компрессоры. практическое задание. Вариант 33. Практическое занятие 1
 Скачать 51.63 Kb.
|
|
Вариант – 33. Практическое занятие №1 Экспериментальная установка состоит из центробежного нагнетателя, сжимающего газ с относительной плотностью по воздуху Δ, который в рассматриваемом процессе может приниматься как идеальный. Манометрическое давление на входе и на выходе нагнетателя Р1 и Р2, температура – Т1 и Т2. Утечки газа в компрессоре отсутствуют. Массовая производительность на всасывании равна М1. Требуется определить: объёмную производительность на входе, объёмную производительность на выходе, коммерческую производительность, степень сжатия. Численные значения параметров нагнетателя и характеристика транспортируемого газа даны в табл. 1.1. Таблица 1.1. Параметры нагнетателя и компримируемого газа
Объёмная производительность на входе может быть рассчитана по формуле Q1 = M1 / ρ1, где M1 - массовая производительность на входе, ρ1 - плотность газа на входе нагнетателя, определяемая по формуле ρ1 = P1/Z1*R*T1, где R - газовая постоянная транспортируемого газа, Дж/кг*К, определяемая по формуле R= Rвозд/ Δ R = 287/0,61 = 470,5 Дж/кг∙К ρ1 = 3,9*106 / 1*470,5*290 = 28,6 кг/м3 Q1 = 160/28,6 = 5,6 м3/мин Объёмная производительность на выходе может быть рассчитана по формуле при условии идеального газа - P1*Q1/T1 = P2*Q2/T2 Q2 = P1*Q1*T2/P2*T1 Q2 = 3,9*106*5,6*305/5,4*106*290 = 4,25 м3 Коммерческая производительность может быть рассчитана по формуле Qк = M1/ ρ0, где ρ0 - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3 ρ0 = /ρвозд, ρ0 = 0,61/1,205 = 0,5 Qк = 160/0,5 = 320 м3/мин Степень сжатия нагнетателя определяется по формуле = P2/P1 = 55/40 = 1.375 Практическое занятие №2 Компрессорная станция оснащена тремя нагнетателями, соединенными параллельно. Каждый нагнетатель работает с частотой вращения ротора n и объёмной производительностью Qv . Параметры газа на входе в нагнетатель Z1, R, Tв1. При помощи приведённой характеристики нагнетателя (рис. 2.2, 2.3) определить в каком режиме работают нагнетатели – помпажном или беспомпажном. Таблица 2.1. Численные значения параметров нагнетателя и компримируемого газа
Нагнетателю гарантируется безпомпажная работа при соблюдении следующего неравенства: Qпр/Qкр ≥ 1,1 Рассчитываем приведенную производительность нагнетателя на его входе по формуле Qпр = Q*nн/n, где nн - номинальная частота вращения ротора нагнетателя. Для нагнетателя марки ГПА-Ц-6,3 – 8200 об/мин Qпр = 140*8200/8700 = 131,95 м3/мин Из характеристики нагнетателя находим Qкр = 140 м3/мин Qпр/Qкр = 131,95/140 = 0,94 Таким образом, условие беспомпажной работы нагнетателя не выполняется. Для выведения нагнетателя из помпажного режима рассмотрим такие варианты: 1) уменьшения частоты вращения ротора нагнетателей; 2) увеличение производительности каждого из нагнетателей, например, перепуском части газа с нагнетательной линии КС во всасывающею линию (метод байпасирования); 3) уменьшение количества параллельно работающих нагнетателей при сохранении общего расхода газа. Рассмотрим первый вариант. В данном случае приведенная производительность нагнетателя должна быть не меньше величины, вычисленной формуле Qпр = 1,1*Qкр Qпр = 1,1*140 = 154 м3/мин Далее находим величину оборотов ротора нагнетателя n = Q*nн/Qпр = 140*8200/154 = 7454 об/мин Рассмотрим второй вариант. Был выполнен расчёт потерь напора в нефтепроводе при различных производительностях Q1=1м3/с; Q2=1,5м3/с; Q3=2м3/с; Q4=2,5м3/с; Q5=3м3/с, Q6=3,5м3/с. Расчёт был выполнен по уравнению Лейбензона:  , где h– потери напора, (м); Q - производительность нефтепровода, (м3/с); ν – кинематическая вязкость нефти, (м2/с); L – длина нефтепровода, (м); D – внутренний диаметр нефтерповода, (м); β и т – безразмерные коэффициенты, значения которых зависят от режима движения жидкости в трубопроводе (для турбулентного режима в области гидравлически гладких труб β = 0,0247, т=0,25).Были получены следующие значения: h1= 47 м, h2=95 м, h3=157 м, h4=232 м, h5=320 м, h6=419 м 2. Был выполнен расчет напора НПС при различных производительностях Q1=1м3/с; Q2=1,5м3/с; Q3=2м3/с; Q4=2,5м3/с; Q5=3м3/с, Q6=3,5м3/с. Расчёт был выполнен по формуле для последовательного соединения К одинаковых насосов Н = К (а - bQ2), где α и b - Коэффициенты аппроксимации напорных характеристик для насоса марки НМ 7000-210 равны 299 м и 0,194*10-5 м/(м3/ч)2 соответственно. Были получены следующие значения: H1= 548 м, H2=485 м, H3=397 м, H4=284 м, H5=146 м, H6= -18 м 3. Была построена совмещенная характеристика НПС и нефтепровода с указанием А - рабочая точка системы и производительность нефтепровода до снижения объёмов перекачки Qa = 2,65 м3/с, Ha = 250 м.   4. Была построена совмещенная характеристика НПС и линейной части после снижения объёмов производительности на 7% методом дросселирования. При этом Qy = Qа – 7% = 2,47 м3/с.    Qy  Рабочая точка системы и НПС переместилась в положение Д. При этом величина напора выросла до значений Hд = 300 м. Экономичность работы НПС в условиях их эксплуатации определяется главным образом энергозатратами, то есть расходом мощности. Была определена мощность, потребляемая НПС в целом после снижения объёмов методом дросселирования по формуле: Nд = ρ *g * Qy * Hд / η нпс = 860 * 9,8 * 2,47 * 300 / 0,74 = 8 439 389 Вт 5. Была построена совмещенная характеристика НПС и линейной части после снижения объёмов производительности на 7% методом перепуска.   П  Рабочая точка системы и НПС переместилась в положение П. При этом величина напора снизилась до значений Hп = 210 м. Была определена мощность, потребляемая НПС в целом после снижения объёмов методом перепуска по формуле: Nд = ρ *g * Qy * Hд / η нпс = 860 * 9,8 * 2,47 * 210 / 0,74 = 5 907 572 Вт Вывод: наиболее экономичным при снижении объемов перекачки на короткий период на 7 % является метод перепуска. |