Расчет мощности, потребляемой компрессорными машинами

Мощность N находится при расчете режимов работы компрессорных машин (КМ). Данный расчет состоит в определе­ния потребного числа работающих КМ на КС и методов регулирования режимов их работы для обеспечения станции заданных значений подачи Q, давления всасывания Р_вх, давления нагнетания Р_н и температуры газа на выходе КС Т_н.

Расчет выполняется отдельно для различных видов КС ма­гистрального газопровода - головной КС (ГКС), последней КС газопровода, промежуточных станций.

Различие в расчете режимов работы КМ названных станций состоит в том, что давление на входе ГКС в общем случае от­лично от давления на входе других КС, а давление на выходе последней КС - от аналогичного давления на других станциях.

Возможны случаи, когда режимы работы всех КС газопровода могут быть различны (например, при не полной загрузке газопровода и выведении из эксплуатации части станций, при наличии путевых подкачек и сбросов).

Перед выполнением расчета уточняется требуемая производительность станции, и обосновываются требуемые давления на 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

                                     (10)

где Т_в1 и Т_вх - 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;

 Р_в1 и Р_вх - давление га­за на входе нагнетателей и КС, МПа;

ΔР_вх - потери давления во входных технологических коммуникациях КС (приложение 4), МПа.

2. Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели

 

                    (11)

где R - газовая постоянная, транспортируемого газа, Дж/кг К;

Δ - относительная плотность газа по воздуху;

ρ_н и ρ_воз - плотность газа и воздуха при стандартных условиях (20°С и 760 мм рт.ст.), кг/м³; Плотность воздуха в расчетах принимает равной 1,205

Р_в1 -давление на входе нагнетателя первой ступени сжатия, МПа;

  ρ_{в1 -} 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:

 

                                        (12)

где:

                        (13)

                           (14)

Критические значения давления и температуры:

 

                                          (15)

 

                                           (16)

 

     Приведенные значения давления Р_пр и температуры Т_пр:

                                                                  (17)

                                                                    (18)

 

3. Определение объемной производительности нагнетателя в м³/мин

 

                                  (19)

 

где Q - производительность нагнетателя, м³/сут;

Q_кс - производительность КС, м³/сут;

  К - количество парал­лельно работающих нагнетателей.

4. Определение допустимого интервала изменения числа оборотов ротора нагнетателя

а) из условия экономичности работы нагнетателя

                                 (20)

б) из условия соблюдения правил технической эксплуатации газотурбинного привода нагнетателя

                                (21)

где n_н - номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

Q_пр.min  и Q_пр.max - минимальное и максимальное значения Q_пр, соответствующе зоне приведенной характеристи­ки с η_пол≥0,8;

n_Tmin и n_Tmax - минимально и макси­мально допустимые значения частоты вращения вала силовой турбины [2];

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

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 n_н. Значения n, отличающиеся от n_н. следует назна­чать лишь при невыполнении одного из условий (2) и (3) при n = n_н. 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 = n_н.

6. Определение приведенной производительности нагнета­теля

                                              (22)

7. Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнета­теля

                                   (23)

где Z_пр, R_пр, T_пр - параметры газа с приведенной характе­ристики; размерность R_пр – Дж/(кг К).

8. Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа

Нагнетателю гарантируется безпомпажная работа при соблюдении неравенства

                                            (24)

где - значение  из приведенной характеристики, соответствующее максимуму зависимости  для рассматриваемого значения , а при отсутствии максимума у зависимости - минимальному значению  из при­веденной характеристики.

9. Определение степени сжатия нагнетателе ε и относительной приведенной внутренней мощности нагнетателей  по приведенной характеристике нагнетателя.

10. Расчет мощности, потребляемой нагнетателем

                                       (25)

11. Определение потребной мощности для привода нагне­тателя

                                      (26)

где  - 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

                                     (27)

где P_н1 и T_н1 - давление и температура газа на выходе нагнетателей первой ступени сжатия, МПа и К соответственно.

 

В. Расчет режима работы нагнетателей второй ступени сжатия

1. Определение параметров газа на входе нагнетателей второй ступени сжатия

                                  (28)

где P_в2 и T_в2 - 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

                                          (29)

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

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

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

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

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

Среднегодовая температура наружного воздуха t_1в 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 t_1в

                                              (30)

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

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

 

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 ориентировочно[1]. По упро­щенной методике количество АВО определяется следующим об­разом.

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

                                           (31)

где М - общее количество газа, охлаждаемого на КС, кг/с;

С_р - теплоемкость газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО , 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)

 

                      (32)

 

К рассмотрению принимается несколько различных типов АВО (приложение 7). По номинальной производительности аппаратов и известной производительности КС определяется потребное количество АВО m каждого типа и рассчитываются требуемые производительности одного аппарата каждого типа по теплоотводу Q₁ и по газу M₁:

; .                                     (33)

Принимаемые к рассмотрению АВО должны иметь рабочее давление, соответствующее давлению на выходе КС.

2. Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха t_2в

                                         (34)

где V_в - общий объемный расход воздуха, подаваемого всеми вентиляторами одного АВО, м³/с;

С_рв – теплоемкость воздуха при барометрическом давлении Р_а и t_1в, Дж/(кг К);

ρ_в - плотность воздуха на входе в АВО, кг/м³;

                                      (35)

Предварительно принятое количество АВО остается в силе при t_2в > t₁. Если для некоторого типа АВО данное условие не соблюдается, количество аппаратов в этом случае увеличи­вается на один и расчет повторяется до получения необходимо­го соотношения между t_2в и t₁.

3. Проверка принятого количества АВО по поверхности теплопередачи одного АВО. Требуемая поверхность теплопереда­чи F_р:

                                           (36)

где К_р - коэффициент теплопередачи, принимаемый по при­ложению 7, Вт/(м² К);

;                                         (37)

m’ - скорректиро­ванное в п.3 количество АВО;

                                          (38)

 

;                               (39)

 

                                   (40) 

где i - число ходов газа в аппарате;

 - поправка, определяемая по приложению 10, в зависимости от параметров R и Р;

 

;                                            (41)

 

                                           (42)

Проверка выполняется при выполнении условия:

                                            (43)

где F - фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО), увеличенная согласно [4] на 10% с учетом возможного выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена, м;  - допустимое расхождение между F_Р и F (может быть принято равным 5% от F), м.

Если данное условие не соблюдается, то расчет повторя­ется с измененным значением t₂: при F_Р > F t₂ сле­дует увеличить, при    F_Р < F - уменьшить.

4. Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа _ΔР в МПа (движение газа - в зоне квадратичного закона сопротивления).

                      (44)

где ω - средняя скорость газа в трубах АВО, м/с;

ρ -плотность газа при давлении на входе в АВО и средней темпе­ратуре газа в АВО, кг/м³;

 - сумма коэффициентов местных сопротивлений (приложение 7);

l - длина труб АВО, м;

d - внутренний диаметр труб, м;

Δ - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в расчетах принимать Δ =2 10^-4 м), м;

                                               (45)

S - площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа, м².

Полученное значение _ΔР должно удовлетворять усло­вию:

                        (46)

где - нормативные [4] потери давления в нагнетательных коммуникациях КС (приложение 4), МПа;

- расчет­ные потери давления в нагнетательных коммуникациях КС МПа;

= 0,015 - 0,02 МПа.

При невыполнении данного условия необходимо либо принять другой тип и количество АВО, либо пересмотреть технологическую схему КС.

5. Определение энергетического коэффициента Е. Энергетический коэффициент используется для сравнения эффективности работы теплообменной аппаратуры и представляет собой отложение количества переданного тепла к затратам энергии на преодоление гидравлических сопротивлений теплообменника.

                                     (47)

где N - мощность, затрачиваемая на преодоление сопротив­лений со стороны поверхности теплопередачи, Вт;

H - пол­ный напор, развиваемый вентиляторами АВО, Па.

6. Выбор оптимального типа и количества АВО. Основным критерием оптимальности в данном случае является минимум приведенных затрат по установке охлаждения газа. При отсут­ствии экономических данных по АВО за критерии оптимальности для ориентировочной оценки могут быть приняты энергетичес­кий коэффициент Е и металловложения в установку АВО G.

Тип и, соответственно количество АВО, которым отвечают Е _мах и G _min являются оптимальными.

Уточнение количества АВО по экстремальным усло­виям эксплуатации аппаратов. Таковыми условиями являются: абсолютная максимальная температура наружного воздуха в районе расположения КС и июльская температура грунта на глубине заложения газопровода.

 

 

ПОДБОР ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ

 

Методика определения числа масляных пылеуловителей изложена в [4]. Потребное количество пылеуловите­лей циклонного (мультициклонного) типа определяется следую­щая образом. Первоначально уточняется рабочее давление пыле­уловителя (оно равно давлению газа на входе КС). Затем по характеристике пылеуловителя (приложение 6) определяются его минимально и максимально допустимые производительности Q_min и Q_max. При отличии плотности транспортируемого газа при стандартных условиях от 0,75 кг/м³ полученные значе­ния Q_min и Q_max корректируются по приложению 10. По уточ­ненным значениям производительностей определяется потребное число пылеуловителей таким образом, чтобы при отключении од­ного из аппаратов, нагрузка на оставшиеся в работе не выхо­дила за пределы их максимальной производительности Q_max, а при работе всех аппаратов - не выходила за пределы мини­мальной производительности Q_min. При этом в любом режиме работы общие потери давления на стороне всасывания КС не должны превышать нормативных величин (приложение 8).

 

Количество пылеуловителей находим по формуле:

 

                                            (48)  

                   

                                             (49)  

 и - максимально и минимально допустимое количество пылеуловителей, шт.

- суточная производительность КС,

,  - минимальная и максимальная производительности пылеуловителей,