639,95 37,990 ( 8200 8000 ) 3 =103,18 ᅚ кВт/кг·м 3 Характеристики ᅚ отдельного ᅚ центробежного ᅚ нагнетателя ᅚ и ᅚ групп ᅚ из ᅚ двух ᅚ и ᅚ трех ᅚ последовательно ᅚ включенных ᅚ нагнетателей ᅚ в ᅚ форме ᅚ зависимостей ᅚ степени ᅚ повышения ᅚ давления ᅚ и ᅚ приведенной ᅚ внутренней ᅚ мощности ᅚ [28]. (𝑁 𝑖 ) пр = 𝑁 𝑖 · (Р вс ) пр Р вс √ 𝑧 пр (Т вс ) пр 𝑅 пр 𝑧 вс Т вс 𝑅 , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.14) ᅚ (N i ) пр = 3639,95 3,9 √ 0,91·287,15·490,5 0,8904·286,15·414,51 ᅚ =3146,22 ᅚ кВт - ᅚ от ᅚ приведенной ᅚ производительности ᅚ ᅚ (𝑄 𝑘 ) пр = 𝑄 𝑘 √ 𝑧 вс Т вс 𝑅 пр 𝑧 пр (Т вс ) пр 𝑅 , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.15) (Q k ) пр =9·√ 0,8904·286,15·490,5 0,91·287,15·414,51 =8,647 ᅚ млрд ᅚ м 3 /год. Параметры ᅚ работы ᅚ нагнетателей ᅚ при ᅚ давлении ᅚ на ᅚ входе, ᅚ отличающимся ᅚ от ᅚ номинального ᅚ значения, ᅚ находим ᅚ с ᅚ помощью ᅚ линий ᅚ постоянной ᅚ приведенной ᅚ производительности: ᅚ ᅚ (Q) пр =Q·√ z пр (Т вс ) пр R пр z вс Т вс R , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.16) Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 39 Технологический расчет магистрального газопровода (Q) пр =138,15·√ 0,91·287,15·490,5 0,8904·286,15·414,51 =152,19 ᅚ м 3 /мин. Зависимость ᅚ повышения ᅚ температуры ᅚ газа ᅚ в ᅚ нагнетателе ᅚ ∆ 𝑡 𝑛 (∆𝑇 н ) ᅚ от ᅚ его ᅚ объемной ᅚ приведенной ᅚ производительности ᅚ для ᅚ различных ᅚ значений ᅚ приведенных ᅚ относительных ᅚ оборотов ᅚ [28, ᅚ 47]. ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ( n n пр ) пр = n n пр √ z пр R пр z вс R , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3. 17) ( n n пр ) пр = 8000 8200 √ 0,91·490,5 0,8904·414,51 =1,072. Температуру ᅚ газа ᅚ на ᅚ выходе ᅚ нагнетателя ᅚ Т наг , ᅚ К, ᅚ определим ᅚ по ᅚ формуле: ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ Т наг =Т вх ε k-1 k·η пол , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.18) где ᅚ k ᅚ – ᅚ 1,31; Т наг =280,15·1,141 1,31-1 1,31-0,8 =302,563 ᅚ К. Определим ᅚ Р к ᅚ по ᅚ формуле: ᅚ ᅚ ᅚᅚ ᅚ р к =√ р н 2 -Q 2 ·∆·λ·z ср ·Т ср ·l 105,087 2 ·D вн 5 , ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.19) р к =√5,4 2 - 138,15 2 ·0,692·1,291·10 -2 ·0,89·291,76·111 105,087 2 ·0,1020 5 =3,867 ᅚ МПа Определим ᅚ среднее ᅚ давление ᅚ по ᅚ формуле: ᅚ р СР = 2 3 (р н + р к 2 р н +р к )= 2 3 (5,4+ 3,867 2 5,4+3,867 )=4,603 ᅚ МПа ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ ᅚ (3.3.20) В ᅚ ходе ᅚ расчета ᅚ были ᅚ проработаны ᅚ нормативные ᅚ документы ᅚ в ᅚ области ᅚ технологического ᅚ проектирования ᅚ и ᅚ сооружения ᅚ магистральных ᅚ газопроводов. ᅚ По ᅚ результатам ᅚ расчетов ᅚ определены ᅚ расчетные ᅚ параметры, ᅚ которые ᅚ представлены ᅚ в ᅚ таблице ᅚ 3.8. ᅚ Таблица ᅚ 3.8 ᅚ – ᅚ Расчетные ᅚ параметры ᅚ реконструируемой ᅚ КС Наименование ᅚ расчетного ᅚ параметра Значение 1 2 Конечное ᅚ давление ᅚ Р к, ᅚ МПа 3,9 Среднее ᅚ давление ᅚ Р ср, ᅚ МПа 4,603 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 40 Технологический расчет магистрального газопровода Приведенная ᅚ температура ᅚ Тпр 1,54 Приведенное ᅚ давление ᅚ Р пр 0,965 Тепло ᅚ емкость ᅚ газа ᅚ Ср, ᅚ кДж/(кг·К) ᅚ 2,560 Коэффициент ᅚ Джоуля-Томсона ᅚ Di, ᅚ К/МПа ᅚ 3,936 Параметр ᅚ а t ᅚ 2,6·10-3 Средняя ᅚ температура ᅚ Тср, ᅚ К ᅚ 291,76 Средний ᅚ коэффициент ᅚ сжимаемости ᅚ Zср ᅚ 0,890 Динамическая ᅚ вязкость ᅚ газа ᅚ μ, ᅚ Па·с ᅚ 1,176·10-5 1 ᅚ 2 Число ᅚ Рейнольдса ᅚ Re ᅚ 33,7·107 Коэффициент ᅚ сопротивления ᅚ тренияλ тр ᅚ 11,1·10-3 Коэффициент ᅚ гидравлического ᅚ сопротивления ᅚ λ ᅚ 1,291·10-2 Конечное ᅚ давление ᅚ Р к, ᅚ , ᅚ МПА ᅚ 3,9 Относительная ᅚ погрешность ᅚ по ᅚ давлению, ᅚ % ᅚ 0,08 Установлено, ᅚ что ᅚ проектная ᅚ пропускная ᅚ производительность ᅚ соответствует ᅚ прогнозной ᅚ динамике ᅚ потоков ᅚ газа ᅚ по ᅚ газопроводу, ᅚ которая ᅚ составляет ᅚ 9,52 ᅚ млрд ᅚ м 3 /год. Показано, ᅚ что ᅚ применяемые ᅚ для ᅚ технического ᅚ перевооружения ᅚ компрессорной ᅚ станции ᅚ электроприводные ᅚ агрегаты ᅚ с ᅚ регулируемым ᅚ число м ᅚ оборотов ᅚ обеспечивают ᅚ заданные ᅚ режимы ᅚ работы ᅚ компрессорной ᅚ станции. ᅚ Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 41 Технологический расчет магистрального газопровода |